Текст
СПРЛВ0*{П1!И
no sHcmwn
waa iM асшшй
сешиооования
И. к. ДАВЫДОВА, Б. И. ПОПОВ, В. М. ЭРЛИХ
СПРАВОЧНИК
ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ
ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ
И ПОСТОВ
СЕКЦИОНИРОВАНИЯ
ИЗДАНИЕ ВТОРОЕ,
ПЕРЕРАБОТАННОЕ И ДОПОЛНЕННОЕ
МОСКВА «ТРАНСПОРТ» 1978
ББК 39.217
Д 13
УДК [621.331:311.4+621.332.6] .004 (031)
Справочник написали:
§§ 16, 22, 23, 29—31, 33—36, 39—43, 45—48, 51—55,
57, 62—64, 66—68, 91,93,94 — инж. И. К. Давыдова;
§§ 17—21, 24—28, 32, 37, 38, 44, 49, 50, 56, 58—61, 64, 65, 73,
83—85, 92, 95 — инж. Б. И. Попов; §§ 1—15, 49, 69—72,
74—82, 86—90 — инж. В. М. Эрлих
Давыдова И. К. и др.
Д13 Справочник ио эксплуатации тяговых подстан-
ций и постов секционирования ./И. К. Давыдова,
Б, И. Попов, В. М. Эрлих- — 2-е изд., перераб. и
доп. — М..: Транспорт, 1978.— 416 с., ил., табл. —
Библиогр.: с. 412—413.
В пер.: 2 р. 30 к.
В справочнике приведены сведения об оборудовании и схемах тя-
говых подстанций и постов секционирования железных дорог, рас-
смотрены современные методы их эксплуатации, даны рекомендации
по обнаружению неисправностей оборудования и их устранению.
По сравнению с первым изданием справочник дополнен описани-
ем новых аппаратов, оборудования и электрических схем.
Рассчитан иа техников и инженерно-технических работников,
связанных с эксплуатацией тяговых подстанций и постов секциони-
рования.
31802-099 „ ББК 39.217
Д049(01)-78 °"-78 6TI.4
© Издательство «Транспорт», 1978
ОТ АВТОРОВ
За время, прошедшее после выхода первого издания настоящего справочни-
ка, продолжали совершенствоваться схемы тяговых подстанций и появилось
новое силовое оборудование. Все большее распространение получили установки,
обеспечивающие инвертирование энергии и рекуперативное торможение, а также
различные устройства для повышения пропускной способности электрифициро-
ванных участков дорог, компенсации реактивной мощности н др.
За прошедшие годы на сети дорог начала внедряться новая система теле-
механики «Лиена», повсеместное распространение получили электронные защиты
фидеров контактной сети переменного тока, шире стали применяться кремние-
вые полупроводниковые приборы и т. п.
Все эти новые схемы, устройства и аппаратура, а также широко применяе-
мое на тяговых подстанциях и постах секционирования другое оборудование
включены в настоящий справочник. Там, где это предоставлялось возможным,
приведены основные параметры надежности аппаратуры.
Технические данные аппаратуры, параметры которой зависят от внешних
причин (если отсутствуют дополнительные указания), приведены для условий
ее внутренней установки иа отапливаемых тяговых подстанциях.
В справочнике даны примеры расчетов, необходимость в которых может
возникнуть у персонала, обслуживающего тяговые подстанции и посты секцио-
нирования.
При описании эксплуатации оборудования авторы стремились обратить
основное внимание на методы обнаружения и устранения различного рода не-
исправностей, связанных с техническими недостатками оборудования, откло-
нениями от норм его содержания и т. п.
В справочнике ие приведены правила техники безопасности, нет сведений
о нормах, периодичности и способах испытаний оборудования, так как эти
вопросы подробно рассмотрены в специальной литературе, обязательной для
обслуживающего персонала.
В справочнике приведены цены на некоторое оборудование и аппаратуру,
введенную с 1 января 1973 г. (по заводам МПС — с 1978 г.). Эти материалы,
конечно, не могут заменить прейскуранты н номенклатурные перечни заводов,
но могут быть использованы при составлении предварительных планов, оценке
необходимости приобретения того или иного оборудования и в других ориен-
тировочных расчетах.
В справочнике приняты следующие сокращения:
АВР — автоматическое включение резерва;
АПВ — автоматическое повторное включение;
ВЛ — воздушная линия электропередачи;
ВН, СН и НН — обмотки высшего, среднего н низшего напряжений;
ДП — диспетчерский пункт;
ДПР — система «два провода — рельс»;
ИПМ — исполнительная принципиально-монтажная схема;
ИКЗ — испытатель коротких замыканий;
КЗ — короткое замыкание;
КП — контролируемый пункт;
КРУН — комплектное распределительное устройство наружной установки;
3
КТП — комплектная трансформаторная подстанция;
МВ — масляный выключатель;
БВ — быстродействующий выключатель;
ПБВ — переключение обмотки трансформатора без возбуждения (при от-
ключении трансформатора от сети);
ПУЭ — Правила устройства электроустановок;
РПН — регулирование напряжения обмоток трансформатора под нагрузкой;
СУ — сглаживающее устройство;
ТБ — телеблокировка;
ТИ — телеизмерение;
ТС — телесигнализация;
ТС-КВ — телесигнализация критических величин;
ТСН — трансформатор собственных нужд;
ТУ — телеуправление;
XX — холостой ход;
э. п. с. — электроподвижиой состав.
В таблицах справочника даны сокращенные наименования некоторых за-
водов-изготовителей:
АЭЗ — Армянский электромашиностроительный завод имени В. И. Ленина;
БЗСТ — Биробиджанский завод силовых трансформаторов;
ВЗВА — Великолукский завод высоковольтной аппаратуры;
ЗТЗ — Запорожский трансформаторный завод;
ИОЭТЗ — Исыль-Кульское объединение электротехнических заводов;
КЗВА — Константиновский завод высоковольтной аппаратуры;
МЗТЗ — Минский электротехнический завод имени В. И. Козлова;
МЭЗ имени В. В. Куйбышева — Московский электрозавод имени В. В. Куй-
бышева;
МЭЗ ЦЭ МПС — Московский энергомеханический завод ЦЭ МПС;
СЭЗ ЦЭ МПС — Симферопольский электротехнический завод ЦЭ МПС;
ТЭЗ — Тольяттинский электротехнический завод;
ТЭЗ имени М. И. Калинина — Таллинский электротехнический завод имени
М. И. Калинина;
УЭТМ — «Уралэлектротяжмаш» имени В. И. Ленина;
ЧТЗ — Чирчикский трансформаторный завод;
ХЗТП — Хмельницкий завод трансформаторных подстанций.
Авторы приносят искреннюю благодарность инж. А. А. Галузо за ценные
замечания при рецензировании рукописи, которые помогли улучшить содержа-
ние справочника.
Все замечания и пожелания по содержанию справочника будут приняты с
благодарностью; их следует направлять по адресу: Москва, Б 174, Басманный
тупик, д. 6а, издательство «Транспорт».
Глава
СХЕМЫ УСТРОЙСТВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ.
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ И ВЫБОР
ОБОРУДОВАНИЯ
1. КЛАССИФИКАЦИЯ ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ
Тяговые подстанции электрифицированных железных дорог СССР предназ-
начены для комплексного энергоснабжения электрической тяги переменного или
постоянного тока н нетяговых железнодорожных, промышленных, сельскохозяй-
ственных и других потребителей.
Тяговые подстанции различают по следующим признакам:
по системе электрической тяги: тяговые подстанции переменного тока, по-
стоянного тока и стыковые;
по схеме подключения к питающей энергосистеме и величине питающего
напряжения: опорные и промежуточные подстанции 110, 150 или 220 кВ, под-
станции 35, 10 или 6 кВ;
по совмещению с другими устройствами электроснабжения: совмещенные
и не совмещенные с дежурными пунктами дистанции контактной сети; если
распределительное устройство для питания электрической тяги размещено па
территории подстанции энергосистемы («районной подстанции»), то такая под-
станция называется тяговой подстанцией, совмещенной с районной подстанцией
энергосистемы;
по наличию телеуправления (телемеханизации): телеуправляемые (телеме-
хаиизированиые) и нетелеуправляемые (нетелемеханнзированные);
по способу обслуживания: с постоянным дежурным персоналом, с дежур-
ством .на дому и без дежурного персонала.
Кроме того, тяговые подстанции, исходя из особенностей их конструкции
или оборудования, подразделяют: на стационарные или передвижные; с каркас-
но-панельным, блочным, кирпичным зданием или с комплектным блочным зда-
нием (помещением) заводского изготовления; с оперативным постоянным или
переменным током; с подъездным железнодорожным путем или без него
и т. п.
Тяговые подстанции постоянного тока также различают по типам установ-
ленных преобразовательных агрегатов: подстанции с выпрямительными или
выпрямительно-инверторными агрегатами, с двойной или одинарной трансфор-
мацией.
2. СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ
Электрифицированная железная дорога является элсктропотребителем
I -й категории, нарушение электроснабжения которого может принести значи-
тельный ущерб народному хозяйству. Поэтому схемы питания тяговых под-
станций от энергосистем должны обеспечивать высокую надежность и беспере-
бойность электроснабжения.
Тяговые подстанции должны получать питание, как правило, от двух
независимых источников. В отдельных случаях допускается питание тяговых
подстанций по двум различным линиям от разных секций шин одной питающей
подстанции. При этом каждая секция шин питающей подстанции может рас-
сматриваться как независимый источник электроэнергии.
5
'К системе к системе
Рис. 1. Схемы электроснабжения тяговых подстанций
Схему электроснабжения выполняют таким образом, чтобы обеспечить до-
пустимый уровень напряжения на шинах тягоных подстанций в нормальных и
аварийных режимах работы питающей энергосистемы, а также сохранение пи-
тания электрической тяги при выходе из строя любой линии электропередачи
или районной подстанции. В последнем случае допускается, чтобы иа электри-
фицированном участке длиной 150—200 км после отключения аварийного уча-
стка линии электропередачи или районной подстанции отключалась лишь одна
тяговая подстанция. Питание контактной сети при этом обеспечивается тяговы-
ми подстанциями, смежными с потерявшей питание.
Тяговые подстанции переменного тока получают энергию по линиям элект-
ропередачи ПО или 220 кВ, а тяговые подстанции постоянного тока — по ли-
ниям электропередачи 6; 10; 35; ПО или 220 кВ.
Линии электропередачи могут быть двойными или одинарными (одно-
цепными), воздушными (ВЛ) или кабельными (последние, как правило,
только на напряжение 6 или 10 кВ). Двойные воздушные линии электро-
передачи часто выполняют двухцепными (обе линии подвешивают на
общих опорах).
Для обеспечения необходимого уровня напряжения на щииах тяговых под-
станций через каждые 150—200 км при питании тяговых подстанций напряже-
нием ПО кВ и 250—300 км при питании тяговых подстанций напряжением
220 кВ сооружают опорные тяговые подстанции. Опорной называют подстанцию,
к шинам которой подключают не менее трех питающих линий ПО или 220 кВ.
Между опорными подстанциями к линиям подключают промежуточные подстан-
ции (рис. 1).
Чтобы обеспечить надежность и бесперебойность электроснабжения, проме-
жуточные тяговые подстанции, получившие название транзитных, включают в
рассечку линий ПО или 220 кВ, секционируя последние выключателями подстан-
ций. Через выключатели подстанций происходит транзит энергии от одной опор-
ной подстанции к другой. При повреждении какого-либо участка линии ПО или
220 кВ выключатели на транзитных подстанциях отключаются, а питание
подстанций продолжается по неповрежденным линиям. Промежуточные под-
станции, питающиеся глухими ответвлениями (отпайками) от линий электропе-
редачи, носят название отпоенных.
Тяговая подстанция, питающаяся двумя радиальными линиями ПО или
220 кВ от другой подстанции, называется тупиковой.
На основе опыта эксплуатации и с учетом возможности выполнения релей-
ной защиты линий установлено максимальное количество промежуточных под-
станций (как тяговых, так и другого назначения), которое допустимо подклю-
чать между двумя смежными опорными подстанциями.
6
При питании подстанций по одно-
цепной ВЛ с двусторонним питанием
число транзитных подстанций между
опорными подстанциями, как правило,
ие должно быть более трех (рис. 2, а).
Присоедииеиие отпаечиых подстанций к
одиоцепной ВЛ не допускается.
При питании подстанций по двух-
цепиой ВЛ с двусторонним питанием
(рис. 2, б) или по двум одноцепным ВЛ
с двусторонним питанием (рис. 2, в) на
участке между двумя опорными под-
станциями допускается подключение
промежуточных подстанций для:
ВЛ 220 кВ — ие более пяти при
электрификации иа постоянном и пе-
ременном токе;
ВЛ ПО кВ -- не более пяти при
электрификации на постоянном и трех
на переменном токе.
Если тяговые подстанции питаются
по двойным линиям электропередачи
(двухцепным или двум одиоцепным),
Рис. 2. Подключение промежуточных тяго-
вых подстанций между смежными опорны-
ми при двустороннем питании:
а — по одноцепной ВЛ; б — по двухцеп-
ной ВЛ; в — по двум одноцепным ВЛ.
то транзитные подстанции подключают-
ся поочередно к каждой из этих линий.
При питании подстанций по двум одно-
цепным (на самостоятельных опорах)
линиям разрешается подключать между
опорными подстанциями, помимо тран-
зитных подстанций, еще и отпаечные
подстанции; При питании подстанций по
двухцепиой линии электропередачи
применение отпаечной подстанции раз-
решается только в случае, если эта под-
станция является единственной промежуточной между смежными опорными,
тяговыми подстанциями. По двухцепной тупиковой воздушной линии допус-
кается питание одной тяговой подстанции.
В особо гололедных районах ВЛ независимо от схем питания тяговых
подстанций выполняют одноцепными на индивидуальных опорах.
На основе опыта эксплуатации сложились типовые схемы тяговых под-
станций на стороне их первичного напряжения. '
Опорные тяговые подстанции, иа которые заходят до пяти линий ПО или
220 кВ, выполняют (рнс. 3) с одинарной, секционированной выключателем, и
обходной системами шин ПО илн 220 кВ. Особенностью таких подстанций яв-
ляется фиксированное подключение понижающих трансформаторов ТП 110
или 220 кВ к разным секциям шин ПО или 220 кВ через быстродействующие
отделители.
При авариях в трансформаторах ТП их релейная защита отключает сна-
чала выключатели всех линий, подключенных к той же секции шин, что
н поврежденный трансформатор, а также секционный выключатель. Затем
отключается отделитель поврежденного трансформатора, а линии и секционный
выключатель вновь автоматически включаются в работу.
Обходной 'выключатель и обходная шнна позволяют заменить любой ли-
нейный выключатель при его ревизии или поломке. Поскольку понижающие
трансформаторы включены через отделители, их замену обходным выключате-
лем ие предусматривают. Ревизию отделителя и трансформатора проводят одно-
временно.
В последних типовых проектах подстанций есть вариант подключения по-
нижающих трансформаторов на стороне питающего напряжения при помощи
выключателей. Такие схемы применяют в случае, если по условиям работы
7
00
Вбод 1 Вбод г Вбод в Вбод £ Вбод 5
В ОРУ 27,5 (ТО)кВ В ОРУ 27,^(101 кв . МВ кий МВ.
Рис. 3. Схема главных электрических соединений РУ-110 нли 220 кВ с числом питающих линий пять и мйнее
8&ад 1 Вбодг ВЪод 3 Вбод 4 Вбод 5 Вбод 6
Рис. 4. Схема главных электрических соединений РУ-НО или 220 кВ опорных тяговых подстанций с числом питающих линий
более пяти
к вл поев К фидеру плавки. к вл поев
№1 гололева №2
в ОРУ 27,5110) Кв в ОРУ 27,5(10]кв
Рис. 5. Схема главных электрических сое-
динений РУ-110 или 220 кВ транзитной
тяговой подстанции
Рис. 6. Схема главных электрических со-
единений РУ-110 или 220 кВ отпаечной
тяговой подстанции
энергосистемы нельзя подключать трансформаторы опорных подстанций через
отделители, так как при этом аварийное отключение трансформатора требует
отключения (хотя и кратковременного) всей секции шин ПО или 220 кВ.
Опорные тяговые подстанции, на которые заходят более пяти линий ПО
нли 220 кВ, выполняют (рис. 4) с двойной и обходной системами шин. Каж-
дая система шин должна быть несекционированной. Основные системы шин
связаны между собой шиносоединительным выключателем. Трансформаторы
НО или 220 кВ допускается подключать к любой системе шин. Обходным
выключателем можно заменить как любой линейный выключатель, так и вык-
лючатель любого понижающего трансформатора.
Распределительное устройство с двойной системой шин сложнее и дороже,
чем с одинарной системой, требует больше высоковольтного оборудования,
сложных блокировок и т. п. Однако такая схема допускает большую эксплуа-
тационную гибкость (например, ревизию одной системы шин без отключения
линий) и поэтому оправдана для ответственных подстанций системы, какими
являются тяговые подстанции с большим количеством линий НО или 220 кВ.
. Если обходная шина на телеуправляемых опорных подстанциях использу-
ется для плавки гололеда на линиях НО или 220 кВ, то на обходных разъеди-
нителях устанавливают моторные приводы.
Для промежуточных тяговых подстанций на стороне ПО или 220 кВ при-
меняют схему «мостика» (схему «Н»). Прн этом на транзитных подстанциях
(рис. 5) устанавливают две перемычки: одну рабочую с выключателем и одну
ремонтную с разъединителями. На отпаечных подстанциях (рис. 6) две пере-
мычки с разъединителями устанавливают только при необходимости плавки
гололеда на линиях 110 или 220 кВ (нижняя перемычка —рабочая).
Линии 110 или 220 кВ подключают разъединителями. Линейные разъеди-
нители транзитных и отпаечных подстанций, один из разъединителей рабочей
перемычки отпаечной подстанции, разъединители ремонтной перемычки тран-
зитной подстанции и верхней перемычки отпаечной подстанции (последние
10
два — только при необходимости плавки гололеда)' оборудуются моторными
приводами для возможности переключений по телеуправлению.
Схема главных электрических соединений тупиковой тяговой подстанции
НО или 220 кВ полностью соответствует схеме отпаечной подстанции.
На части опорных тяговых подстанций и на промежуточных подстанциях
понижающие трансформаторы ПО или 220 кВ подключают на стороне первич-
ного напряжения при помощи быстродействующих отделителей, дополненных
на промежуточных подстанциях короткозамыкателями. Практика эксплуатации
показала недостаточно надежную работу отделителей и короткозамыкателей в
районах с низкими зимними температурами и с сильным гололедом. В таких
районах в ряде случаев вместо отделителей с короткозамыкателями устанав-
ливают выключатели.
Схемы большинства тяговых подстанций иа напряжение ПО или 220 кВ
предусматривают возможность установки двух понижающих трансформаторов
(в ряде случаев на стыковых подстанциях переменно-постоянного тока число
трансформаторов достигает четырех). На подстанциях переменного тока при-
меняют трансформаторы мощностью от 20 до 40 (в отдельных случаях до
63) мВА, а на подстанциях постоянного тока—от 10 до 25 мВА. Схема глав-
ных электрических соединений подстанций, где по тем или иным причинам
установлен лишь один трансформатор, должна быть выполнена из расчета
установки в перспективе второго трансформатора, стационарного либо перед-
вижного.
Отделителями допускается включать и отключать только намагничивающий
ток силовых трансформаторов. Поэтому перед включением или отключением
трансформатора со стороны высшего напряжения должны быть предварительно
отключены выключатели на стороне его обмоток среднего и низшего напряже-
ния. Отделители надежно включают и отключают намагничивающий ток транс-
форматоров, если он не превышает значений, указанных в табл. 1.
Значение намагничивающего тока (тока холостого хода) трансформатора
следует принимать при возможном в условиях эксплуатации повышении напря-
жения на 5% больше номинального. При этом намагничивающий ток может
превышать номинальный на 40%. Это значение принимают в качестве рас-
четного при определении расстояния между полюсами отделителя.
В связи с большими усилиями, необходимыми для включения вручную
отделителя с приводом ШПО(М), рекомендуется включать трансформатор на
холостой ход разъединителем, последовательно с которым установлен отдели-
тель.
На опорных, транзитных и тупиковых тяговых подстанциях понижающие
трансформаторы иа стороне ПО или 220 кВ работают, как правило, парал-
лельно, что обеспечивает более равномерную загрузку трансформаторов и при
значительных нагрузках уменьшает потери в них.
При электрической тяге иа постоянном токе отпаечные подстанции пита-
ются преимущественно от одной цепи линии электропередачи. Ответвление от
другой цепи отключено и включается лишь при снятии напряжения с ранее
питавшей линии. Таким образом, и ifa этих подстанциях трансформаторы на
стороне НО или 220 кВ работают параллельно. При электрической тяге на
Таблица 1
Допустимые токи, включаемые и отключаемые отделителями
Напряжение, кВ Расстояние между полю- сами отдели- теля, м Допустимый ток, А Напряжение, кВ Расстояние между полю- сами отдели- теля, м Допустимый ток, А
по 2,5 8,0 150 4,0 7,2
110 3,0 10,0 150 5,0 12,2
по 3,5 14,5 220 5,0 8,0
150 3,0 2,3 220 5,5 13,5
150 3,7 5,3 220 6,8 17,0
И
переменном токе трансформаторы почти всегда имеют бблыпую единичную мощ-
ность, а количество промежуточных подстанций между опорными меньше, чем
при электрической тяге на постоянном токе. Поэтому, чтобы добиться равно-
мерной загрузки питающих линий, трансформаторы отпаечных подстанций
переменного тока подключают, как правило, к разным цепям линий электро-
передачи, т. е. раздельно (разъединитель в перемычке нормально отключен).
Такая схема имеет и недостаток — наличие уравнительного тока между линия-
ми 110 или 220 кВ и неравномерную загрузку самих трансформаторов.
Понижающие трансформаторы 110 или 220 кВ на тяговых подстанциях,
как правило, имеют регулирование напряжения под нагрузкой и, следователь-
но, изоляцию нейтрали первичной обмотки класса 35 кВ. Поэтому для транс-
форматоров 150 или 220 кВ обязательно глухое заземление нейтрали. На тяго-
вых подстанциях НО кВ нейтрали заземляют не у всех трансформаторов.
Трансформаторы, нейтрали которых следует заземлять, выбирают в проекте
релейной защиты. Нейтрали трансформаторов, не заземляемые наглухо, зазем-
ляют через разрядники (обычно РВС-35 н РВС-15, соединенные последователь-
но). Поскольку в процессе эксплуатации схема заземления нейтралей транс-
форматоров в энергосистеме может измениться, типовыми схемами для каж-
дого трансформатора ПО кВ предусмотрена возможность работы как с глухо-
заземленной нейтралью, так и с нейтралью, заземленной через разрядники. При
заземлении в нейтраль понижающего трансформатора устанавливают разъеди-
нитель. Этот разъединитель включают также на период коммутации тока холо-
стого хода трансформатора разъединителями или отделителями.
Для защиты линий НО или 220 кВ от подпитки однофазных замыканий на
них со стороны понижающих трансформаторов в нейтрали последних встраи-
вают1 трансформаторы тока либо в отдельных случаях между нейтральным
выводом н «землей» подключают трансформатор напряжения.
На опорных подстанциях напряжение в линию ПО кВ подается и снима-
ется выключателем. На транзитных подстанциях в ряде случаев (например,
при отключении для ревизии линии между двумя подстанциями) отключить
линию без нагрузки можно было бы линейным разъединителем. Одиако при
этом разъединитель должен разрывать токи емкостных зарядов линии (0,18 А/км
при 110 кВ).
Длина линий, зарядные токи которых допустимо отключать разъедините-
лями, весьма мала—15—30 км (определена по табл. 2).
На тяговых подстанциях постоянного тока с первичным напряжением 110
или 220 кВ преобразовательные агрегаты обычно получают питание по схеме
так называемой двойной трансформации: в понижающих трансформаторах
напряжение НО или 220 кВ преобразуется в 10 кВ, а затем подается на пер-
вичные обмотки трансформаторов преобразовательных агрегатов.
Распределительное устройство 10 кВ тяговых подстанций постоянного тока
с первичным напряжением 110 или 220 кВ выполняют, как правило, с одинар-
ной системой шин, секционированной выключателем (рис. 7).
Понижающие трансформаторы 110 или 220 кВ могут работать на шины
10 кВ как параллельно, так и раздельно. Преимуществом параллельной работы
является, как было указано выше, более равномерная загрузка трансформато-
Таблица 2
Допустимые токи, отключаемые разъединителями ПО кВ
Конструкция разъединителя Расстоя- ние между полюсами, м Допусти- мый ток, А Конструкция разъединителя расстояние между по- люсами, м Допусти- мый ток, А
С горизон- 2,5 3,0 С вертикаль- 2,0 3,0
тально-поворот- 3,0 4,0 но-рубящими 2,5 4,0
ними ножами 3,5 5,0 ножами 3,0 5,0
12
cpuffep №1 К Фивер №2 • Фидер №3 К Фидер №4-
нреодразобательному преобразовательному
трансформатору №1 трансформатору N°z <
Рис. 7. Схема главных электрических соединений РУ-10 кВ тяговой подстанции
ров, уменьшение потерь в них и, что наиболее важно в данном случае, равен-
ство напряжений на секциях шин 10 кВ, к которым подключены преобразова-
тельные агрегаты. Однако при параллельной работе трансформаторов резко
(почти вдвое) возрастают токи коротких замыканий, что утяжеляет выбор
оборудования распределительного устройства 10 кВ и значительно усложняет
релейную защиту трансформаторов. Так как современные полупроводниковые
выпрямители имеют значительную мощность, высокую перегрузочную способ-
ность и относительно небольшой наклон внешней характеристики, в последних
типовых проектах предусмотрена раздельная работа трансформаторов на шины
10 кВ.
В этом случае па двухтрансформаторной подстанции возможны два режи-
ма: либо при включенном секционном выключателе 10 кВ на шины работает
только один трансформатор ПО или 220 кВ, либо на шины работают оба
трансформатора 110 нли 220 кВ, но секционный выключатель 10 кВ отключен.
При аварийном отключении работающего трансформатора в первом случае
по схеме АВР к шниам подключается второй трансформатор, во втором случае
включается секционный выключатель. При этом питание всех потребителей
10 кВ осуществляется также одним трансформатором.
В случаях, когда иа подстанции по тем или иным причинам установлен
один преобразовательный агрегат, в распределительном устройстве 10 кВ пре-
дусматривают фндер для подключения в перспективе дополнительного стацио-
нарного или передвижного преобразовательного агрегата.
Тяговые подстанции постоянного тока в ряде случаев питаются от линий
электропередачи напряжением 6; 10 или 35 кВ, как правило, радиальных,
тупиковых.
На стороне питающего напряжения тяговые подстанции 6; 10 и 35 кВ
имеют обычно одинарную секционированную выключателем систему шии.
Схема главных электрических соединений иа стороне 6 и 10 кВ аналогична
схеме распределительного устройства 10 кВ подстанции постоянного тока
с первичным напряжением ПО или 220 кВ (см. рис. 7). При напряжении 35 кВ
подстанции, как правило, питаются по двум линиям, каждая из которых
по пропускной способности рассчитана иа всю нагрузку подстанции
(рис. 8).
Выполнять каждую линию при напряжении питания 10 кВ и особенно
6 кВ с пропускной способностью, рассчитанной иа полную нагрузку подстанции,
13
От понижающего транарор- От понижающеготранс/рор-
матора №1 Ют ВЛ-35КВ) вводи”! Ввод № I натора №3 Ют ВЛ-35кВ)
Рис. 8. Схема главных электрических соединений РУ-35 кВ тяговой подстанции
для мощных подстанций затруднительно, поскольку при этом требуется большое
сечение проводов питающих линий. В таких случаях каждая секция шии
напряжением 6 или 10 кВ питается от двух питающих линий.
3. СХЕМЫ ПИТАНИЯ НЕТЯГОВЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
И АВТОБЛОКИРОВКИ
Для питания различных потребителей от тяговых подстанций переменного
и постоянного токов с первичным напряжением НО или 220 кВ используют
распределительные устройства 35 или 10 кВ, причем на тяговых подстанциях
постоянного тока потребители 10 кВ подключают к тем же шинам, что и пре-
образовательные агрегаты.
На тяговых подстанциях постоянного тока с первичным напряжением 6;
10 кВ и в отдельных случаях 35 кВ к шинам питающего напряжения, помимо
преобразовательных агрегатов и ТСН, подключают нетяговые потребители.
Предназначенные для питания нетяговых потребителей схемы главных
распределительных устройств 35 кВ на подстанциях переменного и постоянно-
го токов и схемы распределительного устройства 10 кВ иа подстанциях пере-
менного тока выполняют аналогично схемам подстанций постоянного тока с
первичным напряжением 10 или 35 кВ (см. рис. 7 и 8).
На подстанциях переменного тока при необходимости питания потребите-
лей напряжением как 35, так и 6 или 10 кВ, от распределительного устройства
35 кВ при помощи специальных районных трансформаторов (обычно двух)
получает питание дополнительное распределительное устройство 6 Или 10 кВ,
схема которого аналогична рассмотренным выше.
Если количество фидеров 6; 10 или 35 кВ иетяговых потребителей не бо-
лее трех, то для упрощения схемы и снижения строительной стоимости допус-
кается секционировать шины 6; 10 или 35 кВ не выключателем, а двумя пос-
ледовательно включенными разъединителями. При этом должна быть предус-
мотрена возможность установки секционного выключателя при расширении
распределительного устройства в перспективе.
К шинам 10 кВ подстанций постоянного тока, как правило, подключены
линии продольного электроснабжения, подвешиваемые на опорах контактной
14
сети. На фидерах 10 кВ линий продольного электроснабжения установлены
разъединители с моторными приводами, что необходимо для обеспечения усло-
вий безопасности работы на линиях при телеуправлении. На этих же линиях
во всех случаях имеются кабельные вставки для установки специальных транс-
форматоров тока нулевой последовательности, питающих защиту, отключаю-
щую фидер при замыканиях на землю, что исключает попадание токов часто-
той 50 Гц в рельсовые цепи автоблокировки.
Для питания линий продольного электроснабжения и других линий 10 кВ
на тяговых подстанциях с первичным напряжением 35 кВ предусматривают
один или два трансформатора 35/10 кВ. Установку одного трансформатора
можно в большинстве случаев считать допустимой, так как фидеры продоль-
ного электроснабжения имеют двустороннее питание от смежных тяговых
подстанций.
Одними из наиболее ответственных потребителей, получающих питание от
тяговых подстанций, являются устройства автоблокировки. Электроснабжение
устройств автоблокировки с рельсовыми цепями осуществляется от тяговых
подстанций по линиям 6 или 10 кВ. В нормальном режиме устройства авто-
блокировки питаются консольно от одной из тяговых подстанций. При отклю-
чении питающей подстанции устройством АВР питание линии переводится иа
смежную тяговую подстанцию. Для выполнения АВР на фидерах автоблоки-
ровки 6 или 10 кВ со стороны линии устанавливают трансформаторы напря-
жения, контролирующие наличие напряжения в линии. Для питания устройств
автоблокировки, как правило, сооружаются основные и резервные линии 6
или 10 кВ. При неуспешном АВР на основной линии питание силовых точек
автоблокировки автоматически переходит на резервную линию. При восстанов-
лении напряжения на линии основного питания к ней автоматически подключа-
ется силовая точка автоблокировки. Переключение на питание от резервной
линии отдельной силовой точки производится также при исчезновении напря-
жения на входе устройства автоблокировки.
Чтобы электрически отделить линии 6 или 10 кВ автоблокировки от
других присоединений того же напряжения подстанции, линии автоблокиров-
ки подключают через разделяющий повышающий трансформатор, который
получает питание от шин вторичного напряжения трансформаторов Собствен-
ных нужд.
В связи с высокой ответственностью линий автоблокировки современны-
ми схемами предусмотрено резервирование питания этих линий от специаль-
ного дизель-генератора мощностью 48—75 кВт. Он подключается параллельно
трансформаторам собственных нужд подстанции и питает устройства авто-
блокировки при отсутствии напряжения на шинах собственных нужд.
Линейные разъединители фидеров автоблокировки имеют моторные при-
воды.
Рельсовые цепи автоблокировки при частоте 75 Гц (на ранее электрифи-
цированных участках переменного тока) получают питание от одно- или двух-
машинных асинхронных преобразователей частоты, устанавливаемых на под-
станции. На подстанции обычно предусмотрены один рабочий и один резерв-
ный преобразователь. При выходе из строя работающего преобразователя
устройство АВР включает в работу резервный. От преобразователя через пи-
тающий трансформатор получают питание два фидера 6 или 10 кВ. Между
преобразователем и трансформатором фидера обычно устанавливают регули-
руемый автотрансформатор или трансформатор, при помощи которого регу-
лируют напряжение в линии.
4. СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ 27,5 кВ
ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ
Распределительные устройства 27,5 кВ (рис. 9) на тяговой подстанции пе-
ременного тока выполняют с одинарной секционированной разъединителем
системой шин, дополненной запасной (обходной) шиной. Как правило, на
подстанции устанавливают два понижающих трансформатора ПО или 220 кВ.
15
Рис. 9. Схема главных электрических соединений РУ-27,5 кВ тяговой подстанции переменного тока
Секционный разъединитель отключают только на период ревизии секции шин,
которую проводят одновременно с ревизией одного из трансформаторов.
Шина фазы С 27,5 кВ иа всех подстанциях переменного тока, кроме
стыковых (см. ниже), выполнена в виде заземленного рельса, соединенного
с воздушной отсасывающей линией и контуром заземления подстанции
(«трехэлементиая схема отсоса»).
Понижающие трансформаторы 110 или 220 кВ и трансформаторы собствен-
ных нужд подключают к шинам 27,5 кВ при помощи трехфазных выключа-
телей. Подключение заземленной фазы С через выключатель облегчает работу
последнего, поскольку в этом случае максимальные токи КЗ разрываются
двумя последовательно включенными полюсами выключателя.
Трансформаторы напряжения 27,5 кВ включают по схеме открытого
треугольника, что обеспечивает питание аппаратуры учета, измерений и ре-
лейной защиты.
Фидеры контактной сети смежных путей одного направления подключены
к одной фазе (например, к фазе А) 27,5 кВ, а фидеры контактной сети смеж-
ных путей другого направления — к другой фазе (в данном случае к фазе В).
Запасной выключатель резервирует только выключатели фидеров кон-
тактной сети. Его можно подключать к любой фазе 27,5 кВ через развилку
шиииых разъединителей. Развилка конструктивно выполнена таким образом,
чтобы при ревизии какой-либо секции шин один из фидеров контактной сети,
подключенных к этой секции, мог получать питание через запасной выключа-
тель. Обходные разъединители фидеров контактной сети и шинные разъеди-
нители запасного выключателя оборудованы моторными приводами для воз-
можности перевода питания фидера через запасной выключатель по телеуп-
равлению.
К шинам 27,5 кВ через трехполюсные выключатели (одна фаза не ис-
пользуется) присоединяются фидеры ДПР, питающие нетяговые потребители
27,5 кВ. Применение трехфайных выключателей объясняется тем, что один
трехполюсный выключатель дешевле двух однополюсных.
На стыковых тяговых подстанциях переменио-постояниого тока схема
распределительного устройства 27,5 кВ имеет некоторые особеииости. Шину
фазы С так же, как и шииы фаз А и В, изолируют от земли на полное рабо-
чее напряжение и с контуром заземления ие соединяют. Ее соединяют только
воздушной отсасывающей линией с тяговыми рельсами. К каждой секции
шнн подключают по три трансформатора напряжения 27,5 кВ, соединенных
в «звезду».
5. СХЕМЫ ФАЗИРОВКИ
Тяговая нагрузка переменного тока несимметрична по фазам. Эта не-
симметричность вызывает появление токов обратной последовательности в пи-
тающей энергосистеме ПО или 220 кВ, что в свою очередь приводит к уве-
личению потерь электроэнергии в ее элементах (генераторах, трансформато-
рах, линиях), усложняется выполнение релейной защиты линий ПО или
220 кВ. Поскольку от тяговых подстанций питаются и нетяговые потреби-
теЖт, у них также возникают несимметрия напряжения и дополнительные
потери электроэнергии. Для уменьшения влияния несимметрии тяговых на-
грузок на питающую энергосистему применяют специальные схемы подклю-
чения тяговых подстанций к линиям электропередачи (схемы фазировки).
Наибольшее распространение получила предложенная ЦНИИ МПС схема
фазировки с условным наименованием «встречный винт» (рис. 10). По этой
схеме к одной и той же фазе линии ПО или 220 кВ подключают поочередно
разные фазы (выводы) обмоток ПО или 220 кВ понижающих трансформато-
ров соседних тяговых подстанций. На каждой последующей подстанции изме-
няют подключение двух фаз трансформаторов. Через каждые три подстанции
фазировку повторяют в обратном порядке (у четвертой подстанции схема
подключения такая же, как у третьей; у пятой, как у второй; у шестой, как
у первой). Цикл фазировки охватывает шесть подстанций. Подстанции под-
17
I тип S тип Ш тип Ш тип S тип I тип
Рис. 10. Схема фазировки тяговых подстанций переменного тока (стрелкой показано на-
правление векторов фаз для питающей линии)
ключают к линиям ПО или 220 кВ по трем разным схемам (три типа под-
станций) .
Схема фазировки позволяет полностью симметрировать нагрузку только
при одинаковой тяговой нагрузке всех фидерных зон между шестью подстан-
циями, чего в реальных эксплуатационных условиях быть не может и при
числе тяговых подстанций равном шести (опорные подстанции также должны
входить в это число).
Несмотря на эти ограничения, применение схемы фазировки позволяет
уменьшить несимметрию в питающей системе. Эта схема выполнена с уче-
том установки на всех тяговых подстанциях стандартных понижающих транс-
форматоров с группой соединения Y/Д.— 11. Она обеспечивает параллель-
ную работу смежных подстанций по ко-нтактной сети как в нормальном ре-
жиме, так и при выпадании какой-либо подстанции. В последнем случае для
обеспечения параллельной работы по контактной сети необходимо выполнить
на подстанциях переключения.
При применении схемы фазировки принято для унификации схемных и
конструктивных решений заземлять на всех тяговых подстанциях вывод С
обмотки 27,5 кВ понижающих трансформаторов. При этом обозначения фаз
в схемах главных электрических соединений, цепей измерений и учета на
подстанции принимаются по обозначению выводов обмотки 27,5 кВ понижа-
ющих трансформаторов и в общем случае не соответствуют обозначению фаз
в питающих линиях ПО или 220 кВ. Обозначения фаз в питающих линиях и
на подстанциях будут совпадать только у подстанций I типа.
Схема фазировки не допускает включения на параллельную работу фиде-
ров ДПР между подстанциями I и II, а также II и III типов. Схему фази-
ровки следует также учитывать при подключении реле защиты с органами
направления мощности.
6. СХЕМЫ ПОСТОВ СЕКЦИОНИРОВАНИЯ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
Контактная сеть участков, электрифицированных на переменном токе,
секционируется при помощи постов. Их располагают обычно в середине меж-
подстанцношюй зоны. Посты секционирования позволяют обеспечить селек-
тивную защиту контактной сети при отключении выключателей защитами 1-й
ступени и по телеблокнровке.
На двухпутных участках посты секционирования соединяют параллельно
контактную сеть обоих путей (узловая схема соединения путей), что позво-
ляет уменьшить потери энергии и повысить уровень напряжения.
Посты секционирования для двухпутных участков, электрифицированных
на переменном токе, выполняют с одинарной несекционированиой системой
шин 25 кВ.
18
Особенностями схемы пос-
та секционирования (рис. 11)
является обязательное приме-
нение выключателей, допуска-
ющих включение на оператив-
ного переменном или выпрям-
ленном токе (с так называе-
мой «зависимой схемой вклю-
чения»). Это объясняется от-
сутствием на посту секциони-
рования аккумуляторной бата-
реи и питанием собственных
нужд поста от трансформато-
ра, подключенного к линии
ДПР.
Устройства компенсации
реактивной мощности на пос-
тах секционирования подклю-
чают к сборной шине 25 кВ
при помощи выключателей
(см. ниже).
В отличие от рассмотрен-
ного выше типового поста сек-
ционирования с выключате-
лями на фидерах на некото-
рых электрифицированных уча-
Рис. 11. Схема поста секционирования перемен-
ного тока для двухпутного участка
стках применяют посты сек-
ционирования на разъединителях. Такой пост секционирования имеет серьезный
недостаток — относительно большое время восстановления напряжения на не-
поврежденных участках контактной сети, отключенных фидерными выключате-
лями тяговых подстанций.
7. СХЕМЫ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Электроподвижной состав железных дорог, электрифицированных на пе-
ременном токе, работает с относительно невысоким коэффициентом мощно-
сти, так как является потребителем реактивной энергии. Циркуляция в систе-
ме электроснабжения реактивных токов приводит к увеличению потерь элек-
троэнергии в линиях электропередачи, трансформаторах, контактной сети,
ухудшает исполяЬоваиие линий и трансформаторов, снижает уровень напря-
жения на токоприемниках подвижного состава и у нетяговых потребителей,
питающихся от тяговых подстанций. Для повышения коэффициента мощности
в системе тягового электроснабжения и уровня напряжения в контактной се-
ти применяют специальные установки компенсации реактивной мощности. Эти
установки размещают на тяговых подстанциях или на постах секционирова-
ния (передвижные установки компенсации могут быть размещены на пере-
гоне) .
На электрифицированных на переменном токе железных дорогах для
компенсации реактивной мощности применяют устройства поперечной (па-
раллельной) и продольной (последовательной) емкостной компенсации (по- -
следиие стали применяться: передвижные установки — с 1973 г., стационар-
ные установки — с 1977 г.).
Устройства поперечной компенсации устанавливают таким образом, что-
бы коэффициент мощности на шинах тягового напряжения в целом по элек-
трифицированному участку был ие менее 0,93.
Схема устройства поперечной емкостной компенсации (рис. 12) имеет
ряд особенностей. Непосредственное включение емкостного сопротивления па-
раллельно индуктивным элементам тяговой сети, как показали исследования,
недопустимо' из-за возможности резонанса 3, 5, 7-й и других высших гар-
монических составляющих, имеющихся в токе и напряжении при питании
19
К выключателям 27,5кВ
К тяго&ым рельсам
Рис. 12. Схема устройства по-
перечной компенсации реактив-
ной мощности
э. п. с. с выпрямительными установками. Для ис-
ключения резонансных явлений последовательно
с конденсаторной батареей (КБ) включают
индуктивность (реактор). Параметры цепи
(табл. 3) настраивают на частоту 3-й гармоники
(150 Гц).
Необходимость настройки цепи установки в
резонанс требует равенства емкостного н индук-
тивного сопротивления цепи при частоте
150 Гц, а это в свою очередь при определенной
индуктивности реактора предопределяет мощность
всей установки. Действительно, количество по-
следовательно включенных конденсаторов бата-
реи определяется напряжением сети (27,5 кВ), и
номинальным напряжением конденсатора (обыч-
но 660 или 1050 В). Количество же параллельных
цепей конденсаторов в первую очередь определя-
ется условиями равенства емкостного и индук-
тивного сопротивления цепи при частоте
150 Гц.
В установках компенсации применяют бетон-
ные реакторы типа РБКА-200/76 и в последние
годы реакторы типа РОМ-250/27 со стальным
сердечником. Индуктивность этих реакторов (по-
рядка 80 мГ) определяет полезную мощность
КБ — 5 000 кВАр. Такая мощность в ряде слу-
чаев не требуется по расчету для системы элект-
роснабжения. Излишне мощная КБ вызывает перекомпенсацию, дополннтель-
ные потери и ухудшает качество электроэнергии в системе. В некоторых слу-
чаях для уменьшения мощности КБ приходится включать реакторы последо-
вательно.
Согласно требованиям ПУЭ высоковольтные конденсаторные компенсиру-
ющие устройства должны включаться и отключаться только высоковольтным
выключателем. Практика эксплуатации показала, что при оперативном от-
ключении КБ из-за возникающих перенапряжений, выключатель не всегда
разрывает дугу — наблюдается повторный пробой в выключателе, действие
которого можно считать эквивалентным КЗ. Чтобы не допускать такого яв-
ления при установке устройства компенсации, на постах секционирования
применяют схему с последовательным включением в цепи КБ двух выклю-
Параметры стационарных установок поперечной
компенсации реактивной мощности
Таблица 3
Тип конденсатора Реактивная мощность, кВАр Количество конденсаторов Расчетная индуктивность реактора, мГ
установ- ленная полезная общее вклю- ченных парал- лельно включен- ных после- довательно
КМН—2—1,05 5775 5130 231 7 33 73,0
КС2—1,05 5620 5000 99 3 33 75,0
КС2-0.66 6240 5540 156 3 52 67,0
Примечание.
РБКА-200/76.
Параметры установок приведены для случая использования реактора типа
20
чателей (см. рис. И). Один из вы-
ключателей зашунтнрован резистором
(/?»400 Ом). При оперативном отклю-
чении батареи сначала отключается
этот выключатель, в цепь батареи вво-
дится сопротивление, а затем отключа-
ется второй выключатель.
В установках поперечной компен-
сации с одним выключателем применя-
ют шунтирование 1\Б перед отключени-
ем разрядным резистором (250 Ом) и
включение параллельно реактору через
искровой промежуток демпфирующего
резистора (40 Ом) — показаны на
рис. 12 пунктиром.
Трансформатор напряжения, вклю-
ченный параллельно конденсаторам ба-
тареи, контролирует наличие напряже-
ния на них. В соответствии с требовани-
ями ПУЭ трансформатор должен быть
постоянно присоединен к установке,
между ним и конденсаторами не дол-
жно быть коммутационных аппаратов.
По кабелю, соединяющему реактор
с тяговыми рельсами (с отсасывающей
линией или средней точкой путевого
дроссель-трансформатора), проходит
однофазный ток, создающий нескомпен-
сированиый магнитный поток. В случае применения бронированного кабеля не-
скомпенсированный магнитный поток мог бы вызвать в броне недопустимые
вихревые токи. Поэтому кабель, идущий от реактора, должен быть без
брони.
Устройства продольной компенсации (рис. 13), основное назначение ко-
торых повышать уровень напряжения в контактной сети, используют для
увеличения скорости движения э. п. с. и пропускной способности участков
там, где она лимитирована уровнем напряжения (например, при пропуске
сдвоенных поездов). Устройства применяют также для увеяичения расстоя-
ния между тяговыми подстанциями и для уменьшения песимметрии напряже-
ний на шинах подстанции.
При установке "устройства продольной компенсации иа тяговой под-
станции ее включают (точки а и б) в разрыв одной из фаз последовательно
с одним из высоковольтных выводов или с заземленной фазой С преобразо-
вательного трансформатора.
При включении установки в заземленную фазу ее присоединяют после
выключателя.
При установке устройства продольной компенсации на посту секциониро-
вания его включают в рассечку шины поста секционирования или последова-
тельно с одним из продольных разъединителей (при этом шина поста секцио-
нирования разрывается).
Установка продольной компенсации (табл. 4) представляет собой кон-
денсаторную батарею (КБ), разделенную на две параллельные группы конден-
саторов. Последовательно с каждой из групп конденсаторов включены реак-
торы, а параллельно КБ для защиты от перенапряжений установлены раз-
рядники, после срабатывания которых КБ шунтируется масляным выключа-
телем.
Трансформаторы • напряжения, включенные параллельно КБ, выполняют те
же функции, что и в устройствах поперечной компенсации.
Устройства продольной компенсации оборудованы небалансной токовой
защитой, реагирующей иа выход из строя или потерю емкости конденсатора-
ми и защитой, срабатывающей при появлении субгармонических составляющих
тока.
21
Т а б л и'ц a 4
Параметры^стационарных установок продольной
компенсации реактивной мощности
Место установ- ки устройства *иа тяговой д подстанции Реактивная мощность, кВАр Тип конденсаторов Количество конденсаторов
общее включенных параллельно включенных последова- тельно
В фазе контактной сети 960 КСП-0,66-40 24 6 или 8 4 или 3
В зазем- ленной фазе В фазе контактной сети 960 или 1920 КСП-0,66-40 24 или 48 8 или 12 3 или 4
900 или 1200 КСП-1,05-75 12 или 16 6 или 8 2
В зазем- ленной фазе 900 1200 1800 1500 2250 КСП-1,05-75 12 16 24 20 30 6 8 8 10 10 2 2 3 2 3
Примечание. Предполагается установка стационарных устройств продольной
компенсации также иа постах секционирования.
Таблица 5
Параметры выпрямительных устройств при
различных схемах выпрямления
Параметры Схема выпрямления
нулевая мостовая
Отношение выпрямленного напряжения при холо- стом ходе к действующему значению вторичного фаз- ного напряжения UaolUvO 1,17 2,34
Отношение максимального значения обратного на- пряжения к номинальному выпрямленному Uобр.тах/£Лгн 2,1 1,05
Отношение среднего значения анодного тока к вы- прямленному I^Id 0,167 0,33
Отношение действующего значения тока в первичной обмотке трансформатора к выпрямленному (прн коэф- фициенте трансформации, равном единице) 1t/la 0,408 0,817
Отношение действующего значения тока во вторич- ной обмотке трансформатора к выпрямленному Iz'Ia Отношение типовой мощности первичной обмотки 0,289 0,817
1,260 1,045
трансформатора к мощности на стороне выпрямленного тока Stm/Pa (1,330 с уче- том мощно- сти уравни- тельного реактора) 1
22
8. СХЕМЫ ВЫПРЯМИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
И ИХ ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ
На тяговых подстанциях постоянного тока наибольшее распространение
получила схема выпрямления «две обратные звезды» с уравнительным реак-
тором (нулевая схема). На ряде подстанций применена трехфазная мосто-
вая схема.
Обе схемы (табл. 5) имеют шестифазную пульсацию выпрямленного тока.
Сравнение параметров выпрямительных устройств показывает большие
преимущества мостовой схемы, имеющей меньшие потери напряжения н мощ-
ности в вентилях преобразователя.
9. СХЕМЫ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ
Сетевые обмотки трансформаторов преобразовательных агрегатов (рис. 14)
с первичным напряжением 6; 10 или 35 кВ выполняют по схеме «звезда» или
«треугольник». Схема соединения в «треугольник» предпочтительней, посколь-
ку сопротивление нулевой последовательности такого трансформатора значи-
тельно меньше, чем у трансформатора с сетевой обмоткой, соединенной в
«звезду». Поэтому ток замыкания на землю в анодных цепях трансформато-
ра со схемой соединения сетевой обмотки в «треугольник» будет больше, что
облегчает условия выбора и работы релейной защиты. Кроме того, при сое-
динении сетевой обмотки в «треугольник» допустимо применение устройств
компенсации реактивной мощности.
J.JkS
+зап.ш
Отсос
поглощающее устройство
Сглаживающее устройство
Рис. 14. Схема преобразовательного агрегата и распределительного устройства 3,3 кВ тя-
говой подстанции постоянного тока
азря опое
So
1
23
Выпрямительный агрегат под-
ключают к плюсовой шине через
катодный быстродействующий
выключатель. Назначение этого
выключателя — отключать вы-
прямительный агрегат при про-
текании тока в направленнн от
плюсовой шины к агрегату (об-
ратного тока). На подстанциях,
имеющих поглощающие устройст-
ва, катодные выключатели от-
ключают выпрямительные агрега-
ты от сборных шин при переходе
подстанции в режим приема из-
быточной энергии рекуперации.
На тяговых подстанциях
участков с интенсивной рекупе-
рацией устанавливают выпрями-
тельно-инверторные преобразова-
тели, позволяющие передавать
энергию рекуперации в питающую
энергосистему. Схема таких аг-
регатов (рис. 15) выполняется та-
ким образом, чтобы они могли
работать как в инверторном, так
и в выпрямительном режиме.
Система автоматического ре-
гулирования выпрямительно-ин-
верторных преобразователей обе-
спечивает получение горизон-
тальных и падающих внешних
характеристик. Переключение из
одного режима в другой произво-
дится со стороны контактной се-
ти с помощью быстродействую-
щих выключателей, со стороны
переменного тока — бесконтакт-
ным способом (мосты подключа-
обмотки трансформатора),
рекуперативного торможения
сложные инверторы для передачи
Рис. 15. Схема выпрямительчо-инверторного пре-
образователя
ются на соответствующие отпайки вторичной
В тех случаях, когда при наличии на участке
экономически нецелесообразно применять
энергии рекуперации в питающую систему, на подстанции устанавливают пог-
лощающие устройства (см. рис. 14). Они представляют собой ступени сопротив-
лений, создающих нагрузку рекуперирующему подвижному составу (четыре
ступени по 150 А каждая).
Для снятия перенапряжений (пика холостого хода) на тяговых подстан-
циях, где преобразовательные трансформаторы не имеют утроителей частоты,
используют балластную ступень сопротивлений поглощающего устройства, рас-
считанную иа малый ток (15 А).
10. СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ 3,3 кВ
И СГЛАЖИВАЮЩИХ УСТРОЙСТВ
Схема главных электрических соединений распределительного устройства
3,3 кВ тяговой подстанции выполняется (см. рис. 14) с одинарной несекциони-
рованиой системой сборных шин, дополненной обходной (запасной) шиной.
Сборные шины двухполюсные — плюсовая и минусовая. Запасная шина — толь-
ко плюсовая. Типовые решения предусматривают сооружение тяговых подстан-
ций не более чем двухагрегатиыми.
24
Рис. 16. Схема сглаживающих устройств;
а — Западно-Сибирской дороги; б -- ЦНИИ МПС
На маломощных тяговых подстанциях, где по тем или иным причинам
установлен один агрегат, распределительное устройство 3,3 кВ имеет коммута-
ционную аппаратуру для подключения в перспективе второго стационарного
или передвижного преобразовательного агрегата.
Тяговые сети постоянного тока оказывают мешающее влияние на устрой-
ства проводной связи. Для защиты от этого на тяговых подстанциях постоян-
ного тока предусматривают специальные сглаживающие устройства. В основ-
ном применяют две схемы сглаживания, предложенные Западно-Сибирской до-
рогой (рис. 16, а и табл. 6) и ЦНИИ МПС (рис. 16, б). Схема, предложенная
ЦНИИ, сложнее, но обладает лучшими характеристиками. Схему сглаживания
выбирают при проектировании электрифицированной линии.
В сглаживающем устройстве по схеме ЦНИИ МПС рекомендуется индук-
тивности главных реакторов звеньев I и II принимать одинаковыми и равными
5 мГ при длительных токах подстанции более 3250 А (трехблочный реактор
РБФА-У-6500/3250 с параллельным соединением ветвей) и 4,5 мГ при токах
подстанции до 3250 А (одноблочный реактор РБФА-У-6500/3250 с параллельно-
последовательным соединением ветвей).
Индуктивности главных реакторов в звеньях II и I СУ по предложению
Западно-Сибирской дороги принимаются соответственно 3 и 5 мГ (двухблоч-
иый и трехблочный реакторы). В последних схемах для снятия перенапряже-
ний параллельно глаигым реакторам устанавливают специальное разрядное
устройство (см. рис. 14).
Таблица 6
Параметры контуров сглаживающих устройств
Резонан- сная ча- стота кон- тура, Гц Емкость контура, мкФ, при установке конденсаторов типа Индуктив- ность катушек, мГ Резонан- сная ча- стота кон- тура, Гц Емкость контура, мкФ, при установке конденсаторов типа Индуктив- ность катушек, мГ
ФМТ4-5Х2 | ФМТ4-12 ФМТ4-5Х2 ФМТ4-12
100 140 144 18,1 Аперио- 200 204
200 100 96 6,3 дический 280 276
300 90 96 3,15 контур
400 60 60 2,05 Фильтр- 10 12 —
500 45 48 2,25 пробка
600 40 36 1,76
Примечания. 1. Сглаживающие устройства по схеме ЦНИИ МПС имеют контуры на
все резонансные частоты, апериодический контур и фильтр-пробку, а по схеме Западно-Сибир-
ской дороги—контуры на частоты 100; 200 и 300 ГН и апериодический контур.
2. В числителе приведены емкости апериодических контуров для схемы ЦНИИ МПС, в
знаменателе—для схемы Западно-Сибирской дороги.
25
Рис. 17. Схема поста секционирования посто-
янного тока для двухпутного участка
11. СХЕМЫ ПОСТОВ
СЕКЦИОНИРОВАНИЯ И ПУНКТОВ
ПАРАЛЛЕЛЬНОГО СОЕДИНЕНИЯ
ПОСТОЯННОГО ТОКА
Посты секционирования постоян-
ного тока, выполняющие те же функ-
ции, что и посты переменного тока,
служат для автоматического отклю-
чения места КЗ на контактной сети
в тех случаях, когда выключатели
смежных подстанций нс могут обес-
печить защиту всей межподстанцион-
ной зоны, и для параллельного сое-
динения контактной сети обоих пу-
тей двухпутных участков. Посты секционирования двухпутных участков выпол-
няются (рис. 17) с одинарной несекционнрованной системой сборных тин.
Поскольку величины токов КЗ на контактной сети вблизи постов секциониро-
вания даже при неблагоприятных условиях (например, пост не в середине
фидерной зоны) не превосходят 5—8 кА, на каждом фидере поста устанавли-
вают по одному фидерному выключателю.
Схемы постов секционирования однопутного и двухпутного участков ана-
логичны. Однопутный пост имеет два фидера с выключателями, каждый из ко-
торых питает путь в сторону одной из подстанций. Необходимость в установке
двух выключателей объясняется тем, что в качестве фидерных применяют по-
ляризованные быстродействующие выключатели.
На двухпутных участках между тяговыми подстанциями и постами сек-
ционирования устраивают специальные пункты параллельного соединения
(ППС), на которых оба пути соединяются электрически. Применение ППС по-
вышает уровни напряжения в контактной сети, особенно на тяжелых подъемах,
снижает потери электроэнергии и позволяет бо-
Рис. 18. Схема пункта парал-
лельного соединения (ППС) для
участков постоянного тока
лее равномерно распределить нагрузки по фиде-
рам тяговых подстанций.
В типовом ППС (рнс. 18) соединение путей
двухпутного участка производится с помощью
быстродействующего выключателя типа ВАБ-28
и двух разъединителей. При работе ППС в слу-
чае КЗ иа контактной сети любого пути отклю-
чение быстродействующего выключателя проис-
ходит при срабатывании неполяризованного реле
РДШ. Для предотвращения включения выклю-
чателя ППС иа КЗ АПВ выключателя произво-
дится при устойчивом появлении напряжения в
контактной сети.
12. РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ НА ШИНАХ 110 (220);
3S; 27,5 И 10 кВ ПОДСТАНЦИИ
В ряде случаев (например, при установке
нового оборудования, выполнении ошиновки и
т. п.) в условиях эксплуатации возникает необ-
ходимость определить наибольшие значения то-
ков короткого замыкания на шинах тяговой под-
станции.
При расчетах защит необходимо знать также
токи короткого замыкания при минимальных ре-
жимах.
26
Если при проведении расчета токов КЗ знают параметры сети электро-
снабжения, то по известной методике определяют Хойст.min и ХСИст,тах—наи-
меньшее и наибольшее сопротивления от места питания до точки КЗ на вводе
тяговой подстанции, выраженные в относительных единицах.
Мощность установившегося трехфазного короткого замыкания на вводе
тяговой подстанции с питающим напряжением 17ППт
'-’КЗ (С/1ГИТ 111 ах (тЩ)
у
спет. mln(max)
где So — базисная мощность (рекомендуется принимать Se = 100 мВА).
Мощность установившегося трехфазпого короткого замыкания на шинах
10 или 35 кВ тяговых подстанций НО (220) кВ
с - S6
° КЗ (10 или 35) max (mln) V , у
тр. mln(max) “ сист. mln (max)
где относительное сопротивление понижающих трансформаторов
V __ ек -’б
л тр. m I n (max) ТогТс ’
iiw онт max (mln)
где ек — напряжение короткого замыкания понижающих трансформаторов;
при вычислении Лтр. min (max) на подстанциях с трехобмоточными
трансформаторами в случае КЗ на шинах 35 кВ в формулу ставят
значение ек между обмотками ВН—СН, а при КЗ на шинах 10 кВ—
значение ек между обмотками ВН—НН;
5нт.тах(тш)—номинальная мощность двух параллельно включенных понижающих
трансформаторов (максимальный режим) или одного трансформатора
(минимальный режим). Мощность трансформаторов определяется ра-
счетами системы электроснабжения [5], которые в настоящем спра-
вочнике не приводятся.
В условиях эксплуатации иногда нет возможности определить величину
Хсист. Так как обычно Хсист<СХтр, то принимают ХСИст = 0 и мощность КЗ
шинах 10 или 35 кВ определяют по упрощенной формуле
с
d6
$КЗ (10 или 35) max (mln)
Лтр. mln (max)
Установившийся ток трехфазного короткого замыкания
I __ ^КЗ max (mln)
«> max (mln) ’
где U — расчетное напряжение 115; 37 или 10,5 кВ при расчете КЗ соответ-
ственно на шинах ПО; 35 или 10 кВ.
Ударный ток короткого замыкания
•^уд.max (mln) = ’® V^/oo max (mln)
Расчет токов КЗ на шипах 27,5 кВ тяговой подстанции переменного тока
ведут по тон же методике, что и на шипах 10 кВ подстанции постоянного тока
с введением (при упрощенном расчете в случае двухфазного КЗ) коэффициен-
та, равного 0,87.
Таким образом,
I™ =0,87/^,
где loo— определенный по приведенной выше методике установившийся ток
трехфазного КЗ на стороне 27,5 кВ.
Пример. Необходимо определить ток КЗ на шинах НО; 35 и 10 кВ тяговой
подстанции постоянного тока с двумя понижающими трансформаторами мощ-
27
ностью 25 мВА, имеющими ек = 17%
5кЗ(110)тах = 3500 мВА.
Шины 110 кВ:
Г _ ^КЗ(110)тах
1 оо max г-р-
(ВН — СН) и <’„=10,5
(ВН—НН).
3500
1,73-115
= 17,6 кА;
'ул. max = 1.8 /2 /те тах = 1,8-1,41.17,6 = 45 кА.
Шины 35 кВ:
V __ б 17*100 _ Л ОД/П RQ\
T₽-min(max> 100SHT. тах (mIn) 100-50(25) °-34(°-68>-
В скобках здесь и ниже — при одном понижающем трансформаторе.
Так как
у
сист. mtn
S6
•$КЗ(110) max
gl™ - 0.0286
для определения мощности КЗ на шинах 35 и 10 кВ пользуемся упрощенной
формулой
SK3 (35) max (mln) = = 294(Н7)
лтр. min (max) U,«54(U,O6)
у _ 5КЗ (35) max (min) _ 294 (147) _ . ™ 20) кД-
со max (mln) y=-j} ~73-37 ~ ' ( ' > ’
'уд. max (min) = 1-8 Квотах (mln) = 1,8-1,41-4,58(2,29) = И ,62 (5,81) кА.
Шины 10 кВ:
v — ех18 б
Лтр. min (max) inn с
J.UU Онт max (mfn)
5
°K3 (10) max (min) у
лтр. mln (max)
10,5-100 _ Q 21 (о 42V
100-50(25) ’ ( ’ ’’
—J.99....= 476 (238) мВА;
0,21 (0,42) v ’
f _ ^КЗ (10) max (min) _ 476 (238) _ 9fi 9 ,, о
'oo max (min) у-Ц------------ ; ......5 - 20,2 (U, 1) KA,
'уд. max (min) = 1,8/2 /ювп(т1п) = 1,8-1,41-26,2 (13,1) = 66,6(33,3) кА.
13. РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ НА ШИНАХ 3,3 кВ ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ
ПОСТОЯННОГО ТОКА
Ток КЗ, действующий на выпрямитель при замыкании между плюсовой и
минусовой шинами 3,3 кВ, определяют по кривым рис. 19. Кривые построены
по формуле (при количестве выпрямительных агрегатов N—Y)
г _
1 КЗ max S’ /V е '
—L— 4- к
SK3 ^100
28
где /ан — номинальный выпрямленный
ток агрегата (по преобразова-
тельным трансформаторам), А;
St — номинальная мощность од-
ного или двух параллельно
включенных преобразователь-
ных трансформаторов, мВА.
14. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОКОВ
КЗ В КОНТАКТНОЙ СЕТИ
Величина тока КЗ в контактной
сети постоянного тока при наиболее не-
благоприятных условиях может быть
определена по следующей упрощенной
формуле:
г _ 3250
К3 О-И + '-тс^з '
где Гтс — активное сопротивление 1 км
тяговой сети;
1кЗ — расстояние от подстанции до
места короткого замыкания.
При необходимости получения бо-
Л-ТМРУ-16000/10; 2 —двух УТМРУ-6300/35
лее точного значения тока КЗ следует
воспользоваться данными литературы [19]. Ток короткого замыкания в кон-
тактной сети переменного тока может быть определен по формуле
^КЗ mln ~
ек \
100 sHT )
I2
103+хт +(r z )2
1 тс кз । v тс кз/
где SK3— мощность КЗ на шннах первичного напряжения тяговой подстанции,
кВА;
Sht — номинальная мощность одного понижающего трансформатора, кВА;
ХтС —индуктивное сопротивление тяговой сети, Ом/км;
UB — номинальное напряжение на шинах тяговой подстанции, равное
27,5 кВ.
При определении тока в амперах напряжение Us следует подставлять в
формулу в киловольтах.
15. ВЫБОР ОСНОВНОЙ АППАРАТУРЫ, ШИН
И ГОЛЫХ ПРОВОДОВ
Выбор аппаратуры, шин н проводов рассмотрим на примере тяговой под-
станции постоянного тока, токи КЗ для которой рассчитаны выше. При выборе
примем, что параллельная работа двух трансформаторов на шины 10 и 35 кВ
не предусматривается.
Масляные выключатели и разъединители (табл. 7) выбирают: по номиналь-
ному напряжению Ua на шинах, к которым подключен выключатель; по номи-
нальному рабочему длительному току /Нрд; по ударному току КЗ /уд (провер-
ка на динамическую устойчивость); по установившемуся току трехфазного КЗ
/ (номинальному току отключения симметричной составляющей) с проверкой
29
Таблица 7
Выбор масляных выключателей и разъединителей
Место установки аппарата Тип аппарата Напряжение, кВ Ток, А Ток динамической устойчивости, кА Ток термической устой- чивости, кА Допусти- мое время протекания тока /со> /*ДО, С
^н-сети . * ^имв(р) ^нрд * ^нмв(р) по расчету 7уд по катало- гу по расчету Л» по каталогу до
Перемычка МВ ПО кВ МКП-ПО по по — 600 45 50 17,6 13(п=Ю с) 5,6
То же разъеди- нитель ПО кВ РНДЗ-110/1000 по по — 1000 45 80 17,6 31,5(«=3 с) 9,6
Понижающий трансформатор МВ на стороне 35 кВ С-35 35 35 390 630 5,81 28 2,29 Ю(п=5 с) 95
То же МВ на стороне 10 кВ ВМП-10 10 10 1000 1000 33,3 52 13,1 20(п=8 с) 9,3
То же разъеди- нитель на стороне 35 кВ РНДЗ-35/1000 35 35 390 1000 5,81 64 2,29 26(rt=4 с) 480
То же разъеди- нитель на стороне 10 кВ РНДЗ-35/1000 10 35 1000 1000 33,3 64 13,1 26(п=4 с) 16
* ^имв(р) и /нмв(р)~поминальные напряженней ток масляного выключателя (разъединителя).
♦♦ in — ток п-секундной термической устойчивости.
*** t=n-J •
Таблица 8
Выбор трансформаторов тока
Назначение присоединений к вторичной обмотке Данные выбранного транс- форматора тока Напряжение, кВ Ток А Ток динамической устойчивости, кА Ток термической устойчивости, кА <U Q о"? - £ *
Место установки трансформатора тока Тип Класс точности лт ** Цггт Афд ** Аггт по расчету 7уд по ката- ‘ логу по расчету по ката- логу одно- секундный Лс 1 Допустимо^ мя протека тока / /* । 00
Перемычка МВ ПО кВ Измерения, защита ТВ-110/18 0,5 120 ПО по — 600 Встроенные трансформаторы тока не проверяются
Понижающий трансформатор МВ на стороне 35 кВ То же ТВ-35/10 1 120 35 35 390 600 -
f
То же МВ на стороне 10 кВ Измерения, защита, учет ТПОЛ-ЮОО 0,5/р 200 10 10 1000 1000 33,3 200 13,1 35 17,1
тока.
— номинальные напряжения и токи трансформаторов
* лт — коэффициент трансформации трансформатора
* * ^нтт и ^нтт
11с
* ** t =----
тока.
со
Таблица9
Значения 2Р для реле РТ-40
Тип реле Zp , Ом Тип реле Zp ,Ом I Тип реле Zp ( Ом
РТ-40/0,2 РТ-40/0,6 РТ-40/2 80(20) 8,88(2,22) 0,8(0,2) РТ-40/6 0,222(0,055) РТ-40/10 0,08(0,02) РТ-40/20 0,02(0,005) РТ-40/50 РТ-40/100 РТ-40/200 0,00512(0,0013) 0,00288(0,0007) 0,0032(0,0008)
Примечания. 1. Значения сопротивлений подсчитаны по потребляемой мощности при
минимальном токе уставки.
2. В скобках указаны сопротивления реле при параллельном соединении токовых обмоток.
Выбор шин и голых проводов
Таблица 10
Место установки Марка провода ИЛИ ШИНЫ Сеченне, мм2 Ток, А О риентир ов очное время прохожде- ния тока КЗ, с Ток термиче- ской устойчи- вости, кА Ток динамической устойчивости, кА
1 нрд по каталогу $ ^дл
по расчету ^со по расчету Л'Д 7гду
Линия ПО кВ до понижающе- го трансформа- тора Отпайки от шин 35 кВ АС-150 150 126 445 0,2 17,6 24,2 45 Не прове- ряется
АС-120 120 390 380 1,2 2,29 10,8 5,81 То же
Шины 10 кв А8ОХ.8 640 1000 1320 1,2 13,1 94 33,3 52,7
* 7дл_Длительно допустимый ток.
** Гарантированный ток термической устойчивости /гту рассчитан (расчет ие приводится) с
учетом времени прохождения тока КЗ.
*** Гарантированный ток динамической устойчивости /гду рассчитан (расчет не приводится)
для расстояния между точками крепления шин 150 см и между фазами 37,5 см (шины расположе-
ны плашмя).
допустимого времени t его прохождения (проверка на термическую устойчи-
вость). Кроме того, МВ проверяют на отключение по апериодической состав-
ляющей.
Трансформаторы тока (табл. 8) выбирают: по номинальному напряжению
сети £/н; по номинальному рабочему длительному току 7нрд; невстроенные
трансформаторы тока проверяются также по ударному току КЗ /уд (проверка
на динамическую устойчивость) и по установившемуся току трехфазного КЗ
/те с проверкой допустимого времени t его прохождения (проверка на терми-
ческую устойчивость). Класс точности и тип трансформатора тока выбирают
также с учетом присоединений к его вторичной обмотке.
Прн расчете вторичных цепей трансформаторов тока определяется наиболь-
шая расчетная кратность первичного тока при КЗ в конце защищаемой зоны
Шрасч-i и в месте установки защиты /Прасч-г-
По полученным значениям /Прасч-i н по приведенным в заводских катало-
гах кривым допустимой нагрузки при различных кратностях первичного тока
и работе трансформаторов тока с погрешностью, не превышающей 10%, опре-
деляется допустимая нагрузка Zag (сопротивление) фазы вторичной цепн.
32
По схемам, приведенным в [18], определяются составляющие суммарного
сопротивления нагрузки на фазу трансформатора тока Zs при принятой схеме
• защиты. Значения величин Zp (сопротивления реле и другой аппаратуры, вклю-
ченной в схему), входящие в Zs принимаются непосредственно по каталогам
или могут быть определены по формуле Zv = P/l2 (табл. 9), где Р—мощность
срабатывания реле, ВА; / — ток, А, для которого приведено значение мощ-
ности срабатывания.
По полученным значениям ZsgHZs определяют максимально допустимое
сопротивление соединительных проводов
гпр = ~ ZZ
и минимально допустимое их сечение
Q _____
расЧ 57?7р ’
где I — длина провода (кабеля) в один конец, м.
Следует иметь в виду, что провода и кабели с жилами сечением менее
2,5 мм2 в схемах защиты не применяются, а максимальное сечение проводов
или жил кабеля по условиям удобства присоединения к релейной аппаратуре и
клеммным сборкам должно быть не более 6 мм2 (при использовании одной
жилы кабеля на фазу) или (2—3)Х4 мм2 (при использовании двух или трех
жил кабеля иа фазу).
По полученным значениям наибольшей кратности тРасч-2 и по кривым до-
пустимой нагрузки при различных кратностях первичного тока с погрешностью,
не превышающей 40%, проверяют правильность выбора сечения соединитель-
ных проводов.
Шины и голые провода (табл. 10) выбирают: по номинальному рабочему
длительному току /нрд, по току термической устойчивости, а также (только
для шин) по току динамической устойчивости.
2-5206
Глава
II
ЭКСПЛУАТАЦИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
И ПОСТОВ СЕКЦИОНИРОВАНИЯ
16. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ
При эксплуатации распределительных устройств тяговых подстанций и по-
стов секционирования следует руководствоваться Правилами технической
эксплуатации электроустановок потребителей и Правилами техники безопасно-
сти цри эксплуатации электроустановок потребителей, согласованными с
ВЦСПС и утвержденными Госэнергонадзором, а также изменениями отдельных
пунктов этих Правил применительно к особенностям обслуживания тяговых
подстанций и постов секционирования, изложенными в Информационном письме
Госэнергонадзора и ЦЭ МПС, согласованном с ЦК профсоюза рабочих желез-
нодорожного транспорта № Т-42—70/П-64—70 от 24 августа 1970 г.
В случае необходимости в соответствии с данными Правилами могут быть
разработаны местные инструкции для эксплуатации тяговых подстанций и по-
стов секционирования, которые должны быть согласованы с технической ин-
спекцией профсоюза дороги и утверждены в установленном порядке.
При техническом обслуживании оборудования и аппаратуры тяговых под-
станций и постов секционирования необходимо соблюдать периодичность пла-
новых ревизий и ремонтов в соответствии с Техническими указаниями ЦЭ
№ П-110/71 «О-периодичности ремонтов и профилактических испытаний обору-,
дования тяговых подстанций и постов секционирования участков постоянного
тока» от 12 октября 1971 г. и № П-128/73 «О периодичности ремонтов и про-
филактических испытаний оборудования тяговых подстанций и постов секцио-
нирования участков переменного тока» от 1 августа 1973 г.
В настоящем справочнике не рассматриваются порядок, содержание н пе-
риодичность осмотров и ремонтов оборудования и устройств тяговых подстан-
ций и постов секционирования, изложенные в перечисленных выше документах,
а также испытания оборудования, указания по которым собраны в справочни-
ках «Профилактические испытания силового оборудования тяговых подстан-
ций» (М., «Транспорт», 1967) и «Профилактические испытания оборудования
тяговых подстанций» (М., «Транспорт», 1972).
При эксплуатации трансформаторов, масляных выключателей, полупро-
водниковых преобразователей, быстродействующих выключателей и другого
оборудования следует также руководствоваться заводскими инструкциями и
Техническими указаниями ЦЭ МПС.
17. ЭКСПЛУАТАЦИЯ КОНТАКТНЫХ СОЕДИНЕНИЙ
Температура контактных соединений, токоведущих частей и других эле-
ментов оборудования не должна превышать указанных ниже значений.
Наибольшая допустимая температура нагрева элементов оборудования, °C:
В воздухе Вмасле
Токоведущие (за исключением контактных соединений) и не-
токоведущие металлические части, ие изолированные и несопри-
касающиеся с изоляционными материалами................... 120 —
Те же, но соприкасающиеся с трансформаторным маслом . . — 90
Токоведущие и иетоковедущие металлические части, изолиро-
ванные или соприкасающиеся с изоляционными материалами, а
34
также детали из изоляционных материалов классов нагревостои-
кости:
Y ...................................................... 80
А ....................................................... 95 90
Е ...................................................... 105 90
В; F, Н и С............................................. 120 90
Масло трансформаторное в верхнем слое при использовании в
качестве:
дугогасящей среды....................................... — 80
только изолирующей среды................................ — 90
Контактные соединения из меди, алюминия или из их спла-
вов без покрытия, с нажатием болтами, винтами, заклепками и
другими элементами, обеспечивающими жесткость соединения . 80 80
То же:
с покрытием оловом......................................... 90 90
с гальваническим покрытием серебром................... 105 90
с уплотненным гальваническим покрытием серебром глуби-
ной не менее 50 мк...................................... 120 90
с наклепанными пластинами из серебра.................. 120 90
Контактные соединения из меди и ее сплавов без покрытия, с
нажатием пружинами.......................................... 75 75
Наиболее трудоемкая работа при эксплуатации шии — уход за контакт-
ными соединениями. Качество соединений можно контролировать измерением
падения напряжения при номинальном токе или проверкой температуры нагре-
ва. Падение напряжения в контактных соединениях и температура нагрева не
должны более чем иа 20% превышать те же значения на целом участке шин
такой же длины. Плохой контакт в болтовых соединениях обнаруживают при
осмотре РУ по изменению цвета деталей, появлению окалины на стальных бол-
тах, выгоранию краски или потемнению ее вблизи контактного соединения,
появлению капли алюминия из-под шайбы, ботта или клеммы.
В ночное время необходимо производить осмотры, при которых могут быть
выявлены искрящие контакты. Зимой в открытых РУ можно выявить все грею-
щиеся соединения по уменьшению отложения инея. Для облегчения контроля
за состоянием контактных соединений в закрытых РУ применяют термокраску,
изменяющую цвет под действием температуры. В открытых РУ применяют
флажки-указатели, впаянные в один из болтов каждого соединения.
Ухудшение контакта в соединениях может привести к повреждению обору-
дования. Для обеспечения надежной работы соединений их необходимо перио-
дически разбирать и зачищать. При этом необходимо иметь в виду следующее:
при зачистке поверхность не следует доводить до зеркального блеска, так
как это создает худший контакт, чем при зачистке крупнозернистым наждач-
ным полотном или металлической щеткой;
зачистку алюминиевых шин необходимо выполнять под слоем вазелина,
который затем удалить и нанести свежий;
при зачистке многожильных алюминиевых проводов для крепления в бол-
товых соединениях необходимо расплетать концы проводов и зачищать также и
внутренние проволоки;
в условиях агрессивных сред, а также в наружных установках и сырых
помещениях швы контактных соединений шин и места выхода проводов из зажи-
мов необходимо окрашивать свинцовым суриком или эмалью ПХВ-26.
Для крепления алюминиевых шин рекомендуется под гайки и головки бол-
тов подкладывать шайбы увеличенных размеров. Применение пружинных шайб
при соединениях алюминиевых шин неэффективно, так как они не могут обес-
печить достаточных усилий для компенсации тепловых расширений и текучести
алюминия. Болты на шинных соединениях затягивают нормальными ключами
(без удлинителей) с усилием 15—20 кгс. Болты диаметрам более 10 мм пред-
варительно затягивают с усилием 40 кгс, затем ослабляют и вновь затягивают
усилием 20 кгс.
2* ... 35
Наиболее надежный способ соединения шин — сварка. Алюминиевые шины
можно сваривать автогеном, пропановыми горелками или соединять электро-
сваркой с угольным электродом. Сварку ведут с применением флюсов (ВАМИ
или АФ-4), которые перед применением разводят, водой до желеобразной кон-
систенции и наносят на свариваемые поверхности. После сварки соединение
обязательно промывают водой для удаления остатков флюса, так как возмож-
но окисление алюминия. Состав флюса в процентах: АФ-4 — хлористый нат-
рий— 28, хлористый калий — 50, хлористый литий—14, фтористый натрий —
8, ВАМИ — хлористый калий — 50, хлористый натрий — 30, креолит — 20.
Многожильные тросы можно сваривать теми же способами. Для этого
предварительно оплавляют концы троса в монолит, а затем сваривают их меж-
ду собой или приваривают к шине.
Для сварки многожильных проводов в труднодоступных местах на высоте
или в пролете, а также в полевых условиях применяют сварку при помощи
термитных патронов. Патроны выпускаются для сварки проводов из алюминия
и меди любых сечений (табл. 11). При сварке термитными патронами приме-
няют сварочные клещи, которыми после сгорания патрона сжимают сваривае-
мые концы. После сварки металлическую разрезную трубку (кокиль) снимают
с провода и место сварки осматривают. Сварные соединения проводов не долж-
ны нести механической нагрузки. Их дополняют клеммными или болтовыми
соединениями.
Надежность контактных соединений в местах присоединений алюминиевых
шин к медным выводам электрических аппаратов может быть обеспечена при-
соединением проводов и шин при помощи: переходных косынок из меди или
алюминиевого сплава АД31Т1—для болтовых соединений; переходных меде-
алюминиевых сварных пластин — для приваривания к шинам; алюминиевых
шин с нанесенным на их поверхность медным покрытием.
Медные шины сваривают меднофосфористым илн серебряным припоем.
В качестве флюса используют буру. Целесообразно медные шины приваривать
даже к выводам электрических аппаратов (обычно для этого применяют спо-
соб сварочной заклепки, т. е. заварку через отверстие в шине).
Кроме сварных, широко применяют также прессуемые контактные соеди-
нения. Провода алюминиевых соединений для улучшения контакта перед опрес-
совкой в зажиме смазывают кварцево-вазелиновой пастой (смесь кварцевой
пыли 50%, с вазелином 50%). Место выхода проводов из зажима окрашивают
суриком или нитроэмалью.
Рис. 20. Ликвидация переходных контактных соединений на проходном изоляторе
фидеров 3,3 кВ:
а — типовое исполнение; б — непосредственная приварка проводов к шине с пропуском
их через отверстие изолятора; в — сварка с креплением проводов зажимом; А и М —
соответственно алюминиевые и медные провода и шины; М-А — меде-алюмийие-
вый переход
36
Таблица 11
Термитные патроны для сварки проводов
Марка патрона . Свариваемые провода Масса’ патро- ‘ на, г
43
г
1, мм d, мм
АС-50 АС-70 АС-95 АС-120 АС-150 АС-185 АС-240 АСУ-300 АСУ-400 АСО-500 АСО-600 М-35 М-50 М-70 М-95 М-120 М-150 А-50, АС-35, АС-50 А-70, А-90, АС-70 А-120, АС-95 АС-120, А-150’*, АС-150, А-185 АС-185, А-240 АС-240, А-300'4 АС-300, АСО-ЗОО,А-400 АС-400 АСО-500 АСО-600 М-25, М-35 М-50 М-70 М-95 М-120 М-150 60 65 65 65 80 100 100 120 125 125 130 50 60 65 70 70 85 10,1 12,5 14,8 16,2 18,2 20,0 22,0 26,0 30,5 31,7 35,8 8,0 9,5 11,0 13,0 15,0 16,8 65 ' 80 100 140 155 300 360 440 560 580 750 130 155 160 180 210 250
Повреждения контактных соединений особенно часто происходят на сое-
динениях, имеющих меде-алюминиевые переходы, из-за окисления их от дей-
ствия э. д. с. гальванической пары алюминий—медь во влажной среде. Чтобы
предупредить такие повреждения,
можно перенести соединения в за-
крытое РУ и ликвидировать мно-
гочисленные соедииеиия иа про-
ходном изоляторе фидера 3,3 кВ
(рис. 20).
Усилить клеммное соедииеиие
можно при помощи транспозиции
проводов (рис. 21). Такой способ
соедииеиия позволяет уменьшить
уравнительные токи через деталь
анкеровки и связанную с этим
возможность обрыва проводов.
Для предупреждения подобных
повреждений применяют соедине-
ние проводов с помощью перемы-
чек 1 и 3. Для повышения на-
дежности сварного соединения
алюминиевых проводов с медны-
ми целесообразно применить спе-
циальную меде-алюминиевую
сварную пластину 4.
Рис. 21. Выполнение спусков фидеров 3,3 кВ:
a — с клеммными меде-алюмиииевыми перехода-
ми ЛАМ и транспозицией соединений; б — свар-
ное соединение с переходной пластиной; 1,3 —
перемычки; 2 — коромысло; 4 — переходная
пластина
37
18. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ИЗОЛЯТОРОВ
Осмотрами РУ могут быть выявлены визуально или по степени корониро-
вания, особенно в сырую погоду или в ночное время, такие дефекты изолято-
ров, как загрязнение, сколы, трещины, электрический пробой, набросы. В гир-
ляндах могут длительное время существовать неисправные изоляторы. На пе-
ременном токе их проще всего можно выявить дефектировкой с помощью изме-
рительной штанги под рабочим напряжением (штанга типа ШИ-4, пригодная
для всех напряжений до ПО кВ). Проверке подлежат все изоляторы в гирлян-
де (стержневые изоляторы не нуждаются в контроле, так как при наличии
трещин они полностью разрушаются). Необходимо предварительно подгото-
вить опорные конструкции для возможности свободного доступа к гирляндам
на длину измерительной штанги.
Особенно нуждаются в дефектировке горизонтально расположенные гир-
лянды, которые наиболее часто выходят из строя. Определить неисправность
изолятора можно по распределению потенциалов в гирлянде. Главная задача
дефектировки — вовремя выявить неисправные, так называемые «нулевые» изо-
ляторы, которые отыскивают по отсутствию на них падения напряжения.
Для дефектировки изоляторов на постоянном токе используют специаль-
ную штангу с делителем напряжения из резисторов и индикатором — неоновой
лампой, загорающейся при напряжении 3,3 кВ (рнс. 22 и 23). При дефекти-
ровке гирлянды из двух изоляторов штангу подключают поочередно парал-
лельно каждому изолятору. Если индикатор штанги светится, это означает, что
неисправен соседний изолятор. Проверка гирлянд из трех изоляторов более
сложна. Она возможна только при дополнительном закорачивании (поочередном
выведении из работы) одного из трех изоляторов.
Повреждения изоляторов происходят из-за дуговых перекрытий во время
грозы, при сильных загрязнениях поверхности химически активными вещества-
ми, например пылью удобрений, при замыканиях, создаваемых птицами. Кро-
ме этого, некоторое количество изоляторов повреждается из-за дефектов
изготовления — это главным образом подвесные тарельчатые и опорно-штыре-
вые изоляторы, армированные цементной замазкой с примесью ускорителя —
хлористого кальция, а также стеклянные изоляторы.
Рис. 22. Конструкция изме-
рительной штаиги для
деффектнровки изоляторов
3,3 кВ; Д динамик
ДЭМ-4м; /7 — неоновый
индикатор УВН-1
Рис. 23. Кривые распределения напряже»
ния на изоляторах гирлянды:
7, 2, 3, — для гирлянд изоляторов, состоя-
щих соответственно из шести, семи и
восьми изоляторов; 4 — для элементов
изолятора ИШД-35; 5 — для гирлянды с
пробитым четвертым изолятором
38
Разрушение изоляторов вследствие коррозии пестика связано с увеличением
объема вздутия армирующей замазки. Коррозия начинается у самого основа-
ния пестика и со временем распространяется в армированную замазкой по-
лость, создавая внутренние напряжения, приводящие к раскалыванию фарфора.
Наиболее часто повреждаются изоляторы в анкерных ветвях из-за горизонталь-
ного расположения гирлянд.
Изолятор с трещиной теряет изоляционные свойства обычно только в сы-
рую погоду. Стеклянные изоляторы повреждаются обычно из-за механических
напряжений, вызываемых разными температурными коэффициентами расшире-
ния деталей. Некоторое преимущество стеклянных подвесных изоляторов сос-
тоит в том, что у них легко обнаруживается повреждение из-за полного раз-
рушения тарелки при появлении трещины.
Коррозия пестика опасна, так как может вызвать обрыв гирлянды в ре-
зультате уменьшения его сечения. Для защиты от коррозии основание пестика
заливают эпоксидной смолой с наполнителем нз графитовой пудры. Прн рас-
положении подстанции вблизи химических, цементных и других заводов нли
складов удобрений для защиты изоляторов от загрязнения и облегчения нх
очистки рекомендуется смазывать поверхность изоляторов кремннйорганичес-
ким вазелином или специальными смазками.
19. ЭКСПЛУАТАЦИЯ РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ, ОТДЕЛИТЕЛЕЙ
И КОРОТКОЗАМЫКАТЕЛЕЙ
Эксплуатационные требования к разъединителям и отделителям определе-
ны Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей.
\ Для безаварийной работы разъединителей и отделителей их номинальные
данные должны соответствовать токовым нагрузкам в цепи и усилиям нажа-
дия контактов (проверяется замером усилия вытягивания ножа из губок с по-
мощью динамометра). Прн коротких замыканиях они должны выдерживать
динамические усилия, возникающие между токоведущими деталями, без их са-
мопроизвольного расцепления. Для этого в конструкции контактов предусмот-
рены ферромагнитные накладки, обеспечивающие дополнительные усилия на-
жатия. Поэтому при ремонтах нельзя допускать внесения каких-либо конструк-
тивных изменений в детали (особенно связанных с заменой материалов), так
как это может сказаться неопределенном образом на рабочих параметрах. Не-
которые детали из ферромагнитных материалов (чугун, сталь), охватывающие
токоведущие части, делаются разрезными, с зазорами для увеличения магнит-
ного сопротивления цепи, чтобы уменьшить нагрев от вихревых токов.
Разъединителями допускается включать и отключать намагничивающие
токи трансформаторов в режиме холостого хода н зарядные токи линий. До-
пустимые величины этих токов приведены в табл. 12. Они зависят от конструк-
тивных параметров разъединителя, расстояния между фазами, расстояния до
заземленных частей, способа установки разъединителя и наличия междуфазных
перегородок (рис. 24). Для увеличения разрывной мощности разъединителей в
энергосистемах в последнее время применяют воздушное дутье; на транспорте
для разъединителей 27,5 и 3,3 кВ устанавливают дугогасительные
рога.
Главными причинами повреждения разъединителей и отделителей являют-
ся отключение токов нагрузки н включение на короткое замыкание. Такие
повреждения происходят не только при нарушениях оперативным персоналом
правил техники безопасности (если на включенном оборудовании остались за-
щитные заземления, включенные заземляющие иожн или короткозамыкатель
оставлен во включенном положении после проверки защит), но также н при
некоторых неисправностях масляных выключателей (обрыв изолирующих тяг
контактов). В таких случаях неизбежен длительный перерыв энергоснабжения,
так как в связи с отключением питающей линии иа районной подстанции выво-
дятся нз работы все подключенные к ней тяговые подстанции.
Для уменьшения вероятности таких случаев следует руководствоваться
следующим:
39
1. Отключение и включение отделителями и разъединителями намагничива-
ющего тока трансформаторов и зарядного тока линий следует производить
быстро. Не рекомендуется применять приводы с электродвигателями.
2. На присоединениях 35; 110 и 220 кВ с отделителями и разъединителя-
ми, установленным и' в одной цепи, отключение и включение намагничивающего
и зарядного токов следует выполнять отделителями. Однако для включения
отделителя типа ОД-110 с приводом ШПО требуется значительное усилие, что
зачастую замедляет процесс включения и приводит к возникновению затяжной
дуги. В этом случае включение намагничивающего и зарядного токов рекомен-
дуется производить разъединителем при предварительно включенном отдели-
теле. Для закрытых распределительных устройств с отделителями ОД-110 и
приводом ШПО рекомендуемая последовательность включения является обя-
зательной.
3. Отключение и включение отделителями или разъединителями намагни-
чивающих токов трансформаторов ПО и 220 кВ лучше производить при глухо
заземленной нейтрали трансформаторов. Отключение намагничивающего тока
трансформаторов с дугогасящпми катушками в нейтрали нужно производить
только после отключения этих катушек. -
4. На подстанциях, где установлены трансформаторы с регулированием
напряжения под нагрузкой, для снижения отключаемого отделителем или
Таблица 12
Допустимые токи, отключаемыетрехполюсными разъединителями
Номи- нально* напря- жение РУ, кЕ Размеры, мм (см. рис. 24) Отклю- чаемый ток, А
наименьшие расстояния до заземленных и токоведущих частей изолирующих перегородок разъединителя
А 1 Б 1 в г 1 Я 1 Е 1 и
150 100 180 . 1.0
150 100 280 —— в 2,0
150 100 330 —— — в 3,0
6 170 100 430 — — — 200 100 4,5
190 130 460 100 460 50 5,0
200 140 500 100 '490 50 5,5
150 100 180 — — — 1.0
150 100 280 — —— — 2,0
150 100 330 — — 3,0
6* 160 100 390 — — 250 120 4,0
190 130 460 — 5,0
200 140 500 — 5,5
170 130 280 —, — — 1.0
180 130 450 — —- 2,0
200 130 490 — — — 2,5
10 220 130 540 40 530 50 250 120 3,0
260 130 650 80 650 50 4,0
280 160 690 120 670 50 4,5
1 340 290 490 — 1.0
340 290 950 2,0
340 290 , 1160 __ 2,5
<50 410 320 ; 1380 50 1310 50 4о0 ooU 3,0
560 803 1900 300 1820 1 50 4,2
• При использовании разъединителя ю кВ в РУ-6 кВ.
40
Рис. 24. Установка изолирующих перегородок при вертикальном (а) и наклонном (6) располо-
жении разъединителя:
/ — опорный изолятор; 2 — изолирующая перегородка; 3 — сетчатое ограждение;
4 — разъединитель
разъединителем намагничивающего тока рекомендуется после отключения на-
грузки переводить трансформатор в режим недовозбуждения, устанавливая
переключатель ответвлений в положение, при котором напряжение соответству-
ющего ответвления будет выше, чем подаваемое напряжение.
Снижение возбуждения на 10% уменьшает намагничивающий ток примерно
на 45%.
5. Для определения длины воздушных линий ПО; 35 и 20 кВ, отключаемых
без нагрузки отделителями н разъединителями, можно пользоваться следую-
щими средними значениями зарядного тока на 1 км линии, А;
Линия ПО кВ .............. 0,18
» 35 » 0,06
> 20 » 0,035
6. За состоянием контактов отделителей и разъединителей, которыми про-
изводится отключение н включение намагничивающих токов трансформаторов
и зарядных токов линий, а также за состоянием изолирующих перегородок
должен быть установлен систематический контроль. Периодичность осмотров
устанавливается на основании опыта эксплуатации.
7. У установленных горизонтально отделителей и разъединителей 35; ПО
и 220 кВ спуски из гибкого провода следует прокладывать полого во избежа-
ние переброски на них дуги, не допуская расположения, близкого к вертикали.
Угол между горизонталью н прямой, соединяющей точку подвеса спуска н ли-
нейный зажим полюса, рекомендуется выбирать не более 60—65°.
Ошиновку из жестких шин необходимо выполнять таким образом, чтобы
шипы подходили к разъединителям с подъемом или горизонтально. У гори-
зонтально-поворотных разъединителей и отделителей во избежание перемещения
дуги с иожей на шины последние не должны иметь сближения с отключенными
ножами полюсов одноименных фаз.
Для защиты оператора от светового воздействия дуги над приводами от-
делителей и разъединителей должны быть установлены козырьки или навесы
нз негорючего материала.
8. В закрытых распределительных устройствах отключения отделителей
ОД-ПО, имеющих расстояние, между полюсами 2 м и менее, должны выпол-
няться дистанционно при отсутствии людей в помещении РУ и при закрытых
дверях н окнах во избежание сквозняка, вызывающего боковые отклонения
Дунь
Для отделителей ' наиболее важный параметр, определяющий допустимую
величину отключаемого тока, — скорость отключения, которая нормируется
ПТЭ и Периодически проверяется при проверке защит. Увеличение времени
отключения может привести к повреждению отделителя и вызвать коммута-
41
Ш6
ционные перенапряжения. Увеличение времени может проис-
ходить нз-за ослабления пружин илн загустевания смазкн
при низких температурах. Для отделителей и короткозамыка-
телей наружной установки применяют смазку ЦИАТИМ-201
с добавкой 10% графита марки П или пасту ГОИ 54П с при-
садкой графита (последняя более стойка к атмосферным воз-
действиям).
Полное прекращение подвижности контактов отделителей
может наступить при обледенении пружин или контактов.
Для защиты от гололеда пружины должны иметь защитные
кожуха. Чтобы исключить механические поломки изоляторов
отделителей с поворотными колонками, следует периодически
проверять зазор между торцамн ножей (он должен быть в
пределах 1—3 мм) при включенном отделителе и регулировать
положение резинового буфера, смягчающего удар ножей при
отключении.
Регулировка резинового буфера короткозамыкателя, уста-
новленного у основания подвижного ножа, должна выпол-
няться так, чтобы нож в процессе включения не ударял по
верхней части изолятора и не проскакивал далее середины ..
пружинных губок неподвижного контакта.
У короткозамыкателей наблюдаются случаи разрыва изо-
лирующих капроновых вставок тяги привода прн низких тем-
повреждение приводит к самопроизвольному срабатыванию
короткозамыкателя и длительному перерыву питания одной илн нескольких
подстанций, так как отключается вся линия электропередачи. Энергодиспетчер в
этом случае не в состоянии определить, на какой именно подстанции произош-
ло повреждение, так как по системе телесигнализации передается только поло-
жение отделителя. Это приводит к длительным сбоям в электроснабжении из-за
необходимости организации осмотров РУ на нескольких подстанциях. Для пре-
дупреждения подобных повреждений лучше всего в качестве изоляторов в тя-
гах короткозамыкателей использовать более прочные стеклопластиковые встав-
ки или вставки нз пакета текстолитовых пластин.
У короткозамыкателей последних выпусков изоляторы в тягах выполнены
из стеклотекстолита (рис. 25).
0JS\
Рис. 25. Изолиру-
ющая вставка
(материал — стек-
лотекстолит СТЭФ
ГОСТ 12652—74)
пературах. Такое
20. ОКРАСКА ОБОРУДОВАНИЯ
Наиболее трудоемкой работой при эксплуатации тяговых подстанций и
постав секционирования является окраска оборудования (вследствие большого
объема работы, малой численности персонала, труднодоступности некоторых
элементов конструкций и пр.). Поэтому существенное значение имеют правиль-
ный выбор красителей и технология их нанесения. ,
Для окраски металлоконструкций открытых распределительных устройств
следует отдавать предпочтение более дорогим, но в то же время значительно
более стойким к атмосферным воздействиям красителям. Повышенной стой-
костью к атмосферным воздействиям в сравнении с окраской железным сури-
ком обладают винилохлоридные эмали ВЛ-02 и ВЛ-08 (ВТУ 35-ХП 432—62 и
ВТУ УХП 607—59), которые используются непосредственно нли в качестве
грунтовки для последующей окраски другими атмосферостойкими эмалями.
Высокой стойкостью к маслу и атмосферным воздействиям (до 6 лет) обла-
дает эмаль на основе формальдегидного (бакелитового) и эпоксидных лаков
ФЛ-777 (ТУ Н4-6-49—73) с добавлением для улучшения светостойкости алю-
миниевой пудры. Перед окраской стальных металлоконструкций для значи-
тельного увеличения нх стойкости к коррозии применяют обработку поверх-
ности раскислителями (восстановителями ржавчины) на основе ортофосфорной
кислоты. Применение раскислителей наиболее эффективно при окраске сварных
металлоконструкций, имеющих много мест, недоступных для механической
очистки от ржавчины.
42
Раскислитель можно приготовить самостоятельно по следующему рецепту
(из расчета на 10 л объема готового продукта): ацетон — 2,5 кг (3,2 л), орто-
фосфорная кислота — 3,5 кг (2,25 л), стиральный порошок «Новость»—100 г,
вода —3,9 л.
Порядок смешивания компонентов: вода — стиральный порошок — аце-
тон — ортофосфорная кислота (малыми порциями).
Готовый раствор обладает некоторой токсичностью, поэтому следует осте-
регаться непосредственного попадания его в глаза. Для исключения разбрыз-
гивания при нанесении (краскопультами пользоваться не следует) целесообраз-
но применять кисти с подачей раствора внутрь их под напором от бачка, под-
вешенного на 1—2 м выше кисти, через резиновый шланг и дозированный кла-
пан на рукоятке. Кисть может быть волосяной или из поролоновой губки.
Расход раствора— 100—150 г на 1 м2 поверхности для двухразовой обра-
ботки. Окраску можно начинать через 20—40 мин после высыхания раствора,
когда ржавая поверхность покроется твердой коркой серого цвета. Винилхло-
ридные эмали ВЛ-02 и ВЛ-08 допускают непосредственное смешение со спир-
товым раствором ортофосфорной кистоты.
Существуют и другие рецепты раскислителей, например, па основе орто-
фосфорной кислоты, травленной цинком.
I
21. НЕКОТОРЫЕ ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОСТОВ
СЕКЦИОНИРОВАНИЯ
Неселективность работы защиты. Использование в схеме секционирования
контактной сети 3,3 кВ постов с быстродействующими выключателями, иден-
тичными по временным характеристикам выключателям на питающих фидерах
тяговых подстанций, приводит к появлению в защите контактной сети «мерт-
вых» зон по селективности. При коротких замыканиях в зоне неселективиости
иа шинах поста, на любом из фидеров вблизи поста, когда ток КЗ достаточен
для срабатывания защиты на тяговых подстанциях, происходит одновременное
отключение выключателей на смежных подстанциях, питающих этот перегон.
Определить, на каком участке контактной сети произошло КЗ, можно только
по показаниям телесигнализации положения выключателей поста секциониро-
вания, где отключается только один поляризованный выключатель в сторону
повреждения.
Такая особенность в работе постов секционирования вызывает чувстви-
тельные перерывы в энергоснабжении, так как требует затрат времени на опре-
деление поврежденной зоны (часто путем пробных включений). Сокращение раз-
меров «мертвой» зоны по селективности может быть сделано
только за счет повышения уставок фидерных выключателей +
подстанций, но' полностью исключить ее невозможно, так как
может возникнуть «мертвая» зона в защите контактной сети,
что недопустимо.
«Звонковая» работа поста секционирования. В схеме по-
ста секционирования постоянного тока релейная схема уп-
равления производит автоматическое включение быстродей-
ствующего выключателя при наличии напряжения в контакт-
ной сети от высоковольтного реле напряжения, подключенно-
го непосредственно иа каждом фидере поста. Однако в слу-
чае отключения выключателя поста от перегрузки, т. е. ког-
да напряжение в контактной сети не исчезает, схема управ-
ления мгновенно производит обратное его включение и начи-
наются повторяющиеся с большой скоростью циклы включе- ~
ния и отключения, приводящие примерно через 1 мин к вы- Рис 26 схема
ходу из строя быстродействующего выключателя и прекра- повышения уста-
щению работы всего поста. Повреждение происходит из-за вки ВВ с по-
перегрева включающей катушки с последующим пробоем ее “имния П°включа-
изоЛяции и попаданием высокого напряжения в цепи управ- ющеи катушки
ления.
43
Рис. 27. Защитный экран, предотвращаю-
щий перекрытие проходного изолятора
птицами:
1 — проходной изолятор; 2 — составной
экран из стеклопластика
обходимость работы с повышенными
Для предупреждения такого чрез-
вычайно опасного для поста секциони-
рования режима применяют:
выдержку времени на включение
к 5—10 с для выключателей, питающих
1 участки (подъемы), где работа с пере-
' грузкой особенно вероятна;
максимально возможное по усло-
виям защиты контактной сети подня-
тие уставок выключателей;
временное поднятие уставки вы-
ключателя с помощью подмагничивания
его включающей катушки (рис. 26),
аналогично тому, как это делается для
схемы управления подогревом контакт-
ной сети.
Очевидно, что этих мер недоста-
точно, так как количество поездов
вблизи поста секционирования регули-
ровать практически невозможно, а не-
нагрузками возникает в эксплуатации ча-
сто. Поэтому схема управления постов секционирования нуждается в дальней-
шем совершенствовании.
Нарушения в электроснабжении фидеров между постами секционирования.
Длительное обесточивание фидерной зоны между постами секционирования со-
седних перегонов происходит при отключении тяговой подстанции от земляной
защиты. Так как быстрое включение подстанции невозможно (при дежурстве
на дому или при обслуживании без дежурного персонала), а включение вы-
ключателей поста предусмотрено только автоматически прн появлении напряже-
ния в контактной сети, то неизбежен длительный перерыв питания.
При типовой схеме постов секционирования автоматическое восстановление
питания может произойти при входе на обесточенную зону поезда в момент,
когда его токоприемник закоротит воздушный промежуток контактной сети
у поста секционирования (восстановление питания ие произойдет, если схема
управления выключателями поста имеет выдержку времени иа включение и не
оснащена мгновенным АПВ для защиты от пережогов контактной сети). В об-
щем случае для восстановления питания приходится подавать напряжение,
включая по телеуправлению продольные разъединители поста секционирования,
что не всегда-оправданно, так как в сети может существовать устойчивое корот-
кое замыкание, защита от которого в данном случае не обеспечивается. Для
исключения таких случаев, лучше всего включать БВ по телеуправлению, но оно
проектной схемой ие предусмотрено;
Быстродействующие выключатели постов секционирования должны рабо-
тать в сухой среде, так как имеют гигроскопическую изоляцию, поэтому очень
важно следить за исправностью приборов отопления и своевременно вводить
нх в работу.
Для безаварийной работы постов секционирования важно также защищать
их от проникновения грызунов, которых привлекает в осеннее время теплый
воздух помещения. Необходимо тщательно проверять герметичность проходных
отверстий для кабелей, устанавливать мелкие сетки в вентиляционных жалюзи
и заделывать дверные щели размерами 6 мм и более. Грызуны могут выво-
дить из строя аппаратуру телеуправления и вызывать перекрытия иа быстро-
действующих выключателях. Применять отраву против грызунов при' располо-
жении поста в поле бессмысленно.
В металлических корпусах постов секционирования в летнее время из-за
высокой температуры могут выходить из Строя приборы стоек телеуправления,
поэтому для этих стоек лучше всего применять индивидуальную вентиляцию.
К недостатку постов секционирования 3,3 кВ относится возможность пе-
рекрытия крышевого оборудования, . а именно проходных изоляторов, крупны-
ми птицами. Для защиты от птиц применяют специальные экраны (рис. 27).
44
Глава
III
ВЫСОКОВОЛЬТНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
22. ТРАНСФОРМАТОРЫ
„Силовые трансформаторы предназначены для преобразования электриче-
ской энергии в электрических сетях * непосредственного питания электропот-
ребителей.
Условное обозначение трансформатора включает в себя:
буквы, показывающие число фаз, вид охлаждения, число обмоток и вид
переключения ответвлений;
цифры, характеризующие номинальную мощность, класс напряжения, год
начала выпуска трансформаторов данной конструкции (две последние цифры).
Буквенное обозначение содержит:
число фаз — первая буква (О— однофазный, Т—трехфазный);
вид охлаждения — вторая буква (М—естественное масляное, Д — масля-
ное с дутьем и естественной циркуляцией масла, ДЦ — масляное с дутьем
и естественной циркуляцией масла, ДЦ — масляное с дутьем и принудитель-
ной циркуляцией масла);
число обмоток, если оно больше двух, работающих на самостоятельные
сети — третья буква Т;
выполнение одной из обмоток с устройством РПН (Н);
грузоупорность трансформатора класса напряжения НО кВ и выше (Г).
В соответствии с последними нормативными документами после буквенного
обозначения указывают:
обозначение номинальной мощности и класса напряжения;
обозначение года выпуска рабочих чертежей данной конструкции;
обозначение климатического исполнения н категории размещения.
Кроме того, для обозначения автотрансформатора на первом месте добав-
ляют букву А. Выполнение трансформатора с расщепленной обмоткой НН
обозначается дополнительно буквой Р (после числа фаз). У трансформаторов,
предназначенных для электрификации железных дорог, в конце обозначения
ранее ставили букву Э. Буква Ж означает — для железнодорожного транспор-
та, электрифицированного на переменном токе. Условное обозначение транс-
форматора ТДТНЖ-16000/110-77У1, например, расшифровывается следующим
образом: трехфазный трансформатор, охлаждение с дутьем и естественной цир-
куляцией масла; трехобмоточиый; с автоматическим регулированием напряже-
ния под нагрузкой: номинальная мощность, кВА; класс напряжения обмотки
ВН, кВ; год выпуска конструкции; климатическое исполнение — для умерен-
ного климата; категория размещения 1.
Технические данные силовых трансформаторов приведены в табл. 13—30.
Номинальный режим трансформатора — режим работы прн номинальных
величинах напряжения, частоты, тока нагрузки и номинальных условиях уста-
новки и охлаждающей среды.
Номинальная мощность обмотки (ответвления обмотки) трансформатора —
указанное в паспорте трансформатора значение полной мощности обмотки, га-
рантированное заводом-изготовителем в номинальных условиях установки и
охлаждения при номинальных частоте и напряжении.
Номинальная мощность двухобмоточного трансформатора — это номиналь-
ная мощность каждой из обмоток трансформатора, трехобмоточного — наи-
большая из номинальных мощностей отдельных обмоток трансформатора.
45
Таблица 13
Допуски изменения параметров трансформаторов
Параметры Допуск, % Типы трансформаторов
Коэффициент трансформации ± 1 Трансформаторы с коэффициентом трансформации фазных напряжений 3 и менее или в случаях, оговоренных в стандартах или технических условиях на трансформаторы
± 0,5 Остальные трансформаторы
Напряжение короткого замыкания (на основном ответвлении) ± ю Все трансформаторы
Потери короткого замыкания + 10 Все двухобмоточные и трехобмоточ- иые трансформаторы и основная пара сторон трехобмотэчных автотрансфор- маторов
Потери холостого хода + 15 Все трансформаторы
Суммарные потери + ю То же
Ток холостого хода + 30 »
Номинальная мощность автотрансформатора — номинальная «проходная»
мощность обмоток, имеющих автотрансформаторную связь.
Номинальное напряжение обмотки (ответвления обмотки) — указанное в
паспорте напряжение между зажимами при холостом ходе трансформатора.
У трехфазного трансформатора номинальным является его линейное напря-
жение.
Номинальный ток обмотки трансформатора — ток, определяемый по номи-
нальному напряжению, при котором допускается длительная нормальная ра.
бота.
Номинальная нагрузка трансформатора — нагрузка его номинальным током.
Перегрузка трансформатора — нагрузка трансформатора, прн которой рас-
четный износ изоляции обмоток, соответствующий установившимся превыше-
ниям температуры, превосходит износ при номинальном режиме работы.
Расчетная температура обмотки трансформатора — условная температура
обмотки, к которой должны быть приведены те параметры, которые зависят
от температуры обмоток, а именно: потерн и напряжение короткого замыка-
ния трансформатора.
За расчетную температуру обмоток принимают: для сухих трансформато-
ров с изоляцией классов нагревостойкости F, Н, С — 115°С, для остальных
трансформаторов — 75°С.
Напряжение короткого замыкания — это напряжение, при подведении ко-
торого к одной из обмоток трансформатора прн замкнутой накоротко другой
обмотке в ней проходит ток, равный номинальному.
Напряжение короткого замыкания характеризует падение напряжения и
полное сопротивление обмоток трансформатора. Оно выражается в процентах
46
Таблица 14
Электрические характеристики трехфазных двухобмо-
точных трансформаторов мощностью от 25 до 630 кВА
на напряжение до 35 кВ включительно
Номинальная мощность, ’ кВА Напряжение обмоток, кВ Потери, кВт Напряжение КЗ, % Ток, XX, %
ВН НН XX КЗ
Уровень А Уровень Б
40 63 100 6; 6; 6; 6; 10 10 10 10 0,23; 0,23; 0,23; 0,23; 0,40 0,40 0,40 0,40 0,1^5 0,150 0,220 0,310 0,125 0,180 0,265 0,365 0,60 0,88 1,28 1,97 4,5 4,5 4,5 4,5 3,20 3,00 2,80 2,60
160 6; 10 0,23; 0,40 0,46 0,54 0,73 2,65 4,5 2,40 3,85
250 6: 10 0,23; 0,40 0,66 0,78 1,05 3,70 4,5 2,30 3,68
400 6; 10 0,23; 0,40 0,92 1,08 1,45 5,50 4,5 2,10 3,36
630 6; 10 0,23; 0,40 1,42 1,68 2,27 7,60 8,50 5,5 5,5 2,00 3,20
100 27,5; 35 0,23; 0,40 0,39 0,465 0,63 1,97 6,5 2,60
160 27,5; 35 0,23; 0,40 0,56 0,66 0,89 2,65 6,5 2,40 3,85
250 27,5- > 35 0,23; 0,40 0,82 0,96 1,3 3,70 6,5 2,30 3,68
400 27,5; 35 0,23; 0,40 1,15 1,35 1,82 5,50 6,5 2,10 3,36
630 27,5; 35 0,40; И, 6,60 00 1,70 '2,0 2,7 7,60 6,5 2,00 3,20
Примечания. 1. Уровень А относится к трансформаторам с удельными потерями в ста-
ли не более 0,89 Вт/кг, уровень Б—не более 1,1 Вт/кг.
2. Потери и ток XX указаны в числителе для стали ЭЗЗОА, в знаменателе—для стали ЭЗЗО
с отжигом пластин. Для стали без отжига пластин они увеличиваются на 10%.
3. Допускается выпуск трансформаторов с потерями, на 35% большими уровня Б (на 60%
выше указанных в таблице).
4. Трансформаторы имеют на стороне первичного напряжения устройство переключения от-
ветвлений обмотки трансформатора без возбуждения (ПБВ), позволяющее изменять коэффи-
циент трансформации относительно номинального на ± 5% ступенями по 2,5%.
5. Электрические характеристики для трансформаторов внутренней и наружной установок
одинаковы.
6. Значения потерь короткого замыкания и напряжения короткого замыкания приведены для
основного ответвления.
7. Условное обозначение схемы соедииеиия обмотки ВН —«звезда», обмотки НН—«звезда» с
выведенной нулевой точкой, нулевая группа, sa исключением трансформаторов с напряжением
обмотки НН—6,6 или 11 кВ, имеющих одиннадцатую группу соединения обмоток.
8. Трансформаторы типа ТМЖ имеют характеристики, аналогичные приведенным в насто-
ящей таблице.
47
Таблица 15
Установочные данные двухобмоточных трансформаторов мощностью
_____от 25 до 630 кВА на напряжение до 35 кВ включительно
Номинальная мощность, кВА Верхний предел номинального нап- ряжения обмотки ВН, кВ Полная высота Габаритные размеры! д|асса кг, не более не более, мм | ’ Оптовая цена, руб. Завод-из- готовитель
Высота до крышки Длина Ширина активной части трансформа- тора с маслом масла
’ Я, О а, ю ж о ч - а ч 3 ООО с и ю заливае- мого при отправке
25 6; 10 1225 775 1120 460 153 380 130 130 220 мэтз
40 6; 10 1270 820 1120 480 207 485 160 160 250 мэтз
63 6; 10 1400 950 1120 560 270 600 190 190 305 мэтз
100 6; 10 1470 1020 1200 800 351 720 220 220 415 мэтз
160 6; 10 1600 1133 1220 1020 565 1100 290 290 560 МЭТЗ,АЭЗ
250 6; 10 1760 1208 1310 1050 775 1300 340 340 750 МЭТЗ,АЭЗ
400 6; 10 1900 1385 1400 1080 850 1800 475 475 1080 ХЭТП.АЭЗ
630 6; 10 2150 1453 1750 1275 1300 2750 775 775 1600 ХЭТП.АЭЗ
100 35 2200 1400 1330 900 456 1300 460 460 760 мэтз
160 35 2298 1600 1400 1000 725 1700 575 575 1150 АЭЗ
250 35 2320 1670 1500 1250 850 2000 710 710 1440 АЭЗ
400 35 2523 1750 1650 1350 1100 2700 800 800 1830 АЭЗ
630 35 2783 2000 2100 1450 1300 3500 1000 1000 2200 АЭЗ
Примечания. 1. Указанные в таблице габаритные размеры и масса относятся к транс-
форматорам с алюминиевыми обмотками д устройством ПБВ в пределах ±2 X 2,5%. Для транс-
форматоров с РПН, а также с соединением обмоток ВН в «треугольника допускаются увели-
ченные по высоте габаритные размеры и масса.
2. Для трансформаторов с газовыми реле и с вводами усиленного исполнения допускается
увеличение по высоте на 150 мм.
3. Завод АЭЗ выпускает трансформаторы ТМЖ с обмотками ВН 27,5 кВ мощностью 250 и
400 кВА, которые соответствуют ГОСТ 19665— 74.
4. Завод М ЭТЗ вместо трансформатора ТМ-100/25-66 выпускает трансформатор
ТМЖ-100/27.5-76У1 с обмоткой ВН 27,5 кВ.
Таблица 16
Расположение вводов и приспособлений для перемещения трансформаторов
мощностью 25 —630 кВА на напряжение до 35 кВ включительно______________
I Номинальная мощность, кВА Верхний предел номинального напряжения обмотки ВН, кВ / / Расстоя- ние между осями от- верстий, мм Расстояние между средними линиями катков, мм
\ \ X
—°— . ItFI - по дли- не ПО ши- рин
Расстояние между осями вводов, не менее, мм Расстояние от осн крыш- ки до оси вводов, мм
Д I Е £ 1 г
25 40 63 100 160 250 400 630 100 160 250 400 630 6; 10 6; 10 6; 10 6; 10 6; 10 6; 10 6; 10 6; 10 35 35 35 35 35 170 170 170 170 200 200 170 170 405 405 405 405 405 90 90 90 90 100 ПО 140 140 100 100 135 150 150 90 90 90 90 100 110 140 140 100 100 НО 120 120 по но 115 130 125 170 200 220 120 115 125 170 160 170 470 190 450 500 500 550 440 400 400 50 550 550 660 820 550 660 660 820 820
Примечание. Данные, приведенные в таблице, относятся также к трансформаторам
типа ТМЖ.
48
Таблица 17
Электрические характеристики трехфазиых двухобмоточных
трансформаторов мощностью от 1000 до 16000 кВА
на напряжение до 35 кВ включительно
Номинальная | мощность, кВА Напряжение обмоток, кВ Схема и группа соединения Потери, кВт Напряжение КЗ, % Ток XX, %
XX КЗ
ВН НН уро- вень A уро- вень Б
1 6; 10 0,40 Y/Y*-0 2,10 2,45 12,2 5,5 1,40
0,40 A/YM1 *
0,69
1600 6; 10 0,40 Y/Y*-0 2,80 3,30 18,0 5,5 1,30
0,40 A/Y*-ll
0,69
2500 6; 10 0,40 A/Y*-ll 3,90 4,60 25,0 5,5 1,00
10,05 Y/A-ll 3,90 4,60 23,5 5,5 1,00
1 000 20; 35 0,40 Y/Y*-0 2,35 2,75 12,2 6,5 1,50
6,3 2,35 2,75 11,6 6,5 1,50
10,5 Y/A-ll
1600 20; 35 0,4 Y/Y* 0 3,10 3,65 18,0 6,5 1,40
6,3 Y/A-ll 3,10 3,65 16,5 6,5 2,40
2 500 20; 35 0,69 A/Y*-ll 4,35 5,10 25,0 6,5 1,10
11,0 Y/A-ll 4,35 5,10 23,5 6,5 1,10
4 000 20; 35 6,3 Y/A-ll 5,70 6,70 33,5 7,5 1,00
11,0
6 300 20; 35 6,3 Y/A-ll 8,00 9,40 46,5 7,5 0,90
11,0
1000 27,5 6,30 Y/A-ll 2,35 2,75 11,6 6,5 1,50
11,00
1 600 27,5 6,30 Y/A-ll 3,10 3,65 16,5 6,5 1,40
11,00
2 500 35 11,00 Y/A-ll 4,35 5,10 23,5 6,5 1,1
10 000 38,5 6,30 Y/A-ll 12,30 14,50 65,0 7,5 0,80
10,50
16000 38,5 6,30 Y/A-ll 17,80 21,00 90,0 8,0 0,60
10,50
Примечания. 1. Ранее допускался выпуск трансформаторов с потерями XX на 35%
больше уровня Б,
2. Трансформаторы типов ТМН иа напряжение 35 кВ мощностью 1000 — 6300 кВА могут
иметь на стороне высокого напряжения РПН, позволяющее изменять напряжение относительно
номинального на ± 970 ступенями по 1,5%, остальные трансформаторы — ПБВ ± 2 х 2,5%.
3. Знаком * отмечены схемы соединения обмоток в «звезду» с выведенной нулевой точкой.
4. Значение потерь короткого замыкания и напряжения короткого замыкания приведены для
основного ответвления.
5. В соответствии с ГОСТ 19665—74 выпускают трансформатор ТМЖ мощнрстью 1600 квА с
обмоткой ВН 27,5 кВ н обмотками НН — 6,6 и 11 кВ,
49
Таблица 18
Расстояния между средними линиями катков трансформаторов
мощностью 1000 — 16 000 кВА на напряжение до 35 кВ включительно
Мощность, кВА Расстояние между средними линиями гладких катков, мм, при передвижении Ширина колеи для катков с ребордами, мм, при передвижении
продольном поперечном продольном поперечном
1 000 и 1 600 1070 1070
2 500 1594 1594 — —
4 000 и 6300 1594 1594 1524 1524
10 000 и 16 000 — — 1524 2000
Таблица 19
Расстояния между осями вводов трансформаторов
мощностью 1000 — 16 000 кВА на напряжение до 35 кВ включительно
Напряжение
обмотки, кВ
ВН НН Расстояния между осями вводов, мм, не менее
д Е
10 0,69 200 120 120
10 10,5 200 200 —
20 11,5 300 200 —
35 11,0 400 200 —
38,5 10,5 500 260 —
от номинального напряжения. Для двухобмоточного трансформатора — это
напряжение короткого замыкания пары обмоток, для трехобмоточного — зна-
чения напряжения короткого замыкания для трех пар обмоток: ВН и НН, ВН
и CH, СН и НН.
Потери короткого замыкания трансформатора — приведенные к расчетной
температуре потери, возникающие в трансформаторе в режиме короткого
замыкания, при номинальном токе в первичной обмотке и номинальной
частоте.
Ток холостого хода трансформатора — ток первичной обмотки трансформа-
тора, возникающий при холостом ходе и номинальном напряжении на ее зажи-
мах, Он характеризует потери в стали сердечника.
Величина тока холостого хода выражается в процентах номинального тока
трансформатора.
Потери холостого хода трансформатора — потери, возникающие в транс-
форматоре в режиме холостого хода при номинальном напряжении на первич-
ной обмотке и номинальной частоте.
50
Таблица 20
Установочные данные трехфазных трансформаторов мощностью 1000— 16 000 кВА
на напряжение до 35 кВ включительно
Тип Габаритные размеры, мм, не более Масса, кг, не более Оптовая цена, руб. -'Завод -изготовитель
Полная Транспортная Активной части Масла
Полная высота Высота до крышки Длина Ширина потребно- го для работы заливае- мого при отправке
ТМ-1000/10 2700 1700 2700 1700 4 700 _ 1540 1540 2 350 хзтп
ТМ-1600/10 3150 2150 2300 2700 6500 — —. 2430 2430 3 200 хзтп
ТМ-2500/10 3250 2250 3350 3150 8 000 —. 2270 1860 4 600 зтз, чтз
ТМ-4000/10 3600 2400 3900 3600 13100 —- 4100 2650 6 400 зтз, чтз
ТМ-6300/10 3800 2550 4250 3650 16 900 — 4910 2860 8 500 зтз, чтз
ТМН-1000/10 2900 1800 3400 2250 8 000 —. —. —_ —. зтз, чтз
ТМН-1600/10 3200- 2050 3450J 2250 8 500 — — — — зтз, чтз
ТМН-6300/10 4300 2550 4150 3650 20 000 —. —. - - зтз. чтз
TM-1000/35 2850 1850 2600 1600 5 700 5 700 2 400 1955 1950 2 990 зтз, чтз
ТМ-1600/35 3150 2150 2300 2700 7100 6 380 3 230 2430 2430 4 030 < L зтз, чтз
ТМ-2500/35 3400 2250 3550 3200 9 000 7 780 4 430 2480 2020 5150 зтз, чтз
ТМ-4000/35 3600 2400 3900 3600 13100 9 700 5 600 4100 2650 6 750 зтз, чтз
ТМ-6300/35 3800 2550 4250 3650 17000 12 500 8100 4800 2750 8 550 зтз, чтз
ТМН-1000/35 3000 1900 3500 2300 8 700 — 2 380 2900 2900 8 800 чтз
ТМН-1600/35 3300 2150 3500 2300 9 200 —. 3 170 3350 3350 9 000 чтз
ТМН-2500/35 3600 2250 3850 2450 И 700 — 4160 4020 4020 11 600 чтз
ТМН-4000/35 4100 2450 3950 3600 16 700 14 700 7 300 4940 3560 13 600 чтз, зтз
ТМН-6300/35 4300 2550 4150 3650 20 500 15 300 7 540 6400 4300 16100 чтз, зтз
ТД-10000/35 4310 2960 3000 3760 21 200 16 900 11 200 5200 3300 12 350 чтз
ТД-16000/35 4860 3230 3690 3970 31 020 23 200 15 600 8050 5450 18600 чтз
Примечания. 1. Приведенные в таблинл габаритные размеры и масса относятся к трансформаторам с алюминиевыми обмотками.
2. Трансформаторы одного типа, изготовленные различными заводами, имеют незначительную разницу в габаритных размерах и массе.
3. Габаритные размеры и масса трансформаторов ТМЖ соответствуют приведенным данным.
Таблица 21
Электрические характеристики трехфазных двухобмоточных трансформаторов
мощностью 6,3 — 40 мВА на напряжение ПО кВ
Тип R gf go - = jS о» X x я s Напряжение обмоток, кВ Схема и группа соединения Потери, кВт ’ Напряже- ние КЗ между об- мотками ВН-НН,% Ток XX, % л к н ь • Ч 1 CQ у О О X f о X я Си С. ч И Q о <. Л е=1 X Н
X X КЗ
ВН | НН
ТМН-6300/110-66 6,3 115 6,6; 11; 38,5 У*/Д-11 10 13 50 10,5 1,0 —
ТДН-10000/110-70 10,0 115 6,6; 11 У*/Д-11 14 18 60 10,5 0,9 2
ТМН-10000/110-67 10,0 115 6,6; 11; 38,5 У*/Д-11 14 18 60 10,5 0,9 —
ТДН-16000/110-66 16,0 115 6,6; 11; 38,5 У*/Д-11 21 26 85 10,5 0,85 2
ТДН-16000/110 16,0 115 38,5 У*/Д-11 21 26 85 10,5 0,85 —
ТРДН-25000/110-66 25,0 115 38,5 6,3 У*/Д-11 29 36 120 10,5 0,8 3
ТРДН-25000/110-66 25,0 115 6?3 10,5 У*/Д-Д-11-11 при раздельной работе ветвей или У*/Д-11 29 36 32 120 10,5 0,8 3
ТРДН-32000/110-67 32,0 115 10,5 при параллельной работе ветвей 44 145 10,5 0,75 3
ТРДН-40000/110 40,0 115 6,3 10,5 42 52 175 10,5 0,7 —
ТДН-31500/110 31,5 ПО; 115 6,6; И У*/Д-11 57 195 11,6 — 5
1. Пределы РПН в нейтрали обмотки ВН ± 9 X 1,78%, за исключением трансформатора ТДН-31500-Т10, для которого они равны
Примечания.
±4 X 2,5%.
2. Значком * отмечены схемы соединения обмоток в «звезду;» с выведенной нулевой точкой.
3. В числителе даны потери XX при уровне А, в знаменателе — при уровне Б.
4. Значение потерь короткого замыкания и напряжения короткого замыкания приведены для основного ответвления.
5. Трансформаторы для участков переменного тока ТДНЖ могут выпускаться с номинальной мощностью 10 000 — 40 000 кВА при сочетании
напряжений ВН—115 кВ, НН—27,5 кВ. Они имеют те же характеристики, что и трансформаторы общего назначения. Схема соединения обмоток:
«звезда# — «треугольник#, одиннадцатая группа.
Таблица 22
Электрические характеристики трехфазиых трехобмоточных трансформаторов ;
мощностью 6,3 — 63 мВА на напряжение ПО кВ >
ел
Тип Номинальная мощность, мВ А Напряжение обмоток, кВ Схема и группа соединения Потери, кВт Напряжение КЗ, % Ток XX, % Пределы РПН в нейтрали обмотки ВН, % Мощность электродви- гателя венти- лятора, кВт
ВН сн НН XX КЗ ВН - СН вн - НН СН - НН ;
ТМТ-6300/10 6,3 110; 121 38,5 6,6; 11,0; 6,3; 10,5 Y*/Y*/-0-ll 32 65 17,0 10,5 17,0 10,5 10,5 17,0 10,5 17,0 6 4,80 — —
ТМТН-6300/110-66 6,3 115 38,5 6,6; 11,0 Y*/Y*/A-O-ll , 17 60 10,5 17,0 6 1,20 ± ЭХ 1,78 —
ТМТН-10000/110-67 10,0 115 38,5 6,6; 11,0 Y*/Y*/A-O-ll 23 80 10,5 17,0 17,0 10,5 6 1,10 ± 9 X 1,78 2
ТДТН-10000/110 10,0 110 38,5 6,3; 0,5 Y*/Y»/A-0-ll 47 72 10,5 17,0 17,0 10,5 6 5,00 ±4X2,5 2
ТДТН-10000/110 10,0 115 38,5 6,6; 11,0 Y*/Y*/A-0-ll 34 82 10,5 17,0 17,0 10,5 6 5,00 ±4x2,5 2
ТДТН-10000/110-70 10,0 115 38,5 6,6; 11,0 Y*/Y*/A-0-ll 23 80 10,5 17,0 17,0 10,5 6 1,10 ± 9 X, 1,78 —
ТДТН-16000/110 16,0 110; 115 38,5 6,6; 11,0 Y*/Y*/A-O-ll 45 125 18,0 10,5 10,5 18,0 10,5 18,0 18,0 10,5 6 5,00 ± 4Х'2,5 10 X 0,25
ТДТН-16000/110-66 16,0 115 38,5 6,6; 11,0 Y*/Y*/A-0-ll 32 105 10,5 17,0 17,0 10,5 6 1,05 ± 9 X 1,78 12 X.0,25
ТДТНЭ-20000/110-Б 20,0 115 27,5 38,5 6,6; 11,0 6,6; 11,0 Y*/A/A-ll-ll Y*/Y*/A-0-ll 45 127 10,5 10,5 17,0 17,0 17,0 10,5 6 0,8 2,50 ± 8 Х2 16 X 0,25
Продолжение табл. 22
Тип Номинальная мощность, мВА Напряжение обмоток, кВ Схема и группа соединения Потери, кВт Напряжение КЗ, % Ток XX, % Пределы РПН в нейтрали обмотки ВН, % Мощность электродви- гателя венти- лятора, кВт
ВН СН НН XX КЗ ВН - СН вн - НН СН - НН 1
ТДТН-25000/110-66 25,0 115 38,5 6,6; 11,0 Y*/Y*/A-0-ll 45 145 10,5 17,0 6 1,00 ± 9 X 1,78 14 х 0,25
ТДТНЭ-25000/110-67 25,0 115 27,5 6,6; Y*/A/Д-11-11 45 145 10,5 17,0 6 1,00 ± 9 X 1,78
11,0 10,5 17,0
ТДТНЭ-25000/110-69 25,0 115 38,5 27,5 Y*/Y*/A-0-ll 45 145 17,0 10,5 6 1,00 + 9 х 1,78 —
ТДТН-31500/110 31,5 ПО; 115 38,5 6,6; 11,0 Y*/Y*/A-0-ll 75 225 10,5 17,5 6 — ± 9 X 1,78 —
ТДТН-40000/110-67 40,0 115 38,5 6,6; Y*/Y*/A-0-ll 63 230 10,5 17,0 6 0,90 ± 9 х 1,78 20 х 0,25
11,0; 17,0 10,5
6,3
ТДТНЭ-40000/110 40,0 115 27,5 6,6; Y*/Д/Д-Ц-11 63 200 10,5 17,0 6 0,90 ч- 9 х 1,78 20 х 0,25
38,5 11,0; Y*/Y*/A-0-ll 10,5 17,0
27,5 17,0 10,5
ТДТН-40000/110 40,0 115 38,5 6,6; Y*/Y*/A-0-ll 95 240 10,5 17,0 6 5,00 ± 4 X 2,5 28 х 0,25
11,0; 17,0 10,5
6,3;
10,5
ТДТН-63000/110-67 63,0 115 38,5 6,6; Y*/Y*/A-0-ll 87 310 10,5 17,0 6 0,85 ± 9 X 1,78 30 х 0,25
11,0; 17,0 10,5
6,3;
10,5
П р и м е ч а н и я. 1. Обмотки СН имеют ПЕВ в пределах ± 2 х 2,5%, обмотки СН на напряжение 27,5 кВ выполняют без ответвлений.
-• знаком * отмечены схемы соединения обмоток в «звезду» с выведенной нулевой точкой.
3. Потери н напряжение КЗ приведены для основного ответвления обмоток трансформатора.
лп ппп’ Потерн холостого хода и короткого замыкания, ток холостого хода трансформаторов ТДТНЖ на напряжение 110 кВ мощностью 10 000 —
4U иии кВА те же, что у соответствующих трансформаторов общего назначения последних выпусков. Величина напряжения короткого замыкания приве-
дена в табл. ^5.
Таблица 23
Электрические характеристики трехфазных трехобмоточных трансформаторов
и автотрансформаторов мощностью 25—63 мВА на напряжения 150 и 220 кВ
Тип Мощность, мВА Напряжение обмоток, кВ Схема и группа соединения Потери, кВт Напряжение КЗ, % Ток XX, % Пределы РПН, 1
XX КЗ ВН - сн вн - НН сн - НН
ВН сн НН
ТДТНЭ-25000/150-70 25 158 38,5 27,5 У*/У*/Д-0-11 34 145 18,0 10,5 6,0 0,90 ± 8 х 1,50"
27,5 6,6 У*/Д/Д-11-11 10,5 18,0
11,0 10,5 18,0
ТДТН-40000/150 40 158 38,5 6,6 Y*/Y*/4-0-ll 53 185 10,5 17,0 6,0 0,90 ± 8 X, 1,50
11,0
ТДТНЭ-40000/150-71 40 158 27,5 6,6 Y*/A/Д-11-11 63 200 10,5 17,0 6,0 0,90 ±9 X 1,78
38,5 11,0 Y*/Y*/A-0-U 10,5 17,0
27,5 17,0 10,5
ТДТН-63000/150 63 158 38,5 6,6 Y*/Y*/A-0-ll 67 285 10,5 17,0 6,0 0,85 ± 8 X. 1.50
11,0
ТДТН-25000/220 25 230 38,5 6,6 Y*/Y*/Л-0-11 50 135 12,50 20 6,5 1,20 ± 12 х 1,00
11,0
ТДТНЭ-40000/220-70 40 230 27,5 11,0 У*/Д/Д-11-11 66 240 12,50 22,0 9,5 1,10 ± 12 X 1,00
28,5 27,5 Y*/Y*/A-0-ll 22,00 12,5 9,5
27,5 6,6 У*/Д/Д-11-11 12,50 22,0 9,5
ТДТН-63000/220 63 230 38,5 6,6 Y*/Y*/A-0-U 91 320 12,5 24 10,5 1,00 ± 12 Х.1,00
11,0
Продолжение табл. 23
-О
Тип Мощность, мВ А Напряжение обмотки, кВ Схема и группа соединения Потери, кВт Напряжение КЗ, % Ток XX, % Пределы РПН, %
XX КЗ ВН - СН ВН - НН сн - НН
вн сн НН
АТДТГН-30000/220 30 230 121,0 6,6 11,0 38,5 Y*aBT0/Д-0-11 60 190 10,20 15,0 9,9 2,80 ± 10 X 1,20
АТДТГН-32000/220 32 230 121,0 6,6 11,0 38,5 Y*aBTO /Д-0-11 32 145 11 34 21 0,60 ±6 Х.2,00
АТДЦТНГ-63000/220 63 230 121,0 6,6 11,0 38,5 Y*aBT0 / Д-0-11 45 215 11 35 22 0;50 ±6 X 2,00
Примечания. 1. у трансформаторов РПН производится на стороне ВН, у автотрансформаторов РПН — на стороне СН.
2. Знаком ♦ отмечены схемы соединения обмоток в «звезду» с выведенной нулевой точкой.
3. Потерн н напряжение короткого замыкания приведены для основного ответвления обмоток трансформатора.
4. Потерн холостого хода и короткого замыкания, токи холостого хода трансформаторов ТДТНЖ на напряжение 150 — 200 кВ те же, что у соответ-
ствующих трансформаторов общего назначения. Величина напряжения короткого замыкания приведена в табл, 25.
5. Обмотки СН имеют ПБВ ±2X2,5% при токе до 700 А; ±5% при токе до 1200 А; при токе свыше 1200 А — без ответвлений. Обмотки СИ
на напряжение 27,5 кВ выполняют без ответвлений.
ТцаблиГца 24
Установочные данные трехфазных двух- и трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов
мощностью 6,3 — 63 мВА на напряжения ПО, 150 и 220 кВ
Тип Масса, кг, не более Габаритные размеры, мм, не белее Ширина колеи, мм Оптовая иена, руб. Завод-изго- товитель 1 1
полная транспорт- ная активной части масла
потребного ДЛЯ работы 1 заливае- мого при отправке Высота Длина Ширина продоль- ной попереч- ной
полная до крышки
ТМН-6300/110-66 37 300 32 000 12 200 14 700 12100 5150 2900 6 080 3170 1524 2000 28 700 ЧТЗ 4
ТМН-10000/110-67 42000 35300 15960 14500 11 750 5417 3315 6 275 3405 1524 2000 — чтз
ТДН-10000/110-70 43 400 31400 16100 14 950 9100 5380 2870 5 900 4270 1524 2000 36500 зтз
ТДН-16000/110-66 54 500 46 000 23 500 17 700 13 900 5780 3530 6 910 4470 1524 2000 42 0Q0 тэз
ТРДН-25000/110-66 67.200 56 700 32600 20000 16 000 5820 3380 6580 4650 1524 2500 58 300 МЭЗ имени Куйбышева
ТРДН-25000/110 67 200 56 700 32 600 20 000 16 000 5820 3380 6580 4650 1524 2500 66450 ТЭЗ
ТРДН-32000/110 77 200 65800 37100 23100 18 700 5750 3450 6 750 4700 1524 2000 65500 ТЭЗ
ТРДН-40000/110 91200 79000 45250 27 000 22400 6110 3800- 6 930 4850, 1524 2000 72 600 ТЭЗ
ТДТН-31500/110 84500 67 000 38 400 24 500 18 500 6380 3870 7680 4830 1524 2000 85 890 ТЭЗ
ТРДН-40000/110-67 91 200 79 000 45 250 27 000 22 400 6190 5300 3880 6 930 4850 1524 2500 72 600 МЭЗ имени Куйбышева
ТМТ-6300/110 38 950 29 600 13 200 14 260 9 850 4950 — 7000 4500 1524 1524 201000 ЗТЗ
ТМТН-6300/110-66 46 500 37640 17100 15400 13 520 5390 3050 6'240 3460- 1524 2000 34 500 ЧТЗ
ТМТН-1000б/110767 57000 48400 20940 22340 18 340 5860 3590 7150 73360 1524 2000 ЧТЗ
ТДТН-10000/110-70 52 300 46 000 22000 16 800 12 900 5470 5400 2890 6 900 3750 1524 2000 39 000 ЗТЗ
ТДТН-10000/110 52200 46 000 22 000 16 700 12 800 5400 5430 7030 2880 6580 1524 1524 ' 1524 46 000 ТЭЗ
ТДТН-16000/110 71600 61500 28 500 26100 20670 6600 4470 5 500 5320 1524 2000 50 0W ТЭЗ
Продолжение табл. 24
Тип Масса, кг, не более Габаритные размеры, мм, ие более Ширина колеи, мм Оптовая цена, руб. Завод-изго- товитель
полная транспорт- ная активной части — масла
потребного ' для I работы i ! заливае- мого при отправке 4 Высота I Длина Ширина продоль- ной попереч- ной
полная ДО крышки
ТДТН-16000/110-66 65 800 60000 29 200 21200 16 600 6200 3330 7200 4400 1524 2000 55000 тэз
ТДТН-20000/110-Б 68 100 58 000 30200 22200 18 000 6420 3610 7 600 4440 1524 2000 — зтз
ТДТН-25000/110-69 77 700 60000 36 400 23 400 18100 6400 3600 7400 4600 1524 2000 62000 зтз
ТДТН-25000/110-66 78160 64 800 37 300 23600 18100 6400 3600 7 710 4460 1524 2000 — тэз
ТДТН-31500/110 117 1002 87 800 53 000 36 000 26300 6430 4060 8 550 5110 1524 2000 — тэз
ТДТН-40000/110-67 104 300 97000 54 100 27 700 22000 6250 3900 7 550 4840 -1524 2000 81000 тэз
ТДТН-40000/1Ю 118 730 89400 55’700 35 020 25 900 6430 5060 8550 5110 1524 ’2000 85 500 зтз
ТДТН-63000/110-67 131 300 109000 70500 34 900 25 900 7040 4670 8 200 4750 1524 2000 104 000 тэз
ТДТНЭ-25000/150-70 76 500 68 200 37 400 23 400 17 600 6440 3660 7 800 4660 1524 2000 64000 зтз
ТДТНЭ-40000/150-71 100 700 — — 27100 21 500 — — — — 1524 2000 81500 тэз
ТДТН-63000/150 130 800 — — 34 400 26 900 — — — — 1524 2000 106 000 зтз
ТДТНГЭ-20000/220 133 000 65 000 43 000 50 000 34 300 8400 — 9 750 5500 1524 3000 101700 МЭЗ имени Куйбышева
ТДТНГЭ-40000/220 169 800 89300 65 600 61 900 33500 7510 — 11100 -5400 1524 3000 — То же
ТД TH-40000/220-70 117000 99500 48 250 43 000 33 500 6800 4000 9 500. 5500 1524 3000 127 600 ТЭЗ
АТДТНГ-30000/220 145 600 66100 41 300 ,61 000 б/м 7600 4200 11 600 5700 1524 3000 — МЭЗ имени Куйбышева
АТДТГН-32000/220-110 144^000 — — 61 000 49400 7600 — 11 600 5700 — — 81 500
ЛТДЦТНГ-63000/220-110 151 300 73 900 51 700 57 500 46400 76500 — 10750 5300 1524 3000 108 700 »
Примечания. 1. Трансформаторы ТРДН, имеющие напряжение обмотки НН 38,5 кВ, выполняют без расщепления обмотки НН.
2. Расположение обмоток у трансформаторов классов напряжения 150 и 220 кВ — В-С-Н.
3. По согласованию с заводами-изготовителями для районов с загрязненной атмосферой трансформаторы поставляют с усиленными 'по изоляции
вводами. Полная высота трансформатора с усиленной изоляцией вводов дана в числителе, с нормальной изоляцией — в знаменателе.
4. Трансформаторы одного типа, изготовленные различными заводами, имеют незначительную разницу в габаритных размерах и массе.
Таблица 25
Напряжения короткого замыкания трехобмоточных трехфазных
трансформаторов ТДТНЖ иа напряжения ПО, 150 и 220 кВ
| Номинальное напряжение 1 обмотки ВН, кВ Верхний пре- дел нормаль- ного напряже- ния обмотки, кВ Напряжение короткого замыкания, %, для обмоток на напряжение, кВ
115 27,6 115- 6,6; 11; 38,5 27,5- 6,6; И 158— 27,5 158— 6,6; 11 38,5 27,5- 6,6; 11 230- 27,5 230— 6,6; П; 38,5 27,5— 6,6; 11
сн НН
115 38,5 27,5 10,5 17,0 6,0 — — — - — —
158 38,5 27,5 — —. — 10,5 18,0 6,0 —. . — —
230 38,5 27,5 — — -— —- -— 12,5 20,0 6,5
230 38,5 27,5 —. — — — — — 12,5 22,0 9,5
Таблица 26
Электрические характеристики однофазных трансформаторов
н автотрансформаторов для схемы питания 2x25 кВ
Тип Номинальная мощность обмоток, кВА Напряжение обмоток, кВ Схема и группа соединения Потери, кВт Напряже- ние КЗ, %, не более Ток XX, %, не более
вн НН вн НН X КЗ
ОРДНЖ-16000/ 220-76У1 16 8—8 230 27,5— 27,5 1/1-1-0-0 29 95 12,5 0,6
ОРДНЖ-16000/ 110-76У1 16 8-8 115 27,5— 27,5 1/1-1-0-0 27 84 10,5 0,5
АОМНЖ-10000/ 55-76У1 10 — 55 29 1 авто 8,5 28 1 0,5
Примечания. 1. Пределы РПН обмотки НН ± 6x1,67%.
2. Регулирование напряжения расщепленной обмотки НН производится переключателем
РНТА-35/32ОА.
3. Обмотки концентрические из медного провода.
4. Нормальная работа обеспечивается при температуре от —45 до +40’С.
Таблица 27
Установочные данные однофазных трансформаторов
и автотрансформаторов переменного тока 2Х.25 кВ
Тип Габаритные размеры, мм, ие более Масса, кг Оптовая цена, руб. Завод- изготови. тель
Высота Длина Ширина полная транспорт- ная
ОРДНЖ-16000/220 7 110 6 645 4536 57 805 47507 50000 ТЭЗ
ОРДНЖ-16000/1Ю 5 610 6 220 4 370 45531 40121 40 055 ТЭЗ
АОМНЖ-ЮООО/55 5000 5 200 4180 21 200 17 000 21 300 ТЭЗ
59
Таблица 28
Электрические характеристики однофазных и трехфазных
двухобмоточных трансформаторов на напряжение 6—27,5 кВ
Тип Номиналь- ная мощ- ность , кВА Верхний предел номи- нального напряжения обмоток, кВ Потери, кВт Ток XX, П/ Чо Напряже- ние КЗ, % Схема и группа соединения
вн НН XX 1 КЗ
ОМ-0,63/6 0,63 6,3 0,115/0,23 0,018 0,042 34 6,0 1/1-0
ОМ-0,63/10 0,63 10,0 0,115/0,23 0,018 0,042 34 6,0 1/1-0
ОМ-1,25/6 1,25 6,3 0,115/0,23 0,023 0,060 23 6,0 1/1-0
ОМ-1,25/10 1,25 10,0 0,115/0,23 0,023 0,060 23 6,0 1/1-0
ОМ-4/6 4 6,0 0,23/0,4 0,055 0,14 8 4,0 1/1-0
ОМ-4/10 4 10,0 0,23/0,4 0,055 0,14 8 4,0 1/1-0
ОМ-10/6 10 6,0 0,23/0,4 0,09 0,30 7 4,0 1/1-0
ОМ-Ю/Ю 10 10,0 0,23/0,4 0,09 0,30 7 4,0 1/1-0
ОМ-10/27,5 10 27,5 0,23 0,16 0,30 15 6,0 1/1-0
ОМ-66/35 66 25,0 0,23 -— — — — 1/1-0
ТМ-25/27,5 25 27,5 0,23/0,4 0,25 0,65 6 6,0
ТМ-100/35 100 25,0 0,23/0,4 0,9 2,40 8 6,5
ТМ-180/35 180 27,5 0,23/0,4 1,5 4,10 8 6,5 Y/Y*-0
ТМ-320/35 320 27,5 0,23/0,4 2,3 6,20 7,5 6,5
ТМ-560/35 560 25,0 6,3 3,35 9,40 6,5 6,5-.
ТМ-1800/35 1800 25,0 6,3 8,3 24,00 5 5,51 Y/A-ll
ТСМ-60/25 60 25,0 0,38 0,55 1,20 9 5,5 Y/Y*-0
Примечание, Знаком *
ной нулевой точкой.
отмечены схемы соединения обмоток в «звезду» выведен-
Номинальный (линейный)
ток обмотки трехфазного трансформатора
I =
5-10»
UV3A'
где S — номинальная мощность обмотки, кВА.
Фазный ток при соединении обмоток в «звезду» /ф=/; в «треугольник»
/ф=7Г-
Фазное напряжение при соедннеини обмоток в «звезду» 1/ф=4У/уЗ; в
треугольник t/ф = U.
Номинальный линейный ток обмотки однофазного трансформатора
Л-5’10’ л
1 ~ и А-
Формулы для определения номинальных электрических характеристик много-
обмоточных высоковольтных трансформаторов справедливы также н для авто-
трансформаторов.
60
Таблица 29
Электрические характеристики трехфазных трехобмоточных трансформаторов
на напряжения ПО, 150 и 220 кВ (старых выпусков)
Тип Мощность, мВА Напряжение обмоток, кВ Напряжение короткого замыкания, % Потери, кВт Ток XX, % Схема и группа соедииеиия
ВН сн НН ВН-СН вн-нн сн-нн XX | КЗ
ТДТНГ-10000/110 10,0 115 38,5 11,0 17,0 10,5 6,0 47 72 5,0 Л*/а*/Д-12-П
10,5 17,0 6,6
ТДТНГ-15000/110 15,0 115 38,5 11,0 10,5 17,0 6,0 65 140 5,0 А*/А*/Д-12-11
17,0 10,5 6,0
ТДТНГ-20000/110 20,0 115 38,5 11,0 10,5 17,0 6,0 45 127 2,5 А*/А*/Д-12-П
17,0 10,5 6,0
ТДТНГЭ-20000/110 20,0 112 27,5 11,0 11,2 18,4 6,5 78 182 5,0 А*/Д/Д-П-П
112 38,5 27,5 18,4 11,2 6,5 А*/а*/Д-12-11
ТДТНГ-31500/110 31,5 ПО 38,5 6,6 17,4 10,5 6,2 125 255 5,0 А*/а*/Д-12-П
115 38,5 11,0 10,7 17,1 6,2
ТДТНГ-31500/110 31,5 115 6,3 6,3 10,5 10,2 6,0 95 195 4,0 А*/Д/Д-П-П
НО 27,5 6,6 10,7 17,2 6,1 5,0 А*/Д/Д-П-П
ТДТНГЭ-31500/110 31,5 110 27,5 11,0 10,5 17,0 6,0 125 255 5,0 А*/Д/Д-П-П
110 38,5 27,5 17,0 10,5 6,1 А*/л*/Д-12-П
ТДТНГ-31500/110 31,5 110 38,5 27,5 17,0 . 10,3 6,1 —. — —. А*/А*/Д-12-11
27,5 11,0 10,1 16,8 5,9 125 255 5,0 А*/Д/Д-П-П
ТДТНГ-40500/110 40,5 112 38,5 11,0 17,0 10,5 6,0 135 300 4,00 А*/Д/Д-П-П
ТДТГЭ-40500/110 40,5 ПО 27,5 11,0 10,1 16,9 6,1 60 300 4,00 А*/Д/Д-П-П
ПО 38,5 27,5 17,0 10,1 6,1 98 300 3,00 А*/А*/Д-12-П
ТДТНГЭ-40500/110 40,5 112 27,5 11,0 10,1 17,0 6,0 135 300 4,0 А*/Д/Д-11-11
112 38,5 27,5 16,7 10,5 6,0 А*/а*/Д-12-11
ТДТНГЭ-25000/150 25,0 150 38,5 27,5 10,5 11,5 5,8 120 190 6,00
ТДТНГЭ-20000/220 20,0 220 38,5 6,6 17,0 19,1 6,3 А*/а*/Д-12-11
ИЛИ 18,0
11,0 12,5 95 145 5,50 А*/Д/Д-0-11
20,0 220 27,5 11,0 12,5 18,9 6,1 4,75 А*/Д/Д-П-П
ТДТНГЭ-40000/220 40,0 230 27,5 11,0 12,5 20,5 7,5 175 255 4,50 А*/Д/Д-П-П
40,0 230 38,5 27,5 20,5 12,5 7,5 145 245 3,30 А* / А* /Д-12-И
Примечание. Знаком * отмечены схемы соединения обмоток в «звезду» с выведенной нулевой точкой.
Таблица 30
Установочные данные трехфазных трехобмоточных трансформаторов с регулированием
напряжения под нагрузкой на напряжение ПО, 150 и 220 кВ
Тип Напряжение обмоток, кВ Габаритные размеры, мм Масса, кг
полная транспор - ная активной части масла
ВН СН НН Высота Длниа Ширина потребного для работы потребного для доливки
ТДТНГ-10000/110 115 38,5 6,6 или 11,0 6 350 5 500 5180 71 000 60 600 26 000 27000 4 500
ТДТНГ-15000/110 110 115 38,5 38,5 6,6 или 11,0 6,6 или 11,0 6 450 6 450 5 750 5 750 5 470 5 470 77 200 77 200 63200 63200 31 200 31 200 27 200 27200 4 500 4 500
ТДТНГ-20000/110, 115 115 38,5 38,5 6,6 11,0 6 600 5 800 5 200 82 000 68 500 34 000 28 000 5 000
ТДТНГЭ-20000/110 112 112 112 38,5 27,5 27,5 27,5 6,6 11,0 6 680 6 440 4 220 84 000 68 500 34 000 28 000 5 000
ТДТНГ-31500/110 НО 6,3 6,3 6 840 6 370 5 200 93000 72 500 41 000 26 500 6 000
ТДТНГ-31500/110 ПО J15 38,5 38,5 6,6 11,0 6,6 11,0 6430 8 900 5100 115500 95 000 53000 35 200 7 900
ТДТНГ-31500/110 НО по 27,5 27,5 11,0 6,6 6 430 8900 5 100 119 440 95 000 53 000 35 200 7 900
ТДТНГЭ-31500/110 по 38,5 27,5 6 43Q 8 900 5100 119 440 61 600 б/м 53 000 35 300 35300
ТДТНГЭ-40500/110 112 112 ПО 38,5 38,5 27,5 27,5 11,0 11,0 6 480 8 700 5 060 119 000 71 200 б/м 58 000 33 800 33 800
ТДТНГ-25000/150 154 154 38,5 38,5 6,6 11,0 6 900 8 000 5 480 114 000 87 100 45 300 36 700 9500
ТДТНГЭ-25000/150 150 38,5 27,5 6 820 8 000 5 480 114 000 87 100 49 300 36 700 9500
ТД ТНГЭ-20000/220 220 27,5 11,0 7980 9500 5 500 131 900 65000 43100 50 000 б/м
Примечания. 1. регулирование напряжения на стороне ВН под нагрузкой с помощью переключающего устройства типа РНТ-13 возможно
в пределах ±4 X 2,5% от С7 , а на стороне СН — с помощью ПБВ в пределах ±2х 2,5%. Обмотка на напряжение 27,5 кВ выполнена без
ответвлений. ном
2. Воздушное охлаждение (дутье) включается при достижении номинального тока или при достижении температуры верхних слоев масла 4- 55°С.
Дутье отключается при снижении температуры ма'сла до + 50сС, если при этом ток нагрузки меньше номинального. .
23. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Нагрузочная способность масляных трансформаторов общего назначения, в
том числе и трансформаторов для железных дорог, электрифицированных на
переменном токе (ГОСТ 19665—74), мощностью до 250 мВА включительно
определяется с учетом следующих параметров: допустимого нагрева при номи-
нальном режиме; температуры окружающей среды +20°С; превышения сред-
ней температуры масла над охлаждающей (для систем охлаждения М н Д
44°С, для системы ДЦ 36°С); превышения температуры наиболее нагретой
точки обмотки над средней температурой обмотки 13°С; отношения потерь ко-
роткого замыкания к потерям холостого хода, равного 5;'сокращения или уве-
личения вдвое срока службы изоляции прн повышении или понижении темпе-
ратуры изоляции на 6°С; наибольшей температуры масла в верхних слоях не
выше 95°С и наиболее нагретой точки обмотки в течение переходного суточ-
ного процесса нагрева не выше 140°С.
В условиях эксплуатации трансформаторы допускают систематические и
аварийные перегрузки. Длительную нагрузку током выше номинального на 5%
допускают масляные трансформаторы, в том числе н трансформаторы для же-
лезных дорог, электрифицированных на переменном токе (ГОСТ 19665—74),
если напряжение нн иа одной из обмоток не превышает номинального; при
этом для обмотки с ответвлением ток нагрузки не должен превышать 1,05
номинального тока обмотки.
Систематические перегрузки по току более полуторакратных от номиналь-
ного допускаются только по согласованию с предприятием-изготовителем.,
Для трансформаторов с масляным охлаждением н дутьем при включен-
ных вентиляторах ток нагрузки определяют так же, как и для трансформаторов
с естественным масляным охлаждением. При аварийном отключении всех вен-
тиляторов допускается работа прн номинальной нагрузке в течение времени,
зависящего от температуры окружающего воздуха:
Температура
воздуха,°C............ —15 —10 0 +10 +20 +30
Длительность
нагрузки, ч........... 60 40 16 10 6 4
В трансформаторах мощностью не более 250 мВА с принудительной цир-
куляцией масла (ДЦ, Ц) в случае повреждения устройства искусственного
охлаждения (вентиляторов, системы циркуляции) допускается работа при но-
минальном токе в течение 10 мин или в режиме холостого хода в течение
30 мнн после прекращения искусственного охлаждения.
В аварийных случаях трансформаторы с системами охлаждения: естествен-
ной масляной (М), масляной с дутьем н естественной циркуляцией масла (Д),
масляной с дутьем и принудительной циркуляцией масла (ДЦ), могут иметь
следующие кратковременные перегрузки сверх номинальных токов независимо
:ратуры охлаждающей среды
течение 120 мин
» 80 >
» 45 »
» 20 »
» 10 »
» 1,5 »
В условиях номинального режима превышением температуры °C отдельных
частей масляного трансформатора при тепловых испытаниях не должны пре-
восходить указанных значений:
64
от длительности предшествующей нагрузки, тем:
и места установки:
1.3 '„ом........................... в
1.45 '„ом......................... »
1.6 'ном......................... »
1-75 '110м........................ >
2,0 '.„ом......................... »
3,0 ' ном......................... *
Обмотки ....................................................65
Поверхности магннтопровода н конструктивных
элементов ..................................................75
Масла в верхних слоях:
при герметизированном исполнении с устройством, полностью
защищающим масло от соприкосновения с окружающим воз-
духом ..................................................60
в остальных случаях.....................................55
При установившихся токах короткого замыкания и их длительности не ме-
нее 3 с температура обмоток не должна превышать приведенных ниже значе-
ний; для масляных трансформаторов с обмотками из меди и жидким диэлект-
риком — 250°С; то же с обмотками из алюминия — 200°С; для сухих транс-
форматоров с обмотками из меди в зависимости от класса изоляции по нагре-
востойкости: А — 180°С; Е — 250°С; В, F, Н — 350°С; то же с обмотками из
алюминия: А— 180°С; Е, В, F, Н — 200°С.
Допускается параллельная работа двухобмоточных трансформаторов между
собой, трехобмоточных между собой на всех трех обмотках, а также двух-
обмоточных с трехобмоточными, если ни одна из обмоток параллельно соеди-
ненных трансформаторов не будет нагружена током сверх нормы. Не рекомен-
дуется параллельная работа трансформаторов с отношением номинальных мощ-
ностей больше 3:1.
Трансформатор с дутьевым охлаждением Д снабжают устройством для
автоматического пуска и остановки электродвигателей вентиляторов. Включе-
ние дутья происходит при достижении температуры верхних слоев масла 55°С
или при достижении номинального тока — независимо от температуры. Отклю-
чение дутья происходит при снижении температуры масла до 50°С, если ток
при этом будет меньше номинального.
Отечественная промышленность выпускает силовые трансформаторы в со-
ответствии со следующей шкалой мощностей (в кВА); 10; 16; 25; 40; 63; 100;
160; 250; 400; 630; 1000; 1600; 2500; 4000; 6300; 10 000; 16 000; 25 000; 40 000;
63000; 80 000; 100 000; 125 000; 160 000; 200000; 250000; 320 000 ; 400 000;
500 000; 630000; 800 000; 1 000 000.
Ранее трансформаторы выпускались в соответствии с иной шкалой мощно-
стей (в кВА): 10; 20; 50; 100; 180; 320; 500; 750; 1000; 1800 и т. д.
24. УСТРАНЕНИЕ НЕИСПРАВНОСТЕЙ В ТРАНСФОРМАТОРАХ
Течь масла сквозь резиновые уплотнения устраняют при ремонтах транс-
форматоров. Новое уплотнение из ленты маслрстойкой резины должно быть
правильно заделано в стыке (косой срез на протяжении ие менее 50 мм) и
равномерно обжато по всему периметру до 0,7 первоначальной толщины. Ленту
можно приклеивать резиновым клеем к кромке бака. Необходимо помнить, что
излишним затягиванием болтов при изношенных уплотнениях можно увеличить
размер течи.
Устранить течь через резьбу шпилек крепления проходных изоляторов мож-
но проще всего заливкой в резьбовое отверстие эпоксидной смолы с последую-
щим ввертыванием шпилек.
Течь из главного бака трансформатора в бак контакторов переключающего
устройства происходит в результате появления неплотностей при усыхании ге-
тинаксовых плит контактора и бакелитовых втулок токоведущих стержней.
Масло может просачиваться также через сальниковые уплотнения валов пере-
ключающего устройства. Эти дефекты могут быть устранены затяжкой крепя-
щих болтов или добавлением набивки в сальники.
Наиболее просто и надежно заделывать трещины в баке собранного транс-
форматора специальными замазками. Высокой механической прочностью обла-
дают замазки, приготовленные на основе эпоксидной смолы (ЭД-5, ЭД-6, Э-40
и др). Эпоксидную замазку можно приготовить самостоятельно. В состав за-
мазки входят следующие компоненты: ’
3—5206 65
Смола ЭД-6 ..............................100 весовых частей
Пластификатор (дебутилфталат)...............10—20 » »
Отвердитель................................. 7—9 » »
Наполнитель (стальные и чугунные
опилки)................................... 100—160 » »
Переход эпоксидной смолы в твердое нерастворимое состояние возможен
только при наличии отвердителя. Пластификатор придает эластичность отвер-
девшему составу. Наполнитель обеспечивает механическую прочность, умень-
шает усадку и сближает значение коэффициентов температурного расширения
замазки и стали. Для приготовления замазки смолу подогревают в термостате
до температуры 60—80°С и тщательно перемешивают с пластификатором и
наполнителем. Приготовленный состав может храниться в герметически закры-
том сосуде до 10 суток. Отвердитель вводят в приготовленную смесь непосред-
ственно перед применением замазки. Температура состава перед введением от-
вердителя должна быть не выше 40°С. Продолжительность использования го-
товой замазки — не более 40 мин. Полимеризация замазки происходит при
температуре 60—70°С в течение 6—8 ч. Для ускорения этого процесса можно
подогреть ее ламповым рефлектором или другим способом, но без применения
пламени. При температуре 15—25°С полимеризация наступает по истечении
30—36 ч. Необходимо учитывать, что все применяемые для эпоксидных смол
отвердители являются токсичными веществами, оказывающими вредное влияние
на дыхательные пути, глаза и незащищенную кожу. Эпоксидная шпаклевка ста-
новится ядовитой после введения отвердителя и теряет токсичность после высы-
хания. К маслу эпоксидные шпаклевки нейтральны.
Предварительно место заделки нужно тщательно зачистить и обезжирить.
Для устранения течи масла через трещину в процессе заделки из бака частич-
но сливают масло, бак герметизируют и создают внутри его разрежение, кото-
рое будет удерживать масло в равновесном состоянии, не позволяя ему про-
сачиваться через трещины. Целесообразно предварительно провести несколько
опытных заделок трещины (отверстий) на кусках листовой стали.
Необходимость в осмотре активной части трансформатора возникает после
срабатывания газового реле, когда причину повреждения невозможно устано-
вить наружными измерениями. Перед выемкой активной части необходимо
осмотреть ее верхнюю часть через люк в крышке трансформатора с частичным
сливом масла до уровня обмотки. Прн этом могут быть выявлены поврежде-
ния, устранение которых не требует разборки трансформатора: плохой контакт
выводов на проходных изоляторах; обрывы соединений; выгорание контактов;
неисправности механизма переключения.
Большую часть повреждений переключающего устройства РНТ у транс-
форматоров ПО кВ можно устранить без снятия крышки и выемки сердечника.
Во время осмотра извлеченной части следует обращать внимание на обуг-
ленные остатки продуктов разложения масла на сердечнике и обмотках транс-
форматоров, что свидетельствует о выделении газов при замыкании в обмотках
и магнитопроводе. При этом могут быть обнаружены: лишние потенциальные
перемычки, создающие замкнутый контур (пакет стали необходимо осмотреть
также и снизу); посторонние металлические предметы в охлаждающих каналах
сердечника (осматривают на просвет при помощи переносной лампы); пробой
изоляции шпилек ярмовых балок (снизу или сверху); нарушение изоляции
распорных косынок (замкнутый контур образуется в этом случае через стенки
бака); потемнение изоляции части витков обмотки и отложение нагара в месте
замыкания; выгорание деталей переключателя ПБВ.
Вводы 6 или 10 кВ, имеющие наименьшие габаритные размеры и между-
фазные расстояния, могут повреждаться от междуфазных перекрытий, вызыва-
емых птицами и набросами. Для защиты от этих перекрытий целесообразно
устанавливать на вводах перегородки нз асбоцементных листов.
Чтобы не допустить переброса электрической дуги па вводы во время пе-
рекрытия на шинах, целесообразно вблизи проходных изоляторов изгибать
шины так, чтобы онн опускались к изоляторам сверху вниз.
GG
Таблица 31
Неисправности силовых трансформаторов
Неисправность Возможные последствия Меры предупреждения или устранения
Недопустимое снижение уровйя масла при резком понижении температуры окружающей среды Срабатывание газовой защиты на отключение. На трансформаторе, нахо- дящемся в резерве, сраба- тывание газовой защиты на сигнал При отборе масла для ана- лиза своевременно компенси- ровать его убыль
Снижение уровня масла в маслонаполненном вводе 110 кВ без видимых следов течи из-за нарушения уплотнения в нижней час- сти ввода Перекрытие и взрыв изолятора ввода после вы- текания масла Восстановить уплотнение
После перевода устрой- ства ПБВ в новое положе- ние нет надежного контак- та из-за поломки деталей переключателя Возникновение внутри бака электрической дуги, выжигающей детали пере- ключателя; у трансфор- маторов небольшой мощ- ности, не имеющих газо- вой защиты, порча всего масла и загрязнение обмотки После перевода ПБВ в но- вое положение проверить на- дежность замыкания его кон- тактов. Включив трансформа- тор, убедиться в отсутствии ненормального шума
При переводе в новое положение устройства РПН сломалась гетинаксо- вая втулка приводного вала, изолирующая раз- ные фазы’переключателя, из-за чего нарушилась правильная очередность движения переключателя Перегрев и поврежде- ние витков регулировоч- ной секции обмотки из-за длительного закорачива- ния части обмотки Во время ремонта со вскры- тием тщательным образом осмотреть состояние изоли- рующих втулок обоих валов переключателя. При расслое- нии илиГнадрывах гетинакса заменить втулки
Перекрытие на выводах обмоток НН Ги СН при Отключении тока КЗ вык- лючателем на стороне НН понижающего трансфор- матора HOjcB Разрушение проходных изоляторов, течь и возго- рание масла Заземлить" нейтраль неис- пользуемой обмотки СН или один ее вывод. . Установить разрядники непосредственно вблизи выводов обмоток НН и СН
То же при отключении отделителем тока холосто- го хода понижающего трансформатора То же Для трансформаторов ПО кВ и выше с нейтралью, заземленной Через разрядник, заземлять нуль разъедините- лем на время оперативных переключений по согласова- нию с энергосистемой
3*
67
Рис. 28. Реконструкция выпускных пробок баков контакторов РПН:
а — пробки до реконструкции; б — после реконструкции
Возгорание масла трансформатора может возникнуть при поломке проход-
ных изоляторов в результате дугового перекрытия на выводах. Иногда пов-
реждения проходных изоляторов происходят из-за перегрева шин вследствие
плохих контактов. В этом случае сначала лопается фарфоровый корпус изоля-
тора или разрушается его армировка, а затем от искры воспламеняется масло,
которое начинает поступать из трещины и растекаться по трансформатору. Так
как подпитка пламени продолжается до полного вытекания масла из расшири-
теля, то при тушении пожара в первую очередь следует прекратить вытекание
масла. Для этого необходимо быстро вывести из работы трансформатор (от-
ключить, заземлить) и постараться перекрыть масляный кран расширителя.
Если доступ к крану из-за пламени невозможен, нужно через нижний масля-
ный кран слить масло из расширителя в сосуд или сливной лоток. Пламя
гушат пенными огнетушителями, песком или рассеянной струей воды.
При взрыве проходных изоляторов НО кВ, когда разрушается и нижняя
часть изолятора, размеры пожара получаются большими, так как масло к ме-
сту пожара подается сразу в больших количествах.
Некоторые неисправности трансформаторов приведены в табл. 31.
У понижающих трансформаторов ТДНГ 10 и 20 кВА НО кВ с момента
монтажа могут остаться необнаруженными неисправности переключающего
устройства (РПН), которые со временем явятся причиной крупного поврежде-
ния обмоток. К таким дефектам относятся иадрывы изоляционных бумажно-
бакелитовых втулок, с помощью которых секционированы оба вала переклю-
чателя. Надрывы появляются из-за неправильных условий транспортировки.
Завод-изготовитель для транспортировки демонтирует только приводные валы
переключателя (внутри бака) и оставляет провода РПН присоединенными к
проходной плите, а так как керн трансформатора установлен в баке со свобод-
ными зазорами и при транспортировке может колебаться, то, как правило, не-
сколько проводов оказываются оборванными. При этом получают повреждения
и детали самого переключателя.
Если трещины в бумажно-бакелитовых втулках или в чугунном литье
кронштейнов ие будут обнаружены при пусковых осмотрах, то со временем при
производстве переключений произойдет полный обрыв, нарушится работа пере-
ключателя (например, иа одной из фаз переключателя перестанет двигаться ла-
мель, в результате регулировочные выводы разных позиций окажутся закоро-
ченными реактивной катушкой на длительное время) и повредится обмотка.
Трансформаторы, выпускаемые после 1970 г., снабжаются заводами-изготови-
телями расклинивающими упорами для безаварийной транспортировки.
При необходимости перевозки трансформатора в условиях энергоучастка
лучше всего иа время транспортировки демонтировать провода переключателя
и приводные валы.
Нарушение сварных соединений бака трансформатора и радиаторов из-за
вибрации, вызываемой вентиляторами охлаждения, предотвращают балансиров-
кой крыльчаток, заменой их на более эффективные и изменением при капи-
тальном ремонте мест крепления вентиляторов (их крепят не на радиаторах, а
непосредственно на консольной конструкции бака).
68
Из-за попадания в баки контакторов РПН воды часто происходят перек-
рытия изоляции разделительных гетинаксовых досок. Значительное количество
воды засасывается в баки контакторов с верхней крышки во время дождя или
таяния снега через выпускное отверстие в пробке.
Для предотвращения попадания воды в баки контакторов и в целях повы-
шения надежности работы устройств РПН предлагается на всех находящихся
в эксплуатации трансформаторах, снабженных РПН с токоограничивающими
реакторами, удлинить выпускные патрубки баков контакторов и увеличить рас-
стояние между крышкой бака и краем пробки до 100—150 мм (рис. 28,а и б).
25. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВОГО РЕЛЕ
Газовое реле нормально работает при установке трансформатора с уклоном
трубопровода в сторону расширителя на 2—4° и наклоном бака трансформато-
ра по отношению к горизонтали на 1—1,5%. Со временем наклон трансформа-
тора может измениться из-за просадки фундамента. Восстановление уклона
достигается установкой прокладок необходимой толщины под катки.
При бесфундаментной установке трансформаторов на пучинистых грунтах
необходимо проверять величины уклонов зимой — при промерзании грунта и
весной — при его оттаивании. Это можно делать с помощью отвеса, постоянно
укрепленного на боковой стенке трансформатора, по величине его отклонения
эт контрольной точки, положение которой соответствует нормальному
уклону.
Ложная работа газового реле может происходить: вследствие выделения
скопившегося в трансформаторе воздуха после слива и обратной заливки мас-
ла; при сушке масла с помощью центрифуги; после транспортировки передвиж-
ных трансформаторов; из-за недопустимого снижения уровня масла при низких
температурах; во время динамических ударов при внешних коротких замыка-
ниях, когда в газовое реле может попасть воздух, скопившийся в полостях
карманов 1, 2 и 3 (рис. 29). Наличие карманов — конструктивный недостаток
трансформаторов. Для выпуска из них воздуха и газов предусмотрены пробки
4, 5 и 6.
Рис. 29. Места возможного скопления воздуха в баке трансформатора
26. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ВОЗДУХООСУШИТЕЛЬНЫХ ФИЛЬТРОВ
МАСЛЯНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Так как сушка масла маслоочистительными аппаратами требует значитель-
ной затраты рабочей силы и электроэнергии, целесообразно предупреждать
увлажнение масла применением воздухоосушительных фильтров. Все транс-
форматоры большой мощности должны быть оборудованы воздухоосушитель-
ными фильтрами, так как увлажнение масла происходит только за счет проник-
новения через расширитель влажного воздуха.
Воздухоосушительные фильтры представляют собой смесь мелкопористого
силикагеля, насыщенного хлористым кальцием, и активной окиси алюминия.
Они очищают воздух как от влаги, так и от золы, пыли, сернистого газа и пр.
Между уровнем фильтрующей смеси и крышкой фильтра должно оставать-
ся 15—25 мм свободного пространства. Для изоляции фильтрующей смеси от
окружающего воздуха и очистки воздуха от механических примесей фильтры
снабжены масляным затвором, который рекомендуется заливать маслом
АМГ-10.
Фильтры имеют смотровое окно для наблюдения за цветом силикагеля
(изменение цвета на розовый свидетельствует об увлажнении и необходимости
замены силикателя). Выпускную трубу трансформатора следует присоединять
к общей системе дыхания, так как у трансформаторов ранних выпусков, где нет
этого соединения и отсутствует дыхательное отверстие в самой трубе, может
произойти разрушение стеклянной предохранительной мембраны из-за разре-
жения при изменениях уровня масла.
Непрерывную регенерацию масла выполняют установленные на трансфор-
маторах термосифонные фильтры. При осмотрах термосифониых фильтров
убеждаются в циркуляции масла по температуре бака фильтра. Воздушные
пробки в верхнем трубопроводе или в ннжней части бака под сеткой могут
полностью перекрывать поток масла через фильтр. Скопившийся воздух сле-
дует выпускать через выпускные пробки при ревизиях. При потере активности
силикагель сам может стать окислителем масла, поэтому повышение кислотного
числа масла в трансформаторе до 0,1—0,15 мг КОН/г указывает на необходи-
мость перезарядки фильтра. В термоснфонных фильтрах применяют крупнопо-
ристый селикагель для улучшения условий циркуляции масла и уменьшения
уноса его внутрь трансформатора.
27. ЭКСПЛУАТАЦИЯ УСТРОЙСТВ РПН
В переключающих устройствах РПН при ревизиях и ремонтах проверяют
узлы и детали, определяя степень их износа; проверяют и регулируют усилия
пружин основных подвижных и вспомогательных контактов. Измеряют углы
отрыва подвижных контактов от неподвижных и переходные сопротивления
контактов постоянному току; снимают круговые диаграммы, которые анализи-
руют, сравнивают с предыдущими, и делают заключение об изменении зазоров
между контактами при прямом и обратном ходе РПН н правильности работы
РПН в целом.
Особое внимание обращают на угол, определяющий время между сраба-
тыванием переключателя и контактора. Если этот угол меньше указанного в
инструкции для данного типа переключающего устройства, то за время, про-
шедшее с момента размыкания контактов до размыкания переключателя, дуга
не успеет погаснуть, что может привести к аварии. Регулировку устройства
РПН следует производить точно по заводским инструкциям. Недостаток при-
водных механизмов, работающих на переменном токе, — сложность системы
динамического торможения н необходимость точной регулировки реле контроля
скорости (РКС). Может оказаться, что при достижении нормального положе-
ния приводной механизм не остановится, а совершит еще несколько качаний в
ту и другую сторону или пройдет большее число положений, чем задано, пока
не сработает один из конечных выключателей. Причина неисправности — не-
70
четкая работа реле РКС. Ёе устраняют увеличением сийы тбрможейия путем
ослабления контактных пружин реле РКС или перемещением соответствующих
пальцев контроллера в направлении вращения барабана. Если требуется не
увеличить, а уменьшить силу торможения, это может быть достигнуто затяж-
кой пружин соответствующих контактов реле РКС или перемещением
пальцев контроллера в сторону, противоположную направлению вращения
его барабана. Реле РКС, не поддающееся регулировке, подлежит за-
мене.
28. ЭКСПЛУАТАЦИЯ МАСЛОНАПОЛНЕННЫХ ВВОДОВ
В первые один-два года эксплуатации повреждения маслонаполненных
вводов происходят вследствие заводских дефектов, неправильных условий
транспортировки и хранения (например, длительное хранение в горизонтальном
положении) н недостаточного опыта обслуживающего персонала.
Маслонаполненные вводы требуют наиболее квалифицированного обслужи-
вания и точного выполнения требований заводской инструкции. Наблюдение за
состоянием изоляции вводов должно вестись по протокольным данным всех
предыдущих замеров путем нх сопоставления. Наиболее важный испытатель-
ный параметр — тангенс диэлектрических потерь — tg6, который не должен
превышать 1% при введении ввода в эксплуатацию и 1,5% для бумажно-мас-
ляиых вводов, находящихся в эксплуатации.
Не следует делать поспешных выводов о необходимости смены масла по
результатам только испытания масла на пробой, так как прн этом часто нару-
шается технология отбора масла. При неудовлетворительных результатах испы-
таний необходим повторный отбор и замер tg6.
Повреждения вводов в процессе эксплуатации происходят главным обра-
зом вследствие засорения масла при доливке после отбора проб. Смешение
разных сортов масла может нарушить стабилизацию масла и вызвать его окис-
ление, так как доливаемая порция часто содержит растворенный воздух и
влагу.
Современные методы эксплуатации
маслонаполненных вводов предусмат-
ривают:
производить доливку маслом, пред-
варительно выдержанным в вакууме
(при давлении 25 мм рт. ст. в течение
24 ч на каждые 50 кг масла);
производить доливку маслом (ГОСТ
982—68) вне зависимости от того, ка-
ким маслом вводы были заполнены
раньше;
установку воздухоочистительных
фильтров с силикагелем на дыхатель-
ных выводах;
смену масла в специализированных
мастерских (с заполнением вводов под
вакуумом);
установку на испытательных выво-
дах приборов постоянного контроля изо-
ляции вводов (КИВ).
Выход из строя вводов может про-
исходить из-за грубых нарушений правил
эксплуатации, например:
нз-за отсутствия заземляющего кол-
пака на испытательном выводе нлн не-
надежного электрического контакта меж-
ду выводом и колпаком, что приводит
к внешним и внутренним искровым
Рис. 30. Устройство расширителя маслона-
полненного ввода НО кВ с гидравлическим
затвором:
1 — корпус расширителя; 2 — гайка; 3—
резиновая прокладка; 4 — дыхательное
отверстие (стрелками показаны возмож-
ные пути попадания влаги)
71
Рис. 31. Схема расположения отверстий для пробок на рас-
ширителях унифицированных вводов 110 кВ:
ДЗ — дыхательное отверстие; ВК. — пробка для выхода
воздуха при доливке масла во ввод; СЗ — пробка для сли-
ва масла из масляного затвора; МУ — указатель уровня
масла во вводе
разрядам с очаговой порчей изоляции и разложением масла, к коррозии и
обрыву вывода.
Заземление вывода лучше делать дополнительно гибким проводником, а
при замерах tgS производить также замер емкости для контроля целостности
вывода и изоляции уравнительных обкладок. Рекомендуется также делать за-
мер и для изоляции наружных слоев обкладок между испытательным выводом
и флаицеМ, если это позволяет конструкция;
из-за неправильной установки выпускных пробок. При закупорке выпуск-
ного дыхательного отверстия пробки возможно повреждение армировки или
уплотнительных прокладок или даже разрыв фарфора рубашки;
из-за отсутствия масла в гидравлическом затворе вследствие недостаточ-
ного уровня масла;
из-за недопустимого снижения уровня масла при нарушении работы масло-
указателя (в случае закупорки его каналов).
Из-за большого количества типов конструктивного исполнения маслона-
полненных вводов с различным расположением отверстий для пробок на рас-
ширителе (рис. 30 и 31) в настоящем справочнике не приведены все схемы их
расположения; для исключения ошибок необходимо пользоваться схемами и
инструкциями заводов-изготовителей.
Следует помнить, что основное дыхательное отверстие ввода ДЗ (см. рис.
31) при транспортировке ввода заглушено пробкой, которая должна быть заме-
нена на пробку с дыхательным каналом диаметром 3—4 м сразу же после
Рис. 32. Схемы установки отсасывающих тран-
сформаторов с обратным проводом (а) и без
него (б):
1 — тяговая подстанция; 2 — отсасывающий
трансформатор; 3 — контактная сеть; 4 — обрат-
ный провод; 5 — электровоз; 6 — рельсовая цепь;
7 — перемычка; 8 — изолированный стык; 1о —
расстояние между отсасывающими трансформа-
торами
установки ввода в вертикальное
положение.
29. ОТСАСЫВАЮЩИЕ
ТРАНСФОРМАТОРЫ
Отсасывающие однофазные
трансформаторы предназначены
для защиты всех проходящих
вдоль полотна железной дороги
протяженных коммуникаций (ли-
ний связи, трубопроводов, ка-
белей и т. п.) от индуктивного,
магнитного и гальванического
влияний тяговой сети переменно-
го тока.
Условное обозначение транс-
форматора ОМО-800/35-72У1 рас-
шифровывается следующим об-
разом: отсасывающий; с естест-
венным масляным охлаждением;
однофазный; типовая мощность
при максимальном токе 750 А;
класс напряжения; год разработки
конструкции; климатическое ис-
полнение и категория размещения.
72
Таблица 32
Установочные данные отсасывающих трансформаторов
Тип
Габаритные раз
меры, мм
Масса, кг
Завод-изго-
товитель
ОМО-320/20А 2500 1620 1020 90 520
ОМО-800/20А ОМО-800/35-72У1 2860 2700 1800 1550 1260 1500 172 117 1084 892
810
1750
1250
2250
3540
3000
1850
МЭЗ имени
Куйбышева
ЧТЗ
ЧТЗ
Отсасывающие трансформаторы включают в тяговую сеть, как показано
на рис. 32. Технические данные отсасывающих трансформаторов приведены в
табл. 32 и 33.
30. ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА
Трансформаторы тока предназначены для измерения тока, питания
устройств защиты, а также для изоляции измерительных приборов от высо-
кого напряжения.
В трансформаторе тока вторичный ток пропорционален первичному току
и имеет практически тот же фазовый угол.
Нормальный режим работы трансформатора тока — режим короткого за-
мыкания, так как токовые цепи измерительных приборов н устройств защиты,
подключенные к его вторичной обмотке, имеют малое сопротивление.
В условных обозначениях трансформаторов тока внутренней и наружной
установки буквы означают: Т — трансформатор тока; П — проходной; Л — с
литой изоляцией; О — одновитковый; М — модернизированный; III — шинный;
К — катушечный; 3 — для защиты от замыканий на землю; Ф — в фарфоровом
корпусе; Н — наружной установки; Р — с сердечником для релейной защиты;
Д — дифференцированный; У — с повышенной электродинамической стойкостью
(усиленный).
Например, трансформатор тока ТПОЛ-10-0,5/Р-600/5 означает: трансфор-
матор тока; проходной; одновитковый; с литой изоляцией; номинальное напря-
жение, кВ; обозначение измерительного сердечника; обозначение защитного
сердечника; номинальный первичный ток, А; номинальный вторичный ток, А.
Обозначение ТВ-35/10-150/5 расшифровывается так: трансформатор; встро-
енный; класс изоляции ввода, на котором устанавливается трансформатор тока,
кВ; ток 5-секундной термической устойчивости,' кА; первичный ток, А; вторич-
ный ток, А. Трансформаторы тока характеризуются следующими параметрами.
Номинальный коэффициент трансформации пн — это отношение номиналь-
ного первичного тока трансформатора тока к номинальному вторичному.
Токовая погрешность f трансформатора тока — это арифметическая раз-
ность между действительным вторичным током и приведенным к вторичной
цепи действительным первичным током, выраженная в %,
/2— Л/л п !> — Л
f = —______1_2_ 100 = - и ----L 100,
I 1/«н I
где 1‘2 и Ц — действительные вторичный и первичный токи,
73
Таблица 33
Электрические характеристики отсасывающих трансформаторов
Тип Максимальное рабо- 1 чее напряжение* В Длительный эффек- тивный ток, А Максимальный допу- стимый ток,-А Номинальная мощ- ность, кВА Коэффициент транс- формации Допустимый устано- вившийся ток корот- кого замыкания, кА Сопротивление обмоток, Ом
первичной вторичной
активное индуктив- ное активное индуктив- ное
ОМО-320/20А 630 230 450 75 1,0 7 0,023 0,07 0,023 0,07
ОМО-800/20А 1050 400 750 225 800 1,0 10 0,018 0,054 0,018 0,054
ОМО-800/20А 1312 320 600 225 800 0,8 10 0,018 0,054 0,028 0,083
ОМО-800/35-72У1 1050 400 750 225 800 1,0 10 — — — —
ОМО-800/35-72У1 1312 320 600 225 800 0,8 10 — —
Продолжение
Тип Число витков обмотки Сечение
первичной вторичной стержня сердечни- ка, см2 ярма, см* обмоток, мм3
первичной вторич- ной
ОМО-320/20А 88 88 247 269 2Х Х93.4 2Х \ Х93.4
ОМО-800/20А 88 88 407 407 300 зоо 2
ОМО-800/20А 88 110 407 407 300 239
ОМО-800/35-72У1 80 80 391 391 223 223
ОМО-800/35-72У1 80 100 391 391 223 175
Примечания. 1. Максимальное рабочее напряжение трансформаторов дано при сопро-
тивлении нагрузки 1,4 Ом и токе в контактной сети /тах.
2. Мощность трансформатора 01М О-ЧОО/35 даиа при токе 750 А . Напряжение КЗ при этом
токе равно 8,5%, а ток XX равен 2%.
3. Условное обозначение схемы и группы соединения обмоток трансформатора ОМО-800/35
равно 1/1-0.
4. В знаменателе приведена мощность при максимальном токе.
74
Угловая погрешность 6 трансформатора тока — это угол между вектора-
ми первичного и вторичного токов при условии, что в случае отсутствия угло-
вой погрешности их направления совпадут. Угловая погрешность выражается
в минутах или сантирадианах и считается положительной, когда вектор вто-
ричного тока опережает вектор первичного тока.
Полная погрешность 8 трансформатора тока определяется по формуле
= 100/Л
/
т
I/т ,
О
где /] — действующее значение первичного тока;
i i и /2 — мгновенные значения первичного и вторичного токов;
Т — время прохождения тока.
Вторичная нагрузка z2 трансформатора тока — полное сопротивление или
потребляемая мощность его внешней вторичной цепи.
Номинальная вторичная нагрузка z2H трансформатора тока — такое значе-
ние вторичной нагрузки с коэффициентом мощности 0,8, при котором трансфор-
матору тока гарантируется заданный класс точности.
Ток электродинамической стойкости трансформатора тока — наибольшее
амплитудное значение тока КЗ, которое выдерживает трансформатор в течение
всего времени его протекания, без повреждений, препятствующих его дальней-
шей исправной работе.
Ток термической стойкости трансформатора — наибольшее действующее зна-
чение тока КЗ, которое трансформатор выдерживает в течение промежутка
времени t без нагрева токоведущих частей до температур, превышающих допу-
стимые (200°С для токоведущих частей из алюминия; 300°С— из меди н ее
сплавов, не соприкасающихся с органической изоляцией или маслом), и без
повреждений, препятствующих его дальнейшей исправной работе.
Технические данные трансформаторов тока приведены в табл. 34—48.
Кратность тока электродинамической стойкости трансформатора тока опре-
деляется отношением амплитудного значения тока КЗ к амплитудному значе-
нию номинального первичного тока.
Кратность то'ка термической стойкости определяется отношением действую-
щего значении тока КЗ к действующему значению первичного тока трансфор-
матора.
Таблица 34
Предельные значения погрешностей трансформаторов тока
для различных классов точности
Класс точности Первичный ток, % от номинального Предельные значения Пределы вторич- ной нагрузки, % от номинальной при cos <р=0,8
токовой погреш- ности, % угловой по- грешности
0,2 10 20 100—120 ±0,50 ±0,35 ±0,20 ±20'(±0,6°) ±15'(±0,45°) ±10'(±0,3°) 25—100
0,5 10 20 100-120 ±1,00 ±0,75 ±0,50 ±60'(±1,8°) ±45'(±1,35°) ±30'(±0,9°) 25—100
1 10 20 100—120 ±2,00 ±1,50 ±1,00 ±120'(±3,6°) ±90'(±2,7°) ±60'( + 1,8°) 25—100
3 50—120 ±3,00 Не нормируется 50—100
10 50—120 ±10,00 То же 50—100
Примечание. Действительная кривая погрешности не должна выходить за пределы
ломаной линии, составленной из отрезков, проведенных через точки предельных погрешностей.
75
Таблица 35
Технические данные трансформаторов тока внутренней установки
Тип Номинальный первичный то.к, А Класс точности Номинальная вторичная нагрузка Габаритные размеры, мм Масса, кг Оптовая цена, руб. коп.
ВА Ом Высо- та Длина Шири- на
ТК-10 5 10—100; 150; 200 0,5; 1 0,5; 1 0,5; 1 2,5 2,5 2,5 0,1 0,1 0,1 98 ПО 155 0,98 0,88 1,02 1—00 1—00 1—05
ТК-10 300; 400; 0,5; 1 2,5 0,1 98 94 127 1,01 1—10
600 0,5; 1 2,5 0,1 НО 84 183 1,27 1—20
ТК-20 5 10—100 150—200 0,5; 1 0,5; 1 0,5; 1 5 5 5 0,2 0,2 0,2 98 ПО 155 0,98 0,88 1,02 1—05 1—10 1—05
ТК-20 300; 400 0,5; 1 5 0,2 98 94 127 l.Olj 1—20
600 0,5; 1 5 0,2 ПО 84 183 1,27 1—20
ТК-40 5—100 0,5; 1 10 0,4 111 108 165 1,45 1—75
150; 200 0,5; 1 10 0,4 111 108 170 1,33 1—85
300; 400 0,5; 1 10 0,4 111 108 175 1,28 1—80
ТК-120 5—100 1 30 1,2 111 112 165 2,16 2—30
150; 200 400 1 30 1,2 111 112 175 1,96 2—70
ТК-120 800 1 30 1,2 ПО 100 183 1,92 2—25
ТШ-10; 300; 400; 0,5; 1 5 0,2 98 94 127 1,11 0—85
ТШ-20 600 0,5; 1 5 0,2 110 84 183 1,27 1—00
ТШ-10; ТШ-20 1000 0,5; 1 5 0,2 151 102 218 1,98 1—30
ТШ-40 600; 800; 0,5; 1 10 0,4 ПО 95 183 1,48 1—20
ТШ-40 1000 0,5; 1 10 0,4 151 102 218 1,98 1—50
1500 0,5; 1 10 0,4 151 102 — 2,50 1—80
ТШ-120 1000 1 30 1,2 151 102 218 1,98 1—70
1500 1 30 1,2 151 102 —“ 2,50 1—80
Примечания. 1. Номинальное напряжение трансформаторов 0,66 кВ, номинальная ча-
стота 50 , 60 Гц; номинальный вторичный ток 5 А.
2". Трансформаторы изготовляет Куйбышевский завод измерительных трансформаторов.
Таблица 36
Технические данные трансформаторов тока наружной установки
на напряжения 0,5 н 0,66 кВ
Тип Наиболь- шее на- пряжение, кВ Напряже- ние, кВ Первичный ток, А Вторичный ток, А Вторичная нагрузка в классе точности
0,5 1
Ом ВА Ом | ВА
ТШЛ-0,5 0,50 500—16 000 7,5 - .. —- 150
ТНШЛ-0,66 0,8 0,66 800 5 0,8 20 1,6 40
3000 5 0,8 20 2,0 50
76
Продолжение
Тип Вторичная на- грузка в клас- се точности Кратность то - ка термиче- ской стойко- сти Номинальная предельная кратность Габаритные размеры, мм Масса, кг Оптовая иена, руб. коп.
3 Высо- та Длина Шири- на
Ом ВА
ТШЛ-0,5 310 240 260 23 32—50
ТНШЛ-0,66 3,0 75 25 7 215 210 62 5,5 8—20
4,0 100 75 11 335 330 70 11,5 16—50
Примечания. 1. Трансформатор тока ТШЛ предназначен для питания реле привода
отделителя. Вторичная нагрузка дана при токе 7,5 А; 4-секуидный ток термической устойчиво-
сти равен 8000 А. Первичной обмоткой трансформатора является заземляющий провод (шина)
короткозамыкателя, проходящий через окно изоляционного блока диаметром 70 мм. При исполь-
зовании трансформатора в цепи с током КЗ менее 500 А первичную обмотку выполняют в виде
изолированного провода с таким числом витков, чтобы число первичных ампервитков было ие
меиее 500.
2. Трансформаторы ТНШЛ поставляет Свердловский завод трансформаторов тока, а ТШЛ—
ленинградский завод «Электроаппарат».
Таблица 37
Сечения первичной обмотки (шины) и размеры окна трансформаторов ТШ
Начальный первичный ток, А Сечение ши- ны, мм Размеры окна, мм Начальный первичный ток, А Сечение ши- ны, мм Размеры окна, мм
300 30X4 31 х 5,5 800 50x8 53x9
400 30x5 ' 31 х5,5 1000 60X8 64x9
600 50x5 53x9 1500 80X10 84x11
Таблица 38
Установочные данные трансформаторов тока на напряжение 10 кВ
Номенклатурное обозначение Масса, кг Габаритные размеры, мм Оптовая цена, руб.—коп.
Высота Длина Ширина
ТПЛ-Ю-Р-5-400/5 9 213 400 180 14—00
ТПЛ-10-0.5/Р-5-400/5 15 230 400 180 19—50
ТПЛ-Ю-Р/Р-5-400/5 17 248 400 180 21—00
ТПЛУ-10-Р-10-100/5 10 213 400 180 14—40
ТПЛУ-10-0.5/Р-10-100/5 17 230 400 180 19-50
ТПЛУ-10-Р/Р-10-100/5 19 248 400 180 21—50
ТПОЛ-Ю-0,5/Р-600-Ю00/5 15 248 412 220 14—50
ТПОЛ-Ю-Р / Р-600-1000/5 15 248 412 220 19—50
ТПОЛ-Ю-0,5/Р-1500-5 17 248 412 220 25—00
ТПОЛ-Ю-0,5/Р-1500-5 17 248 412 220 25—00
ТПШЛ-10-0,5/Р-2000-3000/5 28 350 280 290 44—00
ТПШЛ-Ю-Р / Р-2000-3000/5 28 350 280 290 44—00
ТПШЛ-10-Р-4000-5000/5 42 438 348 330 61—00
ТП ШЛ-10 -0,5 / Р -4000-5000/5 42 438 348 330 76—00
ТПШЛ-10-Р/Р-4000-5000/5 42 438 348 300 76—00
Примечания. 1. Указанные в таблице трансформаторы тока могут выпускаться в тро-
пическом исполнении (T).
2. в качестве первичной обмотки используется шина, проходящая через виутрениее окно
трансформатора тока с размерами: для трансформатора ТПШЛ-10-2000-30 —84 x 44мм; для ТПШЛ-
-10-4000-5000-120x70 мм.
3. Трансформаторы тока поставляет Куйбышевский завод измерительных трансформаторов.
77
Таблица 39
Электрические Характеристики трансформаторов тока на напряжение 10 кВ
Тип Первичный ток, А Обозначение сердечников Номинальная вторичная на- грузка в классе точности Номинальная предельная кратность Кратность стойкости
0,5 1 . 3 1-секунд- ной терми- ческой электро- 1 динамиче- ской
Ом ВА Ом ВА Ом ВА
ТКЛН-10 10; 15; 20 0,5 0,4 — 15 15 50 100
30; 40; 50; 75; 100 150; 200 Р 0,6 — — — •— 15 15 50 100
ТПЛ-10 5—200 300 400 0,5 0,4 10 0,8 20 —— — 7 90 90 70 250 175 165
5—20 300 400 Р 0,6 15 1,0 25 1,2 30 15 90 90 70 250 175 165
ТПЛУ-10 10; 15; 20; 30; 40; 50 0,5 0,4 10 0,8 20 — 7 120 250
75; 100 Р 0,6 15 1,0 25 1,2 30 15 120 250
ТПОЛ-Ю ТПОЛА-Ю 600 800 1000 1500 0,5 0,4 10 0,6 15 1,2 30 17 15 17 24 65 65 55 36 160 160 140 90
600 800 1000 1500 Р 0,6 15 — — 1,2 30 21 25 20 25 65 65 55 36 160 160 140 90
ТПШЛ-10 2000 3000 4000 5000 0,5 0,8 20 1,2 30 2,4 60 20 25 30 35 70
2000 3000 4000 5000 Р 1,2 36 3,0 75 4,0 100 25 30 25 27 70
Примечания. 1. Номинальный вторичный ток 5 А.
2. Трансформаторы тока допускают 10%-ную длительную перегрузку прн условии, что тем-
пература перегрева подводящих шин при этом не превышает 45°С-
3. Электродинамическая стойкость трансформаторов тока типа ТПШЛ-10 определяется же-
сткостью шинопровода.
4. Трансформатор ТПОЛ-Ю показан на рис. 33.
Кратность первичного тока трансформатора тока — это отношение первич-
ного тока трансформатора к его номинальному значению.
Предельная кратность трансформатора тока — наибольшее значение
кратности первичного тока, когда полная погрешность при заданной вторичной
нагрузке не превышает 10%.
Номинальная предельная кратность Кщн трансформатора тока — гаранти-
руемая трансформатору предельная кратность при номинальной вторичном на-
грузке.
78
Рис. 33. Трансформатор тока ТПОЛ-Ю:
а — расположение сердечников с обмотками; б — конструкция; 1 — сердечник; 2 — вто-
ричная обмотка; 3 — крепежное кольцо; 4 — стержень первичной обмотки
Таблица 40
Электрические характеристики малогабаритных трансформаторов тока ТЛМ
Тип Номиналь- ный пер- вичный ток, А Обозначение сердечника Номинальный класс точности Номинальная вторичная нагрузка Номинальная пре- дельная кратность защитного сер- дечника Ток, кА Сопротивление обмоток, Ом, сердечника
термической стойкости (4-секундный) электродина- мической стойкости
Ом ВА 0,5 р
ТЛМ-10-1 50—200 0,5/Р 0,5 0,4 10 17 2,45— 8,75 17,6— 52,0 0,18 0,23
320; 400 0,5/Р 3,0 0,6 15 16 16 100 0,24 0,32
ТЛМ-10-2 630; 800 0,5/Р 3,0 0,6 15 16 20 100 0,24 0,32
1000 0,5/Р 3,0 0,6 15 14 22,5 100 0,22 0,27
1500 Р/Р 0,5 0,6 15 13 22,5 100 0,37 0,43
Примечания. 1. Номинальное напряжение трансформаторов—10 кВ, номинальная ча-
стота—50; 60 Гц, номинальный вторичный ток—5 А.
2. Трансформаторы ТЛМ-10-1 предназначены для работы в условиях категории 3 (в закры-
тых помещениях с естественной вентиляцией); ТЛМ-10-2—в условиях категории 2 (в помеще-
ниях со свободным доступом наружного воздуха).
Таблица 41
Установочные данные малогабаритных трансформаторов тока ТЛМ
Тип Первичный ток, А Габаритные размеры, мм Масса, кг Оптовая цена, РУб.
Высота Длина Ширина
ТЛМ-10 5—800 230 345 200 26 54
ТЛМ-10 1000; 1500 230 345 200 26 60 62
Примечания. 1. Сердечник трансформатора с обмотками залит эпоксидным компаун-
дом и представляет собой монолитный блок-
2. Длина указана для трансформатора совместно с шиной, предназначенной для крепления,
сечение которой различно для трансформаторов с первичным током 5—800 или 1000—1500 А.
3. Трансформаторы изготовляет Куйбышевский завод измерительных трансформаторов.
4. Трансформаторы допускается устанавливать в любом положении (горизонтальном, верти-
кальном, наклонном).
79
Таблица 42
00
о
Технические данные трансформаторов тока нулевой последовательности
Тип Сопротив- ление сое- динитель- ных прово- дов, Ом Тип реле Используемая шкала реле, А Уставка тока тро- гания, А Чувствительность защиты, А, при соединении транс- форматоров Односекундный ток термической стойкости, А Наибольший внешний диа- метр кабеля, проходящего через окно трансформато- ра, мм Масса, кг Габаритные размеры, мм
одного двух после- довательно двух па- раллельно Высо- та Основание
ТЗЛ 1,0 РТ-40/0,2 0,1—0,2 0,10 7,00 9,00 11,00 140 70 3,5 183 140X146
ТЗ 1,0 ЭТД-551/60 0,03—0,06 0,03 3,50 4,00 6,00 140 70 2,8 170 125x140
ТЗЛМ 1,0 1,0 РТ-40/0,2 ЭТД-551/60 0,1—0,2 0,03—0,06 0,10 0,03 8,50 3,00 10,20 3,20 12,50 4,50 140 65 5,0 170 150X83
ТЗЛ-95 0,1 0,1 0,1 РТ-40/0,2 ЭТД-551/60 РУ-21/0,1 0,1—0,2 0,03—0,06 0,1 0,10 0,603 0,10 5,80 2,51 8,22 8,44 3,08 10,41 8,40 1,76 8,22 140 95 7,0 217 152X170
ТЗРЛ 1,0 РТ-40/0,6 0,15—0,3 0,15 10,00 — 140 70 7>0 190 152 x 220
ТЗРЛ 1,0 — 0,3—0,6 0,30 13,00 — — 140 65 9,0 180 155X150
Примечания. 1. Трансформаторы тока ТЗЛ, ТЗ, ТЗЛМ, ТЗРЛ, ТЗР пригодны для установки на один трехфазный кабель с жилами сече-
нием -3x185 мм2, изоляцией до 10 кВ. Трансформаторы токаТЗЛ-95 пригодны для установки на один трехфазный кабель с алюминиевыми жилами сече-
нием 3x240 мм2, изоляцией до 10 кВ.
2. Изоляция трансформатора типа ТЗЛМ выполнена из эпоксидного компаунда. Трансформатор надевают иа кабель, ващищеиный броней. Снимать
броню в месте расположения трансформатора категорически запрещается. Металлическую броню кабеля подсоединяют к кабельной муфте, а муфту и
участок кабеля от нее до выхода из трансформатора изолируют от заземленных частей, к которым крепится муфта.
3. Трансформаторы ТЗЛМ изготавливает Свердловский завод трансформаторов тока.
Таблица 43
Электрические характеристики трансформаторов тока наружной установки на напряжения 35, 110, 150 и 220 кВ
Тип Номи- нальное напряже- ние, кВ Обозначе- ние сер- дечника Первичный ток, А Вторичный ток, А Номинальная вторичная на- грузка в классе точности Предельная кратность при нагрузке, Ом (ВА) Кратность то- 1 ка термиче- 1 ской стойко- сти 1 1 Кратность то- ка электроди- намической стойкости
0,5 1 2(50) 1,2(30) 0,8(20)
Ом ВА Ом ВА
ТФН-35М 35 0,5 15—800 5 2,0 4,0 - 10 65 150
Р 15—800 0,8 4,0 — —. 35 65 150
0,5 1000 5 2,0 4,0 10 — — 65 100
Р 1000 0,8 4,0 — —. 35 65 100
ТФНД-35М 35 0,5 15—600 5 1,2 — 2,4 — —. 14 — 65 150
800—1500 16 65 100
1000—2000 « 13 65 50
Pi, Р2 15—600 5 1,2 — 2,4 — —. — 30 65 150
800—1500 33 65 100
1000—2000 38 65 50
ТФНД-ИОМ 110 0,5 50—100 5 1,2 — 4,0 — — 10 — 75 150
75—150
Pi, Р2 100т—200 5 1,2 — 4,0 — —. 30 75 150
150—300
0,5 200—300 5 1,2 — 4,0 — —. 10 .— 75 150
300—600
Pi, Р2 400—800 5 1,2 — 4,0 — — —. 30 60 75
ТФНД-110М-П ПО 0,5 750, 1500, 1000; 1/5 20/0,8 20 50/2 50 —. — 20 60 75
2000;
750; 150; 1000; 1/5 20/0,8 20 50/2 50 — —. 30 60 75
2000;
ТФНР-150Т 150 0,5 600—1200 1 или 5 — 40 — 100 ' — 8 — — 62
Pi, Р2 600—1200 1 или 5 — 50 — 100 — 25 — — —.
Рз
ТФНР-150/2000 150 0,5 1000—2000 Г или 5 1,2 30
Pi 1,4 35 —. — —. 30 — 60 75
Р2, Рз 1000—2000 1 или 5 1,6 40 — — — 25 — 60 75
Продолжение табл. 43
Тнп Номи- нальное напряже- ние, кВ Обозначе- ние сер- дечника Первичный ток, А Вторичный ток, А Номинальная вторичная на- грузка в классе точности Предельная кратность при нагрузке, Ом (ВА) Кратность то- ка термиче- ской стойко- сти О к Н’Ч ов £ 0,0 s У S о и о о о о s ч в* а ь <п Sa ев ч ЗЙ bs и х 5
0,5 1 2(50) 1,2(30) 0,8(20)
ОМ | ВА Ом ВА
ТФНД-220-IV 220 0,5 500—1000—2000 1 ИЛИ 5 30 20 — 22,7 100
Рз 500—1000—2000 1 или 5 50 — — — — 25 — 22,7 100
Pi 500—1000—2000 1 или 5 50 _ 25 22,7 100
Р2 500—1000—2000 1 или 5 500 — — — — 25 — 22,7 100
ТФНД-220-I 220 0,5 300—600—1200 1 или 5 — 30 — 75 —— 27 —- 60 60
Pi 300—600—1200 1 или 5 — 30 — 75 — 27 —. 60 60
Рд 300—600—1200 1 или 5 50 — 100 — 30 — 60 60
Рз 300—600—1200 1 или 5 — 50 — 100 — 30 — 60 60
ТФНД-220-П 220 Pl 500—1000 или 1 50 50 — — 30 — 33 60
Рг 750—1500 или 5 2 50 — — —- 30 — 33 60
Рз 1000—2000 1 30 30 — — — 27 — 33 60
0,5 5 1,2 30 —— — — 27 — 33 60
Примечания. 1. Для трансформаторов типов ТФН-35М, ТФНД-35М, ТФНД-ПОМ-П, ТФНД-220-I дана 1-секундная термическая стойкость ,
для остальных трансформаторов—3-секундная.
2. Для трансформатора тока ТФНД-220-IV приведены 3-секуидные токи термической и электродинамической стойкости в кА.
3. Вторичная нагрузка для Трансформатора типа ТФНР-150/2000 дана в вольт-амперах при номинальном вторичном токе, в омах—при вторичном то-
ке, равном 5 А.
Таблица 44
Установочные данные трансформаторов тока наружной установки на напряжения 35, ПО, 150 и 220 кВ
Номенклатурное обозначение Номинальное напряжение, кВ Первичный ток, А Вторичный ток, А Габаритные размеры, мм Масса трансфор- матора с маслом, 1 КГ Масса масла, кг Оптовая цена, руб.
Высота Основание
полная 1 ! до выво- дов Лх и Ла
ТФН-35М-Р/0,5-15-1000/5 35 15—1000 5 830 625 528X548 200 40 150
ТФНД-35М-Р/Р-0,5-15-400/5 35 15—400 5 1050 860 610x588 350 60 220
ТФНД-35М-Р/Р-0,5-600-1000/5 35 600—1000 5 1050 860 610X588 350 60 240
ТФН Д-35М-Р/Р-0,5-1500-2000/5 35 1500—2000 ' 5 1050 860 610x588 350 60 245
ТФНД-110М-Р/Р/0,5-50-800/5 110 50—100—400—800 5 1480 1265 660 x624 420 100 470
ТФН Д-1 ЮМП-ДД-0,5-750-1500/1 -5 110 750—1500 1; 5 1685 1440 860 x 860 750 210 550
ТФНД-110МП-Р/Р-0,5-1000-2000/1-5 110 1000—2000 1; ,5 1685 1440 860x860 750 210 560
ТФНД-150/1 /Р/Р/Р/0,5—600-1200 150 600—1200 1; 5 — — — 1000 300 850
ТФНР-150Т/Р/Р/Р/0,5-600-1200/1 150 600—1200 1; 5 2360 2085 890x 947 1140 300 —
ТФНР-150/2000-Р/Р/Р/0,5-1000-2000/1 150 1000—2000 1; 5 2160 1840 860 x 860 1165 285 —
ТФНД-220-1-Р/Р/Р/0,5-300-600-1200/1 220 300—600 1200 500—1000 2000 500—1000 750—1500 1000—2000 1; 5 2840 2535 1080x1080 2130 700 1600
ТФНД-220-IV-P/P/P/0,5-500-1000-2000/1 ' 220 1 2840 2575 1080X1080 2230 700 —
ТФНД-220-П-Р/Р/Р/0,5-500-1000-2000 220 1; 5 3400 3120 1100x1100 2700 800 2700
Примечания. 1. Трансформаторы поставляют заполненными маслом. В оптовые цены трансформаторов тока включена стоимость трансфор-
маторного масла.
2. Трансформаторы типов ТФН-35М, ТФНД-1000М, ТФНД-ПОМП, ТФНД-150-I, ТФНД-220-I, ТФНД-220-П имеют длину пути тока утечки внеш-
ней изоляции 1,5 см/кВ, трансформаторы типа ТФНД-35М—2,25 см/кВ. Трансформаторы типов ТФНД-110М, ТФНД-150-I, ТФНД-220-I и ТФНД-
-220-11 также могут поставляться с длиной пути тока утечки, равной 2,25 см/кВ. При этом к номенклатурному обозначению добавляется буква Б, на-
пример ТФНД-220-Б-ЬР/Р/Р/0,5-3000-600-1200.
3. Трансформаторы ТФНД-ПОМ, ТФНД-110 М-Ц,ТФН Д-220-П-Р/Р/Р/0,5-500-1000-2000 изготовляет ленинградский завод «Электроаппарат»:, осталь-
w ные—Запорожский завод высоковольтной аппаратуры.
оо Таблица 45
Технические данные трансформаторов тока внутренней установки для работы в сетях с повышенной частотой
Тип Номинальное напряжение, кВ Первичный ток, А Вторичный ток, А Номинальная частота, Гц Номинальная вторичная на- грузка в классе точности Масса, кг Габаритные 'размеры, мм Оптовая цена руб.—коп.
1 5 Высо- та Длина Шири- на
Ом ВА Ом ВА
ТЧС-0,5-1-65-200 0,5 75—200 1 400 30 27,0 190 210 120 30—00
ТЧС-2-1-10-200/5 2,0 10; 15; 20 5 400 1,8 20 2,4 60 7,0 200 280 115 39—00
30; 40; 50; 75; 100 1000 1,0 25 2,4 60
150; 200 2400 2,0 50 4,0 100
ТШЧС-2-1-300-600/5 2,0 300—600 5 400 0,8 20 2,4 60 5,0 192 185 151 17—70
И
400—800 2400 2,0 50 4,0 100
ТЧ-2-1-75-200/5 2,0 75; 100; 5 400 0,8 20 2,4 60 5,0 190 280 120 16—50
150 500
200 1000
2400 2,0 50 4,0 100
8000
Примечания. 1. Класс точности трансформаторов 1.
2. Трансформаторы изготовляет ленинградский завод «Электроаппарат».
Таблица 46
Коэффициенты трансформации трансформаторов тока, встроенных в силовые трансформаторы
Напряжение силового тран- сформатора, кВ Номинальная мощность си- лового тран- сформатора, кВА Коэффициент трансформации трансформаторов тока на
линейных вводах ВН нейтральном вводе ВН линейных вводах СН
110 16 000 300-200-150-100/1 или 5 300-200-150-200/1 или 5 —.
110 25 000 600-400-300-200/1 или 5 600-400-300-200/1 или 5 —
32000
40000
110 10 000 300-200-150-100/1 или 5 300-200-150-100/1 или 5 600-400-300-200/1 или 5
16 000 1000-750-600-400/1 или 5
по 25 000 600-400-300-200/1 или 5 600-400-300-200/1 или 5 3000-2000-1500-1000/1 или 5
40000
150 16 000 300-200-150-100/1 или 5 300-200-150-100/1 или 5
150 16 000 300-200-150-100/1 или 5 300-200-150-100/1 или 5 1000-750-600-400/1 или 5
150 25 000 600-400-300-200/1 или 5 300-200-150-100/1 или 5 3000-2000-1500-1000/1 или 5
150 40000 600-400-300-200/1 или 5 300-200-150-100/1 или 5 3000-2000-1500-1000/1 или 5
220 25 000 600-400-300-200/1 или 5 600-400-300-200/1 или 5 600-400-300-200/1 или 5
220 00 СП 40000 600-400-300-200/1 или 5 600-400-300-200/1 или 5 3000-2000-1500-1000/1 или 5
Таблица 47
Технические данные трансформаторов тока, встроенных в силовые
трансформаторы
Тип Напряже- ние, кВ Первичный ток, А Вторичный ток, А Масса, кг Оптовая цена, руб.
ТВ-10/13,5 10 6000 5 22,5 56
ТВ-10/20 2000 5 15,0 20
ТВ-10/50 4000 5 23,5 32
ТВ-10/60 5000 5 26,5 39
ТВТ-10-5000/5 5000 5 12,9 28
ТВТ-10-6000/5 6000 5 14,1 33
ТВТ-35М-300/1 35 300 1 36,5 35
ТВТ-35М-300/5 5 36,0 32
ТВТ-35-600-1 35 600 1 38,0 44
ТВТ-35-10-600/5 5 15,8 21
ТВТ-35М-600/1 1 37,5 44
ТВТ-35М-600/5 5 36,5 35
ТВТ-35М-1000/1 35 1000 1 36,0 57
ТВТ-35М-1000/5 5 37,5 36
ТВТ-35М-3000/1 35 3000 1 48,5 176
ТВТ 35М-3000/5 3000 5 38,5 66
ТВТ-110-300/1 ПО 300 1 112,9 90
ТВТ-110-300/5 5 112,3 84
ТВТ-110М-300/5 5 89,6 74
ТВТ-110-600/1 ПО 600 1 117,0 117
ТВТ-110-600/5 5 113,0 95
ТВТ-110-1000/1 ПО 1000 1 121,3 125
ТВТ-110-1000/5 5 114,0 97
ТВТ-110-2000/1 110 2000 1 102,0 117
ТВТ-110-2000/5 5 94,3 87
ТВТ-150-600/1 150 600 1 192,3 165
ТВТ-150-600/5
ТВТ-150-1000/1 150 1000 1 186,9 160
ТВТ-150-1000/5 5 191,7 182
ТВТ-150-2000/1 150 2000 1 188,0 158
ТВТ-150-2000/5 5 198,5 212
ТВТ-220-600/1 220 600 1 136,0 119
ТВ Т-220-600/5 5 136,0 113
ТВТ-220-1000/1 220 1000 1 138,0 132
ТВ Т-220-1000/5 5 136,0 116
ТВТ-220-2000/1 220 2000 1 144,0 164
ТВТ-220-2000/5 5 139,0 130
ТВТ-220-4000/1 220 4000 1 110,4 175
ТВТ-220-4000/5 5 90,4 130
86
Таблица 48
Технические данные трансформаторов тока, встроенных в силовые выключатели
Тип Номиналь- ное напря- жения, кВ Первичный ток, А Вторич- ный ток, А Номинальная вторичная нагрузка, Ом, в классе точности Выключатели, с которыми применяется трансформатор тока Масса, кг Оптовая цена, руб.—коп.
0,5 1 3 10
ТВ-35/10-150/5 ТВ-35/10-300/5 35 150 300 5 5 — — 1,2 0,8 1,6 С-35 11,1 11,5 12,5 8—50 9 50
ТВ-35/10-600/5 6'00 5 — 1,2 1,2 1,6 12—00
ТВ-35/25-200/5 35 200 5 — 20,0 20,0 МКП-35 15,5 9—30
ТВ-35/25-300/ 5 300 5 — 10,0 20,0 20,0 ВМО-35 15,5 12—30
ТВ “35! 25“ООО [ 600 5 10,0 10,0 20,0 16,5 20,0 93,0 95,0 95,0 97,0 14 30
ТВ-35/25-1500/5 1500 5 30,0 1Q ПО
ТВ-110/18-200/5 ТВ-110/18-300/5 ТВ-110/18-600/5 110 200 300 600 5 5 5 0,6 0,8 — 1,2 2,0 МКП-110 мкп-ном 53—00 60—00 60 00
ТВ-110/18-1000/5 1000 5 0,6 1,2 0,8—1,2 1,6 2,0 2,0 10 20 50 30 50 0,8 0,8 — 62—00
ТВ-110/52-200/5 ТВ-110/52-300/5 ТВ-110/52-600/5 ТВ-110/52-1000/5 ТВ-110/52-2000/5 ТВ-110/52-1000/1 ТВ-110/52-2000/1 ТВ-220/26-600/5 ТВ-220/26-1000/5 ТВ-220/26-2000/5 ТВ-220/26-1000/1 ТВ-220/26-2000/1 110 110 220 200 300 600 1000 2000 1000 2000 600 1000 2000 1000 2000 5 5 5 5 5 1 1 5 5 5 1 1 1,0 2,0 1,2—2,0 50 30 40 20 1,2 1,2 50 30 50 30 40 У-110 У-220 97,0 96,0 97,0 100,0 103,0 104,0 109,0 145,0 146,0 146,0 149,0 155,0 65—00 65—00 67—00 70—00 77—00 87—00 107—00 88—00 91—00 102—00 104—00 124—00
Примечание. Номинальная вторичная нагрузка трансформаторов тока ТВ-35/25 и ТВ-220 дана в ВА.
31. ТРАНСФОРМАТОРЫ НАПРЯЖЕНИЯ
Трансформаторы напряжения предназначены для снижения высокого на-
пряжения до величины 100 или 100УЗ В для питания измерительных прибо-
ров, цепей защиты, автоматики и сигнализации. Трансформатор напряжения
работает в режиме, близком к холостому ходу, так как сопротивление катушек
приборов н устройств защиты большое и одновременно изолирует цепи низко-
го напряжения от цепей высокого напряжения.
В условных обозначениях трансформаторов напряжения буквы означают:
Н — трансформатор напряжения; О — однофазный; С — сухой; М — масля-
ный; 3 — с заземленным выводом первичной обмотки; К — с компенсирую-
щей обмоткой для уменьшения угловой погрешности; Л — литой; И — пяти-
стержневой; К — каскадный; Ф — в фарфоровом корпусе.
Например, 3HOM-35-65 расшифровывается следующим образом: с зазем-
ленным выводом первичной обмотки; трансформатор напряжения; однофазный;
масляный; номинальное напряжение, кВ; год разработки конструкции. Трансфор-
маторы напряжения характеризуются следующими параметрами.
Первичное напряжение трансформатора — напряжение, приложенное к
первичной обмотке и подлежащее трансформации.
Вторичное напряжение — напряжение, возникающее на зажимах вторич-
ной обмотки при приложении напряжения к его первичной обмотке.
Погрешность напряжения fu — погрешность, которую вносит трансформа-
тор при измерении напряжения, возникающая вследствие того, что действи-
тельный коэффициент трансформации не равен номинальному коэффициенту
трансформации,
fu =
tA
100% ,
где кн — номинальный коэффициент трансформации;
Ui — действительное первичное напряжение (напряжение, приложенное к
зажимам первичной обмотки), В;
U2 — действительное вторичное напряжение, соответствующее приложен-
ному напряжению при данных условиях измерения (напряжение,
измеренное на зажимах вторичной обмотки), В.
Угловая погрешность трансформатора напряжения — угол между вектором
первичного напряжения и повернутым на 180° вектором вторичного напряже-
ния. Угловая погрешность считается положительной, если вектор вторичного
напряжения опережает вектор первичного, и отрицательной, если вторичное на-
пряжение отстает от первичного. Угловая погрешность выражается в минутах
нлн в сантирадианах.
Класс мощности трансформатора напряжения — это обобщенная характе-
ристика, которая определяется установленными пределами допускаемых погре-
шностей при заданных условиях работы трансформатора. Его обозначают чис-
лом, которое равно предельно допустимой погрешности напряжения в процен-
тах от номинального первичного напряжения.
Номинальная мощность — значение полной мощности (в ВА при опреде-
ленном коэффициенте мощности), которую трансформатор отдает во вторич-
ную цепь при номинальном вторичном напряжении и нахождении в определен-
ном классе точности.
Трансформатор напряжения имеет значения номинальной мощности, соот-
ветствующие классам точности 0,2; 0,5; 1; 3.
Предельная мощность трансформатора напряжения — полная мощность,
которую трансформатор длительно отдает при номинальном первичном напря-
жении, не обеспечивая класса точности, но при нагреве всех его частей не вы-
ше значений, указанных на с. 34.
Допустимые погрешности трансформаторов напряжения в зависимости от
класса точности
88
Класс точности ...................
Погрешность напряжения, % .
Угловая погрешность...............
0,2
±0,2
±10'
0,5
±0,5
±20'
1
±1
±40'
3
±3
Не нормиру-
ется
Примечания. 1. Погрешности указаны при частоте 50 Гц, первичном напряжении
(±0,84-1,2) ^н; мощности, отдаваемой основной вторичной обмоткой (0,25.л_1)Х
Х(^/^н)^н, где —номинальное первичное напряжение трансформатора; ^н— номи-
нальная мощность трансформатора, и коэффициенте мощности индуктивной нагрузки
вторичной обмотки, равном 0,8.
2. Для трехфазного трехобмоточного трансформатора устанавливают классы точности
основной вторичной обмотки; для однофазного трехобмоточного трансформатора устанав-
ливают классы точности обеих вторичных обмоток, причем дополнительная вторичная об-
мотка имеет класс точности только 3.
3. Технические данные трансформаторов напряжения приведены в табл. 49 и 50.
32. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Рис. 34. Трансформатор напряжения НКФ-Н0;
а — схема; б — конструкция; 1 — ввод ВН; 2 —
маслорасширитель; 3 — фарфоровый корпус; 4 —
основание; 5 — коробка вводов НН
При эксплуатации трансформаторов тока необходимо учитывать, что раз-
мыкание их вторичной обмотки, а также выполнение каких-либо операций во
вторичной цепи (переключение приборов и т. п.) под нагрузкой не допускает-
ся, так как в этих случаях на зажимах разомкнутой вторичной обмотки индук-
тируется напряжение, опасное для жизни обслуживающего персонала и вред-
ное для изоляции. Кроме того, после размыкания вторичной обмотки под на-
грузкой точность трансформатора тока понижается из-за перегрева стали маг-
нитопровода.
Неиспользуемые вторичные обмотки трансформаторов тока лучше всего за-
корачивать непосредственно на их выводах. Если возникает подозрение, что
оборваны токовые цепи (например, уменьшился расход электроэнергии по по-
казаниям счетчиков в сравнении с обычным, отсутствует нагрузка по ампермет-
ру и т. д.), то необходимо отключить оборудование и организовать проверку
токовых цепей.
Пробы масла у трансформаторов тока и напряжения наружной установки
27; 35; 110 кВ надо брать из самой иижией части их корпуса. Для этого
пробку отборного устройства необходимо нарастить с внутренней стороны изог-
нутой трубкой.
При увеличении мощности
тяговой подстанции или питаю-
щей энергосистемы может возник-
нуть необходимость в проверке
трансформаторов тока на дина-
мическую и термическую устойчи-
вость. Если по результатам про-
веденного расчета (см. табл. 8)
трансформаторы тока в новых ус-
ловиях не проходят по динами-
ческой и термической устойчиво-
сти, их необходимо заменить иа
трансформаторы другого типа или
этого же типа, но с большим ко-
эффициентом трансформации.
Трансформаторы тока с малыми
коэффициентами трансформации
могут быть повреждены при близ-
ких КЗ: возможны случаи сра-
батывания дифференциальной за-
щиты при сквозных КЗ и пр.
У трансформаторов напряже-
ния, работающих по схеме коит-
89
Таблица 40
Электрические характеристики трансформаторов напряжения
Тип Напряжение, В Номинальная мощность, ВА, в классе точно- сти Предельная мощность, ВА Схема и группа сое- динения об- моток
первичное вторичное дополни- тельной об- мотки НН
0,5 1 3
НОС-0,5 380 100 25 50 100 200 1/1-0
НОС-0,5 500 100 — 25 50 100 200 1/1-0
НТС-0,5 380 100 —. 50 75 200 400 Y/Y*-0
НТС-0,5 500 100 — 50 75 200 400 Y/Y*-0
НОСК-6-66 6 000 100; 127 —. 50 75 200 400 1/1-1
НОМ-6 6 000 100 —. 50 75 200 400 l/I-I
НТМК-6 6.000 100 — 75 150 300 640 Y/Y*-0
НТМИ-6-66 6 000 100 100:3 75 150 300 640 Y/Y*-0
ЗНОЛТ-6 6000: УЗ 100: УЗ 100:3; 100; 127 50 75 200 400 1/1/1-0
НОМ-Ю 10000 100 75 150 300 640 1/1-0
НТМК-10 10000 100 1 ' 120 200 500 960 Y/Y*-0
НТМИ-10-66 10 000 100 103:3 120 200 500 960 Y/Y*-0
3 НОЛТ-10 10 000: уз 100: V3 100:3; 100; 127 75 150 300 640 1/1/1-0
НОМ-35-66 35000 100 150 250 600 1200 1/1-0
3HOM-35-65 27 500 127 100 150 250 600 1200 1/1-0
3HOM-35-65 35 000: УЗ" 100: УЗ 100:3 150 250 600 1200 1/1-0
ЗНОЛТ-35 35 000: УЗ 100: Уз 100: УЗ 150 250 600 1200 1/1/1-0
НКФ-1Ю-57 110 000:УЗ 100: Уз 100 400 600 1200 2000 1/1-0
НКФ-110-58 ПО 000: ]/3 100: Уз 100:3 400 600 1200 2000 1/1-0
Н КФ-150’ 150 000: УЗ 100: Уз 100 400 600 1200 1200 1/1-0
Н КФ-220-58 220 000: УЗ 100: УЗ 100 400 600 1200 2000 1/1-0
Примечание. Знаком * отмечены схемы соединения обмоток в «звезду* с выведенной
нулевой точкой.
Таблица 50
Установочные данные трансформаторов напряжения
Тип Габаритные размеры, мм Масса, кг Оптовая цена, руб.—коп.
Общая высота с изоляторами Основание полная масла
HOC-0,5 192 133X120 8,4 ___ 12—00
HTC-0,5 234 294X111 14,5 - 16—00
HOM-6 350 242X267 22,0 5,0 21—00
HOCK-6-66 225 180X137 13,0 —— 27—00
HTMK-6-48 640 324 x305 47,5 15,0 40—00
НТМИ-6-66 397 0445 60,0 12,5 86—00
ЗНОЛТ-6 295 210x296 30,0 —-- 110—00
HOM-10-66 472 0322 35,0 7,0 26—00
HTMK-10 858 0380 110,0 27,0 60—00
НТМИ-10-66 507-ЬЮ 0445 80,0 — 100—00
ЗНОЛТ-Ю 317 210x319 40,0 — 130—00
90
Продол, табл. 50
Тип Габаритные размеры, мм Масса, кг Оптовая цена, руб.—коп.
Общая высота с изоляторами Основание полная масла
НОМ-35-66 8(50+20 2620±30X 86,0 10,0 150—00
Х472
3HOM-35-65 910+25 480 x376 73,0 16,0 174—00
НКФ-110-57 1600+25 0710+80 587,0 155,0 440—00
(1950) (760) (200) 590—00
НКФ-110-58- 1600+25 (1950) 3280+50 0710+80 627,0 150,0 ' 465-00
НКФ-220-58 1044x1044 1390,0 320,0 920—00
(1660) (420) 1070—00
Примечания. 1. Трансформаторы напряжения ЦОМ-35-66, ЗНОМ и НКФ предназначены
для наружной установки, остальные трансформаторы — для внутренней.
2. Трансформаторы напряжения ЗНОЛТ — однофазные однополюсные, предназначены для
установки в закрытых отапливаемых и неотапливаемых помещениях. Изоляция трансформаторов—
литая, на основе эпоксидной смолы.
3. Трехобмоточные трансформаторы ЗНОМ и НТМИ предназначены для сетей с изолирован-
ной нейтралью; НКФ (кроме НКФ-ПО-58) — с заземленной нейтралью.
4. В скобках даны значения для трансформаторов с усиленной изоляцией.
5. Трансформаторы 3HOM-35-65 и НОМ-35-66 имеют маслорасширнтели, установленные на
вводах ВН.
6. Трансформаторы поставляет московский электрозавод имени Куйбышева, кроме серии
ЗНОЛТ, которую изготовляет Свердловский завод трансформаторов тока, и НОМ-Ю-66 и
НТМИ-6-66, изготовляемых Курган-Тюбинским трансформаторным заводом (КТТЗ).
7. Трансформатор напряжения НКФ-ПО показан на рис. 34.
роля изоляции, т. е. с заземленным нулем высоковольтной обмотки (в особен-
ности у НТМИ-6, НТМИ-10, 3HOM-35, НКФ-110 и 220), могут перегорать плав-
кие вставки предохранителей ПКТ, а в случае их
завышенных параметров — повреждаться высо-
ковольтные обмотки.
Это связано с тем, что при включениях и от-
ключениях иенагружеиного или малонагружен-
ного трансформатора на сборных шинах под-
станции возникают перенапряжения вследствие
феррорезонансиых явлений, называемых смещени-
ем нейтрали. Особенно часто повреждаются тран-
сформаторы напряжения в схемах питания ЛЭП
автоблокировки и контроля изоляции сборных
шин, т. е. там, где смещение нейтрали наиболее
вероятно в силу частых оперативных переключе-
ний, появлений и исчезновений замыканий на зем-
лю, отключений коротких замыканий. При этом
может повреждаться изоляция линии, шин и об-
моток понизительных трансформаторов.
Для срыва феррорезонансиых колебаний ре-
комендуется в контур обмоток разомкнутого
«треугольника» вводить активное сопротивление,
создающее условия для интенсивного затухания
процесса (рис. 35).
Величина активного сопротивления R1, по-
стоянно подключенного к выводам разомкнутого
«треугольника», составляет 25 Ом (набирается из
четырех резисторов ПЭ 150 по 100 Ом каждое,
включенных параллельно). Суммарная мощность
составного резистора должна быть ие менее
Рис. 35. Схема включения ре-
зистора в разомкнутый «треу-
гольник» трансформатора на-
пряжения Для ограничения сме-
щений нейтрали
91
Рис. 36. Конструкция безындук-
ционного шунта
400 Вт и он должен выдерживать длительное
протекание тока 4 А при замыкании на землю в
сети 6; 10 или 35 кВ. Сопротивление 7?2=25 0м
имеет аналогичное исполнение. Оно обеспечивает
более интеисивиое затухание колебаний, если ог-
раничивающее действие R1 оказывается недоста-
точным, например, при наличии в сети значи-
тельных кабельных емкостей.
Сопротивление. R2 вводится в работу релей-
ной схемой с самоудержанием (с ручной кноп-
кой сброса) от токового реле Т (типа ЭТД-551/60
с последовательно соединенными обмотками и то-
ком уставки 20 мА). Токовое реле запускается
от шунта 7?з = 34-3,5 Ом в цепи заземления ней-
трали.
Шунт 7?з (рис. 36) изготовляется иа ток тер-
мической устойчивости 10 А из нихромовой про-
волоки диаметром 0,45 мм с плоской намоткой
для максимального снижения индуктивности. На-
личие постоянно включенного в схеме измерения
изоляции резистора 7?/= 25 Ом ие сказывается
на ее работе. Уставка сигнального реле напряжения контроля изоляции может
выбираться по-прежнему в пределах 30% от 31/0. так как падение напряжения
в обмотках разомкнутого' «треугольника» при наличии R1 ие превышает при
замыканиях на землю 3% от 31/о.
Признак смещения нейтрали — завышенное напряжение иа фазах (выше
линейного напряжения) при измерении фазных напряжений вольтметром конт-
роля изоляции или неустойчивые показания вольтметра в этом случае. Сорвать
начавшийся колебательный процесс можно отключением с последующим АПВ,
ио это не всегда спасает от повреждений, так как в момент отключения резо-.
ианс может вызвать еще большие перенапряжения. Поэтому применение выше
указанной защиты обязательно, так как из-за смещения нейтрали происходят
практически все случаи повреждения TH.
33. РЕАКТОРЫ
Фильтровый однофазный масляный реактор типа ФРОМ-3200/35У1 пред-
назначен для работы в устройствах емкостной компенсации реактивной мощ-
ности при электрической тяге переменного тока.
Технические данные реактора ФРОМ-3200/35У1
Типовая мощность, кВА............................... 3200
Действующее значение номинального несинусоидаль- 1
ного тока, А......................................... 230
Индуктивность, мГ .................................. 75+4x8
Потери, кВт (при I =230 А):
в меди............................................ 27,7
» стали.......................................... 14,1
Размеры, мм: 3680
высота......................•....................
длина ........................................... 2200
ширина....................................... 3200
высота при подъеме активной части................ 5200
Масса, кг:
общая............................................. 9000
активной части................................... 3800
бака с арматурой.................'............... 1210
масла, потребного для работы..................... 2330
» » » доливки.................... 900
92
Колея, мм............................................ 1524x1524
Оптовая цена, руб.................................... 8100
Завод-изготовитель................................... УЭТМ
Однофазные воздушные реакторы типа РОСВ предназначены для сниже-
ния уровня радиопомех, создаваемых при работе выпрямительно-инверторных
преобразователей.
Технические данные реакторов РОСВ
Тип реактора РОСВ-800 РОСВ-2000
Типовая мощность, кВА 800 2 000
Выпрямленный ток, А 800 2 000
Номинальное напряжение, В 3300 3 300
Индуктивность при частоте 50 Гц, мГ . 0,63 0,88
Проходная емкость, пФ, не более .... 100 100
Потери в меди, Вт 2500 10250
Масса, кг Габаритные размеры, мм: 350 1720
высота 880 1560
ширина 925 1300
длина 674 1495
Оптовая цена, руб 1170 14 100
Завод-изготовитель УЭТМ УЭТМ
Модернизированный реактор РОСВ-2000 имеет проходную емкость 30—
240 пФ.
Уравнительные однофазные воздушные реакторы типа УРС и масляные
реакторы типа УРМ (табл. 51) предназначены для работы в схеме выпрямле-
ния — две обратные «звезды» с уравнительным реактором.
Таблица 51
Основные технические данные уравнительных реакторов
Тип Мощность, кВА Типовая мощ- ность, кВА Выпрямлен- ное напря- жение, В Ток ветви реактора, А Масса, кг Оптовая цена, руб.
УРС-125 -125 230 1000 850 1745
460 500
УРС-250 — . 250 230 - 2000 1350 2590
345 1400
460 1000
660 630
УРС-400 — 400 460 1600 2020 3465
660 2500
825 1000
УРМ-630 940 630 660 2250 2570 2000
950 825 1800
945 1050 1400
УРМ-1000 1510 1000 660 3600 3760 3100
1470 825 3150
1520 1050 2500
УРМ-1600 2370 1600 825 4500 5000 3900
2430 1050 3600
Примечания. 1. Частота питающей сети 350 Гц.
2. Реакторы типов УРС и УРМ изготавливают взамен реакторов типа КРОМ.
3. Регулируемое напряжение 1100В, глубина регулирования 100%.
4. Реакторы изготовляет УЭТМ. По соглашению между потребителем и заводом-изготови-
телем они могут поставляться отдельно или встроенными в трансформатор.
93
Таблица 52
Электрические характеристики реакторов типов РБА и РБАМ
на напряжение 10 кВ
Тип Номинальный ток, А Номинальная индуктивность, мГн Номинальная реактивность, % Проходная мощность, кВА 1. Ток устойчивости Потери мощно- сти фазы, кВТ
термичес- кой, кА* /с динами- ческой, кА
РБА-10-400-3 400 1,38 3 6 930 24,8 30,6 2,34
РБАМ-10-400-3 42,8 1,82
РБА-10-400-4 1,84 4 6 930 21,0 23,5 3,86 2,14
РБ AM-10-100-4 43,0
РБА-10-600-4 600 1,23 4 10400 31,8 34,0 4,36
РБАМ-10-600-4 53,5 3,08
РБА-10-600-6 1,84 6 10 400 27,5 23,5 6,46
РБАМ-10-600-6 53,9 3,97
РБА-10-1000-4 1000 0,73 4 17 300 78,5 53,0 4,6
РБАМ-10-1000-4 78,5 4,6
РБА-10-1000-6 1,1 6 17300 54,2 37,4 7,4
РБАМ-10-1000-6 77,5 5,7
Таблица 53
Установочные данные реакторов РБА и РБАМ
Тип Габаритные размеры, мм Сечение прово- да Масса фазы, кг Оптовая цена одной фазы, руб.
Высота трехфаз- ного комп- лекта Диаметр по бетону
РБА-10-400-3 2940 1165 1X320 810 320
РБАМ-10-400-3 3660 1310 2x240 705 290
РБА-10-400-4 3840 1105 2X135 750 325
РБАМ-10-400-4 3570 1380 2x240 720 390
РБА-10-600-4 3840 1075 2x210 700 340
РБАМ-10-600-4 3840 1145 * 2x320 930 435
РБА-10-1000-4 3930 1300 2x185 1290 560
РБАМ-10-1000-4 3930 1300 2x320 1290 560
РБА-10-1000-6 3975 1305 3x320 1290 570
РБАМ-10-1000-6 3930 1375 3x320 1290 620
РБА-10-1500-6 3975 1295 3x320 1320 565
РБАМ-10-1500-6 3750 1480 4x320 1625 700
Примечания. 1. Реакторы поставляет рижский завод «’Латвэнерго»'.
2. Реакторы изготовляют для вертикальной, горизонтальной п ступенчатой установок.
94
Реакторы типов РБА и РВАМ (табл. 52 и 53) предназначены для ограни-
чения тока КЗ в электроустановках, а также для сохранения уровня напряже-
ния при КЗ за реактором в РУ-10 кВ.
На тяговых подстанциях их могут применять для ограничения мощности
КЗ на отходящей линии и на подстанциях, питающихся от данной линии.
Полное обозначение реакторов расшифровывается следующим образом:
Р — реактор; Б — бетонный; А — алюминиевая обмотка; М — малые потери.
34. ВЫСОКОЧАСТОТНЫЕ ЗАГРАДИТЕЛИ
Высокочастотные заградители предназначены для высокочастотной обработ-
ки (уменьшения утечки токов высокой частоты) каналов связи и релейной за-
щиты по проводам высоковольтной линии электропередачи. Их включают в рас-
сечку линии электропередачи.
Пример типового обозначения заградителя ВЗ-600-0,25 расшифровывается
следующим образом: высокочастотный; заградитель; номинальный ток сети, А;
индуктивность реактора, мГ.
Высокочастотный заградитель состоит из силового реактора РЗ и устройст-
ва настройки с элементами защиты ЭН.
Составляющие элементы заградителей
Тип заградителя...............ВЗ-600-0,25 ВЗ-1000-0,6 ВЗ-2000-1,2
Реактор.......................РЗ-600-0,25 РЗ-1000-0,6 РЗ-2000-1,2
Устройство настройки..........ЭН-0,25 ЭН-0,6 ЭН-1,2
Основные данные заградителей приведены в табл. 54.
Таб лица 54
Технические данные высокочастотных заградителей
Тип Напряже- ние сети, кВ Номинальный ток, Л Активная составляю* 1 щая полного сопро- тивления, не менее, Ом Полоса частот по активной составляю- щей, кГц Индуктивность реак- тора, мГ Термическая устойчи- । вость реактора, А/с Динамическая устой- чивость реактора, А Габарит- ные раз- меры, мм Масса, кг Оптовая цена, руб.
Высота Диаметр
ВЗ-600-0,25 35-330 600 480 103—142 125-186 154—255 200-390 0,25 20 000 30 000 1365 900 106 445
ВЗ-1000-0,6 110—500 1000 600 54—68 65-88 75—105 96—170 117—275 0,60 30 000 42 000 1905 1110 315 700
ВЗ-2000-1,2 330—750 2000 600 41—74 53—125 110-650 1,20 65 000 70 000 2635 1622 1120 2600
Примечание. Высокочастотные заградители выпускает МЭЗ имени Куйбышева.
95
35. ВЫКЛЮЧАТЕЛИ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
Выключатели высокого напряжения предназначены для переключения эле-
ктрических цепей переменного тока под нагрузкой в нормальных н аварийных
режимах.
В условных обозначениях выключателей буквы означают:
В — выключатель;
М — масляный (маломасляный);
К — колонковый;
У — серия «Урал»;
П — с подвесными полюсами;
Г — горшковый;
У — в усиленном исполнении;
П — с встроенным пружинным приводом;
ЭМ — электромагнитный.
Номенклатурное обозначение масляного выключателя ВМГ-10-630-20 рас-
шифровывается следующим образом: выключатель; масляный; горшковый; но-
минальное напряжение, кВ; номинальный ток, А; номинальный ток отключе-
ния, кА.
По конструктивному исполнению и способу гашения дуги различают мас-
ляные баковые выключатели (масляные многообъемные), маломасляные (маслы-
ные малообъемные), воздушные, элегазовые, электромагнитные, вакуумные вы-
ключатели.
Технические данные элегазовых выключателей
Тип выключателя ВЭО-27,5-1000-16 ВЭО-27,5П-ЮОО-16У1
Номинальное напряжение, кВ . 27,5 27,5
Наибольшее рабочее напряжение, кВ . . 29 29
Номинальный ток, А 1000 1000
Предельный сквозной ток, кА: действующее значение . . . 16 16
амплитудное » ... 40 40
Предельный 4-секундный ток термической стойкости, кА ... . 16 16
Номинальный ток отключения, RA 16 16
Время отключения выключателя с приводом (до погасания дуги), с 0,08—0,09 0,08
Собственное время включения выключателя с приводом (до каса- ния контактов), с 0,2—0,4 0,1
Собственное время отключения выключателя с приводом, с, не более 0,01 0,06
Тип привода ПС-20 пружинный
Количество отключений выклю- чателя без ревизии и зарядки эле- газом: токов КЗ 50
номинального тока отключе- НИЯ 10 20
номинального тока 100 100
96
Габаритные размеры, мм:
высота........................ 2000 2623
длина..................... 2400 880
ширина .................... 670 880
Масса, кг..................... 700 580
Цена (ориентировочно), руб. . . — 3000
Примечания. 1. Электромагнит привода выключателя ВЭО-27,5 потребляет
при отключении 5 А, при включении — 150 А. Номинальное напряжение электромагнита
управления 220 В постоянного тока, ток — 5 А.
2. Номинальное давление элегаза при температуре окружающего воздуха 20°С рав-
но 2,5 кгс/см2.
3. Внешняя изоляция выключателей соответствует категории Б.
Выключатели характеризуются следующими параметрами:
Номинальное напряжение выключателя — напряжение из ряда номиналь-
ных напряжений, при котором выключатель может работать длительно.
Наибольшее рабочее напряжение выключателя — наибольшее напряжение,
при котором завод-изготовитель гарантирует его длительную работу.
Номинальный ток выключателя — ток, при котором возможна длительная
работа выключателя при номинальном напряжении. В этом случае температура
частей выключателя не должна превышать допускаемую при длительной работе.
Ток отключения выключателя — наибольший отключаемый симметричный
ток в момент расхождения контактов при наибольшем рабочем напряжении.
Отключаемые выключателем токи определяются двумя величинами, соответ-
ствующими моменту расхождения дугогасительиых контактов, симметричным
током — эффективным значением периодической составляющей и относи-
тельным содержанием апериодической составляющей
? = Z=/^K27
где / — значение апериодической составляющей в момент расхождения кон-
тактов:
Номинальный ток отключения выключателя — ток отключения при напря-
жении, равном наибольшему рабочему.
Номинальная мощность выключателя — произведение номинального тока от-
ключения на наибольшее рабочее напряжение сети, а для трехфазного выклю-
чателя — умноженное еще на У 3.
Собственное время отключения выключателя с приводом — промежуток
времени от момента подачи команды на отключение до момента расхождения
дугогасительных контактов.
Под «моментом подачи команды на отключение» понимают:
для выключателей, отключаемых током главной цепи через встроенные в
выключатель или в привод защитные реле, — момент начала прохождения че-
рез эти реле тока, равного току срабатывания (при выдержке времени, равной
пулю);
для выключателей, отключаемых от постороннего вспомогательного источни-
ка тока, — момент приложения к зажимам отключающего электромагнита им-
пульса напряжения, равного номинальному.
Моментом расхождения дугогасительных контактов считают-
для трех- и двухполюсных выключателей — момент расхождения контак-
тов полюса, размыкающихся последними;
для полюсов выключателей с многоразрывными дугогасительными устрой-
ствами — момент расхождения контактов разрыва, размыкающихся первыми.
Собственное время отключения измеряют при отсутствии токовой нагрузки
В цепи выключателя.
Время отключения выключателя с приводом — промежуток времени от
момента подачи команды на отключение до момента погасания дуги во всех
полюсах.
Предельный ток термической стойкости выключателя — наибольшее средне-
квадратичное значение тока КЗ за промежуток времени Л1Т, выдерживаемого
4 5206
97
g Таблица 55
Электрические характеристики выключателей переменного тока внутренней установки иа напряжение до 10 кВ включительно
Тип Напряжение, кВ Номинальный ток, А Номинальный ток отклю- чения, кА Предельный сквозной ток, кА Ток термической устойчи- вости, кА Время прохождения тока термической устойчиво- сти , с Номинальный ток включения, кА Собственное время от- ключения с приводом, с, не более Время включения с приво- дом, с, не более Тип привода
номинальное наибольшее ра- бочее Эффективное зна- чение периодичес- кой составляющей Амплитудное зна- чение Эффективное зна- чение периодичес- кой составляющей Амплитудное зна- чение
ВМГ-10-630-20 10 11,5 630 20 20 52 20 4 20 52 0,12 0,30 ПЭ-11 ПП-67,
ВМГ-10-1000-20 10 11,5 1000 20 20 52 20 4 20 52 0,14 0,30 ПП-61
ВМГ-133-И 10 — 600 20 30 52 20 5 20 52 0,10 0,20 ПРБА
ВМГ-133-Ш 10 — 1000 20 30 52 20 5 20 52 0,10 0,30 ПС-10
ВПМ-10-630-20 10 11,5 630 20 20 64 20 8 20 52 0,10 0,30 1 ПЭ-11
ВПМ-10-1000-20 10 11,5 1000 20 20 64 20 8 20 52 0,10 0,30 | или
ВМП-10-1500-20 10 11,5 1500 20 20 64 20 8 20 52 0,10 0,30 ПП-67
ВМГП-10-630-20 10 12 630 20 20 52 20 4 — — 0,12 0,30 ППВ
ВМГП-10-1000-20 10 12 1000 20’ 20 52 20 4 — — 0,12 0,30 ППВ
ВЭ-10-1250-20 10 12 1250 20 20 51 20 4 — — 0,06—0,075 — Встроенный электромаг- нитный
ВЭ-10-1600-20 10 12 1600 20 20 51 20 4 — — 0,06-0,075 — То же
вмп-юп-бзо;з5о ВМП-10П-1000/350 3 6 3,5 6,9 630 1000 20 20 30 30 52 52 20 20 5 5 20 20 52 52 0,10 0,10 0,20 0,20 Встроен- ный пру- ‘ жинный
ВМП-10П-1500/350 10 11,5 1500 20 30 52 20 5 20 52 0,10 0,20
ВММ-10 10 11,5 400 8,7 10 25 10 5 10 25 0,08 0,12 То же
ВМПП-10-630-20 10 11,5 630 20 20 52 20 4 20 52 0,10 0,20 »
ВМПП-10-1000-20 10 11,5 1000 20 20 52 20 4 20 52 0,10 0,20 »
ВМПП-10-1600-20 10 11,5 1600 20 20 52 20 4 20 52 0,10 0,20 »
ВЭМ-Юк 10 11,5 1000 12,5 20 52 20 5 20 52 0,05 0,25 Встроенный электромаг- нитный ПЭГ-7
ВЭМ-10Э-1250/12.5УЗ 10 12,0 1250 12,5 20 52 20 5 20 52 0,07 0,25 То же
ВЭМ-10Э-1000/12.5УЗ 10 12,0 1000 12,5 20 52 20 5 20 52 0,07 0,25
ВМПЭ-10-1000-20 10 1Г,5 1000 20 20 52 20 5 20 52 0,09 0,3 Электромаг- нитный встроенный
Примечания. I. В нерабочем состоянии выключатели могут подвергаться действию низких температур до минус 40°С.
2. При температуре окружающей среды 45°С номинальный ток выключателей ВМГ-10-630-20и ВМГ-10-1000-20 соответственно снижается до 500 и 800 А.
3. Выключатели ВМП-10, изготовленные в усиленном исполнении, имеют повышенную стойкость и предназначены для частых коммутационных опе-
раций. К обозначению этих выключателей добавляется индекс У. Они комплектуются только приводами типа ПЭ-11У.
4. Выключатели ВМПП-10, ВЭМ-ЮЭ-Ю00, ВЭМ-Юк, ВМПЭ-10 предназначены для комплектных распределительных устройств.
5. Бестоковая пауза всех выключателей при АПВ — 0,5 с.
Установочные данные выключателей на напряжение 10 кВ
Т а б лица 56
Тип * Габаритные размеры, мм Масса, кг Оптовая цена без привода, руб. 3 авод-изг отовитель
Высота Длина Ширина Расстояние между осями фаз выключа- теля без масла масла
ВМГ-10-630-20 1140 900 515 250 130 4,5 210 Благовещенский элек-
ВМГ-10-1000-20 1140 900 515 250 135 4,5 280 троаппаратный
ВМГ-133 1395 670 574 250 200 10 — —
ВМП-10-630-20 840 774 500 250 140 4,5 340 УЭТМ
ВМП-10-1000-20 840 774 500 250 145 4,5 350 УЭТМ
ВМП-10-1500-20 840 774 500 250 160 4,5 370 УЭТМ
ВМП-10П-630/350 900 700 660 230 243 4,5 450
ВМП-10П-1000/350] 900 700 660 230 248 4,5 460 Ровенский завод высо- ковольтной аппаратуры
ВМП-10П-1500/350 900 700 660 230 258 4,5 490
ВМПП-10-630-20 950 670 650 — 225 5,5 — То же'
ВМПП-10-1000-20 950 670 650 230 225 5,5 — »
ВМПП-10-1600-20 950 670 650 230 225 5,5 — »
ВЭ-10 1605 618 1005 — 522 — — »
ВЭМ-10к 1600 750 1085 — 670 — — Чимкентский завод «Электроаппарат»
ВЭМ-ЮЭ-1000/12,5 1600 700 965 230 610 — — То же
ВЭМ-10Э-1250/12,5 1600 700 965 230 605 — — »
ВМПЭ-10-1000-20 1145 670 640 — 235 — —
ВМГП-10 1140 660 515 250 140 4,5 — Благовещенский элек- троаппаратный
Примечания. 1. выключатель ВМГ-10 разработан и выпускается взамен выключателя ВМГ-133, снятого с производства.
2. Общий вид выключателя ВМГ-10 приведен на рис. 37.
выключателем в течение этого промежутка без нагрева токоведущих частей до
температур, превышающих допустимые при токах КЗ, и без повреждений, пре-
пятствующих дальнейшей исправной работе выключателя.
Допустимые температуры токоведущих частей выключателя
при токах короткого замыкания
Для токоведущих частей (кроме алюминиевых), соприкаса-
ющихся с органической изоляцией или маслом, °C........ 250
Для токоведущих частей из меди и ее сплавов, не сопри-
касающихся с органической изоляцией или маслом, °C . . . 300
Для алюминиевых токоведущих частей, °C.................. 200
Время отключения выключателя равно сумме собственного времени отклю-
чения и времени горения дуги.
Номинальный ток включения — ток, который выключатель с соответствую-
щим приводом способен включить без сваривания контактов и других повреж-
дений при номинальном напряжении и заданном цикле.
Ток включения определяется как амплитудой, так и начальным эффектив-
ным значением его периодической составляющей.
Собственное время включения выключателя с приводом — промежуток вре-
мени от момента подачи команды на включение полностью отключенного вы-
ключателя до момента касания дугогасительных контактов.
Под «моментом подачи команды на включение» понимают момент прило-
жения к зажимам включающего электромагнита или вспомогательного устрой-
ства в цепи управления импульса напряжения, равного номинальному.
Рис. 37. Выключатель ВМГ-10:
I контактный стержень; 2 — серьга; 3 — изоляционный рычаг; 4 — приводной рычаг;
'* нпл; 6 — рама; 7 — фиксатор включенного положения; 8 — масляный буфер; 9 —
ннорныЛ изолятор; 10 — полюс выключателя; 11 — перегородка для усиления изоляции;
12 — рычаг с роликами
101
Таблица 57
Электрические характеристики масляных выключателей на напряжение 35, ПО и 220 кВ
Тип Напряже- ние, кВ Номинальный ток, А Номинальный ток отключения, кА Номинальная мощность отключения, мВА Предель- ный сквоз- ной ток, кА Предельный ток терми- ческой устойчивости, кА Время прохождения тока термической устойчи- во ст и, с Время отключения с приво- дом, с, не более Время включения с при- водом, с, не более Бестоковая пауза при АПВ, с Тип привода
номинальное наибольшее рабочее Эффективное зна- чение периодичес- кой составляющей Амплитудное значение собственное до погасания дуги
ВМК-*25А 27,5 29,0 1000 15 430 26 45 24 1 0,06 0,09 0,1 —. ПП-35
ВМК-25Б 27,5 29,0 1000 15 430 26 45 16,5 5 0,08 0,08—0,1 0,24 — ПЭ-31 Н
ВМК-27.5П-1000/10 27,5 29,0 1000 10 300 10 27 10 5 0,055 0,095 0,09 0,5 ПМП-66
ВМК-27.5Э-1000/15 27,5 29,0 1000 15 — 15 40 15 5 0,07 0,11 0,24 0,5 ПЭ-31 н
ВМК-253-1/0,43 27,5 29,0 1000 15 430 15 38 15 — 0,07 0,11 — — ПЭ-31 н
ВМК-253-1/0,3 27,5 29,0 1000 10 300 10 25 10 — 0,035 0,065 — — ПЭ-ПУ
МГО-27,5 27,5 29,0 600 5,5 — 5,5 14 5,5 4 0,09 0,15 0,25 — шппм
С-35-630-10 35,0 40,5 630 10 700 10 26 10 5 0,05 0,08 0,34 0,5 ШПЭ-11Б
С35М-630-10У1 35,0 40,5 630 10 — 10 26 10 — — 0,08 0,34 — ШПЭ-12
МКП-35-1000-25 35,0 40,5 1000 25 1 750 25 6 25 4 0,05 0,08 0,4 0,6 ШПЭ-31
МКП-35-1000 35,0 40,5 1000 16,5 1000 24 45 16,5 5 0,05 0,08 0,43 0,5—0,6 ШПЭ-2
МКП-35-1500 35,0 40,5 1500 24,7 1500 36 63 24,7 5 0,05 0,3—0,4 0,4 0,5—0,6 ШПЭ-31
ВМО-35 27,5 29,0 1000 24,7 680 36 63 24,7 5 0,045—0,05 0,08—0,1 0,35 ШПЭ-31
ЗЛ1К-35В-1000/16 35,0 40,5 1000 16 1 000 26 45 16,5 4 0,05 0,08 0,11 0,5 Пневмати- ческий
ВМК-35Э-1000/16 35,0 40,5 1000 16 1000 26 45 16,5 4 0,08 0,11 0,24 0,5 ПЭ-31 Н
ВМК-35Э-0,63-0,5 35,0 — 630 8 — — 26,6 10,4 — 0,054 — 0,14 0,5 ПЭ-ПУ
У-110-2000-50 110,0 126,0 2000 50 11 000 50 135 50 3 0,040 0,06 0,70 0,8 ШПЭ-46
У-110-8 110,0 121,0 2000 42 8 000 62,5 108 42 5 0,04—0,05 0,06—0,05 0,8 0,7—0,9 ШПЭ-44-У-1
МКП-110-630-20 110,0 126,0 630 20 4 400 20 52 20 3 0,04—0,01 0,055—0,08 0,6 0,8 ШПЭ-33
МКП-110-1000-20 110,0 126,0 1000 20 4 400 20 52 20 3 0,04—0,01 0,055—0,08 0,6 0,8 ШПЭ-33
МКП-1 ЮМ 110,0 121,0 600 18,4 3 500 29 50 18,4 5 0,04—0,05 0,055—0,08 0,6 0,7 ШПЭ-3
МКП-1 юмп 110,0 121,0 1000 18,4 3 500 29 50 18,4 5 0,04—0,06 0,055—0,08 0,6 0,5 ШПЭ-31
МКП-110М-630-20 110,0 126,0 630 20 4 400 20 52 20 3 0,04—0,01 0,055—0,08 0,6 0,8 ШПЭ-33
МКП-110М-1000-20 110,0 126,0 1000 20 4 400 20 52 20 3 0,04-0,01 0,055-0,08 0,6 0,8 ШПЭ-33
ВМК-110 110,0 126,0 1500 18,5 3 500 30 50 21,5 5 0,05 0,09 0,18 1,0 ПП-35 пнев- матический
У-220-10 220 252 1000; 2000 26,3 10 000 48 82 26,3 5 0,04-0,06 0,06—0,08 0,8 0,7—0,9 ШПЭ-44
У-220-1000/2000-25 220 252 1000; 2000 25 10 900 25 64 25 3 0,050 0,08 0,8 0,9 ШПЭ-44П
У-220-2000-40 220 252 2000 40 17 400 40 102 40 3 0,045 0,06—0,08 0,9 1,1 ШПЭ-46-1
Примечания. 1. Масляный выключатель С-35-630-20 мбжет поставляться без привода и комплектоваться на месте монтажа приводом типа
ПП-67 в шкафу ШПП-63. Привод со шкафом выпускает завод «Латвэнерго». В этом случае время включения и отключения выключателя соответст-
венно равно 0,3—0,4 и 0,12 с.
2. Выключатель типа МКП-110 выпускается в двух исполнениях: с баками на общей раме (МКП-110) и ^отдельными баками (МКП-ИОМ). Вариан-
ты исполнения отличаются габаритно-установочными размерами.
3. Для выключателей с зависимым питанием включающего электромагнита привода от сети переменного тока через выпрямительное устройство
полное включение выключателя на ток до 20 кА обеспечивается при напряжении на зажимах включающего электромагнита 200—242 В.
4. Допускается питание электромагнитных приборов МКП-ИОМ и У-220-10 от сети переменного тока через выпрямительное устройство КВУ-66-3.
Таблица 58-
Установочные данные масляных выключателей на напряжение 27,5; £ >5; ПО и 220 кВ
Габаритные размеры, мм Масса, кг
Тип Высота Длина Ширина Расстояние между осями фаз выключа- масла Оптовая цена без привода, руб. Завод-изготовитель
по длине по ширине масла
ВМК-27.5П-1000/10 ВМК-27.5Э-1000/15 2510+25 3090+15 730 934 730 888 — — 465 780* 30 40 1580 800 Константиновский завод, высоковольтной аппарату- ры
ВМО-35А 2200 1000 1210 — 700 900 270 700 УЭТМ
ВМО-35Б — 1820 — — — 930 — 720 УЭТМ
ВМК-35В-1000/16 2010 1970 740 720 — 655* 100 1550 Константиновский завод высоковольтной аппарату- ры
ВМК-35Э-1000/16 3130 1820 888 720 — 1070* 100 1500 То же
С-35-630-10А 1940 1910 1194 650 660 800 230 1 200 УЭТМ
С-35-630-10Б 2030 1910 1194 650 690 880 230 1 250 УЭТМ
С-35М-630-10АУ1 1940 1910 1220 650 660 930 230 — УЭТМ
С-35М-630-10БУ1 2030 1910 1220 650 690 1 010 230 — УЭТМ
МКП-35-1000-25А 3000 3115 1182 700 700 2 440 800 1 800 УЭТМ
МКП-35-1000-25Б i 3090 — — — 730 2 520 — 2 000 УЭТМ
МКП-35-1500 У-110-2000-50А 3083 4670 2885 1216** 1114 1900 730 2032 2 750 9 610 5 700 13 500 УЭТМ УЭТМ
У-110-8 4575 1216** — 2000 2105 10 760 11 400*** 8 000 — УЭТМ
МКП-110-630-20 4954 1900 2274 1900 2274 8 825 9 600 8 000 УЭТМ
МКП-110-1000-20
МКП-110М-630-20Б 4962 1900 2274 2000 2360 8 400 8 905 8 200 УЭТМ
МКП-110М-1000-20Б
вмк-по 4166 1556** 803+1037 2000 — 4 500* 600 — Константиновский завод высоковольтной аппарату- ры
У-220-10 7700 2500** 3500 4000 3600 38 100 45 900 26900 УЭТМ
мкп-иом 4715 — 1550 2000 2016 9 830 8500 — УЭТМ
У-220-2000-40А 7400 | 1900** 4000 3100 28 000 27 000 . УЭТМ
У-220-2000-40Б 8100 J 3500
У-220-1000-25Б 8100 2658** 2016** 4000 3500 27165 27 000 25000 УЭТМ
У-220-2000-25А 7400 — — 4000 3100 25630 27 000 26000 УЭТМ
Примечания. 1. Выключатель ВМК-35 разработан и выпускается взамен выключателя МГО-27,5, снятого с производства.
2. Выключатели типа МКП-110 имеют два варианта исполнения: с баками на общей раме — МКП-110-1000/630-20 и отдельными полюсами
МКП-110М-1000/630-20. Варианты исполнения отличаются установочными размерами.
3. Выключатели ВМК-25Э, ВМК-27,-5 и ВМК-35Э имеют исполнение для работы при температуре — 55°С.
4. Знаком * отмечена масса выключателя с приводом; знаком ** — габаритные размеры одного полюса выключателя; знаком *** — масса выклю-
чателя с 12 трансформаторами тока.
5. Общие виды и габаритные размеры выключателей ВМК-27,5 П-1000/10 и С-35-630-10 приведены на рис. 38 и 39, а разрез полюса выключателя
V-110-2000-50 - на рис. 40.
о
СП
Рис. 39. Выключатель С-35-630-10 с приводом типа ШПЭ-11Б (размеры в скобках относятся
к выключателю с внешней изоляцией вводов по категории Б):
1 — ввод; 2 — крышка; 3 — предохранительный клапан; 4 — газоотвод; 5 — бак; 6 •—
каркас; 7 — привод ШПЭ-11Б
*-Рис. 38. Выключатель маломасляный колонковый ВМК-27.5ГЫ000/10:
1 — шкаф с пружинным приводом; 2 — передняя дверь со смотровым окном; 3 — основание;
4 — опорный изолятор; б — дугогасительное устройство; 6 — головка с окном масло-
указателя; 7 — верхний вывод; 8 — головка с колпаком; 9 — защитная сетка; 10 — ниж-
ний вывод; 11 — боковая дверь; 12 — смотровое окно указателя завода пружины;
13 — кабельная муфта
Таблица 59
Основные характеристики вакуумных выключателей
Наименование Тип Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток, А Предельный ток отключения, А Односекундный ток термической устойчивости, кА Ток динамической устойчивости, кА Время включения, с Время отключе- ния, с Число срабаты- ваний за 1 ч Габаритные размеры, мм Масса, кг Завод-изготовитель
Вакуумный вы- ключатель мощно- сти ВВМ-6/300 6 300 2200 4 10 0,06 0,03 100 500Х.500Х.1050 115 Львовский завод электронных прибо- ров
Вакуумный кон- тактор ВК-6/320 6 300 2200 4 10 0,04 0,025 200 800 x960 x550 80 То же
Вакуумный вы- ключатель мощно- сти ВВМ-16/400 6 400 4000 30 70 0,03 0,025 300 400, 900 100 »
То же ВВМ-10/300 10 з'оо 2200 4 10 0,06 0,030 100 570 x600x1050 130 »
Вакуумный вы- ключатель нагрузки ВНВ-10/320 10 320 2000 30 70 Не бо- лее 0,05 800x866x400 170 Нальчикский за- вод высоковольтной аппаратуры
Примечания. 1. Условное обозначение вакуумного выключателя мощности типа ВВМ-6/300 расшифровывается следующим образом- вакуум-
ный; выключатель; мощности; напряжение, кВ; номинальный ток, А.
2. Все аппараты — трехполюсные; предназначены для внутренней установки.
1
о ' о
©
9
. о | о
') о о
о 1 о
3 о о
эоо
о о
Рис. 40. Разрез полюса выключате-
ля У-110-2000-50:
/ — маслонаполненный ввод; 2 —
механизм выключателя; 3 — тран-
сформаторы тока; 4 — изоляция
бака; 5 — направляющее устройст-
во; 6 — дугогасительпое устройст-
во; 7 — траверса с подвижным
контактом; 8 — устройство для
подогрева масла; 9 — бак
Моментом касания контактов для
трех- и двухполюсных выключателей
считают момент их касания в полюсе,
включающемся последним.
Время включения (до возникнове-
ния тока в цепи) выключателя с приво-
дом — промежуток времени от момента
подачи команды на включение до
момента пробоя промежутка между
сближающимися контактами при номи-
нальном напряжении в сети (до завер-
шения операции включения).
Бесконтактная пауза выключателя
при автоматическом повторном вклю-
чении — промежуток времени от мо-
мента расхождения дугогасительных
контактов до момента касания кон-
тактов, замыкающих цепь тока.
Минимальная бестоковая пауза вы-
ключателя при автоматическом повтор-
ном включении — промежуток времени
от момента погасания дуги во всех по-
люсах до момента возобновления тока
в каком-либо нз полюсов выключателя.
Стойкость к сквозным токам КЗ ха-
рактеризуется током термической стой-
кости и предельным сквозным током.
Предельный сквозной ток выключа-
теля — наибольший начальный ток ко-
роткого замыкания, который выключа-
тель выдерживает во включенном поло-
жении без повреждений, препятствую-
щих его дальнейшей исправной работе.
Величина этого тока не должна быть
превышена в течение всего времени его
прохождения.
Технические данные выключателей
приведены в табл. 55—58.
Выключатель с элегазовым запол-
нением (шестифтористая сера) ВЭО-Й7,5
предназначен для переключения под
нагрузкой сетей однофазного перемен-
ного тока напряжением 27,5 кВ.
Обозначение выключателя ВЭО-
27,5П-1000-16У 1 расшифровывается сле-
дующим образом: выключатель; с эле-
газовым заполнением; однофазный; на-
пряжение, кВ; номинальный ток, А; но-
минальный ток отключения, кА; кли-
матическое исполнение; категория раз.
мещения.
По сравнению с масляными элега-
зовые выключатели имеют ряд пре-
имуществ: пожаро- и взрывобезопас-
пость, быстродействие, высокая отклю-
чающая способность. Но их обслужи-
вание требует устройств для получения
И очистки элегаза и наличия высокона-
дежных уплотнений. Кроме того, они
имеют сравнительно высокую стоимость.
После испытаний опытной промышлен-
ной партии выключателей ВЭО-27,5-
Рис. 41. Элегазовый выключатель ВЭО-27,
5П-1000-16:
а — конструкция: 1 — шкаф с пружин-
ным приводом; 2 — кронштейн: 3 — ука-
затель положения выключателя; 4 — тяги;
5 — корпус с валом; 6 — дугогаснтель-
ная камера, заполненная элегазом; 7 -=
верхний контакт; 8 — головка с цеоли-
том; 9 — колпак; 10 — нижний контакт;
11 — главный рычаг; 12 — кулачок; б —
схема подпитки камеры элегазом;
1 — баллон с элегазом; 2 — редуктор;
3 — фильтр с силикагелем; 4 — фильтр
с цеолитом; 5 — мановакуумметр; 6 —
камера
109
1000-16 принято решение о промышленном изготовлении элегазовых выключате-
лей с вертикальным расположением дугогасительного устройства без встроен-
ных трансформаторов тока и с пружинным приводом типа ВЭО-27,5П
(рио. 41).
Вакуумные выключатели (табл. 59) предназначены для оперативных пере-
ключений, а также для отключения токов перегрузки и токов КЗ до 2 кА. Ти-
повое обозначение выключателя ВНВ-10/320 расшифровывается следующим об-
разом: выключатель; нагрузки; вакуумный; номинальное напряжение, кВ; но-
минальный ток, А.
В вакуумных дугогасительных камерах КДВ, которые применяют в ком-
мутационных аппаратах, используется свойство повышенной электрической про-
чности вакуумного промежутка (прн давлении 10-5—10-6 мм рт. ст.).
36. ПРИВОДЫ К ВЫКЛЮЧАТЕЛЯМ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
Приводы предназначены для включения выключателя, удержания его во
включенном положении, отключения н освобождения его прн отключении.
В зависимости от используемой энергии приводы подразделяются на руч-
ные, электромагнитные, пружинные, пневматические.
Типовое обозначение привода ПРБА-110 расшифровывается следующим об-
разом:
ручной;
бленкерный;
автоматический;
цифровой индекс.
Технические данные приводов приведены в табл. 60—63.
37. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
И ИХ ПРИВОДОВ
Наиболее важной частью испытаний выключателя в эксплуатации является
его опробование. Оно должно проводиться периодически не реже одного раза в
квартал и после каждого ремонта выключателя. Регистрация опробований ве-
дется в отдельном журнале; успешные автоматические отключения от защит
могут записываться как выполненное опробование.
Послеремонтное опробование включает следующие операции:
простое дистанционное опробование — при номинальном напряжении опе-
ративного тока убеждаются в правильности сборки и целости управляющих
цепей, отсутствии ненормальных стуков, исправности ламп сигнализации поло-
жения, надежности фиксации во включенном положении;
опробование при пониженном на 20% напряжении оперативного тока (80%
UB) — определяют правильность регулировки механизма свободного- расцепле-
ния (наличие 20% запаса усилия отключающего соленоида). Проверку можно
делать путем введения последовательно в цепь соленоида отключения резисто-
ра с величиной сопротивления, составляющей 20% от сопротивления отключа-
ющей катушки. Резистор лучше делать нз манганинового провода, чтобы со-
противление его не изменялось от нагрева в процессе опробования. Такое оп-
робование делается при регулировке механизма привода обычно работниками
масляного хозяйства. Если добавочный резистор не приспособлен для установ-
ки взамен одного из предохранителей и требуется рассоединение проводов на
клеммной сборке, проверку нужно делать обязательно н присутствии электро-
механика РРЦ по защите, так как ответственность за исправность цепей отклю-
чения (включая катушку отключения и регулировку КСА) несет бригада РРЦ
по защите;
опробование прн повышенном на 10% напряжении оперативного тока (при
110% Цн) — определяют правильность регулировки механизма свободного рас-
110
Таблица 60
Установочные данные ручных и пружинных приводов к выключателям
переменного тока внутренней установки
Тнп Характеристика Тип выключа- теля, с кото- рым приме- няется привод Габаритные раз- меры, мм Масса, кг Оптовая цена, руб.
Высота Длина Шири- на
ПРА-17 Ручной, рычаж- ный,’ автоматичес- кий, с дистанцион- ным отключением. Поворот рычага снизу вверх ВН, ВНП 585 115 130 7,2 7—50
ПРАМ-10 Ручной, рычаж- ный, автоматичес- кий, модернизиро- ванный, с дистан- ционным отключе- нием. Поворот ры- чага по часовой стрелке. Привод имеет 14 исполне- ний ВМГ-133, ВМГ-10, ВМБ-10 472 278 201 30—37 31—45
ПРБА Ручной, бленкер- ный, автоматичес- кий; имеет семь ва- риантов исполнения ВМГ-133 740 290 208 24—30 33-57
ППМ-10 Пружинный; обес- печивает дистацион- ное и ручное вклю- чение и отключение выключателей с АПВ и АРВ; допус- кает ручной завод пружины рычагом; имеет 14 'вариантов исполнения ВМГ-133, ВМП-10 595 435 250 110
ПП-61 Пружинный; поз- воляет управлять выключателем вруч- ную, дистанционно, автоматически/ >- обеспечивает АПВ и АВР. Автомати- ческий завод пружи- ны выполняет элек- тродвигатель. Име- ет 23 варианта ис- полнения ВМГ-10, ВМП-10, ВМП-Юк 757 508 400 88
111
Продолж. табл 60
Тип Характеристика Тип выключа- теля, с кото- рым применя- ется привод Габаритные раз- меры, мм Масса, кг Оптовая цена, руб.
Высо- | та Длина Шири- на
ПП-67 Пружинный; с та- кими же характе- ристиками, что и привод ПП-61; име- ет 27 вариантов ис- полнения ВМГ-10, ВМП-10, ВМП-Юк 822 516 ’400’ 76—83,6 96-125
ПМП-66 Привод пружин- ный с заводкой пру- жин электродвига- телем ВМК-27.5П Встроен в выключатель
Примечания. 1. Варианты исполнения приводов зависят от типа и количества встро-
енных защитных реле и отключающих электромагнитов.
2 Ручные приводы ПРА-17, ПРАМ-10 и ПРБА применяют с выключателями на номинальное
напряжение не выше 35 кВ и в тех случаях, когда амплитудное значение токов КЗ в месте ус-
тановки не превышает 35 кА.
3. Приводы ПП-61 и ПП-67 изготовляют и поставляют в двух модификациях: со встроенным
электромеханическим устройством АПВ с регулировкой выдержки времени и без устройства АПВ.
4. Привод ПМП-66 встроен в выключатель ВМК-27,5П. Привод имеет блокировку, не до-
пускающую включать или отключать выключатель при моментах закручивания пружин, не обес-
печивающих нормальную работу выключателя. Потребляемый ток электромагнита управления 5 А .
5. Общий вид привода ПП-67 показан на рис. 42.
6. Приводы ПРА-17 изготовляет Ровенский завод высоковольтной аппаратуры; ПРАМ-10,
ПРБА и ППМ-10 — ленинградский завод «Электроаппарата; ПП-61 и ПП-67 — опытный завод
«Латвэнерго»; ПМП-66 — Константиновский завод высоковольтной аппаратуры.
Таблица 61
Электрические характеристики электромагнитных приводов
для дистанционного управления выключателями
Тип Номинальное напряжение электромагни-. та, В Установивший- ся ток электро- магнита, А Сопротивление обмоток электромагнита, Ом Номинальный ток блок-контактов, А Число блок-кон- тактов
включаю- щего отклю- чающего i включаю- щего i отклю- чающего включающего отключающего (одной секции)
ПС-10 по 220 110 220 195,0 98,0 5,0 2,5 1,128 44 10 6-10
ПС-ЮМ 110 220 110 220 116,0 58,0 5,0 2,5 1,128 44±3,52 10 6-10
ШПЭ-2 110 220 110 220 160,0 145,0 5,0 2,5 1,28—1,48 40±3,52 10 4—12
ПЭ-11 . 110 220 110 220 116,0 58,0 2,50 1,25 0,73 2,94 88 10 4-8
П2
Продолж. табл. 61
Тип Номинальное напряжение электромагни- та, В Установивший- ся ток элек- тромагнита, А Сопротивление обмоток электромагнита, Ом Номинальный ток блок-контактов, А Число блок-контак- тов
включаю- щего > отклю- чающего включаю- щего отклю- чающего включающего отключающего (одной секции)
ПЭ-11 У по 220 по 220 223,0 111,5 9,0 4,5 — — 10 4-8
ШПЭ-11Б ПО 220 ПО 220 202,0 101,0 5,0 2,5 0,54 2,18 44+3,52 10 —
ШПЭ-12 110 220 по 220 202,0 101,0 5,0 2,5 — — 10 —
ШПЭ-31 110 220 по 220 170 85 _ 10- 5 0,85—0,92 20,25—23,75 10 10
шпэ-зш 110 220 по 220 170 85 10 5 1,3±4% 22±8% 10 10
ШПЭ-33 110 220 ПО 220 488 244 10- 5 0,45±4% 22 ±8% 10 6
ШПЭ-44У-1 220 ПО 220 360 5 2,5 0,46 0,424 _..22+8% — 16
ШПЭ-46-1 220 по 220 450 20 10 0,34±4% 5,5 „ 22 ±8°/° — 7
ШПЭ-44П 110 220 по 220 480 240 10 5 0,23 0,92±4% 44±8% — 16
Примечания. 1. Привод ПЭ-11 имеет бронзовые втулки в опоре главного вала.
2. В приводе ПЭ-ПУ для ускорения включения применен электромагнит ВВ-4ОО-15, потреб-
ляющий ток 20 А.
3. Пределы напряжения электромагнитов в % от номинального; включающего — 804-100,
отключающего — 654-120.
4. Номинальный ток сигнальных блок-контактов 10 А. Ток отключения сигнальных блок-
контактов при переменном токе 10/5 А, при постоянном — 1,5/1 А.
5. Установившийся ток включающей обмотки контактора при напряжении 110 В составляет
2 А, при напряжении 220 В — 1 А.
6. У привода ПЭ-11 включающий электромагнит имеет 370 витков провода ПБД 2,26 при
ПО В; 710 витков провода ПБД 1,56 при 220 В; отключающий — 2450/1825 витков, провод
ПЭЛ 0,29/ПЭЛ 0,35. У привода ПЭ-31 включающий электромагнит имеет 400 витков провода
ПБД 2,26 при ПО В, отключающий — 1340 витков провода ПЭЛ 0,44. У привода ПЭ-44 включаю-
щий электромагнит имеет 250 витков провода ПБД 1,56X6,9 при ПО В; 378 витков провода
ПБД 2,44X6,9 при 220 В; отключающий 1340 витков провода ПЭЛ 0,44.
Рис. 42. Привод ПП-67:
1 — заводная рукоятка; 2 — корпус; 3 — переключатель; 4 — электродвигатель; 5 — ру-
коятка; 6 — рычаг; 7 — редуктор; S — зубчатое колесо; 9 — регулировочный болт: 10 —
включающие пружины
цепления, а именно надежность фиксации во включенном положении при боль-
шей, чем обычно, вибрации от удара включающего механизма (привод, отре-
гулированный на минимальное усилие отключения, может отказать из-за нечет-
кой фиксации включенного положения). Если источник питания оперативного
тока не позволяет проверить выключатель при напряжении 110% (7а, то (при
отсутствии элементного коммутатора) допускается проверка при наиболь-
шем возможном напряжении;
опробование выключателя от действия защит — выполняется замыканием
контактных выводов на токовых реле защит, при этом определяют исправность
защитных цепей отключения. Такое опробование производит эксплуатационный
персонал при ревизиях;
опробование выключателя в сложных циклах — наиболее эффективная про-
верка, выполняемая после всех видов ремонтов и после каждого отказа вы-
ключателя, состоящая из двух стадий:
а) проверка с имитацией включения выключателя на существующее в
сети короткое замыкание — выполняется вручную путем включения от ручного
рычага или домкрата, при этом соленоид отключения должен надежно расцеп-
лять механизм включения и шток соленоида включения и сбрасывать их в от-
ключенное положение. Проверка делается в 3—4 точках, в том числе н в «пе-
реключенном» положении, когда шток 1 соленоида включения (рис. 43) под-
нят выше удерживающей собачки 2 на 1—1,5 мм. Это очень важная провер-
ка, так как отключающий механизм иногда заклинивает в этом положении, так
как увеличивается сверх нормы угол между плечами ломающегося рычага (за-
ход за «мертвую» зону) и усилие отключающего соленоида оказывается недо-
статочным. Если импульс на отключение поступит точно в момент, когда вклю-
114
чающий механизм заброшен силами
инерции в верхнюю точку, то отклю-
чающий механизм выдержит удар
штока соленоида отключения без
срабатывания, и масляный выключа-
тель останется во включенном поло-
жении. Известно, например, что мас-
ляные выключатели ВМП-10К с при-
водом ПЭ-11 по этой причине мо-
гут «зависать» в полуотключенном
состоянии с (вышедшими на 10 —
15 мм ножами главных контактов
из розеток), что неизбежно приво-
дит к полному повреждению выклю-
чателя;
б) проверка работы выключате-
ля с имитацией включения на ко-
роткое замыкание от ключа на щите
управления требует сборки специаль-
ной испытательной схемы. При этом
должно быть учтено, что фактиче-
ское замыкание цепи короткого за-
Рис. 43. Заклинивание привода ПЭ-И при
включении на короткое замыкание; Дф—уве-
личение угла регулировки механизма расцеп-
ления в «перевключеином» положении; СВ —
соленоид включения; СО — соленоид отклю-
чения; 1 — шток соленоида; 2 — удерживаю-
щая собачка; 3 — пружина рычага отклю-
чения
мыкания происходит раньше меха-
нического касания контактов вы-
ключателя из-за дугового перекры-
тия масляных промежутков, но поз-
же, чем собирается цепь соленоида
отключения. Поэтому подача импуль-
са на отключение должна произво-
диться от специально отрегулирован-
ного контакта КСА. Эта проверка
определяет правильность работы
блокировки от «прыгания» (качания)
захвата штока включающего Соленоида 1 (рис. 44) упорным валиком 2. Причи-
ной захвата штока может быть ржавчина, неточная установка деталей при сбор-
ке соленоида включения, загустение смазки, а также залипание сердечника со-
леноида включения от остаточного намагничивания прн недостаточной толщине
диамагнитных прокладок.
и отсутствие заклинивания привода из-за
Таблица 62
Технические данные электродвигателей заводного устройства
пружинных приводов выключателей переменного тока
Номинальное напряжение, В ое на- при зеспе- атяже- i, В Номинальная мощность Время подготовки привода к вклю- чению, с
Тип привода Тип электродвига- теля ! постояя- i иого тока перемен- ного тока Минимальн пряжение, котором о( чивается н; ние пружш при посто- янном то- ке, вт при пере- менном токе, ВА при Цюм при 0.8УНОМ
ПП-61 ПП-67 ППМ-10 ПМП-66 МУН-1-3 МУН-2-3 МУН-1 МУН-2 МУН-1Э МУН-2Э ПЛ-072 по 220 110 220 ПО 220 220 100—127 220 127 220 127 220 88 176 88 176 176 100 100 100 100 180 80 80 80 80 350 20 20 20—30 20—30 10—15 25 40 40 40 40 31
115
Таблица 63
Установочные данные электромагнитных приводов
Тип Тип выключателя Установка Габаритные размеры, мм । Масса, кг 1 : Оптовая цена, РУб. Завод-изготовитель
Высота Длина Ширин а
ПС-10 ВМГ-133 Внутренняя, на- 495 330 200 55
ШПЭ-2 МКП-35 ружная в шкафу Наружная в шка- фу Внутренняя 1335 650 800 370 — УЭТМ
ПЭ-11 ВМГ-10; 460 321 208 58 73 Завод высоковольтной
ПЭ-ПУ ВМП-10; ВБД-35 ВМП-10-630-20КУ; » 58 ПО аппаратуры г. Свободный
ШПЭ-11Б ВМП-10-1000-20КУ С-35-630-10 Наружная -1100 -500 -265 125 200 УЭТМ
ШПЭ-31 ВМО-35; МКП-35; МКП-110 » 1330 2000 1300 310 280 УЭТМ
ШПЭ-31 н ВМК-27,53; » 1245 870 60 390 290 Константиновский завод
шпэ-зз ВМК-35Э МКП-1 ЮМ-630-20; » 1330 880 740 505 340 высоковольтной аппарату- ры УЭТМ
ШПЭ-44У-1 МКП-110М-1000-20 У-110-8; У-110-2000-40 1330 2000 1300 750 УЭТМ
ШПЭ-46-1 У-110-2000-50; » 1290 880 740 935 800 УЭТМ
ШПЭ-4411 У-220-2000-40 У-220-1000-25 -920 -660 780 590 УЭТМ
ШПЭ-12 С-35М-630-10 » 1206 870 264 130 590 УЭТМ
Примечание. Размеры приводов ШПЭ-31 и ШПЭ-44У-1 даны при открытых дверях шкафа.
Таблица 64
Неисправности приводов масляных выключателей
Характер неисправности Причины Меры предупреждения или устранения
Включающий электро- Обрыв провода одной из Выполнить внеочеред-
магнит срабатывает при дистанционном управле- двух параллельных катушек включения (при напряжении ной ремонт
нии, но масляный выклю- чатель не фиксируется во включенном положении. 110 В). Заниженное напряжение на шинах аккумуляторной бата-
При длительной подаче команды на включение сго- рает предохранитель реи. Загустение смазки в шар- нирах и подшипниках меха- низма включения. Заклинивание механизма включения вследствие ослаб- ления крепления рамы и др. Провести ремонт и ре-
При включении проис- Преждевременное размыка-
ходит несколько неуспеш- ных циклов включения ние КСА цепи включения гулировку КСА
Включающий электро- магнит срабатывает (опре- деляют по амперметру), по масляный выключатель не включается, сгорает предохранитель включаю- щей катушки Застревание рычагов от- ключающего механизма в по- ложении, когда шток вклю- чающего электромагнита не захватывает ролик из-за за- густения смазки в шарнирах, или застревание штока от- ключающего электромагнита в верхнем положении То же
Перегорание катушки КСА отключения не раз- Выполнить внеочеред-
отключающего электро- магнита мыкается при отключенном положении выключателя. За- клинивание привода. Просад- ка или выпадание (вместе с якорем) направляющей гиль- зы электромагнита из-за ос- лабления крепления ной ремонт
После неуспешного Расцепление механизма из- Снять кожух привода п
АПВ выключатель не за заклинивания якоря от- освободить шток электро-
включается со щита уп- ключающего электромагнита магнита, надавливая на
равления. При длительной подаче команды на вклю- чение сгорает плавкая вставка предохранителя включающего электромаг- нита в верхнем положении. Закли- нивание в верхнем положении якоря включающего электро- магнита ролик
Перегорание катушки Неправильный выбор плав- Номинальный ток плав-
включающего электромаг- нита при возникновении Одной из перечисленных неисправностей масляного выключателя кой вставки предохранителя кой вставки должен быть не более 30% тока вклю- чения
117
Таблица 65
оо Регулировочные и скоростные характеристики масляных выключателей на напряжение 35 и ПО кВ
Параметры Значения параметров для выключателей с приводами
р ос (ШПЭ-11Б) ВМД-35М (ШПЭ-11) МКП-35- 1000/1500 (ШПЭ-2) У-35-2500 (ШПЭ-36) МГ-35 (ПС-20) ВМК-35Э (ПЭ-31Н) МГ-110 (ШПС-30) МКП-110 (ШПЭ-ЗЗ)
Полный ход подвиж- ных контактов, мм 235±20 235±2о 276^0 275tf0 200±^5 275 ±5 185 5Ю±?о
Вжим контактов, мм 12 + 1 12.+2 16±1 10±1 10±2 18±1 15±2 8i22
Ход контактов в ка- мере, мм 124+1 135+5 216 150 10+2 — 62 83+2
Ход контактов в бу- фере, мм 17+2 17+* 15 — — — — 50
Разность зазоров между контактами фаз выключателя, мм 4 4 4 4 4 — — 1
Недоход звеньев ме- ханизма до «мертвой точки», мм 1—1,5 — 2—3 0—3 4 — — —
Зазор между осью и рычагом механизма в приводе, мм 1—1,5 •— 1—2 1—2 5—10 — — —
Зазор между стопо- ром и подвижными час- тями при включении, мм 3 0 1,5—2,0 4—5 1,5—2
Скорость подвижных контактов при включе- нии, м/с:
в момент каса- ния контактов 3,1+0,3 1,2—3,5 1,8—2,6 1,8+0,3 1,96 — 0,2 2+0,3
при подходе кон- тактов к камере — 1,8—2,7 0,9—1,7 1,1+0,3 2,4 4,5±0,5 1,7 3,6±0,4
максимальная 3,1 ±0,3 3,6 2,1—2,9 3,2±0,3 2,52 — 1,7 3,6±0,4
Скорость подвижных контактов при отклю- чении, м/с:
при размыкании контактов 1,2±0,2 1 1,7—2,3 1,8±0,3 — __ 2,3 1,5+0,2
в момент выхода из камеры — 2,6 2,9—3,5 3,3+0,3 2,4 4,5±0,5 4,3 2,7±0,3
максимальная 1,6+0,3 3,1 3—3,6 3,5+0,3 2,66 — 5 3,7+0,4
Полное время вклю- чения, с 0,34 - 0,24 0,38—0,45 0,38 0,3—0,4 — 0,3—0,5 0,5±0,1
Собственное время отключения, с 0,05 0,06 0,05 0,5 0,5 0,12 0,08 0,04
Сопротивление кон- тура одного полюса, Ом 0,31 0,55 0,3 0,115 0,250 0,4 0,7 1,6—1,8 (0,65—0,8)
Примечания. 1. Скорость включения и отключения подвижных контактов дана при номинальном напряжении на зажимах катушек привода
и без масла в выключателе.
2. В скобках приведено сопротивление контура полюса МКП-110 на 1000 А.
3. Скоростные характеристики относятся к температуре 10—20°С при смазке механизмов выключателей и привода солидолом и турбинным маслом,
4. Ход подвижных контактов в камере выключателя МКП-35 на 1000 А равен 166±5 мм.
5. Выключатель У-110-2000-50 имеет полный ход подвижных контактов 485±10 мм, вжим контактов 20q=l мм, ход в камере 165±1 мм, разность
зазоров между контактами различных фаз 3 мм.
Рис. 44. Заклинивание соленоида включения привода ПС-10 при неуспешном АПВ:
а — положение механизма в конце цикла включения; б — положение «ломающегося» рыча-
га при срабатывании защиты; в — заклинивание штока соленоида включения; СВ — соле-
ноид включения; СО — соленоид отключения; 1 — шток соленоида; 2 — упорный валик
Неисправности приводов и способы их устранения приведены в табл. 64.
В табл. 65 приведены параметры масляных выключателей, подлежащие перио-
дической проверке в эксплуатации.
38. ЭКСПЛУАТАЦИЯ БУМАЖНО-БАКЕЛИТОВЫХ ВВОДОВ
Применяемые для масляных выключателей МГО и ВМ-35 бумажно-баке-
литовые конденсаторные проходные изоляторы (вводы) выходят при эксплуата-
ции из строя в основном из-за пробоя изоляции между виутрениими слоями
уравнительных обкладок и далее по поверхности изолятора на корпус выклю-
чателя. Так как вводы герметизированы лаковым покрытием, то при ревизиях
необходим тщательный визуальный осмотр его состояния. Лаковое покрытие
может быть обуглено при разрыве дуги в выключателе с выбросом масла.
Возможен восстановительный ремонт вводов с поврежденным лаковым по-
крытием при неглубоких прожогах, наличии царапин со следами задиров бу-
маги, при обрыве вывода конденсаторной обкладки. Поверхностные поврежде-
ния можно устранить в условиях тяговой подстанции. Испытанный и при не-
обходимости подвергнутый сушке ввод очищают шкуркой, обезжиривают чистым
бензином и покрывают лаком (пульверизатором или кистью). Из лаков воз-
душной сушки рекомендуются перхлорвиниловая эмаль ПХВ-26 и клей БФ-4.
При покрытии эмалью ПХВ-26 первый слой наносят очень тщательно по всей
поверхности ввода и дают возможность эмали подсохнуть в течение 24 ч при
температуре 15—20°С. Последующее покрытие несколькими слоями перхлорви-
ииловой эмали выполняют таким образом, чтобы сушка каждого слоя длилась
2 ч. Всего наносят пять-шесть слоев, из которых два-три со шлифовкой.
При покрытии бумажно-бакелитовой изоляции клеем БФ-4 на поврежден-
ные места изоляции при температуре 15—20°С наносят три-четыре слоя клея
с интервалами 1—2 ч. После высыхания последнего слоя ремонтируемый уча-
сток изоляции нагревают до 60°С и при этой температуре сушат 3—4 ч.
Глубокие выбоины, вмятины и другие повреждения верхних слоев бумаж-
но-бакелитовой изоляции ввода, но без нарушения ближайшей к поверхности
конденсаторной обкладки, реставрируют при помощи специальной пасты из мел-
ких гетииаксовых опилок и густого бакелитового лака (концентрации 50%) в
соотношении 1:2,5. Гетинаксовые опилки и раствор бакелитового лака тщатель-
но
йо перемешивают до образования однородной массы, которую наносят тонким
слоем. Поврежденный участок, покрытый лаком, выдерживают в течение 4 ч
при температуре +20°С, затем шлифуют стеклянной бумагой № 00. Шлифо-
вочную пыль удаляют чистой тряпкой. После этого поврежденный участок
подвергают термообработке: сначала плавно поднимают температуру до 100°С в
течение 2 ч, а затем запекают при этой же температуре в течение 2—3 ч. После
термообработки поврежденный участок покрывают лаком.
В случаях аварийной необходимости, когда по условиям энергоснабжения
выключатель, имеющий предельно допустимое по ПТЭ количество отключений,
не может быть выведен в длительный ремонт, оставление его в работе может
быть разрешено (Э-16/22) только после выполнения следующих контрольных за-
меров (для выключателей МКП-160, МКП-110, если отключения не сопровож-
дались выбросом масла):
измерение минимального вжима контактов с отбраковкой по заводским
данным;
измерение переходного сопротивления контактов с помощью микроомметра
по существующей методике с нормами отбраковки, приведенными ниже;
снятие временных характеристик (виброграмм) и замер собственного вре-
мени включения и отключения;
контроль работы привода, заключающийся в двух-трех операциях включе-
ния и отключения как при рабочем, так и при пониженном напряжении опе-
ративного тока;
внешний осмотр.
Вжим наихудших контактов, замыкающихся в последнюю очередь, так назы-
ваемый минимальный вжим, можно определить внешними замерами без вскры-
тия бака Выключателя. Вжим остальных контактных пар у выключателей этого
типа, имеющйх сложную систему торцовых контактов с несколькими разрыва-
ми, будет больше, чем измеренный минимальный. На основании этого замера
можно оценить износ контактов в результате происшедших отключений мас-
ляного выключателя.
Измерения производят с помощью рейки, жестко связанной с торцом верх-
него наконечника изоляционной тяги, при ручном включении выключателя.
В частности, может быть использовано приспособление для измерения скоро-
сти движения траверсы.
Минимальный вжим контактов у масляных выключателей МКП-160 и
МКП-274 можно измерять по такой же методике, для чего необходимо в кры-
шке приводного механизма каждой фазы сделать отверстие с резьбой М10, а
в торце верхнего наконечника изоляционной тяги — отверстие с резьбой М8.
Рейка должна свободно проходить в отверстие М10, а шпилька рейки ввер-
тываться в отверстие М8.
После измерений рейку снимают, а в отверстие крышки приводного меха-
низма ввертывают пробку. Для этих типов выключателей вместо омметра мож-
но использовать электрическую лампу. В момент начала замыкания последнего
контакта лампа загорится.
Предельные величины переходных сопротивлений контактов
масляных выключателей
Тип масляного выключателя . МКП-110 МКП-220 МКП-160 МКП-174
Предельная величина пере-
ходного сопротивления контак-
тов, мкОм.................. 1400 1200 800 960
Переходное сопротивление контактов не должно превышать приведенных
значений. Недопустимо также увеличение сопротивления контактов по сравне-
нию с величиной, полученной после последнего капитального ремонта, на
200 мкОм и более для масляных выключателей с номинальным током 1000 А и
на 300 мкОм н более — для выключателей с номинальным током 600 А.
Если при первом измерении величина переходного сопротивления оказыва-
ется выше нормы и не укладывается в норму даже после нескольких включе-
121
ний, то производят прогрузку контактной системы током 500—600 А с помощью
нагрузочного или сварочного трансформатора, а затем, не отключая выключа-
тель, вновь измеряют переходное сопротивление.
Технические данные катушек включающих и отключающих электромагни-
тов приводов масляных выключателей приведены в табл. 66—68.
Таблица 66
Технические данные катушек включающих электромагнитов приводов
Тип привода Диаметр провода, мм Число витков на секцию Сопротив- ление одной секции, Ом Тип привода Диаметр провода, мм Число витков на секцию Сопротив- ление одной секции, Ом
ПС-10; ПС-ЮМ 1,56 334 1,128 ПЭ-2-11 2,11 370 1,38
ПС-20 2,10 325 0,84 ПЭ-21 2,44 400 1,24
ПС-20 1,74 450 1,68 ПЭ-21 2,44 320 0,74
ПС-20 1,81 425 if м 1,46 ПЭ-31 2,26 400 1,3
ПС-30; ПС-31 2,83 250 0,66 ПЭ-33 3,50 200 0,45
ПС-30 2,44 165 0,6 ПЭ-44У 2,44 378 0,90
ПЭ-11 2,10 415 1,9 ПЭ-31-Н 3,23 325 0,66
ПЭ-2-1 2,44 270 0,75 ПЭ-31 -Н 2,26 400 1,3
^Примечания. 1. Катушки выполнены из провода марки ПБД.
2. При напряжении ПО В секции включаются параллельно, при 220 В — последовательно.
3. Технические данные включающих электромагнитов даны для применения приводов с раз-
личными выключателями: ПС-20 — с выключателями МГ-10, МГ-35, МГ-35В; ПЭ-21 — с МГ-10-500
и МГГ-10-750; ПЭ-31-Н - с ВМК-35Э-1/1 и ВМК-25Б.
Таблица 67
Технические данные катушек отключающих электромагнитов приводов
Тип привода Диаметр провода, мм Число витков одной секции Сопротивление секции, Ом
ПС-10; ПС-20; ПС-30; ПС-31; ПЭ-2-1; 0,35 1760 44
ПЭ-2-11; ПЭ-21
ПС-30 0,41 1475 26,3
ПЭ-11 0,29 2450 88
ПЭ-31; ПЭ-33; ПЭ-31 Н 0,44 1340 22
122
Таблица 68
Технические данные электромагнитов дистанционного управления приводов ПП-61 и ПП-67
Электромагнит Род тока Номиналь- ное напря- жение, В Ток, А Сопротив- ление, Ом Потребляемая мощность,, ВА Число витков в катушке Обмоточный провод Сопротив- ление по- стоянному току, Ом
"Ри ^ном при 0,65 t/H0M п₽и ^ном \ при 0,6Xl/HoM диаметр, мм масса, кг
Дистанцион- ного отключения Постоян- ный 24 8,00 5,20 3,00 — 760 0,74 0,290 3,0
36 5,54 3,60 6,5 — — 1140 0,62 0,310 6,5
48 4,13 2,69 11,6 — — 1500 0,53 0,295 11,6
НО 1,75 1,14 63,0 195 80 3500 0,35 0,310 63,0
220 0,88 0,57 250,0 (200) (85) 7000 0,25 0,310 250,0
Перемен- ный 110 4,95* — — — — 1250 0,57 0,285 8,3
127 3,9* — — 500*** — — — — —
Q** 0**
220 2,35* — — — 210 1550 0,51 0,285 12,9
о** 80 2600 0,38 0,265 39,0
380 1,31* — — (500***) 4650 0,29 0,270 120,0
0** (200***)
to
Продолж. табл. 68
Электромагнит Род тока Номиналь- ное напря- жение, В Ток, А Сопротив- ление, Ом Потребляемая мощ- ность, ВА Число витков в катушке Обмоточный провод Сопротив- ление по- стоянному току, Ом
п₽и ^ном при °,65 ^ном п₽и ииом при °>65 ином диаметр, мм масса, кг
Дистанцион- ного включения Постоян- ный 24 6,32 4,1 3,8 — — 800 0,67 0,245 3,8
36 4,39' 2,85 8,2 — — 1170 0,55 0,245 8,2
48 3,38 2,20 14,2 160 65 1500 0,47 0,225 14,2
ПО 1,41 0,91 78,0 (160) (ЮО) 3500 0,31 0,235 78,0
220 0,74 0,48 295,0 — — 7150 0,23 0,265 295,0
Перемен- ный ПО 4,1* 0** — — — — 1300 0,49 0,210 11,3
127 3* 0^* — — 410*** 0** — 1550 0,44 0,200 16,4
220 1,74* 0** — — (250)** (400)*** 3000 0,33 0,220 580,0
380 1,02* 2,00 — (100)*** (170)** 5000 0,25 0,210 178,0
Примечания. 1. В скобках приведены данные для привода ПП-67.
2. Цифры со знаком * — при трогании; ** — при втянутом сердечнике; *** — при заторможенном сердечнике.
3- Нормальная работа электромагнита отключения обеспечивается при напряжении в пределах 65—120% номинального, а электромагнитов включе-
— 80—110% .
4. Катушки электромагнитов намотаны проводом ПЭЛ.
39. КОРОТКОЗАМЫКАТЕЛИ И ОТДЕЛИТЕЛИ
Короткозамыкатель предназначен для создания искусственного короткого
замыкания на линии электропередачи переменного тока с целью вызвать от-
ключение выключателя, установленного на питающем конце линии.
Включается короткозамыкатель от релейной защиты под действием пру-
жинного механизма привода, а также при необходимости вручную. Отключается
короткозамыкатель только вручную.
Номенклатурное обозначение короткозамыкателей КЗ-1 ЮМ расшифровы-
вается следующим образом: короткозамыкатель; номинальное напряжение, кВ;
модернизированный.
Отделитель предназначен для автоматического отключения участка линии
(после замыкания короткозамыкателя) в период между отключением выключа-
теля на питающем конце линии и его повторным включением. Отключение от-
делителя производится от пружинного привода, а включение — вручную.
Номенклатурное обозначение отделителя ОД(3)-1а-1ЮМ/630 расшифровы-
вается следующим образом: отделитель; двухколонковый; индекс, характеризу-
ющий наличие заземляющих ножей; варианты установки заземляющих иожей;
номинальное напряжение, кВ; индекс, исполнения (модернизированный); номи-
нальный ток, А. Технические данные короткозамыкателей и отделителей приве-
дены в табл. 69—71.,..7
Таблица 69
Технические данные короткозамыкателей наружной установки
Тип Напряжение, кВ Амплитудное зна- , чение тока КЗ, кА Ток термической устойчивости 3- секундный, кА Полное время включения, с Допустимое натя- жение провода, кгс Масса, кг Привод Трансформатор тока в цепи заземляющего провода Оптовая цена, руб., за полюс без привода
номиналь- ное i 1 наиболь- шей рабо- чее .
КЗ-35 35 40,5 42 14,7 0,40 30 67 ШПКМ ТШЛ-0,5 55
K3-35T 35 40,5 42 14,7 0,40 80 106 шпкт ТШЛ-0.5Т 123
КЗ-ПОМ ПО 126,0 34 13,3 0,35 50 133 ШПКМ ТШЛ-0,5 120
КЗ-ПОТ ПО 126,0 34 13,3 0,40 80 170 шпкт ТШЛ-0.5Т 270
КЗ-220М 220 252,0 34 13,3 0,40 50 324 ШПКМ ТШЛ-0,5 310
Примечания. 1. Короткозамыкатель КЗ-35 выполняют в виде отдельных полюсов,
которые при монтаже соединяют в один двухполюсный аппарат; короткозамыкатели КЗ-ПОМ и
КЗ-220М выполняют однополюсными.
2. При токе КЗ менее 500 А вместо заземляющей шины рекомендуется^ применять провод с
резиновой изоляцией, который следует пропустить в окно трансформатора 2—3 раза, чтобы по-
лучить намагничивающую силу первичной обмотки 500—800 А.
3. При использовании трансформаторов тока ТШЛ-0,5 полюсы монтируют на изоляторах
ИКО-1, а приводы соединяют с короткозамыкателем через изолирующую вставку.
4. В приводе ШПКМ применены реле РТМ трех исполнений с токами уставки: 1-е исполне-
ние—5—15 А; 2-е — 10—30 А; 3-е — 20—60 и 40—120 А. Напряжение электромагнита постоянно-
го тока 24; 48; 110; 220 В, переменного — 100; 127; 220 В.
5. Короткозамыкатели устанавливают на четыре опорных изолятора типа ИКО-1. Изоля-
ционная колонка короткозамыкателя КЗ-ПОМ состоит из изолятора типа УСТ-110; короткозамы-
кателя КЗ-НОТ — из изоляторов КО-110 и КО-400С; короткозамыкателя КЗ-220М — из двух
изоляторов АКО-110.
6. Для совместной работы короткозамыкателя и отделителя в цепи заземляющей шины на
короткозамыкателе КЗ-HOM установлен один, а КЗ-220М — три трансформатора тока ТШЛ-0,5.
7. Короткозамыкатели изготавливает Великолукский 'завод высоковольтной аппаратуры
(ВЗВА).
8. Габаритные размеры короткозамыкателя КЗ-ПОМ показаны на рис. 45.
9. Вместо привода ШПК завод ВЗВА поставляет с короткозамыкателями привод ПРК-1У1:
момент на валу 75 кгс.м; угол поворота вала 120—150°; собственное время 0,05 с; число контак-
тов КС А-16; имеет три реле РТМ и одно ЭВ.
125
Таблица 70
Технические данные отделителей
Тип Напряжение, кВ Номинальный ток, А Ток термичес- кой устойчи- вости 3-се- кундный, кА Полное время отклю- чения, с, не более Допустимое натяже- ние проводов, кгс Масса одного полю- са, кг Оптовая цена, руб., полюса без привода
номиналь- ное наиболь- шее для глав- ' ных ножей! S ° « « Я « Я О) « 2 Я Ч М О Ч Ч Я
ОДЗ-35/630 35 40,5 630 12 10,0 0,5 30 63 40
ОДЗ-1 -35/630 35 40,5 630 12 10,0 0,5 30 73 45
ОДЗ-2-35/630 35 40,5 630 12 10,0 0,5 30 76 50
ОД-1ЮМ/630 ПО 126 630 22 12,5 0,5 50 162 100
ОДЗ-1-1ЮМ/630 110 126 630 22 12,5 0,5 50 184 110
ОД 3-2-1 ЮМ,'630 НО 126 630 22 12,5 0,5 50 197 120
ОД-150М/630 150 172 630 20 — 0,7 50 507 250
ОД-150М/Ю00 150 172 1000 25 — 0,7 50 512 265
ОД-220М/630 220 252 630 20 — 0,7 50 530 270
ОД-220М/Ю00 220 252 1000 25 — 0,7 50 534 280
Примечания, 1. Пэггзль чы! схзэз юй тэт глаз шх ножей составляет 80 кА, зазем-
ляющих — 50 кА.
2. Отделители ОД-35 и ОД-ПО горизэттально-пэворотзого типа выполняют в виде отдель-
ных полюсов: одного ведущего и двух ведомых, соединяемых при монтаже тягами в один аппа-
рат. Тип привода для главных ножен ШПОМ, для заземляющих — ПРН-ПОМ.
3. По конструкции отделители ОД-150 и ОД-220 подобны отделителю ОД-ПО и отличаются
от них следующим: для гашения энергии подвижных частей отделителя на раме полюса допол-
нительно установлен пневматический буфер, на поршень которого воздействует фланец, закреп-
ленный на тяге; отделители монтируются в виде отдельных полюсов, механически не связанных
с собой, и не имеют заземляющих ножей. Каждый полюс отделителей управляется самостоятель-
ным приводом ШПОМ с ручным включением и автоматическим отключением.
4. В отделителях ОДЗ-35 применены изоляторы СТ-35; в отделителе ОДЗ-ПОМ/бЗО — изо-
лятор стержневого типа.
5. Поворотная колонка отделителей ОД-150М и ОД-220М состоит нз двух изоляторов типов
УСТ-ПОМ и АКО-ПО и служит для крепления контактной системы и изоляции.
6. Отделители изготовляет Великолукский завод высоковольтной аппаратуры.
7. Для отделителя ОДЗ-35/630 дан 4-секундный ток термической стойкости.
8. Габаритные и установочные размеры отделителя ОД-220М приведены на рис. 46.
9. Вместо привода ШПО завод ВЗВА поставляет с отделителями привод ПРО-1У1, имею-
щий электромагнит отключения ЭО, питаемый от независимого источника, и электромагнит от-
ключения от защиты ЭОЗ, питаемый от батареи конденсаторов.
126
Таблица 71
Технические данные реле и электромагнитов приводов отделителя типа ОД-ПО
Аппаратура, встраи- ваемая в шкаф привода ШПО Род тока Напряже- ние, В Диаметр провода, мм Число Витков Установив- 'потребляв- Сопротив- ление, Ом
шиися ток, А мая мощ- ность, В А
Реле блокировки Переменный — 1,81 300 7,50 150 0,30
24 0,51 415 5,00 120 4,80
Постоянный 48 0,35 850 3,25 156 14,80
110 0,20 1600 1,25 138 88,00
Отключающий Переменный 220 0,15 3220 0,65 143 338,00
электромагнит 100 0,51 830 2,90 290 7,33
127 0,38 1100 3,80/2,50 480/330 17,40
220 0,29 1870 2,20/1,50 480/330 52,80
Электромагнит » 380 0,20 3500 0,95/0,65 360/240 210,00
220 — — — 150 —
\
Примечания. 1. В числителе Указаны значения тока и мощности при отпущенном
якоре, в знаменателе — при подтянутом.
2. Обмотка электромагнита выполнена проводом ПЭЛ.
3. Приводы ШПОМ и ШПКМ предназначены для автоматического или ручного управления
отделителями и короткозамыкателями. Максимальный момент на валу приводов, обеспечивающий
нормальное отключение отделителя и включение короткозамыкателя 200 Нм; количество блок-
контактов —6; габаритные размеры 830X644x314 мм; масса — 100 кг; завод-изготовнтель — ВЗВА .
2^612016)
Рис. 45. Короткозамыкатель КЗ-ПОМ;
1 — привод ШПКМ; 2 — тяга; 3 —- изоля-
ционная колонка; 4 — контактный вывод;
5 — опорный изолятор; 6 — трансформа-
тор тока
Рис. 46. Установка полюса отделителя
ОД-220М-.
1 — рама; 2 — полюс отделителя; 3 —
контактный нож с ламелями и кожухом;
4 — тяга; 5 — привод
127
40. РАЗЪЕДИНИТЕЛИ И ПРИВОДЫ К НИМ
Разъединители предназначены для включения и отключения иод напряже-
нием участков электрической цепи при отсутствии тока нагрузки, для включе-
ния и отключения при определенных условиях зарядных токов воздушных и ка-
бельных линий, токов холостого хода трансформаторов и токов небольших на-
грузок, а также для обеспечения безопасности работ на отключенном участке
или оборудовании путем создания видимого разрыва между токоведущими ча-
стями.
Буквы в условных обозначениях разъединителей внутренней установки оз-
начают: Р — разъединитель; В —- высоковольтный; О — однополюсный; 3 —
с заземляющими ножами; Ф — фигурный; Л — линейный; М — модернизиро-
ванный; К — коробчатый.
Номенклатурное обозначение разъединителя внутренней установки РВЗ-1-
10/630-1, например, расшифров,ывается так: разъединитель; высоковольтный; с
одним заземляющим ножом; номинальное напряжение, кВ; номинальный ток,
А; вариант исполнения.
Буквы в условных обозначениях разъединителей наружной установки оз-
начают: Р — разъединитель; Л — линейный; Н — наружной установки; Д —
с двумя опорно-изоляционными колонками; У — с усиленной изоляцией; 3 —
с заземляющими ножами; П — с пофазным управлением.
Номенклатурное обозначение разъединителя наружной установки, например
РДН(3)-1-110У/1000, расшифровывается следующим образом: разъединитель;
наружной установки; с двумя опорно-изоляционными колонками; с одним за-
земляющим ножом; номинальное напряжение, кВ; усиленная изоляция; номи-
нальный ток, А. Технические данные разъединителей и приводов к ним приве-
дены в табл. 72—78.
Номинальное напряжение разъединителя — наивысшее из ряда номиналь-
ных напряжений, при котором разъединитель предназначен для длительной ра-
боты.
Номинальный ток разъединителя — ток, при котором разъединитель пред-
назначен для длительной работы.
Устойчивость разъединителя при сквозных токах — его способность вы-
держивать во включенном положении воздействие тока короткого замыкания.
Предельный сквозной ток разъединителя — наибольший начальный ток КЗ,
который разъединитель выдерживает во включенном положении без поврежде-
ний, препятствующих его дальнейшей исправной работе.
Амплитуда предельного сквозного тока — амплитудное значение первого
наибольшего полупериода тока КЗ.
Начальное эффективное значение периодической составляющей предель-
ного сквозного тока lnQa — среднеквадратичное значение этой составляющей за
первый период с момента возникновения тока КЗ.
Технические данные разъединителя РС-3000/3,3
Номинальное напряжение, кВ........................ 3,3
Номинальный ток, А.................................. 3000
Предельный 4-секундный ток термической стойкости, кА 40
Сквозной ток КЗ, кА................................. 50
Управление.......................................... ручным и элек-
тродвигательиым
приводом
Угол поворота вала, град............................ 30
Габариты, мм:
исполнение I........................................ 1000x860x250
исполнение II................................... 1000 x910 x350
Масса, кг.......................................... 85—90
Оптовая цена, руб.................................. 61
Завод-изготовитель................................. СЭЗ ЦЭ
128
Т а б л и’ц а 72
Электрические характеристики разъединителей внутренней установки
на напряжение до 10 кВ включительно
Тип Напряжение, кВ Номинальный ток, А Предельный сквозной ток, кА Термическая стойкость, кА8«с Ток термической 1 стойкости 4- ' секундный, кА
номиналь- ное наиболь- шее рабо- чее Эффектив- ное значе- ние Амплитуд- ное зна- чение
РВО-Ю/400 10 11,5 400 29 50 16
РВО-Ю/630 10 11,5 630 35 60 — 20
РВО-10/1000 10 11,5 гоосг1 71 120 — 40
РЛВОМ-10/1000 10 11,5 1000 47 81 40
РВ-6/400 6 6,9 400 29 50 1000 16
РВ-10/400 10 11,5 400 29 50 1000 16
РВ-6/630 6 6,9 630 35 60 1600 20
РВ-10/630 10 11,5 630 35 60 1600 20
РВ-6/1000 6 6,9 1000 71 120 6400 40
РВ-10/1000 10 11,5 1000 71 120 6 400 40
РВ 3-6/400 6 6,9 400 29 50 1000 16
РВ 3-10/400-1 (II) 10 11,5 400 29 50 1000 16
PB3-6/630 6 6,9 630 35 60 1600 20
PB3-10/630-I (II) 10 11,5 630 35 60 1600 20
РВЗ-6/1000 6 6,9 1000 47 81 6 400 40
PB3-10/1000-I (11) 10 11,5 1000 47 81 6400 40
РВФ-6/400 6 6,9 400 29. 50 1000 16
РВФ-10/400 10 11,5 400 29 50 1000 16
РВФ-6/630 6 , . 6,9 630 35 69 1600 20
РВФ-10/630 10 11,5 630 35 69 1600 20
РВФ-10/1000 10 11,5 1000 47 81 6 400 40
РВР 3-10/2000-1 10 12,0 2000 —- 85 4000 31,5
PBP3-10/2000-II 10 12,0 2000 85 4000 31,5
РВР-10/2000 10 12,0 2000 —- 85 4000 31,5
РВК-10/2000 10 11,5 2000 50 85 —- 36
РВК-10/3000 10 11,5 3000 120 200 36000 60
РВК-10/4000 10 11,5 4000 120 200 42 250 65
Г> 5206
129
Таблица 73
Электрические характеристики разъединителей наружной установки
на напряжения 35, ПО, 150 и 220 кВ
Тип Напряжение кВ Номинальный ток, А Предельный сквозной ток КЗ, А (амплитудное значение) Наибольший ток термической ус- тойчивости, кА Время прохожде- ния наибольшего тока термической устойчивости, с Допустимое на- тяжение провода, кг, ие более Тип изолято- ров опорных колонок
номиналь- ное наиболь- шее рабо- чее
РНД(3)-35/630 35 40,5 630 64 20 4 50 ОСН-35-500
РНД(3)-35/1000 35 40,5 1000 64 25 4 50 ОСН-35-500
РНД(3)-35/2000 35 40,5 2000 84 31,5 4 100 КО-400С
РНД(3)-35У/Ю00 35 40,5 1000 64 25 4 — ОСНУ-35-500
РНД(3)-35У/2000 35 40,5 2000 84 33 4 — КО-35С
РНД(3)-110/630 110 126,0 630 80 22 3 80 УСТ-110
РНД(Б)-П0/1000 110 126,0 1000 80 31 3 80 УСТ-110
РНД(3)-110/2000 110 126,0 2000 100 40 3 100 АКО-ПО
РНД(3)-110У/1000 110 126,0 1000 80 31 3 80 КО-400С УСТ-ПО
РИД (З)-ПОУ/2000 110 126,0 2000 100 40 3 100 АКО-ПО и КО-400С
РНД(3)-150/1000 150 172,0 1000 100 40 3 80 КО-400С и УСТ-110
РНД(3)-150/2000 150 172,0 2000 100 40 3 100 КО-400С и АКО-ПО
РНД(3)-220У/1000 220 252,0 1000 68 27 3 80 ОСН-110- 1000 и 2АКО-ПО
РНД(3)-220У/2000 РЛНД-220П/1000 220 252,0 2000 100 40 3 100 —
220 252,0 1000 80 15 10 — —
РЛНД-220П/2000 220 252,0 2000 80 15 10 — —
РЛНД-220П/1000 220 252,0 1000 100 40 4 80 —
Примечания. 1. Натяжение воздействует на контактный провод перпендикулярно оси
колонки.
2. Разъединители с усиденной изоляцией предназначены для работы в районах с загрязнен-
ной атмосферой.
3. Разъединитель наружной установки РНД(3)-2-110/2000 представлен на рис. 47.
Предельный ток термической устойчивости разъединителя /пт — наиболь-
шее среднеквадратичное значение тока короткого^замыкания за промежуток
времени /Пт, выдерживаемого разъединителем без повреждений, препятствующих
его дальнейшей исправной работе.
На фидерах, питающих контактную сеть, устанавливают разъединители ти-
па РС-2000/3,3 или РС-3000/3,3, которые применяют с моторными универсаль-
ными приводами типов УМП-П или УМП-Ш.
С целью повышения надежности работы тяговых подстанций постоянного
тока разработано специальное устройство ПАОР — привод аварийного отклю-
чения разъединителей. Это пружинный привод с электромагнитным шариковым
замком, который открывается только при исчезновении оперативного тока. При
наличии напряжения на электромагните пружина находится в сжатом состоя-
нии. Принцип работы ПАОР заключается в использовании силы сжатой пружи-
ны для перемещения элементов систем привода разъединителя на рабочий ход
150 мм, необходимый для его отключения.
При нормальных переключениях линейного разъединителя РС-3000/3,3 мо-
торным приводом УМП-П устройство ПАОР является дополнительным звеном
в кинематической схеме.
130
Рис. 47. Разъединитель горизонтально-поворотного типа РНД (3)-2-110/2000:
1 — рама; 2 — опорный изолятор; 3 — наконечник для присоединения жил; 4 — гибкая связь; 5 — главный нож с ламелями; 6 — главный нож
без ламелей; 7 — тяга к приводу; 8 — привод; 9 — ведомый полюс; 10 — заземляющие ножи; 11 ~ ведущий полюс
Таблица 74
Установочные данные разъединителей внутренней установки
на напряжение до 10 кВ включительно
Тип Габаритные размеры полюса или разъели- Масса, кг Тип привода Радиус поворота ножа, не менее, мм Оптовая цена полюса без при- вода, руб. Завод-изго- товитель
нителя, мм । Ширина ।
Высота 1 Длина Расстоя- ние меж- ду осями полюсов
РВО-Ю/400 340 72 429 5,9 Без привода 5 Нижне-Ту-
РВО-Ю/630 340 72 — 433 6,9 со штангой — 5 ринский элек-
РВО-Ю/1000 400 92 —। - 433 12,5 — 11 троаппарат-
РЛВОМ-Ю/ — — 433 16,5 150 18 ный
/1000 РВ-6/400 380 697 200 435 24 ПР-10 или 125 То же
РВ-10/400 380 837 250 435 26 ПР-10-11 150 17 »
РВ-6/630 380 697 200 435 27 ПР-10-1 или 125 — »
РВ-10/630 380 837 250 435 28 ПР-10-11 150 18 »
РВ-6/1000 480 740 200 460 42 ПР-10-1 125 — »
РВ-10/1000 — 880 250 — 44 ПР-10-11 150 36 »
РВЗ-6/400 700 697 200 —. 28 ПР-10-1 125 — »
РВЗ-Ю/400 РВ^-6/630 740 837 250 — 30,8 ПР-10-11 150 24 »
700 697 200 29 ПР-10-1 125 »
PB3-10/630 РВ^-б/1000 640 837 250 — 30 ПР-10-11 150 25 »
794 790 200 46 ПР-10-1 125 — »
РВЗ-10/1000 Рв1-6/400 794 930 250 — 54 ПР-10-11 150 60 »
373 697 200 601 35 ПР-10-1 125 »
РВФ-Ю/400 837 250 647 41 ПР-Ю-П 150 26 »
РВФ-6/630 406 697 200 618 38 ПР-10-1 125 — »
РВФ-10/630 817 250 664 45 ПР-Ю-П 150 28
РВФ-10/1000 406 817 250 625 67 ПР-Ю-П 150 —
РВРЗ-10/ 925 1000 350 512 107,0 ПР-3; — по ВЗВА
/2000 I РВРЗ-10/ 130,0 ПЧ-50; - - 140
/2000 II РВР-10/2000 — . "—. 85,0 ПДВ-5 88 »
РВК-10/2000 526 — 350 470 21 ПР-3; — 22 Ленинград-
РВК-10/3000 610 470 500 555 ПЧ-50; — — ский «Элек-
РВК-10/4000 616 470 500 655 — ПДВ-5 — — троаппарат»
Примечания 1. У разъединителей типа РВО открытие иожа на угол свыше 75’ ограничи-
вается упором.
2. Разъединители с заземляющими ножами имеют три варианта исполнения: I — заземляющие
иожи со стороны разъемных контактов; II — заземляющие ножи со стороны шарнирных контактов;
III — заземляющие иожи с двух сторон.
3. Фигурные разъединители имеют следующие фигуры исполнения: II — проходной изолятор
находится со стороны шарнирных контактов; III — проходной изолятор со стороны контакта; IV —
проходные изоляторы находятся с двух сторон. ,
4. Линейные разъединители имеют варианты исполнения I и II. Вариант II — с дополнитель-
ными изоляторами и контактами.
5. Для сигнальных и блокировочных цепей однополюсных и трехполюсных разъединителей (при
управлении приводами ПР-10 и ПР-П) применяют блок-контакты типа КСА, имеющие от 2 до 12
цепей.
6. Для однополюсных разъединителей РВО и РВК оптовая цепа приведена за один полюс без
привода, для трехполюсных — за трехполюсный комплект без привода.
7. Закорачивающие устройства разъединителей РВРЗ управляются ручным приводрм типа
ПР-3.
8. Разъединитель внутренней установки РВРЗ-2-10/2000 представлен иа рис. 48.
1.29
Рис. 48. Разъединитель рубящего типа для внутренней установки с двумя заземляющими ножами РВРЗ-2-10/2000:
i — рама; 2 — механическая блокировка основных и заземляющих ножей; 3 — заземляющий иож; 4 — опорный изолятор; 5 — главные
ножи; 6 — вал заземляющих ножей; 7 — вал главных ножей
Таблица 75
Установочные данные разъединителей наружной установки
на напряжения 35, ПО, 150 и 220 кВ
Тип Габаритные размеры, мм Тнп привода Масса полю- са, кг Оптовая це- на, руб.
Высота (без привода) Ширина Расстояние между осями полюсов
РНД-35/630 880 1060 1000 ПРН-ПОМ 66 45
РНД-35/1000 880 1060 1000 ПРН-110М 69 50
РНД-35/2000 1070 1190 1000 ПРН-ПОМ 184 ПО
РНДЗ-1 -35/630 880 1060 1000 ПРН-220М 84 64
РНДЗ-1-35/1000 880 1060 1000 ПРН-220М 87 70
РНДЗ-1-35/2000 1070 1190 1000 ПРН-220М 208 135
РНДЗ-2-35/630 880 1060 1000 ПРН-220М 102 83
РНДЗ-2-35/1000 880 1060 1000 ПРН-220М 104 90
PH Д3-2-35/2000 1070 1190 1000 ПРН-220М 232 160
РНД-35У/1000 1100 855 1000 ПРН-ПОМ 139 85
РНД-35У/2000 1140 964 1000 ПРН-ПОМ 191 120
РНДЗ- 1-35У/1000 1100 855 1000 ПРН-220М 160 105
РНДЗ-1-35У/2000 1140 964 1000 ПРН-220М 215 140
РНДЗ-2-35У/1000 1100 855 1000 ПРН-220М 182 125
РНДЗ-2-35У/2000 1140 964 1000 ПРН-220М 239 160
РНД-110/630 1385 1800 1800 ПРН-ПОМ или ПДН-1 167 90
РНД-110/1000 1400 1800 1800 ПРН-ПОМ или ПДН-1 172 100
PH Д-110/2000 1685 — 1900 ПРН-ПОМ или ПДН-1 323 180
РНДЗ-1-110/630 1418 1800 1800 ПРН-220М или ПДН-1 198 120
РНДЗ-1-110/1000 1433 1800 1800 ПРН-220М или ПДН-1 205 130
РНДЗ-1-110/2000 1685 1860 1900 ПРН-220М или ПДН-1 380 220
РНДЗ-2-110/630 1418 2100 1800 ПРН-220М или ПДН-1 234 150
РНДЗ-2-110/1000 1433 2100 1800 ПРН-220М или ПДН-1 239 160
РНДЗ-2-110/2000 1685 2000 1900 ПРН-220М или ПДН-1 433 260
РНД-110У/1000 2000 1535 1900 ПРН-ПОМ или ПДН-1 327 160
РНД-110У/2000 2080 1600 1900 ПРН-110М или ПДН-1 405 220
РНДЗ-1-П0У/1000 2000 1535 1900 ПРН-220М или ПДН-1 390 220
РНДЗ-1-110У/2000 2080 1600 1900 ПРН-220М или ПДН-1 471 270
РНДЗ-2-110У/1000 2000 1535 1900 ПРН-220М или ПДН-1 431 260
РНДЗ-2-110У/2000 2080 1600 1900 ПРН-220М или ПДН-1 530 320
РНД-150/1000 2000 — —. ПРН-220М или ПДН-1 353 210
РНД-150/2000 2080 — — ПРН-220М или ПДН-1 434 310
134
Продолжение табл. 75
Тип Габаритные размеры, мм Тип привода Масса полю- са, кг 1 Оптовая це- на» руб.
Высота (без привода) Ширина Расстояние между осями полюсов
РНДЗ-1-150/1000 2030 2610 2500 ПРН-220 409 255
РНДЗ-1-150/2000 2030 2610 2500 ИЛИ 496 355
РНДЗ-2-150/1000 2030 2610 2500 ПДН-1 461 300
РНДЗ-2-150/2000 2110 2610 2500 546 400
РНД-220У/1000 3840 3090 3300 ПДН-1 1292 1000
РНД-220У/2000 3840 3090 3300 ПДН-1 1325 1060
РНДЗ-1-220У/1000 3840 3090 — ПДН-1 1412 1120
РНДЗ-1-220У/2000 3840 3090 — ПДН-1 1453 1190
РНДЗ-2-220У/1000 3840 3090 — ПДН-1 1521 1240
РНДЗ-2-220У/2000 3840 3090 — ПДН-1 1549 1340
РЛНД-220П/1000 2500 2500 — ПРН-220 или 534 280
РЛНД-220П/2000 РЛНД-1-220П/1000 ПДН-1 ПРН-220 или 633 576 430 310
РЛНД-1-220П/2000 — - ПДН-1 ПРН-220 710 470
РЛНД-2-220П/1000 — — — ИЛИ 617 340
РЛНД-2-220П/2000 •— ПДН-1 785 500
Примечания. 1. Габаритные размеры разъединителей РНДЗ-220 и РЛНД-220П при-
ведены ориентировочно.
2. Разъединители с усиленной изоляцией «У» имеют длину пути тока утечки внешней изо-
ляции 2,25 см/кВ (категория «Б»); с обычной изоляцией — 1,5 см/кВ (категория «А»).
3. Разъединители на напряжение 35 и ПО кВ серий РНД-35Б и РНД-110Б — с механиче-
ской блокировкой главных и заземляющих ножей на разъединителе.
4. Разъединители горизонтально-поворотного типа выполняют в виде отдельных полюсов:
одного ведущего и двух ведомых, соединяемых на месте монтажа в трехполюсный аппарат.
5- При установке разъединителей с приводом ПДН-1 главные ножи переключают прн помо-
щи электродвигателя, а заземляющие — только вручную.
6. Разъединители изготовляет Великолукский завод высоковольтной аппаратуры.
Таблица 76
Технические данные разъединителей наружной установки на напряжение 10 кВ
\ Тип Номинальный ток, А Значение предель- ного сквоз- ного тока, А Ток термиче- ской стойко- сти, кА Габаритные размеры, мм Масса полюса, кг Тип привода Оптовая цена, | руб., за полюс |
наиболь- ший I 10-секунд- ный Высота I Ширина полная я S ® О Я S 4> о Q К X Я я ц □ CU Я О S
эффек-1 тнвное | ампли- тудное
РОН-Юк/4000 4000 250 100 65 850 650 1200 105 пчп 80
РЛНДА-1-10/200 200 9 15 — 5 500 580 600 19,7 РПНЗ-10 11
РЛНДА-1-10/400 400 15 25 — 9 .— 670 600 19,8 РПНЗ-10 11
РЛНДА-1-10/630 630 21 35 — 14 — 670 600 20,0 РПНЗ-10 12
Примечания. 1. Разъединитель РОН-10к/4000 изготовляют в виде отдельных полю-
сов, из которых на месте установки монтируют трехполюсиый разъединитель. В то же время
каждый полюс может быть использован как самостоятельный однополюсный разъединитель с
тем же приводом ПЧН (ручной червячный). Блок-контакты КСА имеют от двух до восьми це-
пей. Изоляторы опорные типа КО-Ю.
2. Разъединители РОН-Юк/4000 изготовляет завод ВЗВА; остальные разъединители — Рын-
гусский электромеханический завод.
135
Таблица 7?
'Технические данные приводов к разъединителям наружной установки
Тип Назначение Тип разъеди- нителя Число блок- контактов КСА Габаритны размеры, мм 1 Масса, кг Оптовая цена, руб.
ПДН-1 ПРН-110 ПРИ- НОМ ПРН-220 Привод для дистанционно го управления с электродви гателем типа АОЛ2-21-4 нг 220/380 В, 1 кВт, 140С об/мин, с магнитнымреверсив- ным пускателем ПМЕ-214 Привод выполняется в четы- рех вариантах: с главным валом и дву- мя валами ножей зазем- ления; с главным и одним ва- лом ножей заземления (справа); с главным и одним ва- лом ножей заземления (слева); только с одним глав- ным валом; угол поворота главно- го вала 90, 180, 270°, валов ножей заземления 90°. Максимальный мо- мент на главном валу •180 кгс-м Привод ручной рычажный, имеет два исполнения, без электромагнитной блокировки или с электромагнитной бло- кировкой. Диаметр выходно- го вала 35 мм, угол поворо- та —110°. Диаметр отверстия под ввод проводов — 40 мм Привод ручной рычажный со встроенными блок-контак- тами. Монтируется на верти- кальном основании. Угол по- ворота вала привода 90°, диа- метр 35 мм. Диаметр отвер- стия под ввод кабеля 40 мм Привод ручной рычажный, имеет четыре варианта ис- полнения по числу и распо- ложению валов заземляющих тожей: с двумя валами; с Одним валом (справа); без валов -РНД-110; РНД(3)-110 РНД(3)-150 >1000; РЛНД-220П Наружной установки РЛНД-35; РЛНД-110, РНД(З)- 46V РНД-110У РНД-150, РНДЗ-150, ЭЛНД-220П 2,4, 6,8, 10 2, 4, 6, 8 2 основных, 1 дополни- гельных 1285 х X Юбб X Х600 495 X Х470Х Х350 455 X Х290Х Х.220 710Х ХбЗОх. Х.420 30( 15 12 95 )380 16 110
136
Продолжение табл. 77
Тип Назначение Тип разъединителя Число блок- коятактов КСА Габаритные размеры, мм Масса, кг Опгевая деаа, руб.
ПРИ- Угол поворота главно- го вала привода 90 или 180°, валов ножей за- земления — 90° Диаметр вала — 35 мм Диаметр отверстий ка- бельных воронок под ввод приводов — 40 мм Привод монтируется на горизонтальной плоско- сти Привод ручной рычажный РЛН Д-35, 12 основных, 600Х 35 29
-220М со встроенными блок-контак- тами, имеет три варианта ис- полнения: с двумя валами ножей заземления (три выход- ных вала привода); с одним валом (справа) ножа заземления (два выходных вала привода— центральный и правый); с одним валом (слева) ножа заземления—цент- ральный и левый. Угол поворота выходных валов—90°, диаметр—35 мм. Привод имеет механическую блокировку РНД(3)-35У, РНД(З)- -110У 12 дополни- тельных Х540х. Х.295
Примечания. I. Приводы могут поставляться с замком электромагнитно!! блокнров-
ки типа ЗБ-1 на напряжение 220/110 В постоянного тока.
2. Приводы изготовляет Великолукский завод высоковольтной аппаратуры.
Таблица 78
|еские данные приводов к разъединителям внутренней установки
Тип Наименование Тип разъединителя Число блок- контактов КСА Масса, кг Оптовая цена, руб., коп.
ПЧ-50 Привод ручной червячный, исполнения I, II, III, IV для установки на стены толщи- ной 6—25; 45—65; 90—110; 130—150 мм РВР-10; РВК-10 и др. на токи 3000—8000 А 2; 4; 6; 8 24 20—00
ПДВ-12; ПДВ-5 Привод электродвигатёль- ный для дистанционного уп- равления разъединителями РВК 2; 4; 6; 8 107 145— 00
137
Продолжение табл. 78
Тип Наименование Тип разъединителя Число блок- коитактов КСА Масса, кг Оптовая цена, руб. коп.
ПДВ-1УЗ Электродвигатель на напря- жение 220/380 В перемен- ного тока Привод электродвигатель- Для разъедините- 12
ПР-2-1; ный для дистанционного уп- равления. Электродвигатель на напряжение 220 В пере- менного тока Привод ручной рычажный лей внутренней ус- тановки РВФ-10/400-630; 2; 4; 6; 8 3,5 3—10
ПР-2-II ПР-3 для установки на стены тол- щиной до 140 мм. Вариан- ты: I—присоединение тяги сзади; II—присоединение тя- ги спереди. Длина рукоятки 250 мм Привод ручной рычажный РВ-10/400-630 и др. наружной ус- тановки Внутренней уста- 2; 4; 6; 8 6,5 4—40
ПР-10-1 для одно- или трехполюсно- го разъединителя, исполне- ния I и II. В исполнении II привод и разъединитель рас- положены в одной плоскости Длина рукоятки 425 мм Привод ручной рычажный. новки на 1000— 2000 А РВ-10/400; РВ-10/ 2; 4; 6; 8 5,4 3-40
ПР-Ю-П Присоединение тяги сзади. Длина рукоятки 250 мм Привод ручной рычажный. /630; РВФ-10/400; РВФ-10/630 РВ-10/1000; 2; 4; 6; 8 5,6 3-60
Присоединение тяги сзади. Длина рукоятки 350 мм РВФ-10/1000
Примечания. 1. Блок-контакты и тяги поставляют при наличии указания в заказе.
Количество цепей КСА устанавливается талоне по заказу.
2. Приводы ПЧ-50 и ПР при необходимости снабжаются блок-замком типа ЗБ-1.
3. Приводы изготовляют ВЗВА и Бакинский завод электромонтажных изделий.
Техническая характеристика ПАОР
Наибольшее усилие сжатой рабочей пружины,
кгс............................................ 175
Наибольший момент на рычаге разъединителя
РС-3000/3,3, кгс-м........................... 42
Напряжение электромагнита, В............... ПО или 220
Ток электромагнита, А, при напряжении:
110 В....................................... 0,0208
220 ».................................... 0,0416
Рабочий ход пружины, мм...................... 150
» » плунжера электромагнита, мм . . 15
Параметры обмотки электромагнита плунжера:
диаметр провода ПЭВ-2, мм.................. 0,2
количество витков........................ 48 000
сопротивление обмотки, Ом................ 4 620
Габаритные размеры, мм:
диаметр.................................... 300
длина.................................... 1000
138
Масса, кг ...
Цена, руб. . . .
Завод-изготовитель
40
180
СЭЗ ЦЭ МПС
Устройство находится в стадии эксплуатационной проверки. Возможна кор-
ректировка некоторых данных.
41. ЯЧЕЙКИ КОМПЛЕКТНЫХ РУ-10 кВ
Ячейки комплектных РУ-10 кВ выпускает Люберецкий электромеханический
завод. Заказы на ячейки (табл. 79) для тяговых подстанций постов секциони-
рования и пунктов группировки оформляют службы электрификации и энерге-
тического хозяйства в соответствии с номенклатурным списком ЛЭ3000001.
Таблица 79
Технические данные ячеек комплектных РУ-10 кВ
Показатели Параметры ячеек типа
К-У1-У KBBO-2 КСО-2УМ
Номинальное напря- жение, кВ 6; 10 6; 10 6; 10
Наибольшее рабочее напряжение; кВ 7,2; 12 7,2; 12 7,2; 12
Номинальный ток 630; 1000 630; 1000 630; 1000
первичных цепей шка- фов, А
Номинальный ток 630; 1000 1000; 1600 630; 1000
сборных шин, А Условия обслужива- 1600; 2000 2000 1500
Двустороннее Одностороннее Одностороннее
ния
Установка Наружная Внутренняя Внутренняя
Напряжение опера- 110 постоянного ПО и 220 постоян- ПО постоянного
тивных цепей, В тока, 220 и 127 ного тока, 220 и 127 тока, 127 перемен-
/ переменного переменного НОГО
Ток динамической 52 52 52
устойчивости первич- ных цепей, кА -
Ток термической ус- 16; 20 16; 20 16
тойчивости 4-секунд- ный, кА
Тип выключателя и ВМП-10к; ПЭ-11; ВМПЭ с встроен- ВМГ-133; ПЭ-11
привода ПП-67 или ным приводом
ВМПП-10; ВМПЭ ПЭ-11
со встроенным
Высота, мм приводом
2450 (до крыши) 2440 3050 (до верхнего
изолятора)
Длина, мм 1000 1000 1200
Ширина, мм 1800 1100 1200
Масса, кг — 540—800 300—800
Стоимость, руб. До 1300 До 1300 300—900
Примечания. 1. Масса и цены приведены ориентировочно. Они различны в зависи-
мости от типа оборудования ячейки.
2. Ячейки KBBO-2 и К-У1-У имеют тележки выкатного типа.
139
При заказе блоков комплектных РУ, постов секционирования и пунктов
стыкования следует указать номенклатурное обозначение изделия, характерис-
тику приборов и реле блока низковольтной аппаратуры, номинальный ток
трансформаторов тока.
При заказе камер внутренней установки К.ВВО-2, кроме того, дополни-
тельно необходимо указать: сечение сборных шин, перечень и количество до-
полнительных узлов (торцовое или прочее ограждение, запасные части и спец-
инструмент) .
Описание конструкции и расшифровка номенклатурного обозначения дают-
ся в каталоге 02.12.22—76.
При заказе камер наружной установки дополнительно указывают наличие
устройств обогрева.
42. ВЫСОКОВОЛЬТНЫЕ ПРЕДОХРАНИТЕЛИ
Предохранители переменного тока напряжением свыше 1000 В предназна-
чены для защиты силовых цепей и измерительных трансформаторов напряже-
ния от перегрузок и коротких замыканий.
Номенклатурное обозначение предохранителя ПК-Юн/10-30, например, рас-
шифровывается следующим образом: предохранитель; с кварцевым (мелкозер-
нистым) заполнением; номинальное напряжение, кВ; род установки; номиналь-
ный ток, А; ток плавкой вставки. Шкала номинальных токов плавких вставок
силовых предохранителей (по ГОСТ 2213—70) содержит токи: 2; 3,2; 5; 8;
10; 16; 20; 32; 40; 50; 80; 100; 160; 200; 320; 400 А. Значение тока, при котором
плавкие вставки предохранителя плавятся в течение 1 ч, должно быть более
130% и менее 200% номинального тока плавкой вставки.
Для защиты трансформаторов на напряжения 3; 6; 10 кВ применяют пре-
дохранители ПК.Т-10 или ПКТУ-10; на напряжение 35 кВ — ПКТ-35 и ПКТУ-35.
Плавкие вставки для предохранителей ПК, ПКУ, ПКИ изготовляют из медных
посеребренных проволок, для предохранителей ПКТ и ПКТУ — из константа-
новых. Каждая проволока имеет ступени различных диаметров. Благодаря ма-
лому сечению плавкой вставки предохранители ПКТ создают значительный то-
коограничивающий эффект и могут быть установлены в сети с мощностью ко-
роткого замыкания до 1000 мВА.
Предохранители характеризуются следующими параметрами.
Номинальное напряжение предохранителя — напряжение, при котором пре-
дохранитель предназначен для длительной работы. Оно указано на щитке пре-
дохранителя.
Наибольшее рабочее напряжение предохранителя — наибольшее напряже-
ние, при котором завод-изготовитель гарантирует работу предохранителя.
Номинальный ток предохранителя — наибольший из всех номинальных то-
ков плавких вставок, которые могут быть применены в патроне данного пре-
дохранителя.
Номинальный ток плавкой вставки — ток, указанный на плавкой вставке,
при котором он может длительно работать.
Защитная характеристика предохранителя — зависимость времени отклю-
чения от величины тока, проходящего через предохранитель.
Время отключения предохранителя — отрезок времени от начала появления
тока отключения в цепи до момента погасания дуги.
Время плавления предохранителя — отрезок времени от начала появления
тока отключения в цепи до момента расплавления плавкого элемента.
Время горения дуги в предохранителе — отрезок времени от момента воз-
никновения дуги до ее погасания.
Номинальный ток отключения предохранителя — наибольшее значение сим-
метричного тока металлического короткого замыкания цепи, который может
быть прерван предохранителем.
Бестоковая пауза предохранителя с АПВ — среднее значение времени пе-
рерыва тока в цепи при автоматической замене патрона после перегорания
плавкого элемента в предохранителе многократного действия.
Технические данные предохранителей приведены в табл. 80—84.
140
' Таблица 80
Установочные данные предохранителей на напряжение свыше 1000 В
Тнп Высота 1 Габаритные размеры, мм Масса, кг Оптовая цена, руб.—коп.
Длина предохра- нителя Длина патрона Ширина изолятора Расстояние между АОСЯМИ предохра- нителей
ПК-3/30 183 321 210 77 185 2,91 2—50
ПК-3(40—100А) 213 366 260 77 230 4,51 3—40
ПК-3(150—200А) 290 366 260 77 230 6,38 5—40
ПК-3(300—400А) 290 395 260 77 243 11,23 10—90
ПК-6/30; ПКУ-6/20 183 421 310 77 285 3,70 2—65
ПКУ-6(30—50А) 213 466 360 77 320 — —
ПК-6(100—150А); ПКУ-6(75—100А) 290 466 360 77 330 7,57 6—00
ПК-6(200—300А); ПКУ-6(150—200А) 290 495 360 77 347 13,61 11—75
ПК-10/30; ПКУ-10/20 203 521 410 82 385 4,82 2—90
ПК-10(75—100А); ПКУ-10(50—75А) 310 566 480 82 430 9,42 6—60
ПК-10(150—200А); ПКУ-10(100—150А) 310 595 460 82 447 16,61 13—30
ПКТ-10; ПКТУ-10 203 321 210 82 185 3,50 2—70
ПК-35/10; ПКУ-35/8 1 463 760 610 130 620 17,85 9-50
II К-35(15—20А); ПКУ-35(10—20А) 493 805 660 130 665 19,90 10—40
ПК-35(30—40А) 570 805 660 130 665 27,74 14—10
ПКУ-35(30—40А) 463 760 610 130 620 17,50 8-90
ПК Т-35; ПКТУ-35 258 436 310 ПО 300 5,86 5—20
ПК-6н(2,5—ЗОА); ПК-10н(2,5—ЗОА) 258 536 410 110 400 . 6,36 5—30
ПКН-35н 495 950 610 170 720 33,40 26-00
Примечание. Для предохранителей внутренней установки применяют опорные’пзоля-
торы^ОМА-б и ОМА-35, для предохранителей наружной установки всех исполнений — изоляторы
141
/ Таблица 81 Технические данные кварц еву4^предохранителей на напряжение свыше 1000В Z*
Тип Номинальное напряжение, кВ i Номиналь- ный ток предохра- нителя, А Отношение наимень- шего от- ключаемогс тока к но- минальному Предельный ток отключения, кА Наиболь- ший пик при отклю- чении пре- дельного тока, КЗ, кА Общая масса пре- дохраните- ля без цоколя, кг
Симмет- ричная составляю щая С учетом апериоди- ческой составляю- щей
ПК; ПКН 3 7.5 30,0 Не огра- ничено 40 60 6,5 6,5 2,93 2,91
100,0 200,0 400,0 1,3 40 60 24,5 35,0 50,0 4,51 6,38 11,23
ПК; ПКН 6 7,5 30,0 Не огра- ничено 20 30 6,7 6,7 3,26 (5,46) 3,7 (5,86)
75,0 150,0 300,0 1,3 20 30 14,0 25,0 35,0 5,11 7,57 13,61
ПК; ПКН 10 7,5 30,0 Не огра- ничено 12 18 5,5 5,5 4,13 (5,73) 4,82 (6,36)
50,0 100,0 200,0 1,3 12 18 8,6 15,5 24,0 6,36 9,42 16,61
ПК; ПКН 35 10,0 20,0 Не огра- ничено 3,5 5 1,8 2,8 17,85 19,9
40,0 3 3,5 5 4,2 24,74
Примечания. 1. Наибольшая мощность отключения (при трехфазном КЗ) 200 мВА.
2. в скобках даны массы предохранителей ПК-6Н и ПК-ЮН наружной установки.
3. Предохранители типа ПК представлены иа рис. 49.
142
\ Таблица 82
Технические данные предохранителей на напряжение свыше 1000 В
с усиленной мощностью отключения
Тип Номи- нальное напряже- ние, кВ Номи- нальный ток пат- рона, А Наиболь- шая мощ- ность от- ключения (трехфаз- ная), мВА Предель- ный ток отключе- ния, кА Наиболь- ший пик токй при отключении предельно- го тока, КЗ, кА Мощность отключе- ния, мВА Общая масса пре- дохрани- теля с пат- роном без цоколя, кг
ПКУ 6 8 20 50 100 300 350 34 6,0 6,0 14,0 25,0 35,0 350 3,7 3,8 5,1 8,3 15,1
ПКУ 10 8 20 40 75 150 20 5,5 5,5 8,6 15,5 24,0 350 4,9 4,8 5,9 9,3 15,7
ПКУ 20 15 30 50 500 14,5 4,0 6,0 9,5 500 13,5 14,7 18,2
ПКУ 35 0СОО 8,5 2,0 4,0 5,2 500 18,0 19,9 24,7
Таблица 83
Технические данные предохранителей для защиты
трансформаторов напряжения_______________________
Тип Номи- нальное на- пряжение сети, кВ Наибольшая мощность отключения (трехфазная), мВ А Предель- ный ток отключе- ния, кА Наибольший пик тока при отключении предельного тока КЗ, А Масса предохра- нителя, кг^ Сопротив- ление, Ом
ПКТ; ПКТУ-10 3 Не ограни- чено Не огра- ничено 160 (50) 3,54 (5,14) 45
ПКТ-10н 6 10 1000 50 300 (100) 1000 (500) 3,54 (5,14) —
ПКТ-35 ПКТУ-35 ПКТ-35н 35 35 35 1000 1000 1000 17 17 17 700 (500) 17,46 (33,44) 144
Примечания. 1. Наибольшая мощность отключения тока КЗ и пик тока при отклю-
чении тока КЗ для предохранителей ПКТУ не ограничиваются.
2. В скобках приведены ток и масса предохранителей наружной уставки ПКТ-Юк и llKl-обн.
3. В предохранителях ПКТ и ПКТУ срабатывание определяется по приборам, включенным в
цепь трансформатора напряжения.
4. Время перегорания плавкой вставки предохранителей ПКТ при токе 1,2о А должно «ыть
более 1 мни, а при токе 2,5А—менее 1 мин.
143
Таблица 64
Технические данные предохранителей наружной установки
^Стреляющего тйпа
Тип Номи- нальное напряже- ние, кВ тейс плавкой -Вставки, А Номи- нальный ток предо- хранителя, А Номи- нальный ток от- ключения предохра- нителя, кА Мощность отключе- ния, мЙА Масса, кг Оптовая цена, руб.
ПСН-10 10 8; 10; 20; 32; 40; 50; 70; 100 100 10 200 23,0 23
ПСН-35 35 8; 10; 20; 32; 40; 50; 80; 100 100 5 500 62,0 37
ПСН-110 ПО 8; 10; 16; 20; 32; 40; 50 50 4 750 241,0 135
ПСН-220 220 8; 10; 16; 20; 32; 40; 50 50 4 1500 411,5 245
Примечание. Предохранители применяются в комплектных трансформаторных под-
станциях длятзащиты силовых трансформаторов от токов короткого замыкания.
Рис. 49. Предохранитель типа ПК:
а — на ток до 7,5 А; б — на ток более
7,5 А; 1 — торцовая крышка; 2 — латун-
ный колпачок; 3 — фарфоровая трубка;
4 — кварцевый песок; 5 — плавкая встав-,
ка; 6 — шарики из олова; 7 — указатель
срабатывания
144
43. ВЕНТИЛЬНЫЕ РАЗРЯДНИК)^ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
Вентильные разрядники предназначены для'защиты от перенапряжений изо-
ляции электрооборудования и линий электропередачи переменного тока напря-
жением 3—220 кВ промышленной частоты 50 Гц. \
Буквы в условном обозначении вентильных разрядников означают: Р —
разрядник; В — вентильный; П — подстанционный; С — станционный; М —
магнитный; Т — с токоограиичивающими искровыми промежутками; О — об-
легченной конструкций; ’К — комбинированный; Г — грозовой.
Типовое обозначение разрядника РВС-100, например, расшифровывается
следующим образом: разрядник, вентильный, станционный; номинальное напря-
жение, кВ.
Вентильный разрядник — разрядник, состоящий из однократного или мно-
гократного искрового промежутка, включенного последовательно с рабочим со-
противлением, имеющим нелинейную вольт-амперную характеристику. В неко-
торых разрядниках для выравнивания распределения напряжения параллельно
искровым промежуткам присоединяют . шунтирующие резисторы, а иногда и
шунтирующие конденсаторы.
Разрядники характеризуются следующими параметрами.
Номинальное напряжение разрядника — номинальное значение напряжения
сети, для работы в которой разрядник предназначен.
Номинальный разрядный ток разрядника — амплитудное значение импульс-
ного тока, который проходит через разрядник после пробоя его искровых про-
межутков.
Наибольшее допустимое напряжение на разряднике — это эффективное зна-
чение наибольшего гарантируемого заводом-изготовителем напряжения, при
котором разрядник надежно гасит дугу.
Пробивное напряжение разрядника при частоте 50 Гц — наибольшая ве-
личина напряжения частотой 50 Гц, плавно нарастающего до момента пробоя
искровых промежутков разрядника, вычисленная делением амплитудного зна-
чения на У 2. *
Импульсное пробивное напряжение разрядника — наибольшая величина
импульсного напряжения на разряднике в момент пробоя его искровых про-
межутков при заданном значении предразрядного времени.
Предразрядное время — время от начала увеличения импульсного напря-
жения до момента пробоя искровых промежутков разрядника.
Остающееся напряжение разрядника — наибольшая величина напряжения
на разряднике при прохождении через него импульсного тока с данной ампли-
тудой и длиной фронта.
Расчетный сопровождающий ток — максимально возможное амплитудное
значение тока, который по расчету должен проходить через разрядник после
пробоя его искровых промежутков при приложении к нему в течение полупе-
риода напряжения частоты 50 Гц, равного наибольшему допустимому напря-
жению.
Ток проводимости разрядника, искровые промежутки которого шунтирова-
ны сопротивлениями, — ток, проходящий через разрядник при приложении к
нему напряжения постоянного тока заданной величины. У разрядников, не име-
ющих шунтирующих сопротивлений, измеряемый при этом ток называется то-
ком утечки.
Защитный коэффициент разрядника при импульсном токе с данной ампли-
тудой и длиной фронта — отношение остающегося напряжения на разрядни-
ке при этом токе к наибольшему допустимому напряжению на разряднике, ум-
ноженному на У 2.
Чем меньше защитный коэффициент, тем лучше защитные свойства разряд-
ника.
Для защиты конденсаторов заградительных фильтров, а также для защи-
ты от перенапряжений оборудования на напряжение до 0,5 кВ предназначены
разрядники РВП-0,5.
145
Электрические характеристики разрядника РВП-0,5
Номинальное напряжений кВ...................... 0,5
Наибольшее допустимо? напряжение, кВ........... 0,5
Пробивное напряжение при времени разряда, кВ:
0,1—0,5 мкс . . /.............................. 4—5
2—10 мкс . . /............................... 3,5—4,5
Остающееся напряжение при импульсном токе 1000 А,
не более, кВ..........................-.......... 2,5
Модернизированный разрядник РВП с уменьшенным диаметром искровых
промежутков до 45 мм, со сниженными габаритами и массой выпускают под
наименованием РВО (разрядник вентильный облегченной конструкции).
Вентильные разрядники РВВМ, предназначенные для защиты от перенапря-
жений вращающихся машин, сняты с производства и заменены разрядниками
РВМ. Искровые промежутки этих разрядников имеют магнитное гашение вра-
щающейся дуги и надежно гасят сопровождающий ток 250—300 А. Они имеют
сниженное импульсное пробивное напряжение.
Разрядники РВРД аналогичны по электрическим характеристикам и габа-
ритным размерам разрядникам РВТ, однако конструктивно они несколько отли-
чаются. У разрядников РВРД магнитное поле создается ферритами вместо ка-
тушек, которые применены в разрядниках РВТ. Дугогасящие камеры изготовля-
ют из более пористой керамики, в них меньше пластика, чем у разрядников
РВТ.
Вентильные разрядники РВС выпускают в виде пяти стандартных элемен-
тов: РВС-15, РВС-20, РВС-30, РВС-33 н РВС-35. Из этих элементов комплек-
туют разрядники на напряжение до 220 кВ.
В распределительных устройствах 27,5 кВ тяговых подстанций перемен-
ного тока вместо разрядника РВ-25 с 1973 г. применяют разрядник РВМ-35, а
с 1975 г. — разрядник РВМ-1-35 с уменьшенным пробивным и остающимся на-
пряжениями.
Вентильный разрядник РВМГ предназначен для защиты от грозовых и кра-
тковременных внутренних перенапряжений. Их комплектуют из стандартных
элементов РВМГ-33. С 1972 г. разрядники выпускают из элементов новой кон-
струкции, в которых искровые промежутки и резисторы из вилита расположены
Таблица 85
Технические данные регистраторов срабатывания к разрядникам
переменного тока
Тип Максимальный ток срабаты- вания при длительности импульса 3 мкс, А Максимальный ток срабаты- вания при импульсе длительностью 10 мкс, А Число срабаты- ваний Габаритные размеры, мм Масса, кг Оптовая це- на, руб.
Высота 1 Длина Ширина
рр-1 РР-2 РР-3 10 40 80 90 1 300 1 500 J До 1000 173 185 136 1,9 10
РВР — 200—10 000 9 143 85 107 0,6 4
Примечания. I. Регистраторы типа РР герметизированы и предназначены как для
внутренней, так и для наружной установки. Узлом отсчета в них является электромагнитный
счетчик. Катушка электромагнитного счетчика имеет число витков 120, диаметр провода—0,5мм,
сопротивление 0,345 Ом. Параллельно счетчику включен тервитовый диск диаметром 70 мм, вы-
сотой— 10-1-12 мм.
2. Регистраторы срабатывания применяют также с разрядниками РМВУ-3,3 постоянного тока.
3. Регистраторы изготовляет Ленинградский электроремонтный завод.
146
\ Таблица 86
Электрические характеристики вентцльных разрядников
переменного тока на напряжение 3—220 кВ
Тип Номинальное напряжение, кВ Наиболь- шее допу- стимое на- пряжение на разряд- нике, кВ (эфф.) Пробивное напряжение при частоте 50 Гц, кВ (Эфф. ) Импульсное пробивное на- пряжение (при предразрядиом времени от 2 до 20 мкс), кВ, ие более Остающееся напряже- ние, кВ, ие более, при импульсном токе с длиной фронта вол- ны 8 мкс и амплитудой
3000 А 5000 а|10 000 А
РВП-З 3 3,8 9—11 21,0 15,0 16,0
РВП-6 6 7,6 16—19 35,0 28,0 30,0 —
РВП-10 10 12,7 26—30 50,0 47,0 50,0 —
РВО-ЗУ1 3 3,8 9-11 21,0 15,0 16,0 —
РВО-6У1 6 7,6 16—19 35,0 25,0 27,0 —-
РВО-ЮУ1 10 12,7 26-30 50,0 47,0 50,0 —
РВВМ-3 3 3,8 7,5—9,5 11,0 11,0 12,0
РВВМ-6 6 7,6 15,0—18,0 21,0 — 21,0 22,5
РВВМ-10 10 12,7 25,0—30,0 35,0 — 35,0 37,5
РВМ-3 3 3,8 7,5—9,5 8,0 9,0 9,5 11,0
РВМ-6 6 7,6 15,0—18,0 15,5 17,0 18,0 20,0
РВМ-10 10 12,7 25,0—30,0 25,5 28,0 30,0 33,0
РВМ-15 15 19,0 35,0—43,0 57,0 47,0 51,0 57,0
РВМ-35 35 40,5 75,0—90,0 116,0 97,0 105,0 116,0
РВТ-3 3 3,8 7,5—9,0 7,0 7,0 8,0 9,0
РВТ-6 6 7,6 15,0—18,0 14,0 14,0 16,0 18,0
РВТ-10 10 12,7 25,0—30,0 23,5 . 23,5 26,5 30,5
РВТ-110 110 100,0 150,0-175,0 240,0 — 215,0 240,0
РВТ-150 150 138,0 210,0—245,0 330,0 — 295,0 330,0
РВТ-220 220 200,0 300,0—350,0 460,0 — 430,0 480,0
РВРД-ЗУ1 3 3,8 7,5—9,0 7,0 7,0 8,0 9,0
РВРД-6У1 6 7,6 15,0—18,0 14,0 14,0 16,0 18,0
РВРД-10У1 10 12,7 25,0-30,0 23,5 23,5 26,5 30,5
РВРД-110У1 110 100,0 150,0—175,0 240,0 — 215,0 240,0
РВРД-150У1 150 138,0 210,0-245,0 330,0 — 295,0 330,0
РВРД-220У1 220 200,0 300,0—350,0 460,0 — 430,0 480,0
РВ-25 25 29,0 58—70 100,0 91,0 — —
РВМЭ-25 25 29,0 48—55 60-80 70,0 — —
РВО-35 35 40,5 78—98 150,0 —— 150,0 —
РВМ-1-35 35 36,0 73—84 108,0 80,0 —— —.
РВС-15 15 19,0 38—48 70,0 57,0 61,0 67,0
РВС-35 35 40,5 78—98 125,0 122,0 130,0 143,0
РВС-110 ПО 100,0 200—250 285,0 315,0 335,0 367,0
РВС-ПОК ПО 126,0 245-312 340,0 380,0 405,0 445,0
РВС-150 150 138,0 275—345 375,0 435,0 465,0 510,0
РВС-220 220 200,0 400—500 530,0 630,0 670,0 734,0
РВМГ-ПОМ ПО 100,0 170-195 265,0 245,0 265,0 295,0
РВМГ-150М 150 138,0 235—265 370,0 340,0 370,0 410,0
РВМН-220М 220 200,0 340—390 515,0 475,0 515,0 570,0
Примечания. 1. Остающееся напряжение разрядников РВМЭ-25 дано при импульсе
тока с длиной фронта волны 8 мкс, амплитудой 1000 А, импульсное пробивное напряжение-при
предразрядиом времени от 1,5 до 10 мкс.
2. Разрядники РВС-110, РВС-150, РВС-220 предназначены для защиты электроустановок в
сетях с заземленной нейтралью, разрядники РВС-15, РВС-35, РВС-ПОК—в сетях с изолирован-
ной нейтралью.
3. В качестве рабочего сопротивления в разрядниках РВМГ применены вилитовые диски
диаметром 130 мм, а в разрядниках РВТ-тервитовые диски диаметром 70 мм.
4. Защищенный коэффициент по импульсному защитному уровню А =2 у разрядников РВМГ,
й=1,7 У разрядников РВТ, й=2,2-2,3 у разрядников РВС.
147
Таблица 87
Установочные данные вентил^ых разрядников на напряжение 3—15 кВ
Тип / Габаритные размеры, мм Масса, кг Оптовая цена, руб. Завод-изготовитель
Высота Основание
РВП-3 225 0126 3,4 — Рынгуский электро-
РВП-6 315 0126 4,6 механический
РВП-10 445 0126 6,0 То же
РВО-ЗУ1 195+6 118+4,5 2,5 — »
РВО-6У1 280+9 118+4,5 3,6
РВО-ЮУ1 395+11 118+4,5 4,8 — »
РВВМ-3 430 0250 — — Ленинградский
РВВМ-6 430 0250 — — «Пролетарий»
РВВМ-10 430 0250 — — То же
РВМ-3 380 0340 28,0 35
РВМ-6 475 0340 33,0 40
РВМ-10 715 0340 46,0 55 »
РВМ-15 800 525 X 470 93,0 85 »
РВТ-3 345 225 x225 14,0 — ВЗВА
РВТ-6 415 225x225 17,0 — ВЗВА
РВТ-10 585 225 x 225 24,0 — ВЗВА
РВРД-ЗУ1 360 0360 18,5 60 ВЗВА
РВРД-6У1 415 0360 23,8 90 ВЗВА
РВРД-10У1 585 0360 32,3 130 ВЗВА
Таблица 88
Установочные данные
напряжение 25—220 кВ
вентильных разрядников на
Габаритные размеры, мм
Тип Высота Основание Масса, кг Оптовая цена, руб. Завод-изгото- витель
РВ-25 1210 0425 59,5 36 Ленинградский «Пролетарий»
РВМЭ-25 600 — 120,0 70 То же
РВО-35 630 0305 38,0 27
Р ВС-15 775 0425 49,0 30 ВЗВА
РВС-35 1210 0425 73,0 45 ВЗВА
РВС-100 3050 0425 176,0 130 ВЗВА
РВС-НОк 4370 02750 (кольца) 01250 (кольца) 01250 (кольца) 01250 (кольца) 318,0 — ВЗВА
Р ВС-150 3360 340,0 240 ВЗВА
РВС-220 4020 430,0 300 ВЗВА
РВМГ-НОМ 3250 328,0 390 ВЗВА
РВМГ-115М 3400 01250 421,0 500 ВЗВА
РВМГ-220М 4470 01250 (кольца) 670,0 800 ВЗВА
Примечания. 1. Разрядники РВС имеют основание размером 386X425 мм.
2. Разрядники типа РВМГ представлены на рис. 50.
148
SOO
Рис. 50. Разрядники РВМГ-150М (а) и РВМГ410М (б):
I _ основание; 2 — опорное кольцо; 3 — элемент; 4 — крышка; 5 — контактный
(Голт; 6 — экранирующее кольцо
по спирали и представляют три параллельные колонки, соединенные после-
довательно.
Разрядники применяют с регисторами срабатывания (табл. 85).
Применение их является обязательным для разрядников иа напряжение
35 кВ и выше, ниже 35 кВ — только по требованию заказчика.
Технические данные разрядников приведены в табл. 86—88.
44. ЭКСПЛУАТАЦИЯ РАЗРЯДНИКОВ
Для безаварийной эксплуатации разрядников необходимо своевременно
проводить периодические испытания их в соответствии с ПТЭ не реже чем один
раз в три года. Главный браковочный параметр — завышенная величина тока
проводимости (тока утечки) при испытании выпрямленным напряжением. На-
пряжение пробоя измеряют только для разрядников без шунтирующих сопро-
тивлений. Разрядники РВС и РВВМ испытывать на пробой запрещено ввиду
возможности выхода их из строя.
Причина отбраковки связана с ухудшением внутреннего состояния деталей
разрядников из-за нарушения уплотнений, наличия трещин во фланцах или
фарфоре и проникиовеиия вследствие этого влаги, а также из-за загрязнения
копотью в результате срабатываний. Однако существующие методы испытаний
не выявляют всех дефектов разрядников.
В настоящее время применяют дополнительные методы дефектировки, поз-
воляющие отбраковывать разрядники, удовлетворяющие испытательным нор-
мам, но имеющие скрытые повреждения.
Испытание на частичные разряды (внутреннее коронирование). Наиболее
просто частичные разряды могут быть выявлены во время испытания на ток
Рис. 51. Схема испытания разрядников РВС
штаигой под рабочим напряжением:
1, /2 —ошиновка разрядника; 2 — фарфоровая
покрышка; 3 — рабочее нелинейное сопротивле-
ние; 4 — фланец элемента разрядника; 5 — шун-
тирующее нелинейное сопротивление; 6 — еди-
ничный искровой промежуток; 7 — нелинейное
сопротивление; 8 — изолирующая трубка; 9 —
диод Д229; 10 — микроамперметр 0-750 мкА;
77 — ручка-держатель штанги
утечки с помощью транзисторного
радиоприемника. Для этого вклю-
ченный радиоприемник, настроен-
ный на участок диапазона сред-
них волн,, где нет в данный мо-
мент радиопередачи, устанавлива-
ется вблизи разрядника, и если
при испытании у отдельных раз-
рядников будет прослушиваться
необычный шум, то при всех про-
чих удовлетворительных парамет-
рах их следует браковать. Так
как метод сравнительный, он осо-
бенно эффективен при массовом
испытании большого количества
однотипных разрядников глав-
ным образом в условиях испы-
тательных лабораторий. При этом
может быть отбраковано до 5%
испытуемых разрядников.
Проверка разрядников под
рабочим напряжением. Делается
это с помощью специально обо-
рудованной испытательной штан-
ги (рис. 51), которая имеет из-
мерительный прибор иа 500 мкА
и добавочное сопротивление 1200
МОм.
Штангой кратковременно шун-
тируют иижний элемент разряд-
ника и замеряют ответвляющийся
ток утечки. Оценка состояния
производится сравнением значе-
150
ний токов, измеренных на одноименных фазах других аналогичных разрядников,
с данными предыдущих измерений. При отклонении замеренных данных на 20%
(как в большую, так и в меньшую стороны) разрядник должен быть выведен в
ремонт.
Дефектные разрядники не могут гасить сопровождающий ток и разруша-
ются после срабатывания, при этом у разрядников на 6 и 10 кВ обычно отва-
ливается донная часть с заземляющим выводом и после выпадания деталей
разрядник как бы сам отключается от шин. У разрядников РМВБ 3,3 кВ раз-
рушения обычно не происходит, так как успевает срабатывать быстродействую-
щая защита, поэтому для отключения поврежденных разрядников их присоеди-
няют через плавкие вставки (медный провод диаметром 0,5 мм, длиной 100 мм,
укрепленный между дугогасительными рогами), которые должны перегорать
при повторных, включениях на короткое замыкание. Разрядники, устанавлива-
емые для защиты нейтралей понижающих трансформаторов 1 ГО кВ, могут
разрушаться при аварийных режимах — при неотключаемых КЗ или неполно-
фазном питании из-за повышения напряжения на нейтрали до 73 кВ. Разруше-
ние разрядников РВС в таких случаях происходит со взрывом корпуса. Для
защиты изоляторов от повреждения осколками разрядники необходимо устанав-
ливать по уровню ниже верхней крышки трансформатора, предусматривать кре-
пление вывода, предотвращающее заброс его иа шины после взрыва, и ограж-
дение для защиты людей от осколков.
Для предотвращения разрушения разрядников, установленных в нейтрали
трансформаторов, запрещается защита нейтрали одним разрядником РВС-35 и
допускается одно из следующих соединений разрядников:
два последовательно соединенных разрядника РВС-20 (наилучший вариант);
два разрядника РВС-15 выпуска до 1960 г.;
два разрядника РВС-15 выпуска до 1960 г. и один РВС-15 (новый);
один разрядник РВС-35 и один РВС-15 (любой).
45. КОНДЕНСАТОРЫ
Косинусные конденсаторы предназначаются для повышения коэффициента
мощности электроустановок. В обозначении типа конденсатора буквы и цифры
означают: К — косинусный; М и С — пропитка минеральными маслами или
синтетическими жидкостями; 2 — испол-
нение в корпусе 2-го габарита (отсутствие
цифры — исполнение в корпусе 1-го габа-
рита).
Номенклатурное— обозначение конден-
саторов КС2-10.5/У 3 = 50, например, рас-
шифровывается следующим образом: коси-
нусный; с пропиткой синтетической жидко-
стью; изготовлен в корпусе 2-го габарита;
номинальное напряжение, кВ; номинальная
мощность, кВАр.
По ГОСТ 1282—72 конденсаторы КМ
и КМ2 относятся к серии I, КС и КС2
(рис. 52) — к сериям II и III. I серия —
конденсаторы с пропиткой нефтяным мас-
лом; II и III серии — конденсаторы с про-
питкой синтетическими жидкостями: со-
волом или трихлордифенилом.
Конденсаторы характеризуются сле-
дующими параметрами.
Номинальное напряжение конденсато-
ра Г/ном — действующее значение синусои-
дального напряжения частоты 50 Гц, на
которое рассчитан конденсатор. В трех-
фазных конденсаторах это напряже-
ние между линейными выводами.
Рис. 52. Конденсаторы КМ2, КС2 на-
пряжением 660—1050 В (в скобках даны
размеры для конденсаторов КМ, КС)
151
Таблица 89
Технические характеристики конденсаторов для продольной компенсации
Параметры Тип конденсаторов
КСП-0,66-40 КСП-1,05- -75У1 КСПК-1,05- -120У1
Номинальное напряжение, В 660 1050 1050
Номинальная мощность, кВАр 40 75 120
Номинальная емкость при 20°С, мкФ 282±10% 217+7,5% 346+7,5%
Допустимые перегрузки по напряжению, В, не более: в течение 10 ч в сутки 790
» » 4 » » » 860 —
» » 30 мин в сутки 1060 —.
» » 0,2 с » » 2800 —
» » 1 » » » 2,86/ном 2,ЬС/ ном
Вид исполнения Высота, мм 790±9 Однофазный 787 787
Масса, кг 54 55+5 55+5
Цена за 1 кВАр, руб.—коп. — 2—96 2—40
Примечания. I. Конденсаторы КСП допускают кратковременные разрядные токн-
амплнтудное значение которых ие более 100-кратного номинального, возникающие при шунти-
ровании конденсаторов устройствами защиты от перенапряжений.
2. Конденсаторы поставляют Серпуховской н Усть-Каменогорский конденсаторные заводы.
3. При температуре ниже минус 40°С конденсаторы не допускается включать в работу.
4. Конденсаторы КСП-1,05 и КСПК-1,05 допускают перегрузки по току до 1,1 номинально-
го продолжительностью ие более 8 ч и до 1,5—продолжительностью не более 10 мин.
5. Конденсаторы имеют встроенные разрядные резисторы с сопротивлением: КСП-1,05-75—
360 кОм; КСПК-1,05-120-200 кОм.
Таблица 90
Технические данные силовых косинусных конденсаторов
Типономиналы Номиналь- ное напря- жение, в Номин аль* нал мощ* ность, кВАр Номи- нальная емкость при 20°С, мкФ Высота конденса- тора н (СМ. рис. 52) Масса, кг Оптовая цена, руб.—коп.
КМ-0,22-4,5 220 4,5 1 296,00 408±7 26 13—00
КМ-0,38-13 380 13,5 286,00 408 ±7 26 4—70
КМ-0,5-13 500 13,0 165,00 408 +7 26 4—70
КМ-0,66-13 660 13,0 95,00 422+7 26 4—20
КМ-3,15-13 3150 13,0 4,17 445 +8 24 3—90
КМ-6,3-13 6300 13,0 1,04 445+8 24 3—90
КМ-10,5-13 10500 13,0 0,376 530+11 24 3—90
КМ2-0.22-9 ‘ 220 9,0 592,00 726+7 52 12—20
КМ2-0,38-26 380 26,0 572,00 726+7 52 4—25
КМ2-0.5-26 500 26,0 330,00 726+7 52 4-00
КМ2-0,66-26 660 26,0 190,00 740+7 52 3—90
КМ2-3,15-26 3150 26,0 8,34 760+8 48 3—60
КМ2-6.3-26 6300 26,0 2,08 790 +8 48 3—60
КМ2-10.5-26 10500 26,0 0,752 845 + 11 48 3-60
КС-0,22-6 220 6,0 395,00 408+7 28 15—50
КС-0,38-18 380 18,0 397,00 408+7 28 5—15
КС-0,5-18 500 18,0 229,00 408 + 7 28 4—70
КС-0,66-20 660 20,0 146,00 422±7 28 4—80
152
Продолжение табл. 90
Типономниалы Номиналь- ное напря- ние, В Номи- нальная мощность, кВАр Номи- нальная емкость при 20°С, мкФ Высота конденса- тора Н (см. рис. 52) Масса, кг Оптовая цена, руб.—коп.
КС-1,05-25 1050 25,0 72,00 422+7 27 3—15
КС-3,15-37,5 3150 37,5 12,00 445 ±8 27 2—70
КС-6,3-25 6 300 25,0 2,00 475 ±9 27 3—15
КС-6,3-37,5 6300 37,5 3,00 475 ±9 27 2—70
КС-10,5-25 1050 26,0 0,72 530+11 27 3—15
КС-10,5-37,5 1050 37,5 1,08 530+11 27 2—70
КС2-0,22-12 220 12,0 790,00 56 15—00
КС2-0,38-36 380 36,0 794,00 726 ±7 56 4—95
КС2-0.5-36 500 36,0 458,00 56 4—95
КС2-0,66-40 660 40,0 292,00 740±7 56 4—60
КС2-1,05-50 1 050 50,0 144,00 54 3-00
КС2-1,05-75 1 050 75,0 217,00 740 ±7 54 2—50
КС2-3,15-50 3150 50,0 16,00 760+8 54 3-00
КС2-3,15-75 3150 75,0 24,00 54 2—50
КС2-6.3-50 6 300 50,0 4,00 790 ±9 54 3—00
КС2-6.3-75 6 300 75,0 6,00 54 2—50
КС2-10.5-50 1 050 50,0 1,44 845+11 54 3—00
КС2-10.5-75 1050 75,0 2,16 54 2—50
Примечания. 1. Конденсаторы на напряжения 1050 ; 3150; 6300 и 10500 В изготовляют
в однофазном исполнении, иа напряжения 220, 380, 500 и 660В—-как в однофазном, так и в трех-
фазном исполнениях.
2. Конденсаторы в трехфазном исполнении соединяют по схеме «-треугольник».
3. Конденсаторы в однофазном исполнении выпускают с двумя изолированными выводами
или с двумя выводами, один из которых соединен с корпусом.
4. Отклонение мощности (емкости) от номинального значения при температуре 20°С сос-
тавляет: для конденсаторов КМ, КМ2 и КС2 при напряжении 1050J3 и ниже; от —5 до 10% для
конденсаторов КМ, КМ2, КС и КС2, КСЗ при напряжении 150 /ЗВ и выше.
5. Конденсаторы допускают длительную работу при повышении действующего значения
напряжения до 110% от номинального; при повышении действующего значения тока до 130% от
тока, получаемого при номинальном напряжении и номинальной частоте как за счет увеличения
напряжения, так и за счет высших гармоник или того и другого вместе.
6. Конденсаторы выпускают в корпусах двух габаритов: 1-й размерами 380X120X325 мм,
2-й—380X120X640 мм (первое число—длина, второе—ширина, третье—высота) с отклонениями
не более ±3 мм.
7. При температуре ниже — 40°С не допускается включение под напряженке конденсаторов
с пропиткой синтетической жидкостью.
8. Конденсаторы могут быть использованы в наружных установках без защиты от солнеч-
ной радиации.
9. Конденсаторы поставляют Серпуховской и Усть-Каменогорский конденсаторные заводы.
Таблица 91
Технические данные конденсаторов связи СМР н ОМР
Тип Номинальное напряжение, кВ Номинальная емкость, мкФ Допустимое от- клонение емкости от номинальной при температуре 20±10°C, % Габаритные размеры, мм Масса, кг Оптовая цена, руб.
Высота Осно- вание
СМР-бб/УТ-0,0044 38,0 0,0044 От—5 до 4-10 890± 10 0290 68 150
CMP-110/V 3 -0,0064 63,5 0,0064 » —5 » 4-10 1170±15 0436 265 175
CMP-166/V 3 -0,014 96,0 0,0140 ±5 1375±18 0730 950 765
ОМР-15-0,107 15,0 0,1070 ±5 455±13 0730 412 295
Примечания. 1. Тангенс угла потерь при частоте тока 50 Гц и
равен 0,003.
2. Резонансная частота собственных колебаний не менее 750 кГц.
3. Конденсаторы выпускает серпуховской завод «Конденсатор».
температуре 20±10“С
153
Таблица 92
Комплектация линий электропередачи 35, 110, 150 и 220 кВ
конденсаторами связи_________________________
Класс напряжения линии электро- передачи, кВ Наибольшее рабочее напряжение линии электро- передачи, кВ Тип конденсатора связи Тйп изоли- рующей под- ставки Количество конденсаторов на фазу Габаритные размеры установки, мм
Высота Основание
35 40,5 СМР-66/]/'ЗТ),0044 ПИ-1 1 —.
ПО 126,0 СМР-ПО/У 3 -0,0064 ПИ-2 1 1600 450X450
150 172,0 СМР-66/ 3 -0,0044 ПИ-1 3 3100 350 X 350
220 252,0 СМР-ПО/У 3-0,0064 ПИ-2 2 2770 450Х.450
Примечание. Изолирующие фарфоровые подставки поставляются отдельно. Они
имеют следующие данные: ПИ-1—габариты 350x350x430 мм, масса 45 кг, стоимость 48 руб.;
ПИ-2—габариты 450X450x430 мм, масса 86 кг, стоимость 40 руб.
Таблица 93
Технические данные импульсных конденсаторов
Тип
О)
и «Г
е- И
« 8
и S
S и
Режим работы
“ 2S
SX
св
£ «=>
св
Оптовая
цепа, руб.
ИМ-3-230
ИМН-5-140
ИМУ-5-140
ИМЗ-100
230
140
140
100
600 1,5
600 2,5
60 150
Энергия
заряда
450 Дж
10
10
6
100
104
104
101
57
57
60
27
110
125
36
Примечания. 1. Конденсаторы типа ИМ (импульсные масляные) применяют в уста-
новках системы повышенного напряжения 6,6/3,3 кВ постоянного тока.
2. Допустимое отклонение емкости—1СЦ_ 4-20%.
3. Конденсаторы изготовляет серпуховской завод «Конденсатора.
Номинальная мощность Qhom — реактивная мощность при номинальном на-
пряжении, на которую рассчитан конденсатор.
Номинальный ток /ном — действующее значение тока, проходящего через
линейный вывод конденсатора с номинальной емкостью, при приложении к не-
му номинального напряжения.
Типономинал конденсатора — это обозначение конденсатора определенного
типа с номинальным напряжением и номинальной мощностью, входящими в ряд
номинальцых величин, установленных стандартом. Тип объединяет конденсаторы
с аналогичными конструктивными свойствами и определенной пропиткой (мине-
ральным маслом или синтетическими жидкостями).
Конденсаторы КСП предназначены для установок продольной компенсации
реактивного сопротивления линий электропередач переменного тока. На базе
единой серии косинусных конденсаторов, выпускаемых по ГОСТ 1282—72, и
конденсатора КСП-0,66-40У1 разработаны и поставляются промышленностью
новые конденсаторы с бумажным диэлектриком КСП-1.05-75У1 и с бумажно-
пленочным диэлектриком КСПК-1,05-120У1. По сравнению с конденсатором
КСП-0,66-40 они имеют повышенные в 2—3 раза удельные характеристики.
Технические данные конденсаторов приведены в табл. 89—93.
154
Глава
IV
ВЫСОКОВОЛЬТНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ПОСТОЯННОГО ТОКА
46. ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ
Силовые преобразовательные трансформаторы являются основной частью
преобразовательных агрегатов, предназначенных для питания контактной сети.
Типовое обозначение преобразовательного трансформатора ТДП-
12500/ЮЖУ1 расшифровывается следующим образом; трехфазный; с дутьевым
масляным охлаждением; для полупроводниковых преобразователей; типовая
мощность, кВА; класс напряжения сетевой обмотки, кВ; климатическое. испол-
нение; категория размещения.
При заказе трансформатора следует указать наименование и тип трансфор-
матора, напряжение н схему соединения сетевой обмотки, напряжение преобра-
зователя, номер технических условий.
Трансформаторы характеризуются следующими параметрами.
Номинальное напряжение сетевой обмотки — действующее значение меж-
дуфазного напряжения на сетевой обмотке трансформатора.
Номинальное напряжение вентильной обмотки:
для «нулевых» схем — действующее значение фазного напряжения холосто-
го хода вентильной обмотки при номинальном напряжении сетевой обмотки;
для мостовых схем — действующее значение напряжения холостого хода
между зажимами смежных фаз вентильной обмотки при номинальном напря-
жении сетевой обмотки.
Номинальный ток сетевой обмотки — действующее значение линейного то-
ка сетевой обмотки трансформатора, рассчитанное по номинальному току пре-
образователя в предположении, что анодный ток имеет прямоугольную форму.
Номинальный ток вентильной обмоткн — действующее значение тока вен-
тильной обмотан, рассчитанное в предположении, что анодный ток имеет пря-
моугольную форму.
Номинальная мощность сетевой обмоткн трансформатора — полная мощ-
ность на зажимах сетевой стороны трансформатора при номинальных значени-
ях напряжения, частоты н тока преобразователя, рассчитанная в предположе-
нии, что анодный ток имеет прямоугольную форму.
Трансформаторные агрегаты с плавным бесконтактным регулированием на-
пряжения под нагрузкой выпускают на два напряжения сетевой обмотки 10 и.
35 кВ со схемами соединения вентильной обмоткн «две обратные звезды» с ура-
внительным реактором (ТДПУ-20000) и трехфазной мостовой (ТДП-16000/10Ж).
Трансформаторные агрегаты с плавным бесконтактным автоматическим ре-
гулированием напряжения под нагрузкой состоят из трансформатора ТДПУ-
10000/10 нли ТДПУ-20000/35, управляемого реактора РТДП-6300/10 илн
РТДП-6300/35 и шкафа управления ШАУН.
Бесконтактное регулирование выпрямленного напряжения под нагрузкой
осуществляется с помощью двух управляемых реакторов, включаемых в ответ-
вления сетевой обмотки преобразовательного трансформатора.
Выпрямленное напряжение регулируется автоматически в пределах 3250—
3750 В при номинальном токе преобразователя. Трансформаторы ТДПУ могут
работать без управляемого реактора при наличии регулировочной обмотки.
Они допускают также работу в инверторном режиме при токе 2000 А.
Технические данные указанных трансформаторов, управляемых реакторов и
шкафов управления приведены в табл. 94—100.
155
Таблица 94
Электрические характеристики преобразовательных трансформаторов
Тип Номинальное напря- жение сетевой обмот- ки, кВ Номинальный ток сетевой обмотки, А Номинальная мощ- ность сетевой обмот- ки, кВА Номинальное напря- жение преобразова- теля, кВ Номинальный ток преобразователя, А Номинальное напря- жение вентильной об- мотки, кВ Номинальный ток вентильной обмотки,А Напряжение ветви реактора, В Напряжение КЗ, % Ток XX, А Потери, кВт Потери в уравни- тельном реакторе, кВт Схема соединения обмотки
X X СО
в стали 1 в меди сетевой вентильной
УТМРУ-6300/35Ж 6,3 10,5 35,0 339 203 61,1 3 700 3,3 1000 3,02 280 — 8,2 4,0 23,0 34,0 — — «Звезда» или «треуголь- ник» «Две обрат- ные звезды» с уравни- тельным реактором
ТМПУ-6300 '35Ж 6,0 10,0 35,0 447 268 77 4 640 3,3 1250 3,03 361 —' 8,5 2,4 15,0 50,0 — — То же То же
ТМПУ-6300 35ЖУ1 6,0 10,0 35,0 — 4 640 3,3 1250 3,03 361 — 9,5 1,3 10,0 41,0 1,0 4,0 » »
ТМП-6300/35У1 6,0 10,0 35,0 — 6000 3,3 1600 1,52 — — 7,5- 8,5 2,4 10,7 42,0 — — «Треуголь- ник» или «звезда» «Треуголь- ник»
ТМРУ-16000/10-1 6,0 10,0 1068 611 11 100 3,3 3000 3,02 867 760 7,0 3,4 48,0 85,0 — — «Звезда» или «треуголь- ник» «Две обрат- ные звезды» с уравни- тельным ре- актором
ТМРУ-16000/10Ж 6,0 10,0 11400 650 11840 3,3 3200 3,02 924 760 7,35 3,18 33,0 79,0 3,32 8,56 «Треуголь- ник» или «звезда» То же
ТМПУ-160Э0/ 10ЖУ1 6,0 10,0 1 140 650 11 840 3,3 3200 3,02 924 760 6,1 1,2 24,0 73,0 2,3 8,00 То же »
ТДП-12500/10ЖУ1 6,0 10,0 10,5 1140 650 649 11 800 11 800 11 800 3,3 3,3 3,3 3200 3200 3200 1,52 1,52 1,52 2610 2610 2610 — 7 7 7 1,1 1,1 1,1 16,0 16,0 16,0 72,5 72,5 72,5 — — » » «Треуголь- ник»
ТДРУНГ-20000/ по 110,0 69,9 12500 3,3 3000 3,4 867 — 12,6 2,3 35,0 90,0 1,2 14,0 « Звезда» «Две обрат- ные звезды» с уравни- тельным реактором
Примечания. 1. Потери холостого хода и короткого замыкания трансформаторов ТМРУ-16000/10, ТМПУ-6300/35 даны для стали Э-330 тол-
щиной 0,35 мм. Для трансформатора ТМПУ-6300/35 эти величины даны с учетом потерь в уравнительном реакторе. Для трансформаторов последних
выпусков потери даны для стали Э-ЗЗОА толщиной <0,35 мм.
2. Преобразовательные трансформаторы выполнены с устройством ПБВ±5%.
3. На крышке трансформаторов ТМПУ-6300/35, УТМРУ-6300/35, кроме вводов сетевой и вентильной обмоток, расположены два нулевых ввода
вентильных обмоток на ток 1000 А и два ввода уравнительного реактора. Все вводы разборного типа с механическим креплением.
4. За напряжение вентильной обмотки принято для «-нулевой» схемы действующее значение фазного напряжения холостого хода при номинальном
напряжении сетевой обмоткн, для мостовой схемы—действующее значение междуфазного напряжения холостого хода при номинальном напряжении
сетевой обмотки.
Электрические характеристики преобразовательных инвенторных
Тип Номинальное на- пряжение, кВ Номин альный ток сетевой обмотки, А, в режиме Номи- нальная первичная мощность, кВА Номинальное на- пряжение преоб- разователя, кВ Номинальный ток преобразователя, А Номинальное на- пряжение вентиль- ной обмотки, кВ Номинальный ток вентильной об- мотки, А
выпря- митель- ном инвер- торном
ТДПУ-20000/ЮЖ 10,5 653 (783) (490) 11900 (14 300) 3,25 (3,76) 3200 3,02 (3,70) 924 (924)
ТДПУ-20000/35Ж 35,0 170 (200) (133) 11317 (13 350) 3,25 (3,76) 3000 3,08 (3,634) 867 (867)
ТД ПУ-20000/10ЖУ1 10,5 — — 11900 (14 300) 3,23 (3,76) 3200 3,03 (3,64) 924 (924)
ТД ПУ-20000/35ЖУ1 35,0 — — И 800 (14 200) 3,23 (3,78) 3200 3,02 (3,63) 924 924
. ТДП-16000/10ЖУ1 10,5 638 (731) — И 600 (13 300) 3,2 (3,7) 3200 — 2620
ТДРУ-20000/10И 6,3 1085 845 11 830 3,3 3200 3,02 924
10,5 651 508 9 240 3,7 2000 3,77 580
ТД ПУ-20000/10ИУ1 10,5- 652 509 11900 3,3 3200 3,02 924
9 260 — 2000 3,77 577
6,3 655 512 11 900 3,3 3200 3,03 924
9 310 — 2000 3,79 577
ТДП-12500/10ИУ1 6,3 1086 855 11870 3,31 3200 2,62 2610
9 330 2000 3,30 1630
10,0 687 540 11 900 3,32 3200 2,63 2610
9 360 2000 3,31 1630
ТМП-6300/35ИУ1 6,0 4 665 3,3 1250 1,53 1020
— 1000 1,91 817
10,0 4 660 3,3 1250 1,52 1020
— 100 1,90 817
35,0 4 654 3,3 1250 1,52 1020
— 1000 1,90 817
ВТМР-3200/10 5,231 — 102 1850 — 2000 0,755 577
Примечания. 1. Для трансформаторов ТДПУ-Ж с бесконтактным регулированием
2. У трансформаторов, предназначенных для работы в инверторном режиме (с буквой И), в
3. Вентильная обмотка трансформатора имеет ответвления, обеспечивающие превышение
иым иа 25 %. Напряжение ветви реактора в инвенторном режиме должно соответствовать углу
4. Потери XX н КЗ даны для стали Э-330 35 мм у трансформаторов старых выпусков, для
5. Вольтодобавочный трансформатор ВТМР-3200/10 предназначен для работы в цепи выпря
УТМР-3500/35.
6. По требованию заказчика в обоснованных случаях сетевые обмотки преобразовательных
7. Для трансформатора ТДПУ-20000/10ИУ1 изменены характеристики Л/’хх—21>° кВт> Д^КЗ
158
Таблица 95
трансформаторов с бесконтактным регулированием напряжения
" « S X о к е Напряжение КЗ, % Ток XX, А Потери, кВт Потери в уравнительном реакторе, кВт Схема соединения обмотки
« С9 Q.O) С GU 63 к! XX КЗ в стали в меди сетевой вентильной
758 (908) 700 (900) 755 8,2 (6,6) 7,6 (6,3) 8,4 (6,7) 7,7 (6,35) 7,5 (7,5) 7,5 0,68 (2,27) 1,5 (2,85) 1,2 (1,2) 0,92 (0,92) 0,47 2,7 17,7 (28,3) 22,0 (34) 24,9 (24,9) 24,9 (24,9) 17,5 29,0 99,0 (Ю6) 109,0 (И5) 106,0 (106,0) 116,0 (И6,0) 74,0 101,0 1,2 (1,4) 1,2 (1,4) 1,4 (1.4) 1,4 (1,4) 1,4 18,6 17 18,6 (18,6) 18,6 (18,6) 18,6 «Треугольник» или «Звезда» То же » » «Звезда» или «Треугольник» «Треугольник» «Две обратные звезды» с урав- нительным реак- тором То же » » «Треугольник» «Две обратные
2138 5,9 3,5 53,0 6,3 7,3 или «Звезда» звезды» с урав- нительным реак- тором
7,48 1,2 24,0 90,0,- 1,0- 18,6 То же То же
5,83
7,37 1,2 24,0 90,0 1,0 18,6 » »
5,74
8,16 0,8 15,0 77,0 «Треугольник» «Звезда»
6,41
8,16 0,8 1,2 1,2 1,2 5,58 15,0 9,3 9,3 9,3 8,6 77,0 36,0 »
6,41 8,7 8,7 8,7 7,03
31,6 35,5 »
31,0 38,0
— 33,3 22,8 — — «Две обратные звезды» с об- щим нулем «Две обратные звезды» без со- единения нулей
напряжения в скобках приведены цифры для режима с выведенной регулировочной обмоткой,
числителе даны данные для выпрямленного, а в знаменателе—для инверторного режимов.
фазного напряжения вентильных обмоток в инверторном режиме по сравнению с выпрямнтель-
опережения 3=55’ эл.
стали Э-ЗЗОА 35 мм новых выпусков.
мительно-инверторного агрегата и выпускается взамен вольтодобавочного трансформатора
трансформаторов могут быть выполнены на напряжение 6,3; 10.5; 38,5 кВ.
bs-96 кВт.
159
Таблица 96
Габаритные размеры трансформаторов при подъеме активной части
Тип трансформатора Размеры, мм
А Б В г Д
УТМРУ-6300/35 7960 3070 — 3000 350
ТМПУ-6300/35Ж 7500 3080 — 2930 468
ТМП-6300/35У1 7000 2645 35 1850 468 г А
ТДП-12500/10ЖУ1 7650 2962 150 2220 378 U )
ТМРУ-16000/10Ж 7220 3095 150 3000 400 1 у rzz:
ТМРУ-16000/10 7200 3095 150 3000 380
ТДРУ-20000/10Ж 7200 3095 150 3140 400
ТДПУ-20000/10Ж 7500 3310 25 3210 — т т
ТДПУ-20000/35Ж 7500 3310 25 3210 — - Нй ♦ 11S00Ji
ВТМР-3200/10У1 5700 2800 — 2350 350
ТД П-16000/10ЖУ1 7440 3030 150 2390 415
Таблица 97
Основные технические данные
шкафов управления трансформаторных агрегатов
с регулированием напряжения
.Тип Напря- жение питания, В Номи- нальный ТОК, А Выходная мощность, кВт Масса, кг Габаритные размеры, мм
Высота Длина Ширина
ШАУН-2 (3) 220 45 12 760 1685 760 727
ШАУН-4 220 или 380 45±5% 12 635 1600 1120 640
Примечания. 1. При напряжении Питания 380 В шкаф комплектуется понизительным
трансформатором типа ТСЗ-15/0,5 на 380/220 В.
2. Шкаф ШАУН-4 обеспечивает работу трансформаторного агрегата в оптимальном техни-
ко-экономическом режиме.
160
-5206
Масса преобразовательных трансформаторов
Масса, кг, не более
Тип полная отправоч- ная активной части бака с ра- диаторами и армату- рой частей, отправляе- мых от- дельно крышки с арматурой радиато- ров масла Оптовая цена, руб.
полная в ра- диаторе в рас- шири- теле для доливки
59000 24900 3080 21600 2200 1900
ТДРУНГ-20000/10 7 700 —‘ — 2800 20600 1260 1800 — —
ТДПУ-20000/10 45 000 38 000 23900 8090 __ 900 3470 12 000 1680 600 3000 30000
ДТД-6300/10 26 000 23500 13 000 — — 570 990 8 200 480 400 1100 22000
ТДПУ-20000/35 40500 33500 20 000 — — 1100 2870 11500 1210 600 1900 25100
ДТД-6300/35 25 400 — 12150 — — — — 8 640 — — 940 19 700
ТД ПУ-20000/ЮЖ 45 500 — 24 500 — —. — — 11 950 —— — — 28 500
РТДП-6300/10 26 000 — 13 000 — — — 8 200 480 400 — 20500
ТДПУ-20000/35Ж 44200 37 600 22 900 — — —- —- И 950 — — 2700 29000
РТД П-6300/35 26 000 13 000 — — — — 8 200 — —. — 20500
ТДРУ-20000/10И 37 450 31900 19 700 6210 3000 1210 — 10 300 — — 2550 24600
ТДПУ-20000/10ИУ1 39 000 — 19 800 — : — — 10 330 — — 2500 28 500
ТДП-12500/10ИУ1 25300 — 13600 — — — — 6 000 — —— 1900 20 000
ТМРУ-16000/10 42 500 33 000 20 350 9600 6000 1250 5400 11300 2100 600 3300 24 600
ТМРУ-16000/10-1 45 000 33 700 20 400 — 6500 1200 — — 4000 600 4800 23600
ТМПУ-16000/10ЖУ1 42 500 31 000 20 400 — —- — —- 11300 — — 3300 25000
ТДП-12500/10Ж 24 000 — 13 600 — — — 6000 — 1900 18 000
УТМРУ-6300/35 20 800 — 9 800 4890 — — 2050 5860 860 220 13000
ТМПУ-6300/35 22 400 17 900 9 750 5730 — 410 2430 6300 10180 340 1560 15500
19 800 9100 5460 1600 13 000
ТМПУ-6300/35ЖУ1 21 500 — 10 000 — — 6500
ТМП-6300/35ИУ1 18 500 14100 8 800 — — 400 1920 5000 1040 210 1400 14 000
ТМП-6300/35Ж 17 800 — 8 800 — —— — — — — — —
ВТМР-3200/10 13 000 965 5 300 2300 — — 1030 4500 — 1100 14 000
ТДП-16000/10Ж 28 700 26 800 15 750 5710 — 610 1790 6450 950 340 1680 29 000
Примечания. I. Для трансформатора ТМП-6800/35 приведены проектные данные.
2. Ширина продольной и поперечной колеи трансформаторов 1524 мм, у трансформаторов последующих выпусков-1524±6,5 мм.
3. У трансформатора ТДРУНГ-20000/110 в числителе-масса при радиаторах с круглыми трубами, в зиамеиателе-при радиаторах с овальными трубами.
4. У трансформатора ТМПУ-6300/35Ж в числителе—масса для напряжения сетевой обмотки 10 кВ, в зиаменателе-35 кВ.
5. Трансформаторы изготовляет завод УЭТМ.
Таблица 99
Габаритные размеры преобразовательных трансформаторов
Тип Габариты, мм
Высота Длина Ширина
полная до крышки
ТДРУНГ-20000/110 6330 4180 5880 4200 3500
ТДПУ-20000/10 5320 3440 4720 3610
ДТД-6300/10 5300 3700 3000 3000
ТДПУ-20000/35 5330 3730 5130 3200
ДТД-6300/35 5300 3120 3000 2800
ТДПУ-20000/ЮЖ 5450 — 4720 3610
РТДП-6300/10 5300 — 3000 3000
ТДПУ-20000/35Ж 5450 — 4720 3610
РТДП-6300/35 5300 — 3000 3000
ТДРУ-20000/10И 5050 3560 4330 3210
ТДПУ-20000/10ИУ1 5030 3560 4330 3600
ТДП-12500/10ИУ1 4600 3100 3450 3590
ТМРУ-16000/10 5040 3510 5950 3600
ТМРУ-16000/10-1 5020 3490 6060 3890
ТМПУ-16000/10ЖУ1 5040 — 5500 3600
ТДП-12500/10ЖУ1 4600 3100 3450 3590
УТМРУ-6300/35 4650 3120 3450 3280
ТМПУ-6300/35 4740 3560 3450 3420
ТМПУ-6300/35ЖУ1 4640 4740 L— 3300 3450 3330 3420
ТМП-6300/35ИУ1 4400 3120 3200 3400
ТМП-6300/35ЖУ1 4700 — 3200 3400
ВТМР-3200/10У1 4230 2590 ft я 3080 - 2270
ТДП-16000/10ЖУ1 4720 3460 3450 3500
Примечания. 1. Трансформаторы ТДРУНГ-20000/110, ТДПУ-20000/10, ТДПУ-20000/35,
ТДРУ-20000/10И, ТМРУ-16000/10, УТМРУ-6300/35 сняты с производства.
2. Для трансформатора ТМПУ-6300/35 приведены данные в числителе для напряжения се-
тевой обмотки 6 и 10 кВ, в знаменателе—35 кВ.
3. Напряжение питания системы охлаждения 380 В с выведенным нулем или 220 В. По-
требляемая мощность 2,5 кВт.
162
Таблица 100
Электрические характеристики управляемых реакторов к преобразовательным трансформаторам
с бесконтактным регулированием напряжения под нагрузкой
Наименование показателей ДТД-6300/ 10 при соединении обмотки ДТД-6300/35 при соединении обмотки РТДП-6300/10У1 при соединении обмотки РТДП-6300/35У1 при соединении обмотки
в «звезду» в «тре- угольник» в «звезду» в «тре- угольник» в «звезду» в «тре- угольник» в «звезду» в «тре- угольник*
Мощность рабочей обмотки, кВА Напряжение рабочей обмотки, В: 3132x2 3139x2 2 935x2 2 985 x2 3130Х.2 3140x2 3100x2 3120Х.2
при токе, равном нулю 1333 2 310 4 440 7 700 1 333 2310 4 440 7 700
» » управления, равном 45 А 400 690 1080 1 870 400 690 1080 1870
Номинальный ток рабочей обмотки, А 783 453 225 135 783 453 135 135
» » обмотки управления, А 45±5% 45±5% 45±5% 45±5% 45±5% 45±5% 45±5% 45±5%
Номинальная мощность обмотки управления, кВт 10 10 10 10 10 10 10 10
Сопротивление обмотки управления, Ом Потери, Вт: 4,90 4,90 4,90 4,90 4,91 4,91 4,91 4,91
в стали Э-330 т 17 600 17600 16 000 16 000 17 600 17 600 16 000 16 000
> меди 25 100 25 100 31000 29500 25100 25100 31000 29500
Примечания. I. реакторы предназначены для работы с трансформаторами, имеющими схемы выпрямления :«две обратные звезды» с уравни-
тельным реактором и трехфазную мостовую.
2. Дроссели ДТД-6300 сняты с производства.
3.,Реакторы допускают перегрузку в соответствии с ГОСТ 16772—71 для преобразовательных трансформаторов.
GO
Утроитель частоты УМ-25У1 предназначен для снятия пика холостого хода
внешней характеристики выпрямительного агрегата при токе нагрузки ниже
0,01 1а, включенного по схеме выпрямления «две обратные звезды» с уравни-
тельным реактором. Он состоит из трех реакторов (однофазных элементов) с
насыщенной магнитной системой.
Основные технические данные утроителя частоты УМ-25 У1
Номинальная первичная мощность, кВА ..................23,85
Фазовое напряжение обмотки, В ........................ 3020
Номинальное напряжение ветви уравнительного реактора, В 666
Величина критического тока, А.........................10
Частота, Гц...........................................50/150
Потери, кВт:
холостого хода...........................................0,927
короткого замыкания.................................0,282
Масса утроителя, кг.....................................430
» масла, кг...........................................140
Оптовая цена, руб.......................................485
Завод-изготовитель......................................УЭТМ
47. НЕКОТОРЫЕ ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Рис. 53. Преобразовательный трансформатор
ТМПУ-6300/35Ж:
1 — радиаторы; 2 — переключатель напряжения;
3 — вводы обмоток ВН; 4 — вводы обмоток НН;
5 — расширительный бачок; 6 — лестница для
обслуживания газового реле; 7 — термосифонный
фильтр
Для электрифицированных железных дорог преобразовательные трансфор-
маторы (рис. 53) изготовляют с естественным масляным охлаждением или с
дутьевым охлаждением. В последнем случае в свободное пространство между
трубами каждого из радиаторов
для дополнительного обдува
встраивают вентиляторы. Система
обдува радиаторов трансформа-
тора управляется с помощью
шкафа автоматики дутья.
Шкаф автоматического управ-
ления дутьем (ШАУД) обеспечи-
вает нормальную работу венти-
ляторов в зависимости от темпе-
ратуры масла трансформатора и
тока нагрузки. Включение венти-
ляторов происходит при номи-
нальном токе нагрузки трансфор-
матора и при температуре верх-
них слоев масла +55°С. Отклю-
чение вентиляторов — при токе
нагрузки ниже номинального и
температуре верхних слоев мас-
ла +50°С. Кроме того, шкаф
ШАУД осуществляет защиту
электродвигателей вентиляторов
от токов перегрузки и коротких
замыканий, а также ручное дис-
танционное управление дутьем.
Обмотки ВН преобразова-
тельных трансформаторов имеют
ответвления, с помощью которых
можно получить коэффициент
трансформаций, отличающийся от
номинального на ±5%. При от-
ключенном от сети трансформато-
164
Рис. 54. Однофазный переключатель напряжения:
а — расположение колпака на крышке трансформатора: / — стопорные болты; 2 —
крышка; 3 — колпак; 4 — крепящие болты; б — расположение контактных стержней пе-
реключателя; 5 — контактные стержни; 6 — диск переключателя; 7 — контактный сегмент;
8 — фиксирующие стержни; в — схема соединения обмотки
Таблица 101
Циклические перегрузки трансформаторов
Тип трансформатора Допустимые перегрузки Номер ГОСТа
ТДРУ-20000/10И ТМРУ-16000/10 25 % в течение 15 мин—1 раз в 2 ч; 50 % в течение 2 мин—1 раз в 1 ч; 100 % в течение 10 с—1 раз в 2 мин. При этом за время работы преобразовате- ля в режиме перегрузок среднее квадратич- ное значение тока за любые 30 мин не долж- но превышать номинальный ток, а если про- исходит 100%-ная перегрузка, то время ус- реднения должно быть 5 мин. 2329—70
ТДПУ -20000/10 ТД ПУ-20000/35 ТМПУ-6300/35 ТМПУ-16000/10ЖУ1 ТДПУ-20000/10И ТДП-12500/10И ТМПУ-6300/35Ж ТДП-16000/10Ж 25 % в течение 15 мин—1 раз в 2 ч; 50 % в течение 2 мин—1 раз в 1 ч; 100 % в течение 20 с—1 раз в 2 мин. При этом за время работы трансформатора в режиме перегрузок среднее квадратичное значение тока за любые 30 мин не должно превышать номинальный ток трансформатора, а если в течение этих 30 мин происходит 100 %-пая перегрузка, то время усреднения должно быть 5 мин 16772—71
ТМП-6300/35И ТДП-12500/10Ж ТМПУ-6300/35Ж 25 % в течение 15 мин—1 раз в 30 мин; 50 % в течение 5 мин; 75 % в течение 2 мин; 100 % в течение 1 мин. За время работы агрегата в режиме пере- грузок среднее квадратичное значение тока за любые 30 мин не должно превышать но- минальный ток агрегата 18142—72
165
ре напряжение регулируют переключателем ПБВ, который имеет три ступени
напряжения (рис. 54).
Положение / соответствует наибольшему, положение II — номинальному и
положение III — наименьшему значениям напряжения на стороне ВН при не-
изменном напряжении на стороне НН.
Преобразовательные трансформаторы, предназначенные для питания агре-
гатов, работающих на общие шины постоянного тока, должны иметь одинако-
вые напряжения холостого хода (в пределах ±0,5%), одинаковые напряжения
короткого замыкания (в пределах ±10,0%).
Допускаемые в условиях эксплуатации длительные нагрузки, а также сис-
тематические и аварийные перегрузки преобразовательных трансформаторов
должны соответствовать нагрузочной способности преобразовательных
устройств. Трансформаторы должны выдерживать циклические перегрузки пе-
риодичностью один раз в 30 мин током 0,25 /ном в течение 15 мин; 0,50
/ном — 5 мин; 0,75 /Ном — 2 мин; /ном — 1 мин. При этом за время работы
преобразовательного агрегата в режиме перегрузки среднее квадратичное зна-
чение тока за любые 30 мин (время усреднения) не должно превышать номи-
нальный ток. Трансформаторы с системой охлаждения «Д» должны допускать
при отключенном дутье длительную нагрузку током не менее 60% от /ном.
Установленные на тяговых подстанциях преобразовательные трансформа-
торы допускают циклические перегрузки, указанные в табл. 101.
48. ПОЛУПРОВОДНИКОВЫЕ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ
На тяговых подстанциях постоянного тока для преобразования переменно-
го тока в постоянный (выпрямленный) применяют выпрямительные преобразо-
ватели на кремниевых силовых вентилях—-диодах.
Для преобразования постоянного тока рекуперирующих электровозов (в
случае отсутствия электровоза, который смог бы потребить этот ток) в трех-
фазный переменный ток питающей сети • служат выпрямительно-инверторные
или инверторные преобразователи на кремниевых силовых управляемых венти-
лях-тиристорах.
В зависимости от способов охлаждения вентилей на тяговых подстанциях
применяется несколько видов преобразователей: с естественным воздушным
охлаждением; с принудительным воздушным охлаждением; с принудительным
масляным охлаждением вентилей совместно с охладителем; с принудительным
масляным охлаждением только охладителей (без вентилей).
В связи с простотой обслуживания и лучшими технико-экономическими по-
казателями наибольшее применение на тяговых подстанциях получили преобра-
зователи с воздушным естественным охлаждением. Вначале их изготовлял Мос-
ковский энергомеханический завод Главного управления электрификации и энер-
гетического хозяйства МПС, а затем Таллинский электротехнический завод.
Условное обозначение преобразователя ПВЭ-5АУ1 Таллинского электро-
технического завода расшифровывается следующим образом: преобразователь;
выпрямительный; для тяговых подстанций электрифицированных железных до-
рог; номер модификации; климатическое исполнение — для умеренного климата;
категория размещения — для наружной установки. При заказе необходимо ука-
зать наименование и тип преобразователя, комплектность поставки и номеп
технических условий.
Преобразователь ПВЭ-5АУ1 (рис. 55) может быть включен как по «нуле-
вой», так и по мостовой схеме выпрямления. Мостовая схема выполняется с
применением тех же шкафов, что и «нулевая». Количество шкафов и габарит-
ные размеры их одинаковы. Разница лишь в количестве и расположении выво-
дов на крышах шкафов с вентилями и шкафа разрядников.
Преобразователь состоит из шести шкафов с вентилями, которые конструк-
тивно выполнены с двусторонним обслуживанием. Каждая дверь снабжена
замками электромагнитной блокировки и блокировкой открывания дверей.
Шкаф RC, в котором размещены три резисторно-конденсаторных контура,
предназначенных для защиты преобразователя от коммутационных и атмосфер-
166
Рис. 55. Принципиальная электрическая схема преобразовательного агрегата ПВЭ-5АУ1:
1 — преобразовательный трансформатор; 2 — шкаф с разрядниками РБК; 3 — фазы пре-
образователя; 4 — выключатель постоянного тока; 5 — шкаф 2?С; 6 — панель управления;
7 — шкаф земляной защиты
ных перенапряжений, имеет конструкцию с односторонним обслуживанием.
Шкаф снабжен блокировкой, исключающей подачу напряжения на преобразова-
тель при закороченных ножах разъединителя, который используется для раз-
ряда конденсаторных контуров.
В шкафу с разрядниками (см. рис. 55) расположено шесть разрядников
типа РБК.
Полупроводниковые преобразователи с воздушным естественным охлажде-
нием выпускались Московским энергомеханическим заводом ЦЭ двух типов:
ПВКЕ-2 в виде отдельных шкафов-полуфаз (рис. 56), шкафа с контурами RC
и блока разрядников типов РРА и БВКЕ-2— в виде шкафов полуфаз, скомпо-
нованных в блоки и полностью собираемых на заводе.
Преобразователь БВКЕ (рис. 57) в зависимости от компоновки подстанции
имеет два варианта исполнения:
I — с центральным расположением шин 10 и 3,3 кВ — предусматривает
дополнительную установку рамы разъединителей, на которой можно установить
на месте монтажа преобразователя плюсовый и минусовый разъединители с
приводами, и двухполюсный разъединитель с приводом ПРИ-10 для заземле-
ния;
167
Рис. 56. Полуфаза преобразователя ПВКЕ-2:
1 — шкаф; 2 — блоки вентилей с охладителями; 3, 7, 3 — стекло-
текстолитовые экраны; 4 — нейтральный каркас; 5 — изолятор; 6 —
дверь шкафа; 9 — дефлектор; 10 — проходной изолятор
Рис. 57. Преобразователь БВКЕ-1:
1 - рамное основание; 2 - шкаф /?С; 3 — блок разрядников РРА-3; 4 — полуфаза;
5 — конструкция для установки разъединителя (для выпрямителей I то исполнения)
IG8
Рис. 58. Схема преобразователя УВКЭ-1:
1 — разъединитель; 2 — масляный выключатель; 3 — преобразовательные трансформаторы;
4 — шкафы фаз; 5 — быстродействующий выключатель; 6 — разрядники
II — с центральным расположением помещения реакторной, т. е. боковым
подсоединением шин 10 и 3,3 кВ (правое и левое присоединения) —требует
дополнительной установки швеллера с изоляторами для бокового подвода шнн
10 кВ (рама для разъединителей не изготовляется). Конструкция блоков пре-
образователя позволяет выполнить ошиновку при различных вариантах под-
станций.
Преобразователи более позднего выпуска типа ПВКЕ-3 состоят из шкафов-
фаз и имеют два варианта исполнения: для стационарной тяговой подстан-
ции — ПВКЕ-ЗС, для передвижной подстанции — ПВКЕ-ЗП.
В преобразователях с естественным воздушным охлаждением применен
специальный охладитель вентиля. При этом длительно допустимый ток венти-
лей В-200 и ВЛ-200 с прямым падением напряжения до 0,55 В и тепловым
сопротивлением Q,12°C Вт достигает 150 А при превышении температуры р-п-
169
Рис. 59. Преобразователь ПВЭ-3:
1 — ввод; 2 — дверь; 3‘ — блок вентилей; 4 —
переходные шины; 5 — окно для подключения
вентилятора; 6 — общий воздуховод; 6 — осно-
вание шкафа; 8 — вывод
перехода над температурой окру-
жающего воздуха на 100°С. До-
пустимый ток вентиля в преоб-
разовательных установках боль-
ше вследствие естественной тяги
воздуха. Длительный ток вентиля
со стандартным охладителем и
принудительным воздушным ох-
лаждением при скорости v =
= 104-12 м/с и таким же превы-
шением температуры р—«-пере-
хода был бы равен 160—180 А.
Охлаждающий воздух в
шкаф вентилей поступает через
проем в нижней части шкафа.
Для обеспечения свободного до-
ступа воздуха шкафы с полуфа-
зами или фазами устанавливают
на раму высотой 1,0 м над уров-
нем планировки. Взаимный подо-
грев вентилей исключается их сту-
пенчатым расположением. Поток
охлаждающего воздуха направ-
ляется нижним и верхним боко-
вьши экранами и отражателем.
Для предотвращения попадания
влаги внутрь шкафа нижний про-
ем шкафа закрыт сеткой, а в ве-
рхней части установлен дефлек-
тор.
В связи с унификацией сило-
вых полупроводниковых прибо-
ров и охладителей Таллинский
электротехнический завод пере-
шел на охладители из прессованных профилей, которые по габаритным разме-
рам соответствуют литым, а по переходному тепловому и установившемуся теп-
ловому сопротивлениям несколько лучше.
Преобразователь УВКЭ-1 с принудительным воздушным охлаждением вен-
тилей предназначен для внутренней установки. Типовое обозначение преобразо-
вателя УВКЕ-1 расшифровывается следующим образом: установка; выпрями-
тельная; на кремниевых вентилях; для электрифицированных железных дорог;
номер разработки.
Для равномерного распределения обратного напряжения по последователь-
но включенным вентилям и снятия внутренних коммутационных перенапряже-
ний в УВКЭ-1 применены шунтирующие резисторы Дш типа ПЭВ-50-1,6 кОм
и цепочки RC из резисторов ПЭВ-3-20 и конденсаторов МБГЧ-1-750-2
(МБГЧ-2-750). Параллельно работающие вентили соединены между собой че-
рез резисторы связи сопротивлением 0,5—0,7 Ом (рис. 58).
С целью экономии электрической энергии и улучшения энергетических по-
казателей Главное управление электрификации и энергетического хозяйства
предложило (ТУ П-137/74 от ЗО/ХП-1974 г.) на преобразователях УВКЕ-1 от-
ключить контуры RC и уменьшить число последовательно соединенных венти-
лей с 24 до 20. При этом для уменьшения тока, проходящего через лампы
защиты при пробое вентилей, рекомендуется установить параллельно сигналь-
ным лампам резисторы 6504-700 Ом мощностью 2 Вт.
Условное обозначение полупроводникового преобразователя типа ПВЭ-3
расшифровывается следующим образом: преобразователь; выпрямительный;
для электрифицированного транспорта; модификация. Преобразователь (рис.
59) состоит из двух шкафов с вентилями. Различие между шкафами лишь в
том, что первый шкаф имеет крепления для подключения к трансформатору, а
второй — к шинам постоянного тока. Все вентили, лампы сигнализации И рези-
170
Рис. 60. Блок преобразователя ВКМБ-1:
1 — шкаф защиты от перенапряжений с контурами 7?С; 2 — охладительная установка; 3 —
вентильные разрядники РВМ-3; 4 — фаза выпрямителя; 5 — шкаф защиты от пробоя
вентилей
сторы размещены в 36 блоках, которые легко снимаются для ревизии. Парал-
лельно вентилям включены резисторы Rm типа ПЭВ-50 сопротивлением
5,1 кОм, а между вентилями соседних цепочек — резисторы связи Ra сопро-
тивлением 0,5—0,7 Ом. Для сигнализации о пробое вентилей служат лампы
КМ, включенные в диагональ уравновешенных мостов, образованных резисто-
рами и вентилями.
Преобразователь ВКМБ-1 (рис. 60 и 61) на кремниевых вентилях, погру-
женных полностью в масло, с принудительным масляным охлаждением, блоч-
ного исполнения применяется на стационарных тяговых подстанциях постоянно-
го тока напряжением 3,3 кВ.
Условное обозначение преобразователя ВКМБ-1 расшифровывается сле-
дующим образом: выпрямитель; кремниевый; с масляным охлаждением; блоч-
ного исполнения; вариант исполнения.
Опытный образец преобразователя с бесконтактньш автоматическим регу-
лированием напряжения ПВЭР-1 эксплуатируется на Свердловской дороге.
Преобразователь обеспечивает на шинах подстанции выпрямленное напря-
жение на уровне 3200—3800' В при нагрузке до 3000 А, а также автоматичес-
Рис. 61. Принципиальная схема системы масляного охлаждения преобразователя ВКМр-1:
1 — охладитель; 2 — вентилятор; 3 — расширитель; 4 — насос; 5 — фаза выпрямителя
171
Шины 1ОКВ
Рис. 62. Схема преобразовательного агрегата с маг-
ннтно-тнристорным регулятором:
1 — преобразовательный трансформатор; 2 — тири-
сторный регулятор; 3 — вольтодобавочный трансфор-
матор <ВДТ); 4 — компенсационная обмотка ВДТ;
5 — преобразователь компенсирующего устройства;'
6 — основной выпрямительный преобразователь
кое бесконтактное регулирова-
ние этого напряжения в ука-
занных пределах прн измене-
нии нагрузки. Регулирование
осуществляется за счет изме-
нения дополнительной э. д. с.,
создаваемой управляемым
преобразователем. Комплект
'состоит из двух преобразова-
телей: первый с трехфазной
мостовой схемой выпрямления,
выполненный на тиристорах,
подключается к силовому
трансформатору ТМП-3200/10,
а второй со схемой выпрямле-
ния «две обратные звезды» с
уравнительным реактором, вы-
полненный иа лавинных венти-
лях, — к преобразовательно-
му трансформатору. .
Датчик напряжения на вы-
ходе обеспечивает подачу сиг-
нала в систему управления —
для стабилизации внешней ха-
рактеристики. Резистор регу-
лировки внешней характерис-
тики находится на щите управ-
ления. Для равномерного де-
ления прямого и обратного на-
пряжений на тиристорах каж-
дая группа девяти параллель-
но включенных через сопротив-
ление связи тиристоров шун-
тируется цепочкой RC. Равно-
мерное распределение тока по
параллельным вентилям дости-
гается применением дроссе-
лей насыщения. Для передачи
импульсов управления на ти-
ристоры от шкафа управления
служат импульсные трансформаторы, расположенные в шкафах с тиристорами.
Существенными недостатками преобразователя ПВЭР-1 являются сравнительно
высокий уровень мешающего напряжения на выходе преобразователя и высо-
кая стоимость.
Преобразовательные агрегаты с плавным бесконтактным автоматическим
регулированием напряжения, разработанные УЭМИИТом, заводом «Уралэлект-
ротяжмаш» и Свердловской дорогой, имеют хорошие технико-экономические
показатели, однако они могут быть установлены только на вновь электрифици-
рованных участках, так как в этих агрегатах использованы новые трансформа-
торы. Для действующих участков с установленными ранее трансформаторами
возможно применение тиристорных регуляторов, разработанных ЛИИЖТом
совместно с ДЭЛ Октябрьской дороги.
Преобразовательный агрегат с магнитно-тиристорным регулятором (рис.
62) позволяет осуществлять стабилизацию и регулирование выпрямленного
напряжения на тяговых подстанциях постоянного тока в пределах 3300—3800 В
при номинальной нагрузке преобразователя.
Регулирование выпрямленного напряжения осуществляется за счет измене-
ния среднего значения выпрямленного напряжения при изменении угла откры-
тия тиристоров, включенных в первичные обмотки вольтодобавочного трансфор-
матора. При закрытых тиристорах первичная обмотка вольтодобавочного транс-
форматора разомкнута, а по вторичной протекает ток вентильной обмотки
172
трансформатора. Этот режим опасен в связи с повышением напряжения на
разомкнутой обмотке вольтодобавочного трансформатора, а, кроме того, при
этом снижаются энергетические показатели работы преобразователя в целом.
Для исключения этого явления применено компенсационное устройство, состоя-
щее из дополнительных обмоток вольтодобавочного трансформатора н преобра-
зователя на неуправляемых вентилях, соединенного по мостовой схеме выпрям-
ления.
Вольтодобавочный трансформатор выполнен на базе преобразовательного
трансформатора устаревшей конструкции ТМР-3200/35 мощностью 1850 кВА
Первичные обмотки остались без изменения, а из вторичных образовано 6 обмо-
ток на напряжение 503 В и 3 компенсационные обмотки на напряжение 1750 В.
Тиристорный регулятор состоит из 216 тиристоров ТЛ-160. Компенсацион-
ный мостовой преобразователь имеет 54 лавинных диода ВЛ-200 8-го
класса.
Тиристорный регулятор н компенсационный преобразователь помещены в
шкафы от преобразователя ПВЭ-3, серийно выпускаемого Таллинским элект-
ромеханическим заводом. С целью использования одной и той же системы
охлаждения указанного преобразователя компенсационный преобразователь
установлен наверху шкафа тиристорного блока. Для сокращения высоты и по-
лучения возможности установки нового преобразователя на существующих тя-
говых подстанциях уменьшена высота подставки, применен центробежный вен-
тилятор № 5 с двигателем мощностью 1,8 кВт.
Система автоматического управления обеспечивает работу преобразователь-
ного агрегата в двух режимах: стабилизации и регулирования. Автоматическое
регулирование выпрямленного напряжения на выходе преобразователя осуществ-
ляется по замкнутой системе управления. В качестве шкафа управления исполь-
зуют шкаф управления от выпрямительно-инверторных преобразователей
ВИПЭ-1 или ВЙПЭ-2 с измененной схемой.
Опытная партия магнитно-тиристорных регуляторов эксплуатируется на
участке Ленинград—Москва.
Для преобразования переменного тока в постоянный (выпрямленный) ток
и обратно на электрифицированных участках постоянного тока с рекуперацией
применяются выпрямительно-инверторные или только инверторные преобразо-
ватели на тиристорах.
Преобразователь выпрямительно-инверторный ВИПЭ-2УЗ (рис. 63) внут-
ренней установки предназначен для работы на стационарных тяговых подстан-
циях.
Охлаждение тиристоров ТД-320 — воздушное, принудительное. Силовая
схема соединения — трехфазная мостовая — два встречно включенных трехфаз-
ных моста. Система автоматического регулирования преобразователя обеспе-
чивает получение горизонтальных и падающих внешних характеристик. Перек-
лючение из режима в режим осуществляется со стороны контактной сети с по-
мощью быстродействующих выключателей постоянного тока. Со стороны сети
переменного тока переключение бесконтактное, так как мосты подключены к
соответствующим отпайкам вторичной обмотки преобразовательного трансфор-
матора. Переключение режимов происходит при помощи датчика переключе-
ния режимов.
Мощность, потребляемая схемой управления, включая выходные каскады,
3 кВА; диапазон изменения угла регулирования инвертора не менее 60° эл.;
наибольшая междуфазная асимметрия управляющих импульсов не более
±1° эл.; длительность управляющего импульса не менее 500 мкс; амплитуда
не менее 2,5 А; крутизна переднего фронта импульса 0,3 А/мкс.
Конструктивно преобразователь выполнен в виде шкафов инвертора и
выпрямителя, шкафа управления, шкафа выходных каскадов, шкафа RC и
двух шкафов с разрядниками.
Каждый шкаф инвертора схемно представляет фазу (два плеча) трехфаз-
ного моста, состоящего из блоков тнрнсторов; панелей с цепочками RC; индук-
тивных делителей тока (дросселей) с измерительной обмоткой сигнализации
об обрыве Параллельно включенных тнрнсторов; импульсных трансформаторов
с выпрямительными модулями; изолировочных трансформаторов схемы сигна-
лизации о пробое тиристоров; общей RC — цепи «анод-катод».
173
2208 6(10,5;М)КВ
Рис. 63. Схема выпрямительно-ииверториого преобразователя ВИПЭ-2УЗ:
/ — преобразовательный трансформатор; 2 — шкафы инвертора; 3 — помехозащитные реакторы РОСВ-2000; 4 — быстродействующие выключа-
тели постоянного тока; 5 — разрядники РБК; 6 — шкаф выпрямителя; 7 — сглаживающий реактор инвертора РБФА-У-6500/3250 ; 8 — разряд-
ник РВБК-3,3; 9 — делители напряжения; 10 — датчик переключения режимов; 11 — датчик напряжения контактной сети; 12 — шкаф выходных,
каскадов для формирования импульсов управления; 13 — шкаф, обеспечивающий инверторно-фазовое управление, регулирование, контроль, за-
щиту и сигнализацию
Три шкафа инвертора ус-
тановлены на общую вентиля-
ционную подставку, объединя-
ющую вентиляционные каналы
шкафов с вентилятором. Все
узлы шкафа выходных каска-
дов и шкафа управления вы-
полнены в виде съемных бло-
ков. Шкаф выходных каскадов
составлен из шести блоков
выходных каскадов — форми-
рователей выходных импуль-
сов (7-й блок запасной). На
лицевой стороне блоков при-
ведена мнемосхема с контроль-
ными гнездами, лампочками
сигнализации о перегорании
предохранителей.
Блоки шкафа управления
собраны из унифицированных
элементов и содержат конт-
рольные гнезда, измеритель-
ные приборы, ручки регулиро-
вания и настройки. В шкаф
управления поступает необхо-
димая информация о работе
инвертора и шкафа выходных
каскадов, там она обрабаты-
вается и далее передается в
виде сигнализации. Панель уп-
равления сигнализации и конт-
роля расположена в верхней
части шкафа управления. С
тыльной стороны размещены
резервные клеммники, которые
можно использовать при мон-
таже цепей блокировки дверей
тиристорных шкафов, цепей
ветровых реле выпрямителя и
инвертора и т. д. Исполнение
шкафов обеспечивает удобство
проверки, наладки, настройки
преобразователя и контроля
за его работой.
К недостаткам преобразо-
вателя относятся сложность
схемы управления и недоста-
точная надежность тиристоров
с повышенной динамической
устойчивостью ТД.
Выпрямительно - инвертор-
ный преобразователь ВИПЭ-1
Рис. 64. Схема преобразователя ВИПЭ-1:
/ — разъединитель; 2 — заземляющий разъединитель;
3, 5 — трансформаторы тока цепей защиты и учета
электроэнергии; 4 — масляный выключатель; 6 —
трансформаторы тока цепей переключения и компа-
ундирования; 7 — шкаф с контурами /?С; 8 — тран-
сформатор; 9 — преобразователь; 10 — дроссели на-
сыщения; 11, 19 — помехозащитные реакторы РОСВ-
1250; 12 — реактор инвертора РБФАУ-6500/3250; 13 —
датчик переключения инверторного режима; 14, 17 —
быстродействующие выключатели АБ-2/4; 15, 16 —
биполярные разрядники РВБК-3,3; 18 — шкаф уп-
равления ШУ; 20 — разрядники; 21 — трансформа-
тор напряжения
внутренней установки с прину-
дительным воздушным охлаждением вентилей (рис. 64) предназначен для ра-
боты в двух режимах: выпрямительном и инверторном. Силовая схема выпрям-
ления «нулевая» («две обратные звезды» с уравнительным реактором).
Смена режимов происходит по сигналам датчика напряжения (по величи-
не напряжения в контактной сети) и датчика тока (по величине тока, прохо-
дящего через трансформаторы тока, установленные на первичной стороне пре-
образовательного трансформатора).
175
Таблица 102
Электрические характеристики полупроводниковых преобразователей
Тип Номинальное вы- прямленное напря- жение, В Допустимые перегрузки по току, %, в течение Тип и количество полупроводнико- вых вентилей Схема вы- прямления Вид охлаж- дения Вентиляторы Разрядники Вид
15 мин 2 мин О Тип Коли- чество Тип Количество|
УВКЭ-1 3300 25 50 100 ВК-2-200-8 5x 24x 6=720 «Две обратные звезды» с урав- нительным реак- тором Воздушное, принуди- тельное Ц9-57 № 8 1 рабочий и 1 ре- зервный РВМ-З 6 Внутрен- няя
ПВЭ-ЗУ2 3300 50 — 100 ВЛ-200-8Б 5 X,18х,6=540 То же То же Ц4-70 № 6, 3 То же РБК-3 6
ВКМБ-1 3300 25 50 100 В К-200-8 5x 23 X6=690 » Масляное, принуди- тельное 0.6-320 № 7 4 РВМ-З 6 Наруж- ная
ПВКЕ-2 3300 25 50(1 мин) — ВЛ-200-10 5хД4х6=420 «Две обратные звезды» с урав- нительным реак- тором или мо- стовая трехфаз- ная Воздушное, естественное —' — Блок раз- рядников РРА-3 1
БВКЕ-1 3300 25 50(1 мин) — ВЛ-200-10 5ХД4Х.6=42О «Две обратные звезды» с урав- нительным реак- тором То же — — То же 1
ПВКЕ-3 3300 25 50(1 мин) '— ВЛ-200-10 5X14X6=420 «Две обратные звезды» с урав- нительным реак- тором -или мо- стовая трехфаз- ная » — — Блок раз- рядников РРА-3 1 Наруж- ная или внутрен- няя
ПВЭР-1 3200— 3800 25 50 100 ВЛ-200-8 8X18 x6=864; ТЛ-200-8 3X18X3=162 «Две обратные звезды» с урав- нительным реак- тором основного преобразовате- ля, мостовая— регулируемой ча- сти » РБК-3 6 Наруж- ная
ПВК-6 6000 25 50 100 ВЛ-200-12 5X12X6=360 Мостовая трех- фазная Воздушное, принуди- тельное Осевой № 7 2 РВПК- 3,3 2 Внутрен- няя
ПВЭ- -ЗМУ2 3300 50 — 100 ВЛ-200-8Б 10X9X6=540 То же То же Ц4-70 № 6,-3 1 рабочий, 2 резерв- ных РБК-3 »
ПВЭ- 5АУ1 3300 25 50 100 ВЛ-200-10Б (ВЛ200Х-10- -1.07-1.23У2) «Две обратные звезды» с урав- нительным реак- тором или мо- стовая трехфаз- ная Воздушное, естественное — РБК-3 6 Наруж- ная
Примечания. 1. Максимально допустимое напряжение преобразователей (за исключением ПВК-6)—4000 В, номинальный выпрямленный
ток—3000 А. При наличии защиты с временем срабатывания /=0,75 с преобразователь допускает ток 4500 А* У преобразователя ПВК-6 максимально
допустимое напряжение—8000 В, номинальный выпрямленный ток—1500 А.
2. Скорость воздуха между ребрами охладителей при принудительном воздушном охлаждении 10 м/с.
3. Контуры ЯС преобразователей ПБЭ-3, ПВЭ-ЗМ состоят из конденсатора КМ-2-10,5 емкостью 0,777 мкФ, 27 кВАр и последовательно соединен-
ных резисторов пЭ-150 по 1,1 Ом. Контур защищен предохранителями ПК-6/30.
4. Контуры ЯС преобразователей ВКМБ-1, ПВКЕ-2, БВКЕ-1, ПВКЕ-3 состоят из двух-трех параллельно соединенных конденсаторов КМ-1-10,5 ем-
костью 0,436 мкФ, 15 квАр и 16 резисторов ПЭ-150 общим сопротивлением 16,5 Ом. Контур защищен предохранителями ПК-6/30.
5. Контур ЯС преобразователя ПВК-6 состоит из конденсатора ФМТ4Х12 н резистора сопротивления 4 Ом.
6. Преобразователи ПВЭР-1 и ПВК-6 находятся в стадии опытной эксплуатации.
Таблица 103
Электрические характеристики полупроводниковых выпрямительно-инверторных и инверторных преобразователей
Тип Номинальное на- пряжение, В Номинальный ток, А Допустимые перегрузки потоку, %, в течение Полупроводниковые вентили Схема выпрямления Вентиляторы Электродвигатели вентиляторов Разрядники
15 мин 2 мнн О Тип Количество Тип Колн- 1 честно1 Тип X oS Тип Коли- | честно]
ВИПЭ-1: вы-
прямитель- ный режим 3300 2000 75 — — Т Л-150-6 6x6x6=216 «Две обратные звез- ды» с уравнитель- ным реактором Ц9-57 № 8 2 АО2-62-6 (АО2-71-8) 13 РБК-3 6
инверторный режим 3300— 3600 2000 75 ТЛ-150-8 6x9x6= =324, общая группа — — РВБК-3 2
ВИПЭ-2УЗ:
выпрямитель- ный режим 3300 2500 25 50 100 ВЛ-2-200-8 — Мостовая трехфаз- ная Ц4-70 № 6, 3 2 АО2-32-6 — РБК-3; РВБК-3 2
инверторный режим 3300— 3800 1600 25 50 100 ТД-320-12 6X10X6 = =360 — — — — — — —
ШПИ-З:
инверторный режим 3300— 4000 2000 75 ТЛ-160-8 (6Х18)Х2Х X 6= 1296 «Две обратные звез- ды» с уравнитель- ным реактором или мостовая трехфаз- ная Ц9-57 № 4 12 2,8 РРА-3; РВБК- 3,3 2
Примечания. 1. Максимальное выходное напряжение преобразователей—4000 В.
2. Охлаждение преобразователей принудительное, воздушное со скоростью воздуха между ребрами охладителей не меиее 10 м/с.
3. В преобразователе ШПИ контуры подключены между анодами и катодом.
4. Преобразователи предназначены для установки в закрытых помещениях.
Таблица 104
Установочные данные полупроводниковых выпрямительных преобразователей
Количество на одну установку Размеры, мм Общая масса уста- новки, кг
Тип Исполнение Высота Длина Ширина Масса, кг Оптовая цена, руб. Завод-ияго- товитель
УВКЭ-1 Шкаф с вентилями 6 1993 1200 780(1829) 570 4 170 — ТЭЗ имен»
Шкаф с контурами RC 1 2240 1400 780(1305) 750 — Калинина
ПВЭ-ЗУ2 Шкаф с вентилями (с си- стемой охлаждения) 1 3500 5 210 900(2075) 2155 2600 11500 То же
Шкаф с контурами RC 1 2240 I 400 838(1305) 600
ПВЭ-ЗМУ2 Шкаф с вентилями 1 2250 2 800 900(2075) 1500 2600 11500 »
Шкаф с контурами RC 1 2 240 1400 838(1305) 600
Система охлаждения 1 1200 5210 1158 500
ВКМБ Блок фаз и насосов 1 4 000
Блок фаз и высоковольт- ных шкафов 1 4 500
Блок охладителя 1 3 440 11000 2986 3640 19 300 — МЭЗ ЦЭ МПС
Шкаф контуров RC I 1560
Масло — 5 600
ПВКЕ-2 Шкаф-полуфаза с вентилями 12 2900 1 300 1250 685 10500 — То же
Шкаф контуров RC с бло- ком разрядников 1 2 587 600 3000 2280
БВКЕ-3 Блок преобразователя 1 4 700 7 705 3100
Шкаф фазы 6 2535 1 250 1600
Шкаф контуров RC с бло- ком разрядников 1 2587 4 495 -6 000 7 705 3000 3100 2 280 — 31000
Рама 1 1500
(1100)
Продолжение
Тип Исполнение Количество на одну установку Размеры, мм Масса, кг Общая масса уста- новки, кг Оптовая цена, руб. Завод-изго- товитель
Высота Длина Ширина
БВКЕ-1 Блок преобразователя:
I вариант 1 4 700 11670 2830 4 650
II вариант 1 4 700 10 700 2230 45 600
Шкаф контуров RC с бло- 1 2 587 600 3000 2280 113 000 31000 МЭЗ
ком разрядников цэмпс
Рама 1 — — — 1500
ПВЭР-1 Шкаф-фаза с вентилями 6 34500 2000 1500 1600
Шкаф с тиристорами 3 3500 2 000 1500 1 600
Дроссели насыщения 6 520 360 360 55 ,15 230 — ТЭЗ имени Калинина
Шкаф управления 1 3100 1 300 800 500
ПКВ-6 Шкаф с вентилями 3 1925 885 710 780
Шкаф защиты 1 1000 600 450 190 | 3190 19 000 МЭЗ и геэз
Шкаф управления 1 1 826 1280 1250 260 ЦЭ МПС
ПВЭ-5У1 Шкаф с вентилями 6 3100 1000 1500 1600
Шкаф с контурами RC 1 2 240 1400 900 600 12 900 14 365 ТЭЗ имени Калинина
Шкаф с разрядниками 1 2 240 1400 900 500
Подставка 1 1 100 7 700 3000 2 200
Примечания. 1. С 1965 г. шкафы преобразователя ПВЭ-5АУ1 устанавливают на раму, закрепленную на стойках СТ-5 высотой 1000 мм от
земли. Для обслуживания шкафа #С и разрядников имеется площадка. Рамы поставляет ТЭЗ им. Калинина, а ошиновку—трест «Трансэлектромои-
таж>. Общая масса преобразователя без ошиновки 6025 кг, высота—4700 мм, длина—7455 мм, ширина—3120 мм.
2. Для ШПИ-З даиа цена передвижного устройства в целом.
3. Ширина, указанная в скобках, дана для шкафа при открытых дверях.
4. Резервные фазы поставляются отдельно за особую плату.
Таблица 105
Установочные данные выпрямительно-инверторных преобразователей
Тип Исполнение Количество । на одну уста- новку Габаритные раз- меры, мм Масса, кг Оптовая цена, руб. Завод-изго- товитель
Высота Длина Ши- рина
ВИПЭ-1 ВИПЭ- -2УЗ ШПИ-З Шкаф с вентиля- ми Шкаф с конту- рами RC Шкаф управления Дроссели насы- щения Шкаф выпрями- теля Шкаф инвертора Шкаф управления Шкаф выходных каскадов Шкаф полуфаз с вентилями Шкаф управления Шкаф RC с бло- ком разрядников «И®. if'.- u.i ' 6 1 1 6 2 3 1 1 12 1 1 2400 2240 2000 520 3000 3000 2250 2250 1838 2000 2587 1600 1500 1000 360 1400 (1250) 1600 (6000) 800 800 830 1100 600 900 780 500 570 900 (1400) 900 (1400) 900 900 1284 1114 3000 1150 600 320 60 1000 1300 350 400 1035 2280 66 900 .265 000 ТЭЗ имени Калинина То же МЭЗ ЦЭ МПС
П*р и мге^ч а^Н и я.® 1.-В скобках' приведены данные для ВИГ1Э-2 с вентиляционной под-
ставкой/
2. Масса'шкафов инвертора ^.выпрямителя ВИПЭ-2 даиа без вентилятора.
®3. Инверторный преобразователь ШПИ-З выпускается заводом МЛРЗ в передвижном ва-
рианте.'^таблице приведена стоимость передвижного устройства в целом.
Роль переключающего устройства на стороне переменного тока выполняют
тиристоры преобразователя. Для переключения агрегата из одного режима в
другой на стороне постоянного тока применены быстродействующие выключа-
тели АБ-2/4.
Система автоматического управления обеспечивает горизонтальную и пада-
ющую характеристики инвертора при изменении постоянного тока в диапазоне
изменения напряжения 3,3—3,6 кВ.
Эксплуатация выпрямительно-инверторных преобразователей ВИПЭ-1 на
тяговых подстанциях электрифицированных дорог выявила их недостатки. Час-
тая повреждаемость системы управления, слабая помехоустойчивость, слож-
ность настройки, наладки и эксплуатации определили низкий коэффициент ис-
пользования преобразователей ВИПЭ-1.
Дорожными электротехническими лабораториями Свердловской и других
дорог совместно с Таллинским электротехническим заводом разработаны ре-
комендации по модернизации преобразователей ВИПЭ-1 с целью повышения
надежности их работы.
На основании разработок ЦНИИ МПС и ПКБ ЦЭ Московский энергоме-
ханический завод ЦЭ производит инверторные преобразователи с принуди-
тельным воздушным охлаждением вентилей в передвижном исполнении. В пос-
ледние годы их выпускают для стационарной установки. Преобразователи пред-
назначены для работы только в инверторном режиме. Силовая схема выпря-
мителя •— «нулевая». Обозначение шкафа полуфазы преобразователя ШПИ-З
расшифровывается следующим образом: шкаф полуфазы инвертора; испол-
нение.
181
Автоматическое включение и отключение инвертора на стороне постоянного
тока осуществляется с помощью двух сдвоенных быстродействующих выклю-
чателей АБ-2/4. Быстродействующие выключатели являются одновременно за-
щитой от «опрокидывания» и коротких замыканий в шкафах полуфаз. Для
защиты от радиопомех применены помехозащитные реакторы РОСВ-1250
индуктивностью 0,6 мГ на номинальный ток 2000 А.
Для защиты от перенапряжений между катодом преобразователя н нуле-
вым выводом трансформатора, а также на входе инвертора подключены бипо-
лярные разрядники РВБК-3,3 с уставками соответственно И—12 и 8,5 кВ.
Между анодными выводами преобразователя и нулевым выводом трансформа-
тора включены разрядники РРА-3.
Автоматическое включение и отключение инверторного преобразователя
происходит от датчика инверторного агрегата, который реагирует на изменение
напряжения на шинах постоянного тока, а также на изменение тягового тока в
пределах 100—300 А и инверторного тока в пределах до 100 А. Инверторный
агрегат имеет и ручное управление.
В комплект передвижной установки входят: четырехосная платформа с
подключающим устройством на 35 кВ и реактором на 2000 А; четырехосная
платформа с двумя тяговыми трансформаторами; четырехосная платформа с
вольтодобавочным трансформатором, помехозащитными реакторами, шкафом
с цепочками RC для снятия коммутационных перенапряжений; четырехосный
вагон с полупроводниковым инверторным агрегатом (12 шкафов выпрямитель-
ных блоков и вентиляторы), шкафом управления тиристорами, панелями уп-
равления инверторной установки; четырехосный вагон с быстродействующими
выключателями, сглаживающим устройством и датчиком инверторного агрега-
та. Передвижную инверторную установку выпускает Московский локомотиво-
ремонтный завод МПС.
Технические данные полупроводниковых преобразователей приведены в
табл. 102—105.
49. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПОЛУПРОВОДНИКОВЫХ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ
Проверка распределения обратных напряжений по последовательно соеди-
ненным вентилям полупроводникового преобразователя и токов между парал-
лельными ветвями вентилей позволяет выявить различные неисправности в
преобразователе.
На электрифицированных участках получили распространение различные
схемы и способы проверки распределения напряжений н токов. Ниже рассмот-
рено выполнение этих проверок с помощью комплекта приборов, выпуск -кото-
рых начат на заводе МЭЗ в 1976 г. В комплект приборов для наладки полу-
проводниковых преобразователей входят регулировочный автотрансформатор
ЛАТР-1М, трансформаторы для подачи испытательного' напряжения (Ом-1,2/6)
и тока (два сварочных трансформатора ТДП-1), клещи электроизмерительные
Ц91, ампервольтоомметр АВО-5М1, специальная измерительная штанга, при-
бор ПДВ для определения дефектных вентилей и соединительные кабели.
Действующее значение напряжения, прикладываемого к группе из п после-
довательно соединенных рядов вентилей с шунтирующими резисторами, долж-
но быть
и -u™n-
"Р Т4Г
где Uви = 360 В — амплитудное значение номинального испытательного обрат-
ного напряжения, которое должно быть приложено к ряду
параллельно включенных вентилей.
Напряжение £7пр подают на две встречно включенные фазы (рис. 65).
Для преобразователей УВКЭ-1 при п=24
^пР = 3?-'г4==6130в-
“Р 1,41
182
Рис. 65. Схема проверки распределения обратных напряжений:
1 — регулятор напряжения; 2 — испытательный трансформатор; 3 — вольтметр; 4 —
встречно включенные фазы преобразователя; 5 — щупы измерительной штанги; 6 — голов-
ка измерительной штанги
Для преобразователей ПВЭ-3 при и =18 напряжение составит
£/пР=^-8 = 4боо в.
При использовании специальной испытательной штанги проверяют вели-
чины обратных напряжений UB на каждом параллельном ряду вентилей.
При 0,9(7ви< UB< 1,П7ВИ горит тиратрон Т1, что свидетельствует о год-
ности параллельной группы вентилей.
Если {/в<0,9Пви (тиратроны не горят) или Пв>1,117ви (горят оба ти-
Г"т''она Т1 и Т2) — преобразователь неисправен и необходимо с помощью
прибора ПДВ (см. ниже) выявить дефектные вентили, шунтирующие резисторы
или цепочки R.C. Необходимо отметить, что по схеме (см. рис. 65) за один прием
выявляют неисправности всех
последовательно соединенных ря-
дов вентилей двух фаз и шунти-
рующих цепей (табл. 106).
Проверка фаз преобразовате-
лей на лавинных вентилях, не
имеющих 7?Ш| у которых рабочее
напряжение между вентилями
распределяется неравномерно,
заключается в приложении к вен-
тилю или к ряду вентилей на-
пряжения класса вентиля (при
встречном включении двух фаз
и шунтировке всех рядов венти-
лей, кроме проверяемых).
При проверке распределения
токов (рис. 66) по параллельным
вентилям на фазу подают ток
Рис. 66. Схема проверки распределения токов по
параллельным ветвям вентилей:
1 — сварочные трансформаторы; 2 — фаза преоб-
разователя; 3 — электроизмерительные клещи
183
Таблица 106
Неисправности, выявляемые при проверке распределения
обратного напряжения]!
Неисправность Вероятная причина Меры устранения
Повышенное напряже- Нарушение контакта Восстановить контакт
ние на вентиле Пониженное напряже- в цепях вентилей, шунти- рующих резисторов, цепо- чек RC <’е itif Увеличенное сопротив- ление шунтирующего ре- зистора Лш или его обрыв h Пониженная емкость конденсатора цепочки RC Обрыв резистора связи Неполный пробой вен- Заменить шунтирующий резистор Заменить конденсатор Установить новый рези- стор связи Заменить вентиль
ние на группе параллельно включенных вентилей ТИЛЯ Снижение обратного со- То же
Отсутствие напряжения противления вентиля (уве- личение обратного тока) [ Пониженное сопротив- ление шунтирующего ре- зистора Rm Повышенная величина емкости конденсаторов це- почек RC Пробой вентиля Заменить резистор Заменить конденсатор Заменить вентиль
на группе параллельно Пробой ’ конденсатора Заменить конденсатор
включенных вентилей цепочки RC ^ Наличие контакта меж- ду охладителями Устранить контакт
/пр = (0,34-0,4)7Н, где 7Н — ток фазы при номинальной нагрузке преобразова-
теля (для преобразователей УВКЭ, ПВЭ-3, ДВВ, ВКМБ, ПВКЕ /н = 500 А);
разность токов в начале и конце каждой цепи не должна превышать 3 А, Если
она больше, преобразователь неисправен и необходимо выявить характер неис-
правности (табл. 107).
После устранения неисправности вновь измеряют токи по отдельным цепям
и находят их среднее значение /Ор. Отклонение тока 70р от наибольшего и
наименьшего значений не должно быть более ±10% (для преобразователей
ПВКЕ — ±5%). Если отклонение тока 7Ср превышает указанное значение, не-
обходимо найти и устранить неисправность.
Проверку распределения токов выполняют при отключенных вентиляторах.
Прибор ПДВ применяется для определения поврежденных элементов в по-
лупроводниковых преобразователях при срабатывании защит или обнаружении
неисправностей при проверке распределения напряжения штангой. Прибор
ПДВ позволяет контролировать вентили, а также шунтирующие их контуры
RC и активные сопротивления без демонтажа полупроводникового преоб-
разователя. Прибор ПДВ может определить следующие повреждения: проби-
тый вентиль, обрыв цепи вентиля, обрыв цепочки RC или цепи /?ш, пробой
конденсатора цепочки RC, шунтировка резисторов R или Rm-
Питание прибора ПДВ — от подстанционной аккумуляторной батареи
110 В или от внешней батареи 9 В типа «Марс» (потребляемый Ток — около
1 А). Величина импульсного напряжения, вырабатываемого в приборе ПДВ,—
350 В.
184
Вентили полупроводниковых преобразователей, поврежденные вследствие
пробоя или обрыва, а также имеющие пониженное сопротивление в обратном
или прямом направлении, подлежат замене. При замене вентилей необходимо
руководствоваться следующим.
Вновь устанавливаемые вентили должны иметь тот же тип и класс, что и
вентили преобразователя. Применение отдельных вентилей более высокого
класса допускается без изменения общего числа последовательно соединенных
вентилей. Прямые падения напряжения вновь установленных вентилей не
должны отличаться более чем на ±0,01 В от прямых падений напряжения за-
меняемых вентилей. В случае замены нескольких последовательно соединенных
вентилей в одной цепи суммарное прямое падение напряжения их должно
соответствовать суммарному прямому падению напряжения заменяемых вен-
тилей. После замены более двух вентилей в одной фазе необходимо проверить
распределение тока между вентилями этой фазы.
Замечено, что после длительной эксплуатации (в пределах 20—40 тыс. ч)
полупроводниковых выпрямителей на тяговых подстанциях, несущих пиковые
нагрузки, количество повреждений вентилей возрастает. Причина повышенной
деффектности вентилей — кристаллизация припоя, которым кремниевая пла-
стина с р-я-переходом спаяна с вольфрамовыми дисками. Она возникает от
действия многократных термических циклов — нагрева и охлаждения.
При вскрытии таких вентилей кремниевая пластина легко отрывается от
основания, причем в месте разлома (рис. 67,а) припой имеет мелкокристалли-
ческую структуру тускло-серого цвета и очень хрупок.
Поврежденные таким образом вентили имеют большее сопротивление, вы-
зывающее их перегрев, выплавление оставшейся части припоя или полное от-
Таблица 107
Неисправности, выявленные при проверке распределения токов
Неисправность Вероятная причина Меры устранения
Разность токов, изме- ренная в начале и конце цепи, больше 3 А Неправильный подбор вентилей по прямым паде- ниям напряжения Нарушение изоляции между охладителями Соединение резисторов связи одного ряда с ох- ладителями или резистора- ми связи другого ряда Нарушение контакта в местах соединений вен- тилей с охладителями Заменить вентили Восстановить изоляцию Устранить соединения Проверить затяжку вен- тилей специальным тари- рованным ключом, а так- же убедиться в хорошем состоянии контактов меж- ду хвостовиками вентилей и соседними охладителями
Среднее значение тока То же То же
отличается от максималь- ного более чем на ±10% (на ±5% для ПВКЕ) Неправильный подбор вентилей по прямым паде- ниям напряжения Заменить вентили
Неравномерный нагрев Нарушение контакта Проверить затяжку вен-
вентилей по параллельным в местах соединений вен- тилей, а также состояние
ветвям (определяют на тилей с охладителями контактов между хвосто-
ощупь через 5—10 мин Неправильный подбор виками вентилей и сосед-
после окончания проверки) вентилей по прямым паде- ниям напряжения ними охладителями Заменить вентили
185
Рис. 67. Повреждения вентилей:
а — кристаллизация припоя; б — выплавление
припоя
Рис. 68. Усиление крыльчатки осевого
вентилятора:
1 — заводская ступица; 2 — заводская
лопасть с прорезями; 3 — места излома;
4 — усиленная лопасть; 5 — ступица с
прорезями
паиваиие вывода (рис. 67, б), что
приводит в свою очередь к пере-
распределению токов в парал-
лельных цепях, повышенному
нагреву исправных вентилей и по-
явлению новых аналогичных де-
фектов.
Вышеописанные способы от-
браковки не позволяют выявить
все вентили, у которых начался
или в значительной степени раз-
вился процесс разрушения при-
поя, так как существенное отли-
чие в параметрах возникает лишь
после нагрева вентилей токами,
близкими к номинальным. В свя-
зи с этим ПКБ ЦЭ и ВЭИ разра-
ботали способы и приборы для
отбраковки вентилей по теплово-
му сопротивлению. Измерение те-
плового сопротивления ведется
после прохождения тока 90 А че-
рез вентили без радиаторов в те-
чение заданного времени.
50. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМ
ОХЛАЖДЕНИЯ
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ
При принудительном охлаж-
дении преобразователей скорость
охлаждающего воздуха между
ребрами охладителей в зависимо-
сти от типа преобразователя дол-
жна находиться в пределах 8—
12 м/с. Ее измеряют анемомет-
ром.
Рациональные конструкции
воздуховодов позволяют значи-
тельно сократить расход электро-
энергии на охлаждение преоб-
разователей и мощность электро-
двигателей вентиляторов. Конст-
рукции воздуховодов должны
быть по возможности просты, а
длины их минимальны (напри-
мер, в качестве обратного воз-
духопровода можно использовать
подвальный этаж подстанции).
В эксплуатации часто наблю-
дается выход из строя осевых
вентиляторов преимущественно
быстроходных, работающих при
частоте вращения «=1500 об/мин
из-за излома лопастей крыльчат-
ки. Причина излома — образо-
вание и распространение трещин
в месте приварки лопасти к дис-
186
ку. В условиях участка энергоснабжения можно изготовить более надежную
в работе крыльчатку, если пропилить пазы не в лопастях, а в ступице (рис. 68).
После электросварки необходимы отжиг всей крыльчатки для снятия напряже-
ния и балансировка ее для уменьшения вибрации.
Ложные отключения преобразовательных агрегатов могут быть вызваны
кратковременными отключениями вентиляторов прн снижениях напряжения на
шинах собственных нужд тяговой подстанции. Большинство таких отключений
обусловлено излишним быстродействием ветрового реле, контролирующего ра-
боту вентилятора.
Улучшение работы преобразователя с успешным самозапуском вентилято-
ра после кратковременных отключений может быть достигнуто введением вы-
держки времени для ветрового реле.
В преобразователях с естественным воздушным охлаждением необходимо
периодически прочищать вытяжные окна, обеспечивающие естественную цир-
куляцию воздуха. Работающие рядом с преобразователем вентиляторы или
тепловыделяющие устройства могут нарушать естественную циркуляцию воздуха.
51. СИЛОВЫЕ КРЕМНИЕВЫЕ ПРИБОРЫ. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ
И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Силовые неуправляемые вентили-диоды (ГОСТ 10662—73)—это полупро-
водниковые приборы, имеющие двухслойную р-п-структуру с одним электронно-
дырочным переходом и обладающие способностью пропускать ток в прямом
направлении н запирать ток в обратном направлении. Их в основном приме-
няют в нерегулируемых преобразователях.
Полупроводниковые кремниевые вентили имеют несколько типов конструк-
ций: с паяными контактами, с прижимными контактами, вентили штыревой
конструкции, вентили таблеточной конструкции.
Тиристоры (ГОСТ 14069—72) — это полупроводниковые приборы, имею-
щие четырехслойную р-п-р-п-структуру с тремя р-п-переходами н одним управ-
ляющим выводом для перевода из закрытого состояния в открытое в прямом
направлении. Онн обладают характеристикой с двумя устойчивыми состояния-
ми в прямом направлении и запираю-
щими свойствами в обратном направ-
лении.
Предельные возможности вентилей
при любых режимах эксплуатации опре-
деляются предельно допустимыми зна-
чениями отдельных величин, превыше-
ние которых может привести к выходу
вентилей из строя.
Предельный ток вентиля — допус-
тимое среднее за период значение тока
частотой 50 Гц синусоидальной формы,
длительно проходящего через вентиль
при его работе в однофазной однополу-
периодной схеме выпрямления на актив-
ную нагрузку и угле проводимости 180°
эл. Предельный ток определяется при
нормальных для данного типа вентиля
условиях охлаждения и температуре р-
n-структуры, не превышающей 140°С.
Предельный ток тиристора — мак-
симально допустимое среднее за пери-
од значение тока частотой 50 Гц сину-
содиальной формы, длительно проходя-
щего через тиристор при его работе в
однофазной однополупериодной схеме на
активную нагрузку и угле проводимости
180° эл. при максимально допустимой
Рис. 69. Мгновенные значения напряжений:
а — диода; б — тиристора
187
Рис. 70. Волы-ампериые характеристики: диода (а — лавипного, б — иелавиниого); тирис-
тора (в — лавинного, г — нелавинного)
температуре р-д-р-п-структуры и определенных тепловых условиях. Предельный
ток введен вместо ранее действующего номинального.
Ток рабочей перегрузки — ток нагрузки из режима с током меньше пре-
дельного в данных условиях работы, длительное прохождение которого выз-
вало бы превышение максимально допустимой температуры р-п-р-п-структуры.
Но он ограничен по времени так, что превышения этой температуры не проис-
ходит. Число рабочих перегрузок за срок службы вентиля (тиристора) при
воздействии повторяющихся напряжений не ограничивается.
Ток аварийной перегрузки — ток, при прохождении которого температура
р-п-р-п-структуры превышает максимально допустимую, но воздействие которо-
го предполагается лишь ограниченное число раз за срок службы вентиля (ти-
ристора) как результат необычных условий работы (например, аварийных).
Последующее приложение напряжения к тиристору допускается только после
достижения температуры структуры, равной или меньшей максимально допус-
тимой.
Повторяющееся напряжение а (рис. 69, а, б) — наибольшее мгновенное
значение напряжения, прикладываемого к вентилю в обратном направлении, а
к тиристору — в обратном или прямом закрытых направлениях с учетом всех
повторяющихся переходных напряжений. Повторяющиеся напряжения обыч-
но зависят от схемы преобразователя (например, выбросы при восстановлении
обратного напряжения иа вентиле после коммутации) и увеличивают мощность,
рассеиваемую в вентиле (тиристоре).
Неповторяющееся напряжение b (см. рис. 69) — наибольшее мгновенное
значение любого неповторяющегося переходного напряжения, прикладываемого
к вентилю в обратном направлении, а к тиристору — в обратном или прямом
закрытых направлениях. Неповторяющееся переходное напряжение обычно
определяется внешней по отношению к преобразователю причиной (например,
грозовые или внутренние перенапряжения в питающей сети переменного тока).
188
Предполагается, что его влияние полностью исчезает перед следующим прикла-
дываемым извне перенапряжением.
Рекомендуемое рабочее напряжение вентиля с (см. рис. 69) — амплитуд-
ное значение напряжения синусоидальной формы, прикладываемого к вентилю
(диоду) в прямом направлении, к тиристору в прямом и обратном направле-
ниях, при отсутствии повторяющихся и неповторяющихся напряжений. Пара-
метр введен вместо ранее действующего номинального напряжения.
Ударный ток — наибольшее амплитудное значение импульса аварийного
тока синусоидальной формы длительностью 10 мс при заданной начальной
температуре структуры и без последующего приложения напряжения.
Максимально допустимая температура структуры диода и структуры ти-
ристора — наибольшая эквивалентная температура структуры.
Значение интеграла — наибольшее допустимое значение интеграла
квадрата аварийного тока перегрузки по времени при заданной начальной тем-
пературе полупроводниковой структуры. Последующее приложение напряже-
ния может быть после достижения равной или меньшей температуры структуры.
• Электрические, механические, тепловые и другие свойства кремниевых вен-
тилей характеризуются приведенными ниже величинами.
Максимальное обратное напряжение вентиля (тиристора) или напряжение
лавинообразования (для вентилей лавинных) — напряжение, соответствующее
области загиба обратной ветви вольт-амперной характеристики вентиля (тири-
стора), когда даже при небольшом приращении напряжения резко увеличива-
ется обратный ток (рис. 70, а, б).
Прямое падение напряжения — значение напряжения на вентиле (тиристо-
ре) при прохождении через него предельного тока.
Обратный ток определяется как ток, проходящий через вентиль при прило-
жении к нему обратного напряжения.
Максимальное напряжение переключения Ппвр (рис. 70, в, г) — напря-
жение в прямом закрытом состоянии, при котором происходит переключение
тиристора при разомкнутой цепи управления.
Обратный ток н ток утечки тиристора /ут — токи, проходящие через ти-
ристор с разомкнутой цепью управления при приложении к тиристору напря-
жения в обратном или прямом направлениях в закрытом состоянии.
Критическая скорость нарастания прямого тока через тиристор di/dt —
наибольшая скорость нарастания прямого тока через тиристор, не вызывающая
необратимых процессов в структуре и какого-либо ухудшения электрических
параметров тиристора.
I du \
Критическая величина скорости нарастания прямого напряжения^—— )крит—
наибольшая скорость нарастания прямого напряжения, при которой не проис-
ходит переключения тиристоров при заданном. напряжении и разомкнутой
цепи управления.
Скорость охлаждающего воздуха — средняя приведенная аэродинамичес-
кая скорость потока воздуха в межреберном пространстве охладителя.
Время включения тиристора — время от момента подачи управляющего
импульса до момента снижения анодного напряжения на тиристоре до 10%
начального значения при работе его на активную нагрузку.
Время выключения тиристора — время от момента, когда прямой ток через
тиристор, снижаясь, достигает нулевого значения, до момента, когда тиристор
способен выдерхсивать, не переключаясь, прикладываемое в прямом направле-
нии напряжение.
Температура корпуса — температура, измеренная в определенной точке,
указанной заводом-изготовителем.
Динамическое сопротивление вентиля в прямом направлении 7?д (см. рис.
70, б) равно котангенсу угла наклона прямой, проходящей через две точки пря-
мой (ветви) вольт-амперной характеристики с ординатами, равными 1,57 и
4,71 предельного тока. Эта прямая пересекает ось напряжения в точке, числен-
ное значение которой принимается за пороговое напряжение. Эквивалентная
температура полупроводниковой структуры — это такая теоретическая темпера-
тура, которая определяется на основании одного температурозависимого пара-
189
метра вентиля (тиристора), например, прямого падения напряжения на вентиле
при пропускании через него прямого тока небольшой величины.
Эквивалентная температура может быть не самой высокой температурой
для данного полупроводникового прибора. По этой температуре и величине
установившегося теплового сопротивления или переходного теплового импеданса,
соответствующего данному режиму работы; можно определить рассеиваемую
мощность потерь в полупроводниковом приборе. В эксплуатационных режимах
возможно осуществлять с достаточной точностью измерение температуры кор-
пуса тиристора в точках, которые могут быть 'указаны на габаритно-установоч-
ных чертежах.
По измеренной температуре корпуса можно установить, в каком режиме
работает прибор, не превышает ли температура полупроводниковой структуры
максимально допустимую величину. Измерение фактической температуры кор-
пуса тиристора производится в установившемся тепловом режиме. Максимально
допустимая температура корпуса определяется с учетом тока, которым нагру-
жен тиристор.
Внутренне установившееся тепловое сопротивление вентиля (тиристора)
определяется как отношение превышения температуры структуры над температу-
рой корпуса к рассеиваемой в вентиле (тиристоре) мощности при установившем-
ся режиме. Общее установившееся тепловое сопротивление определяется как
отношение превышения температуры структуры над температурой окружающей
среды к рассеиваемой мощности в установившемся режиме.
Общий переходной тепловой импеданс — это отношение превышения тем-
пературы структуры за время воздействия импульса мощности над температу-
рой окружающей среды к рассеиваемой в импульсе мощности.
В обозначении типовых силовых кремниевых вентилей буквы означают:
В — вентиль (неуправляемый); Л — лавинный; Т — тиристор (вентиль управ-
ляемый); К — кремниевый; Д — с повышенными динамическими параметрами.
Например, условное обозначение тиристора Т200-12-322 1,7—1,8 ГОСТ 14069—72
расшифровывается следующим образом; тиристор с воздушным охлаждением;
первого конструктивного исполнения; предельный ток 200 А; повторяющееся
напряжение 1200 В; критическая скорость нарастания прямого напряжения
50 В/мкс; время выключения до 100 мкс; критическая скорость нарастания
прямого тока 50 А/мкс; разброс по прямому падению напряжения от 1,7 до
1,8 В.
При заказе диодов необходимо указать тип и класс вентиля, номер техни-
ческих условий, количество, с охладителями или без них.
При формировании заказа на тиристоры необходимо указать тип тиристо-
ра, предельный ток, класс, группу по критической скорости нарастания прямого
напряжения, группу по времени выключения, группу по критической скорости
нарастания прямого тока. Кроме того, следует отметить номер технических усло-
вий на изготовление тиристоров, а также их количество с охладителями или
без них. Пример заказа на тиристоры: тиристор ТД-400-10-423 ТУ 16-529.420—
71 100 шт. (с охладителями). Для тиристоров ТД следует указать исполнение
(с жестким или гибким выводом).
52. НАГРУЗОЧНАЯ СПОСОБНОСТЬ ПОЛУПРОВОДНИКОВЫХ ПРИБОРОВ
При нагрузке прибора предельным током рабочие перегрузки недопустимы.
В нормальных условиях эксплуатации полупроводниковые приборы должны
выдерживать рабочие перегрузки по току из режима с током меньше предель-
ного. Величину и продолжительность тока рабочей перегрузки рассчитывают
по максимально допустимой температуре р-п или р-п-р-п-структуры и общему
переходному тепловому импедансу.
При эксплуатации в любых режимах, кроме аварийного', температура струк-
туры не должна превышать максимально допустимую для диодов, равную
140°С, для тиристоров Т—125°С и для лавинных тиристоров ТЛ—140°С.
В аварийных режимах полупроводниковые приборы должны выдерживать
перегрузки по току, величины которых указывает завод-изготовитель. По зна-
190
чению тока аварийной перегрузки выбирают уставку устройств защиты полу-
проводникового прибора.
Основным критерием при выборе допустимых нагрузок на вентили по току
является максимально допустимая температура полупроводниковой структуры.
Эта температура связана с электрическими (прямая вольт-амперная характе-
ристика) и тепловыми (тепловое сопротивление вентиля и охладителя) харак-
теристиками вентиля следующим образом:
T'max = "Ь ^окр '
где PdB — мощность потерь в вентиле, Вт;
+ /?охд —установившееся тепловое сопротивление вентиля, °С/Вт;
/окр — температура окружающей среды, °C.
Мощность потерь в вентиле
Р = Р Д-Р
йв осн доп ’
Основные потери
^ос„=^о^в+^/2.
где Uо — пороговое напряжение, В;
/йв — среднее значение тока, проходящего через вентиль, А;
— усредненное динамическое сопротивление прямой ветви вольт-ампер-
ной характеристики.
Дополнительные потери составляют 2—5% основных потерь и в расчетах
не учитываются. Обычно значения /?т приводятся в информационных материа-
лах заводов-изготовителей. Допустимый ток вентиля без учета тока КЗ при
постоянной нагрузке
г _}^+4Лд k%PdB~U0
dB 2РЛ
При повторной кратковременной нагрузке расчет ведут, исходя из допус-
тимой для этого режима температуры полупроводниковой структуры; при
импульсной нагрузке, — исходя нз максимальной температуры полупроводнико-
вой структуры. Далее проверяют амплитуду тока и скорость его нарастания.
В зависимости от значения повторяющегося напряжения полупроводнико-
вые приборы подразделяются на классы.
Правильный выбор класса прибора определяет его работоспособность в
преобразовательной установке. Превышение допустимого напряжения может
вывести прибор из строя.
Лавинные вентили ВЛ при максимально допустимой температуре р-п-струк-
туры должны выдерживать в обратном направлении напряжение, которое не
должно превышать напряжение лавинообразования длительностью 100 мкс,
частотой повторения от 0,3 Гц и энергией в импульсе не более указанной ниже:
Вентиль......................ВЛ-25 ВЛ-50 ВЛ-100 ВЛ-200 ВЛ-320
Энергия импульса, Дж .... 0,2 0,4 0,6 1,0 1,0
Для тиристоров разность между неповторяющнмся напряжением и макси-
мальным обоатным напряжением или максимальным напряжением переключе-
ния должна быть не менее двойной погрешности измерения максимального
обратного напряжения или максимального напряжения переключения.
Точное соотношение указанных величин должен сообщить заказчику за-
вод-изготовитель приборов.
Тиристоры лавинные ТЛ должны выдерживать в обратном направлении
напряжение, равное напряжению лавинообразования длительностью 100 мкс,
частотой до 0,3 Гц и энергией в импульсе не более указанной ниже:
Тиристор........................... ТЛ-100 ТЛ-160 ТЛ-200 ТЛ-250
Энергия, Дж........................ 0,60 0,85 1,00 1,00
19!
При температуре полупроводниковой структуры, равной 140°С, тиристоры
допускают в аварийных режимах переключение при приложении прямого нап-
ряжения (без подачи импульса управления) и амплитуде импульса прямого то-
ка, которая равна двойному значению предельного тока, а также при скорости
нарастания прямого тока 2 А/мкс.
Превышение допустимых величин перенапряжений, действующих в прямом
направлении, приводит к переключению тиристоров и соответственно к потере
управляемости, а в некоторых случаях и к выходу их из строя.
53. ВЫБОР ЧИСЛА ВЕНТИЛЕЙ И ИХ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ
Для обеспечения надежной и устойчивой работы группы вентилей во избе-
жание их повреждения, произвольного открытия, недоиспользования по мощ-
ности принимают меры к выравниванию напряжений между последовательно
включенными и токов между параллельно включенными вентилями.
При последовательном включении вентилей максимальное напряжение, при-
ложенное ко всем вентилям фазы, должно быть меньше суммы напряжений
классов этих вентилей с учетом коэффициента k,. Наименьшее количество по-
следовательно включенных вентилей без учета параметров разрядников
„__ ^шах фазы
Т77--------’
j max доп
где й3=0,75.
Число последовательно соединенных вентилей при подключении разрядни-
ков к выводам вентильных обмоток находят из выражения
10 и„2
* = Мв-Д«л + *1+С’
где {7р2 — пробивное или остающееся напряжение разрядника, установленного со
стороны вентильных обмоток трансформатора, кВ;
kB— класс вентиля;
ky — отношение неповторяющегося напряжения вентиля к номинальному об-
ратному или рабочему напряжению (принимается равным 1,75; 1,2; 1,12
соответственно для неуправляемых вентилей, и тиристоров);
Ди — коэффициент, учитывающий неравномерное распределение обратных на-
пряжений (Ди = 1,154-1,2);
Дцд— коэффициент, учитывающий влияние температуры окружающей среды на
напряжение лавинообразования (для нелавинных вентилей Дид = 0), В;
Si — число запасных вентилей;
С — число, округляющее до целого.
При последовательном включении лавинных вентилей средства принуди-
тельного деления напряжения не применяются, если мощность потерь в обрат-
ном направлении не превышает допустимых значений. С целью выравнивания
напряжения на отдельных приборах применяют шунтирующие резисторы, лавин-
ные диоды или стабилизаторы.
В случае параллельного включения двух и более вентилей необходимо при-
нять меры для исключения недопустимого перегрева при одновременном макси-
мальном использовании их по току.
Технические данные полупроводниковых приборов приведены в табл.
108—115.
Можно ограничиться подбором вентилей по вольт-амперным характеристи-
кам. При этом необходимо расчетную нагрузку принимать несколько ниже но-
минальной с учетом коэффициента /га»0,7. Тогда необходимое количество па-
раллельно включенных вентилей
^фазы
а = , г .
^de
192
Таблица 108
-5206
Предельно допустимые значения и характеристики вентилей В и ВЛ
Тип Напряжение, В Предель- ный ток, А Прямое падение напряже- ния, в, не более Обратный ток, мА, не более Ударный ток, А Значение А2-с Внутреннее тепловое сопротивле- ние, °С/Вт, не более Общее тепловое сопротивление (при типовом ох- ладителе), °С/Вт, не более
повторяю- щееся неповторяю- щееся лавинооб- разевания
В-10 100—1600 115—1620 — 10 1,35 5 350 610 1,50 6,15
В5-10 1600—3800 1860—4400 — 10 1,80 6 150 112 — —
В-25 100—1600 115—1620 — 25 1,30 5 750 2 800 1,00 2,20
ВЗ-25 1600—3800 1860—4400 — 25 1,60 9 375 700 — —
В-50 100—1600 115—1620 — 50 1,35 5 1 500 11 250 0,60 1,10
ВЗ-50 1600—3800 1860—4400 — 50 1,70 15 650 2110 — —
В5-200 100—1600 115—1620 — 200 1,60 30 4 000 80 000 0,13 0,43
В-320 100—1600 115—1620 — 320 1,60 20 5 000 125 000 0,09 0,22
В-500 150—3900 115—4400 — 500 2,20 40 8 000 320 000 — —
ВЗ-500 1000—3800 1060—4400 — 500 2,15 30 — — — —
В-800 100—1400 115—1620 — 800 1,85 40 12000 720 000 0,085 —
ВЛ-10 600—1200 — 750—1500 10 1,35 4 350 610 1,50 6,15
ВЛ-25 600—1200 — 750—1500 25 1,35 8 750 2 800 1,00 2,20
ВЛ-50 600—1200 — 750—1500 50 1,35 12 1500 11 250 0,60 1,10
ВЛУ-200 700—1200 — 875—1500 200 1,60 12 4 000 80 000 0,13 0,43
ВЛ5-200 600—1300 — 750—1625 200 1,60 12 4 000 80 000 0,15 —
ВЛ-320 600—1200 — 750—1500 320 1,60 20 5 000 125 000 0,09 0 22
Примечания. 1. Величина обратного тока в зависимости от класса для нелавинных вентилей определяется при повторяющемся напряжении и
максимально допустимой температуре полупроводниковой структуры.
2. Температура корпуса вентилей равна 100°С.
3. Ударный ток и значение £ idt даны для 10 мс при максимально допустимой температуре структуры без последующего приложения напряжения.
4. Тепловые сопротивления вентилей в установившемся режиме, приведенные в таблице, обеспечиваются при скорости охлаждающего воздуха для
вентилей В-25 и ВЛ-25 — 3 м/с, для вентилей В-50 и ВЛ-50 — 6 м/с, для вентилей В-200, ВЛ-200, В-320, В-500, В-800, ВЛ-320 — 12м/с.
со 5. Для определения тепловых сопротивлений вентилей используют прибор ПЗТС-1 (рис. 71).
Таблица 109
Установочные данные кремниевых неуправляемых вентилей В и ВЛ
Тип Скорость охлаждающего воздуха, м/с Масса, кг Габаритные размеры мм Оптовая цена, руб.—коп. Завод-изготовитель
без охладителя с охладителем с охлади- телем без охла дителя
Высота I Длина Я £ S S 3 Высота I G. <и я S Й
В-10 В5-10 В-25 ВЗ-25 В-50 ВЗ-50 В-200 В5-200 В6-200 В-320 В6-320 В-500 ВЗ-500 В-800 ВЛ-10 ВЛ-25 ВЛ-50 ВЛ-200 ВЛ4-200 ВЛ5-200 ВЛ-320 0 0 3 3 6 6 12 12 12 12 12 0 3 6 12 2 2 0,04 0,06 0,84 0,09 0,19 0,18 0,53 0,42 0,29 1,00 0,175 0,32 0,300 0,320 0,045 0,084 0,190 0,530 0,520 0,420 1,000 0,13 0,15 0,22 0,24 1,20 0,53 0,51 2,36 1,27 1,1 4,4 2,2 2,2 7,0 0,93 7,00 1,131 0,224 1,200 0,530 2,360 1,270 2,270 1,260 1,100 4,600 2,200 112 152 142 174 258 290 362 358 364 150 240 100 240 119 149 258 362 336 88 564 1 1 72 72 9С 90 44 44 70 70 ПО 100 150 58 150 72 90 44 70 70 70 101 72 72 9С 90 77 75 80 80 114 130 174 76 174 72 90 75 80 2 80 80 14 2 ’112 >152 149 174 175 212 277 275 50 282 57 72 57 119 149 175 >77^ 904 >82 6 124,0 >24,0 31,0 24,0 35,5 32,0 45,5 46,0 58 60 22 19,5 22,0 24,0 31,0 35,5 15,5 16,0 >0,0 — 14-00 14-00 От 24—00 до 35-00 10 кл. —38—00 От 7—50 до 17-00 165-00 10 кл,—97—90 10 кл,—57-00 30 кл,—132—00 От 35—00 до 105—00 От 9—30 до 16—10 От 26—00 до 34-00 От 14—80 до 24—00 «Электровыпря- митель» ИОЭТЗ «Электровыпря- митель» ИОЭТЗ «Электровыпря- митель» ИОЭТЗ «Электровыпря- митель», «Преобра- зователь» ТЭЗ им. Кали- нина «Электровыпря- тель» То же «Преобразова- тель» «Электровыпря- митель» То же » » » » «Электровыпря- митель» и «Преоб- эазователь» «Электровыпря- митель» ТЭЗ им. Калинина «Электровыпря- иитель»
Примечания. 1. В числителе приведена масса для медного охладителя, в знаменателе—
для алюминиевого.
2. Вентили ВЛ5-200 в металлокерамическом корпусе.
3. Вентили В-320, В6-320, В-500, ВЗ-500 — таблеточной конструкции (изготовляют саранский
«Электровыпрямитель» и запорожский «Преобразователь»).
4. На вентили последних выпусков приведены ориентировочные цены.
5. Габаритные и установочные размеры вентиля ВЛ-200 приведены на рнс. 72.
194
Таблица 110
Электрические характеристики тиристоров Т и ТЛ
Тип Предельный ток, А Температура корпуса, °C Напряжение, В Прямое падение напря- жения, В, не более Обратный ток и ток утечки, мА, не более Время, мкс Параметры управле- ния Ударный ток, А, не ме- нее Тепловое сопротивле- ние, °С/Вт, не более
повторяю- щееся неповто- ряющееся лавинооб- разования включения, не более выключения отпирающий ток, А, не более отпирающее на- пряжение, В, не более неотпирающее напряжение, В, не более тиристора охладителя
Т-25 25 85 50—2600 60—2900 — 1,9 30 20 70 0,2 5,5 0,25 500 1,200 0,10
Т-50 50 85 50—2600 60—2900 — 1,75 30 20 70 0,3 7,0 0,25 1400 0,500 0,30
Т-100 100 85 200—1800 250— 900 — 1,95 25 20 70—150 0,3 7,0 0,25 2000 0,210 0,20
Т-160 160 85 200—1800 250— 900 — 1,75 25 20 70—150 0,3 7,0 0,10 3000 0,150—0,210 0,20
Т-200 200 85 50—2800 60—290Q — 1,85 40 20 70 0,3 7,0 0,25 3500 0,120 —
Т-250 250 85 50—2600 60—2900 — — 40 20 70 0,4 8,0 0,25 4000 0,105 —
ТЛ-100 100 95 300—1900 — 360—1800 2,3 40 15 70—250 0,3 7,0 0,25 1500 0,120 0,40
ТЛ-160 160 95 300-1900 — 360—1800 1,9 40 15 70—250 0,3 7,0 0,25 2000 0,120 0,40
Т Л-200 200 85 300- 900 — 360—1800 1,6 40 15 70—250 0,3 7,0 0,25 2500 0,120 0,40
ТЛ-250 250 85 300-1500 — 360—1800 1,8 40 20 100 0,4 8,0 0,25 400 0,150 0,26
Примечания. 1. В таблице даны амплитудные значения обратного тока и тока утечкн для тиристоров классов 0,5—12 при повторяющемся на-
пряжении и максимально допустимой температуре полупроводниковой структуры (125°С — для тиристоров Т и 140°С — для тиристоров ТЛ).
2. Время включения определяется при температуре полупроводниковой структуры 25°С.
3. Отпирающий ток управления и отпирающее напряжение управления даны при температуре окружающей среды 25°С, иеотпирающее напряжение
управления при 125°С.
„ 4. Установившееся тепловое сопротивление определяется при принудительном охлаждении вентиля со скоростью воздуха 12 м/с.
<о 5. Критическая скорость нарастания прямого напряжения — 1000 В/мкс, критическая скорость нарастания прямого тока — 70 А/мкс-
01 6. Ударный ток дан для температуры полупроводниковой структуры 125°С.
~220в
Подключение
автотрансфор-
матора.
5^
Рис. 71. Принципиальная электрическая схема прибора ПЗТС-1:
1 — силовой блок для получения греющего тока; 2 — блок компенсации и измерения, обеспечивающий ручную компенсацию начального па-
дения напряжения на испытательном вентиле от измерительного тока и замер сопротивления; 3 — блок управления, включающий и отклю-
чающий силовой блок, управляющий работой схемы измерения; 4 — испытуемый диод
Таблица 111
Установочные данные тиристоров Т и ТЛ
Тип Габаритные размеры, мм Масса, кг, не более Класс Оптовая цена, руб.—коп. Завод-изготовитель
с охладителем без охладителя с охлади- телем без охла- дителя
Высота Длина Ширина Высота Диаметр
Т-25 150 90 90 86 46 0,26 0,12 — — «Электровыпрямитель»
Т-50 272 70 80 86 46 0,93 0,19 — — »
Т-100, Т2-100, 348 80 70 90 250 46 1,10 0,42 1—10 От 3—40 до 17—50 «Электровыпрямитель» ТЭЗ им. Калинина и
Тб-100 QD
Т-160, Т2-160, Тб-160 348 80 70 250 QD 46 1,10 0,42 1—10 От 4—40 до 18—90 ТЭЗ им. Калинина
ТЛ2-100 348 80 70 "250 46 1,10 0,42 3—15 От 14—40 до 49—10 То же
ТЛ2-160 348 80 70 90 250 46 1,10 0,42 3—15 От 16—60 до 58—60
ТЛ2-200 348 80 70 90 250 46 1,10 0,42 3—15 От 26—00 до 64—60 »
ТЛ-160 328 80 70 — — 1,19 0,45 — От 16—60 до 58—60 «Электровыпрямитель»
ТЛ-250 342 ПО 116 — — 2,1 0,85 3—15 От 19—20 до 67—80
Примечания 1. Размеры приведены для тиристоров с гибким выводом.
2. Тиристоры серии Т выпускают в двух конструктивных исполнениях: первое — в металлостеклянном корпусе, 2,6 — в металлокерамическом.
3. В числителе — наименьшая, в знаменателе — наибольшая высота.
4. Охладители — алюминиевые.
5. Различные типы вентилей имеют некоторое расхождение в массе и габаритных размерах.
Таблица 112
861-
Электрические характеристики тиристоров с повышенными динамическими параметрами
Тип Предельный ток, А Повторяющееся напряжение, В Прямое паде- ние напряже- ния, В Обратный ток, мА Внешнее теп- ловое сопро- тивление, °С/Вт Скорость охлаждающе- го воздуха, м/с Ударный ток, А
Тиристоры в таблеточном исполнении
ТДЗ-320 200 400—1800 3,70 | 20 0,135 ) f 4000
ТД-400 250 400—1800 ! 2,75 20 0,135 1 12 4300
ТД-500 320 400—1600 2,00 1 20 0,135 J 1 4500
Тиристоры в штыревом исполнении
ТД-80, ТД2-80 ТД-100, ТД2-100 ТД2-125 ТД2-160 ТД2-200 50 63 80 100 125 400—1800 400—1800 400—1800 400—1600 400—1600 3,30 2,60 3,05 2,50 2,05 20 20 25 25 25 0,28 0,28 0,25 0,25 0,25 6 1400 1600 1900 2300 2800
ТД-250 Т 160 иристоры В пр 400—1800 ижимном 2,05 исполнен 30 ИИ 0,13 3500
ТД4-250 160 400—1800 2,05 30 0,13 4000
ТД-320 200 400—1600 1,70 30 0,13 1 о —
ТД4-320 200 400—1600 1,70 30 0,13 1Z 4000
ТД5-320 250 1600—2200 1,65 30 — —
ТД-400 250 400—1800 2,75 30 —— —
Примечания. 1. Ударный ток дан при начальной температуре полупроводниковой структуры 125°С.
2. Для тиристоров в штыревом исполнении допускается критическая скорость нарастания прямого напряжения от 100 до 1000 В/мкс, критическая
скорость нарастания прямого тока от 40 до 200 А/мкс; для тиристоров в прижимном исполнении—соответственно от 100 до 1000 В/мкс, от 4 до 200 А/мкс.
Таблица 113
Установочные данные тиристоров ТД
Тип Габаритные размеры* мм Масса, кг, более Исполнение Класс Оптовая цена, руб.—коп..
с охладителем без охладителя с охлади- телем без охладителя
Высота Длина Ширина Диаметр Высота
ТД-80, ТД2-80 160 80 70 39,5 260 0,73 0,75 Штыревое 3—16 От 7—00=до 40—301
ТД-100, ТД2-100 160 80 70 39,5 260 0,73 0,15 1—16 » J 7—30 » 43—60-
ТД2-125' 245 80 70 46,0 247 1,10 0,41 1—16 » 7—60 » 47-20-
ТД2-160 345 80 70 46,0 247 1,10 0,41 1—16 » 8—00 » 49—70-
ТД2-200 345 80 70 46,0 247 1,10 0,41 1—16 » 8—60 » 53—40-
ТД-250, ТД4-250 328 120 120 65,0 258 2,8—3,00 0,47—0,69 Прижимное 1—16 » 8—60 » 58—50>
ТД-320 328 120 120 65,0 258 2,8—3,00 0,47—0,69 1—16 » 10—30 » 69-40-
ТД4-32О 328 120 120 ’ 65,0 258 2,8—3,00 0,47—0,69 1—16 » 10—39 » 69—40
ТД5-320 150 210 128 61,0 28 5,10 0,23 Таблеточное 1—16 » 10—35 » 69—40-
ТД-400 150 210 128 61,0 28 5,20 0,35 1—16 » 10—50 » 77—50-
ТД-500 150 210 128 61,0 28 5,20 0,35 1—16 » 10—70 » 86—80"
Примечания. 1. Тиристоры ТД поставляет таллинский электротехнический завод им. Калинина.
2. Тиристоры ТД применяются с типовыми охладителями из алюминиевых сплавов без специальных гальванических покрытий.
3^ Для тиристоров ТД-125 4-320 приведены данные при исполнении их с гибкими катодным и управляющим выводами.
4. Тиристоры ТД изготавливают в металлостеклянном или металлокерамическом корпусе. Они имеют несколько конструктивных исполнений. Элект-
рические и тепловые свойства одни и те же.
5. В штыревом исполнении вентиль соединен с охладителем шпилькой с резьбой, в прижимном — с помощью накидного фланца, в таблеточном кре-
пится между двумя частями разъемного охладителя.
6. Тиристоры ТД-80 и ТД2-80; ТД-100 и ТД2-100 имеют незначительное различие в массе и габаритных размерах.
7. Габаритные и установочные размеры тиристора ТДЗ-320 приведены на рис. 73.
Рис. 72. Габаритные и установочные размеры вентиля ВЛ2-200, ВЛ-200:
а без охладителя; б — с типовым охладителем
2^1,
Рис. 73. Габаритные н установочные размеры
тиристоров ТДЗ-320, ТД-400 и ТД-500:
а — без охладителя; б — с типовым охладителем
Таблица 114
Группы тиристоров по величине времени выключения
____________и критическим параметрам_______________
Номер группы Время выключения, мкс, не более, для тиристоров типа Критическая скорость нарастания прямого тока, А/мкс, не менее Критическая скорость нарастания прямого напряжения, В/мкс, ие менее
т, тл ТД
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 опред допус Не нормируется 150 150 100 70 50 30 20 15 12 Примечания. 1. Bf еляются при максималь 1. Критическая скорост тимой температуре р-п- . Группа 6 должна быт . Группу 5 имеют тири Не нормируется 250 150 100 70 емя выключения и кр io допустимой температ ь нарастания прямого p-л-структуры и напря ь введена с 1/1 1978 г. сторы ТД класса 10 и н Не нормируется 20 40 70 100 200 итическая скорость на уре р-л-р-л-структуры напряжения определяе женин, равном 0,67 пов иже. Не нормируется 20 50 100 200 500 1000 растания прямого тока тся при максимально теряющегося. Таблица 115
Технические данные охладителей полупроводниковых вентилей
Тип Материал Тип вентиля, с которым приме- няется охладитель Активная площадь ох- лаждения <$охл , см2 Закручивающий момент, кгс. м Установившееся тепловое сопро- тивление охлади- Минимальная рассеивае- мая мощность, Вт Масса, кг
при номиналь- н ной скорости g охлаждающе- “ го воздуха Аз >4 при естествен- • ном охлажде- ° НИИ £? со
МП-50 Медь М-1 (ГОСТ 495-50) В-10; ВЛ-10 108 1 5,200 5,20 15 0,09
МП-100 Медь М-1 (ГОСТ 495-50) В-25; ВЛ-25; Т-25 166 1 1,200 4,20 50 0,15
М-4 Медь М-3 (ГОСТ 859-66) В-50; ВЛ-50; Т-50; Т-100; Т-150 650 4 0,400 1,20 150 1,10
М-6 Медь М-3 (ГОСТ 859-66) ТЛ-160; В-200; ВЛ-200 720 5 0,180 1,00 330 1,75
М-10 Медь М-3 (ГОСТ 859-66) В-320; ВЛ-320; Т-250; ТЛ-250 1 170 — 0,115 0,60 570 3,65
А-4 Алюминий АЛ-9в (ГОСТ 2685-63) В-50; ВЛ-50 620 4 0,320 1,75 190 0,32
А-7 Пластины из ме- ди М-1 Т-100; Т-150; ТЛ-160 820 5 0,180 1,20 330 0,75
(ГОСТ 859-66) В-200; ВЛ-200; ТЛ-250; В-320 1950 5 0,120 0,55 550 1,23
Специ- альный Алюминий АА-29 (ГОСТ 2685-63) В Л-200 10 000 — — 0,35—0,4 190—200 2,15
То же Цельнолитой из алюминиевого сплава ВЛ-200 3 025 — — — 85—92 2,20
Примечание. Специальные охладители (рис. 74) изготовляют заводы ЦЭ МПС п ТЭЗ
им- Калинина.
201
Рис. 74. Охладители для ес-
тественного охлаждения
вентилей:
а — прессованные: 1 — от-
верстие для ввертывания
вентиля; 2 — ушки дли
крепления охладителей; 3 —
силуминовое основание; 4 —
алюминиевые ребра; б —
литые: / — отверстие для
ввертывания вентиля; 2 —
ушки для крепления охла-
дителя; 3 — литые ребра
185
Учитывая сложность такого подбора, число параллельно включенных вен-
тилей полупроводниковых преобразователей тяговых подстанций выбирают из
соотношений
Id кз kd
а ~ mPdB '
где /йкз — ток короткого замыкания;
kd — коэффициент неравномерности распределения тока по вентилям, рав-
ный 1,2;
т — число фаз;
р— число групп анодов, одновременно работающих параллельно.
В преобразователях большой мощности на тиристорах применяют принуди-
тельное деление тока по параллельным ветвям при помощи индуктивных де-
лителей тока. При их использовании уменьшаются скорости нарастания анод-
ного тока и соответственно коммутационные потери.
Для определения тепловых сопротивлений (Ra) силовых вентилей в усло-
виях эксплуатации предназначен специальный прибор ПЗТС-1.
Основные технические данные прибора ПЗТС-1
Изм=рительный ток, мА................................ 20
Диапазон измеряемых тепловых сопротивлений, °С/Вт 0,1—0,6
Погрешность измерения, %........................... ±10
Нагревающий ток, А.............................. 150
Время нагревания, с............................. 4,2
Напряжение питания, В...........................
Предельные значения температуры окружающего воз-
духа, °C.......................................... —Юч-4-40
Габаритные размеры, мм:
высота.......................................... 225 (380—
с ручкой)
длина............................................... 334
ширина.......................................... 222
Масса, кг............................................ 18
Завод-изготовнтель................................МЭЗ ЦЭ_МПС
54. РАЗРЯДНИКИ ПОСТОЯННОГО ТОКА
Разрядники постоянного тока предназначены для защиты оборудования и
устройств постоянного тока от атмосферных н коммутационных перенапряже-
ний.
В условных обозначениях разрядников буквы означают: Р — разрядник;
Р — резисторный; В — вентильный; М — магнитный; П — поляризованный;
А — анодный; У — униполярный; К — для ограничения коммутационных пе-
ренапряжений. Например, обозначение разрядника РВПК-3,3 расшифровывает-
ся следующим образом: разрядник; вентильный; поляризованный; для ограни-
чения коммутационных перенапряжений; номинальное напряжение, кВ.
Разрядник РВПК-3,3 предназначен для ограничения мощных коммутацион-
ных перенапряжений, возникающих на шинах постоянного тока 3,3 кВ. Его
устанавливают в распределительном устройстве 3,3 кВ (рис. 75) обычно в ячей-
ке запасного быстродействующего выключателя. При установке разрядника
РВПК-3,3 расстояние от дугогасительной камеры (со стороны выхлопа дуги)
до заземленных частей должно быть не менее 400—450 мм. Если поверхность,
на которую направлен выхлоп, покрыта изоляционным листом, то расстояние А
разрешается уменьшить до 200—250 мм.
203
Рис. 75. Схема включения разрядника
РВПК-3,3:
1 — регистратор срабатывания типа
РКР; 2 — разрядник РВПК-3,3; 3 —
внутренний контур заземления под-
станции
Разрядник (рис. 76) состоит из дуго-
гасительиой камеры и блока рабочего не-
линейного сопротивления, установленного
в бакелитовом цилиндре. В качестве нели-
нейного сопротивления используют тервит.
Дугогасительная камера состоит из двух
половин, гребни одной половины входят во
впадины другой, образуя внутри лабирин-
товую щель, ширина которой фиксируется
втулкой.
Расстояние между электродами искро-
вого промежутка, от которого зависит ве-
личина пробивного напряжения разрядника,
регулируют винтами без разборки камеры.
Вскрывать блок рабочего нелинейного со-
противления разрядника РВПК-3,3 не ре-
комендуется.
Для фиксации срабатывания разрядника используют регистратор РКР, ко-
торый устанавливают на шине, подключающей разрядник.
Для ограничения атмосферных перенапряжений со стороны контактной сети
на фидерах тяговых подстанций устанавливают разрядники постоянного тока
РМВУ-3,3. В зависимости от величины пробивного напряжения их подразделяют
на две группы: А — для применения на электроподвижном составе (окраше-
ны в коричневый цвет), Б — иа тяговых подстанциях электрифицированных
железных дорог (окрашены в .серый цвет)..
В соответствии с последними ( типовыми проектами их устанавливают на
портальных опорах и заземляют на' внешний контур заземления тяговой под-
станции через роговой разрядник с пЛайкой вставкой. Расстояние между элект-
Рис. 76. Разрез вентильного разрядника РВПК-3,3:
1 — блок рабочего нелинейного сопротивления: 2 — дугогасительная камера; 3 —
полюсы; 4 — электроды искрового промежутка; 5 — бакелитовый цилиндр; 6 —
тервитовые диски нелинейного сопротивления; 7 — фланец; 8 — съемное днище
Таблица 116
Технические данные разрядников постоянного тока
Тип Максимальные значения напряжений Сопровождающий ток при номинальном напряжении, А, не более Ток утечки при мак- симальном напряже- нии, мкА Габаритные раз- меры, мм Масса, кг Оптовая цена, руб. Завод-изготовитель । Тип регистратора
пробивного при частоте 50 Гц, кВ импульсного пробив- ного при предразряд- ном времени от 2 до 20 мкс, кВ остающегося на разряднике при импульс- ном токе 3000 А, кВ Высота Основание
РВПК-3,3 7,5—8,5 Не нормируется 8,0—9,0 300 5 230 0330 23 130 Ленинградский РКР
РВПКН-3,3 7,5—8,5 9,0 8—9 (при 5 400 0524 26 «Пролетарий» То же
РМВУ-3,3: группа А 9,5—10,5 12,5 импульсном токе 1500 А) 12 —. 5 350 0290 22,5 55 » РВР
» Б РРА-3 10,5—13 7,5+0,25 14,5 12 7,5 (при токе 250 5 357 450 x385 26 805 МЭЗ ЦЭ МПС РКР
РВБК-3,3 7,5—8,5 9,0 500 А) 9,0 300 5 230 0330 23 — То же РКР
РБК-3,3 8,0—9,0 Не нормируется 7,5 — 5 580 600x350 25,6 75 ТЭЗ им. Калинина РКР
Примечания. I. Номинальное напряжение разрядников РРА-3 и РБК-3—3,03 кВ; остальных разрядников — 3,3 кВ. Наибольшее допустимое
напряжение разрядников РРА — 3,5 кВ; РБК — 3,3 кВ; РВПК — 4,2 кВ; остальных — 4,1 кВ.
2. Пробивное напряжение разрядника РРА-3 гарантируется при температуре 4-20±5°С. В процессе эксплуатации необходимо при изменении темпе-
ратуры обеспечивать стабильность пробивного напряжения.
3. Рабочее сопротивление резисторов СР-331 разрядника РРА-3 — 12,3±0,3 Ом.
4. Цена указана за блок из шести разрядников РРА-3.
g 5. Общие виды разрядника РРА-3 и блока этих разрядников приведены на рис. 77 и 78.
S 6. У разрядников РВПК-3,3 последних выпусков остающееся напряжение имеет нижний предел 8,5 кВ при импульсном токе 2000 А.
а)'
1
Рис. 77. Разрядники РРА-3 с линейным сопротив-
лением:
1 — дугогасительиая камера; 2 — кронштейн;
3 — основание; 4 — резистор СР-331 сопротивле-
нием 1,7 Ом
Рис. 78. Внешний вид (а) и принципиальная схема (б) блока разрядников РРА-3:
1,4 — изоляторы ПНБ-6/400; 2 — разрядник РРА-3; 3 — откидная дверь для
осмотра разрядников
родами разрядника 30±2 мм. Диаметр медной проволоки плавкой вставки ра-
вен 0,35—0,5 мм.
Разрядник биполярный РРА-3 с дугогасительиой камерой и линейным со-
противлением предназначен для ограничения коммутационных перенапряжений
в анодных цепях полупроводниковых преобразователей с воздушным естествен-
ным охлаждением. Разрядники включают между выводами вентильных обмоток
и нулевым выводом трансформатора. Их устанавливают на преобразовательных
агрегатах производства Московского энергомехаиического завода ЦЭ.
Типовое обозначение разрядника РРА-3 расшифровывается следующим об-
разом: разрядник; резисторный; анодный; напряжение, кВ. Он состоит из дуго-
гаснтельной камеры и семи резисторов СР-331 с общим активным сопротивле-
нием 12,3 Ом. По конструкции дугогасительиая камера аналогична камере раз-
рядника типа РВПК-3,3. Однако для обеспечения работы разрядника в анод-
ных цепях магнитное поле гашения дуги создается не постоянными магнитами,
а катушкой с одним витком. Для наружной установки разрядники РРА-3 по-
мещают в металлический шкаф — блок разрядников — и поставляют комплект-
но с полупроводниковым преобразователем.
Для защиты от перенапряжений полупроводниковых преобразователей про-
изводства Таллинского электротехнического завода применяют разрядники
РБК-3,3, установленные в шкафу разрядников. Они состоят из дугогасительной
камеры, конструкции, сходной с камерой разрядника РВПК, и линейного соп-
ротивления.
Технические данные регистратора РКР
Амплитуда тока срабатывания (длительностью 15—
20 мс), А......................................... 200—250
Амплитуда тока срабатывания (длительностью 5 мс),А,
не более............................................... 3500
Наименьший ток срабатывания, А.......................... 6
Количество срабатываний............................. до 10 000
Габаритные размеры, мм:
высота............................................. 27
ширина............................................. 162
длина.............................................. 92
Масса, кг............................................. 0,25
Оптовая цена, руб............................... 10—12
Завод-изготовитель....................................МЭЗ ЦЭ МПС
Вентильные биполярные разрядники РВБК-3,3 предназначены для защиты
инверторов от коммутационных перенапряжений со стороны постоянного тока.
Разрядники допускают при срабатывании прохождение тока в обоих направ-
лениях и могут быть установлены до или после реакторов. По конструктивно-
му исполнению они похожи на разрядники РВПК-3,3, но вместо постоянных
магнитов для образования магнитного поля гашения дуги использованы катуш-
ки с одним витком.
В настоящее время Великолукским заводом высоковольтной аппаратуры
проводятся разработки по созданию единого разрядника постоянного тока на
базе разрядника РВРД.
Технические данные разрядников постоянного тока приведены в табл. 116.
55. НАЗНАЧЕНИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ
СГЛАЖИВАЮЩИХ УСТРОЙСТВ
Сглаживающие устройства (СУ) предназначены для выравнивания пульса-
ций выпрямленного напряжения преобразователей с целью снижения нх мешаю-
щего влияния на проводные линнн связи. В СУ входит реактор для уменьше-
ния тока и фильтр, который состоит из резонансных и апериодических конту-
ров. В соответствии с «Правилами защиты устройств связи от влияния тяговой
сети электрических железных дорог постоянного тока» рекомендуется установка
207
Таблица 117
Значения гармонических составляющих напряжений Un
резонансных контуров СУ
Напряжение контура, В, при состоянии первичного напряжения
Частота, Гц Симметрия без искажений Несимметрни $ = 1,05 Искажение 5% Неснмметрия b = 1,05 и иска- жение 5%
100 — 74(76) 74(76)
200 300 135(200) 35(45) 130(195) 216(285) 35(45) 216(285)
400 500 — —
600 35(60) 30(60) 66(92) 66(92)
700 10(23) — 10(23)
800 900 15(55) 6(20) 16(50) 25(66) 6(20) 25(66)
1200 8(37) 6(26) 13(42) 13(42)
Примечания. 1. b — отношение фазных напряжений.
2. Значения напряжений даны для холостого хода, в скобках — при номинальной нагрузке.
на тяговых подстанциях двух типов двузвенных резонансно-апериодических
сглаживающих устройств по схемам, предложенным ЦНИИ МПС и Западно-
Сибирской дорогой (см. рис. 16).
Чтобы подсчитать величину тока, проходящего через фильтр, с учетом ин-
дуктивности реактора, отклонения от синусоиды формы кривой первичного на-
пряжения и несимметрни первичного напряжения при различных режимах ра-
боты преобразователей, можно воспользоваться формулой
i*=V 4 + 4 +
где 1п — UnlZn — ток /i-й гармоники (значения Un приведены в табл. 117).
В случае синусоидальной и симметричной системы при настройке контуров
в резонанс zn =ю£=2л)£ Ом.
При несимметрни питающей системы zn определяют нз выражения
гп = <о(£-рэ) — 10G/o>XC,
где L — индуктивность реактора, мГ;
— эквивалентная индуктивность катушек, равная примерно 0,5 мГ;
2С — суммарная емкость конденсаторов, мкФ.
Пример расчета тока однозвенного сглаживающего устройства с £ = 5,5 мГ
и С=200 мкФ. Подстанция питается от системы, неснмметрия в которой дос-
тигает 1,05 (Ь —1,05). Определим ток, который проходит через сглаживающее
Таблица 118
Расчетные значения гармонических составляющих гп и 1п
4 Гц 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1200
Ом 4,18 3,56 6,0 11,0 15,67 20 24,12 28 32,2 43,9
In, А 18,1 12,8 32,5 2,1 1,15 3,0 0,96 1,63 1,55 0,595
208
устройство при номинальной на-
грузке тяговой подстанции. Най-
дем сначала zn для каждой ча-
стоты. При f = 100 Гц
6,28-100(5,5+0,5)
г'~ 1000 —
10»
—6,28-200-100 ==4’18Ом;
при f—200 Гц z2 = 3,56 Ом и т. д.
Затем разделим значения Un
из табл. 117 на эти сопротивления.
Результаты расчета сведем в
табл. 118.
Суммарный ток через сглажи-
вающее устройство
/ф = ]/'18,122 + 12,82 + 32,52 +
+ 2,12 + 1,152 + 3,022 + 0,962 +
Рис, 79. Конденсатор для сглаживающих уст-
ройств ФМТ4-12:
/ — ручка для подъема; 2 — болт для заземле-
ния; 3 — высоковольтный вывод
+1,632 + 1.552 +0,5952 - 39,7 А.
Фильтровые конденсаторы
ФМТ4-12 (рис. 79) предназначены
для работы в резонансных и апе-
риодических контурах сглаживаю-
щих устройств тяговых подстанций постоянного тока. Они предназначены для
эксплуатации в помещении, где колебания температуры и влажности воздуха
несущественно отличаются от колебаний на открытом воздухе, например, в ме-
таллическом помещении без теплоизоляции или под иавесом. Температура возду-
ха при эксплуатации должна быть в пределах от —50 до +45°С.
Технические характеристики конденсаторов ФМТ4-12
Номинальная емкость, мкФ....................... 12±20%
Напряжение постоянного тока, В ................ 4000
Частота переменных составляющих выпрямительного
напряжёния, Гц................................... 100—1440
Тангенс угла диэлектрических потерь при частоте
50 Гц и температуре 25°С............................ 0,0045
Масса, кг......................................... 25
Оптовая цена за 1 мкФ, руб............'......... 3,20
Завод-изготовитель..............................Серпуховской
конденсаторный
На дорогах проходят эксплуатационную проверку конденсаторы типа
ФСТ4-13 с заполнением вместо масла синтетической негорючей жидкостью.
По характеристикам они аналогичны конденсаторам ФМТ4-12, но имеют ем-
кость одной банки — 13 мкФ, цена за 1 мкФ 4,15 руб.
Технические данные одного блока реакторов
РБФА-У-6500/3250 сглаживающих устройств
Номинальное напряжение, кВ............................ 3,3
Номинальный ток, А.................................. 6500(3250)
Индуктивность, мГ .................................. 1,1(4,5)
Диаметр, мм:
внешний по бетону............................ 2540
» » проводу................................. 2438
внутренний по бетону............................... 1590
» » проводу............................... 1500
209
внутренний по осям изоляторов............................. 2000
Высота с изоляторами, мм.................................. 1215
Тип изоляторов........................................... ОД-10
Число » 16
Тип провода.............................................. А-240
Длина провода, м.......................................... 2800
Число ветвей................................................. 4
» проводов в пазу ........................................ 4
» витков в ряду........................................... 8
» горизонтальных рядов................................... 4
Масса, кг:
реактора.............................................. 3280
провода............................................... 1840
Оптовая цена блока, руб.................................. 1900
Примечания. 1. Изоляторы и соединительные шины в комплект постав-
ки не входят.
2. В скобках даны значения тока и индуктивности для смешанного соедине-
ния секций обмоток блока.
3. реакторы изготовляет Люберецкий электромеханический завод Миитранс-
строя.
Для измерения мешающего напряжения на выходе тяговой подстанции и
определения коэффициента сглаживания СУ предназначен прибор-измеритель
мешающего напряжения ИМН-3.
Измерители мешающего напряжения ИМН-3 (рис. 80) разработаны в двух
вариантах: переносном н стационарном. В настоящее время Московский энер-
гомеханическнй завод выпускает приборы в стационарном варианте, имеющем
приспособление для закрепления на месте. Как правило, прибор устанавлива-
ют на тяговой подстанции в ячейке запасного выключателя через разъединитель.
Прибор состоит из двух блоков: защитного и измерительного.
Для возможности определения коэффициента сглаживания СУ в комплект
поставки входят два прибора.
Один из них, настроенный на заводе, подключают до сглаживающего уст-
ройства, другой — после.
Технические данные сглаживающих устройств приведены в табл 119 н 120.
Рис. 80. Принципиальная схема комплекта измерителя мешающего напряжения ИМН-3:
С — конденсаторы общей емкостью 0,25 мкФ, 8 кВ; — резисторы защитного блока
сопротивлением 200 Ом; ИТ — изолировочный трансформатор; Т — тумблер; Др' — дроссель,
£=1,6 Г; резисторы измерительного блока RI = 3500 Ом; Д2-*-Д6— 500 Ом; ИВ-4— изме-
ритель выходного напряжения (прибор ВЗ-10А с пределами измерения 0,03—300 В с бата-
реей 336У; 0,25—300 В — без батареи)
2Ю
Таблица 119
Варианты соединений блоков реактора РБФА-У-6500/3250
Количество блоков Соединение секций обмоток блоков Индуктив- ность, мГ Ток, А Потери мощности, Вт, при номиналь- ном токе, ВА Сопротивление постоянному току, Ом
1 Смешанное 4,5 3250 105 (85) 0,008
1 Параллельное 1.1 6500 — — 0,002
2 Смешанное 11,0 3250 215 (170) 0,016
2 Параллельное 3,0 6500 215 (170) 0,004
3 Смешанное 20,0 3250 320 (255) 0,024
3 Параллельное 5,0 6500 260 (210) 0,006
4 Смешанное 25,0 3250 430 (340) 0,032
4 Параллельное 7,0 6500 430 (340) 0,008
Примечание. Потери мощности приведены при температуре нагрева обмоток П0°С
(в скобках при температуре 20°С).
Таблица 120
Коэффициенты сглаживания и мешающие напряжения
на выходе двузвенных резонансно-апериодических СУ
при различных значениях индуктивности реакторов
Схема СУ £р!» МГ ZpH , мГ ^сгл ^эм в
По предложению Западно- 4,5 4,5 55 2,8
Сибирской дороги 5,0 3,0 64 2,4
11,0 3,0 150 1,2
По предложению ЦНИИ 4,5 4,5 180 0,7
МПС 5,0 5,0 250 0,5
7,0 5,0 340 0,4
56. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СГЛАЖИВАЮЩИХ УСТРОЙСТВ
При эксплуатации сглаживающих устройств большое значение имеет ста-
бильность настройки резонансных контуров. В процессе работы у конденсато-
ров в результате длительного воздействия электрического поля, перепадов тем-
пературы, окисления и динамических ударов при разрядах со временем меня-
ется диэлектрическая постоянная бумажной изоляции, толщина самой бумаги и
плотность ее намотки. Последнее является одной из причин вздутия банок. Мо-
жет также измениться индуктивность контуров из-за сдвига катушек. Частично
пробитый конденсатор можно обнаружить измерением его емкости, но не высо-
ковольтными испытаниями, так как запас по напряжению у конденсаторов на-
много превосходит испытательное напряжение. У неисправных конденсаторов
емкость возрастает до величины, в 1,5—3 раза превышающей номинальное зна-
чение в зависимости от количества пробитых последовательно соединенных сек-
ций (рис. 81). Для измерения емкости необходимо конденсаторы присоединять
к шинам гибкими, легко отсоединяемыми перемычками. Метод измерения мо-
жет быть любой, в том числе метод амперметра-вольтметра.
Основной вид повреждений сглаживающих устройств — пробой конденса-
торов, при котором, несмотря на наличие предохранителя, происходит, как
211
|Н1 НЬ HI
чь —II —
. 1!_ II
7 чн HI
— __ н Чг-
'£ пГ
—чн чн HI
С’1,5СН
С-дСц
Рис. 81. Схема внутренних соединений конденсаторов ФТМ4-12
правило, взрыв банки, так как на пробитую банку сразу разряжается вся бата-
рея. Это приводит в свою очередь к разрушению и возгоранию банок. Часто
при этом разрывается предохранитель из-за его недостаточной отключающей
способности и возникает последовательное дуговое перекрытие на конденсато-
рах и на губках предохранителя. Земляная защита подстанции срабатывает в
таких случаях не сразу, а только после переброса дуги на заземленные конст-
рукции, так как начальное перекрытие возникает при пробое внутри банки,
между обкладками, т. е. непосредственно между минусовой и плюсовой ши-
нами, минуя контур заземления. Выход из строя сглаживающего устройства,
кроме отключения подстанции, может вызвать пожар на клицах контрольных
кабелей РУ-3,3 кВ. Для предупреждения подобных последствий сглаживаю-
щие устройства должны иметь прочные двери, обитые негорючим материа-
лом, и легко разрушаемые, так называемые «взрывные» стенки в проемах на-
ружной стены.
Взрыв банок и пожар могут возникнуть также из-за попадания на шины
сглаживающего устройства грызунов, наличие которых на подстанции недопу-
стимо.
Для обеспечения эффективности работы сглаживающих устройств необхо-
димо иметь в виду следующее: полное сопротивление соединительных проводов
(от плюсовой до минусовой шины), включая все контактные соединения, не
должно превышать 0,01 Ом; не допускается применение кабелей с броней или
в свинцовой оболочке, а также прокладка кабелей в стальных трубах, так как
при этом заметно возрастает реактивное сопротивление для токов высших гармо-
ник. Ошиновка должна быть выполнена из луженой медной шины; примене-
ние алюминиевых шин недопустимо из-за окисления контактных соединений.
Активное сопротивление контуров вместе с соединительными проводами не
должно превышать значений:
Частота контура, Гц........ 100 200 300 400 600 900 1200
Активное сопротивление, Ом. . 0,45 0,46 0,47 0,48 0,50 0,55 0,70
Вблизи бетонного реактора нельзя допускать наличия короткозамкнутых
контуров; заземляющая шинка фланцев изоляторов должна быть разрезана,
так как из-за трансформации токов индуктивность реактора может уменьшить-
ся. Такое же действие оказывает металлический каркас при наружной уста-
новке бетонных реакторов.
Для уменьшения проводимости бетонных стоек реактора их следует покры-
вать влагостойким лаком.
57. ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ БЫСТРОДЕЙСТВУЮЩИХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
ПОСТОЯННОГО ТОКА
Автоматические быстродействующие выключатели постоянного тока предна-
значены для защиты преобразователей и линий постоянного тока от коротких
замыканий и перегрузок, которые могут привести к пережогу провода.
212
В условном обозначении выключателя буквы означают: В — выключатели;
А — автоматические; Б — быстродействующие 1-го класса; Т — токоограничи-
вающие; 2-го пли 3-го класса (по ГОСТ 2585—69).
Условное обозначение выключателя ВАБ-28-3000/30-Л, например, расшифро-
вывается следующим образом: выключатель автоматический; быстродействую-
щий; 1-го класса; порядковый номер конструкции; номинальный ток, А; номи-
нальное напряжение до 3300 В; выключатель максимального тока (линейный).
Выключатели характеризуются следующими параметрами.
Наибольшее рабочее напряжение выключателя — напряжение, при котором
завод-изготовитель гарантирует длительную работу выключателя.
Номинальный ток выключателя — ток длительного режима с постоянной во
времени нагрузкой. Он определяется условиями нагрева главной цепи при ус-
тановке выключателя в помещении с температурой окружающего воздуха до
40°С.
Наибольший ток включения выключателя — максимальное значение тока в
главной цепи, при котором возможно включение выключателя без последующего
его самоотключения.
Наименьший отключаемый ток выключателя — минимальное значение тока,
проходящего по главной цепи выключателя до момента расхождения контактов,
который выключатель в состоянии отключить без недопустимого затягивания
дуги на контактах.
Наибольший аварийный ток цепи — наибольшее значение аварийного тока
в цепи при отсутствии в ней быстродействующего выключателя.
Полное время отключения выключателя — время от достижения током за-
щищаемой цепи величины уставки выключателя до момента полного исчезно-
вения тока. Собственное время размыкания контактов выключателя — время от
момента достижения током защищаемой цепи значения уставки выключателя
до момента появлении разности потенциалов между контактами выключателя.
Рис. 82. Установочные размеры выключателя АБ-2/4
213
Неполяризованный выключатель постоянного тока — выключатель, прихо-
дящий в действие при достижении током значения уставки независимо от на-
правления тока.
Технические данные удерживающей, включающей
и калибровочной катушек быстродействующего
выключателя АБ-2/4
Удерживающая катушка
Ток, А, при напряжении в цепи управления 110 В . . . 0,42—0,5
Сопротивление при 20°С, Ом.................... . 175±9
Диаметр провода ПЭВ-1 (ПЭЛБО), мм ........ . 0,59
Число витков....................................... 8000
Добавочное сопротивление, Ом...................... 100
Шунтирующее разрядное сопротивление, Ом........... 750—1000
Включающая катушка
Ток, А, при напряжении в цепи управления 110/220 В . 80/40
Сопротивление при 20°С, Ом........................ 2,81±0,14
Диаметр провода ПБД, мм............................. 1,25
Число витков...................................... 490
Калибровочная катушка
Сопротивление, Ом.................................. 7,3
Диаметр провода ПЭВ-1 (ПЭЛБО), мм................ 0,59
Число витков ........................................ 400
Катушка магнитного дутья
Число витков.................................... 4
Сечение меди витка, мм2......................... 3,53x120
214
680
10 8 9
Рис. 84. Реле РДШ:
1 — размыкающий контакт; 2 — планка; 3 — скоба;
4 — шкала уставок; 5 — стрелка; 6 — пружина;
7 — якорь; 8 — магнитопровод; 9 — токоведущая
шнна; 10 — шихтованный стальной пакет
Безындуктивная цепь —
цепь, в которой начальная кру-
тизна кривой нарастания тока
КЗ не менее 3-106 А/с.
Для Защиты оборудования
тяговых подстанций от токов
КЗ со стороны постоянного
тока н тока перегрузки уста-
новлены автоматические вы-
ключатели АБ-2/4 (рнс. 82).
Они используются как выклю-
чатели максимального тока
при установке на фидерах 3,3
кВ, а также как выключатели
обратного тока при установ-
ке их в плюсовой (катодной)
цепи преобразовательных аг-
регатов.
Выключатель АБ-2/4 по-
ляризованный, т. е. реагирует
на ток только одного направ-
ления. В настоящее время вы-
ключатели АБ-2/4 сняты с про-
изводства, как не отвечающие
требованиям ГОСТ 2585—69.
Быстродействующие вы-
ключатели ВАБ-28 (рис. 83) в
зависимости от назначения и
номинального тока имеют во-
семь исполнений.
Линейные (фидерные) выключатели ВАБ-28 постоянного тока выпускают
в комплекте с РДШ (реле дифференциальный шунт). Реле РДШ (рис. 84) вы-
полняет функции реле максимального тока. Оно имеет два исполнения: на но-
минальный ток 3000 А (РДШ-I) н на номинальный ток 6000 А (РДШ-П).
Линейный выключатель ВАБ-28-3000/30-Л отличается <?т катодного ВАБ-
28-3000/30-К отсутствием шины, проходящей через отверстие в магннтопроводе
выключателя. Кроме того, ось линейного выключателя выполнена нз меди и
покрыта серебром. Ток от одного подвижного контакта к другому проходит
через эту ось и медные втулки, посеребренные внутри.
При значительных нагрузках на фидере для повышения номинального тока
выключателей ВАБ-28-3000/30-Л силовые контакты могут быть соединены па-
раллельно и номинальный ток увеличен до 6000 А. В этом случае для сохране-
ния прежней отключающей способности необходимо включать последовательно
два выключателя, приводимых в действие одним вспомогательным реле РДШ-П
с номинальным током 6000 А.
Технические данные цепей управления выключателей ВАБ-28
Номинальное напряжение, В......................... . 110/220
Ток в цепи катушки управления при номинальном напря-
жении цепи, А........................................... 1
Сопротивление катушки управления, Ом.................... 2±0,2
Добавочное сопротивление в цепи катушки, Ом, при напряже-
нии: ...................................................
ПО В '............................................... 100
220 » ............................................... 200
Диаметр провода ПБД, мм.............................. 1,81
Число витков............................................. 250
Ток включения механизма управления, А..............• . 50
Емкость конденсатора, шунтирующего контакты РДШ, мкФ 0,25
215
Технические данные цепей управления выключателя
ВАБ-43-4000/30-Л-У4
Напряжение (постоянного тока), В...........................ПО или 220
Ток включения, А, не более, при напряжении:
110 В.................................................... 73
220 ».................................................... 36
Ток удержания, А, не более................................. 0,5
Кратковременно потребляемый ток, А, при оперативном отклю-
чении при напряжении:
110 В................................................... 5,0
220 »................................................... 2,5
Время протекания включающего тока по катушке, с .... 0,7
Количество отключений в цепи с параметрами, указанными
в табл. 121 без зачистки контактов и стенок дугогасительных
камер ......................................................... 20
Время оперативного отключения с момента подачи команды
на отключение до размыкания контактов, с, не более........... 0,1
Напряжение на контактах выключателя, В, при отключении
аварийного тока в цепи с индуктивностью 8 мГ, не более . . . 12 300
Данные обмоток электромагнитов:
включающего:
тип провода............................................ ПЭВ-2
диаметр, мм.......................................• 1,16
число витков....................................... 1 025
активное сопротивление при t = 20°С, Ом..........6,95±0,69
длина, м............................................... 415
масса, кг.............................................. 4,5
удерживающего:
тип провода............................................ ПЭВ-2
диаметр, мм......................................... 0,69
число витков ....................................... 2000
активное сопротивление при t = 20°С, Ом................ 35 ±1,75
Масса, кг.................................................. 2,5
Примечание. В дальнейшем параметры могут быть уточнены.
Основные технические данные устройства УР-2
Напряжение, кВ ........................................ 3
Напряжение срабатывания при температуре 20±10°С, кВ . 0,9—1,0
Пределы изменения напряжения срабатывания при колеба-
нии температуры окружающей среды от —50 до -f-50°C, кВ 0,8—1,05
Напряжение лавинообразования, кВ, не менее.................. 6,0
Габаритные размеры, мм: ...............................
высота............................................. 700
длина.............................................. 1310
ширина............................................. 480
Масса, кг ................... .'. ......................... 116
Ориентировочная стоимость, руб......................... 1300
Завод-изготовитель .......................................... МЭЗ ЦЭ
Учитывая сравнительно большое время отключения выключателей с реле
РДШ, а также сложность их обслуживания, свердловским заводом «Уралэлек-
гротяжмаш» разработан и принят к производству новый выключатель ВАБ-
43-4000/30-Л, который по сравнению с выключателем ВАБ-28-3000/30 имеет
ряд особенностей. Применена поляризованная магнитная система, улучшена раз-
рывная способность за счет усиления системы магнитного дутья; использована
подвижная контактная система новой конструкции. Кроме того, с целью уве-
216
Электрические характеристики быстродействующих выключателей постоянного тока
Таблица 121
Тип Номинальный ток, А Пределы токов уставки, А, при отклю- чении аварийного тока Максимальный отключаемый ток, А Время гаше- ния дуги при отключении аварийного тока, с Собственное время размыка- ния контактов, с Полное время отключения максимального тока, с, ие более Число блок- коптан- тов
от размагни- чивающего витка от реле РДШ-1 от реле РДШ-II при начальной крутизне тока 0,6-Ю5, А/с с учетом вре- мени рдш при крутизне тока (0,3—0,4)Х х103 А/с и отсутствии нагрузки замыкающих | | размыкающих |
АБ-2/4 2000 800—2000 (1600—4000) — — 20000 (40 000) 0,04—0,075 (0,02—0,035) 0,0035— 0,0045 — 0,044-0,08 (0,025—0,04) 3 3
БАБ-28-3000/30-К 3000 200—400 — — 15 000 0,033—0,037 0,007—0,008 — 0,04-0,045 4 4
ВАБ-28-3000/30-Л 3000 — 1600—4000, 2400—6000 4000—8000, 6000—12000 15 000 0,035-0,04 — 0,005—0,008 0,04-0,048 4 4
ВАБ-43-4000/30-Л-У4 4000 3000—5000 — — 27 000 — 0,005 — 0,05 Не ме- нее 4
217
Примечания. 1. Начальная крутизна аварийного тока выключателя ВАБ-43 — 0,4-10е А/с, наименьший отключаемый ток — 80 А.
2, Выключатель ВАБ-43 не предназначен для отключения аварийных токов в безындуктнвной цепи.
3. Данные по выключателю ВАБ-43 ориентировочные, приведены для двух последовательно соединенных выключателей с индуктивностью в цепи
6-11 мГ.
4. При срабатывании выключателя ВАБ-28 от реле РДШ и наличии тока в цепи полное время отключения увеличивается до 0,01 с.
личеиия стабильности уставок применены стабилизаторы тока в цепи держа-
щей катушки. При этом выключатели ВАБ-42 могут быть установлены в тех же
ячейках, где стояли выключатели ВАБ-28. Улучшение технических характери-
стик потребовало более тщательной и качественной сборки выключателя. Коли-
чество отключений цепи с максимальными параметрами бея зачистки контактов
и стенок дугогасительной камеры составляют 20 циклов.
Для снижения коммутационных перенапряжений с целью уменьшения из-
носа дугогасительных камер и контактов быстродействующих выключателей, а
также для облегчения работы вентильных разрядников тяговых подстанций по-
стоянного тока разработано разрядное устройство УР-2 (рис. 85). Его подклю-
чают параллельно реакторам сглаживающего устройства.
В зависимости от класса тиристоров, используемых в УР-2, предусмотрено
два варианта исполнения: с тиристорами ТЛ-200 седьмого класса (8 шт.); с ти-
ристорами ТЛ-200 десятого класса (4 шт.). Срабатывание устройства регистри-
руется счетчиком РСР. В процессе эксплуатации следует контролировать число
срабатываний устройства, сра-
внивая его с числом отключе-
ний фидерных быстродействую-
щих выключателей. Эти числа
не должны отличаться друг от
друга более чем иа 20—25%.
Если же количество срабаты-
ваний устройства значительно
превышает число отключений
фидерных быстродействующих
выключателей, необходимо про-
извести внеочередную провер-
ку напряжения срабатывания
УР-2. Уменьшение напряжения
срабатывания свидетельствует
о снижении класса одного из
варисторов или тиристоров. Не-
исправный варистор или тирис-
тор следует найти и заме-
нить.
Технические данные быст-
родействующих выключателей
приведены в табл. 121 и 122.
Рис. 85. Принципиальная электрическая схема раз-
рядного устройства УР-2:
1 — блок защиты тиристоров от пробоя; 2 — панель
с элементами; 3 — счетчик срабатывания РСР;
4 — разъединитель 2-полюсный РЛНД-10-400 ; 5 —
реакторы сглаживающего устройства
58. ВЫБОР УСТАВОК
БЫСТРОДЕЙСТВУЮЩИХ
ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
При защите контактной се-
ти с помощью быстродействую-
щих выключателей выбор уста-
вок делают иа основании опыт-
ных замеров токов КЗ между
двумя соседними подстанциями
по одному пути. Замеры долж-
ны производиться при измене-
нии параметров тяговой сети
(подвеска усиливающего прово-
да, замена контактного провода,
замена типа рельсов, укладка
бесстыкового пути, сварка
больших количеств соединений
на контактной сети н др.). За-
218
Таблица 122
Установочные данные выключателей постоянного тока
Тип Масса, кг . Габаритные размеры, мм Оптовая цена, руб. Завод-нзготовнтель
Высота Длина Ширина
АБ-2/4 230 1550 1160 370 — Харьковский «Электромашина»
ВАБ-28-3000/30К В АБ-28-3000/30Л 406 393 2275 1150 490 490 530 УЭТМ
ВАБ-42-4000 ВАБ-42-6000 520 570 1895 900 456 — УЭТМ
ВАБ-43-4000/30-Л-У4 263 1830 1035 365 1400 Чимкентский «Электроаппарат»
Примечания. 1. Установочные размеры выключателя ВАБ-43 показаны на рис. 86; об-
щий вид выключателя ВАБ-28 — на рис. 87.
2. В связи с модернизацией реле РДШ и усилением изоляции блок-контактов цена выклю-
чателя ВАБ-28-2500/ЗОЛ — 660 руб., ВАБ-28-25ОО/30К — 550 руб.
меренные величины токов КЗ корректируются для наивысшей летней темпера-
туры воздуха в данной климатической зоне (температура проводов и рельсов
в солнечные дни может быть выше температуры воздуха) по формуле
/ — U<t° 6,1 или
7 КЗ------—---------------------- или
С/ tzq
р + -Д-3[1+а(7тах + 73)]
7кз
^0~*Д
К3 Р + 'к П+'^.пах-Т’з)] ’
где Ud0 — выпрямленное напряжение холостого хода на шинах РУ-3,3 кВ при
нагрузке более критической (более 50—100 А);
е —падение напряжения в дуге в месте возможного короткого замы-
д кания (ед«150 В);
£7к3
г = —— — сопротивление расчетного участка контактной сети;
к Л<з
р — внутреннее сопротивление подстанции, определяется по двум замерам
тока и напряжения на подстанции, величина его колеблется в пре-
делах 0,05—0,25 Ом;
а — темпера т у р н ы й коэффициент сопротивления [а, = 0,004);
Ттах — максимальная температура окружающего воздуха, для которой произ-
водится расчет;
Т3 — температура окружающего воздуха, при которой производится замер
фактического тока КЗ;
£7КЗ —напряжение на шинах постоянного тока вовремя короткого замыкания;
/g3 — минимальный ток короткого замыкания, полученный при испытании
контактной сети.
По откорректированным данным вычисляют минимальные токи КЗ, проте-
кающие через выключатели подстанций, постов секционирования и пунктов па-
раллельного соединения прн нормальных схемах питания контактной сети, но с
учетом часто применяемых для ремонтов временных схем.
При этом быстродействующие выключатели тяговых подстанций должны
обеспечивать отключение токов КЗ до шин постов секционирования (включи-
219
тельно), а быстродействующие выключатели постов секционирования — токов
КЗ в конце защищаемой зоны.
Уставки выключателей для отключения минимальных токов КЗ /кз mIn выби-
раются следующим образом:
1. При максимальных токах нагрузки Ia тах меньших, чем ток /кз min , устав-
ка ZyCT выбирается в пределах:
max + I00 А /уст /К3 mln ~ 200 А.
Такие условия бывают на участках с небольшими размерами движения при
легком профиле, а также у отдельных фидеров, питающих станционные пути
(если прн создании временных схем они не питают перегон), а также при ко-
ротких фидерных зонах.
Не допускается для уменьшения чувствительности быстродействующих вы-
ключателей к толчкам тока при трогании поездов или проходе мест секциониро-
вания сокращать длину пакета стали индуктивного шунта для выключателей
ВАБ-2 и АБ-2/4 выпуска с № 10308, а для быстродействующих выключателей
АБ-2/4 выпуска до № 10308 сокращать ее более чем до 66% (длина пакета
должна быть не менее 158 мм).
2. При максимальных токах нагрузки /н тах, равных или больших, чем
/кз т1 , уставка выбирается с учетом импульсной чувствительности выключателей
АБ-2/4 в пределах /н тах + 100 sj/уст 1,15/кз mIn . При этом длина индуктив-
ного шунта должна быть полной (240 мм).
3. Разрешено применять так называемую двухзонную защиту с разными ус-
тавками на сдвоенных выключателях АБ-2/4.
Выключатель (ближний к питающим шинам) с уменьшенным до 50 мм размером
длины пакета стали индуктивного шунта настраивают на ток /уст = IK3 mIn — 200 А,
т. е. осуществляют максимальную защиту от удаленных КЗ, не чувствитель-
Рнс. 86. Установочные размеры быстродействующего
выключателя ВАБ-43
ную к толчкам тока нагрузки.
Второй выключатель с полной
длиной шунта (240 мм) на-
страивают на уставку по то-
ку, чем должно обеспечивать-
ся максимальное быстродей-
ствие при близких КЗ. При
применении двухзонной защи-
ты питание включающих ка-
тушек должно производиться
от отдельных станций управле-
ния.
Для редко создаваемых
временных схем питания, на-
пример при выводе в ремонт
постов секционирования, тя-
говых подстанций или контакт-
ной сети одного пути на всем
перегоне, защита может обе-
спечиваться другими средст-
вами, а именно:
телеблокировкой выклю-
чателей;
переводом выключателей
на пониженные уставки с по-
мощью схем подмагничивания;
установлением дежурства
иа время аварийного режима
с непрерывным наблюдением
за приборами для отключения
при необходимости вручную.
220
Zk
Рис, 87, Общий вид выключателя ВАБ-28-3000/30К во включенном положении:
/ — дугогасительный рог неподвижного контакта; 2 — магнитопровод дугогасительной ка-
тушки; 3 — выводные шины; 4 — неподвижный контакт; 5 — изолирующая плита; 6 — изо-
лятор; 7 — шина размагничивающего витка; 8 — главный магнитопровод; 9 — якорь;
10 — шпилька; II — катушка управления; 12 — корпус; 13 — гибкий шунт; 14 — выводные
зажимы катушки управления; 15 — блок-механизм; 16 — тяга; 17 — рычаг; 18 — ось под-
вижного контакта; 19 — подвижной контакт; 20 — ось кронштейна дугогасительной камеры;
2/— дугогаснтельная камера; 22 — катушка дополнительного магнитного дутья; 23 — по-
люсные накладки; 24 — разделительный щит
59. РЕГУЛИРОВКА УСТАВОК БЫСТРОДЕЙСТВУЮЩИХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
Первоначальную регулировку уставки БВ и проверку ее в процессе экс-
плуатации для выключателей любых типов можно выполнить прямым или кос-
венным методом. В первом случае производят непосредственную прогрузку си-
ловой цепи выключателя от низковольтного источника, позволяющего плавно
изменять величину тока, что необходимо для исключения влияния индуктивно-
го шунта, чувствительного к импульсам тока и крутизне его нарастания.
Влияние индуктивного шунта иа величину тока срабатывания БВ зависит
также и от степени пульсации тока нагрузочного устройства по сравнению е
рабочим током тяговой подстанции. В случае настройки при помощи мотор-
геиератора или аккумуляторов, т. е. источников, имеющих нулевую пульсацию,
действительная уставка оказывается несколько заниженной и, наоборот, при
использовании выпрямительных установок — завышенной. При применении
выпрямительных нагрузочных устройств необходимо опытным путем определить
поправочные коэффициенты завышения действительной уставки, сравнивая по-
лученные результаты с результатами настройки, производимой от мотор-гене-
ратора.
В процессе настройки прямым током одновременно проверяют полярность
выключателя, что очень важно, так как ошибка в полярности, как правило,
приводит к повреждениям контактной сети.
Настройку косвенным способом делают прогрузкой калибровочной катушки,
установленной вблизи размагничивающего витка, небольшим током от аккуму-
ляторной батареи. Ток уставки определяют по калибровочной кривой.
Перед проверкой выключатель необходимо отрегулировать, установить за-
зор между главными контактами в пределах 19—22 мм; зазор б = 2,5 мм
(рис. 88), установить натяжение пружин в пределах 30—35 кгс, проверить
полярность, замерить ток держащей катушки. Куйбышевским участком энерго-
снабжения разработан способ регулировки БВ по току срабатывания с щ>и-
менением в качестве источника тока стартерных аккумуляторных батарей. При
сть мощности расходуется на поте-
ри в соединительных проводах (не менее
2 кВт при максимальном токе). Не-
большие размеры нагрузочного аккуму-
ляторного устройства позволяют разме-
щать его рядом с выключателем и
использовать короткие соединительные
провода. Для настройки пригодны
стартерные аккумуляторы ЗСТ-185 или
6СТ-140, все элементы которых соеди-
няют параллельно медиой шиной на
общее напряжение 2 В. При этом ток
в стартерном режиме разряда достигает
соответственно 1215 и 2525 А, т. е. для
настройки БВ достаточно иметь три ак-
кумулятора ЗСТ-185 или два аккумуля-
тора 6СТ-140. Регулщювать ток лучше
всего реостатом (/? = 0,001 Ом), начиная
например, от 1500 А до величины
уставки.
Так как время прогрузки при наст-
ройке не превышает 5 с, емкость полно-
стью заряженных аккумуляторов позво-
ляет выполнить без их подзарядки до
60 циклов, что достаточно для настрой-
ки всех выключателей тяговой подстан-
ции.
Преимущество такого способа на-
стройки — отсутствие пульсаций тока и
небольшая масса оборудования, что осо-
настройке выключателей большая
Рис. 88. Размеры подвижной контактной
части выключателей АБ-2/4 и величины
усилий выключателя
222
бенно важно прн настройке выключателей на постах секционирования, где
отсутствуют мощные источники питания.
Прн отключении для ремонта поста секционирования нли тяговой подстан-
ции длина защищаемой фидерной зоны на контактной сети возрастает. Чтобы
избежать появления «мертвых» зон в связи с уменьшением минимального то-
ка КЗ, необходимо уменьшить уставку БВ на все время сохранения временной
схемы
Самый простой способ уменьшения уставки — ввести в цепь держащей
катушки добавочное сопротивление, величину которого лучше всего установить
опытным путем при регулировке.
Повышать уставку БВ бывает необходимо прн плавке гололеда нлн про-
филактическом подогреве проводов контактной сети. Проще всего это достига-
ется подмагничиванием магннтопровода БВ с помощью тока подмагничивания,
пропускаемого через включающую катушку в направлении тока включения. Та-
ким образом, изменение схемы прн переводе БВ на повышенную уставку за-
ключается только в установке резисторов параллельно контакторам включе-
ния КВА.
Для повышения уставок выключателей постов секционирования прн подо-
греве проводов контактной сети резисторы вводятся в работу по телеуправле-
нию.
60. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
БЫСТРОДЕЙСТВУЮЩИХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ ВАБ-28
При параллельном соединении двух выключателей ВАБ-28 (рнс. 89) ток
может быть увеличен до 6000 А. Для такого соединения выключатели требу-
ют переделки механизма свободного расцепления — устанавливается дополни-
тельная тяга для действия механизма на оба подвижных контакта.
Регулировка малых пружин делается по результатам замера величины кон-
тактного нажатия динамометром (на уровне геометрической осн центра кон-
такта) для каждого контакта отдельно. Нажатие должно быть не менее 23 кгс
и не более 25 кгс. Замер делается прн включенном положении БВ. Нажатие
более 25 кгс может нарушить работу механизма свободного расцепления нли
механизма включения из-за неприлегання
к магннтопроводу сердечника якоря.
Усилия отключающих (больших) пру-
жин должны быть по 150 кгс для каж-
дой. Замер их делают при включенном
БВ с помощью динамометра поочеред-
но для каждой пружины. Суммарное
усилие натяжения обеих пружин
300 кгс обеспечивает выключателю не-
обходимую скорость срабатывания —
размыкание контактов за 0,005—0,004 с.
Выключатель с правильно отрегули-
рованными пружинами должен нормаль-
но включаться при токе через катушку
40—50 А н удерживаться во включен-
ном положении током 1 А. Прн этом
должен обеспечиваться запас по удер-
живающему усилию электромагнита 30—
40%; его проверяют путем уменьше-
ния удерживающего тока — выключа-
тель должен отключиться прн снижении
тока до 0,6—0,7 А.
Зазор главных контактов в преде-
лах 9—10 мм устанавливают с помощью
упорных винтов на раме, ограничиваю-
щих ход подвижных контактов назад в
223
сторону отключения. Зазор между толкателями якоря должен быть в пределах
1,4—2,0 мм.
Для лучшей сохранности контактных пластин из серебряного сплава от эле-
ктроэрозии при коммутации выключатели оснащены вспомогательными искро-
гасительными контактами. Нажатие искрогасительных контактов ие нормирует-
ся, необходимо следить только за тем, чтобы при включении их обеспечивал-
ся провал 2—3 мм и чтобы при включении БВ они замыкались первыми, а при
отключении — последними.
Настройку быстродействующих выключателей ВАБ-28 можно производить
путем настройки только реле РДШ, при этом оно может быть демонтировано
для установки на стенд.
При полном количестве стали сердечника реле срабатывает от импульса то-
ка (при крутизне 0,3—0,4-106 А/с), в 2 раза меньшем, чем статический ток ус-
тавки, т е. защитные параметры реле почти идентичны параметрам выключа-
теля АБ-2/4.
Необходимо иметь в виду, что быстродействующие отключения БВ от реле
РДШ обеспечиваются при шунтировании размыкающего контакта РДШ конден-
сатором емкостью 0,25 мкФ. Конденсатор обеспечивает колебательный знако-
переменный процесс в катушке, увеличивающий скорость отпадания якоря ме-
ханизма выключателя. Конденсатор состоит из двух последовательно соединен-
ных конденсаторов по 0,5 мкФ (с рабочим напряжением 600 В).
При уменьшении количества стали шунта уменьшается разница между ста-
тической и динамической уставками. При количестве стали в пакете 13%
('/в часть) импульсная чувствительность реле РДШ исчезает.
61. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ НЕИСПРАВНОСТЕЙ
БЫСТРОДЕЙСТВУЮЩИХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
Быстродействующие выключатели постоянного тока работают в напряжен-
ных условиях, так как имеют небольшой коммутационный запас. В связи с
этим главное значение для обеспечения безаварийной работы БВ приобретает
их правильное и своевременное профилактическое обслуживание, а также зна-
ние и предупреждение причин, вызывающих отказы и повреждения.
У быстродействующих выключателей АБ-2/3 и АБ-2/4 первоначально сило-
вые контакты имеют закругленный профиль и линейную контактирующую по-
верхности После нескольких отключений контакты подвергаются износу из-за
выдувания расплавленного металла с выступающей части. Если стремиться под-
держивать первоначальную форму контактов, то полный износ их может про-
изойти очень быстро, так как для этого приходится снимать значительный слой
оставшегося металла. Практика эксплуатации показывает, что вновь образован-
ная плоская форма контактов в дальнейшем подвергается меньшему износу.
Поэтому запиливать необходимо только выступающие наплавления.
При уменьшении толщины неподвижного контакта до 8 мм его необходимо
заменить. Износ контактов сопровождается увеличением уставки выключателя,
так как из-за поворота верхней части контактного узла меняется натяжение от-
ключающих пружин. О степени износа контактов можно судить по величине
зазора 6. При уменьшении зазора 6 до нуля подвижной контакт может ка-
саться неподвижного контакта без нажатия. В этом случае произойдет элект-
родуговое сваривание контактов и выключатель потеряет работоспособность.
При этом оставшийся в работе второй БВ (если автоматы сдвоенные) может не
разорвать дугу короткого замыкания и тоже повредится. При двухзонной ус-
тавке может вообще не произойти отключения при сваривании контактов од-
ного выключателя. Таким образом, несоблюдение величины зазора 6, который
должен быть в пределах 2—3 мм, но не менее 1,5 мм, может стать причиной
тяжелого повреждения.
Другая причина сваривания контактов — ограничение подвижности деталей
механизма, когда контакту мешает, например, замкнуться тяга блок-контактов
из-за заедания ее в пазу корпуса (рис 90). Причиной этого может стать сдвиг
механизма выключателя при ремонте.
оол
Для выключателей АБ разрешено
применять способ регулировки кон-
тактного зазора сдвигом не механиз-
ма, а неподвижного контакта. Спо-
соб такой регулировки (рис. 91 и
92) заключается в том, что круглые
отверстия неподвижного контакта
превращают в овальные, позволяю-
щие по мере износа передвигать впе-
ред неподвижный контакт. Чтобы
контакт не мог при включении ото-
двигаться назад, свободное прост-
ранство в овальных отверстиях за-
полняют вкладышами. Сдвиг непод-
вижного контакта необходимо де-
лать на величину суммарного износа
обоих контактов.
Нарушение регулировки механизма
свободного расцепления (МСР) так-
же может стать причиной сваривания
контактов. По рекомендации дорож-
ной электротехнической лаборатории
Московской дороги зазор предвари-
тельного включения должен быть ие
менее 2 мм в динамике (проверяется
по отсутствию ударов по шаблону,
помещаемому между главными кон-
тактами при включении с принуди-
тельным удержанием контактора
включения). Визуально работу МСР
можно контролировать по положению
его якоря: во включенном положе-
нии БВ зазор свободного расцепле-
ния а должен быть для АБ-2/3 и
АБ-2/4 а=2-=-4 мм, для ВАБ-28 а—
=44-6 мм, а в процессе включения
БВ якорь МСР должен быть притя-
нут, т. е. а=0.
Если МСР в результате износа про-
филя удерживающей собачки пере-
стает работать, то выключатель бу-
дет иметь в момент включения завы-
шенную уставку, что при включении
на короткое замыкание приведет к
отказу защиты.
При образовании люфтов в шар-
нирах в первой фазе включения воз-
можно касание и последующее отска-
кивание контактов. В результате воз-
никает короткая мощная дуга,
оплавляющая контакты, и при после-
дующем их замыкании происходит
сваривание.
Повреждение главных контактов
выключателя ВАБ-28 может быть вы-
звано неправильной регулировкой на-
жатия вспомогательных дугогаси-
тельных контактов. При чрезмерном
нажатии дугогасительных контактов
основные контакты могут иметь со-
ответственно уменьшенное нажатие
Рис. 90. Ограничение подвнжнрстн контактов:
/ — станина выключателя; 2 — паз для ко-
сынки шарнирного механизма блок-контактов;
3 — косынка; 4 — точка ограничения хода
подвижного контакта; 5 — тяга главного
контакта
Рнс. 91. Способ регулировки контактного за-
зора выключателя АБ-2/4 без сдвнжкн меха-
низма:
1 — вкладыш; 2 — неподвижный контакт;
3 — подвижной контакт
Рис. 92. Место перекрытия в контактном узле
выключателя АБ-2/4:
1 — перекрываемый промежуток; 2 — место
установки дополнительной изоляции; 3 —
текстолитовая панель; 4 — выступающие час-
ти крепежных болтов
8-5205
225
Л контактной
сети.
Рис. 93. Определение полярности выклю-
чателей АБ-2/4 по компасу и по правилу
«правой руки»:
С — конец стрелки компаса, нормально
показывающий на географический север-
ный полюс
Рис. 94. Установка защитных кожухов-эк-
ранов на выключателях ВАВ-28 (а) и
АБ-2/4 (б):
1 — выключатель; 2 — кожух-экран; 3 —
коммутатор; 4 — дверца кожуха-экрана;
5 — заземляющая шинка; 6 — изоляцион-
ный щиток
или не касаться вообще. Это приводит
к разрушению дугогасительных контак-
тов, следствием чего является износ ос-
новных контактов.
Надежность работы быстродейст-
вующих выключателей в значительной
степени обеспечивается правильной
настройкой приборов магнитной стан-
ции управления. При правильно на-
строенной станции схема блокировки
от повторного включения на короткое
замыкание должна обеспечить следую-
щую последовательность операций:
замыкание кнопки включения или ре-
ле ТУ;
возбуждение контактора включения
КВА;
включение быстродействующего вы-
ключателя;
шунтирование катушки КВА блокиро-
вочным контактом БВ;
отключение контактора и срабатыва-
ние блокировочного реле РБ одновре-
менно;
дополнительное шунтирование катуш-
ки КВА контактом блокировочного ре-
ле РБ;
возврат кнопки включения;
отключение блокировочного реле.
Неисправность схемы блокировки
при нормальных переключениях Б В ни-
чем не проявляется, ио может при вклю-
чении на КЗ привести к повреждению
БВ и его камеры. Поэтому необходимо
делать упрощенную проверку схемы бло-
кировки путем нажатия кнопки «Вкл»
при включенном БВ — реле РБ долж-
но сработать (определяется на слух).
Неисправности магнитных станций
управления могут вызывать следующие
повреждения:
сваривание силовых контактов кон-
тактора включения КВА. Это может вы-
звать тепловой пробой'изоляции катуш-
ки включения БВ и попадание напряже-
ния 3,3 кВ в цепи управления. Для
предотвращения сваривания контактов
КВА их усиливают с помощью угольных
или металлокерамических насадок;
отказ дугогасительных устройств
КВА при неправильно установленной ду-
гогасительной камере или при непра-
вильной намотке катушек магнитного
дутья, в результате чего дуга выдува-
ется не через камеру, а вниз на катуш-
ку контактора, что со временем приво-
дит к воспламенению изоляции.
Для предупреждения термических по-
вреждений включающих катушек (они
повреждаются при нахождении под то-
ком в течение 10—20 с) необходимо пра-
226
Рис. 95. Применение концевого выключателя
вместо коммутатора для выключателей АБ-2/4
концов катушек, иногда происходит оши-
вильно выбирать уставки предо-
хранителей.
Для сдвоенных быстродей-
ствующих выключателей с
одной общей магнитной станцией
управления необходимо устанав-
ливать предохранители с кали-
брованными плавкими вставками
на номинальный ток 25 А.
Для схем включения бы-
стродействующих автоматических
выключателей с индивидуальны-
ми магнитными станциями необ-
ходимо устанавливать со сторо-
ны «минуса» такой же предохра-
нитель, а предохранители со сто-
роны «плюса» должны иметь ка-
либрованную плавкую вставку на
номинальный ток 10 А.
Для сдвоенных выключате-
лей ВАБ-28 следует избегать пита-
ния их включающих катушек от
одного общего контактора, так
как это увеличивает время нахо-
ждения катушек под током, т. е.
повышает термический износ изо-
ляции и затрудняет защиту их
включающих катушек предохрани-
телями. Кроме того, создается
нежелательная индуктивная связь
между магнитопроводами двух
быстродействующих выключате-
лей, влияющая на ток уставки и
время срабатывания.
У поляризованных быстродей-
ствующих выключателей при ре-
монтах, связанных с отсоединением
бочное изменение полярности, в результате чего при КЗ повреждается кон-
тактная сеть. Поэтому после таких работ следует обязательно проверить
полярность выключателя (на подстанции — сравнением с полярностью других
выключателей при помощи постоянного магнита, подвешенного на гибкой нити;
па посту секционирования — только проверенным и размеченным заранее маг-
нитом).
Во время проверки нельзя касаться магнитом стали магиитопровода,
так как при этом может возникнуть переполюсовка магнита. Полярность ка-
тушки можно определять по правилу «правой руки» и с помощью компаса
(рис. 93).
В целях предотвращения ошибочных изменений полярности иа всех поля-
ризованных быстродействующих выключателях обязательна установка последо-
вательно с удерживающей катушкой диодов Д231, Д245, КД202Ж, КД202И
или др.
Для предотвращения попадания высокого напряжения в цепи вторичной
коммутации при выбросе дуги на коммутатор и клеммную сборку низковольт-
ных цепей быстродействующих выключателей обязательна установка защитных
заземленных кожухов (рис. 94).
Нижняя часть изолирующих тяг должна быть заземлена гибким проводни-
ком на защитный кожух.
Иногда вместо коммутатора устанавливают концевые выключатели с реле-
повторителями (рис. 95).
8*
227
62. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА
Трансформаторные масла подразделяют на следующие виды: свежее сы-
рое масло в том виде, в каком его поставляет завод (без присадок или стаби-
лизированное присадкой); регенерируемое масло — масло после его регенера-
ции (обработки) различными сорбентами; чистое сухое масло — свежее сырое
или регенерированное масло или смесь этих масел после просушки; эксплуата-
ционное масло — масло, введенное в эксплуатацию и соответствующее принятым
нормам; отработанное масло — масло, не соответствующее принятым нормам.
Очищают и сушат масла различными способами в зависимости от харак-
тера примесей. Воду, шлак, уголь и другие механические примеси, находящи-
Рис. 96. Принципиальная схема (а) и внешний вид (б) установки для сушки трансформа-
торного масла цеолитами:
1 — емкость для сырого масла; 2 — масляный насос РЗ-7,5; 3, 4 — фильтры; 5 — мано-
метр; 6 — жидкостный счетчик типа ШЖУ-25-6; 7 — адсорберы с цеолитами; 8 — емкость
для сухого масла
228
Рис. 97. Габаритные размеры установки для сушки и восстановления цеолитов:
а — вид в плайе; б — вид сверху; 1 — восстановитель; 2 — осушитель воздуха; 3 — щит
управления; 4 — передвижная компрессорная установка СО-7А; 5 — трансформатор
ТСПК-20А
сся в масле в нерастворенном состоянии, удаляют механической очисткой. Для
удаления влаги из масла служат сепараторы открытого типа или вакуумные.
Чтобы очистить масло от угля, применяют фильтр-прессы. Сепаратор с бараба-
пом-кларификатором используют для очистки масла от шлама.
Осушка масла воздухом основана на свойстве сухого воздуха при контак-
те с влажным насыщаться влагой, отбирая ее у масла. Недостаток этого спо-
соба состоит в том, что при контакте с воздухом масло может поглотить не-
которое количество кислорода. Поэтому чаще рекомендуется применять способ
осушки масла азотом.
Известны физико-химические способы осушки масла гидратом кальция, не-
гашеной известью и сорбентами (силикагелем, активной окисью алюминия и
цеолитами).
Осушка масла наиболее эффективна при применении цеолитов, на-
зываемых также молекулярными ситами. Синтетические цеолиты по своему со-
ставу и строению являются водными алюмосиликатами кальция или натрия. Оте-
чественной промышленностью изготовляются NaA, NaX, СаА, СаХ-цеолиты.
Цеолиты в обезвоженном виде представляют собой пористые кристаллы. Для
осушки масла рекомендуются NaA и NaX-цеолиты. Применение их в термоси-
фонных фильтрах также способствует стабилизации масла.
229
Рис. 98. Разрез печи для сушки и вос-
становления цеолитов:
J — коллектор; 2 — адсорбер; 3 —
двери камеры с тепловой изоляцией;
4 — сушильная камера; 5 — камера
для установки нагревателей воздуха;
6 — нагревательный элемент; 7 — воз-
духопровод; 8 — веитцлятор; 9 —
электродвигатель
Особенно эффективно применение
цеолитов на окончательной стадии осуш-
ки масла для полного удаления остатков
влаги, т. е. там, где наименее результатив-
но работает центрифуга даже с вакуум-
ным насосом. Цеолит, полностью насы-
щенный влагой, восстанавливает свою аб-
сорбционную способность после про-
' сушки и ’прокаливания прн температуре
300—350°С. В энергосистемах использу-
ют передвижную установку на одноосном
автоприцепе, состоящую нз двух-трех пря-
моточных фильтров, наполненных цеолитом,
масляного насоса и подогревателя. Сушку
масла ведут на работающем трансфор-
маторе. При этом масло циркулирует через
фильтр и обратно в трансформатор. В лет-
нее времи подогреватель не используют.
После регенерации цеолит хранят в
сухом трансформаторном масле.
В хозяйствах электрификации желез-
ных дорог для сушки трансформаторного
масла цеолитами применяют стационарные
установки, изготовляемые Симферополь-
ским электротехническим заводом. Схема
и внешний вид установки показаны на
рис. 96. Эти же установки используют для
передвижных баз масляного хозяйства
БМХП-74, выпускаемых по новому проекту
ПКБ ЦЭ Московским энергомеханнческим
заводом.
Сушку свежих (не бывших в работе)
н восстановление отработанных цеолитов
производят в специальных печах стацио-
нарного или передвижного типа.
Схема установки для сушки и восстановления молекулярных сит (синтети-
ческих цеолитов) представлена на рис. 97 и 98.
Основные технические данные установки для сушки
и восстановления цеолитов УВЦ-75
Количество адсорберов, предназначенных для сушки
или восстановления цеолитов .............................. 1
Цикл восстановления, ч................................. 6—8
Температура воздуха, проходящего через адсор-
бер, ’С . . 350—400
Количество воздуха, м’/ч............................. 1,5
Мощность подогревателя, кВт..................... 20
Рабочее давление в установке, кгс/см2 .................. 6
» » предохранительного клапана осу-
шителя, кгс/см2.......................................... 6,9
Напряжение питания, В.................................. 380
Габаритные размеры, мм:
восстановителя (диаметр, высота, ширина). . . 750 x2350 x 925
осушителя воздуха (длина, высота, ширина) . 660Х 932x360
шкафа управления (длина, высота, ширина) . . 660Х, 527x 300
Масса, кг:
восстановителя .................................. 270
осушителя.......................................... 42
шкафа управления................................... 32
230
Адсорберы устанавливают в сушильную камеру при восстановлений цео-
литов, предварительно слив из них остатки трансформаторного масла, и вклю-
чают подачу теплого воздуха. Во время процесса восстановления следует тща-
тельно следить за тем, чтобы температура подаваемого воздуха была не более
450°С. В интервале температур 200—220°С в нижней части адсорбера (конт-
роль ведут по термопарам, установленным в кармане адсорбера) происходит
самовоспламенение паров масла и его остатков. Если подача воздуха в это
время не будет уменьшена, то за счет интенсивного горения температура мо-
жет скачком повыситься до 600°С, т. е. выше предела прочности цеолитов NaA,
равного 500°С. Окончание процесса сушки цеолитов определяют по выравнива-
нию температур на входе (верхняя температура) и выходе (нижняя температу-
ра) в адсорбер.
Процесс восстановления в среднем продолжается 30—40 ч, процесс сушки
свежих цеолитов 16—20 ч.
После окончания сушки цеолитам дают остыть до 200—220°С, а затем нх
заполняют сухим трансформаторным маслом с пробивным напряжением 40—
50 кВ. После охлаждения адсорбера до 30—40°С цеолит промывают (прока-
чивают) маслом для удаления пылн и старого масла. После промывки адсор-
беры должны быть залиты сухим трансформаторным маслом.
Цеолит поглощает влагу из окружающего воздуха, поэтому перед работой
его следует просушить при температуре 400—450°С. Однако при отсутствии
специальных установок для прокаливания молекулярных сит допускается, как
исключение, их использование без просушки, но с проверкой готовности к упот-
реблению. Для этого Челябэнерго предложен следующий способ. В стеклянную
банку засыпают 50 г цеолита и заливают 0,5 л трансформаторного масла с эле-
ктрической прочностью 10—20 кВ. Затем масло с цеолитом периодически пере-
мешивают в течение 1 ч. Если после этого электрическая прочность масла по-
высится ДО| 40—50 кВ, цеолит признают пригодным для сушки масла.
Расход цеолита на сушку трансформаторного масла составляет 0,15—0,20%
массы масла. Потери при прокаливании — не более 5%. Стоимость одной тонны
цеолита — 1450 руб.
Регенерацию и восстановление окисленного трансформаторного масла вы-
полняют с помощью адсорберов, заполненных силикагелем и установленных на
передвижных базах масляного хозяйства. Некоторые дороги для регенерации
масла используют специальные установки РТМ-200, Р-1000, Р-1000М и др.
Комбинированная схема установки РТМ-200 позволяет выполнить две опе-
рации: вакуумную сушку и регенерацию масла в адсорберах, заполненных
силикагелем (рис. 99).
Установка Р-1000 позволяет производить регенерацию масла при помощи
адсорбентов, активизированных газообразным аммиаком. У масла, регенериро-
ванного по данному способу, необходимо обязательно контролировать, помимо
общих показателей, дополнительно и tgS.
Улучшение стабильности регенерируемых масел может быть также получе-
но применением антиокислительных присадок (фенолов, ароматических аминов,
серосодержащих и фосфоросодержащих соединений). При использовании антио-
кислительных присадок необходимо учитывать избирательность их действия, за-
висящую от химического состава масла, к которому их следует добавлять. Каж-
дой присадке свойственна оптимальная концентрация в масле. Поэтому при
применении присадок необходима лабораторная проверка их действия на искус-
ственно окисленное масло.
Универсальной присадкой, эффективно действующей на все масла незави-
симо от их происхождения и способа получения, является детрический бутил-
паракрезол (ДБК) — «ионол». Присадка ДБК оказывает стабилизирующее вли-
яние иа свежее обычное масло и масло из сернистых нефтей. Она является од-
ной из лучших для стабилизации трансформаторного масла.
Присадка ВТИ-1 — параоксидифениламин — не оказывает отрицательного
влияния на материалы трансформатора и электрофизические свойства масла.
Для масел обычной очистки присадка недостаточно эффективна. С углублением
очистки масла эффективность присадки возрастает, ио одновременно ухудшает-
ся ее растворимость в масле. Присадка может применяться только для несер-
нистых масел.
231
Рис. 99. Принципиальная схема установки для регенерации трансформаторного масла
РТМ-200:
1.8— иасосы РЗ-3; 2 — масляный фильтр грубой очистки; 3 — приемная емкость (в
комплект не входит); 4, 12 — электропечи; 5 — форсунки; 6 — отгонный куб; 7 — воздуш-
ный фильтр; 9 — холодильник; НО — сборник воды; 11 — вакуумный насос ВН-461М; 13 —
адсорберы; 14 — фильтр-пресс; 15 — маслосчетчик
В связи с сильно выраженной избирательностью присадок ВТИ-1 и амидо-
пирина необходимо определить восприимчивость к ним каждого масла по ме-
тоду искусственного окисления. Все присадки могут применяться совместно с
термасифонными фильтрами.
При необходимости введения присадки предварительно подготовляют ее ра-
створ в отдельном бачке. Масло нагревают до температуры 55—60°С и зали-
вают в бачок или нагревают непосредственно в бачке.
Перемешивая нагретое масло (механическим перемешивающим устройством,
перекачкой насосом или другим способом), в бачок загружают необходимое ко-
личество присадки, предварительно размельченной в крупку. Раствор следует
приготовлять концентрированным (содержание присадки — 15—20% по весу).
Если бачок не вмещает всего количества масла, требуемого для растворения
присадки, необходимой для введения в смешанные масла, допустимо готовить
раствор присадки отдельными порциями. Перемешивание масла в бачке следует
производить до полного растворения присадки.
Трансформаторные масла различных марок рекомендуется хранить и при-
менять, как правило, не смешивая. Масло марки АТМ-65 смешивать с масла-
ми других марок не разрешается. При необходимости допускается смешение
масел с соблюдением следующего порядка.
Масла, не содержащие антиокислительной присадки, допускается смешивать
друг с другом в любых соотношениях без проверки стабильности. Масла, со-
держащие антиокислительную присадку («ингибированные» масла), допускается
смешивать друг с другом в любых соотношениях без проверки стабильности
против окисления.
«Ингибированные» свежие масла не следует смешивать с «неингибирован-
ными». Только в случае особой необходимости допускается смешивание этих
масел без проверки стабильности смеси при условии содержания в смеси мас-
ла без присадки не более 15%. В случае смешения более 15% масла без присад-
232
Таблица 123
Нормы на трансформаторное свежее сырое масло
Показатели Нормы для масла по ГОСТ или ТУ
ГОСТ 982-68 марки МРТУ 38-1-178-65 ТУ 38- 101281- 72, ТУ 38-1- -182-68 ТУ 38- 10169 - -71 гост 10121-62
тк ТКп
Кинематическая вязкость, сСт, ие-более:
при 20°С 30,00 — 30,0 30,0 — 28,0
» 50°С 9,60 9,0 8,6 9,0 3,5 9,0
30°С — 1500 — —1 — —
»— 50°С — — — — 1000 —
Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более 0,05 0,02 0,04 0,03 0,015 0,02
Содержание нелетучих водо- растворимых кислот, мг КОН на 1 г масла, не более 0,05 0,005 0,005 0,005 — 0,005
Содержание летучих Водо- растворимых кислот, мг КОН иа 1 г масла, не более 0,005 0,005 0,005 0,005 — 0,005
Количество осадка после окисления в масле без при- садки, %, не более 0,10 — 0,07 0,02 — —
То же до введения присадки — 0,05 — — — 0,10
Кислотное число окисли- тельного масла, мг КОН на 1 г масла, не более 0,35 — 0,25 0,2 — —
То же без присадки — 0,5 — — 0,65
» с присадкой — 0,1 — — 0,015 0,10
Содержание золы, % , не более 0,005 0,005 0,005 0,005 Нет 0,005
Температура вспышки, определяемая в закрытом ти- гле, °C, не ниже 135 135 135 135 113 150
Температура застывания, °C, не ниже —45 —45 —45 —50 —65 —45
Содержание серы, %, не более — — — — — 0,6
Натровая проба в баллах, не более Тангенс угла диэлектричес- ких потерь, %, не более: 2 1 2 — 1 1
при 20°С 0,3 0,2 0,3 — — 0,2
» 70°С » 90°С 2,5 Не 1,5 нормируе 2,5 тс я 1 0,5 2,0
Кислотное число окислен- ного масла, мг КОН на 1 г масла, не более 0,2 Не нормируется — — 0,1
Содержание водораствори- мых кислот в окисленном ма- сле, мг КОН на 1 г масла, ие более 0,5 То же — — 0,01
233
Продолж. табл. 123
Показатели Нормы для масла по ГОСТ или ТУ
ГОСТ 982—68 марки МРТУ 38-1- 178-65 ТУ 38- 101281- 72, ТУ 38-1-182 -68 ТУ 38- 10169-71 ГОСТ 10121 -62
тк ТКп
Содержание осадка в окис- ленном масле, % > не более Оптовая цена за 1 т, руб. 0,03 215—235 То же 215-235 [215-235 — 230 0,01 225-245
Примечания. 1. Все масла не должны содержать механических примесей, а также водорас-
творимых кислот и щелочей.
2. При температуре 4-5°С масло должно быть прозрачным.
3. Масла по ГОСТ 982-68, М.РТУ 38-1-178-65, ТУ 38-101281-72 и ТУ 38-101169-71 изготовляют
из маслосеряистых сортов нефти, а масло по ГОСТ 10121—62—из сернистых.
Т а б л и ц а 124
Нормы на чистое сухое, регенерированное и эксплуатационное масла
непосредственно после заливки в оборудование
Показатели Нормы для масла по ГОСТ или ТУ Регенерируемое масло (любого сорта) Эксплуата- ционное масло
Марки ТКп ГОСТ 982-68 МРТУ 38-178- 65
Марки ТК ГОСТ 101121- 62
Кинематическая вязкость, сСт, не более: при 20°С 30 28 30
» 50° С 9 9,6 9 9,6 — —
Кислотное число, мг КОН на 1 г, 0,02 0,05 0,02 0,04 0,06 0,25
не более Содержание золы, %, не более 0,005 0,005 0,005 0,005 — —
Содержание водорастворимых кис- лот и щелочей, мг КОН на 1 г, не более Температура вспышки, определи- 135 135 Нет 150 135 — 0,01 См. примечание 3
емая в закрытом тигле, °C, не ниже Температура застывания, °C, не —45 —45 —45 —45 — См. примечание 4
выше Тангенс угла диэлектрических по- терь, %, не более: при 20°С 0,4 0,4 0,4 0,4 0,5 2
» 70°С 3,5 3,5 3,5 3,5 4 7
Максимальное пробивное напря- жение масла, кВ, оборудования с напряжением: до 15 кВ включительно? 25 25 25 25 25 20
от 15 до 35 кВ 30 30 30 30 . 30 25
» 60 » 220 » 40 40 40 40 40 35
Примечания. 1. Содержание летучих и нелетучих водорастворимых кислот не нормируется.
2. Количество осадков для чистого сухого масла не нормируется, а для регенерируемого и
эксплуатационного масел нормы те же, что и для свежего масла (см. табл. 123). Кислотное число у
этих масел не нормируется.
3. Допускается снижение не более чем на 5’С от первоначального значения.
4. Температура застывания масла для масляных выключателей, эксплуатируемых в неотапли-
ваемом помещении или в открытых РУ, в районах с температурой воздуха в зимнее время ие ни-
же — 20°С должна быть не выше — 35°С, а в остальных районах—не выше — 45°С.
5. Все масла не должны содержать механических примесей.
6. Содержание серы, фенола, прозрачность и натровая проба не нормируются.
234
Таблица 125
Технические данные установок для обработки трансформаторного масла
Параметры Маслоочисти- тсльная маши- на НСМ-3000 Пеолитовая установка для сушки масла Регенерацион- ная установка Р-1000М Вакуумно-ад- сорбционная установка РТМ-200 (УРТМ-200)
Производительность, кг/ч 3000*1 1600—2500*1 125 800/200*2
Увеличение пробивного на- пряжения за один цикл, кВ 5 30—35 30*’ —
Потребляемая мощность, 45,-40 — 14,7 48—54
Масса, кг 1450 195/395 1776 3275
Габаритные размеры (длина, ширина, высота), мм 1780Х1800Х Х1200 1780х 470х Х1480 3160Х2820Х Х2920 40*т
Стоимость, руб. 1430 920 —. 3244
Завод-изготовитель Полтавский турбомехани- ческий СЭЗ ЦЭ МПС В/К Регот- мас В/Е Регот- мас
*’ Производительность измеряется в л/ч.
*2 В числителе — при сушке масла; в знаменателе — при регенерации.
*’ Единица измерения — кВ/см.
*4 Площадь, потребная для всей установки, м2.
Таблица 126
Характеристика искусственных сорбентов
Наименование Тип Внешний вид Размер зерен, мм Насыпная масса, кг/л
Диаметр Длина
Формованная окись алю- миния, активная А-1; А-2 Цилиндрики белого цве- та 4—5 25 0,4-0,55
Окись алюминия («носи- тель») прокаленная — То же 4,5—6 25 0,65
Силикагель кусковой крупнопористый (крупный) КСК Белые матовые зерна неправильной формы 2,7—7 — 0,4—0,5
Силикагель гранулиро- ванный крупнопористый (крупный) КСК То же сферической фор- мы 2,7—7 — 0,4—0,5
Силикагель кусковой крупнопористый (шихта) шск То же неправильной формы 1,5—3,5 — 0,4—0,5
Силикагел ь гранулиро- ванный .мелкопористый КСМ То же овальной или сферической формы 1,0—3,5 0,4-0,5
Примечания. 1. Мелкопористый силикагель КСМ применяется для поглощения воды из
воздуха при низкой влажности, а также для абсорбции некоторых других газов и паров (в воз-
духоосушительных фильтрах).
2. Крупнопористы} силикагель КСК применяется преимущественно для абсорбции газов и
паров при высоком их содержании в воздухе и для регенерации масла (для заполнения термо-
сифонных фильтров).
235
Таблица 127
Сепараторы и маслоочистительиые установки для очистки трансформаторного
масла
Тип Производительность, л/ч Тип электро- двигателя Мощность электро- i двигателя, кВт Диаметр барабана, мм Частота вра- щения бараба- на, об/мин Число тарелок бара- i бана 1 Масса, кг Габаритные размеры, мм Цена, руб.
Высота Длина Ширина 1
НСМ-2 500 АО-42-4 2,81270 6745 37 218 218 1020 500 680
НСМ-1-3000 3000 — 4,5 346 6600 66 1310 1780 1800 1200 1430
СМ-1-3000 3000 АОП-51-4 4,5 —. 6600 — 710 1395 1200 1225 —
СЦ-1.5А 1500 А-42-4 2,8 270 4,5 385 6700—7000 47+5 240 780 975 485 815
СЦ-ЗА 3000 А-51-4 4500—5000 76+5 390 980 1045 775 1220
СЦС-ЗМ 3000 АМ-61-4 8 475 6000 90+3 1000 1390 1310 1015 6660
Примечание. Установка НСМ-1-3000 оборудована сепаратором, электронагревателем,
вакуумным устройством, создающим остатбчлое давление в центрифуге 200 мм рт. ст.,сдвоенным
шестеренчатым насосом, фильтр-прессом и щитом управления, смонтированными на передвижной
тележке.
Таблица 128
Фильтр-прессы для фильтрации трансформаторного масла
Тип
Тип электро-
двигателя
Размер рам
в свету, мм
Габаритные
размеры, мм
ФП-2
ПР2-2-
-315/16ц
3000 1,8 2—4 ОАЛ-2-4
3000 2,2 4,5 АО-34-4
986 1000
1120 1700
572 310
760 485
220
625
Примечания. 1. Фильтр-пресс ПР — периодического действия на передвижной тележке
с закрытым отводом от фильтрата и ручным зажимом.
2. Материалы основных узлов фильтр-пресса ФП-2углеродистая сталь и чугун.
ки, а также при необходимости получения массы смеси более 50 т следует пред-
варительно определить стабильность смеси.
При сезонных доливках масла не более 5% от массы уже залитого ста-
бильность смеси допускается не проверять. Если доливают большое количество
свежего масла к сильно окисленному (кислотное число выше 0,15—0,2 мг КОН)
маслу того же сорта, то рекомендуется брать пробу смеси на выпадание осад-
ка. После отстаивания в течение 12—24 ч смесь не должна давать осадка.
При смешении, помимо стабильности, могут изменяться другие показатели
свойств масел (температура вспышки, тангенс угла диэлектрических потерь,
236
электрическая прочность). Поэтому полученная смесь масел до заливки в обо-
рудование должна быть испытана с целью проверки перечисленных показате-
лей.
Регенерируемое масло рекомендуется, как правило, использовать в смеси со
свежим маслом одного и того же сорта.
Для обслуживания маслонаполненной аппаратуры и оборудования подстан-
ций электрифицированных железных дорог используют передвижные базы мас-
ляного хозяйства.
Нормы годового расхода на доливку масла в трансформаторы н другие
аппараты
Количество масла, 0,05 0,4 L0,8 1 2 3 5 7 10 25; и
т " более
Расход, %, от 5 3,5 2,5 2,2 1,6 1,3 1,1 0,9 0,7 0,4
массы залитого
масла
Перечень работ, выполняемых на базе БМХП-74: ревизия силовых, тяговых,
измерительных трансформаторов; ревизия и ремонт масляных выключателей и
нх приводов; ревизия вспомогательной маслонаполненной аппаратуры; регене-
рация, сушка и замена трансформаторного масла; демонтаж и монтаж транс-
форматоров, подлежащих ремонту на стационарной базе.
Виды испытаний: проверка одновременности включения контактов выклю-
чателя; замер переходного сопротивления контактов; высоковольтные испыта-
ния изоляции оборудования (аппарат АКИ-70); замер тангенса диэлектрических
потерь изоляции; испытание трансформаторного масла иа электрическую проч-
ность; сокращенный физико-химический анализ трансформаторного масла.
База имеет следующие передвижные единицы:
технологический вагон, выполненный на базе четырехосного грузового ва-
гона; вагон-общежитие; две цистерны емкостью 25 и 50 м3.
В технологическом вагоне предусмотрены помещения: аппаратный зал, в ко-
тором размещены две маслоочистительные машины СМ-1-3000, фильтр-пресс
РП-2-3000, масляный насос РЗ-7,5, вакуумный насос ВН-1-МГ, цеолитовая ус-
тановка для сушкн трансформаторного масла, адсорберы с силикагелем, бак
емкостью 1,5 м3, аппарат АКИ-70; мастерская, где установлен верстак, свер-
лильный станок и сушильный шкаф; химическая лаборатория.
Стоимость базы масляного хозяйства — 36 730 руб.
Характеристики изоляционных масел и аппаратуры их очистки приведены
в табл. 123—128.
Глава
V
СИЛОВЫЕ КАБЕЛИ, ПРОВОДА, ШИНЫ И ИЗОЛЯТОРЫ
63. СИЛОВЫЕ КАБЕЛИ
Силовые кабели предназначены для передачи и распределения электриче-
. ской энергии. По своему назначению и конструктивному исполнению они под-
разделяются на кабели: с пропитанной бумажной изоляцией с вязкой пропит-
кой; с отдельно освинцованными жилами; с обедненно-пропитанной бумажной
изоляцией или пропитанной нестекающими вязкими составами; с резиновой изо-
ляцией; с пластмассовой изоляцией.
В условных обозначениях кабелей прописные буквы означают: А — алю-
миниевые жилы; О —отдельно освинцованные жилы; С — свинцовая оболоч-
ка; А — алюминиевая оболочка; В — обедиеиио-пропитанная изоляция (в кон-
це марки кабеля через дефис); Ц — пропитка изоляции нестекающим вязким
составом (перед маркой кабеля); П — пластмассовая изоляция; Р — резино-
вая изоляция; Б — броня из стальной ленты; П — броня из оцинкованной
стальной проволоки; К — броня из круглой оцинкованной стальной проволоки;
Г — без наружного покрова.
Строчные буквы означают: г — гофрированная алюминиевая оболочка; в—
броня усиленная; ун — усиленная подушка; о — особо усиленная подушка;
и — негорючий защитный покров.
Условное обозначение кабеля СБ 3X95-6, например, расшифровывается сле-
дующим образом: кабель с медными жилами; в свинцовой оболочке; брониро-
ванный стальными лентами с защитным наружным покровом; трехжильный с
сечением жил 95 мм2; номинальное напряжение 6 кВ.
Силовые кабели с пропитанной бумажной изоляцией применяют в электри-
ческих сетях напряжением до 35 кВ. Их изготовляют с алюминиевыми или мед-
ными жилами в алюминиевой или свинцовой оболочке. В зависимости от на-
значения их выпускают небронированными и бронированными. Защитный пок-
ров — из поливинилхлоридного пластиката или полиэтилена.
Силовые кабели с резиновой изоляцией применяют в электрических сетях
напряжением до 10 кВ постоянного тока на трассах с неограниченной разно-
стью уровней прокладки. Их изготовляют с медными или алюминиевыми жила-
ми в оболочке из резины, поливинилхлоридного пластиката или свинца. В слу-
чае необходимости кабели выполняют бронированными.
Утвержденные в 1977 г. «Единые технические указания по выбору и при-
менению электрических кабелей. I часть. Кабели силовые» предусматривают
применение кабелей в алюминиевой и пластмассовой оболочках взамен кабе-
лей в свинцовой оболочке, выбор кабелей по нагреву, условиям КЗ и т. п.
должен производиться согласно ПУЭ.
Применение кабелей в свинцовой оболочке допускается лишь при специ-
альном техническом обосновании. При определении степени коррозионной ак-
тивности среды по отношению к алюминиевым оболочкам следует руководст-
воваться требованиями ГОСТ 9.015—74.
Технические данные силовых кабелей и муфт приведены в табл. 129—145.
64. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИЛОВЫХ КАБЕЛЕЙ И МУФТ
К причинам, вызывающим повреждения силовых кабелей, относятся: воздей-
ствие высоких температур различного рода источников тепла (табл. 146), кор-
розия металлических оболочек кабелей из-за наличия блуждающих токов и аг-
238
Т а б лица 129
Номенклатура кабелей с бумажной изоляцией
Марка кабеля Оболочка Защитные покровы
с алюминиевы- ми жилами с медными жи- лами
Кабели, пропитанные малоканифольным составом
ААБ АБ Алюминиевая Броня из стальной ленты с нормальным защитным покровом
ААБГ АБГ » То же с противокоррозионным покрытием
АСБ СБ Свинцовая Броня из стальной ленты с нормальным защитным покровом
ААШв — Алюминиевая Покров из поливинилхлорид- ного пластиката
ААБН АБН » Броня из стальной ленты с негорючим защитным покровом
АОСБН ОСБН Свинцовая, отдельно каждой жилы То же
АСПН СПН Свинцовая Броня из стальной проволоки с негорючим защитным покровом
ААГ АГ Алюминиевая Отсутствуют
АСГ СГ Свинцовая »
АСБГ СБГ » Свинцовая, отдельно Броня из стальной ленты с противокоррозионным покрытием
АОСБГ ОСБГ каждой жилы То же
АСБН СБН Свинцовая Особо усиленная подушка, броня из стальной ленты с него- рючим защитным покровом
АСПГ СПГ Кабели » с обедненно-пропитанн Броня из стальной проволоки ой изоляцией Усиленная подушка, броня из
АСПун-В СПун-В Свинцовая стальной проволоки с негорючим защитным покровом Усиленная подушка, броня из
АСБу-В СБу-В » стальной ленты с нормальным защитным покровом То же с негорючим защитным
АСБун-В СБун-В » покровом
ААБ-В АБ-В Алюминиевая Броня из стальной ленты с нормальным покровом
ААБГ-В АБГ-В Кабели » пропитанные нестека То же с противокоррозионным покрытием кмцей массой
ЦААБЛ ЦАБ Алюминиевая Броня из стальной ленты с усиленным покровом
ЦАСБ ЦСБ Свинцовая То же с нормальным покровом
ЦАОСБ ЦОСБ Свинцовая, отдельно каждой жилы Броня из стальной ленты с нормальным покровом
ЦАСБГ ЦСБГ Свинцовая То же с противокоррозионным покрытием
239
Таблица 130
Номенклатура силовых кабелей с резиновой изоляцией
Марка кабелей Оболочка Защитные покровы
с алюминиевы- ми жилами с меднымн жилами
АВРБ ВРБ Поливинилхлоридная Бронированный с двумя сталь- ными лентами с наружным пок- ровом
АВРБГ ВРБГ То же без наружного покрова
АВР Г ВРГ Небронированный
АНРБ НРБ Резиновая (нейритовая) Бронированный двумя сталь- ными лентами с наружным пок-
АНРБГ НРБГ То же То же без наружного .покрова
АНРГ НРГ Небронированный
АСРБ . СРБ Свинцовая* Бронированный двумя стальны- ми лентами с наружным покровом
АСРБГ СРБГ То же То же без наружного покрова
АСРБГт СРБГт То же с усиленной подушкой под броней (для метрополитена)
АСРГ СРГ » Небронированный
Примечания. 1. Кабели предназначены для работы при напряжении 660 В перемен-
ного тока илн 1; 3; 6; 10 кв постоянного тока.
2. Кабели могут эксплуатироваться при окружающей температуре от — 40 до+5О’С, а кабе-
ли в свинцовой оболочке — о<г — 50 до-|-50°С. Длительно допускаемая температура жил 65°С.
Таблица 131
Сортамент кабелей с пропитанной бумажной изоляцией
Марка Число жил Сечение жил, мм2, прн напряжении, кВ
1 3 6 10 35
ААГ.АСГ, СГ, ААШв, ААШп 1 10—800 10—625 120—300
ААБ-В, ААБо, АСБ, СБ, АСБн, СБн 1 10—800 10—625
АСБГ-В, СБГ-В 1 10-625 — — — —.
АСБ-В, СБ-В, АСБГ-В, СБГ-В 1 4—500 6—500 10-95 16—95
ААГ, ААБ, АСГ, СГ, СБ, АСБ-В, СБ-В, АСБун, СБун 3 6—240 6—240 10—240 16-240
ААГ, АГ, ААБ, АБ, ААБГ, АБГ 3 6—240 6-95 10-70
АСБ, СБ, АСБГ, СБГ 3 2,5—240 4—240 10—240 16—240 —
ААП, АП, ААПГ, АПГ 3 25—120 25-95 • 16—70 — —
АОАБ, ОАВ, АОСБ, ОСБ, АОАБГо, ОАБГо 3 120—185
АОСБГ, ОСБГ 3 — — — — 70—150
ЦОСБГ 3 — — — — 95-150
ЦАСБ, ЦСБ, ЦАСБН, ЦСБН 3 25—240 25—240 —
ААБ-В, АБ-В, ААББГ-В, АБГ-В, ААГ-В, АГ-В 3 6—240 6-95 16—50 — —.
240
Таблица 132
Сортамент силовых кабелей с резиновой изоляцией
Марка Число жил Сечение, мм2, при напряжении, кВ
0,65 3 6 10
ВРГ, НРГ 1—3 1—240 — — —
СР г 1 1—240 1,5-300 2,5—500 240—400
СРГ 2,3 1—185 — — —
ВРБ, ВРБГ, НРБ, НРБГ, СРБ,
СРБГ, ВРБн 2,3 2,5-185 — — —
СРБГт, АСРБГт 1 — 240,400 95,240 —
СРБГ, АСРБГ 1 — 500 400,500 —
АСРГ 1 4-300 4—500 4—500 240—400
2 4—240 — — —
3 2,5—240 — — —
АВРГ, АНРГ 1 4—300 — — —
АВРГ, АНРГ 2,3 2,5—300 — — —
АСРБ, АСРБГ, АВРБ, АВРБн 2 4—240 — — —
АВРБГ, АНРБ, АНРБГ 3 2,5—240 — —
Примечание. Строительная длина кабелей ие менее 125 м. Допускается наличие отре-
зков кабеля длиной не менее 20 м в количестве ие более 10% всей длины поставляемой
партии.
Таблица 133
Рекомендации по применению на тяговых подстанциях кабелей с пропитанной
бумажной изоляцией
Вид присоединения Марка кабеля Вид и условия прокладки Марка кабеля при замене
Вводы, отходящие ААГ Прокладка внутри помещений, В тон- АГ
линии силовых транс- форматоров напряже- нием 1—10 кВ ААБ ААБГ нелях, в каналах при отсутствии меха- нических воздействий, в среде, нейт- ральной по отношению к алюминию Прокладка в земле, в траншее, если кабель не подвергается значительным растягивающим усилиям Прокладка внутри помещений, в тон- нелях, каналах, если кабель не подвер- гается растягивающим усилиям ААП АСБ ААШв ААПГ АСБГ ААШв
?41
Продолжение табл. 133
Вид присоединения Марка кабеля Вид и условия прокладки Марка кабеля при замене
ААП Прокладка в земле (траншее), если кабель подвергается значительным рас- тягивающим усилиям АСП
То же напряжением 1—35 кВ Фидеры на напряже- ние 6 или 10 кВ То же на напряжение 20 или 35 кВ Вводы, отходящие фидеры трансформато- ров напряжением до 10 кВ ААГВ ААБВ ААБГВ ААПВ АСГТ АСБ АСГ АСБГ АОСБ АОСБГ ААШв ЦАСБ Прокладка на вертикальных и наклон- ных участках с разностью уровней более величин, указанных для кабелей ААГ, ААБ/ ААБГ Прокладка в трубах тоннелей, кана- лах, внутри помещений при отсутствии механических воздействий, в среде, нейтральной по отношению к свинцу Прокладка в земле (траншее), если кабель не подвергается значительным растягивающим усилиями Прокладка внутри помещений, в тоннелях, каналах, если кабель не под- вергается значительным растягивающим усилиям Прокладка в земле (траншее), если кабель не подвергается значительным растягивающим усилиям Прокладка внутри помещений, в тон- нелях, каналах и в земле (траншее) Прокладка в земле (траншее) при наличии растягивающих усилий без ограничения разности уровней АСБВ АСБГВ АСПВ СГТ ААБ ААБГ ОСБ АСГТ ААБ ААБГ HACK
Сечение кабелей с в завис) пластмассовой изоляцией, мм2, умости от напряжения
0,6 кВ 1 кВ з кв
ВВГ, ПВГ, ВВБ, ППБ, ВВБГ, ВВБбГ, ПВБГ, ПВБбГ 1,5—50 1,5—240 4—240
ВВБ, ПВБ, ВВГ, ПВГ, ВВБГ, ПВБГ, ВВБбГ, ПВБбГ 2,5—50 2,5—185 —
АВВГ, АПВГ, АВВБ, АПВБ, АППБ, АВВБГ, АВВБбГ, АПВБбГ 2,5—50 2,5—240 4—240
АВВГ, АПВГ, АВВБ, АПВБ, АППБ, АВВБГ, АВВБбГ, АПВБГ, АПВБбГ 2,5—50 2,5—185 —
АВБбШв, ВБбШв, АПБбШв, ПБбШв 4—50 4—185 —
АПАШв, ПАШп, АВАБл, ВАБл — 4—185 4—185
ВВГ, ПВГ — 1,5-25 —
АВВГ, АПВГ — 2,5-35 —
242
Таблица 134
Кабели, рекомендуемые для прокладки в земле (траншеях) и воздухе
Марка кабеля Вид прокладки
с пластмассовой и резиновой изоляцией и оболочкой с бумажной пропитанной изоляцией
АВВГ, АПсВГ, АПвВГ, АПВГ, АВВБ, АПВБ, АПсВБ, АППБ, АПвПБ, АПБбШв, АПвБбШв, АВБбШв, АВБбШп, АПсБбШв, АПАШв, АПАШв, АВАШв, АПсАШв, АВРБ, АНРБ, АВАБл, АПАБл ААШв, ААШп, ААБл, АСБ, АА2Бл В земле с низкой кор розионной активностью
ААШв, ААШп, ААБл, ААБ2л, АСБ, АСБл, ААБв, АСБ2л В земле со средней кор розионной активностью
ААШп, ААШв, ААБ2л, ААБ2лШв, ВВБ2лШп, ААБв, АСБл, АСБ2л В земле с высокой кор розионной активностью
АВВБГ, АВРБГ, АВБбШв, АПвВБГ, АПАШв, АВАШв, АПВБГ, АНРБГ ААБлГ В помещениях (кана- лах, производственных зданиях) сухих при отсут- ствии коррозионной актив- ности
АВВГ, АВРГ, АНРГ, АПвВГ, АПВГ ААГ, ААШв
АВВГ, АВРГ, АНРГ, АПвВГ ААШв То же в сырых, со сла- бой коррозионной актив- ностью
АВВБГ, АВРБГ, АВБбШв, АПвВБГ, АПАШв, АВАШв, АПВБГ, АНРБГ ААБлГ
АВВГ, АВРГ, АНРГ, АПвВГ, АПВГ ААШв, АСШв То же со средней и вы- сокой коррозионнбй ак- тивностью
АВВБГ, АВРБГ, АНРБГ, АПвВБГ, АВБбШв, АПАШв, АВАШв, АПВБГ, АНРБГ ААБвГ, ААБ2лШв, ААБлГ, АСБлГ, АСБ2лГ
АВВГ, АВРГ, АПсВГ, АПвсВГ, АНРГ, АСРГ ААГ, ААШв В пожароопасных поме- щениях
АВВБГ, АВВБбГ, АВБбШв, АВРБГ, АСРБГ ААБвГ, ААБлГ, АСБлГ
ВВГ, ВРГ, НРГ, СРГ СБ Г, СБШв Во взрывоопасных зо- нах классов В-1, В-1а
ВБВ, ВВБГ, ВБбШв, НРБГ, СРБГ —
Примечания. 1. Кабели с пластмассовой изоляцией в алюминиевой оболочке не сле-
дует применять для прокладки на трассах при наличии блуждающих токов и грунтов с высокой
коррозионной активностью.
2. Кабели, прокладываемые в земле, не подвергаются в процессе эксплуатации растяги-
вающим усилиям.
243
Таблица 135
Длительно допустимые токи кабелей с пропитанной бумажной изоляцией,
прокладываемых в земле
Сечение жилы, мм2 Допустимый ток кабелей, А
одножильных иа напряжение 1 кВ двужильных на напряжение 1 кВ трехжильных на напряжение, кВ четырехжиль- ных на напря- жение 1 кВ
.до 3 ' 6 10
2,5 — 45/35 40/31 — — —
4 80/60 60/46 55/42 J — 50/38
6 105/80 80/60 80/55 — 60/46
10 140/110 105/80 95/75 80/60 — 85/65
16 175/135 140/110 120/90 105/80 95/75 115/90
25 235/180 185/140 160/125 135/105 120/90 110/115
35 285/220 225/175 190/145 160/125 150/115 175/135
50 360/275 270/210 235/180 200/155 180/140 215/165
70 440/340 325/250 285/220 245/190 215/165 265/200
95 520/400 380/290 340/260 295/225 265/205 310/240
120 595/460 435/335 390/300 340/260 310/240 350/270
150 675/520 500/385 435/335 390/300 355/275 395/305
185 775/580 . — 490/380 440/340 400/310 450/345
240 880/675 — 570/440 510/390 460/355 —
Примечания. 1. В числителе приведены кабели с медными, в знаменателе — с алюми-
ниевыми жилами.
2.Токи приняты из расчета прокладки одного кабеля на глубине 0,7—1,0 м при температуре
земли 15°С и удельном тепловом сопротивлении земли 120 град-см/Вт.
Таблица 136
Поправочные коэффициенты для выбора токовых нагрузок на кабели при
прокладке нескольких кабелей в земле (трубах)
Расстояние между кабелями, мм Поправочный коэффициент при числе кабелей
1 2 3 4 5 6
100 1,0 0,90 0,85 0,80 0,78 0,75
200 1,0 0,92 0,87 0,84 0,82 0,81
300 1,0 0,93 0,90 0,87 0,86 0,80
244
Таблица 137
Длительно допустимые токи кабелей с пропитанной бумажной изоляцией,
прокладываемых по воздуху
Сечение жилы, мм Допустимый ток кабелей, А
одножильных иа напряжение 1 кВ двужильных на напряжение 1 кВ трехжильных на напряжение, кВ четырехжиль- ных на напря- жение 1 кВ
до 3 6 10
2,5 40/31 30/23 28/22 .—. —_
4 55/42 40/31 37/29 — — 35/27
6 75/55 55/42 45/35 — — 45/35
10 95/75 75/55 60/46 55/42 — 60/45
16 120/90 95/75 80/60 65/50 60/46 80/60
25 160/125 130/100 105/80 90/70 85/65 100/75
35 200/155 150/115 125/95 110/85 105/80 120/95
50 245/190 185/140 155/120 155/120 145/110 145/110
70 305/235 225/175 200/155 175/135 165/130 185/140
95 360/275 275/210 245/190 215/165 200/155 215/165
120 415/320 320/245 285/220 250/190 240/185 260/200
150 470/360 375/290 330/255 290/225 270/210 300/230
185 525/405 —. 375/290 325/250 305/285 340/260
240 610/470 — 430/330 375/290 350/270 —
Примечания. 1. В числителе даны токи кабелей с медными, в знаменателе — с алюми-
ниевыми жилами.
2. Токи даиы из условий прокладки кабелей внутри и вне здания, а также в тоннелях при
расстоянии между ними не менее 35 мм, а в каналах — ие менее 50 мм при любом числе проло-
женных кабелей н температуре воздуха 25"С.
Таблица 138
Длительно допустимые токи кабелей с обедиенно-пропитанной изоляцией и
индивидуально освинцованными жилами, прокладываемых в земле, воде и
воздухе
Сечение жилы, мм2 Допустимый ток, А
при напряжении б кВ при напряжении 10 кВ
в земле в воздухе в воде в земле в воздухе в воде
16 90/70 80/60 115/90 — — —
25 125/95 105/80 155/120 110/85 100/75 140/110
35 155/120 125/95 195/150 130/110 120/90 170/130
50 186/140 150/115 230/175 160/125 145/110 210/160 *
70 225/175 190/145 280/215 200/155 180/140 255/195
95 270/210 230/175 340/260 250/190 220/170 305/230
120 310/240 265/205 385/295 290/225 255/195 360/275
150 355/275 310/240 450/345 335/260 295/225 405/313
Примечание. В числителе даны токи кабелей с медными, в знаменателе — с алюми-
ниевыми жилами.
245
Таблица 139
Масса и цена 1 км кабеля с изоляцией из пропитанной бумаги
Сечение, мм3 АСГТ АСБ АСБГ
Масса, кг/км Цена, руб. Масса, кг/км Цена, руб. Масса, кг/км Цена, руб.
На напряжение 3 кВ
10 553 375 836 465 702 375
16 632 435 932 525 790 435
25 771 510 1102 610 947 520
35 875 600 1355 710 1183 600
50 1078 700 1536 810 1353 695
70 1242 840 1732 930 1535 815
95 1505 1020 2034 1070 1822 930
На напряжение 6 кВ
16 735 510 1059 590 907 500
25 882 610 1366 680 1193 580
35 989 700 1503 770 1319 660
50 1202 840 1688 870 1491 750
70 1443 975 1966 1020 1755 890
95 1645 1200 2202 1200 1978 1060
120 1824 1330 2412 1330 2176 1170
150 2127 1500 2753 1500 2501 1330
На напряжение 10 кВ
25 1074 640 1536 785 1349 660
35 1189 870 1675 905 1478 770
50 1420 1080 1943 1080 1732 950
70 1601 1190 2154 1190 1932 1050
95 1810 1330 2400 1330 2161 1170
120 2086 1500 2709 1500 2460 1340
150 2309 1720 2965 1670 2702 1500
» 185 2648 1950 3400 1870 3118 1680
240 3178 2300 3808 2250 3509 1980
Сечения основной и заземляющей жил силовых кабелей с
резиновой изоляцией, мм2
Основная жила
Заземляющая или
нулевая жила
1,0 2,5 4,0 6
1,5
1,0 1,5 2,5 4
10 16 25 50 95
35 70 120
6 10 16 25 35
150
185
50
246
Таблица 140
Масса и цена 1 км кабеля с изоляцией из пропитанной бумаги в
алюминиевой оболочке
Число и сече- ние жил, мм* ААГ ААБ ААБГ
Масса, кг/км Цена, руб. Масса, кг/ км Цена, руб- Масса, кг/км Цена, руб.
На напряжение 1 кВ
3x6 239 160 733 430 573 310
3X10 317 235 999 520 817 400
3x16 418 305 1168 610 970 500
3X25 463 390 1228 710 1028 580
На напряжение 3 кВ
3X6 342 245 1069 545 878 420
3X10 420 305 1210 640 1004 495
ЗхДб 545 380 1410 685 1187 590
3X25 602 465 1475 840 1250 680
3X35 728 535 На напря 1668 жение 6 960 кВ 1425 760
3x25 802 570 1796 975 1545 800
3x35 941 655 1994 1090 1731 905
3x50 1167 720 2313 1270 2090 1070
3x70 1411 960 2643 1480 2335 1270
3X95 1696 1140 3004 1710 2684 1420
3X120 1871 1400 На напря 3362 жение 10 2040 кВ 3022 1780
3x35 1197' 635 2393 1280 2097 1070
3X50 1403 705 2680 1450 2370 1230
3X70 1656 780 3014 1700 2683 1410
3x95 1964 910 3408 2020 3056 1710
3x120 2243 1080 3775 2280 3405 1970
3X150 2907 1300 4679 2650 4253 2390
3x185 3345 1560 5220 3030 4772 2740
3X240 4062 1900 6753 3640 6258 3350
247
Таблица 141
Длительно допустимые токи кабелей с резиновой или пластмассовой изоляцией
в резиновой или поливинилхлоридной оболочке, бронированных и
небронированных
Сечеиие жил, мм2 Допустимый ток кабелей, А
одножильных в воздухе двужильных трехжильных (
в земле в воздухе в земле в воздухе
1,5 23/— 33/— 19/- 27/— 19/-
2,5 30/23 44/34 27/21 38/29 25/19
4,0 41/31 55/42 38/29 49/38 35/27
6,0 50/38 70/55 50/38 60/46 42/32
10,0 80/60 105/80 70/55 90/70 55/42
16,0 100/75 135/105 90/70 115/90 75/60
25,0 140/105 175/135 115/90 150/115 95/75
35,0 170/130 210/160 140/105 180/140 120/90
50,0 215/165 265/205 175/135 225/175 145/110
70,0 270/210 320/245 215/165 275/210 180/140
95,0 325/250 385/295 260/200 330/255 220/170
120,0 385/295 445/340 300/230 385/295 260/200
150,0 440/340 505/390 350/270 435/335 305/235
185,0 510/390 570/440 405/310 500/385 350/230
240,0 605/465
Примечания. 1. В числителе даны токи кабелей с медными, в знаменателе — с алюми-
ниевыми жилами.
2. Токи приняты из расчета нагрева жил до бб^С при температуре окружающей среды 25°С
и земли 15ftC.
Таблица 142
Масса и цена 1 км кабеля с резиновой изоляцией на напряжение 660 В
Число и сече- ние жил, мм2 АНРГ НРГ АНРБ АНРБГ ПВРГ
Масса, кг/ км Цена, руб- Масса, кг/км Цена, руб. Масса, кг/км Цена, руб. Масса, кг/км Цена, руб. Масса, кг/км Цена, руб.
1,0 73 75 — — — —
1,5 — — 82 80 — — —- — —
2,5 —. — 97 90 — —. —. — — 75
4,0 92 70 117 100 — — —- — 81 90
6,0 106 85 142 130 — — .—- .—. 93 100
10,0 151 120 223 190 — —. — —. 135 140
16,0 198 150 296 260 — —. — — 179 170
25,0 262 190 416 360 — — — — 241 220
35,0 312 240 527 470 — — — — 288 280
50,0 403 310 711 630 — —. — — 375 360
70,0 491 410 921 860 — — — — 460 450
95,0 619 540 1202 1120 — — — — 583 560
120,0 723 640 1462 1400 — — — — 685 660
150,0 929 750 1847 1740 —. —. — — 975 790
2x1,0 — —. 116 100 —. — — .— —. —
2x1,5 — —. 135 125 — —. —. — — —
2x2,5 — 95 164 160 — — — — — 100
2x4,0 155 120 204 200 665 310 510 220 137 125
2x6,0 181 140 253 280 850 340 680 240 161 150
?48
Продолжение табл. 142
Число и сече- ние жил, мм8 АНРГ НРГ АНРБ АНРБГ ПВРГ
Масса, кг/км Цена, руб. Масса, кг/км Цена, руб- Масса, кг/км Цеиа, руб- Масса, кг/км Цена, руб. Масса, кг/км Цена, руб.
2x10,0 335 240 490 440 1162 580 960 420 405 260
2x16,0 451 360 653 600 1395 720 1165 540 416 370
2x25,0 607 470 926 850 1677 870 1424 670 565 490
2x35,0 798 590 1242 1120 1998 1050 1717 830 739 620
2x50,0 1116 770 1753 1480 2506 1280 2184 1040 1032 790
2x70,0 1347 960 2238 1970 2857 1540 2511 1270 1254 990
2x95,0 1685 1180 2890 2570 3361 1825 2978 1520' 1580 1210
2x120,0 1959 1440 3489 3160 3758 2130 3351 1820 1845 1490
2x150,0 2578 1750 4478 3900 4602 2520 4149 2170 2408 1800
3x1,0 — — 172 180 — — — — — —
3X1,5 — — 199 190 — -— — — — —
3x2,5 — 150 248 215 — — — — 156 150
3X4,0 239 170 315 265 897 435 729 305 211 170
3x6,0 280 200 392 345 977 480 800 345 249 200
3X10,0 406 300 630 560 1272 650 1060 480 375 310
3x16,0 553 > 450 856 800 1542 810 1303 640 515 460
3x25,0 825 ) 570 1303 1115 1992 1010 1715 800 768 590
3x35,0 992 720 1658 1550 1255 1190 1960 960 929 740
3x50,0 1386 960 2341 2060 2852 1520 2514 1250 1297 990
3x70,0 1687 1180 3023 2700 3282 1790 2918 1500 1588 1200
3x95,0 2133 1490 3941 3500 3907 2180 2506 1860 2021 1520
3x120,0 2493 1810 4787 4350 4397 2550 3969 2280 2372 1850
3x150,0 3248 2220 6098 5400 6026 3130 5537 2790 3066 2260
Таблица 143
Масса и цена 1 км трехжильных кабелей СРГ, СРБ и СРБГ на
напряжение 660 В
Число и сече* ние жил, мм2 СРГ СРБ СРБГ
Масса, кг/км Цеиа, руб. Масса, кг/ км Цена, руб. Масса, кг/ км Цена, руб.
3x2,5 488/419 530 913/894 760 759/705 650
3X4,0 575/499 630 1 047/937 870 888/814 760
3X6,0 674/563 690 1 178/1076 940 1 020/910 820
3x10,0 1055/804 870 1 865/1576 1200 1663/1381 1040
3x16,0 1333/1035 1150 2 222/1924 1490 2 002/1704 1330
3x25,0 1894/1423 1580 2 928/2457 1970 2 676/2205 1780
3x35,0 2414/1758 2020 3 547/2891 2460 3274/2618 2240
3x50,0 3257/2315 2660 4 559/3617 3160 4 249/3307 2930
3x70,0 4039/2722 3520 5 763/4151 4090 5 131/3814 3820
3x95,0 5473/3690 4600 7 093/5310 5250 6 717/4934 4950
3x120,0 6452/4189 5600 8 201/5938 6300 7 795/5332 6100
3x150,0 7843/5033 6800 9 758/6948 7700 9 318/6508 7400
3x185,0 9290/5817 8200 12 006/8533 9200 11518/8045 8800
Примечание. В знаменателе приведены данные для кабелей с алюминиевыми жилами.
249
Рис. 100. Размеры разделки кабеля с бумаж-
ной изоляцией:
1 — пропитанная кабельная пряжа; 2 — бро-
ня; 3 — бандаж из оцинкованной проволоки;
4 — свинцовая оболочка; 5 — полупроводя-
щая бумага; 6 — поясная изоляция; 7 — изо-
ляция токоведущей жилы; 8 — токоведущая
жила
Таблица 144
Размеры разделки кабеля с бумажной изоляцией для муфт
и концевых заделок
Наименование муфты или заделки Номинальное на- пряжение. кВ . Сечение токоведу- щнх жнл, мм3 Размеры, мм (рис. 100)
А Б С п и г
для медных жнл для алюми- ниевых жил к
Свинцовая соединитель- 6 До 16 330 60 70 25 175 35 45
ная 25—50 345 60 70 25 190 40 50
70, 95 370 60 70 25 215 45 50
120, 150 380 60 70 25 250 50 60
185, 240 405 60 70 25- 250 55 60
То же 10 До 25 345 60 70 25 190 35 45
35, 50 370 60 70 25 215 40 50
70, 95 380 60 70 25 225 45 50
120, 150 405 60 70 25 250 50 60
Эпоксидная соединительная До До 10 225 80 50 15 75 30 40
1 16—50 260 80 50 15 ПО 40 60
70—120 280 80 50 15 130 45 70
150—240 315 80 50 15 165 55 70
Концевая заделка из ком- k 1 До 10 Определи- 40 35 15 205
паунда К-115 с трубками из 16—35 ется мест- 40 35 20 225
нейритовой резины ними ус-
60, 70 ЛОВИЯМИ 40 35 20 235 — —
95 40 50 20 250 — —
120, 150 40 50 20 255 — —
250
Продолжение табл. 144
Наименование муфты или заделки Номинальное на-1 пряжение, кВ Сечение токоведу- щих жил, мм2 Размеры, мм (рис. 100)
А Б С п и г
для медных жнл для алюми- ниевых жил
Концевая заделка из ком- 6 До 10 Опреде- 40 35 20 275 — —
паунда К-115 с трубками из 16—35 ляется 40 35 20 285 — —
нейритовой резины 50 местными 40 50 20 310 — —
70, 95 условиями 40 50 20 350 — —
120, 150 40 50 20 355 — —
Эпоксидная заделка из ком- 1 До 16 40 35 15 205 — —
паунда К-115 с двухслойными 25—50 40 35 20 235 — —
трубками 70, 95 40 35 20 250 — —
120, 150 40 50 20 255 — —
Эпоксидная заделка из ком- 6 10; 16 » 40 35 20 285 — —
паунда К-115 с двухслойными 25; 35 40 35 20 310 — —
трубками 50; 70 40 50 20 350 — —•
95; 120 40 50 20 355 — —-
150; 185 40 50 20 365 — —
То же 10 16 » 40 35 20 410 —
25; 35 40 50 20 450 — —
50; 70 40 50 20 505 — —
95; 120 40 50 20 515 — —.
150; 240 40 50 20 535 — —
Примечание. Для заделок длина А зазисит от снимаемого наружного покрова кабеля.
Длина Г определяется типом наконечника и способом оконцевания, а размер И должен быть не
менее 150 мм для кабеля при напряжении 1 кВ, 250 мм — при 6 кВ и 400 мм — при 10 кВ.
Т а б л и ц а 145
Рекомендации по применению концевых и соединительных муфт и
концевых заделок
Тип Напряже- ние, кВ Рекомендуется применять с кабелями
Концевые муфты
КН (трехфазная) с вертикаль- ными выводами 6; 10 С бумажной изоляцией и металличес- кой оболочкой
КНО (однофазная) 6; 10 То же
КМ (мачтовая) 1; 6; 10 ъ
КНЭ (эпоксидная) 1; 6; 10 С бумажной и пластмассовой изоляци- ей с металлической и пластмассовой оболочкой
КНО (однофазная) 20; 35 То же
251
Продолжение табл. 145
Тип Напряже- ние, кВ Рекомендуется применять с кабелями
Сое СС (свинцовая) СЭ (эпоксидная) СЛО (латунная) СЧ (чугунная) нормальных размеров динительг 6; 10 1; 6; 10 20—35 До 1 ые муфты С бумажной изоляцией и металличес- кой оболочкой СТбумажной и пластмассовой изоля- цией с металлической и пластмассовой оболочкой С бумажной изоляцией и металличес- кой оболочкой С бумажной изоляцией и металличе- ской оболочкой
СЧм (малогабаритная) До 1 С бумажной и пластмассовой изоля- цией с металлической и пластмассовой оболочкой
Концевые заделки
КЗЭН (эпоксидная с трубками 1; 6; 10 С бумажной изоляцией в сухих (влаж-
из нейритовой резины) ность не более 60%) и жарких поме- щениях
КЗЭД (эпоксидная с двух- слойными трубками) 1; 6; 10 С бумажной изоляцией во влажных (до 75% влажности) и сырых (более 75% влажности) помещениях
Стальная воронка с поливинил- хлоридными лентами ПКВ 1; 6; 10 С пластмассовой изоляцией в сухих помещениях
То же с поливинилхлоридными лентами и эпоксидным корпусом 1; 6; 10 С пластмассовой изоляцией в сухих, влажных и сырых помещениях
рессивных грунтов, механические повреждения в результате недопустимых из-
гибов при прокладке кабелей, превышение допустимой разности уровней между
высшей и низшей точками расположения кабеля по трассе (табл. 147); недос-
таточная компенсация температурных изменений вследствие укладки без запаса
по длине; несоблюдение температурных режимов при прокладке кабелей.
Наименьшие допустимые отношения радиуса внутренней кривой изгиба
к наружному диаметру его оболочки
Одножильный с бумажной изоляцией независимо от типа оболочек и
защитных покровов..................................................25
Многожильный с'обедненно-пропитанной изоляцией и с нестекающей про-
питкой в общей свинцовой или алюминиевой оболочке независимо от типа
защитных покровов............................................15 или 25
Многожильный с бумажной изоляцией в свинцовой или алюминиевой обо-
лочке для каждой жилы, а также с пластмассовой изоляцией в пластмассо-
вой оболочке поверх каждой жилы независимо от типа защитных покровов 25
Многожильный с пластмассовой изоляцией в алюминиевой оболочке,
с бумажной нормально пропитанной изоляцией в свинцовой или алюми-
ниевой оболочке независимо от типа защитных покровов...............15
С резиновой изоляцией независимо от типа оболочек, бронированный . 15
То же, небронированный . . . •...................................10
252
Допустимые температуры среды для прокладки кабелей без подогрева, °C
С бумажной изоляцией, нормальной и обедненно-пропитанной маслока-
нифольным составом напряжением до 35 кВ в металлической оболочке с
защитным покровом и без него......................................... О
С бумажной изоляцией, пропитанной нестекающей массой, напряжени-
ем до 35 кВ в металлической оболочке с защитным покровом и без него О
С пластмассовой изоляцией в поливинилхлоридной оболочке напряжени-
ем до 35 кВ с защитным покровом и без него..........•................ О
С пластмассовой изоляцией в пластмассовой оболочке напряжением ЗкВ:
с защитным покровом.......................................... —7
без защитного покрова с броней............................... —15
С резиновой изоляцией в резиновой, поливинилхлоридной или свинцовой
оболочке:
с защитным покровом........................................... —7
без защитного покрова в неметаллической оболочке............. —15
без защитного покрова в металлической оболочке............... —20
Если кабели прокладывают при более низких температурах, то они долж-
ны быть прогреты и проложены в течение 60 мин при температуре наружного
воздуха от 0 до —10°С; 40 мин — при температуре от —10 до — 19°С и
30 мин — при температуру —20°С и ниже.
Необходимо иметь в,Виду, что температурный режим кабеля линии зависит
не только от токовой нагрузки, но главным образом от условий его охлажде-
ния. При этом кабели, проложенные в грунте (броневые), имеют лучшие условия
охлаждения, чем подвешенные в воздухе на тросе или проложенные в кабель-
ных каналах. При необходимости прокладки кабеля по воздуху или в кабель-
ном канале для улучшения охлаждения необходимо снимать джутовую оплетку.
Таблица 146
Предельно допустимые температуры нагрева кабельной изоляции
Тип изоляции Рабочее напряжение, кВ Допустимая температура на- грева, °C
Бумажная пропитанная 20—35 50
х> » 10 60
» » 6 65
» » До 3 80
Поливинилхлоридный пластикат » 10 70
Полиэтилен » 50 70
Лакоткань » 1 85
Таблица 147
Наибольшая допустимая разность уровней между высшей
и низшей точками прокладки кабелей с нормально
пропитанной изоляцией
Тип кабеля Разность уровней, м, при напряжении, кВ
до 3 6 10 20-35
Бронированный 20/25 15/20 15 5
Н ебронированный 25 15/20 15 —
Примечание. В числителе — для кабелей в свинцовой, в знаменателе — в алюминие-
вой оболочке.
253
Групповая прокладка кабелей ухудшает условия охлаждения, и если нет
возможности разнести их на трассе, необходимо уменьшить допустимую токо-
вую нагрузку.
Кабели, имеющие большую толщину изоляции, имеют худшие условия ох-,
лаждения, поэтому при использовании высоковольтных кабелей для низкого на-
пряжения плотности тока при одинаковом сечении должны быть уменьшены
(т. е. взяты по нормам для высоковольтных кабелей).
Кабели чувствительны к перепадам высот прокладки трассы из-за стекания
пропиточной массы. При длительном хранении кабелей на барабанах их следу-
ет периодически переворачивать. Это требование указано в заводских инструк-
циях.
В случае необходимости прокладки кабелей с большим перепадом высот (по
этажам здания, вдоль высокой мачты) необходимо монтировать стопорные
муфты.
В последнее время расширились ассортимент и область применения кабелей
с изоляцией из пропитанной кабельной бумаги в алюминиевой оболочке. Наряду
с кабелями в алюминиевой гладкой оболочке, наложенной методом опрессо-
вания на автоматизированном прессе с охлаждающим устройством, марок АН,
ААГ, АВ, ААБ, АП и ААП и т. п. выпускают кабели в пластмассовом шланге
марок АШв, ААШв и др. Опыт эксплуатации этих кабелей показал следующее.
Кабели марки ААБ нельзя прокладывать в открытых грунтах, сырых каналах,
на трассах с высокой степенью коррозионной активности, а также в зонах с
высоким уровнем блуждающих токов. В этих условиях следует предусматри-
вать соответствующие антикоррозионные мероприятия, в том числе усиленные
защитные покровы (сплошной пластиковый шланг). Кабели марок АШв и
ААШв во избежание повреждения шланга нужно прокладывать в мягком грун-
те. При прокладке не следует допускать каких-либо повреждений шланга. Не
разрешается применять кабели ААШв и АШв для потребителей 1-ой катего-
рии в насыпных грунтах, блоках, трубах. В этом случае рекомендуется исполь-
зовать кабели с бумажной изоляцией в свинцовой оболочке.
При обеспечении защиты от механических повреждений разрешается про-
кладывать кабель марки ААШв в земле для потребителей всех категорий, кро-
ме фидеров, питающихся от шин 6 или 10 кВ тяговых подстанций и фидеров ав-
тоблокировки. Для этих линий следует применять кабель ААБ, а в особо аг-
рессивных грунтах — кабель ААБ2в.
Кабели с полиэтиленовой изоляцией и поливинилхлоридной оболочкой, с по-
ливинилхлоридной изоляцией и полиэтиленовой оболочкой в связи с пожароопас-
ными качествами полиэтилена запрещены к применению во взрывоопасных и по-
жароопасных помещениях. Ранее в типовых проектах тяговых подстанций
не предусматривалось применение указанных кабелей, так как кабели с пласт-
массовой изоляцией на напряжения би 10 кВ испытывались на заводе напря-
жением величиной ниже фактического напряжения в сетях. Кроме того, они об-
ладают меньшей термической стойкостью. В последнее время разработан ка-
бель с пластмассовой самозатухающей изоляцией. Циркуляром Минэнерго
Э-11/75 такие кабели рекомендованы к применению.
В связи с дефицитом кабелей в бронированной оболочке было согласо-
вано временное применение на пусковых объектах небронированных кабелей с
пластмассовой оболочкой при прокладке их в земле и строгом соблюдении за-
щиты кабелей от механического повреждения. Кабели АПВГ и АВВГ разре-
шены для энергоснабжения следующих объектов: путевого инструмента, жилых
домов, освещения пассажирских платформ, дистанционного управления разъеди-
нителей автоблокировки.
Эпоксидные соединительные муфты би 10 кВ с отливкой в объемной фор-
ме имеют в эксплуатации высокую повреждаемость из-за конструктивно-тех-
нических дефектов: недостаточной герметичности муфт из-за плохой адгезии
эпоксида с оболочками кабелей; образования каверн в эпоксидном компаунде и
свищей в горловинах муфт и литниках. Впредь до освоения надежных конст-
рукций эпоксидных соединительных муфт заводского изготовления следует
применять для кабелей напряжением би 10 кВ свинцовые соединительные
муфты.
254
Таблица 148
Состав кабельной массы
Тип Составляющие материалы Масса, кг
МБ-70 Рубракс «А» 0,45
Битум БН-Ш 0,55
МБ-90 Рубракс «А» 0,7
Битум БН-Ш 0,3
МБМ-2 Компаунд МБ-90 0,75
Масло трансформаторное (сухое, свежее) 0,25
МК-45 Канифоль сосновая (высшего сорта) 0,75
Автол «10» 0,25
МК-45 Канифоль сосновая (1-го сорта) 0,7
Авиационное масло МС-20 0,3
МП-1 Канифоль сосновая (высшего сорта) 0,3
Автол «10» 0,7
МП-1 Канифоль сосновая (1-го сорта) 0,25
Авиационное масло МС-20 0,25
При монтаже кабельных муфт применяют кабельную массу, состав которой
указан в табл. 148.
Сухие заделки с поливинилхлоридными лентами могут работать удовлет-
ворительно только в сухих помещениях. Малопригодны к эксплуатации конце-
вые заделки, выполненные из эпоксидной шпаклевки ЭП-0010. Используемая
для герметизации жил эпоксидных заделок киперная лента увлажняется и вла-
га по жильной изоляции распространяется до корешка заделки. Применение ре-
зиновых заделок для оконцевания кабелей на напряжение 10 кВ разрешается
только при согласии энергосистемы.
Устаревшие мачтовые муфты Фирсова и усовершенствованные муфты
ОРГРЭС не предотвращают попадание влаги во внутреннюю полость и поэто-
му вызывают большое количество повреждений. В связи с этим запрещено при-
менение таких муфт для наружной установки. Главным техническим управле-
нием по эксплуатации энергосистем разрешено применение мачтовых муфт, из-
готовляемых Люберецким электромеханическим заводом треста Трансэлектро-
монтаж по чертежу И-1016 для кабелей на напряжения 6 и 10 кВ с бумаж-
ной пропитанной изоляцией.
Допускается параллельная работа кабелей переменного тока при условии
включения в работу всех жил обоих кабелей. В противном случае из-за несим-
метрии загрузки жил оболочка кабеля может перегреваться вихревыми токами.
По этой же причине совершенно недопустимо соединять параллельно жилы од-
ного кабеля. При четырехпроводной системе (с нулевой жилой) не допускается
иметь нулевой провод только в одном из параллельных кабелей или проклады-
вать его отдельным проводом.
Для тяговых подстанций по условиям термической устойчивости минималь-
но допустимое сечение кабелей напряжением би 10 кВ должно быть не менее
70 мм2. В противном случае кабели могут повреждаться от сквозных токов ко-
роткого замыкания, достигающих 3—10 кА. Это не относится к кабелям, пи-
тающим ЛЭП автоблокировки, где токи коротких замыканий сильно ограничены
большим реактивным сопротивлением питающего трансформатора.
На подстанциях постоянного тока наиболее часто повреждаются кабели,
выходящие на большое расстояние за пределы контура заземления, трасса ко-
торых имеет сближение или пересечение с тяговыми рельсами. Такие кабели
могут также повреждаться токами, проходящими по их оболочке при коротких
замыканиях в РУ-3,3 кВ, так как эти оболочки соединены с контуром заземле-
ния подстанции. Повреждения при этом происходят из-за прожигания Оболочки
в месте пайки заземляющих выводов концевых разделок, а также в местах
255
пересечения трассы с тяговыми рельсами на входе или выходе из защитных асбо-
цементных труб (рис. 101). Иногда в результате КЗ, возникающих в РУ-3,3 кВ,
происходят перегорания заземляющих выводов кабелей в ячейках РУ-10 кВ с
последующим повреждением оборудования вследствие дуговых перекрытий.
Для защиты кабелей от таких повреждений подстанции должны быть обо-
рудованы быстродействующими короткозамыкателями, установленными между
контуром заземления и отсосом.
Для защиты кабелей от повреждения блуждающими токами и токами ко-
ротких замыканий целесообразно не выводить -за пределы контура заземления
силовые кабели, у которых металлические оболочки имеют соединение с конту-
ром тяговой подстанции. Следует стараться располагать концевые опоры воз-
душных линий электропередач внутри контура заземления или в непосредствен-
ной близости от него.
При дистанционном управлении разъединителями контактной сети следует
применять кабели без металлической оболочки, а цепи управления приводами
питать через изолирующие трансформаторы.
Металлические оболочки кабелей связи должны быть заземлены на контур
тяговой подстанции проводом с сечением не менее 12 мм2 по меди. Соедини-
тельные муфты на трассе должны иметь чугунные защитные кожуха, соединен-
ные с броней и оболочкой.
Для выводов кабелей связи на подстанциях должны применяться кабели
в металлической оболочке, в наружном полиэтиленовом шланге, марок
ТЗПАПБП, ТЗАПБП, ТЗПАПу и др. На подстанциях переменного тока допу-
скается применение, кроме этого, кабелей с наружным джутовым покровом
ТЗАЦБ, ТЗБ, ТЗАВБ, ТЗАПБ.
При длине кабельной отпайки 8—10 км на трассе делается дополнительное
линейно-защитное заземление.
Силовые кабели 6 или 10 кВ, питающиеся от шин тяговой подстанции, дол-
жны, как и в обычных электроустановках, иметь соединение оболочки и брони с
контуром заземления подстанции, а на противоположном конце — с защитным
контуром с сопротивлением растеканию 5 Ом.
Для питания пультов дистанционного управления через изолирующие транс-
форматоры принято использовать кабели без металлической оболочки и брони
(НРГ или ВРГ). Однако для подстанций постоянного тока это ие обеспечи-
вает полной защиты от повреждений при высоковольтных перекрытиях внутри
Рис. 101. Места повреждений кабелей 6 или 10 кВ током КЗ при перекрытиях в
РУ-3,3 кВ:
/ — контур заземления подстанции; 2 — тяговые рельсы; МП — места
повреждений
256
Рис. 102. Схема прохождения тока перекрытия через цепи телемеханики: 1 1
1 — шкафы ШКР объектов ТУ; 2 — стойка ТМ; 3 — пульты управления разъединителями;
4 — кабельный разъем; 5 — кабельный разъем в клеммиом шкафу; 6 — моторный привод
подстанций, так как, кроме цепей питания, с пультом управления связано боль-
шое число цепей телеуправления, слабо изолированных от контура заземления.
В таких случаях за время до момента срабатывания короткозамыкателя часто
происходят перекрытия по цепи «шины 3,3 кВ — контур заземления подстан-
ции — изоляция кодового реле ТМ телемеханики объекта 1 (рис. 102) —
стойка телеуправления — изоляция кодового реле пульта дистанционного уп-
равления^ — кабель дистанционного управления — изоляция привода УМП-2—
заземление корпуса привода — тяговый рельс». Чаще всего в таких случаях
повреждается стойка телеуправления, причем перекрытие на моторном приводе
иногда происходит со щеточного узла двигателя на кожух по воздуху. Для
обеспечения условий техники безопасности при работах в цепях привода следу-
ет отсоединять жилы кабеля от пульта управления.
65. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТА ПОВРЕЖДЕНИЯ КАБЕЛЕЙ
На тяговых подстанциях большинство силовых кабелей имеет небольшую
протяженность и почти все повреждения кабелей (до 90%) относятся к раз-
делкам. Наиболее приемлемый способ определения места повреждения — аку-
стический. В большинстве случаев прослушивание места повреждения оказыва-
ется возможным просто на слух или с помощью стетоскопа. Необходимая для
сборки схемы генератора импульсов аппаратура — кенотронный аппарат и кон-
денсаторная банка фильтрустройства — имеется на каждой подстанции.
В качестве емкости можно использовать две последовательно соединенные
конденсаторные банки от фильтрустройства, при этом энергия разряда около
1—2 кДж при заряде до напряжения 20—30 кВ достаточна для обеспечения
слышимости через слой грунта в пределах 2—3 м.
После запуска схемы генератора импульсов (рис. 103) прослушивают на-
ружную концевую разделку, потом соединительную муфту, место нахождения
которой должно быть точно известно и, наконец, внутреннюю разделку. Если ме-
сто повреждения при этом не будет найдено, приступают к прослушиванию
разрядов по трассе кабеля через каждые 2—3 м, начиная с вероятных мест
повреждения (пересечение с контуром, с трубопроводами, вблизи тяговых рель-
сов).
В качестве стетоскопа можно использовать отрезок трубы, вырезанной из
оперативной штанги. Качество самодельного стетоскопа можно проверить, про-
слушивая распространение звука при постукивании по грунту вблизи него.
Если не удается добиться хорошо слышимых разрядов с большой энерги-
ей, что бывает в случае заплывающих пробоев, можно попробовать добиться
результата на других жилах (пробив их изоляцию кенотроном) или подавать
напряжение на все жилы одновременно. Если громкость разрядов генератора
хорошая, а на трассе место повреждения не прослушивается, то это может
быть результатом металлического соединения в месте повреждения из-за свари-
9—5206
257
Рис. 103. Схема определения места повреждения кабеля акустическим способом:
1 — генератор импульсов; 2 — аппарат АИИ-70; 3 — стетоскоп; 4 — акустический
кдбелеискатель; /? = 100 кОм—1 МОм; С—5 мкФ, 20—30 кВ
вания жилы с оболочкой (в этом можно убедиться замером сопротивления ка-
беля авометром). В таком случае необходимо испытывать другую жилу кабеля.
При неуспешных испытаниях необходимо определить расстояние до места пов-
реждения прибором ИКЛ-5 и продолжить поиск прослушиванием разрядов.
66. ПРОВОДА
Неизолированные медные, алюминиевые и стале-алюминиевые провода при-
меняются в воздушных электрических сетях для передачи электроэнергии.
В зависимости от конструкции провода имеют следующие обозначения: М—
медный; А — алюминиевый; АС — стале-алюминиевый; АСО — стале-алюми-
ниевый облегченной конструкции; АСУ — усиленной конструкции; АСК — с за-
щищенным от коррозии стальным сердечником; АСКО — с защищенным от кор-
розии стальным сердечником облегченной конструкции; АСКУ — с защищен-
ным от коррозии стальным сердечником усиленной конструкции.
Технические данные проводов приведены в табл. 149—154.
Таблица 149
Неизолированные медные и алюминиевые провода
Марка и номи- нальное сече- ние провода, мм2 Конструкция провода Диаметр провода, мм Электрическое сопротивление пос- тоянному току при 4-20° С, Ом/км Строительная дли- на провода, м, не менее Масса провода, кг/км ^Оптовая цена,^руб.
Число про- волок Диаметр проволоки, мм Расчетное сечение, мм2
М-4 1 2,24 3,94 2,24 4,65 2200 35 1010
М-6 1 2,73 5,85 2,73 3,060 1500 52 1010
М-10 1 3,53 9,79 3,53 1,840 900 87 1000
М-16 7 1,68 15,50 5,04 1,200 4800 140 1045
М-25 7 2,11 24,50 6,33 0,740 3000 221 1045
М-35 7 2,49 34,10 7,47 0,540 2500 308 1040
258
Продолжение табл. 149
Марка и номи- нальное сече- ние провода, мм2 Конструкция провода Диаметр провода, мм Электрическое сопротивление по- стоянному току при 4-20°С, Ом/км Строительная длина провода, м, не менее Масса провода, кг/км Оптовая цена, РУб.
Число про- волок Диаметр проволоки, мм Расчетное сечение, мм2
М-50 7 2,97 48,50 8,91 0,390 2000 439 1035
М-70 19 2,14 68,30 10,70 0,280 1500 618 1030
М-95 19 2,49 92,50 12,50 0,200 1200 837 1030
М-120 19 2,80 117,00 14,00 0,158 1000 1058 1025
М-150 19 3,15 148,00 15,80 0,123 800 1338 1025
М-185 37 2,49 180,00 17,40 0,103 800 1630 1025
М-240 37 2,84 234,00 19,90 0,078 800 2120 1020
М-300 37 3,15 288,00 22,10 0,062 600 2608 1020
М-400 37 3,66 389,00 25,60 0,047 600 3561 1020
А-16 7 1,70 15,90 5', 10 1,980 4500 44 770
А-25 7 2,12 24,70 6,40 1,280 4000 68 765
А-35 7 2,50 34,40 7,50 0,920 4000 95 760
А-50 7 3,00 49,50 9,00 0,640 3500 136 755
А-70 7 3,55 69,40 10,70 0,460 2500 257 750
А-95 7 4,12 93,30 12,40 0,340 2000 257 750
А-120 19 2,80 117,00 14,00 0,270 1500 322 750
А-150 19 3,15 143,00 15,80 0,210 1250 407 745
А-185 19 3,50 183,00 17,50 0,170 1000 503 745
А-240 19 4,00 239,00 20,00 0,132 1000 656 745
А-300 37 3,20 289,00 22,40 0,106 1000 817 740
А-400 37 3,69 396,00 25,80 0,080 800 1087 740
А-500 37 4,15 501,00 29,10 0,063 600 1376 740
А-600 61 3,55 604,00 23,00 0,052 500 1658 740
Примечание. Предельная прочность на растяжение медной проволоки диаметром
1,68—2,97 мм не менее 39 кгс/мма; диаметром 3,15 —3,66 мм—ие менее 37 кгс/мм2; алюминиевой
диаметром 1,6—2,87 мм — не менее 16 кгс/мм2, диаметром 3 мм и более — не менее 15 кгс/мм2
9*
259
Таблица 150
Неизолированные стале-алюминиевые провода
Марка и номи- нальное сече- ние провода, мма Сердечник Токопроводящая часть Диаметр провода, мм Электрическое сопротивление постоянному току при4-2СРС, Ом/км Строительная длина, м, не менее Масса, кг/км Я я W я m о . ОЙ
Число прово- лок Диаметр про- волоки, мм Расчетное св- ечение, ММ2 Диаметр сер- дечника, мм
Число про-] волок ! Диаметр проволоки, мм Расчетное сечение, мм2
АС-10 1 1,2 1,13 1,2 5 1,60 10,1 4,4 3,120 3000 36 650
АС-16 1 1,8 2,50 1,8 6 1,80 15,3 5,4 2,060 3000 62 630
АС-25 1 2,2 3,80 2,2 6 2,20 22,8 6,6 1,380 3000 92 620
АС-35 1 2,8 6,20 2,8 6 2,80 36,9 8,4 0,850 3000 150 610
АС-50 1 3,2 8,00 3,2 6 3,20 48,3 9,6 0,650 3000 196 610
АС-70 1 3,8 11,00 3,8 6 3,80 68,0 11,4 0,460 2000 275 600
АС-95 1 4,5 16,90 4,5 6 4,50 95,4 13,5 0,330 1500 386 600
АС-120 7 2,0 22,00 6,0 28 2,29 115,0 15,2 0,270 2000 492 600
АС-150 7 2,2 26,60 6,6 28 2,59 148,0 17,0 0,210 2000 617 600
АС-185 7 2,5 34,40 7,5 28 2,87 181,0 19,0 0,170 2000 771 600
АС-240 7 2,8 43,10 8,4 28 3,29 238,0 21,6 0,132 2000 997 600
АС-300 7 3,2 56,30 9,6 28 3,66 295,0 24,2 0,107 2000 1257 590
АС-400 19 2,2 72,20 11,0 28 4,24 395,0 28,0 0,080 1500 1660 590
АСО-150 7 1,8 17,80 5,4 24 2,80 148,0 16,6 0,210 2000 559 655
АСО-185 7 2,0 22,00 6,0 24 3,10 181,0 18,4 0,170 2000 687 650
АСО-240 7 2,4 31,70 7,2 24 3,59 243,0 21,6 0,130 2000 937 645
АСО-ЗОО 7 2,6 37,20 7,8 54 2,62 291,0 23,5 0,108 2000 1098 640
АСО-400 7 3,0 49,50 9,0 54 3,04 392,0 27,2 0,080 1800 1501 635
АСО-500 18 2,0 59,70 10,0 54 3,37 482,0 30,2 0,065 1500 1836 635
АСО-600 19 2,2 72,20 10,0 54 3,69 578,0 33,1 0,055 1200 2206 630
АСО-700 19 2,5 93,30 12,5 54 4,10 712,0 37,1 0,044 1000 2756 630
АСУ-120 7 2,2 26,60 6,6 30 2,22 116,0 15,5 0,280 2000 530 595
АСУ-150 7 2,5 34,40 7,5 30 2,50 147,0 17,5 0,210 2000 678 590
АСУ-185 7 2,8 43,10 8,4 30 2,80 185,0 19,6 0,170 2000 850 585
АСУ-240 7 3,2 56,30 8,6 30 3,20 241,0 22,4 0,131 2000 1111 580
АСУ-300 19 2,2 72,20 11,0 30 3,55 297,0 24,2 0,166 2000 1390 575
АСУ-400 19 2,5 93,30 12,5 30 4,12 400,0 29,0 0,079 1500 1840 575
Примечания. 1. У проводов АС, АСО и АСУ сердечник скручен из стальных оцинко-
ванных проволок и покрыт нейтральной смазкой. Поверх стального сердечника навиты алюми-
ниевые твердые проволоки (токопроводящая часть проводов). Навивка проволок в проводах всех
марок выполнена встречно.
2. Предел прочности при растяжении стальной оцинкованной проволоки диаметром до 3,3 мм
20 кгс/мм2, более 3,3 мм — ПО кгс/мм2.
260
Таблица 151
Неизолированные стале-алюминиевые провода с защищенным
от коррозии сердечником
Марка и номиналь- Сердечник (стальная про- волока) Токопроводя- щая (алюмини- евая проволока) га •=( о И О кое тие при /км, не ая дли- более S я £ я си
с 3 и
ное сечение прово- и и 2 и° га " и
да, мм2 Число проволс О S га s. S e(s Число проволо V S га s S s о S га s S =ls Электр! сопроти +20°С, более S £ 5 Я Масса, га И о , О о.
АСК-10 1 1.2 5 1,60 4,8 3,120 3000 37 —
АСК-12 1 1,8 6 1,80 5,8 2,060 3000 64 —
АСК-25 1 2.2 6 2,20 7,0 1,380 3000 94 —
АСК-35 1 2,8 6 2,80 8,8 0,850 3000 152 —
АСК-50 1 3,2 6 3,20 10,0 0,650 3000 199 —
АСК-70 1 3,8 6 3,80 11,8 0,460 2000 278 —
АСК-95 1 4,5 6 4,50 13,9 0,330 1500 350 —
АСК-120 7 2,0 28 2,29 15,6 0,270 2000 507 685
АСК-150 7 2,2 28 2,59 17,4 0,210 2000 629 665
АСК-185 7 2,5 28 2,87 19,4 0,170 2000 785 645
АСК-240 7 2,8 28 3,29 22,0 0,132 2000 1014 635
АСК-300 7 3,2 28 3,66 24,6 1,107 2000 280 625
АСКО-150 7 1,8 24 2,80 17,0 0,210 2000 560 705
АСКО-185 7 2,0 24 3,10 18,8 - 0,170 2000 698 680
АСКО-240 7 2,4 24 3,59 22,0 0,130 2000 950 675
АСКО-ЗОО 7 2,6 54 2,62 23,9 0,108 2000 1114 670
АСКО-400 7 3,0 54 3,04 27,6 0,080 1500 1521 665
АСКО-500 19 2,0 54 3,37 30,0 0,060 1500 1861 660
АСКУ-120 7 2,2 30 2,22 15,9 0,280 2000 542 630
АСКУ-150 7 2,5 30 2,50 17,9 0,210 2000 692 620
АСКУ-185 7 2,8 30 2,80 20,0 0,170 2000 867 610
АСКУ-240 7 . 3,2 30 3,20 22,8 0,130 2000 1133 590
АСКУ-300 19 2,2 30 3,55 25,6 0,106 2000 1420 590
АСКУ-400 19 2,5 30 4,12 29,4 0,078 1500 1878 585
261
Таблица 152
Медные гибкие провода
Марка и номиналь- ное сеченне прово- да, мм2 Число и диаметр про- волоки, мм Диамегр провода, мм Электрическое сопротивление при 20° С, Ом/км, не бо- лее Длина, м Масса, кг/км Оптовая цена, руб.
МГГ-10 7x7x0,52 4,7 1,760 2000 95 1065
МГГ-16 7x7X0,65 5,8 1,160 2000 144 1055
МГГ-25 14X7x0,58 7,7 0,706 2000 237 1050
МГГ-35 19x7x0,58 8,7 0,516 1000 322 1040
МГГ-50 19x7x0,68 10,2 0,363 1000 422 1020
МГГ-70 27x7x0,68 12,6 0,272 2000 629 1015
МГГ-95 37x7x0,68 14,3 0,192 500 861 1010
МГГ-120 37X7X0,76 16,0 0,150 500 1104 1010
МГГ-150 48x7x0,74 18,1 0,120 500 1346 1010
МГГ-185 61x7x0,74 20,0 0,097 500 1662 1005
МГГ-240 61x7x0,85 23,0 0,070 250 2219 1005
МГГ-300 27x19x0,85 26,1 0,061 250 2666 1005
Т а б л и ц а 153
Провода марок ПС и ПСШ
Марка и сечение провода, мм8 Наружный диаметр, мм Масса, кг Оптовая цена, руб., за 1000 м
ПС-10 12,6 280 190/285
ПС-16 14,0 366 250/350
ПС-25 15,3 479 350/470
ПС-35 16,9 613 515/620
ПС-43 18,8 754 —.
ПС-50 19,1 811 670/810
ПС-70 21,0 1036 895/1080
ПС-83 22,2 1201 1050/1185
ПС-95 23,1 1321 1185/1300
Марка и сеченне провода, мм2 Наружный диаметр, мм Масса, кг Оптовая цена, руб., за 1000 м
ПСШ-10 14,7 334 340
ПСШ-16 17,1 460 460
ПСШ-25 18,1 581 580
ПСШ-35 20,0 726 705
ПСШ-43 21,4 849 —
ПСШ-50 21,4 908 900
ПСШ-70 23,6 1144 1160
ПСШ-83 25,8 1367 1300
ПСШ-95 26,7 1495 1470
Примеч а и и я. 1. ПС — провод в одинарной оплетке нз хлопчатобумажной пряжи, про-
питанной противогнилостным составом; ПСШ — одножильный провод в резиновой оболочке.
2. В числителе приведены цены провода ПС на рабочее напряжение 1000 В, в знаменателе
—та 4000 В. Цены провода ПСШ даны на рабочее напряжение 4000 В.
262
Таблица 154
Допустимые токи на неизолированные провода
Допустимый ток, А, для провода марки
Сечение провода, мм2 А АС АСО АСУ м мп
4 — . 50/25
6 1 " — 1 " — 70/35 —-
10 — 80/50 — — 95/60 1 II
16 105/75 105/75 1 II 130/100 —
25 135/105 130/100 — —. 180/135 —-
35 170/130 175/135 1 II — 220/170 —
50 215/165 210/165 — 1 II 270/215 —
70 265/210 265/210 — — 340/270 —.
95 320/255 330/260 — — 415/225 i—
120 375/300 380/305 1 II 375 485/395 —
150 440/355 445/365 450/365 450 570/465 1 II
185 500/410 510/425 505/420 515 640/530 —
240 590/490 610/505 605/505 610 760/685 950
300 680/570 690/585 690/580 705 880/740 1050
400 815/690 835/715 825/710 850 1050/895 —-
500 980/820 — 945/815 — 1 II —
600 1070/930 — 1050/920 —- — —
700 — — 1220/1075 — — —
Примечания. 1. пом ещении. В знаменателе приведены допустимые токи при прокладке провода в
2. Длительно допустимые гоки приняты из расчета нагрева провода до 4-70°С прн темпера-
туре_окружающей среды -р25вС.
67. ШИНЫ
Шины предназначены для токопроводов, распределительных устройств, сбо-
рок и других электротехнических целей. В настоящее время на подстанциях при-
меняют в основном шины из алюминия марок А6 и А5. Их изготовляют двух
типов: прямоугольные и круглые.
Условное обозначение шины 60X6 расшифровывается следующим образом:
шина прямоугольная размером бОХбмм.
Т аб лица 155
Допустимые токовые нагрузки на алюминиевые "шины прямоугольного сечения
Размеры шииы, мм Допустимый ток, А, при числе полос на фазу Масса 1 м по- лосы, кг
1 2 3 4
15X3 165 __ 0,122
20X3 215 — — — 0,162
25X3 265 — 1 II — 0,203
30X4 365/370 1 II . — 0,324
40x4 480 —/855 1 II —. 0,432
40X5 540/545 —/965 1 II — 0,540
50x5 665/670 —/1180 —/1470 — 0,675
50X6 740/745 —/1350 —/1665 — 0,810
60X6 870/880 1350/1555 1720/1940 — 0,972
80x6 1150/1170 1630/2055 2100/2460 — 1,296
100X6 1425/1455 1935/2515 2500/3040 — 1,620
60x8 1025/1040 1680/1840 2180/2330 — 1,296
263
Продолжение табл. 155
Размеры шины, мм Допустимый ток, А, при числе полос на фазу Масса 1 м по- лосы, кг
1 2 3 4
80X8 1320/1355 2040/2400 2620/2975 1,728
100x8 1625/1690 2390/2945 3050/3620 — 2,160
120X8 1900/2040 2650/3350 3380/4250 — 2,592
60X10 1155/1180 2010/2110 2650/2720 — 1,620
80X10 1480/540 2410/2735 3100/3440 —-- 2,160
ЮОхЮ 1820/910 2860/3350 3650/4160 4150/4400 2,700
120x10 2070/2300 3200/3900 4100/4860 4650/5200 3,240
Примечание. В числителе приведена нагрузка при переменном, в знаменателе — при
постоянном токе.
Электрическое сопротивление шины постоянному току, пересчитанное иа се-
чение 1 мм2 и длину 1 м при температуре 20°С, должно быть не более 0,029 Ом;
предел прочности — не менее 12 кгс/см2; относительное удлинение — не ме-
нее 5%.
Шины прессованные прямоугольного сечения изготовляют из алюминия
марки АДО и алюминиевых сплавов АД31. Условное обозначение шины
АДО-6Х60 ГОСТ 15176—70 расшифровывается следующим образом: шина
прямоугольная из алюминия марки АДО размером 6X60 мм.
Шины изготовляют следующих размеров: высота от 3 до ПО мм, ширина
от 10 до Ц20 мм. Теоретическая масса 1 м шины составляет от 0,81 до 35,77 кг
(сечение шины соответственно ЗХЮ и 110X120 мм). Шииы поставляют длиной
от 3 до 6 м при площади поперечного сечения до 1,5 см2 и длиной от 3 до 9 м
при площади поперечного сечеиия более 1,5 см2.
Медные шииы изготовляют в соответствии с ГОСТ 434—71. Пример услов-
ного обозначения шины ШМТ-8Х40 расшифровывается следующим образом:
шина медная твердая размером 8X40 мм.
Технические данные шин приведены в табл. 155—157.
Таблица 156
Переходные контакты
Тип Число плаки- 1 рованных по- верхностей Длина, мм а s' « S Тип Число плаки- рованных по- верхностей Длина, мм а л « S
общая плакировки о бщая плакировки
КП-1-120Х10 1 300 130 1,80 КП-П-120Х10 2 300 130 1,19
КП-МООхЮ 1 300 130 0,90 КП-11-lOOxlO 2 300 130 0,99
КП-1-80Х10 1 300 130 0,72 КП-П-80Х10 2 300 130 0,79
КП-1-60Х10 1 300 130 0,54 КП-П-60Х8 2 250 80 0,32
КП-1-60Х6 1 300 80 0,28 КП-П-60Х10 2 300 130 0,60
КП-1-50Х6 1 300 80 0,24 КП-П-50Х6 2 250 80 0,26
Примечание. Переходные контакты применяют для присоединения алюминиевых шин к
аппаратам, имеющим медные выводы. Алюминиевую часть приваривают к шинам, а плакирован-
ную присоединяют болтами.
Таблица 157
Шинодержатели для плоских шин
Тип Изолятор Число шины Ширина шины, мм Масса, кг
При установке шины на ребро
ШПРА (Б, Ш)-1 с ОА, ОМА, ОБ, ОМБ, ШН 1, 2, 3 60—120 0,39—0,42
ШПРА (Б, Ш)-1 к ОА, ОМА, ОБ, ОМБ, ШН 1, 2, 3 60—120 0,39—0,42
ШПРЕ (Б, Д)-2 с ОБ, ОМБ, ОД, ОМД, ОМЕ 2 100, 120 0,73—0,82
ПРЕ (Б, Д)-2 с ОБ, ОМБ, ОД, ОМД, ОМЕ 1, з 100, 120 0,73—1,00
ШПРИ(Ш)-1 с ИШД, ШТ, ОС, СТ 2 60, 120 0,93—1,02
ШПРИ(Ш)-2 с [ишд, ШТ, ОС, СТ 1, з 60, 120 0,96—1,10
При установке шины на ПЛОСКОСТЬ
ШППА(Б,Ш)-2к ОА, ОМА, ОБ, ОМБ, ШН 1, 2, 3 60, 80 0,45-0,52
ШППА(Б,Ш)-2с ОА, ОМА, ОБ, ОМБ, ШН 1, 2, 3 60, 80 0,6—0,66
ШППА(Б,Ш)-Зк ОА, ОМА, ОБ, ОМБ, ШН 1, 2, 3 100, 120 0,53—0,60
ШППА(Б,Ш)-Зс ОА, ОМА, ОБ, ОМБ, ШН 1, 2, 3 100, 120 0,75—0,80
ШППЕ(Б, Д)-Зс, 4с, ОБ, ОМБ, ОД, ОМД, ОМЕ 1, 2, 3 60—120 0,64—2,10
5с, 6с
ШППИ (Ш)-Зс ИШД, ШТ, СТ, ОС 1, з 60—120 0,96-1,10
68. ИЗОЛЯТОРЫ
Изоляторы предназначены для электрической изоляции и механического
крепления высоковольтных токоведущнх частей, находящихся под разными
потенциалами, в электрических аппаратах и распределительных устройствах под-
станций.
Опорные фарфоровые армированные изоляторы применяют для внутренней
установки в устройствах на напряжение до 35 кВ.
В условном обозначении изоляторов буквы означают: О — опорный; Ф —
фарфоровый; Р — с ребристой наружной поверхностью; ов, кр, кв — форма
основания изолятора (овальная, круглая, квадратная), отсутствие букв указы-
вает на внутреннюю заделку арматуры; П — наличие арматуры специального
типа для предохранителей; У — климатическое исполнение; категория раз-
мещения.
Например, типовое обозначение изолятора ОФ-1-180 расшифровывается сле-
дующим образом: опорный; фарфоровый; на напряжение 1 кВ; минимальное
разрушающее усилие на изгиб — 180 кгс.
Проходные изоляторы служат для провода токоведущих частей через по-
верхности, имеющие разные потенциалы. Проходные армированные изоляторы
предназначены для внутренней установки на напряжение до 35 кВ.
Буквы в условном обозначении изоляторов означают: П — проходной для
распределительного устройства; ПК — для комплектного распределительного
устройства. -
Условное обозначение изолятора П-35/4000-3000, например, расшифровыва-
ется следующим образом: изолятор; проходной; номинальное напряжение 35 кВ;
поминальный ток 4000 А; минимальное разрушающее усилие на изгиб 3000 кгс.
Проходные изоляторы наружной установки ПИМ на напряжение 10 кВ
модернизированы по сравнению с изоляторами ПН-10. Они имеют меньшую
массу и унифицированную фарфоровую часть. Изоляторы крепят к стенке тол-
щиной не более 40 мм.
Опорно-штыревые изоляторы для наружной установки предназначены для
применения в распределительных устройствах на напряжение до 220 кВ пере-
менного тока. Изоляторы ШИ имеют изолирующую стеклянную деталь, а изо-
ляторы ОНШ и ОС — фарфоровую.
265
Таблица 158
Основные технические данные опорных фарфоровых изоляторов
внутренней установки
Тип Номинальное напряжение Основные размеры, мм, (рис. 104) Минимальное разрушающее усилие иа из- гиб, кгс Масса, кг, не более
н D А к
ОФ-6-375 6 100 77 — — 375 1,12
ОФ-6-375кр 6 165 108 — — 375 2,20
ОФР-6-375 6 100 84 — — 375 1,10
ОФ-6-375ов 6 165 — 160 135 375 2,50
ОФ-6-375П 6 140 77 — — 375 1,02
ОФ-6-750кр 6 185 130 — — 750 4,43
ОФ-6-750ов 10 185 — 215 140 750 5,00
ОФ-10-375 10 120 80 — — 375 1,50
ОФ-Ю-375кр 10 190 108 — — 375 2,60
ОФ-Ю-3750В 10 190 — 160 по 375 2,87
ОФ-Ю-375П 10 160 82 —- — 375 1,35
ОФ-10-750 10 120 102 —- — 750 2,10
ОФ-Ю-750кр 10 215 130 — — 750 4,47
ЛФ-10-750ов 10 215 — 215 140 750 5,38
ОФР-10-750 10 124 115 — — 750 2,70
ОФ-Ю-1250кв 10 225 — — 175 1250 7,90
ОФ-Ю-1250 10 120 по — — 1250 7,00
ОФ-10-2000 10 132 160 — — 2000 6,30
ОФ-Ю-2000кв 10 235 — — 190 2000 11,60
ОФ-Ю-750-1 10 120 112 — — 750 2,30
ОФ-20-375 20 210 100 — — 375 4,80
ОФ-20-375кр 20 295 130 — — 375 5,43
ОФ-20-750 20 160 160 — — 750 6,36
ОФ-20-2000кв 20 315 — — 220 2000 16,12
ОФ-20-3000 20 206 186 . — 3000 13,60
ОФ-35-375 35 372 110 ,— — 375 7,10
ОФ-35-375кр 35 380 130 — — 375 7,20
ОФ-35-375ов 35 380 — — — 375 7,80
ОФР-35-375-1 35 340 148 — — 375 9,00
ОФ-35-750 35 372 140 — — 750 10,60
ОФ-35-750кв 35 400 — — 190 750 12,96
Примечания. 1. Армирование изоляторов производят цементным раствором с примене-
нием портландцемента по ГОСТ 10178—62 и ГОСТ 965 —66 марки ие ниже 400. Толщина цемент-
ного шва должна быть не менее 2 мм.
2. Изоляторы последних выпусков должны выдерживать наибольшее рабочее напряжение
при выпадении инея и последующем его оттаивании,
3. Изоляторы на напряжение 6 кВ выпускает гжельское производственное объединение
«Электронзолятор» и камышловский завод «Урализолятор»; на напряжение 10 кВ — «Электро-
изолятор», ВЗЭФ, «Урализолятор», СЗВИ, ленинградский завод «Пролетарий»; на напряжение
35 кв — «Урализолятор», «Электронзолятор», «Пролетарий», ВЗЭФ.
266
Рис. 104. Опорные изоляторы ОФ с внутренней заделкой арматуры (а), с круглым (б), овальным (в), квадратным (г) основаниями
Таблица 159
Основн'ые данные проходных изоляторов ПНМ-10 наружной установки
Тип Номиналь- ный ток, А Минимальное разрушающее усилие на из- гиб, кгс Длина пу- ти утечки тока, см, не менее Габаритные размеры, мм Масса, '.кг, ие * более
Длина Внешний диаметр
ПНМ-10/400-750 400 750 18 485(260) 11 4,8
ПНМ-10/630-750 630 750 18 505(280) 13 5,0
ПНМ-10/1000-750 1000 750 18 505(280) 13 5,4
Примечание. В скобках даны размеры без токоведущих частей изолятора.
Таблица 100
Основные технические данные опорно-стержневых изоляторов
наружной установки
Тип Номинальное напряжение, кВ Основные размеры, мм (рис. 105) Минимальное разрушающее усилие на из- гиб, кгс Масса, кг, не более
н D
ОНС-10-300 10 175 120 300 3,7
ОНС-10-500 10 170 140 500 4,5
ОНС-Ю-1000 10 210 150 1000 7,0
ОНС-Ю-2000 10 240 180 2000 13,0
ОНС-20-500 20 315 150 500 9,5
ОНС-20-Ю00 20 360 160 1000 15,5
ОНС-20-2000 20 355 204 2000 22,0
ОНС-35-500 35 420 160 500 14,9
ОНС-35-1500 35 500 225 1500 43,5
ОНС-110-300 ПО 1050 200 300 42,0
ОНС-110-500 ПО 1060 220 500 68,0
ОНС-110-1000 ПО 1060 220 1000 75,0
КО-400 Не нормировано 500 200 1000 38,0
КО-400С То же 500 230 1000 42,0
КО-ПОМ ПО 1100 325 600 68,0
КО-110-2000 по 1100 245 2000 92,0
ОНСМ-10-2000 10 240 154 2200 8,8
ОНСМ-110-300 ПО 1060 185 400 30,7
Примечание. Изоляторы — армированные фарфоровые.
Таблица 161
Основные технические данные линейных подвесных изоляторов
Тип Основные разме- ры, мм Длина пу- ти утечки тока, мм, ие более Испытательное напряжение, кВ, ие меиее Минималь- ное разру- шающее усилие на изгиб, кгм Масса, кг, не более
Высота Внешний диаметр в сухом состоянии под дождем пробивное
ПФ-6А 167 270 285 60 32 по 6 000 6,5
ПФ-6Б 140 270 280 60 32 по 6 000 6,0
ПФ-6В 140 270 324 60 32 по 6 000 5,3
ПС-6А 130 255 255 58 37 90 6000 4,1
ПС-11 170 290 320 65 40 90 11000 6,6
268
Продолжение табл. 161
Тип Основные разме- ры, мм Длина пу- ти утечки тока, мм, не более Испытательное напряжение, кВ, не менее Минималь- ное разру- шающее усилие на изгиб, кгм Масса, кг, не более
Высота Внешний диаметр в сухом состоянии под дождем пробивное
ПС-16А 180 320 360 66 42 100 16 000 9,0
ПС-16Б 170 380 350 65 40 100 16 000 7,9
ПФ-16А 173 280 385 68 40 130 16 000 9,0
ПС-22А 200 320 390 80 50 110 22000 10,8
ПФ-20А 194 350 420 68 44 125 20 000 12,8
ПС-ЗОА 217 320 350 65 40 110 30000 —
ПР-3,5 198 250 455 110 48 110 5 000 10,4
НС-2 198 270 470 107 50 110 60000 8,1
НЗ-З 214 300 480 110 62 120 80000 13,5
Таблица 162
Основные технические данные опорно-штыревых изоляторов
Тип Номинальное напряжение, кВ Минимальное разрушающее усилие на изгиб, кгс Габаритные размеры, мм, (рис. 106) Масса, кг, не более
н D
ШН-6 6 350 170 140 2,5
ШН-10 10 500 190 185 3,7
ОНШ-Ю-500 10 500 190 160 4,1
ОНШ-Ю-2000 10 2000 210 150 12,7
ОНШ-35-1000 35 1000 — 370 32,6
ОНШ-35-2000 35 2000 400 430 41,5
ОС-1 35 1000 280 355 25,1
Рис. 105. Опорно-стержневой
изолятор
Рис. 10G. Опорно-штыревой
изолятор
269
Таблица 163
Основные технические данные проходных изоляторов
масляных выключателей
Тип Номинальное напряжение, кВ Испытатель- ное напряже- ние в сухом состоянии, кВ Габаритные размеры, мм Масса, кг
Высота Внешний диаметр Внутренний диаметр
П-29 10 47 314 120 50 и 92 3,1
М-35 35 110 475 300 165 32,0
ПММ-2Б 6 36 304 70 25 36,0
ПМ-ЗИ 10 — 340 70 25 1,1
ПМ-ЗИ 10 47 425 114 40 4,2
ПММА-22-10 10 47 660 145 50 9,9
ИРШ-6 6 36 148 124 77 1,4
ВМГ-133-П/600 10 47 273 100 35 и 54 5,8
ВМГ-133-П/1000 10 47 273 100 35 и 54 5,8
Таблица 164
Основные технические данные фарфоровых тяг
масляных выключателей на 6 кВ
Тип Габаритные размеры, мм Масса, кг
Высота Внешний диаметр Внутренний диа- метр
ИТУ-6 ИТУ-6 ВМГ-133-Т 138 138 Расстояние меж ре( 55 55 jy осями отверст зристой части — 44 44 ий — 212, длина 100 0,55 0,55
Примечание. Разрушающая нагрузка при разрыве 1000 кгс.
Таблица 165
Основные технические характеристики фарфоровых
армированных покрышек
Тип Номинальное на- пряжение, кВ Испытательное напряжение, кВ Выдерживаемое гидравлическое давление, кгс/см2 Длина пути утеч- ки, см
в сухом состоянии под дож- дем
МГг-35 35 110 85 10 75
МГз-35 35 по 85 10 75
МГо-110 ПО 295 215 10 194
МГг-110 110 218 160 10 106
Габаритные размеры, мм Масса, кг Завод-изготовнтель
Высота Диаметр
480 300 45 Ленинградский «Про- летарий»
470 300 44 То же
1100 400 138 Славянский завод высоковольтных изоля- торов
670 430 92 То же
Примечание. Условное обозначение покрышек расшифровывается следующим обра-
зом: МГ — для масляных выключателей горшкового типа; г — для гасительной камеры; о —.при-
меняется в качестве опоры; з — для защиты от атмосферных воздействий; число — номинальное
напряжение.
270
Таблица 166
Основные технические характеристики опорных изоляторов
масляных выключателей
Тип Номиналь- ное напря- жение, кВ Испытательное напряжение, кВ Габаритные размеры, мм Масса, кг Завод-изготовитель
в сухом состоянии под дождем Высота Осно- вание
ОГ-133Т 10 47 34 250 0175 6,5 «Урализолятор»
ОГ-133 10 47 34 225 0160 4,4 »
ОГА-10 10 47 34 260 190 8,2 Ленинградский «Пролетарий»
ВМГ-133-0 10,6 47 —- 185 266x140 10,5 «Урализолятор»
Примечание. Испытательные нагрузки на изгиб для армированного изолятора
ВМГ-133-0 по большой оси 1600 кгс, по малой оси — 1200 кгс.
Таблица 167
Основные технические характеристики фарфоровых
неармированных покрышек
Тип Назначение Номинальное напря- жение, кВ Испытательное гид- равлическое давле- ние, кгс/см2 Длина пути утечки тока, см Габаритные размеры, мм Масса, кг
Высота Внешний диа- метр Внутренний диаметр
ПВМо,г-35А-1 Для ВМК-35 35 10 70 470 330 180 32
ПВМо,г-35А-П » ВМК-35М 35 15 80 470 290 150 21
ПВМо-П0А-1 » ВМК-110 ПО 10 190 1100 520 310 210
ПВМо,г-110Б-1 » ВМК-110 ПО 10 290 1405 520 310 210
ПВМО-220А-1 » ВМК-220 220 10 .440 2100 630 420 442
Примечания. 1. Покрышки предназначены для размещения электрических частей вы-
ключателя и предохранения их от атмосферных воздействий.
2. Условное обозначение покрышки расшифровывается следующим образом: П — покрышка;
ВМ — для выключателей маломасляных; число — класс напряжения; А и Б — категория; г — изо-
лятор гасительной камеры выключателя; о — изолятор опоры выключателя; римская цифра —
вариант исполнения.
3. Покрышки изготовляет Славянский завод высоковольтных изоляторов.
Опорно-стержневые изоляторы наружной установки предназначены для от-
крытых распределительных устройств. Конструкции изоляторов ОНСМ-Ю-2000
и ОНСМ-110-300 модернизированы по сравнению с изоляторами ОНС на соот-
ветствующие напряжения и имеют меньшие габаритные размеры и массу. Изо-
лятор типа КО-110-2000 может быть применен для комплектования изоляцион-
ных колонок.
Подвесные высоковольтные изоляторы предназначены для изоляции и кре-
пления проводов распределительных устройств подстанций.
Условное обозначение изолятора ПС-6-А расшифровывается следующим об-
разом: изолятор; подвесной; из стекла; класса 6; исполнения А.
Технические данные изоляторов приведены в табл. 158—167.
271
Глава
VI
УСТРОЙСТВА ЗАЩИТЫ
69. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ЛИНИЙ,
ТРАНСФОРМАТОРОВ И ПОЛУПРОВОДНИКОВЫХ
ВЫПРЯМИТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ
Основные требования к релейной защите: селективность (избирательность),
быстродействие, чувствительность и надежность.
Селективность — такое действие защиты, при котором отключается только
поврежденная часть электроустановки или участок электрической цепи. Все не-
поврежденные участки остаются в работе.
Быстродействие защиты ограничивает размер повреждений защищаемых
элементов, уменьшает время снижения напряжения у потребителей на непов-
режденных участках сети и в ряде случаев повышает устойчивость параллель-
ной работы генераторов электрических систем. Кроме того, при быстром отклю-
чении увеличивается возможность успешного АПВ и уменьшается электромаг-
нитное влияние токов КЗ на близлежащие низковольтные сети.
Чувствительность, т. е. способность отличать ненормальные режимы работы
электроустановок от нормальных, оценивается коэффициентом чувствительности
защиты k4, который представляет собой отношение наименьшей величины па-
раметра (например, тока), характеризующего КЗ, к величине параметра сраба-
тывания (уставки) релейной защиты. Величины должны быть не меньше
указанных в ПУЭ.
Надежность релейной защиты — это готовность ее к действию в любое вре-
мя при повреждениях в защищаемой зоне, а также и ее отказ в действии
при повреждениях вне защищаемой зоны.
Максимальная токовая защита приходит в действие при возрастании тока
в случае КЗ или перегрузки выше заранее установленной величины. Макси-
мальная защита в трехрелейном исполнении при соединении трансформаторов
тока в полную «звезду» (рис. 107, а) действует при всех видах КЗ между фа-
зами и реагирует также в случае КЗ одной фазы иа землю при заземленной
нейтрали. Широко применяют на тяговых подстанциях максимальную защиту в
трехрелейном исполнении, но с двумя трансформаторами тока, соединенными в
неполную «звезду» (рис. 107, б). Эта защита также реагирует на КЗ одной фазы
(при заземленной нейтрали). Максимальная защита в однорелейном и двух-
релейном исполнении (рис. 108, а, б) действует при всех видах КЗ между фа-
зами и применяется без дополнительных защит только в установках с незазем-
ленной нейтралью (фидеры 10 кВ нетяговых потребителей, высо'ковольтные ли-
нии автоблокировки, сторона 10 кВ понижающего трансформатора и др.). Схе-
ма с одним реле (см. рис. 108, б) неприемлема для защиты трансформаторов,
обмотки которых соединены: первичная — «звездой», а вторичная — «треуголь-
ником» или наоборот.
Максимальную токовую защиту трансформаторов используют, как правило,
для защиты от внешних (сквозных) КЗ.
Максимальная токовая защита полупроводниковых выпрямительных агрега-
тов (рис. 1 Обрабатывает при всех видах КЗ на первичной обмотке преобразо-
вательного трансформатора, при многофазных замыканиях на его вторичной
обмотке (в том числе при одновременном пробое всех последовательно соеди-
ненных вентилей) и при внешних КЗ на стороне выпрямленного тока.
Селективность действия защит обеспечивается тем, что защиты работают с
различными выдержками времени. Выдержка времени максимальных защит на
272
Рис. 107. Схема максимальной токовой защиты в трехрелейном исполнении при соединении
трансформаторов тока в полную «звезду» (а) и неполную «звезду» (б)
Рис. 108. Схема максимальной токовой защиты с двумя реле прн соединении трансформа-
торов тока в неполную «звезду» (а) н с одним реле, включенным на разность токов
двух фаз (б)
Рис. 109. Схема релейной защиты полупроводникового выпрямительного агрегата
Таблица 168
t-o
о!
Расчетные формулы для определения основных параметров максимальных токовых защит,
токовых отсечек и защит от перегрузок
Вид защиты Место установки Уставка (ток срабатывания) реле /уст Коэффициент чувствитель. ности k4 Коэффициент надежности йн Расчетные параметры
Максимальная токовая Фидеры нетяго- вых потребителей 6; 10; 35 кВ; продоль- ных ЛЭП, ДПР, ЛЭП автоблокиров- ки /им &Н &СХ ^т /кт1п kcx 2 /уст Пц ~ (см. примечание 1) 1,15-1,25 /нм — максимальный ток нагрузки линии (см. при- мечание 9); /Kmfn — минимальный ток двухфазного КЗ на шииах питающей подстан- ции
Токовая отсеч- ка Фидеры нетяго- вых потребителей 6; 10; 35 кВ; продоль- ных ЛЭП, ДПР /км kg kcx 71^ /кз ^сх g / уст ЛТ 1,2—1,3 /км —максимальный рас- четный ток КЗ, от кото- рого отстраивается отсеч- ка; /кз— ток КЗ при пов- реждении в начале линии у места установки отсечки при минимальном режиме
Максимальная токовая (см. при- мечание 2) Понижающие трехобмоточные трансформаторы: тяговая об- мотка (см. при- мечания 3 и 5) 2/нт kB кв п? /кЗпНпт &сх г „ ж 115 /уст Пт 1,15—1,25 /нт — номинальный ~ ток тяговой обмотки трансфор- матора; /кзт1п — минимальное значение тока двухфазно- го КЗ на шинах, питае- мых тяговой обмоткой;
обмотка 110 или 220 кВ (см. приме- чание 4) fa fax Лв Пт и &сел /ср.т &сх (принимают большее зна- чение)
Защита от пе- регрузки Понижающие трехобмоточные трансформаторы, обмотка ПО или 220 кВ (см. приме- чание 6) /hi fa fax
Максимальная токовая: с реле РНТ-565 Полупроводнико- вые выпрямитель- ные агрегаты Предварительное значе- ние , _ 4500fax . ZyCT nT р ®р = Z' 1 уСТ Окончательное значение = дар
/К3ш1пр fecx /уст Пт «1,4 1,15—1,25 /hi — номинальный ток первичной обмотки транс- форматора; /ср-т — пересчитанный на напряжение ПО или 220 кВ ток срабатывания максимальной защиты тя- говой обмотки; /кз minp — минимальное значение тока в первичных обмотках при двухфазном КЗ на шинах районной обмотки; keen = 1,054-1,10—ко- эффициент селективности
— 1,05 /Н1 — см. выше
/К3ш1п &СХ /уст Пт «1,5 F =100 А-в — магнито- движущая сила реле РНТ-565; Wp — число витков об- мотки реле РНТ-565, ок- ругленное до ближайшего большего целого числа по сравнению с
ьэ
о
Вид защиты Место установки Уставка (ток срабатывания) реле 1
с реле РТ-40 Полупроводнико- вые выпрямитель- ные агрегаты 1-я ступень /КЗтах ka #сх /уст = Пт при соблюдении условия: 4/н.тр £сх . пт </уст (5-7-7,5) 7н. тр #сх пт ’ где 5Гн.тр — при двух УТМРУ- 6300/35Ж, 7,5 /н.тр — при ТМРУ-16000/10; 2-я ступень 4500 fccx пт
Продолжение табл. 168
Коэффициент чувствитель- ности /?ч Коэффициент надежности #н Расчетные параметры
1-я ступень ^K3min ж2 /усТ Пт 1.3—1,4 /кз min (max) — мини- мальное (максимальное) значение тока на стороне установки защиты при трехфазных КЗ на вторич- ной обмотке преобразова- тельного трансформатора (см. примечание 8); ZK3 min — минимальное значение тока двухфазно- го КЗ в первичной обмот- ке трансформатора
2-я ступень
^кз mln fecx
Iуст лт
1,5
Защита от пе-
регрузки
То же
/н.тр #Н #сх
kB Пт
Примечания. 1. Для ЛЭП автоблокировки fe4 не менее 1,5 и чувствительность определяется при двухфазном КЗ ва регулировочным транс-
форматором на смежной тяговой подстанции.
2. Рассматривается установка на трехобмоточном трансформаторе двух комплектов зашит. Применяется также установка максимальных зашит
на всех трех обмотках.
3. Защита дополнена блокировкой минимальиого напряжения. При этом напряжение срабатывания реле блокировки РН-ЕО определяют по формуле
ГУ _ 0^С7н
«-'уст — —------------
АВ АН Лн
где — 10 или 27,5 кВ; *в = 1,25 — коэффициент возврата.
4. Защита дополнена блокировкой минимального напряжения с установкой реле напряжения на шинах районной обмотки и тяговой обмотки. На-
пряжение срабатывания блокировочных реле на шинах районной обмотки выбирается так же, как в прим. 3.
5. При^объединенной для двух трансформаторов защите на стороне тяговой обмотки в случае работы на несекционированные шины тяговой на-
грузки.
6. Если районная обмотка трансформатора рассчитана на 67% мощности обмотки 110(220) кВ, то на ней устанавливают свою ^защиту от пере-
грузки.
7. В качестве основного во всех защитах (кроме максимальной защиты агрегатов) применено реле РТ-40. В максимальной защите агрегатов при-
менено реле РНТ-565.
8. При двухфазных и однофазных замыканиях должна работать зашита от токов обратной последовательности.
9. /им задается потребителем в виде установленной мощности, возможного коэффициента перегрузки н ее длительности.
10. В расчетных формулах обозначено:
пт — коэффициент трансформации трансформаторов тока;
пн — коэффициент трансформации трансформаторов напряжения;
/?сх — коэффициент схемы (/?сх = 1 при включении реле на фазные токи, йсх = Уз прн включении реле на разность токов).
to
to
00
Таблица 169
Релейные защиты линий и шин
Вид защиты Место установки на тяговых подстанциях Назначение Тип основных реле или панелей защиты
Дистанционная направленная двух- или трехступенчатая*1 Питающие линии 110 или 220 кВ с выключателями ,на ли- ниях Защита от многофазных за- мыканий Панели защиты ПЗ-2/2, ПЗ-159А, ЭПЗ-1636 и др.; при упрощенной защите КРС-131 и КРБ-121
Токовая отсечка (резервная защита) То же То же Панель защиты ЭПЗ-1636, РТ-40
Направленная токовая нулевой последовательности трех- или че- тырехступенчатая » Защита от замыканий на зем- лю Панель защиты ЭПЗ-1636, РБМ и РТ-40
Максимальная направленная токовая без выдержки времени*2 Питающие линии 110 или 220 кВ тяговых подстанций пе- ременного тока без выключате- лей на линии*з Защита от многофазных замы- каний*4 РБМ и РТ-40
1* Токовая нулевой последова- тельности с выдержкой времени То же Защита от замыканий на зем- лю РТ-40
Минимального напряжения с выдержкой времени Защита от любых КЗ РН-50
Дифференциальная поперечная направленная токовая без вы- держки времени*5 Питающие линии 6; 10; 35 кВ То же РБМ и РТ-40
Напряжения нулевой последо- вательности Фидеры нетяговых потребите- лей 6; 10; 35 кВ и ЛЭП авто- блокировки Защита от однофазных замы- каний на землю*6 ЗЗП-1 и РН-50*’ для ЛЭП 35 кВ и ЛЭП автоблокировки
Дифференциальная защита*8 Шины ПО или 220 кВ опор- ных тяговых подстанций Защита от КЗ иа шинах ПО или 220 кВ*9 РНТ-565 и РТ-40
* * Защита имеет специал ьную блокировку, запрещающую действие защиты при качаниях в электрической сети.
* 2 В некоторых случаях защита выполняется с выдержкой времени.
* 3 Защиты отключают трансформаторы со стороны обмоток СН и НН.
Защита дополняется специальной блокировкой, выводящей ее из действия при однофазных замыканиях.
♦ ’ При кольцевом питании питаю щих линий применяют также отсечки, максимально направленные защиты и реже дистанционные защиты.
♦ ’ Защита действует на сигнал.
♦ ? Реле PH подключено к трансформатору напряжения, установленному на фидере со стороны линии и имеющему вторичную обмотку, соединен-
ную в разомкнутый треугольник.
* ’ Защитой шин является также устройство резервирования основных выключателей (УРОВ), действующее иа отключение всех выключателей,
подающих напряжение на шины, от которых питается выключатель, не отключившийся после срабатывания установленной на нем защиты.
* 9 Относительно редко применяемые на тяговых подстанциях защиты; дистанционная с высокочастотной блокировкой и др. в таблице не приво-
дятся.
to
Таблица 170
Защиты трансформаторов и полупроводниковых выпрямительных агрегатов
Виды защиты Место установки на тяговых подстанциях Назначение Тип основных органов зашиты
Дифференциальная продольная с циркулирующими токами*1 Понижающие трансформаторы Защита трансформаторов от внутренних повреждений ДЗТ-11 или РНТ-565
Газовая защита*2 Понижающие и преобразова- тельные трансформаторы То же ПГЗ-22
От перегрева трансформатора*3 То же Контроль за температурой верх- них слоев масла Термосигнализаторы ТС-100 и СТ-2 ЦНИИ, реле РТ-40
От понижения уровня масла Понижающие трансформаторы Контроль за уровнем масла в консерваторе Реле уровня
Подтоку обратной последова- тельности (с выдержкой времени) Выпрямительные агрегаты Защита от однофазных и двух- фазных КЗ на анодных выводах трансформатора (несимметричных КЗ) РТФ-7/2, РТФЭ
От пробоя вентилей*4 Выпрямительные агрегаты УВКЭ, КВВ, ВКМБ Сигнализация о пробое одного вентиля (УВКЭ). Отключение агрегата при пробое двух венти- лей (УВКЭ) или одного вентиля (КВВ, ВКМБ) Фоторезисторы ФСК-Г1 (УВКЭ- и КВВ); герконы КЭМ-1 (ВКМБ>
Тепловая защита Выпрямительные агрегаты Защита вентилей от недопус- тимого перегрева АТЗП-1У4 для УВКЭ-1, АЗТП-2У4 для ПВЭ-3, АТЗП-ЗУ4 для ПВКЕ-2 в поме- щениях, АЗТП-4У2 для ПВКЕ-2 на открытых площадках
От прекращения охлаждения Выпрямительные агрегаты УВКЭ, ПВЭ-3, КВВ и ВКМБ Отключение агрегатов при пре- кращении принудительного ох- лаждения или сигнализация о повышении температуры охлаж- дающей среды Ветровые реле, термисторы, термосигнализаторы (при воздуш- ном охлаждении); реле давления, термосигнализаторы (при масля- ном охлаждении)
♦ * Для защиты от повреждений меиее мощных трансформаторов (например, трансформаторов ТСН) применяют более простую защиту — токовую
отсечку без выдержки времени.
* 2 Газовая защита действует на сигнал (при срабатывании верхнего поплавка реле ПГЗ-22) или на отключение трансформатора со стороны всех
его обмоток (при срабатывании иижнего поплавка).
* 3 Сигнал о перегреве подается при достижении маслом температуры от ч-75 до 480сС. При температуре масла выше+55сС независимо от нагрузки-
включается дутьевое охлаждение понижающих трансформаторов. При нагрузке по току вьше 70% номинальной независимо от температуры масла так-
же включается дутьевое охлаждение.
* 4 В агрегатах с лавинными вентилями защита от пробоя вентилей или не предусматривается совсем (ПВКЕ), илн действует только на сигнал
(ПВЭ-3).
оо
тяговых, подстанциях выполняется независимой от величины тока КЗ и рассто-
яния до места повреждения.
Время срабатывания максимальной защиты линий выбирают на ступень
(0,5 с) больше времени работы защиты и выключателя на приемном конце
линии. На фидерах продольных ЛЭП, ДПР и автоблокировки время срабаты-
вания защиты должно быть больше времени работы предохранителей КТП и
столбовых подстанций автоблокировки.
Время срабатывания максимальной защиты понижающих трансформаторов
на стороне тяговой обмотки принимают на ступень (0,5 с) выше наибольшей
выдержки времени защит присоединений, питающихся от тяговой обмотки. Оно
обычно составляет 1—1,2 с. При установке на трехобмоточных трансформато-
рах двух комплектов максимальных защит защиту на стороне НО или 220 кВ
выполняют двухступенчатой. Выдержка времени 1-й (меньшей) ступени долж-
на быть выше, чем выдержка времени присоединений шин районной обмотки,
а также максимальной защиты тяговой обмотки (в пределах 1,5—1,7 с). Вы-
держку времени 2-й ступени принимают еще иа 0,4—0,5 с больше, т. е. 2—2,2 с.
Первая ступень действует на отключение выключателя районной обмотки, а 2-я
отключает трансформатор со стороны питания (действует иа включение корот-
козамыкателя). Максимальную токовую защиту двухобмоточных трансформато-
ров на подстанциях с отделителями и короткозамыкателями устанавливают со
стороны питания и выполняют двухступенчатой: 1-я ступень (1—1,2 с) действу-
ет на отключение выключателя со стороны низшего напряжения, а 2-я (1,5—
1,7 с) отключает трансформатор со стороны питания (действует на включение
короткозамыкателя). Выдержку времени максимальной защиты трансформато-
ров собственных нужд по условию селективной работы предохранителей и низ-
ковольтных автоматических выключателей на шинах СН принимают равной 0,5 с.
Максимальную защиту полупроводниковых выпрямительных агрегатов вы-
полняют без выдержки времени, что обусловлено предельно допустимым током
термической устойчивости вентилей при коротких замыканиях иа стороне вып-
рямленного тока. Для этой защиты используют реле РНТ-565, обычно, применяе-
мые в схемах дифференциальной защиты трансформаторов. Применение реле
РНТ-565 позволяет отстроиться от апериодической составляющей тока намаг-
ничивания преобразовательных трансформаторов, т. е. исключить ложные сра-
батывания защиты, которые могут быть вызваны бросками тока намагничи-
вания при включении агрегатов. При замене ртутных преобразователей полу-
проводниковыми на действующих тяговых подстанциях в ряде случаев сохра-
нены применявшиеся ранее двухступенчатые токовые защиты с реле РТ-40.
В этом случае защита от КЗ на вторичной стороне преобразовательных транс-
форматоров обеспечивается 2-й ступенью защиты с выдержкой времени 0,4—
0,5 с. Токи КЗ в сетевых обмотках преобразовательных трансформаторов от-
ключает 1-я ступень без выдержки времени.
Токовой отсечкой называют максимальную токовую защиту с ограничен-
ной зоной действия, ток срабатывания которой выбирают из условия отстройки
от тока КЗ на приемных шинах потребителя (для фидеров нетяговой нагруз-
ки) или от тока КЗ на вторичной стороне любой КТП (для фидеров
ДПр и продольных ЛЭП). Токовую отсечку применяют без выдержки вре-
мени только как дополнительную защиту совместно с другими видами
защит.
Защиту от перегрузок трансформаторов и полупроводниковых выпрямитель-
ных агрегатов выполняют также токовой с действием на сигнал (реле устанав-
ливают на одной из фаз со стороны питания) и выдержкой времени до не-
скольких секунд.
Формулы для расчета максимальных токовых защит приведены в табл. 168
Описание действия и расчет большинства других защит, применяемых на
тяговых подстанциях (табл. 169 и 170) в справочнике отсутствуют, так как
имеются в специальной литературе. Ниже приводится лишь краткое описание
некоторых защит, специфичных для тяговых подстанций.
Защита от токов обратной последовательности (ФТОП) устанавливается со
стороны сетевой обмотки преобразовательного трансформатора (см. рис. 109) и
действует при однофазных замыканиях на землю и несимметричных КЗ на вто-
ричной обмотке преобразовательного трансформатора.
282
Необходимость в защите по току обратной последовательности вызвана
тем, что на выпрямителях со схемой «две обратные звезды» токовая защита на
первичной стороне не отключает однофазных КЗ на вторичной стороне или в
преобразователе.
Величина составляющей тока обратной последовательности, иа которую дол-
жно быть настроено фильтр-реле ФТОП, определяется главным образом пара-
метрами преобразовательного трансформатора и величиной индуктивного соп-
ротивления сглаживающих реакторов. Она также зависит от сопротивлений
системы, понижающих трансформаторов, контура заземления подстанции, пере-
хода «земля-рельс» и отсасывающей линии.
Составляющая тока обратной последовательности может быть также най-
дена как одна треть первичного значения тока, измеренного при опыте одно-
фазного КЗ на землю вентильной обмотки.
Защита от пробоя вентилей в агрегатах КВВ и УВКЭ действует при про-
бое хотя бы одного из пяти параллельно соединенных вентилей, когда наруша-
ется баланс напряжений в диагоналях мостов, образованных вентилями и шун-
тирующими резисторами /?ш- В результате загорается лампа, освещающая фо-
торезистор, при изменении сопротивления которого срабатывает реле, отклю-
чающее агрегат или подающее сигнал. Изоляцией от высоковольтных цепей слу-
жит воздушный зазор между лампой и фоторезистором.
В агрегатах ВКМБ с масляным охлаждением для защиты от пробоя вен-
тилей применяют схему с выносным делителем. Резисторы этого делителя сов-
местно с реле и шунтирующими резисторами /?ш, включенными параллельно
группе вентилей, образуют мосты, в диагонали которых включены катушкн
герконового реле. При пробое вентиля шунтируется включенный параллельно
ему резистор /?ш, что приводит к нарушению баланса напряжений в диагоналях
мостов и к срабатыванию реле. Высоковольтная изоляция катушки от собст-
венно геркона, включенного в цепи отключения агрегата, обеспечивается специ-
альной конструкцией герконового реле.
Тепловая защита АЗТП предназначена для защиты вентилей преобразова-
телей от недопустимого перегрева, автоматизации системы охлаждения н АВР
преобразовательных агрегатов. Действие защиты основано на непосредственном
контроле температуры корпусов вентилей, эквивалентной температуре их р-п-
переходов.
Тепловая защита имеет четыре канала, которые могут быть использованы
для включения и отключения вентиляторов, включения н отключения резерв-
ных преобразователей, для сигнализации о перегрузке преобразователя и его от-
ключения при нагреве вентилей выше допустимого предела.
70. ЗАЩИТА КОНТАКТНОЙ СЕТИ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
Защиты контактной сети 27,5 кВ выполняют двухступенчатыми:
1-е ступени (без выдержки времени) защит фидеров контактной сети под-
станции и постов секционирования действуют при КЗ в прилегающей к под-
станции (посту) зоне «подстанция—пост»;
2-е ступени (с выдержкой времени) защит фидеров контактной сети дей-
ствуют при КЗ в конце зоны «подстанция—пост», когда не срабатывают 1-е
ступени защит и отказывает телеблокировка. Одновременно 2-е ступени защит
подстанции отключают КЗ в зоне «пост—смежная подстанция» при отказе за-
щит илн выключателей поста секционирования или отказе телеблокировки (ре-
зервное действие защит 2-й ступени).
Релейно-контактиые защиты фидеров 27,5 кВ (рис. ПО, а) предусматри-
вались типовыми проектами выпуска до 1972 г. н широко распространены на
электрифицированных дорогах.
На фидере 27,5 кВ тяговой подстанции установлены следующие защиты:
1-я ступень — токовая отсечка (ТО). При росте нагрузок защитная зона
ТО сокращается до 50% зоны до поста секционирования;
2-я ступень — дистанционная направленная защита (ДЗ),
283
Пост
секционирования
Тяговая
подстанция
а) Тяговая
подстанция
TO
MTU
5ti
TO
ДЗ
3H
Рис. ПО. Места установки защит фидеров контактной сети 27,5 кВ в релейно-контактнм (а)
и электронном (б) исполнениях
Срабатывание ДЗ зависит не только от величины тока КЗ, но и от напря-
жения в месте установки защиты,.и угла сдвига фаз между током и напряже-
нием. При работе без поста секционирования защита ДЗ является основной и
должна действовать без выдержки времени. При больших токах нагрузки за-
щита ДЗ не охватывает всю межподстанционную зону и не полностью резерви-
рует защиту поста.
На фидере 25 кВ поста секционирования устанавливают следующие защиты:
1-я ступень — максимальная токовая направленная защита (МНТ) с бло-
кировкой по минимальному напряжению БН, дополненная токовой отсечкой ТО
без выдержки времени, перекрывающей «мертвую зону» направленной защиты
по напряжению;
2-я ступень — защита минимального напряжения (ЗН), действующая ие-
селективно на отключение всех фидеров поста секционирования.
При консольном питании зоны защита является основной, но выдержка
времени у нее сохраняется. На ряде тяговых подстанций и постов секциони-
рования применяют двухступенчатые дистанционные направленные защиты.
Защиты В ряде случаев дополнены устройствами телеблокировки типа ТБФ.
Расчетные формулы для определения основных параметров релейно-контакт-
ных защит фидеров 27,5 кВ приведены в табл. 171.
На ряде участков, имеющих релейно-контактные защиты, для сокращения
времени отключения выключателей дополнительно устанавливают быстродейству-
ющую электронную токовую защиту БПЗ, в качестве выходного органа которой
применен геркон КЭМ-1.
Если на фидерах подстанции и поста установлена двухступенчатая дистан-
ционная направленная защита, сопротивление срабатывания первой ступени
принимают zc.3= (0,8-4-0,85) z22Z< для двухпутных участков; гс з = (0,8-4-0,85)zult
для однопутных участков; уставку реле второй ступени принимают такой же,
как для защиты ДЗ.
Электронные защиты фидеров 27,5 кВ (рис. ПО, б), в большинстве случаев
дополненные телеблокировкой, имеют значительные преимущества по сравнению
284
Таблица 171
Расчетные формулы для определения основных параметров релейно-контактных защит фидеров контактной сети 27,5 кВ
Вид зашиты Место установки Уставка реле Коэффициент чувствительности /?ч Коэффици- ент надеж- ности £н Выдержка времени Тип основных реле Расчетные параметры
Токовая от- сечка ТО Подстан- ция /КЗшахЙ Л’ст = Лт с проверкой /нтах &н ЙВ«Т Uраб min н 1 1,2 Нет РТ-40 7КЗ max — макси- мальный ток через фи- дер подстанции при КЗ на шинах поста; /н max — максималь-
Дистанцион- Подстан- А?Т Т п 1 /уст “т к густ «т*4 1,2 0,5 КРС-132 ный ток нагрузки фи- дера подстанции; /К1 — минимальный ток КЗ в точке, где 1-я ступень защиты фидера поста также имеет Ач = 1,5 £7раб min =0,9-
ная направлен- ная ДЗ ция *усТ /нтах Ян X C0S(<ppM4“ -^им) 4 ^КЗ max Ян *ч> 1,5 при КЗ на шинах поста; £ч>1,2 при КЗ на шинах смежной подстанции //ном = 0,У*2/= = 25 кВ; «ррмч — угол макси- мальной чувствительно- сти реле;
* * /ь- о m iv и lu q m it определяются при макснмаль гой мощности КЗ на шинах 110 или 220 кВ в случае работы двух понижающих трансформаторов.
Ко 1ПлХ lx О <11 ал г
* 2 Если защита не обладает необходимой чузствительчостью, то допускается занижать /уст при соблюдении условия ZyCT > —
* з / /к2 и Ук2 определяются при минимальной мощности КЗ на шинах 110 или 220 кВ в случае работы одного понижающего трансформатора.
* 4 Величина S4 приведена при Фрмч = 65° эл. Если не обеспечивается необходимая чувствительность, допускается перестроить реле КРС-132 на
0° Фрмч = 900 эл' п₽и этом "ч 90’ = I-31 »ч 65°.
to oo
О) Вид зашиты Место установки Уставка реле Коэффициент чувствительности ftq
Максимальная токовая направ- ленная МТН с блокировкой по минимальному напряжению J5H Пост Л<3 max ~ Пт Уставка реле блокировки ^раб mln /ycI“ 'kHna 2™ 5 /уст Пт ~ ' Uуст «я , _ и™ -1’5
Продолж. табл. 171
Коэффи- циент на- дежности % Выдержка времени Тип основных реле Расчетные параметры
<рнм = 37° эл. — фа- зовый угол тяговой на- грузки (при COS <рн = = 0,8);
1,2—1,3 Нет РБМ-177 гкз max — макси- мальное сопротивление, измеренное реле при КЗ в зоне защиты*5
1,2 РН-50 4з max-максималь- ный ток через фидер поста при КЗ на шинах подстанции, питающей ту же зону, что и фи- дер поста;
^рабтш - м™и- мальное рабочее на ши- нах поста;
/К2 и Uk2 — мини- мальный ток и макси- мальное напряжение при КЗ в точке, где 1-я ступень защиты фидера подстанции так- же имеет йч ~ 1,5
Защита мини- мального напря- жения ЗН Пост U уст ^раб mln Uуст Пт =; 1,5 1,3—1,4 До 1 с РН-50 Uкз —максимальное напряжение на шинах поста при КЗ на ши- нах подстанции и нор- мальной схеме питания контактной сети;
t/кз
Токовая от- сечка ТО > ZK3 max /кз ^1,5 1,3 Нет РТ-40 /* „ — макси-
lyct— п? /уст ^т КЗ max мальный ток КЗ через фидер поста;
S •- * • /кз — минимальный ток через выключатель поврежденного фидера поста при КЗ около поста и нормальной схеме питания контакт- ной сети
*3 При КЗ на шинах поста
mar ~ *22
Ко шах
где z2a — погонное сопротивление 1 км петли «контактная подвеска—рельс» одного пути при работе двух путей н одинаковом направлении токов
в них;
г21 — то же при работе одного пути двухпутного участка.
При КЗ на шинах смежной подстанции: для узловой схемы питания двухпутного участка
гКЗ шах — 2 (^" + Zst
для раздельной работы путей двухпутного участка 2^3 max == + М;
для однопутного участка
гКЗ шах = г” <Z'+Z=>’
где 2ц — погонное сопротивление 1 км петли «контактная подвеска — рельс» однопутного участка.
t релейно-контактными: возможность повышения быстродействия; Хорошая от-
стройка от токов нагрузочных режимов и пр.
На фидере 27,5 кВ тяговой подстанции устанавливают устройства УЗТБ
(включающие аппаратуру телсблокировкп) или УЭЗФТ, содержащие следующие
защиты:
1-я ступень — дистанционная ненаправленная Д31, предназначенная для
защиты зоны 0,8 Ц (0,5 Ц с телеблокировкой) и посылки при помощи устройства
ТБ приказа на отключение выключателя поста секционирования;
2-я ступень — дистанционная направленная Д32, настраиваемая до шин
смежной подстанции. Назначение защиты Д32 'при двустороннем питании меж-
подстанциониой зоны резервировать 1-ю ступень защиты фидера подстанции и
устройства ТБ (при КЗ в зоне «подстанция—пост») и защиту фидера поста
секционирования и устройства ТБ (при КЗ в зоне «пост секционирования —
смежная подстанция»). На участках без постов секционирования Д32 можно
использовать для защиты без выдержки времени всей межподстанционной
зоны.
В устройство также включена ускоренная токовая отсечка УТО, имеющая
укороченную зону действия и предназначенная для предотвращения возмож-
ных пережогов контактной сети при повреждениях около подстанции.
На фидере 25 кВ поста секционирования устанавливают устройства УЗТБС
(включающие аппаратуру телеблокировки) или УЭЗФП, содержащие следующие
электронные защиты:
1-я ступень — дистанционная направленная Д31, предназначенная _ для
защиты зоны 0,8 1\ (0,5 Ц с телеблокировкой) и посылки при помощи устройства
ТБ приказа на отключение выключателя подстанции;
2-я ступень — дистанционная ненаправленная защита Д32 с выдержкой
времени, предназначенная в случае двустороннего питания для резервирования
1-й ступени защиты фидера поста и устройства ТБ (при КЗ в зоне «пост—под-
станция») и для ликвидации «мертвых зон» по напряжению у защиты Д31 при
КЗ, близких к посту. В устройство также включена ускоренная токовая отсеч-
ка УТО, предназначенная для быстрого отключения КЗ, близкого к посту. Ха-
рактеристики электронных защит приведены иа рис. 111.
Расчетные формулы для определения основных, параметров электронных
защит фидеров 27,5 кВ приведены в табл. 172.
Технические данные устройств электронных защит фидеров
27,5 кВ
Диапазон уставок /уСт по току, А:
дистанционных защит 1-й ступени . . .
то же 2-й ступени....................
ускоренных токовых отсечек..........
Диапазон уставок густ по сопротивлению,
Ом:
дистанционных защит 1-й ступени . . .
то же 2-й ступени...................
Диапазон срабатывания по углу сдвига фаз
направленных защит, ° эл................
Потребление мощности в цепях трансфор-
маторов тока, ВА, не более..............
То же трансформаторов напряжения, ВА .
Выдержка времени защит 2-й ступени, с .
Коммутационная способность выходных
тиристоров, А, при продолжительности им-
пульса не более 1с .....................
Напряжение питания защиты, В:
УЗТБ; УЭЗФП.........................
УЭЗФТ ..............................
Напряжение электронных схем, В:
коллекторное ........................
1,7—20
1,6—15
1,8—25
5—58
6,8—63
от 45+f до Эб+д0
2,5 (при токе 5А)
4
0,5+0,05
10
220 (50 Гц)
110 (постоянного тока)
UK = 8 + 15%
288
базовое .........................
смещения........................
Потребляемая мощность аппаратуры, Вт:
УЭЗФТ ...........................
УЭЗФП
Габаритные размеры УЭЗФТ и УЭЗФП,
мм:
высота...............................
ширина...........................
глубина .........................
Масса УЭЗФТ и УЭЗФП, кг............
Цена аппаратуры, руб.:
УЭЗФТ ...........................
УЭЗФП ...........................
и 6 = 24 + 15%
Цсм = 6± 15%
24
12
300
250
252
12
256
243
Примечания. 1. В качестве элемента отключения применен модуль
«Откл..» или «Откл. Ъ\», общий (в устройствах УЗТБ и УЗТБС) для аппаратуры
защиты и телеблокировки. После отключения выключателей цепь тиристоров мо-
дуля «Откл.» разрывается блок-контактами выключателей. В аппаратуре, пред-
назначенной для установки на посту секционирования, применена специальная
схема, обеспечивающая возможность включения выходных тиристоров в цепи опе-
ративного переменного тока. При этом в цепи тиристоров идет постоянный ток,
а во внешней цепи — переменный, иа который и рассчитаны электромагниты от-
ключения масляных выключателей.
2. Регулировку уставки срабатывания электронных защит производят с по-
мощью регулируемых резисторов, ручки которых выведены на лицевую панель
аппаратуры.
3. Выдержку времени обеспечивает транзисторное реле времени.
4. При применении аппаратуры УЗТБ иа запасном масляном выключателе
устанавливают устройство УЭЗФТ.
5. Устройства защиты выпускает завод МЭЗ ПЭ МПС.
Устройства телеблокировки резервируют защиты 1-й ступени на подстанции
п посту, ускоряют отключение КЗ в зоне действия защит 2-й ступени и обеспе-
чивают защиту в случае отключения поста секционирования.
При применении телеблокировки электронные защиты на тяговых подстан-
циях и постах секционирования настраивают на КЗ в середине зоны «подстан-
ция—пост».
При отключении от короткого замыкания фидерного выключателя Ф (рис.
112) на тяговой подстанции А при срабатывании защиты запускается передаю-
щее устройство ПУ и по каналу связи КС на пост секционирования подается
Рис. 111. Характеристики электронных защит:
(I — дистанционной направленной; б —дистанционной ненаправленной; в — ускоренной то-
ковой отсечки и дистанционной ненаправленной в режиме отсечки; 7?, X — параметры
защищаемой цепи (заштрихованы зоны срабатывания защит; штриховой линией показаны
пределы колебания зоны срабатывания в зависимости от изменения параметров цепи КЗ)
10—5206 289
Таблица 172
Расчетные формулы для определения основных параметров электронных защит фидеров контактной сети 27,5 кВ
Вид защиты Уставка Коэффициент чувствитель- ности йч Коэффи- циент на- дежности *и Выдержка времени или собственное время срабатывания Тип моду- лей защи- ты (серии «•Сейма») Расчетные параметры
Дистанцион- Для двухпутных участков Чувстви-
ная ненаправ- П тельность не
ленная Д31 *ycT = 0,8(0,5)*21 ll-fQ Для однопутных участков п густ =ч:0,8 (0,5)^и — С проверкой г ^раб min *в ^УСТ^^УСТ /нтахЙнПн проверяют
Дистанцион- ная направлен- ная Д32 г|<3 max ПТ густ ~ Кч пн 1,5
Ускоренная токовая отсечка г 1 КЗ max Чувстви- тельность не
УТО т С проверкой / k 1 н max 1 УСТ йв Пт проверяют
Дистанцион- ная направлен- ная Д31* Для двухпутных участков п густ = 0,8(0,5)г21/1 — То же
1,2—1,3 30—60 мс дтс ^раб mln ’ max ’ г21 и гп—те же, что и в табл. 171
— 0,5 с дс-зк ФТНК1 гКЗ max — максимальное сопротивление, измеряе- мое защитой при КЗ на шинах. смежной подстан- ции (см. табл. 171)
1,2—1,3 30 мс 7кз , „ при — = 1,2; 'уст 10 мс 7кз при -г— = 2 1 уст дтс . ^КЗ max > max (см. табл. 171)
1,2—1,3 30—60 мс дс-зк ФТНК1 и' , , раб min (см. табл. 171)
о
*
Для однопутных участков
и
густ = 0,8(0,5)г11Л-^-
С проверкой
' ^раб min Пт
густ :'2 густ ~ J Ь п
‘ н max н
Дистанцион-
ная ненаправ-
ленная Д32*
Ускоренная
токовая отсечка
УТО*
, 2k
густ ~ *ч гКЗ щах
0,5 с ДТС
Чувстви-
тельность не
проверяют
1,5—2
30 мс
7кз . „
при j— =1,2;
1 уст
10 мс
7КЗ о
при -т— « 2
1 уст
ДТС
^кз max — максимальное
сопротивление, измеряемое
защитой при КЗ на шинах
подстанции;
гКЗ max = Zi2 11 для
двухпутных участков;
гКЗ max = гИ для
однопутных участков
^КЗ max
(см. табл. 171)
ч _ кз max
7 У ст — п
т
и я. 1. Дистанционные ненаправленные
защиты автоматически переводятся в режим токовой отсечки без выдержки времени при
Прим ечан
уменьшении напряжения ниже уровня:
^КЗ пип то ,,,
на шинах подстанции (Д31): С7Т0 ------------ с проверкой ---- I , где С^кЗпНп — минимальное напряжение на шинах подстанции
^уст Ко шах 1
при КЗ на шинах поста; I — максимальный ток подпитки, проходящий со стороны соседней подстанции через защищаемый фидер при КЗ на
Ко щах
смежном фидере;
на тинах поста (Д32*): С7ТО = Ач C/gg max , где С7«з тах — максимальное напряжение на шинах поста при КЗ* на расстоянии 2—3 км от него.
2. Для получения требуемых значений йч и отстройки от больших токов нагрузки используют фазоограннчивающий элемент ФТНК1.
3. Коэффициент 0,5, взятый в скобки, используют для расчета уставки защит Д31 и Д31* при наличии телеблокировки.
4. Знак * означает, что защита установлена на посту секционирования.
Рис. 112. Структурная схема
устройства телеблокировки фи-
дерных выключателей
частотный импульс телеблокировки (ТБ). Этот импульс воспринимается при-
емным устройством ПрУ, отключающим выключатель Ф[ поста секционирования.
Если пост выведен из работы, импульс ТБ устройством ретрансляции Р пере-
дается на тяговую подстанцию Б и отключает на ней смежный фидерный вы-
ключатель. Аналогично действует устройство ТБ при отключении выключателя
Ф1 иа посту секционирования. При успешном АПВ на подстанции А посылает-
ся 2-й импульс ТБ на включение выключателя Ф1 поста. Ретрансляция сигналов
ТБ через пост осуществляется раздельно для каждого пути в том случае, если
замкнут соответствующий продольный разъединитель.
Телеблокировка работает также при замене любого фидерного выключате-
ля запасным, при этом запуск устройства ТБ осуществляется от защиты, уста-
новленной на запасном выключателе.
т/u тпг ТПЗ
Ретрансляция
В)
ТП1
ТП2
fl +Af
fg~Af
ТПЗ
Канал
сВязи ТУ
Ъ+Af
Рис. 113. Распределение частот телеблокировки в канале ТУ:
а — на Двухпутном участке без поста секционирования; б — на двухпутном участке с
постом секционирования; в — на однопутном участке; ТП — тяговая подстанция; П}СК —
пост секционирования
292
В последних модификациях аппаратуры телеблокировки (УТБ) предусмот-
рена возможность проверки работы приемо-передающей аппаратуры ТБ энерго-
диспетчером по цепям телеуправления (ТУ), а также запрет работы ТБ при
токе фидера, меньшем 0,6 номинального значения (датчик—токовое реле в цепи
трансформаторов тока фидера).
Импульсы на отключение подаются с выходного тиристора ТБ непосред-
ственно на соленоид отключения выключателя.
Каналом связи ТБ служит двухпроводная линия ТУ. Распределение частот
ТБ и ТУ в канале ТУ (для всех устройств, кроме ТБФ) показано на рис. ИЗ.
Если сигнал ТБ в месте приема меньше минимального уровня, воспринима-
емого приемным устройством, необходимо установить дуплексные усилители
УД в линию связи. Для увеличения помехоустойчивости и четкого разделения
зон ТБ в рассечку линии включают симплексный усилитель-фильтр УФС, про-
пускающий и усиливающий только частоты ТУ.
Если между двумя тяговыми подстанциями расположен диспетчерский пункт
телеуправления, то в линии связи ТУ (при применении ТБ между выключате-
лями этих подстанций) устанавливают полосовой фильтр Ф-УТБ, пропускаю-
щий только нужную частоту ТБ, и при необходимости усилитель УД.
Аппаратура телеблокировки (табл. 173) УЗТБ и УТБП (для тяговых под-
станций соответственно переменного и постоянного тока), УЗТБС и УТБПС
(для постов секционирования соответственно переменного и постоянного тока)
выпускалась заводом МЭЗ ЦЭ МПС до 1976—1977 гг. С 1978 г. завод пере-
шел к выпуску аппаратуры УТБ-76, унифицированной для участков перемен-
ного и постоянного тока.
Технические данные устройств телеблокировки
Тип устройств УТБП, УТБ-76 ТБФ
УТБПС,
Число объектов ТБ (фидерных зон, обслуживаемых аппаратурой УЗТБ, УЗТБС
одного шкафа) ^тб — собственное время дей- ствия телеблокировки, мс, не бо- 2 2 4
лее (см. примечание 1) . . . . Длительность сигнала теле- блокировки, мс (см. примечание 60 70 250
2) 300 300 короткого
(450) импульса — 40; длинного
Наименьшая длительность сиг- нала, мс, при которой срабаты- 120
вает ТБ (защита от помех) , . Канал связи ТБ 35 70 —
Наибольшее число частотных двухпроводная линия ТУ
каналов ТБ (средних частот /0) 4 3 14
(2070 ; 2250; (3150; 3870) (в диапазоне
2430; 4590 Гц 1530-
Интервал между средними час- 2610 Гц) 3690 Гц)
тотами /о соседних каналов, Гц Типы передатчика и приемки- 180 720 180
ка Импульсный признак при вы- ЧМС ТБ1 ЧМС ТБ2 специальные
боре объекта ТБ модуляция средней частоты: длительность
Полоса частотного канала, Гц Д/ = ± 45 Гц Д/ = ± 180Гц импульса
120 540 120
293
Модули, применяемые в аппа-
ратуре Выходные цепи Коммутационная способность выходных цепей, А Тип встроенных блоков пита- ния Максимальная потребляемая мощность: на стороне переменного серии «Сейма» тиристорные 10 (не более 1 с) БП ТБ серии ДТЛ-62 релейные 5 БП ЭСТМ
тока, В А . . на стороне ПОСТОЯННОГО 40 70 50
тока, Вт . . . 20 30 30
Примечания. 1. /yg — время от подачи импульса на отключение смежного подачи запускающего импульса выключателя. на передатчик до
2. В скобках — длительность импульса ТБ в аппаратуре УТБП и УТБПС.
3. При одновременном отключении выключателей, питающих одну фидерную зону, время /ур
одного из выключателей увеличивается до 150—200 мс.
4. Запуск устройств осуществляется: УЗТБ и УЗТБС — от электронной защиты фидера,
расположенной в том же шкафу, что и аппаратура телеблокировки; УТБ-76 — от электронной
защиты, имеющей отдельный герконовый выход и задержку не менее 0,5 с на возврат защиты;
УТБП и УТБПС — от контактов повторителей положения БВ.
5. в качестве элемента отключения в устройствах УЗТБ и УЗТБС для аппаратуры теле-
блокировки и защиты применен модуль «Откл.»; в устройстве УТБ-76 — модуль «Откл. М>
(модернизированный, помехозащищенный, с запуском выходного тиристора от геркона).
Таблица 173
Установочные данные аппаратуры телеблокировки
Тип шкафа Размеры, мм Масса, кг Цена, руб.
Высота Ширина Глубина
УТБ-76 575 550 340 56
УЗТБ; УЗТБС 575 550 340 66 960
УТБП; УТБПС 575 550 340 53 690
ТБФ 970 550 350 50 —
Примечания. 1. Устройство УТБ-76 при применении на участках постоянного тока
комплектуется двумя или тремя (при установке на запасном выключателе) блоками запрета
отключения (размеры 380X386X305 мм, масса 10 кг) и датчиками тока (размеры 235 X300X200 мм,
масса 4,3 кг).
2. Все шкафы навесного типа,
3. Устройства ТБФ выпускались ранее.
4. Изготовитель — завод МЭЗ ЦЭ МПС.
71. СПЕЦИАЛЬНЫЕ ЗАЩИТЫ КОНТАКТНОЙ СЕТИ
ПОСТОЯННОГО ТОКА
Защиты контактной сети с опорами, отсоединенными от рельсов. Основной
защитой контактной сети постоянного тока пока является максимальная токо-
вая защита, осуществляемая быстродействующими выключателями. Для осу-
ществления такой защиты опоры заземляют на тяговый рельс. Это создает ма-
лое сопротивление току КЗ при нарушении изоляции между контактной сетью
и опорой и обеспечивает безопасность людей при прикосновении к опорам с
поврежденной изоляцией. Однако заземление опор на . рельс приводит к интен-
сивной электрокоррозии арматуры опоры и фундаментов, устранить которую
294
Предназначены предложенные в Последние Годы специальные защйты контактной
сети 3,3 кВ, обеспечивающие отключение быстродействующих выключателей
при опорах, отсоединенных от рельсов.
Ряд таких защит, проходивших опытную эксплуатацию (мгновенная по-
тенциальная защита МПЗ, защиты ЗКС и УЭЗКС с использованием малых то-
ков управления, защиты с использованием косвенных признаков, характеризу-
ющих КЗ), требовали установки на тяговых подстанциях специальной аппара-
туры.
В настоящее время из всех защит контактной сети с разземленными опо-
рами принято решение оставить в эксплуатации защиту ЗД-1 с использованием
диодных заземлителей, устанавливаемых на контактной сети. Так как при при-
менении этой защиты на тяговых подстанциях и постах секционирования не
требуется установка дополнительной аппаратуры, в настоящем справочнике за-
щита ЗД-1 не рассматривается.
Телеблокировка. Устройства телеблокмровки фидерных выключателей на
участках постоянного тока построены на тех же принципах и с применением
той же аппаратуры и каналов связи, что и иа участках переменного тока.
На участках постоянного тока телеблокировка предназначена для повыше-
ния надежности защиты, когда уставки БВ определены с учетом индуктивных
шунтов, и для исключения «мертвых зон» в тех случаях, когда при расчетах
сечения контактной сети по уровню напряжения (при выбранном размещении
тяговых подстанций) фидерные выключатели по уставкам не обеспечивают за-
щиты. Последнее может быть допущено только в порядке исключения. Теле-
блокировка также обеспечивает защиту в случае отключения поста секциони-
рования.
Запуск передатчика ТБ происходит только при отключении БВ от КЗ. Ре-
ле напряжения, установленное на фидере, отличает КЗ от перегрузки, когда не
отключился БВ смежной подстанции. Телеблокировка не работает также при
отключении БВ от земляной защиты и при отключенных разъединителях фидер-
ных выключателей.
В случае успешного АПВ на тяговой подстанции второй импульс ТБ иа
пост не посылается, так как фидерные выключатели поста включаются автома-
тически при появлении напряжения в контактной сети. При отключении БВ
подстанции от КЗ испытатель короткого замыкания (ИКЗ) запретит АПВ, если
КЗ не исчезло, и выключатель на посту останется отключенным. При отклю-
чении от КЗ выключателя поста импульсом ТБ будет отключен БВ на под-
станции, а его АПВ будет заблокировано ИКЗ.
На участках постоянного тока импульсы на отключение БВ подаются: у
выключателей АБ-2/4 — на калибровочную катушку выключателя (при нали-
чии у нее высоковольтной изоляции от рамы выключателя); у выключателей
ВАБ-28 отключение производится шунтированием держащей катушки выклю-
чателя выходным тиристором ТБ.
В аппаратуре последних выпусков предусмотрен запрет работы ТБ при токе
фидера меньше 0,6 его номинального значения (обеспечивается датчиком тока,
подключаемым к шунту фидера 3,3 кВ).
Необходимо отметить, что на участках постоянного тока при передаче сиг-
налов ТБ по воздушной линии ТУ к помехоустойчивости аппаратуры предъяв-
ляются значительно большие требования, чем на участках переменного тока, где
каналы связи ТУ каблированы.
72. РЕЛЕЙНАЯ АППАРАТУРА
Для приведенных ниже технических данных реле (табл. 174—184) приняты
следующие условные обозначения и сокращения:
Un, /„—номинальное напряжение и ток рабочих и удерживающих обмоток
реле;
7/ср, 4р — напряжение и ток срабатывания;
7/уст, ^уст’ густ ~уставки реле напряжения, тока и сопротивления;
295
7/прит— напряжение полного притяжения;
7 — ток отпадания;
7/отп напряжение отпадания;
Ua — напряжение длительно допустимое;
Uр, иу, /р, /у— напряжения и токи в "рабочих и удерживающих обмотках;
/ — длительно допустимый ток через замкнутые контакты;
/—ток замыкания для проскальзывающих контактов реле времени;
/раз—ток размыкания контактов;
Р, S — активная и полная потребляемая мощность при номинальном на-
пряжении или токе;
Scp — мощность срабатывания (чувствительность);
Рраз , 5раз — мощность контактов на размыкание соответственно в цепях по-
стоянного и переменного тока;
Рзам , S —-то же на замыкание;
/ср ’ в— вРемя срабатывания и возврата реле;
'Рмч — Угол максимальной чувствительности;
«з», «р», «п» — соответственно замыкающий, размыкающий и переключающий!
контакты;
а. н. — активная нагрузка;
и. н, — индуктивная нагрузка;
= — постоянный ток;
~—переменный ток;
ц. в.-о.—цикл «включение-отключение»;
к. в.—количество включений;
н. о; т. о; д. о — обмотки соответственно напряжения, токовые, демпферные;;
«р», «у» —обмотки соответственно рабочие и удерживающие.
Т а б л и ц?,а 17?
Технические данные реле максимального тока РТ-40
Тип Последовательное соединение катушек Параллельное соединение катушек S, ВА 1 Число витков Диаметр провода по меди, мм
^уст’ Ток термичес- кой устойчи- вости, А ^уст* Ток термичес- кой устойчи- вости, А
дли- тель- ный в тече- ние 1 с дли- тель- ный в тече- ние 1 с
РТ-40/0,2 0,05—0,1 0,55 15 0,1—0,2 1,1 30 0,2 780 0,44 ’
РТ-40/0,6 0,15—0,3 1,75 50 0,3—0,6 3,5 100 0,2 250 0,80
РТ-40/2 0,50—1,0 4,15 100 1—2 8,3 200 0,2 75 1,16
РТ-40/6 1,5—3,0 11 300 3-6 22 600 0,5 25 2,02
РТ-40/10 2,5—5,0 17 400 5—10 34 800 0,5 15 2,26
РТ-40/20 5—10 19 400 10—20 38 800 0,5 8 2,26
РТ-40/50 12,5—25 27 500 25—50 54 1000 0,8 3 2,63
РТ-40/100 25—50 27 500 50—100 54 1000 1,8 2 2,63
РТ-40/200 50—100 27 500 100-200 54 1000 3,0 1 2,63
Примечания. 1. Число витков даио для одной катушки.
2. Коэффициент возврата реле /?в я= 0,8.
3. Реле закрытого исполненияw приспособлены как для переднего, так и для заднего при-
соединения (в соответствии с заказом) и предназначены для монтажа на вертикальной плоско-
сти.
4. Время срабатывания /ср=0,1 с при токе, равном 1,2 /уст, /ср=0,03 с при токе, рав-
ном 3 /уст, время возврата /в = 0,02 с.
5. Реле имеют одни замыкающий и одни размыкающий контакты.
6. Коммутационная способность контактов Рраз = 60 Вт при индуктивной нагрузке я
U 220 В или / < 2 A; Spa3 = 300 В А при U < 220 В или / 2 А.
Технические данные реле максимального и минимального напряжения РН-50
Таблица 175
Тип t/H, в 1-й диапазон уставок 2-й диапазон уставок Коэффи- циент воз- врата реле, *в S или Р Временные характеристики Число витков Диаметр про- вода по меди, мм
1-й диапа- зон уставок 2-й диапа- зон уставок C/уст. в С/Д, В С/уст, в С/д, в
PH-53/60 РН-53/200 РН-53/400 30 100 200 60 200 400 15—30 50—100 100—200 33 ПО 220 30—60 100—200 200—400 65 220 440 Не менее 0,8 Около 1 ВА при напряжении мини- мальной уставки ^ср = 0,15 1,2 Uуст и = 0,3 с при с при /ср = 2 Uуст 6500 0,13
РН-54/48 РН-54/160 РН-54/320 30 100 200 60 200 400 12—24 40—80 80—160 33 110 220 24-48 80—160 160—320 66 220 440 Не более 1,25 /ср =0,15 0,8 Uуст с при 1400 0,09
PH-53/60Д 100 200 15—30 110 30—60 220 Не меиее 0,8 5 ВА на 1-м диа- пазоне уставок ^ср = 0,15 1,2 Uуст и = 0,3 с при с при /ср в 2/7 уст 9500 0,11
РН-51/М34 РН-51/М56 РН-51/М78 60 8 100 30 4 50 6,4 1,4 32 — 3,2 0,7 16 — Не менее 0,4 0,15 Вт при на- пряжении уставки /ср = 0,25 1 ,2 Uуст с при 9500 2000 1400 0,11 0,25 0,09
Примечания. 1. Число витков для реле РН-51 дано для одной катушки.
2. Переход с 1-го диапазона уставок на 2-й осуществляется: в реле РН-53, РН-53/60Д и РН-54 включением в цепь реле двух добавочны^ рези-
сторов; в реле РН-51/М — последовательным или параллельным включением катушек реле.
3. Реле РН-53 н РН-54 имеют одни замыкающий и один размыкающий контакты; реле РН-51 имеют один замыкающий контакт.
4. Коммутационная способность контактов: Рра3 — 60 Вт при индуктивной нагрузке и U 220 В или 1 2 A; -Spa3 = 300 ВА при U 220 В или
/<2 А; /д3 = 2 А.
го 5. Реле закрытого исполнения приспособлены как для переднего, так и для заднего присоединения (в соответствии с заказом) и предназначены
Для монтажа на вертикальной плоскости.
Таблица 176
Технические данные быстродействующих реле мощности РБМ170 и РБМ270
Тип /Н. А Фмч> эл зСР. SA, при /„ 3, ВА, не бо Цепи напряжения при С7Н s= 100 В лее Цепи тока при 7Н Термическая устойчивость
РБМ171/1 РБМ271/1 5 —30 ±5 или —45+5 3 4 40 при ?мч = — 30° эл- 10 1,1/и и 1,П7н
РБМ171/2 РБМ271/2 1 —30±5 или —45+5 0,6 0,8 35 при 'Рмч = — 45° ЭЛ- длительно
РБМ177/1 РБМ277/1 5 +70+5 3 35 10 1,1/н и Ua
РБМ177/2 РБМ277/2 1 0,6 длительно
РБМ178/1 РБМ278/1 5 +70+5 1 90 10 1,1/н длительно Un в течение t +1 мин
РБМ178/2 РБМ278/2 1 0,2
Примечания. 1. Для реле РБМ171 и РБМ271 при токах до 10 7Н Scp может увеличиться
не более чем в 10 раз по сравнению с Зср при токе 7Н.
2. Знак «—» рядом со значением срмч означает, что ток опережает напряжение, знак « + «—
что ток отстает от напряжения.
3. /ср «=0,04 с при 3 Зср.
4. Реле РБМ171/1, 171/2, 177/1, 177/2, 178/1 и 178/2 имеют по одному замыкающему кон-
такту; реле РБМ271/1, 271/2, 277/1, 277/2, 278/1 и 278/2 имеют по два замыкающих контакта.
5. Коммутационная способность контактов: Рраз = 50 Вт при индуктивной нагрузке и
£/<220 В или 1 <2 Д.
6. Коэффициент возврата реле SB не*меиее 0,6.
7. Номинальная частота 50 Гц.
8. Реле РБМ177, 178, 277, 278 включаются на ток и напряжение нулевой последователь-
ности.
9. Реле закрытого исполнения, приспособлены как для переднего, так и для заднего при-
соединения (в соответствии с заказом) и предназначены для монтажа на вертикальной плоско-
сти.
Технические данные реле сопротивления
Тип реле...................................... КРС-131
Номинальный ток, А ............................. 5
Номинальное напряжение, В......................100
Потребляемая мощность на фазу, ВА, не более:
цепей переменного тока (при наибольшей устав-
ке на трансформаторе Т^).................... 7
КРС-132
5
100
5
298
цепей переменного напряжения (при наиболь-
шей уставке на автотрансформаторе 7%)......... 40 40
<Рмч,° эл....................................65*4 65*4
Пределы регулирования уставок сопротивления сра-
батывания .?уСт, Ом................................ 0,25—20 2—20
Диапазон изменения фазных токов КЗ, А, в кото-
ром обеспечивается 10%-ная точность работы реле:
при 0,25 Ом на фазу.........................8—140 —
» 0,50 » » » ...........................4—100 —
» 1,00 » » » ...........................2—60 —
» 2,0 »»» ................................ 1—30 2—35
Время срабатывания ^Ср при токе, в 2 раза превы-
шающем гарантийный ток точной-работы, с, не более:
КЗ в пределах 0,7 длины зоны.................. 0,08 0,08
КЗ » » 0,9 » » ............0,15 0,15
Примечания. 1. В отдельных случаях, если это оговорено в заказе, фмч может
быть отрегулирован на 75±3° эл.
2. Номинальная частота 50 Гн.
3. Реле закрытого исполнения приспособлены как для переднего, так и для заднего
присоединения и предназначены для монтажа на вертикальной плоскости.
4. Коммутационная способность контактов: -^раз = 30 Вт*при индуктивной нагрузке
и 220 В или / < 1,5 А.
Технические данные блок-реле KPC-2
Номинальный ток, А.........................
Номинальное напряжение 50 Гц, В............
Постоянный ток, В..........................
Потребляемая мощность при номинальных зна-
чениях тока и напряжения:
в цепях переменного тока, ВА, не более:
ПРИ <?мч = 80° эл...................
» 7МЧ = 65° эл.....................
в цепях переменного тока на фазу, ВА, не
более ....................................
в цепях постоянного тока, Вт, не более:
при напряжении НОВ......................
» » 220 » ..............
Наименьшая величина сопротивления срабатыва-
ния густ при <рмч, Ом на фазу (см. примечание 1):
при токе 1 А.............................. . . .
» » 5» ................................
^мч, 9Л.................................
Диапазон изменения фазных токов двухфазного
КЗ, при котором обеспечивается 10%-ная точность
работы реле, А:
при токе 1 А ...........................
» » 5 »................................
4р при токе, в 2 раза или более превышающем
нижний предел, мс, не более:
при КЗ в пределах 0,7 длины зоны при
подключенном контуре подпитки.............
при КЗ в пределах 0,2+0,7 длины зоны
при отключенном контуре подпитки..........
1 или 5
100
ПО или 220
18
14
2
5+0,5
1+0,1
65±5 или 80+5
от 0,29 до 10
» 1,45 » 50
80
100
Примечания. 1. Регулировка в цепях напряжения обеспечивает 20-крат-
ное увеличение указанной величины сопротивления срабатывания 2уСТ с возмож-
ностью плавного изменения во всем диапазоне.
2. Номинальная частота 50 Гц.
3. В качестве выходного промежуточного реле используется реле на базе
РП-220; указательного элемента — реле на базе РУ-21.
299
Технические данные фильтр-реле тока обратной
последовательности РТФ-7/2
Номинальный переменный ток, А.................1 или 5
Частота, Гц.....................................50
Напряжение постоянного тока, В .................110 или 220
Уставки, А:
для реле Р1....................................0,1—0,2
» » Р2..................................0,3—1,2
Коэффициент возврата, не менее:
для реле PI на первой уставке..................0,7
» » Р1 » последней » ............0,85
Потребляемая мощность:
в цепи переменного тока, ВА..................15
» » постоянного » , Вт......................12
Длительный ток прямой последовательности на входе 1,5/н
То же обратной последовательности...............0,4/н
Коммутационная способность контактов, Вт, при
индуктивной нагрузке и U 220 В или 1 0,5 А . .30
Размеры, мм..................................... 343 x231x300
Масса, кг.......................................12
Таблица 177
Временные параметры реле времени ЭВ-100 и ЭВ-200
Тип Пределы уставок, с Разброс выдержек времени, с Время замкнутого состояния проскальзывающих контактов, с
ЭВ-112, ЭВ-113, ЭВ-114, ЭВ-217, ЭВ-218, ЭВ-215 0,1—1,3 0,06 0,05—0,6 для реле ЭВ-112, ЭВ-218 и ЭВ-215
ЭВ-122, ЭВ-123, ЭВ-124, ЭВ-227, ЭВ-228, ЭВ-225 0,25—3,5 0,12 0,1—0,6 для реле ЭВ-122, ЭВ-228 и ЭВ-225
ЭВ-132, ЭВ-133, ЭВ-134, ЭВ-237, ЭВ-238, ЭВ-235 0,5—9,0 0,25 0,1—0,75 для реле ЭВ-132, ЭВ-238 и ЭВ-235
ЭВ-142, ЭВ-143, ЭВ-144 ЭВ-247, ЭВ-248, ЭВ-245 1,0—20,0 0,8 0,1—1,5 для реле ЭВ-142, ЭВ-248 и ЭВ-245
300
Технические данные реле времени ЭВ-100 и ЭВ-200
1 а о лица 17»
Тип Род тока t/H, в Условие четкого срабатыва- ния Термичес- кая устой- чивость Р, Вт (S, ВА), не более Контактная система Коммутационная способность контактов
ЭВ-112, ЭВ-122, ЭВ-132, ЭВ-142 Постоянный 24; 110; 48; 220 0,77/и 1,17/н в течение 2 мин 30 1 «п» мгновенный; 1 проскальзываю- щий и 1 «з» с вы- держкой времени Рраз = 100 Вт при I sg sg 1 А или U sg 220 В; •Spas = 500 ВА при 1 :g g 5 А или U sg 220 В;
ЭВ-113, ЭВ-123, ЭВ-133, ЭВ-143 24; 110; 48; 220 0,77/н 1,Шн длительно 30 в момент вклю- чения; 15 длительно 1 «з» мгновенный; 1 «з» с выдержкой времени /’раз и 5раз проскальзы- вающих контактов не га- рантируются. Рзам И 5зам
ЭВ-114, ЭВ-124, ЭВ-134, ЭВ-144 24; 110; 48; 220 0,77/н 1,17/н в течение 2 мин 30 1 «п» мгновенный; 1 «з» с выдержкой времени для проскальзывающих контактов равны Рраз и Spas для остальных кон- тактов; 7М 5 А — для контактов с выдержкой времени; 7дз = 3 А — для мгновенных контактов
ЭВ-217, ЭВ-227, ЭВ-237, ЭВ-247 Переменный 100; 220; 127; 380 0,857/н 1,Шн длительно 60 в момент вклю- чения; 20 длительно 1 «п» мгновенный; 1 «з» с выдержкой времени Spas = 500 ВА при I С si 2,5 А или 7/^220 В; Spas проскальзывающих контактов не гарантируется
ЭВ-218, ЭВ-228, ЭВ-238, ЭВ-248 » 100; 220; 127; 380 0,857/н 1,Шн длительно 60 в момент вклю- чения; 20 длительно 1 «п» мгновенный; 1 проскальзываю- щий; 1 «з» с вы- держкой времени Ззам для проскальзы- вающих контактов равна- Зраз для остальных кон- тактов
ЭВ-215, ЭВ-225, ЭВ-235, ЭВ-245 100; 220; 127; 380 0,757/н 1,Шн длительно 60 в момент вклю- чения; 20 длительно 1 «п» мгновенный; 1-- проскальзываю- щий и 1 «з» с вы- держкой времени после исчезновения напряжения /дз «g 5 А для контак- тов с выдержкой времени; 7дз <3 А для мгновен- ных контактов
Примечания. 1. У реле ЭВ-112 и ЭВ-122 иа внешний зажим выведен только замыкающий контакт.
2. у.всех реле, кроме ЭВ-215—ЭВ-245, при снижении напряжения до величины, равной 0,05 С/н, подвижная система возвращается в исходное положение.
3. Напряжение четкого отпадания якоря реле ЭВ-215 — ЭВ-245 находится в пределах (0,054-0,55) С/и.
со 4. Реле закрытого исполнения приспособлены для переднего и заднего присоединений внешних проводов и предназначены для монтажа на верти-
5 калькой плоскости.
Реле максимального тока РТ-40 (см. табл. 174) мгновенного действия при-
меняются в схемах защиты тяговых подстанций и постов секционирования и
являются пусковым органом различных защит. Реле предназначены для уста-
новки в цепях переменного тока частотой 50—60 Гц.
Реле напряжения РН-50 (см. табл. 175) реагируют на повышение, пониже-
ние или полное исчезновение напряжения в схемах защиты и автоматики на тя-
говых подстанциях и постах секционирования. Реле максимального напряже-
ния РН-53 используют в цепях переменного тока частотой 50—60 Гц, а реле
РН-51 — в цепях постоянного тока для защиты при появлении или повышении
напряжения. Реле минимального напряжения РН-54 применяют в цепях пере-
менного тока 50—60 Гц для защиты при понижении или исчезновении напряже-
ния. Реле имеют два диапазона шкалы.
Быстродействующие реле мощности РБМ170 и РБМ270 (см. табл. 176) при-
меняют в качестве элементов направления мощности в направленных защитах.
Реле сопротивления КРС-131 и КРС-132 применяют в качестве соответст-
венно дистанционных н пусковых органов в различных схемах релейной защи-
ты. В последнее время в качестве пускового или дистанционного органа в схе-
мах релейной защиты применяют блок реле КРС-2. Эти реле реагируют на от-
клонение полного сопротивления на зажимах реле от установленного значения.
Реле срабатывает, если конец вектора сопротивления на его зажимах оказыва-
ется в пределах окружности, соответствующей заданной характеристике.
Фильтр-реле тока обратной последовательности (ФТОП) типа РТФ-7/2 и
электронное реле ФТОП типа РТФЭ применяют на тяговых подстанциях для
защиты полупроводниковых выпрямительных агрегатов от однофазных и всех
других несимметричных КЗ. На входе фильтр-реле включен активно-индуктивно-
емкостный фильтр тока обратной последовательности.
Реле РТФ-7/2 содержит два выходных реле: сигнальное Р1 и исполнитель-
ное Р2. Реле Р1 имеет две обмотки: рабочую — wp и тормозную — wT, на ко-
торую подается постоянный ток.
В схеме реле РТФЭ в качестве порогового элемента применен модуль
ДТ-ЗК, а в качестве выходного реле — геркон КЭМ-1. Электронное реле РТФЭ
имеет большую чувствительность к токам обратной последовательности и луч-
шую отстройку от токов прямой последовательности, чем реле РТФ-7/2.
Реле ФТОП включают в цепи защиты выпрямительного агрегата (вклю-
чение реле РТФ-7/2 показано на рис. 109).
Дифференциальные реле РНТ-565 и ДЗТ-11 (с магнитным торможением)
применяются для дифференциальной защиты одной фазы двухобмоточных и трех-
обмоточных силовых трансформаторов. На реле РНТ-565 построена также мак-
симальная токовая защита полупроводниковых выпрямительных агрегатов. Ре-
ле состоят из исполнительного органа, выполненного на базе токового реле и
включенного через стержневой быстронасыщающийся трансформатор (БНТ),
что исключает ложные срабатывания защиты при бросках тока намагничивания
силового трансформатора. Трансформатор БНТ реле ДЗТ-11 имеет тормозные
обмотки, применение которых увеличивает ток срабатывания защиты при сквоз-
ных КЗ. Это позволяет отстроить реле от срабатывания при максимальных зна-
чениях сквозных токов КЗ, особенно у трансформаторов с регулированием на-
пряжения под нагрузкой. Схемы реле допускают ступенчатую регулировку то-
ков срабатывания в рабочей обмотке от 2,87 до 12,5 А при защите трехобмо-
точных трансформаторов и от 1,45 до 12,5 А при защите двухобмоточных
трансформаторов. Потребляемая реле мощность — 7 ВА.
Устройства ЗЗП-1 применяют для защиты при однофазных замыканиях на
землю в сетях с изолированной нейтралью напряжением 3—10 кВ с суммар-
ными емкостными токами 0,2—20 А. Устройства представляют собой направ-
ленную защиту нулевой последовательности. Параметры устройства ЗЗП-1:(7Н =
= 100 В, частота 50 Гц; /уСт = 0,07; 0,5 и 2 А; <рмч = 90° эл. Напряжение пи-
тания 26 В постоянного тока. Устройство имеет два замыкающих и два размы-
кающих контакта.
Газовые реле служат для защиты трансформаторов и других маслонапол-
ненных аппаратов, снабженных расширителями, от всех видов повреждений вну-
три бака и от понижения уровня масла. Реле имеет две поплавковые системы:
сигнальную (верхний поплавок) и отключающую (нижний поплавок).
302
Реле времени ЭВ-100 и ЭВ-200 (см. табл. 177 и 178) используют в раз-
личных схемах защиты и автоматики в цепях соответственно постоянного и пе-
ременного токов. Реле времени серии ЭВ-100 и типов ЭВ-217, ЭВ-227, ЭВ-237,
ЭВ-247, ЭВ-218, ЭВ-228, ЭВ-238, ЭВ-248 применяют в качестве вспомогатель-
ных элементов, для получения замедленной регулируемой передачи импульса
от управляющего органа.
Реле ЭВ-215—-ЭВ-245 применяют в цепях защиты и автоматики на пере-
менном токе, где требуется получить выдержку времени от момента исчезнове-
ния напряжения до момента передачи импульса.
Конструкция реле позволяет задавать уставки выдержек времени проскаль-
зывающих и основных контактов от нуля до наибольшего значения шкалы ре-
ле. При этом на проскальзывающих контактах невозможна большая уставка
по времени, чем на основных.
Промежуточные реле (см. табл. 179) служат вспомогательными в различ-
ных схемах защиты и автоматики в цепях постоянного или переменного тока,
когда коммутационная способность или количество контактов основных реле
недостаточны, а также когда требуются замедление передачи импульса, различ-
ного рода блокировки и пр.
Реле РП-23, РП-25, РП-251, РП-252, РП-256, ПЭ-20 и РПУ-0 являются
реле напряжения. Рабочая обмотка этих реле является обмоткой напряжения и
включается параллельно источнику питания. Реле ЭП-1, ПЭ-21 могут быть ис-
пользованы как реле тока. В последнём случае рабочая обмотка является об-
моткой тока и включается последовательно' с нагрузкой, питаемой от источника
питания. Промежуточные реле некоторых типов имеют удерживающие обмот-
ки, работающие независимо друг от друга. При снятии питания с рабочих об-
моток эти реле остаются в притянутом состоянии, если в любой из удерживаю-
щих обмоток ток или напряжение соответствует необходимой величине.
Реле РП-232 и РП-254 используют в тех случаях, когда требуется срабаты-
вание реле от тока, а удерживание — от напряжения; реле РП-233, РП-253 и
РП-255 — когда требуется срабатывание реле от напряжения, а удерживание —
от тока.
Выдержка времени у промежуточных реле создается медными демпферны-
ми шайбами, медным каркасом, а иногда и демпферной обмоткой.
Указательные реле РУ-21 (см. табл. 180) применяют в качестве указателя
действия в цепях постоянного тока схем защиты и автоматики. Там же широ-
ко применяют счетчики импульсов (см. табл.’184),
Кодовые реле постоянного тока КДР (см. табл. 181) широко применяют в
устройствах автоматики и защиты, а также используют в качестве исполни-
тельных реле телемеханики. Реле КДР выпускают на 1, 2, 3, 4 и 5 контактных
колонок. Каждая контактная колонка состоит из одной, двух или трех элемен-
тарных контактных групп с общим числом пружин-не более семи.
Магнитоуправляемые контакты (герконы) (см. табл. 182 и 183) все шире
применяются в устройствах защиты, автоматики и телемеханики. Геркон пред-
ставляет собой контактные ферромагнитные пружины, помещенные в герме-
тичный стеклянный баллон, заполненный инертным газом. Контактные элемен-
ты одновременно являются и элементами магнитной цепи. Под действием маг-
нитного поля достаточной напряженности, создаваемого катушкой управления,
замыкаются контакты геркона. При снятии воздействия магнитного поля кон-
такты размыкаются.
Поляризованные реле РП применяют в устройствах защиты, автоматики и
телемеханики в тех случаях, когда требуется высокая чувствительность и реаги-
рование на определенную полярность напряжения (тока).
По принципу работы реле РП разделяются на:
двухпозиционные РП-4 (якорь реле перебрасывается от одного контакта к
другому, а при снятии тока остается у контакта, к которому был переброшен);
трехпозиционные РП-5 (при отсутствии тока в обмотках якорь остается в
нейтральном положении);
двухпозиционные РП-7 с преобладающим влиянием левого контакта (после
снятия напряжения якорь всегда возвращается к левому контакту).
303
Технические данные промежуточных реле
Таблица 179
Тип Род тока СЛН> В Лр А Условие четкого срабатывания Условие надежного удержания Термичес- кая устой- чивость Р, Вт (S, ВА), ие более ^ср (^в)» с, не более Обмотки Коммутационная способность контактов
<р» «ту»
РП-23 РП-25 РП-232 РП-233 РП-251 РП-252 РП-253 РП-254 РП-255 Постоян- ный Перемен- ный Постоян- ный » » » * » » » 12; 24; 48; 110; 220 100; 127; 220 24; 48; 110; 220 24; 48; ПО; 220 24; 48; 110; 220 24; 48; 110; 220 24; 48; 110; 220 110 24; 48; 110; 220 1; 2; 4; 8 1; 2; 4 1; 2; 4; 8 1; 2; 4; 8 1; 2; 4; 8 1; 2; 3; 8 (при 48 В) и /х х х их и х 1 "g X © ° 15 о о о* О* "7 11 ©' II О* ©" ©" II II © II Л Л *£ Л Л Л\^ а о. о. а. а. а. О о. S ь ь ь ь Uy >0,7//н; /р = 0 /у>о,8/н; /7₽ = 0 /у 0,8/н /7Р=0 /7у>0,65//н /р = 0 /у > 0,8/н /7₽ = 0 1,П7и длительно 1,1С/н длительно 1,Шн длитель- но; 3/и—Зс 1,1/7н- 20 с; 1,25 /н-10 с l.lt/н длительно l.lt/н длительно 1,Шн- 20 с, 2/и —10 с 1,Шн длительно 3/н —3 с 1,1£7н длительно 2/н —10 с 6 8 н. о. —4, т. о. —6 н. о.—20, т. о. —4 6 (при 220 В—8) 7 н. о.—15, т. о. —1 н. о. —3, т. о. —6 н. о. —6 (при 220 В-8), т. о. —1 0,06 0,06 0,06 0,03 0,07— 0,11 0,5-1,1 (М 0,7 с д. о. (0,04 без Д. 0.) 0,05 0,5 с д. о. (М 0,05 Н. 0. Н. 0. Т. 0. Н. 0. Н. 0. Н. 0. Н. О. Т. 0. Н. 0. Н. 0. т. о. Три Т. 0. Н. 0. Трн Т. 0. При U = 220 В постоянного тока /раз = 1 А а. н. (0,5 А и. н.) При и = ПО В постоянного тока /раз = 5 А а. н. (4 А н. н.) Для реле РП-251 —РП-256 (2 Ан. н.) При /7 = 220 В переменного тока /раз = 5 А и. н. При U = ПО В пе- ременного тока /раз = 10 А и. н. /дз = 5 А
РП-256 Перемен- ный 24; 48; 100; 127; 220 — 77р>0,777н
ЭП-1 для по- следователь- ного вклю- чения Постоян- ный — 0,25; 0,5; 1; 2,5; 5; 7,5 /р>0,57н
ЭП-1 для па- раллельного включения » 24; 48; ПО; 220 — 7/Р5эО,5ГЛ,
ПЭ-21 для параллельно- го включения » 12; 24; 48; ПО; 220 — Г7Р2эО,87/н
ПЭ-21 для последова- тельного включения » — 1,1 —
ПЭ-21 для параллельно- го включения Перемен- ный 12; 24; 36; 127; 220; 230; 240; 380; 400 Up Ss 0,857/н
ПЭ-21 для последова- тельного включения » — 0,45; 2,2 —
ПЭ-20 » 12; 24; 36; 127; 220 — Up Ss 0,8J7h
1,Шн длительно 2/н 1,Шн 8 0,5 0,5 1,10 0,04 0,04 Н. О. Т. О. Н. О. __ Рраз = 100 Вт И. н. при I 0,75 А и £7^220 В/ДЗ=5А
— 3 0,035 н. о. — Рраз — 50 Вт а. и. при U — 220 В и 3-106 ц. в.-о.
— 3 0,035 Т. О. — Рраз =50 Вт и. н. при U — 220 В и 3-106 ц. в.-о.
0,035 5Фаз = 500 ВА а. н. при U = 380 В
— 8 н. о. —. и 106 ц. в.-о.
Spaa = 300 ВА
cos ср > 0,4 при U= =380 В и 106 ц. в.-о
0,035 Spas = 100 ВА
8 т. о. cos ср >0,4 при U= = 380 В и 3-106 ц. в.-о. 7дз = 5 А
Рраз =60 Вт а. и.
— 8 — н. о. — и 2-Ю6 ц. в.-о.
Рраз =30 Вт и. и. и 106 ц. в.-о.
Spas = 250 В А а. и. и 2-10« ц. в.-о
Spas = 80 ВА,
cos ? >0,4 и 106 ц. в.-о.; /дз = 5 А
Продолж. табл. 179
Тип Род тока t/H, в 7К, А Условие четкого срабатывания Условие надежного удержания Термичес- кая устой- чивость Р, Вт (3, ВА), не более ^Ср (^в)* с, не более Обмотки Коммутационная способность контактов
«р» «•у »
РПУ-0 Постоян- ный 12; 24; 48; 60; — — — — 2,5 0,03 (^ср) Н. 0. — Посто- янный, А Пере- мен- ный, А
РПУ-0 Перемен- НО 12; 24; 36; ПО; 220; 230; 240 (50Гц), 220 (60 Гц) — — — 3,5 0,05 (^в) со а и откл. ч m ч й о
ный при при- тянутом якоре; 8,5 при отпущен- ном якоре 12 24 36 48 ПО 127 220 5 5 5 5 5 4 2,5 1,5 0,4 0,2 16 16 10 10 10 10 4 4 3,2 2,5 2,5 2
' Л 13 — 2,5 А
Примечания, 1. Реле РП-256 рассчитано иа питание катушки переменным током через выпрямительный мост.
2. У реле РП-250 ток /д3==з5 А не относится к контактам в цепи обмоток реле.
3. реле РП-23, РП-25, РП-253 и РП-254 имеют 4 «-з» и 1 «р> контакт; реле РП-232 — 2 «гз» и 2 «р» контакта; реле РП-233 — 3 <гз» и 1 «гр» кон-
такта; реле РП-251, РП-252, РП-255 и РП-256 — 5 <з» контактов; реле ЭП-1 — 2 <з» контакта; реле РПУ-0 3 «п» контакта; реле ПЭ-21 — различное
сочетание 3 «гр» и «-п» контакта.
4. Все промежуточные реле, кроме ЭП и ПЭ-20 защищенного исполнения (реле ПЭ-21 выполняют как открытого, так и защищенного исполнения),
приспособлены для переднего или заднего присоединения внешних проводов и предназначены для монтажа на вертикальной плоскости.
5- Коммутационные токи для реле РПУ-0 даны при постоянной времени не более 0,01 с или cos <р не менее 0,4.
Таблица 180
Технические данные указательных реле РУ-21
Тип Ток, А Напряжение, В Обмоточные данные катушек
^ср 'н Уд Уср Число витков Диаметр провода, мм
РУ-21/0,01 0,010 0,030 18 000 0,10
РУ-21/0,015 0,015 0..045 — — — 12 000 0,12
РУ-21/0,025 0,025 0,075 — — — 7 200 0,16
РУ-21/0,05 0,050 0,150 — — —- 3 600 0,25
РУ-21/0,075 0,075 0,225 — — — 2 400 0,31
РУ-21/0,1 0,100 0,300 —- — — 1 800 0,35
РУ-21/0,15 0,150 0,450 — — — 1 200 0,44
РУ-21/0,25 0,250 0,750 — — — 720 0,55
РУ-21/0,5 0,500 1,500 — —- —. 360 0,80
РУ-21/1 1,000 3,000 — — —. 180 1,00
РУ-21/2 2,000 6,000 — — — 90 1,56
РУ-21/4 4,000 12,000 — — —— 45 2,02
РУ-21/220 — — 220 242,0 132,0 61000 0,05
РУ-21/110 — — ПО 121,0 66,0 32000 0,07
РУ-21/48 — — 48 53,0 29,0 14 000 0,11
РУ-21/24 — — 24 26,5 14,5 7 000 0,15
РУ-21/12 — — 12 13,5 7,2 3 400 0,21
Примечания. 1. Для реле с последовательным включением катушки Р я=0,25 Вт при /н<
Для релес параллельным включением катушки Р = 1,75 Вт при С7Н.
2. Реле РУ-21 выпускают с двумя «з» контактами; с двумя «-р» контактами; с одним «з» и
одним «-р» контактами.
3. : Коммутационная способность контактов: Рраз = 50Вт и. н.; Spa3 = 250 ВА при
I/ < 250 В н 2 А.
4. Реле выпускаются для выступающего монтажа (с передним и задним присоединением
внешних проводов) и для утопленного монтажа. Они предназначены для установки на верти-
кальной плоскости.
Технические данные поляризованных реле РП
Наибольшее допустимое напряжение обмотки и контактов, В 100
Потребляемая мощность, Вт................................ 1
Номинальный ток контактов, А........................... 0,2
Номинальное напряжение контактов, В .................... 24
Количество срабатываний, допускаемых реле при I = 0,2 А
а. н. и t/pa3sg:24 В .................................... 10’
Отношение тока в обмотке к току срабатывания при на-
дежной работе реле...................................... 3—5
Время срабатывания /ср, мс, при прямоугольном напряже-
нии 24 В, не более:
для РП-4.............................................4,5—12,5
» РП-5.......................................... 5—13,5
Примечание. При использовании реле иа напряжение оперативного
тока 110—220 В минимальное расстояние между контактами должно быть 0,4—
0,5 мм.
Технические данные газового реле ПГЗ-22
Пределы шкалы, указывающей объем газа в реле, см3 . . 300—600
Чувствительность срабатывания сигнального поплавка, см3 250—4550
То же отключающего поплавка, м/с......................0,5—0,8
Масса регулирующего груза отключающего поплавка, г . 20
Время срабатывания на отключение, с...................0,3—0,4
Коммутационная способность контактов /раз (зам) , А, при
U sg;220 В в цепях постоянного и переменного тока .... 1
307
Т аб лица 181
Технические данные кодовых реле КДР
Тип Общая характеристика Временные параметры Р, Вт Коммутационная способность контактов
^ср.мс ^В.МС
КДР1 Быстродействующее реле с катушкой на карболитовом каркасе 25-140 13-16 3,5 /’раз =50 Вт а. н. при /Ураз = 60 В
КДР1-М Реле с катушкой на медном каркасе для по- лучения некоторого за- медления на отпадание якоря 30—180 80—120 4,0 /’раз =30 Вт а. н. при 7/раз = 220 В; /’раз = 50 Вт И. Н. при 7/раз = 24 В
КДР2 Б ыстродейству ю щее реле с катушкой на кар- болитовом каркасе с относительно большим коэффициентом возвра- та 15—75 80—110 3,5 /’раз =30 Вт И. Н. при 77раз = 60 В; /’раз = 20 Вт И. Н. при 7/раз = 220 В; Sраз = 80 ВА при 77раз = 220 В а. н. ии. н. с cos<p = 0,5 /раз = 2 А
КДР5-М Медленнодействую- щее реле с катушкой на медном каркасе и с медной втулкой для по- лучения замедления на притяжение и отпада- ние якоря 120—250 150-500 4,0
КДР6-М То же, но с укоро- ченной катушкой и уд- линенной медной втул- кой для получения большего замедления на притяжение и отпа- дание якоря 100-300 290—950 4,0
Примечания. 1. Кодовые реле рассчитаны на номинальные напряжения 6; 12; 24; 48;
ПО и 220 В постоянного тока.
2. Время срабатывания /ср и возврата /в зависит от числа колонок и контактных групп.
Меньшнй предел соответствует минимальному при /„р (максимальному при /в) нажатию контак-
тов на якорь (в притянутом положении), больший — максимальному при /ср (минимальному
при /в).
3. Значения максимальных напряжений и мощностей, разрываемых контактами реле, даиы
прн работе их до 1 млн. включений. При числе включений до 10 мли. и для индуктивной на-
грузки до 5 мГ указанные величины должны быть снижены на 50%. Через каждый миллион
включений необходимо подрегулировать контактные пружины н зачистить контакты. Нормы
указаны для реле без искрогасителей.
4. При работе контактов на замыкание их мощность может быть увеличена в 2—3 раза по
сравнению с указанными в таблице.
5. Выпускаются также реле КДР в штепсельном исполнении (с индексом Ш).
308
Технические данные реле КДР1, используемых в качестве
исполнительных реле телемеханики
Номер паспорта:
действующий..........................
старый............................
Сопротивление обмотки, Ом ............
Напряжение, В:
номинальное .........................
притяжения, не более..............
отпадания, не менее ..............
Марка провода ........................
Диаметр провода.......................
Число витков..........................
Контактные группы.....................
618.00.83 618.00.85
612.02.09 612.02.12
280
24
14,3 17,5
2,0 2,7
ПЭЛ или ПЭВ-1
0,2 мм
7950
137—137 137—332—137
Таблица 182
Технические данные магнитоуправляемых контактов (герконов)
Параметры Значения параметров для герконов типа
1 КЭМ-1А i КЭМ-1Б КЭМ-1В КЭМ-2А КЭМ-2Б МК-27
Магнитодвижущая сила срабаты- вания, А То же отпускания (минимальное Значение), А Коэффициент возврата Переходное сопротивление, Ом i‘cp (включая время вибрации), мс /0, мс Коммутируемое напряжение, В: постоянного тока переменного » Коммутируемый ток, А Коммутируемая мощность, Вт Электрическая прочность, В (эф- фективное значение) Частота коммутации, Гц 50—70 25 0,9 0,1 3 0,8 220 127 0,5 15 500 100 71—90 30 0,9 0,1 3 0,8 220 127 0,5 15 500 100 91—110 30 0,9 0,1 3 0,8 220 127 0,5 15 500 100 23—35 12 0,9 0,3 1,5 0,5 30 0,25 7,5 127 100 35—64 15 0,9 0,3 1,5 0,5 30 0,25 7,5 127 100 30-60 12 0,8 0,1 2 0,5 127 0,3 12 500 100
Контактная группа На замыкание На пере- ключение
Минимальное значение коммути- )уемого тока, мкА Минимальное значение коммути- >уемого напряжения, мВ 5 50 5 50 5 50 5 50 5 50 1 1
309
Продолжение табл. 182
Значения параметров для герконов типа
Параметры МКВ-1 * КЭМ-6А КЭМ-6Б кэм-з
Магнитодвижущая сила срабаты- вания, А То же отпускания (минимальное значение), А Коэффициент возврата Переходное сопротивление, Ом А:р (включая время вибрации), мс /в, мс Коммутируемое напряжение, В: постоянного тока переменного » Коммутируемый ток, А Коммутируемая мощность, Вт Электрическая прочность, В (эф- фективное значение) Частота коммутации, Гц 65-190 46 0,7 0,3 1 1 30 0,2 6 150 300 35-50 15 0,9 0,2 2 0,5 125 90 0,1 6 500 50 45—60 20 0,9 0,2 2 0,5 125 90 0,1 6 500 50 30—100 15-30 0,9 0,3 1,5 2 127 1 7,5 250 100
Контактная группа На замыкание На пере- ключение
Минимальное значение коммути- руемого тока, мкА Минимальное значение коммути- руемого напряжения, мВ 5 50 1000 50 1000 50 5 50
Примечания. 1. Магнитодвижущая сила ранее приводилась в ампер-витках.
2. В таблице указаны наибольшие значения параметров, кроме мест, указанных особо.
3. Магнитодвижущие силы и времена срабатывания и возврата- определяют с помощью из-
мерительной катушки.
Технические данные измерительной катушки
для определения параметров геркона
Число витков.......................................... 5000
Диаметр намоточного провода, мм, для герконов: '
КЭМ-1А, КЭМ-1Б, КЭМ-IB, МКВ-1, МК-27, КЭМ-6А,
КЭМ-6Б, КЭМ-3...................................... 0,1
КЭМ-2А, КЭМ-2Б.................................... 0,06
Прим еч а'ние. Длина намотки равна длине баллона геркона. Внутренний
диаметр намотки на 2 мм больше диаметра баллона геркона.
310
Параметры катушек герконов
Тип герконов.......................КЭМ-1 КЭМ-2
Марка провода......................ПЭВ ПЭВ(ПЭЛШО)
Диаметр провода, мм................ 0,08 0,09 (1,2)
Число витков....................... 2X12000 5000 (Зхр)
Примечания. 1. Приведены параметры катушек, изготавливаемых за-
водом МЭЗ ЦЭ МПС.
2. В катушке размещаются один или два геркона КЭМ-1 и от одного до трех
герконов КЭМ-2.
Таблица 183
Износоустойчивость контактных пружин герконов
Тип геркона Режимы коммутации Число сраба- тываний в нормальных условиях
7, А с/, в Род тока
КЭМ-1 0,25 30 Постоянный 5-Ю7
0,5 30 » 107
0,03 220 » 10®
5-Ю-6 5-Ю-2 Постоянный, переменный до 108
10 МГц
0,2 60 Постоянный 5-10®
0,1 110 107
0,03 127 Переменный 10®
КЭМ-6 0,2 60 Постоянный 5-10®
0,05 125 10®
КЭМ-2 0,25 30 » 10®
0,1 30 » 107
5-10-6 5-Ю"2 Постоянный, переменный до 108
10 МГц
МКВ-1 5-Ю-6 5-10~2 То же 108
0,01 6 Постоянный 5-Ю7
0,1 30 5-10®
0,2 30 » 5-105
КЭМ-3 5-10-6 5-10~2 » 107
0,25 30 » 10®
Примечание. При коммутации электрических цепей, содержащих большие индуктив-
ности, для повышения износоустойчивости контактов необходимо применять устройства искро-
гашения.
Таблица 184
Технические данные электромагнитных счетчиков импульсов
Тип /ср, не более ^отп’ МА, не менее Обмоточные данные
Сопротивле- ние, Ом Число витков Диаметр провода марки ПЭЛ
РС2.720.002 50 14 100+10 4 500 0,18
РС2.720.003 13 3 ’ 2000+200 17600 0,08
РС2.720.006 21 6 1000±100 12 000 0,09
ЯЛ2.720.001 37,5 13 220+22 6 000 0,14
Примечания. 1. Катушка счетчика выдерживает нагрузку по мощности до 2,5 Вт.
2. Время срабатывания — ие более 40 мс.
3. Длительность отсчитываемых импульсов — не меиее 40 мс.
4. Периодичность отсчета — 1000 срабатываний.
зи
Реле РП могут иметь от одной до шести независимых обмоток.
В устройствах защиты, автоматики и телемеханики могут быть использова-
ны электромагнитные счетчики импульсов (табл. 184.).
73. ЗАЩИТА ОТ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ В РУ-3,3 кВ
Типовое исполнение первичной цепи земляной защиты показано на рис. 114.
Все распределительное устройство 3,3 кВ имеет самостоятельную заземляющую
разводку, присоединенную к наружному контуру заземления через реле РЗ-1
и РЗ-2 земляной защиты. Таким образом создается заштрихованная на рисунке
зона, называемая внутренним контуром заземления.
При перекрытиях в этой зоне ток КЗ полностью или частично проходит че-
рез реле РЗ-1 или РЗ-2, которые приводят в действие земляную защиту.
Промежуточное реле земляной защиты действует на отключение аппаратов,
прекращающих подпитку места КЗ со всех сторон, откуда может быть подано
напряжение. Особенно важно при этом обеспечить отключение линейных разъе-
динителей, так как часто причиной перекрытия являются повреждения быстро-
действующих выключателей или разрядников.
Быстродействующие выключатели отключаются при снятии напряжения пи-
тания с держащих катушек контактами реле ПР31 (рис. 115). Для отключения
масляных выключателей преобразовательных агрегатов и линейных разъедини-
телей контактной сети используются отдельные для каждого присоединения кон-
такты (группы контактов а и б).
Параллельно контактам реле РЗ-1 и РЗ-2 включают контакты одного из
промежуточных реле для блокировки цепи включения и кнопку отключения
подстанции КОП. Последовательно с катушками реле ПР31—ПР34 устанавли-
вают кнопку деблокировки земляной защиты КД и указательное реле сигна-
лизации земляной защиты БЗЗ.
Для обеспечения работоспособности земляной защиты необходимо исклю-
чить замыкания, создаваемые оболочками кабелей, трубопроводами и др., меж-
ду внутренним и наружным контурами заземления. Для этого кабели следует
укладывать на конструкциях с изолирующими подкладками.
Работу земляной защиты проверяют путем прогрузки силовой цепи током
от сварочного трансформатора, который включают между внутренним и наруж-
ным контурами заземления. Ток срабатывания определяют для нескольких то-
чек внутреннего контура. Он не должен быть больше 150 А.
Слишком большая чувствительность земляной защиты может быть причи-
ной ее ложного срабатывания от блуждающих токов внешних коротких замы-
каний (см. рис. 114), которые, проходя транзитом по сетке контура заземления,
из могут ответвляться во внутренний кон-
Рис. 114. Схема первичной цепи земляной
защиты:
1 — наружный контур заземления; 2 —-
внутренний контур заземления; 3 — до-
полнительное соединение для исключения
ложной работы
тур, заходя через одно реле земляной
защиты и выходя через другое реле.
Такие случаи наблюдаются:
при пробое искрового промежутка
(отсос—контур) из-за увеличения блуж-
дающих токов;
при коротких замыканиях в цепях
собственных нужд переменного тока на
внутренний контур заземления или при
сварочных работах с использованием
контура заземления вместо обратного
провода;
при внешних коротких замыканиях
на стороне 27,5 кВ совмещенных тяго-
вых подстанций переменного и посто-
янного тока.
Уменьшить чувствительность зем-
ляной защиты к внешним коротким за-
мыканиям и блуждающим токам, мож,-
312
Рис. 115. Схема вторичных цепей земляной защиты:
РЗ-1, РЗ-2 — токовые реле земляной защиты; ПР31—ПР34 — промежуточные реле зем-
ляной защиты; ПрЗЗ — предохранители земляной защиты; ШДК — шлейф питания
держащих катушек быстродействующих выключателей; КОП — кнопка аварийного от-
ключения подстанции; ЛК — лампа контроля целости предохранителей земляной за-
щиты; КД — кнопка деблокировки земляной защиты; контакты группы: а — на отклю-
чение мачтовых разъединителей; б — на отключение масляных выключателей
по установкой соединения 3 (см. рис. 114) в цепи внутреннего контура зазем-
ления.
Отказы земляной защиты могут происходить из-за повреждения ее цепей
вследствие попадания высокого напряжения в цепи управления и сгорания пре-
дохранителей раньше, чем успеет сработать земляная защита. Известны случаи
перегорания токовой цепи реле земляной защиты из-за его недостаточной тер-
мической устойчивости, при этом высокое напряжение также может попасть в
цепи управления.
При срабатывании земляной защиты могут не отключиться линейные разъе-
динители контактной сети в результате исчезновения напряжения собственных
нужд переменного тока одновременно с возникновением короткого замыкания
на быстродействующем выключателе. Отключение напряжения собственных
нужд может произойти в результате отключения ввода подстанции как из-за
срабатывания защит, так и из-за ошибочных действий дежурного персонала,
который может отключить ввод раньше, чем успеют разойтись контакты разъе-
динителей.
При неправильном выборе общих предохранителей цепей дистанционного
управления, не учитывающем возможности их сгорания при срабатывании зем-
Рис. 116. Схема включения реле земляной защиты
313
Рис. 117. Схема включения подстанционного ко-
роткозамыкателя ПКЗ-73:
ЭКЗ — электромагнит короткозамыкателя;
РПЗ — промежуточное реле земляной защиты;
Л -ПЭ-50 — 2 кОм±Ю7о
ляной защиты, может не про-
изойти отключения мачтовых
разъединителей.
Отказ земляной защиты, ког-
да не отключаются фидерные
быстродействующие выключате-
ли, происходит в случае свари-
вания контактов промежуточного
реле ПР31, питающего шлейф
держащих катушек. Сваривание
контактов может произойти в ре-
зультате короткого замыкания в
цепи шлейфа при наладке обо-
рудования, а также при появле-
нии паразитной связи между
шлейфом держащих катушек
ШДК. и плюсовыми цепями уп-
равления и быстродействующих
выключателей.
Для увеличения термической устойчивости реле земляной защиты применя-
ют способ включения его не в рассечку шины внутреннего контура заземления
(рис. 116, а), а с помощью шунта (рис. 116, б). В качестве шунта можно ис-
пользовать участок самой заземляющей шины длиной 1=2 м. Такое включение
также упрощает проверку уставки реле, так как позволяет использовать обыч-
ную в релейной практике технологию проверки и производить настройку реле
прямым током, например, от сварочного трансформатора.
Чтобы отстроить реле от срабатывания при протекании по его обмотке пе-
ременного тока (для совмещенных подстанций 27,5 и 3,3 кВ), в цепь реле мо-
жно ввести дроссель Др (рис. 116, в) с индуктивным сопротивлением «1 Ом.
Параметры дросселя: сечеиие стали сердечника 6,25 см2 (от трансформатора
тока типа ТКЧ), длина магнитопровода 450 мм, катушка намотана проводом
ПБД диаметром 3,1 мм, число витков — 25. Загрубление чувствительности за-
щиты для постоянного тока при этом незначительно, так как активное сопро-
тивление катушки для постоянного тока составляет десятые доли ома. При про-
верке настройки реле земляной защиты сварочным трансформатором дроссель
необходимо закорачивать. Надежность работы земляной защиты можно повы-
сить, если установить реле контроля напряжения РК.Н (обозначено пунктиром
на рис. 115), так как возможен отказ земляной защиты из-за перегорания ми-
нусового предохранителя ПРЗЗ, а контроль его целости, осуществляемый только
лампой ЛК, недостаточен при дежурстве на дому.
Между внешним контуром заземления н отсосом подстанции ус-
танавливают короткозамыкатель (рис. 117) и искровой промежуток. Эти уст-
ройства защищают оболочки кабеля и другие коммуникации, связанные с кон-
туром подстанции и выходящие за его пределы, от длительного прохождения
тока КЗ, а также увеличивают ток короткого замыкания и таким образом обе-
спечивают успешное срабатывание защиты на соседней подстанции. В качестве
искрового промежутка используют промежуток ИПМ-62-2.
74. КОНСТРУКЦИИ РЕЛЕЙНОЙ АППАРАТУРЫ.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ВТОРИЧНЫХ ЦЕПЕЙ
Релейную аппаратуру монтируют на металлических конструкциях на заво-
дах. К месту установки аппаратура поступает в виде законченных изделий:
прислонных и П-образных панелей, а в последние годы — преимущественно
в виде стоек блоков или шкафов (табл. 185 и 186).
Электрические соединения между стойками, панелями, шкафами, измерн-.
тельными трансформаторами и другим оборудованием выполняют на основании
монтажных схем, выданных проектной организацией. На них показывают схемы
внутренних соединений реле и других аппаратов, их обозначение по принципи-
314
ильным схемам, расположение аппаратуры и клеммников. На клеммниках ука-
пывают адреса к аппаратуре, расположенной иа самом изделии, и внешние ад-
реса. Отходящим от стоек, шкафов и прочего оборудования группам проводов
пли кабелям присваивают свое обозначение. Здесь же указывают тип и сече-
ние проводов или контрольного кабеля. Монтаж вторичных цепей на тяговых
подстанциях и постах секционирования ведут проводом или кабелем с медными
,килами сечением ие менее 2,5 мм2 для токовых цепей и ие менее 1,5 мм2 для
исех остальных цепей.
Все проверки релейной аппаратуры защиты, управления, автоматики и дру-
। их устройств, заключающиеся в определении соответствия натуры схемам, в
осмотре, проверке правильности действия цепей, настройке защит, проверке изо-
ляции и т. п., выполняют одновременно с осмотрами и ремонтами силового обо-
рудования.
Проверку соответствия натуре принципиальных и монтажных схем и ка-
бельных журналов следует вести периодически. Перед проверкой («прозвон-
кой») вторичных црпей рекомендуется все монтажные схемы, по которым вы-
полнены различные присоединения, выверить по развернутым принципиальным
схемам. При проверке4 отсоединяют от клемм реле или переходных клеммников
начало и конец соединительного провода или жилы кабеля и проверяют нали-
чие цепи. Правильность электрических соединений рекомендуется проверять ин-
дикатором, состоящим из батарейки от карманного фонаря и лампы. Удобен
индикатор из батарейки и звонка, что позволяет вести прозвонку на слух.
При проверке вторичных цепей мегомметром усложняется сам процесс прозвон-
ки, кроме того, здесь возможны ошибки за счет замыкания проверяемой цепи
4ij>C3 обмотки реле, сопротивления или плохую изоляцию.
Изменения в принципиальные схемы могут быть внесены только по согла-
сованию со службой электрификации и энергетического хозяйства дороги. При
монтажных работах по изменению цепей провода следует соединять или на клем-
мных сборках, или на контактах реле и других аппаратов. Категорически за-
прещается стыковка проводов пайкой или скруткой.
Все выполненные изменения необходимо немедленно внести в исполнитель-
ную техническую документацию, которая в обязательном порядке должна быть
для каждой подстанции или поста секционирования, чтобы фактически смон-
тированные соединения точно соответствовали монтажным и принципиальным
схемам.
Для цепей наиболее ответственных объектов рекомендуется составлять ис-
полнительные принципиально-монтажные схемы (ИПМ), представляющие со-
бой развернутые схемы, в которых соединения между элементами аппаратов вы-
полнены в соответствии с монтажными схемами (рис. 118). На ИПМ, состав-
ляемые отдельно иа каждую часть схемы (токовые цепи, цепи напряжения и
др.), наносят обозначения всех клемм с указанием, с какой стороны к иим
подходит провод. Соединения между элементами на ИПМ выполняют тонкими
пиниями. На заранее выполненных ИПМ во время прозвонки • обводят прове-
ренные соединения и вносят необходимые изменения. При повторных проверках
пользоваться ИПМ очень удобно.
Одновременно с внесением изменений в чертежи- при необходимости изменя-
ют нумерацию и маркировку на отходящих проводах и жилах кабелей в местах
присоединений. Маркировку проводов и жил кабелей выполняют нанесением
ПЛ оконцеватели обратных адресов, состоящих из условного обозначения реле,
аппарата или клеммника и номера вывода или клеммы, к которым идет провод.
При замене проводов и кабелей сечения их должны соответствовать проекту
II пи в коем случае не быть меньшими.
При осмотре релейной аппаратуры и вторичных цепей очищают от пыли па-
нели, стойки и находящуюся на них аппаратуру и клеммники. Проверяют на-
дежность контактных соединений последовательным подтягиванием всех болтов
соединений и осмотром всех мест пайки.
Правильность работы цепей вторичной коммутации проверяют частично или
полностью при вводе в эксплуатацию, настройке всех видов защит, текущем
ремонте устройств автоматики и телемеханики и после производства любых
работ во вторичных цепях. При этом принимают меры предосторожности про-
315
316
Т аб лица 185
Установочные данные стоек блоков релейной аппаратуры
Наименование Обозначение Размеры, мм Масса, кг, не более Цена, РУб. Применение (см. приме- чание)
Высота Ширина Глубина
Стойка блоков КВ (с агрегатами ПВЭ-3) ЛЭЗ.01.0001 2400 900 800 259 1036 п
Стойка блоков КВ (с агрегатами ВИПЭ-1) ЛЭЗ.01.0002 2400 1800 800 500 1668 пви
Стойка блоков КВ (с агрегатами БВКЕ) ЛЭЗ.01.0004 2400 900 800 259 977 П с РУ-3,3 к! в здании
Стойка блоков вводов 110 кВ, ТСН, ТН-10, ОПС, СМВ-10, 2ХПТ-110/38/11 кВ ЛЭЗ.01.0124 2400 2700 800 725 3161 тп
То же, но с ПТ-110/11 кВ Стойка блоков вводов 110 кВ, ТН-10, ОПС, СМВ-10, 2 XПТ-110/38/11 кВ ЛЭЗ.01.0125 2400 2700 800 688 2752 тп
ЛЭЗ.01.0015 2400 2700 800 760 2901 оп
То же, но с ПТ-110/11 кВ ЛЭЗ.01.0016 2400 2700 800 710 2519 оп
Стойка блоков вводов 110 кВ, ТСН, ТН-27,5 кВ, ОПС, 2хПТ-110/27,5/11 кВ ЛЭЗ.01.0019 2400 2700 800 713 2723 ОПр
То же, но с ПТ-110/38/27,5 кВ ЛЭЗ.01.0020 2400 2700 800 713 2723 ОПр
Стойка блоков вводов 110(220) кВ, ТСН, ТН-27,5 кВ, ОПС, 2хПТ-110/27,5/11 кВ или 220/27,5/11 кВ ЛЭЗ.01.0126 2400 2700 800 715 2986 ТПр
• То же, но ПТ-220/38/27,5 кВ или 110/38/27,5 кВ ЛЭЗ.01.0127 2400 2700 800 705 2949 ТПр
Стойка блоков вводов 35 кВ, ТСН-35 кВ, СМВ-35, ОПС, фидера 35 кВ, ТН-35 кВ ЛЭ3.01.0025 2400 2700 800 742 2077 П 35 кВ
Стойка блоков присоединений РУ-35 кВ ЛЭЗ.01.0027 2400 1800 800 417 1550 П Пр
Стойка блоков присоединений РУ-27,5 кВ ЛЭ3.01.0031 2400 1800 800 500 2506 Пр
Стойка блоков защиты ЛЭП 110(220) кВ с токовой отсечкой ЛЭ3.01.0032 2400 1800 800 472 1216 ТП ТПр
Стойка блоков защиты ЛЭП-110 кВ от под- питки со стороны 27,5 кВ ЛЭЗ.01.0056 2400 900 800 200 626 ОПр
Стойка блоков вводов 220 кВ, ТСН, ТН-27,5 кВ, ОПС и 2ХПТ с МВ-220 кВ ЛЭЗ.01.0128 2400 2700 800 715 2948 ТПр 220 кВ
Стойка блоков защиты ЛЭП-110 кВ от подпитки со стороны 27,5 ЛЭЗ.01.0065 2400 900 800 200 275 ТПр
Стейка блоков защиты ЛЭП-110 220 кВ ЛЭЗ.01.0079 2-400 900 800 200 1216 ТП и ТПр
без токовой отсечки
Стойка блоков ПТ-1Ю/38,5/27,5 кВ, ТСН, ЛЭЗ.01.0085 2400 2700 800 — — ОППрД
ОПС, ТН-27,5, РПН, ШСМВ
Стойка блоков вводов 110 кВ, TH-ПО, ЛЭЗ.01.0085 2400 1800 800 — — ОППрД, ОППД
омв-по
Стойка ФИП ЛЭ 3.01.0089 2400 —. — — —, ОППрД, ОППД,
Стойка блоков реле дифзащиты шин ПО кВ ЛЭ3.01.0090 2400 900 800 ОППрО, ОППО ОППрО, ОППО
Стойка блоков УРОВ-ПО кВ ЛЭЗ. 01.0091 2400 900 800 — — ОППрО, ОППО
Стойка блоков реле дифзащиты шин ПО кВ ЛЭЗ. 01.0092 2400 900 800 X — ОППрД, ОППД
Стойка блоков УРОВ-1Ю кВ ЛЭЗ. 01.0093 2400 900 800 — — ОППрД, ОППД
Стойка блоков ПТ-110/27,5/11 кВ, ТСН, ЛЭЗ. 01.0094 2400 2700 800 — —• ОППрД
ОПС, ТН-27,5, РПН, ШСМВ
То же, но с ПТ-ПО/38,5/11 кВ Стойка блоков вводов ПО кВ, TH-НО, ЛЭЗ.01.0095 2400 2700 800 — — ОППД
ЛЭ3.01.0096 — —, — — — ОППрО, ОППО
ОМВ-1Ю, СМВ-110
Стойка блоков двух фидеров 27,5 кВ и ав- ЛЭЗ.01.0101 2400 900 800 — — Пр, ТПр,
тоблокировки Стойка блоков вводов 10 кВ, СМВ-10 и ЛЭЗ .01.0108 2400 1800 800 ОППрД П-10 кВ с
ОПС Стойка блоков ПТ-ПО/38,5/11 кВ, РПН, ЛЭЗ.01.0112 2400 2700 800 РУ-3,3 кВ в зда- нии ОППО
ТСН, ОПС, СМВ-10, ТИ-10
То же, но с ПТ-110/11 кВ Стойка блоков ПТ-110/38,5/27,5 кВ, РПН, ЛЭЗ.01.0116 2400 2700 800 — — ОППО
ЛЭЗ.01.0117 2400 2700 800 — — ОППрО
ТБН, ТН-27,5 кВ, ОПС
То же, но с ПТ-110/27,5/11 кВ ЛЭЗ.01.0118 2400 2700 800 ОППрО
Примечания. 1. Стойки изготовляет Люберецкий электромеханический завод треста «Трансэлектромонтаж».
2. В таблице приняты следующие обозначения: П — подстанция постоянного тока; Пр — подстанция переменного тока; ПВИ — подстанция с вы-
прямительно-инверторными агрегатами; ТП — транзитная подстанция постоянного тока; ТПр — то же переменного тока; ОП — отпаечная подстанция
постоянного тока; ОПр — то же переменного тока; ОППрД — опорная подстанция переменного тока с двойной системой шин; ОППД — опорная под-
со станция постоянного тока с двойной системой шнн; ОППрО — опорная подстанция переменного тока с одинарной системой шин; ОППО — то же по-
75 стоянного тока.
Таблица 186
Установочные данные шкафов и панелей релейной аппаратуры
Наименование Обозначения Размеры, мм Масса, кг Цена, руб. Применение (см. примеча- ние)
Высо-1 та Шири- на Глу- бина
Панель счетчиков фи- ЛЭЗ.02.0001 2300 900 50 225 169 п, Пр
деров 35 кВ
Панель счетчиков ЛЭЗ.02.0002 2300 900 50 205 122 Пр
РУ-27,5 кВ
Панель телесигнали- ЛЭЗ. 02.0006 1100 900 50 123 160 п, Пр
зации фидеров 10 кВ и СЦБ Панель счетчиков фи-
ЛЭЗ.02.0007 2300 900 50 255 320 п, Пр
деров и вводов 10 кВ
Шкаф СН перемен- ного тока в щитовой ЛЭЗ. 03.0002 2400 1800 400 544 703 П с СК-5 или СК-12
Шкаф СН постоян- ного тока в щитовой ЛЭЗ. 03.0003 2400 1800 400 470 771 П, Пр с СК-20
Шкаф отопления и вентиляции АБ ЛЭЗ.03.0004 2400 900 400 379 315 П, Пр с СК-5. или СК-12
Шкаф СН перемен- ЛЭЗ.03.005 2450 1000 1800 634 674 П, Пр
ного тока на открытой части •
Главный распреде- ЛЭЗ. 03.006 2450 1000 1800 694 652 п, Пр
лительный шкаф
Шкаф сигнализации ЛЭЗ.03.0007 600 400 250 28 51 П, Пр
на квартире дежурного 518
Шкаф СН постоян- ного тока в щитовой ЛЭЗ. 03.0023 2400 1800 400 709 П и Пр с СК-5 или СК-12
Г лавный распреде- лительный шкаф ЛЭЗ. 03.0026 2450 2000 1800 935 1071 Опорная подстанция
Шкаф СН перемен- ЛЭЗ.03.0032 2400 900 400 544 601 П с СК-20
ного тока в щитовой
То же ЛЭЗ. 03.0033 2400 900 400 544 601 Пр с СК-5 или СК-12
» ЛЭЗ. 03.0034 2400 900 400 544 600 Пр с СК-20
Шкаф отопления н вентиляции АБ ЛЭЗ.03.0035 2400 900 400 379 288 П и Пр с СК-20 и ^расч = 20°С
То же ЛЭЗ.03.0036 2400 900 400 379 309 П и Пр с СК-20 и Zpac4 — 30°С
ЛЭ3.03.0037 2400 900 400 379 — П и Пр с СК-20 и ^расч — 40°С
Шкаф СН № 1 пе- ременного тока ЛЭЗ.04.0027 2450 1000 1800 676 656 п с РУ-3,3 кВ в здании
То же СН № 2 ЛЭЗ. 04.0028 2450 1000 1800 739 565 П с РУ-3,3 кВ в здании
Примечания. 1. Шкафы и панели изготовляет Люберецкий электромеханический за-
вод треста «Трансэлектромонтаж^..
2. в таблице приняты следующие условные обозначения: П — подстанция постоянного тока ;
Пр — подстанция переменного тока.
318
Рис. 118. Исполнительная прииципиальпо-монтажпая схема ИПМ
ши ошибочных переключений оборудования. После завершения работ опробуют
действие устройств непосредственно или косвенно.
Проверку и наладку аппаратуры релейной защиты ведут при отключенном
|>г сети оборудовании. При этом проверяют измерительные трансформаторы,
рсло; производят прогрузку защиты, снимают векторные диаграммы (где это тре-
буется); проверяют взаимодействие реле, их механическую часть и электричес-
кие характеристики согласно специальным инструкциям.
Прн прогрузке защит, являющейся окончательной проверкой исправности
тковых цепей, токовые обмотки всех реле должны быть включены и токовые
пени полностью собраны. При прогрузке вторичным током токовые цепи отсо-
единяют от клемм трансформаторов тока и к ним присоединяют нагрузочное
устройство НУ (рис. 119, а). Прогрузка токовых защит первичным током (рис.
119, б) дает более надежную гарантию правильности токовых цепей, так как
н этом случае проверяются трансформаторы тока. Нагрузочное устройство вы-
пирают на ток, равный или близкий по величине номинальному току трансфор-
маторов тока проверяемой защиты.
Если к моменту прогрузки все оперативные цепи собраны, включают ком-
мутационные аппараты, на которые действует защита, и доводят ток про-
। руаки до величины тока срабатывания реле. Таким образом проверяют дейст-
IU10 защиты на отключение защищаемого объекта.
319
В случае включения нескольких защит на одни и те же трансформаторы
тока необходимо все их, кроме проверяемой, вывести из работы при помощи
накладок, предусмотренных в цепях. Выходные контакты реле, реагирующих
на параметры, получить которые в процессе проверки защиты не представля-
ется возможным (реле направления мощности в максимальных направленных
защитах, реле напряжения защит с блокировкой по напряжению и др.),, необ-
ходимо зашунтировать, чтобы прн срабатывании токовых реле защита сраба-
тывала.
При проверке взаимодействия реле опробуют действие каждого из них от
руки путем замыкания и размыкания его контактов. Таким образом, при вклю-
ченных коммутационных аппаратах, на которые должна действовать защита,
осуществляется полная имитация работы защиты.
Проверку н наладку электронных защит проводят в соответствии со спе-
циальными инструкциями. При прогрузке электронных защит пользуются темп
же методами, что и для релейно-контактных защит.
В 1979 г. заводами МПС намечен серийных выпуск специальных при-
боров для проверки и настройки электронных защит. С помощью этих прибо-
ров, кроме выполнения специфичных для электронных защит проверок (уста-
новка фазового угла между током и напряжением на входе защиты и др.),
можно будет также прогружать защиты током до 40 А.
Глава
VII
УСТРОЙСТВА АВТОМАТИКИ И ТЕЛЕМЕХАНИКИ
75. ПОЛУПРОВОДНИКОВЫЕ ПРИБОРЫ
Полупроводниковые приборы (диоды, стабилитроны, транзисторы и др.)
ипляются основными элементами электронной аппаратуры автоматики, телеме-
ханики и защиты, широко применяемой в устройствах электроснабжения элект-
рифицированных железных дорог. Применение полупроводниковых приборов
поиюляет создавать аппаратуру, обладающую рядом преимуществ по сравне-
нию с релейно-контактной аппаратурой (непрерывная работа устройств, быст-
родействие и пр.).
Полупроводниковые диоды широко применяют в качестве элементов логи-
'ич'ких и матричных схем, схем выпрямления и др.
В табл. 187'—190 приведены следующие данные диодов:
fav Ud} — наибольшее допустимое среднее значение прямого тока
тах (здесь и ниже в скобках старое обозначение параметра);
Z/?тах ( ) — наибольший допустимый постоянный прямой ток;
Л'Л!тзх( НЗИбОЛЬШИЙ допустимый импульсный прямой ток при за-
данной длительности импульса f ( ia у
^RAv(^^np)— среднее значение прямого падения напряжения притоке
/^итах:
(7F (&Unp) — постоянное прямое напряжение при токе (или ДРУ"
гом, указанном в таблице);
ах’ (^обР) ~ наибольшее допустимое постоянное или импульсное (ин-
ш х max деке му обратное напряжение;
IRAV ’ I r( А>бр ) — среднее значение обратного тока и постоянный обратный
ток при напряжении Г7длгтах и UR ;
; UF — значения постоянных обратного тока и прямого падения
напряжения, которые должны иметь диоды, устанавли-
ваемые в модулях серий ДТЛ-62 и «Сейма» или в аппа-
ратуре, построенной на этих модулях (измеряют. при
постоянном обратном напряжении UR и постоянном
прямом токе /р , указанных в таблицах).
Величины Up и (при UR — 10 В) могут быть определены прибором ПТД
(гм. табл. 218). Точность определения —10%. С помощью прибора ПТД можно
Шкжс проверять, выдерживают ли диоды указанное в таблицах обратное напряже-
ние Uдтзх (до 240 В). При определении Up по лимбу прибора ПТД устанавли-
iiiiior через диод постоянный ток /р в соответствии с данными таблиц.
Выпрямительные диоды одного и того же типа допускают параллельное со-
। цпЩ'Нпс при условии отсутствия перегрузок любого параллельно подключенно-
III диода по току.
II Об 321
Таблица 187
Технические данные кремниевых и германиевых диодов (до 300 мА)
Тип ‘ХСШ...,, а S к rt £ !rav • мкА- не более / , мкА, не более А* и' , В, не более Г Перегрузочная спо- собность
ДТЛ-62 « Сейма» ДТЛ-62 «Сейма»
Д226Б 400 300 100 1 при 1 при 0,7 0,8 По среднему зна-
Д226В Д226Г 300 200 100 100 TZk=20 В i\ 6^=10 В при l'p = при l'p= чению прямого то- ка до 2,5 А (ампли-
Д226Д 100 100 = 10 мА — 10 мА тудного значения) в течение трех-че- тырех периодов (пе- реходный процесс)
Д206 100 100 50 — — — — Одноразовая ше-
Д207 200 стикратная пере-
Д208 300 грузка по выпрям-
Д209 400 ленному току
Д210 500
Д211 600
Д223 50 50 1 — 1 при — 0,8 / = 500 мА Г2Итах
17^=10 В при 1р= при tp = 14-2 с
Д223А 100 50 1 = 10 мА
Д223Б 150 50
Д7Б 100 300 300 — —. — — Однократная пе-
Д7В 150 регрузка по прямо-
Д7Г 200 му току 1 А в те-
Д7Д 300 чение 1 с
Д7Е 350
Д7Ж 400 1
П р м е [НИИ я. 1. С/РАУ ДЛЯ германиевых диодов Д7Б—Д7Ж н е более 0,5 В, для ос-
тальных — не более 1 В.
2. Для силовых цепей у диодов Д226—Д226Д 1' не более 10 мкА.
3. Рабочий диапазон частот диодов — до 1 кГц; для Д7Б—Д7Ж — до 2,4 кГц.
Таблица 188
Технические данные кремниевых и германиевых
высокочастотных диодов
Тип 'Л'И'щах ' мА I#, мкА, не более В, не более °Мпах ’ ^тах ’ В 1р , мА ^тах ’
ДЮ4 30 0,5 1 при 2 мА 100
Д104А 30 0,9 » 1 » 100
Д105 30 0,5 1 » 2 » 75 —
Д105А 30 0,9 » 1 » 75
ДЮ6 30 0,5 1 » 2 » 50 —
Д106А 30 0,9 » 1 » 50
322
Продолжение табл. 188
Тип lFAVmtai • мА , мкА, не более , в, не более ^тах ’ ^тах ’ В I р , мА гтах
/19В 40 250 1 при 90 мА 10 125
)1<)В 20 1 » 10 » 30 62
Ц9Г 30 1 » 30 » 30 98
/19Д 30 1 60 » 30 98
Ц9Е 20 1 » 30 » 50 62
/1.9Ж 15 1 » 10 » 100 48
3911 30 120 1 30 » 30 98
/1,9К 30 60 1 » 60 » 30 98
Л.9Л 15 250 1 » 10 » 100 48
Примечания. 1. При установке в модулях серин «Сейма» для диода Д106 U р не бо-
'ИЧ> 1 В при токе l'p = 10 мА и не более 1 мкА при (7^ = 10 В; для диодов Д9Г и Д9Д Up
ПС более 0,6 В при токе l’ = 10 мА и l' не более 0,1 мА при (7^ = 10 В.
2. Наибольшая рабочая частота для кремниевых диодов (Д104—Д106А) — 0,15 мГц, для
Iерманиевых (Д9Б—Д9Л) — 0,1 мГц.
Таблица 189
Технические данные кремниевых и германиевых диодов (до 10 А)
Тип А lRAV • мА, не более ufav > в> ие более Un ”тах В Кратность перегрузки по току в течение 0,5 с
11,242, Д242А 10 2 1 100 3
Д242Б 5 2 1 100 —
Л243, Д243А 10 2 1 200 —
Д243Б 5 2 1 200 —
/1,245, Д245А 10 2 1 300 —
ДЙ45Б 5 2 1 300 —
9,246, Д246А 10 2 1 400 —
'1.246Б 5 2 1 400 —
ДЙ47 10 2 1 500
Л.Й47Б 5 2 1 500 —
ДЙ48Б 5 2 1 600 —
Д302 1 0,8 0,3 200 4
дзоз 3 1 0,35 150 1,5
?1,304 5 2 0,3 100 2,5
,/1,305 10 2,5 0,35 50 2
Примечания. 1. При установке в аппаратуре на модулях серии «Сейма» для диодов
И '1 ‘ и' не более 1 В при токе /' =0,5 А и f не более 9 мА прн и' = 50 В.
Г г к К
Максимальная рабочая частота 1 кГц.
II'
323
Таблица 190
Технические данные кремниевых и германиевых импульсных диодов
о S о X I_ , мкА, i\ не более
Тип и 03 О
В к. - * о Сг Ч С' о ДТЛ-62 «Сейма»
•«ч О о
и'р > В- "Ри 4 = es 10 мА, не более t/p , В -^шах IРМ „ , мА, гуишах ’ при /р=10 мкс Перегрузоч- ная способ- ность в тече- ние 0,5 с
ДТЛ-62 «Сейма»
Д219А 50 1 1 — — — — 70 500 —
Д220 50 г 1 1,5 1 при 17^=10 В 0,7 при t/n=10 В 0,8 0,8 50 500 —
Д220А 50 1 1,5 — — — 70 500 —
Д220Б 50 1 1,5 — — — — 100 500 —
Д310 500 20 0,6 12 при £7^=10 В 0,6 при £7^=10 В 0,3 0,35 20 800 = rmax = 1,5 мА, Un =35 В ^max
Примечания. 1. Время восстановления обратного сопротивления trr не более 0,5 мкс;
для диодов Д310 — не более 0,3 мкс.
2. Q = 15 пФ.
3. Для диодов Д310 zFXIzmax” 250 мА-*
Таблица 191
Технические данные кремниевых стабилитронов Д808—Д814
Тип С7ст . В Rdl ' Ом> не более ТКН, % на 1°С, не более ^тах мА Рд , мВт
Д814А 7— 8,5 6 0,070 40 340
Д814Б 8— 9,5 10 0,080 36 340
Д814В 9—10,5 12 0,090 32 340
Д814Г 10—12 15 0,095 29 340
Д814Д 11,5—14 18 0,095 24 340
Д808 7— 8,5 6 0,070 33 280
Д809 8— 9,5 10 0,080 29 280
Д810 9—10,5 12 0,090 26 280
Д811 10—12 15 0,095 23 280
Д813 11,5—14 18 0,095 20 280
Примечания. I. Д(7др ие более 1 В при токе 50 мА.
2. /у =3 мА.
3. /кл = 5 мА.
4. Япс = 0,3°С/мВт.
Диоды Д226 и другие допускают последовательное соединение без специаль-
ного подбора при шунтировании каждого диода конденсатором или резистором
(например, диоды Д243—Д248 и Д302—Д305 рекомендуется шунтировать ре-
шсторами из расчета 10—15 кОм на каждые 100 В амплитуды обратного на-
пряжения Un). Для увеличения надежности рекомендуется применять диоды
при величинах Ua и If, меньших, чем приведенные в таблицах предельно до-
пустимые значения. Так, в модулях серий ДТЛ-62 и «Сейма» приложенное к
диодам в обратном направлении напряжение, как правило, во много раз мень-
ше t/лтах, а величина прямого тока значительно меньше /ртах- При выборе ди-
ода по обратному напряжению необходимо также учитывать возможность пе-
ренапряжений в аппаратуре.
При построении логических схем особое внимание обращают на величины
/7^. и 1^.
Стабилитроны, применяемые в качестве стабилизаторов напряжения в раз-
личных электронных устройствах, представляют собой разновидность кремние-
вых вентилей, у которых рабочая точка в нормальном режиме лежит на уча-
стке вольт-амперной характеристики, соответствующем состоянию электрическо-
। о пробоя в р-п-структуре. В проводящем направлении и при обратных напря-
жениях, меньших напряжения пробоя, кремниевые стабилитроны ведут себя
подобно обычным полупроводниковым диодам. Стабилизирующее действие ста-
билитронов основано на относительно низком дифференциальном сопротивлении
в режиме электрического пробоя. При этом напряжение на стабилитроне U ,.Л
сохраняется относительно постоянным при изменении проходящего через него
тока.
В табл. 191 и 192 приведены значения UCT для различных стабилитронов,
измеренные при классификационном токе 1Кп, а также следующие их данные:
Rd— дифференциальное сопротивление, т. е. отношение приращения напряже-
ния на стабилитроне к вызвавшему его малому приращению тока при за-
данной величине тока;
Rdi — дифференциальное сопротивление при токе I z . в случае работы в ре-
жиме стабилизации; mln
Rd2— то же при классификационном токе / ;
ТКН — температурный коэффициент напряжения стабилизации — отношение отно-
сительного изменения напряжения стабилизации к абсолютному изменению
температуры окружающей среды, выраженное в процентах на градус (при
токе /кл);
/z —наибольший допустимый ток стабилизации;
/-, — наименьший ток стабилизации;
z-mln
Pd — наибольшая мощность стабилизации при длительной работе;
Д//пр — прямое падение напряжения при прохождении через стабилитрон тока оп-
ределенной величины;
/?пс — тепловое сопротивление м.ежду р-п-переходом и средой.
Транзисторы — трехэлектродные полупроводниковые приборы. Их применя-
ют в качестве основных элементов различных электронных устройств: тригге-
ров, усилителей, инверторов и т. п. В электронной аппаратуре телемеханики, ав-
томатики и защиты на электрифицированных железных дорогах применяют
главным образом транзисторы низкой частоты со структурой р-п-р, включенные
преимущественно по схеме с общим эмиттером.
В рассматриваемой электронной аппаратуре транзисторы в большинстве
случаев работают в режиме переключения, чем определяется особое значение
электрических данных, относящихся к работе транзистора в насыщенном или
закрытом состоянии.
В табл. 193 195 приведены данные, характеризующие работу транзисторов
В режиме переключения при установке их в модулях серий ДТЛ-62 и «Сейма», или
I) аппаратуре, построенной на этих модулях (hnE , UCEsat , ICB0 , I Ево) , а так-
же другие каталожные данные:
325
h2lE Рст ) ~ статический коэффициент передачи тока (коэффициент
усиления) в режиме большого сигнала [й21£. определяют
в режиме насыщения при заданных токе коллекто-
ра zc(zK) и напряжении между коллектором н эмитте-
fc
Р°м ^СЕ5а<(А^эк)п0Ф°РмУлеЛ2^ = 7^. гДе ZHZ6)
z сво ( Zko )
^ЕВО
ток базы];
( /э0 ) — обратные токи коллектора и эмиттера транзистора при
заданном обратном напряжении коллектор-база ( IqBo)
или эмиттер-база (IЕво ) и разомкнутом выводе эмит-
тера или коллектора;
^С£,тах (^э)— наибольшее допустимое напряжение коллектор-эмиттер;
ZC > zCAf ( Zk ) — наибольший допустимый длительный или импульсный
max max / (ИНдекс Л4) ток коллектора;
PCmaX (^тах) ~ наибольшая допустимая мощность, рассеиваемая транзи-
стором без дополнительного внешнего теплоотвода;
РСЕ ах^Г'тах) — т0 же’ н0 с Д°полнительнЬ1М внешним теплоотводом;
£7в£тах(^зб) — наибольшее допустимое напряжение Между эмиттером
и базой;
^5тах ( тах ) ~ наибольший ток базы;
RBE (^бэ) ~ внешнее сопротивление между базой и эмиттером;
RtfljC (Rm) — тепловое сопротивление между переходом и теплоот-
водом.
Параметры транзисторов h2lE, а также /сво и IЕВ0 (только при
UCE = 10 В) проверяют прибором ПТД. Точность определения параметров —
10%. При определении k21E по лимбу прибора устанавливают через насыщен-
ный транзистор ток 1С, а по вольтметру прибора — напряжение Ucssat в с0"
ответствии с данными таблиц.
В каталогах рекомендуется для повышения надежности работы эксплуати-
ровать транзисторы при рассеиваемой мощности ие более 0>?^с > напряжении
коллектор-эмиттер закрытого транзистора не более 0,TUCE и токе коллек-
тора не более 0,9/с. В модулях серий ДТЛ-62 н «Сейма»* коллекторные токи
и рассеиваемая мощность при насыщении транзистора, как правило, значи-
тельно меньше этих значений (от 0,15 до 0,3/с для транзисторов МП40 и им
подобных), а коллекторное напряжение питания Uc (UK) *= 8 В, что для
ряда транзисторов, установленных в этих модулях (МП20А, МП25Б, МП40,
МП116), составляет (0,2 + 0,5) ^сЕтах
Запрещается использовать транзисторы при совмещении двух предельно
допустимых значений, а также эксплуатировать их даже при кратковременном
превышении предельно допустимых значений параметров. Транзисторы запреща-
ется использовать с разомкнутой по постоянному току цепью базы. При вклю-
чении транзисторов в схему базовый вывод следует присоединять первым, а
отключать последним. При применении транзисторов (особенно кремниевых) не-
обходимо предусматривать меры по защите их от возможных перенапряжений.
Тиристоры триодные малой мощности (табл. 196) применяются в качестве
выходных элементов в аппаратуре электронных защит и телеблокировки.
Диодные тиристоры (динисторы) применяют в различных устройствах уп-
равления и автоматики (табл. 197) преимущественно в качестве пороговых эле-
ментов.
Оптронные схемы, включающие в себя излучающие диоды-светодиоды (табл.
198) и фотосопротивления (табл. 199), находят все большее применение в эле-
ктронных устройствах автоматики.
Д26
Таблица 192
Технические данные Кремниевых стабилитронов Д815—Д817
Тип ^СТ , В Pdl > Ом> не более Rd2 > Ом> не более ТКН, % на 1°С, ие более 7 7 ^max , мА /я . ^min, мА рд, Вт Асл , мА
Д815И 4,7 40 0,9 0,056 1400
Д815А 5,6 40 0,9 0,056 1400 ЕЛ О 1ЛЛЛ
Д815Б 6,8 30 1,2 0,062 1150 ои 1 vvU
Д815В 8,2 16 1,5 0,088 950
Д815Г 10,0 30 2,7 0,100 800
Д815Д 12,0 40 3,0 0,110 650 1 QR о ЕЛЛ
Д815Е 15,0 50 3,8 0,130 550 Ovv
Д815Ж 18,0 60 4,5 0,140 450
Д816А 22,0 240 10,0 230
Д816Б 27,0 300 12,0 180
Д816В 33,0 300 15,0 । 0,150 150 10 5 150
Д816Г 39,0 300 18,0 130
Д816Д 47,0 300 22,0 ПО
Д817А 56,0 400 52,0 90
Д817Б 68,0 400 60,0 75 Е Е ЕЛ
Д817В 82,0 600 67,0 > U,16U 60 О О оО
Д817Г 100,0 800 75,0 50
Примечания. 1. Наибольший разброс напряжения стабилизации ±15%.
2. At/np не более 1,5 В при токе 0,5 А.
3. Стабилитроны устанавливают на теплоотводе (охладителе).
4. Допускается двукратная перегрузка по току стабилизации в течение 1 с.
Таблица 193
Технические данные германиевых транзисторов
малой мощности низкой частоты
Тип Ucf , В с с max S и св Е Рс , мВт стах л21£ п₽и uCEsat ^°>2 в> не меиее А?ВО и 1ЕВ0 • мкА> ие более
ДТЛ-62 «Сейма» ДТЛ-62 «Сейма*
МП20А 20 300 150 25 при 1с = 150 мА —• 50 при ис = 30 В —•
МП25 40 300 200 — — — —
МП25А 40 400 200 . — — — —
МП25Б 40 400 200 — 13 при /с — 150 мА — 25 при U с = 10 В
МП39, МП39Б 15 150 150 — — — —
МП40 15 150 150 — 17 при /с = 40 мА — 20 при U с = Ю В
МП40А 30 150 150 — — — —
МП41 15 150 150 — — — —
МП41А 15 150 150 50 при /с = 20 мА — 15 при 77с = 5 В —
327
Продолжение табл. 193
Тип Upp , В ccrtiax Ip ля » МА СЛ1тах Рг . мВт Lmax ft21£ при ^CEiaZ<°'2 В’ не менее !сво и !ево > мкА> не более
ДТЛ-62 «•Сейма» ДТЛ-62 «Сейма»
МП42 МП42А 15 15 150 150 200 200 15 при /с = 40 мА 1 17 при J 1с =40 мА 25 при Uc = 15 В 1 20 при | Uc =ЮВ
МП42Б 15 150 200 50 при /с = 20 мА — 25 при Uc = 15 В •—’
Примечания. 1. У транзисторов МП25Б Л21Е измеряют при UcEsat < 0,3 В‘
2. Для транзисторов МП25-МП25Б при рассеиваемой мощности до 100 мВт иСЕтп~50 В'
3. Л/Л^ = 0,2°С/мВт.
Таблица 194
Технические данные кремниевых транзисторов
малой мощности низкой частоты
Тип усдтаХ) в ^САТтах» А /стах! А 1 Стах» мВт /г21£ ПРИ Upp 2 0,4 В, LCsat не менее !сво и !ево , мкА, не более
КТ203А 60 50 10 150 — —
КТ203Б 30 50 10 150 — —
КТ203В 15 50 10 150 12 при 1с — 20 мА 1 при ис = 10 В
КТ201А 20 100 20 150 10 при 1с = 20 мА 1 при ис = 10 В
КТ201Б 20 100 20 150 — —
КТ201В 10 100 20 150 — —
КТ201Г 10 100 20 150 — —
КТ201Д 10 100 20 150 — —
КТ605А 250 200 100 400 — —
КТ605Б 250 209 100 400 — —
МП105 30 50 — 150 — —
МП106 15 50 — 150 — —-
МП116 15 50 —— 150 13 при 1с — 20 мА 10 при ис = ю в
Примечания. I. У транзисторов МП116 Л21£- измеряют при UcEsat °’.3 в'
2. Транзисторы К201 — типа п-р-п.
3. Rtiijc = 0,3°С/мВт.
328
Таблица 195
Технические данные германиевых и кремниевых транзисторов
большой мощности низкой частоты
Тип СО и rt S £ •С и го S и рр > Вт umax . хешст V ‘ . ХВШ^п а ‘ зап ^21£ ПРИ Upp . 0,2 В и 1р ~ 100 мА, не более !сво и !ево • мкА- не более Rthjc, °С/Вт
ДТЛ-62 «Сейма» ДТЛ-62 «Сейма»
11213 40 5 11,5 0,5 15 — — — 3,5
1I213A 30 5 10,0 0,5 10 25 — 400 при Uc =30 В — 4
Н213Б 30 5 10,0 0,5 10 —- .— — — 4
П214 55 5 10,0 0,5 15 25 25 400 при ис =30 В 150 при ис =10 В 4
I1214A 55 5 10,5 0,5 15 — — — — 4
П214Б 55 5 11,5 0,5 15 — — — — 3,5
П214В, П214Г 55 5 10 0,5 10 — — — — 4
П215 70 5 10 0,5 15 — — — — 4
П217 45 7,5 30 0,75 15 — — — — 2
П217А ' 45 7,5 30 0,75 15 — — — — 2 '
П217Б 45 7,5 30 0,75 15 — — — — 2
П217В 60 7,5 24 0,75 15 — — — — 2,5
П217Г 60 7,5 24 0,75 15 25 — 400 при Uc =30 В — 2,5
ГТ701А 100 12,0 50 0,15 15 — — — — 1,2
КТ801А 80 2 5 0,4 2,5 — 15 — 5000 при Uc =10 В без охла- дителя
КТ801Б 60 2 5 0,4 2,5 — — — — То же
Примечания. 1. у кремниевых транзисторов КТ801 h^ip измеряют при 1р = 0,5 А
и Upp -^1,5 В.
2. У транзисторов П213 — II21.5 ^С^щах ПРН ^ВЕ^^О Ом; КТ801 — при Rbe С100 Ом.
3. При температуре охладителя £охл до +45СС
85 — /охл
СЛпах - Rthjc ‘
Технические данные тиристоров триодных КУ202
Ток утечки /ут, мА, при //пр.max, не более....................10
Обратный ток утечки /ут.обр, мА, при //обр.тах, не более .... 10
Остаточное напряжение Uo^., В, при //пр. max, не более .... 2
Ток спрямления /Спр, мА, при //пр.min = 10 В.................100
Напряжение спрямления //спр, В, при /упр = /спр............... 5
Ток выключения /ВЬ1КЛ, мА, не более..........................200
du
Скорость нарастания прямого напряжения В/мкс.................. 5
ПОСТОЯННЫЙ ТОК В ОТКРЫТОМ СОСТОЯНИИ /пр-тах, А................10
Напряжение помехи //пом.упр, В, не менее.....................0,2
329
Таблица 196
Допустимые напряжения тиристоров триодных КУ202
Тип —' 1 , Наибольшее допустимое напря- жение, В, при /ут < 10 мА Тип Наибольшее допустимое напря- жение, В, при /ут *5 10 мА
прямое ^пр-тах обратное С/о6р.тах - прямое ^пр.шах обратное ^обр.шах
КУ202А 25 Не нормируется КУ202Ж 200 Не нормируется
КУ202Б 25 25 КУ202И 200 200
КУ202В 50 Не нормируется КУ202К 300 Не нормируется
КУ202Г 50 50 КУ202Л 300 300
КУ202Д 100 Не нормируется КУ202М 400 Не нормируется
КУ202Е 100 100 1 КУ202Н 400 400
Таблица 197
Технические данные диодных тиристоров (динисторов)
Тип Амплитуда пускового импульса, В Предельно допустимое постоянное прямое на- пряжение, В Предельно допустимое напряжение импульса помехи, В Тип Амплитуда пускового импульса, В Предельно допустимое постоянное прямое на- пряжение, В Предельно допустимое напряжение импульса помехи, В
КН102А 20 5 2,0 кню2д 80 20 8,0
КН102Б КН102В 28 40 7 10 3,0 4,0 КН102Ж 120 30 12,0
КН102Г 56 14 6,0 КН102И 150 50 15,0
Примечания. 1. Ток утечки динисторов 100 мкА.
2. Остаточное напряжение 1,5 В.
3. Обратный ток 0,5 мА.
4. Ток выключения: при +70 ±2°С — 0,1 мА; при —40 ±2°С — 15 мА.
5. Время восстановления 40 мкс.
6. Емкость 80 пФ.
7. Амплитуда пускового импульса дана при условии наличия активного сопротивления
в цепи динистора, не превышающего 500 Ом.
8. Предельно допустимый средний прямой ток 200 мА.
Таблица 198
Технические данные излучающих диодов (светодиодов)
Тип Наибольший постоянный прямой ток, мА Яркость, нт, не менее Постоянное прямое напря- жение, В Наибольшее им- пульсное напря- жение в обратном направлении, В Цвет свечения
2Л101А 10 10 5 Желтый
2Л101Б 20 15 5 — »
ЗЛ102А ' 12 5 3,2 2 Красный
ЗЛ102Б 12 30 3,8 2 »
ЗЛ102Г 12 10 10 2 »
Примечания. 1. Длительность наибольшего импульсного обратного напряжения — до
20 мкс, частота повторяемости — до 1 кГц.
2. Яркость и постоянное прямое напряжение для светодиодов 2Л даны при наибольшем
постоянном прямом токе; для светодиодов ЗЛ102А — при постоянном прямом токе 5 мА; для
светодиодов ЗЛЮ2Б и ЗЛ102Г — при постоянном прямом токе 10 мД.
330
Таблица 199
Технические данные фотосопротивлений
Тип Номинальное темновое сопротивление, Ом, не менее Темновой ток, мкА, не более Световой ток, мкА, не более Кратность изменения сопротивления при освещенности 200 лк, не менее Наибольшее рабочее напря- жение, В, не более
СФ2-1 15-10° 1 500 500 15
СФЗ-1 30-106 0,5 750 1500 15
СФ2-1А 15-106 1 175-650 — 15
СФЗ-1А 30-106 0,5 750 — 15
Примечания. I. Для фоторезисторов темиовой ток дан прн напряжении 15 В.
2. Для фоторезисторов СФ2-1, СФЗ-1 и СФ2-1А световой ток дан при напряжении 15 В
и освещенности 200 лк, а для фоторезисторов СФЗ-1А — прн напряжении 5 В и освещенности
300 лк.
3. Наибольшее рабочее напряжение для фоторезпсторов СФ2-1 н СФЗ-1 дано при освещен-
ности 200 лк, а для фоторезпсторов СФ2-1А и СФЗ-1А — прн освещенности 300 лк.
Охладители применяют для реализации номинальных токов и мощностей
ряда полупроводниковых приборов: транзисторов большой мощности, диодов с
номинальным током более 1 А, стабилитронов серий Д815—Д817. В ряде слу-
чаев полупроводниковые приборы не имеют заводских охладителей и их при-
ходится рассчитывать и конструировать при установке. Основным парамет-
ром при заданной температуре перехода и рассеиваемой мощности, определяю-
щим конструкцию охладителя, является необходимое тепловое сопротивление
между корпусом полупроводникового прибора и окружающей средой. В том
случае, если полупроводниковый прибор имеет заводской охладитель, но уста-
навливается без него, необходимо обеспечить эквивалентный теплоотвод при
помощи специального охладителя или шасси, масса и площадь которых должны
быть не 'менее, чем у заводского .охладителя. Фаски в отверстиях для крепления
полупроводниковых приборов недопустимы. При установке обеспечивают наде-
жный электрический и тепловой контакт между основанием прибора и охлади-
телем. Для этого, а также для сохранения целости полупроводникового при-
бора усилие затяжки должно быть в следующих пределах:
Для диодов Д242 —Д248 .............................. 15—20 кгс-см
» стабилитронов Д815—Д817.........................7—10 »
» тиристоров КУ202 .................- . .......... 20—25 »
Место крепления полупроводникового прибора к охладителю должно быть
тщательно очищено от краски.
Чтобы улучшить теплопередачу в контакте, рекомендуется при монтаже
применять смазку ЦИАТИМ № 221 или какое-либо невысыхающее масло. При
необходимости электрической изоляции корпуса (коллектора) транзистора от
охладителя или шасси между транзистором н теплоотводом рекомендуется
прокладывать шайбы из оксидированного алюминия или слюды. При этом теп-
ловое сопротивление увеличивается на 0,5°С/Вт на каждые 50 мк слюдяной
прокладки или на 0,25°С/Вт на каждые 50 мк слоя окиси алюминия. Полу-
проводниковые приборы с охладителями следует располагать так, чтобы ребра
охладителей находились в вертикальной плоскости, а ось прибора — в -горизон-
тальной плоскости. В аппаратуре полупроводниковые приборы следует уста-
навливать таким образом, чтобы обеспечить беспрепятственное их охлаждение
(например, естественное прохождение воздуха вдоль ребер охладителей) и
предохранить от дополнительного нагрева со стороны соседней аппаратуры.
331
76. РЕЗИСТОРЫ И КОНДЕНСАТОРЫ
Условные обозначения, принятые в таблицах технических данных резисто-
ров и конденсаторов: Ри — номинальная мощность рассеяния; /-’н — номиналь-
ное сопротивление; Uv — рабочее напряжение резистора; UH — номинальное
напряжение конденсатора; t/H — испытательное напряжение; Сн — номиналь-
ная емкость конденсатора.
Непроволочные резисторы с постоянным сопротивлением МЛТ (табл. 200)
наиболее широко распространены в электронной аппаратуре.
Проволочные эмалированные трубчатые резисторы (табл. 201) применяют в
различных релейных и электронных устройствах, датчиках, в полупроводниковых
преобразовательных агрегатах (шунтирующие резисторы), когда требуется
обеспечить относительно большую мощность рассеяния. Резисторы изготовляют
трех типов:
ПЭ — проволочные, постоянные, эмалированные, невлагостойкие;
ПЭВ — то же влагостойкие;
ПЭВР — проволочные, эмалированные, влагостойкие, регулируемые.
Резисторы с переменным сопротивлением СП и ППБ (бескаркасные, табл.
202) широко применяют в цепях, где требуется изменять сопротивление в про-
Таблица 200
Технические данные резисторов МЛТ
Тип $•1 , Вт р*2 Ом *3 ир
МЛТ-0,125 0,125 От 10 до -2,2-10» 200
МЛТ-0,25 0,25 » 24 » 3,0-10» 250
МЛТ-0,5 0,5 » 24 » 5,1-10» 350
МЛТ-1 1 » 24 » 10-10» 500
МЛТ-2 2 » 24 » 10-10» 750
*’ в соответствии с таблицей принимают при /?и не выше 100 кОм (для МЛТ-0,25) и
300 кОм (для МЛТ-2). При дальнейшем увеличении Рн снижается (так, для МЛТ-2 при Рн=
= 1 МОм Рн ₽0,6 Вт, а при = 10 МОм Рн = 0,05 Вт).
*2 Ряды сопротивлений по ГОСТ 2825—67. Допустимые отклонения + 5, + 10, ±20%.
*3 Выдерживается резисторами без пробоя и электрических перекрытий при нагрузке пос-
тоянным или переменным током.
Таблица 201
Технические данные резисторов ПЭ, ПЭВ, ПЭВР
Тип Рн, Вт /?н- с )м Тип Рн, Вт Ом
пэв-з 3,0 От 3 до 510 ПЭ-50 50,0 От 1 до 16 000
ПЭ-7,5 7,5 » 3 » 5100 ПЭВ-50 50,0 » 18 » 51 000
ПЭВ-7,5 7,5 » 1 » 3 300 ПЭВР-50 50,0 » 22 » 1 500
ПЭВ-10 10,0 » 1,8» 10 000 ПЭ-75 75,0 » 1 » 30 000
ПЭВР-10 10,0 » 3 » 220 ПЭВ-75 75,0 » 47 » 56 000
ПЭ-25 25,0 » 4,7 » 5 600 ПЭВ-100 100,0 » 47 » 56 000
ПЭВ-25 25,0 » 10 » 24 000 ПЭВР-100 100,0 » 47 » 2 700
ПЭВР-25 25,0 » 10 » 510 ПЭ-150 150,0 » 1 » 51 000
Примечания. 1. Испытательное напряжение (7И прикладывается между токопроводящи-
ми частями резистора и специальным электродом, помещенным в трубке резистора. Его величина1
для резисторов ПЭ — 2000 В постоянного тока или 1400 В переменного тока (эффективное значе-
ние); для резисторов ПЭВ и ПЭВР — 2800 В постоянного тока или 2000 В переменного тока
(эффективное значение).
2. Ряды сопротивлений по ГОСТ 2825—67. Допускаемые отклонения +5; + 10%.
332
Таблица 202
Технические данные переменных резисторов
Тип Рн, Вт Ур, в Функциональные характеристики
СП-I; СП-11 1,00 От 470 Ом до 4,7 МОм 500(750) А
CII-III; СП-IV 0,50 » 4,7 кОм » 2,2 » 400(600) Б, В
(сдвоенные) СП-I; СП-П 0,50 » 470 Ом » 4,7 » 400 А
О МП; СП-IV 0,25 » 4,7 кОм » 2,2 » 350 Б, В
(сдвоенные); СП-V ППБ-1 1,00 » 100 Ом » 10 кОм 300
ППБ-2 2,00 » 100 » » 10 » 400
ППБ-3 3,00 » 4,7 » » 22 »' 400 д
11ПБ-15 15,00 » 2,2 » » 47 » 500
ППБ-25 25,00 » 2,2 » » 47 » 500
11ПБ-50 50,0 » 2,2 » » 47 » 500
Примечания. 1. CZp — напряжение постоянного или переменного тока (эффективное
значение). В скобках указаны пиковые значения импульсного напряжения.
2. Рн первого резистора (считая со стороны оси) у сдвоенных резисторов равна 100%,
второго — 50% значений, указанных в таблице.
3. Резисторы, указанные в одной строке таблицы, отличаются наличием или отсутствием
фиксации корпуса и наличием или отсутствием стопора оси.
4. ряды сопротивлений по ГОСТ 10318—74.
5. Допустимые отклонения /?н: для резисторов СП до 220 кОм ±20%, свыше 220 кОм ±30%;
для резисторов ППБ ±5, ± 10%.
цессе надалки и регулировки аппаратуры. Функциональные характеристики из-
менения сопротивления резисторов при вращении подвижной системы по часо-
вой стрелке (вид со стороны оси) могут быть линейными (А), логарифмически-
ми (Б) и обратно-логарифмическими (В).
Для повышения надежности непроволочные резисторы рекомендуется экс-
плуатировать при рассеиваемой мощности не более 0,5 Рн, а проволочные —
не более 0,35 Рп. При установке переменных резисторов необходимо проверять
величину проходящего по резистору тока в случае почти полностью выведенно-
го сопротивления резистора. Этот ток ие должен превышать номинальное зна-
чение
В том случае, если резисторы работают в кратковременном режиме, следу-
ет руководствоваться указаниями об их допустимых перегрузках, приведенны-
ми в каталожно-справочной литературе. При отсутствии таких указаний в ряде
случаев способность резисторов выдерживать кратковременные перегрузки мо-
жет быть определена опытным путем.
Металлобумажные конденсаторы МБМ и МБГО (табл. 203) предназначе-
ны для работы в цепях постоянного, пульсирующего и переменного тока
(МБМ и др.) или только в цепях постоянного и пульсирующего тока (МБГО
и др.).
При работе конденсаторов в цепях пульсирующего тока амплитудное значе-
ние переменной составляющей напряжения не должно превышать значений,
приводимых в справочной литературе. Ойо резко снижается с увеличением ча-
стоты.
В случае работы конденсаторов МБМ в цепях переменного тока при Ua —
= 160 В и частоте до 1000 Гц эффективное значение напряжения не должно
быть более 60 В.
333
Таблица 203
Технические данные металлобумажиых и слюдяных конденсаторов
тип: *-н с/н, в с/и. в
МБМ 0,05; 0,1; 0,25; 0,5; 1 мкФ 160 1,5Z7H
МБГО 2; 4; 10; 20; 30 мкФ 1601
1; 2; 4; 10; 20; 30 мкФ 300
1; 2; 4; 20 мкФ 400 Ua (750)
0,5; 1; 2; 4; 10; 20 мкФ 500
0,25; 0,5; 1; 2; 4; 10 мкФ 600
ССГ-1 От 150 до 50 000 пФ
ССГ-2 » 50000 до 100000 пФ | 350 1000
ССГ-3 » 100000 » 200000 »
Примечания. I. Выпускаются также конденсаторы МЕМ с другими номиналами напря.
жений и емкостей.
2. Допустимые отклонения Сн для металлобумажных конденсаторов ±10; ±20%; для слюдя-
ных конденсаторов ССГ от ±0,3 до ±5%.
3. С/и — значение постоянного напряжения. В скобках дано эффективное значение перемен-
ного напряжения.
Электролитические конденсаторы серии К-50 предназначены для работы в
цепях постоянного н пульсирующего тока. Их выпускают на напряжение Ua =
= 64-450 В с величинами емкостей Сн = 14-5000 мкФ (предельные величины
Un и Сн даны не для конкретных типов конденсаторов, а для всей серии К-50).
При работе в цепи пульсирующего тока амплитудное значение переменной сос-
тавляющей напряжения с частотой 50 Гц лежит в пределах 3—20% Сн для
различных типов и номиналов конденсаторов.
Необходимо) помнить, что корпус электролитического конденсатора — все-
гда его минусовая обкладка.
Слюдяные конденсаторы типа ССГ (см. табл. 203) широко применяют в
фильтрах приемо-передаюЩей и усилительной аппаратуры телемеханики и теле-
блокировки. .
Металлобумажные конденсаторы работают в электронной аппаратуре, как-
правило, при напряжениях, значительно меньших 1/н, и в цепях с малыми
пульсациями напряжения, что определяет их высокую надежность. Электроли-
тические конденсаторы, используемые в цепях с напряжением, близким к UB
или устанавливаемые в сглаживающих фильтрах, рекомендуется эксплуатиро-
вать при сумме постоянной составляющей и амплитудного значения переменной
составляющей, не превышающей 0,7 Ua (амплитудное значение переменной со-
ставляющей должно быть ие более значений, указанных в справочной литера-
туре) .
77. ПОЛУПРОВОДНИКОВЫЕ ЛОГИЧЕСКИЕ
И ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ (МОДУЛИ)
Полупроводниковые логические и функциональные элементы (модули) се-
рий ДТЛ-62 и «Сейма», разработанные лабораторией автоматики и телемеха-
ники ЦНИИ МПС, широко применяют в электронной аппаратуре автоматики,
телемеханики и защиты. Модули одной серин унифицированы по напряжениям
питания, входным и выходным сигналам, условиям применения, конструкции и
др. Применение модулей уменьшает стоимость электронной аппаратуры, а также
снижает вероятность ошибок при ее изготовлении. Значительно меньшими ста-
новятся эксплуатационные расходы, так как не требуется специальной наладки
и регулировки логических и функциональных элементов схем.
334
Рис. 120. Модуль серии ДТЛ-62
Модулям присуща высокая надежность, обеспечиваемая построением их
схем и, как правило, значительными коэффициентами запаса по отношению к
поминальным параметрам полупроводниковых приборов, резисторов и конден-
саторов, являющихся основными элементами модулей.
Серия модулей «Сейма» разработана с учетом большого опыта эксплуата-
ции аппаратуры, построенной на модулях серии ДТЛ-62, и отличается от нее
повышенной помехоустойчивостью, большей полнотой функционального набора,
улучшенной конструкцией -разъема и лучшей теплоотдачей. В этой серии макси-
мально используются новые кремниевые полупроводниковые приборы, облада-
ющие высокой эксплуатационной надежностью.
Логические элементы (модули) выполняют определенные логические опера-
ции и предназначены для работы от дискретных сигналов с двумя уровнями на-
пряжений — относительно низкого (сигнал 1) и относительно высокого (сиг-
нал 0). Они допускают работу с любыми устройствами, согласованными с входа-
ми модулей и подающими на них сигналы указанных уровней.
Конкретные уровни сигналов 1 и 0 для различных логических элементов
приводятся в технической документации на модули.
Конструктивно модули (рис. 120 и 121) представляют собой электроизоля-
ционную плату из фольгированного гетинакса с односторонним печатным мон-
тажом и навесными элементами. Печатную плату 3 вместе с 25-ножевой ко-
лодкой 4 в модулях серин ДТЛ-62 или 29-ножевйй колодкой в модулях серии
«Сейма» вставляют в обечайку 2, которая по ширине может быть одинарной
или двойной. На лицевой стороне обечайки расположены контрольные гнезда 1
для проверки работы модуля непосред-
ственно в устройстве и выгравированы
обозначения его типа и контрольных
гнезд. Рабочее положение модулей
вертикальное.
При необходимости замены каких-
либо навесных элементов в модуле
(транзисторов, диодов, резисторов, кон-
денсаторов и др.) их следует паять
припоем ПОС-61 (см. с. 340). Длина
выводов у элементов, устанавливаемых
на печатных платах, не должна быть
менее: у транзисторов — 15 мм, у дио-
дов — 8 мм; у конденсаторов и рези-
сторов — 5 мм. Напайка выводов не
/W
Рис. 121. Модуль серии «Лиена»
/6,5
допускается. Выводы навесных элемен-
тов на печатных платах под пайку
335
следует отогнуть, они должны выступать после пайкн над контактной площадкой
не более чем на 1,5 мм. Монтажные провода должны быть собраны в жгуты,
перевязаны нитками и закреплены скобами, под которые следует подложить
прессшпановые подкладки. Жгуты в блоках модулей, стойках н шкафах нужно
паять припоем ПОС-40. Перед пайкой концы монтажных проводов необходимо
вставить в паечные отверстия.
Расцветка изолирующих трубок, надеваемых на выводы транзисторов,
должна быть: для эмиттера — красной (коричневой); для коллектора — голу-
бой (синей); для базы — белой (желтой).
Цепи питания выполняются обычно проводами следующих расцветок:
«плюс» — красный (коричневый); «минус» — голубой (синий).
Электрическое сопротивление изоляции элементов' между контактными вы-
водами токоведущих частей, не связанных между собой электрически, а также
между выводами и винтами крепления должно быть не менее 200 МОм, при
температуре 20°С и относительной влажности 65%. Электрическая изоляция
должна выдерживать в течение 1 мин испытательное напряжение 500 В пере-
менного тока частотой 50 Гц при рабочем напряжении до 24 В и 1500 В при
рабочем напряжении до 220 В.
Модули собирают, устанавливая вплотную друг к другу, в блоки модулей
БМ. В БМ предусмотрена возможность размещения полупроводниковых прибо-
ров и других комплектующих изделий вне модулей, на специальных платах
нли панелях. В БМ по числу модулей установлены 25- или 29-гнездные ко-
лодки и от одной до четырех 30-иожевых плоских колодок для внешних связей.
В БМ аппаратуры, подверженной тряске, устанавливают круглые свинчиваю-
щиеся разъемы. Монтаж в БМ ведется, как правило, проводом ПМВГ или прн
необходимости экранированным проводом.
Технические данные логических и функциональных элементов (модулей)
приведены в табл. 204—208.
Надежность работы модулей определяется величиной потока отказов Л —
средним числом отказов в единицу времени.
Для однотранзисториого модуля серии «Сейма», содержащего также диоды,
резисторы и конденсаторы, Х=0,3-10—6 1 /ч,
Рис, 122. Логические схемы:
а — И для сигналов 1, ИЛИ — для сигналов О; б — ИЛИ для сигналов 1, И — для сигна-
лов О; в — НЕ; г — И — НЕ — для сигналов 1, ИЛИ — НЕ — для сигналов О;
д — И — ИЛИ — НЕ — для сигналов 1, ИЛИ — И — НЕ — для сигналов О; е — ПАМЯТЬ
336
Таблица 204
Число одинарных модулей в блоках модулей БМ
Тип БМ ДТЛ-62 «Сейма»
I 10 5
II 22 12
III — 19
IV — 26
Примечание. Один двойной модуль занимает место двух одинарных.
Таблица 205
Применение модулей в электронной аппаратуре
Серия модулей Электронная аппаратура Климатические условия работы
ДТЛ-62 Система телемеханики ЭСТМ-62 Устройства БФАМ; БФАМ-70 От +5 до +50°С (шкаф КПРМН в ЭСТМ-62, от —30 до +50°С)
«Сейма» Устройство АРМ Устройство АР НМ и др. Система телемеханики «Лиена» Устройства УТБП(С); УЗТБ(С), УТБ, УЭЗФТ; УЭЗФП Устройства ОМП Комплексы электронной аппарату- ры «Миасс» и «Сейма» , Устройство УТРНК и др. при относительной влажности от 30 до 80% при 4-35°С От —30 до 4-50°С при относи- тельной влажности воздуха 65 ±15% при температуре 20±5°С
Примечание. В последнее время ведется разработка электронных устройств для элект-
рифицированного железнодорожного транспорта с применением элементов интегральных схем.
Таблица 206
Логические операции
Наименование Содержание логической операции
и Сигнал на выходе появляется только тогда, когда имеются
или сигналы на всех входах (рис. 122, а, 6} Сигнал на выходе появляется только тогда, когда имеется сиг-
НЕ нал хотя бы на одном из входов (см. рис. 122, я, б) При наличии сигнала иа входе сигнал на выходе отсутствует. Сигнал на выходе появляется при исчезновении сигнала на входе
И—НЕ (рис. 122, в) Сигнал на выходе отсутствует только тогда, когда имеются
ИЛИ—НЕ сигналы на всех входах (рис. 122, г) Сигнал на выходе отсутствует, когда имеется сигнал хотя бы
ИЛИ—И—НЕ на одном из входов (см. рис. 122, г) Сигнал на выходе отсутствует, когда имеются сигналы хотя бы на одном из входов I и хотя бы на одном из входов II, и хо-
И—ИЛИ—НЕ тя бы на одном из входов III (рис. 122, д) Сигнал на выходе отсутствует, когда имеются сигналы на всех входах I или на всех входах II, или на всех входах III (см.
ПАМЯТЬ рис. 122, д) После подачи сигнала на вход а записанная информация со- храняется вплоть до подачи сигнала на вход b независимо от последующего состояния входа а (рис. 122, е)
337
Таблица 207
Назначение основных логических элементов (модулей)
Типы модулей Наименование схемы модуля Реализуемая логическая операция Применение
серии ДТЛ-62 серии « Сейм а »
ИНВ-А; (И—НЕ—1); Инверторы И—НЕ (для сигна- Усиление импульсов
УС-1А; УС-1 в - и др. И— НЕ-1К; (И—НЕ—2); И—НЕ— 2К; И—НЕ—3; И—НЕ—4 усилители лов 1); ИЛИ —НЕ (для сигналов 0); И —ИЛИ —НЕ (для сигналов 1 с примене- нием внешних схем); ИЛИ —И —НЕ (для сигналов 0 с примене- нием внешних схем) неограниченной про- должительности. Уп- равление логическими и усилительными схе- мами, матричными де- шифраторами и др. Пе- редача команд к испол- нительным механизмам
Д; Д-1; Д-2, Д-4 И; И2; ИЗ Диодные логические схемы И (для сигналов 1); ИЛИ (для сигналов 0); И (для сигналов 0); ИЛИ (для сигналов 1); Объединение логичес- ких схем в схему И—ИЛИ; ИЛИ—И Различные логичес- кие, матричные и дру- гие схемы
БТ-1; БТ-2; БТ-3; БТ и др. (ТГ-1); ТГ-2; ТГ-3; (ТГ-4); ТГ-4К; ТГ-1М; (ТГ-1Н) Триггеры ПАМЯТЬ Построение счетчи- ков, делителей частоты, регистров и др. Работа с различными нагруз- ками (катушки реле, диодные дешифраторы и шифраторы и др.)
(ЯП); МЯ Магнитные ячейки па- мяти ПАМЯТЬ В узлах промежуточ- ной памяти устройств ТС; в запоминающих и исполнительных уст- ройствах автоматики и телемеханики
Примечания. 1. Модули выпускаются заводом МЭЗ ЦЭ МПС.
2. В скобках — модули, в настоящее время снятые с производства.
Таблица 208
Назначение функциональных элементов (модулей)
Типы модулей Наименование модуля Выполняемые функции
серии ДТЛ-62 серии «Сейма»
РВ (РВ)*, РВк* Реле времени Создание различных выдержек времени, задержек и т. п.
ги (ТЗ), ТЗк Транзисторная задержка Создание линий задержек; об- разование различных времязадаю- щих схем; реле времени, одно- вибраторов, мультивибраторов
ФС Ф1, Ф2, Ф4, ФЗ Формирующие диодно- емкостные схемы Преобразование потенциальных сигналов в импульсные. Управ- ление триггерами
338
Продолжение табл. 208
Типы модулей Наименование модуля Выполняемые функции
гсрии ДТЛ-62 серии «Сейма»
откл (ОТКЛ), ОТКЛ1, отклм Схема отключения Тиристорный выход на элемен- ты силовых цепей (катушки МВ, БВ и др.)
тш — Триггер Шмитта Преобразование непрерывных входных напряжений в^уандарт- ный дискретный сигнал
УС-2, ФК-1 УСМ ВУ, ВУ-2, ВУ-1 Усилители специальные Считывание информации с маг- нитных запоминающих устройств, гашение сигнальных тиратронов и т. д.
МКЗ-1*, чим* Преобразователи напря- жения Преобразование постоянного напряжения в последовательность импульсов (мультивибраторы Роера)
ЛБ-1 Линейный блок Подключение приемо-передаю- щей аппаратуры телемеханики и телеблокнровки к проводной линии связи
— Р-1, Р-2, Р-3, Р-2А, Р-2Б, Р-5 Реле контактное Коммутация цепей герконом КЭМ-2 или КЭМ-6
(ДТ-1)*, ДТ-2* Реле однофазное элект- ронное Минимальные или максималь- ные реле тока (напряжения), а также пороговые элементы на постоянном напряжении
— (ДТ-3)*, ДТ-ЗК* Реле трехфазное элект- ронное Максимальное реле тока (на- пряжения) с выдержкой времени
дт-зм*, (ДТ-ЗМК)*, ДТ-ЗМ1* Реле трехфазное элект- ронное Минимальное реле тока (на- пряжения), а также пороговые элементы на переменном н по- стоянном токах
ДС-ЗК*, ДС-2К Реле сопротивления не- направленное Защита по сопротивлению не- направленная с выдержкой вре- мени. Реле имеет круговую ха- рактеристику, симметричную от- носительно начала координат
— дтс* Реле сопротивления не- направленное и реле тока То же, что ДС-ЗК, и макси- мальное реле тока однофазное
— нм Орган направления мощ- ности Осуществление схем направле- ния мощности с зоной срабаты- вания +90° эл.
— ФТН, (ФТНК), ФТНК1 Орган направления мощ- ности Осуществление схем направле- ния мощности с узконаправлен- ной лучевой характеристикой сра- батывания
(АПВ) АПВ Автоматическое повторное включение выключателей с за- пуском от устройств защиты
Примечания. 1. Модули, отмеченные знаком *, содержат также различные логические
элементы.
2. Модули изготовляет завод МЭЗ ЦЭ МПС*
3. В скобках — модули, в настоящее время снятые с производства.
339
Состав оловянносвинцовых припоев
ПОС-61 ПОС-40
Основные компоненты, %:
олово .................... 60 —62 39—41
свинец ............................ остальное
Примеси, %, не более:
медь...................................... 0,05
висмут........................... 0,10
мышьяк .......................... 0,03
железо........................... 0,02
никель........................... 0,02
сера............................. 0,02
цинк............................. 0,002
алюминий ............................ 0,002
сурьма........................... 0,05
Примечания. 1. Размеры прутков: круглых, диаметр 5,8;
10; 12; 15 мм, трехгранных, размер стороны 10; 12; 14; 16 мм (откло-
нение ±3%). Длина прутков 350—550 мм.
2. Диаметр проволоки: 0,5; 0,6; 0,8; 1; 1,2; 1,5 мм (отклонение
±4%); 1,8; 2; 2,5; 3; 4; 5; 6 мм (отклонение ±3%).
3. Размеры ленты: толщина 1; 1,5; 2 мм (отклонение ±5%); 2,5;
3; 4; 5 (отклонение ±4%); ширина 8; 9 и 10 мм при толщине 1 мм
(отклонение ±10%); 5, 6, 7, 8, 9 и Юмм при всех других толщинах
(отклонение ±10%).
4. Наружный и внутренний диаметры, мм, трубки: 1/0,5;
1,5/0,7; 2/1; 2,5/1,2; 3/1,5; 4/2; 5/2,5 (отклонение по наружному
диаметру ±3%).
5. Бухты проволоки, ленты и трубок поставляются массой не
более 15 кг, а длина отдельного конца должна быть не менее 10 м.
6. Припой поставляется также в чушках.
Для п — транзисторного модуля Л = п-0,3 10-6 1/ч.
Для модуля, не содержащего транзисторов,
X = m-P,025-10~6 1/ч,
где т. — общее число диодов, резисторов, конденсаторов.
78. УСТРОЙСТВА АВТОМАТИКИ
Устройства автоматического включения резерва (АВР) предназначены для
быстрого восстановления электроснабжения потребителей. Оии должны:
приходить в действие при исчезновении напряжения на шинах потреби-
теля по любым причинам, кроме оперативных отключений;
действовать однократно, т. е. не допускать нескольких включений резерв-
ного источника иа существующее КЗ, и с выдержкой времени, обеспечивающей
нормальную работу приемников;
включать резервный источник питания только при наличии напряжения на
его шинах и, как правило, после отключения выключателя рабочего источника;
одновременно включать один высоковольтный выключатель;
обеспечивать возможность взаимного резервирования источников питания
или оборудования.
Реализацию требований к этим устройствам рассмотрим на примере АВР
понижающих трансформаторов тяговых подстанций постоянного тока на сторо-
не 35 (10) кВ.
В случае ненагружеиного резерва при работе с включенным секционным вы-
ключателем С от одного понижающего трансформатора Тр1 (рис. 123, а) при
срабатывании на стороне 35 (10) кВ любой защиты, кроме максимальной, и
отключении выключателя 1, к шинам 35 (10) кВ подключается трансформатор
Тр2 (включается выключатель 2 (рис. 123, б). При срабатывании максимальной
340
Рис. 123. Состояние элементов схемы ЛВР понижающих трансформаторов на стороне 35
(10) кВ при работе с включенным секционным выключателем С:
а - в нормальном режиме работы; б — при срабатывании любой защиты, кроме макси-
мальной; в — при срабатывании максимальной защиты (включенные элементы показаны
темными)
защиты на стороне 35 (10) кВ сначала отключается выключатель С, а далее
включается выключатель 2 (рис. 123, в).
При работе с отключенным выключателем С и с подключенными к шинам
35 (10) кВ обоими понижающими трансформаторами (рис. 124, а) при сраба-
тывании любой защиты на стороне 35 (10) кВ, кроме максимальной, и отклю-
чении выключателя одного из трансформаторов включается выключатель С
(рис. 124, б), и питание всех потребителей осуществляется от одного транс-
форматора (облегченный резерв). При срабатывании максимальной защиты
ЛВР не действует.
Аналогично строятся и другие схемы АВР на тяговых подстанциях. При
ЛВР линий включение резервной линии возможно лишь в случае, если она на-
ходится под напряжением.
Устройства АВР на тяговых подстанциях постоянного тока применяют и в
тех случаях, когда отключение одного выпрямительного агрегата приводит к
перегрузке других, оставшихся в работе. Эти устройства отключают также
«лишние» агрегаты при малых нагрузках на агрегат, т. е. в общем случае ре-
гулируют мощность тяговой подстанции. На электрифицированных железных
дорогах получили распространение релейно-контактные устройства автоматиче-
ского включения и отключения резерва АВОР н электронные устройства авто-
матического регулирования мощности АРМ для двухагрегатных подстанций.
В общем случае экономически целесообразные токовые уставки регулиро-
вания (по постоянному току)
для двухагрегатных подстан-
ций определяют по формуле
|'Де Pan — постоянные потери
мощности агрегата, кВт;
Ра — нагрузочные поте-
ри, кВт;
/н — номинальный выпря-
мленный ток, А;
/уст — токовая уставка
регулирования, ограничиваю-
щая сверху экономически целе-
сообразный интервал нагрузки
при одном работающем аг-
регате, а снизу — при двух
включенных агрегатах, Л.
Рис. 124. Состояние элементов схемы АВР понижаю-
щих трансформаторов на стороне 35 (10) кВ при ра-
боте с отключенным секционным выключателем С:
а — в нормальном режиме работы; б — при сраба-
тывании любой защиты, кроме максимальной (вклю-
ченные элементы показаны темными)
341
При выборе реальных уставок регулирования следует также руководство'
ваться нормами допускаемых нагрузок на агрегат в зависимости от их длитель
ности. Как правило, включение второго агрегата предусматривают прн тою
1,1 /н, а отключение его при токе 0,4 /н на каждый агрегат. Так как датчик!
устройств АВР включены на стороне переменного тока, эффективное значение
тока /уст,пер во вторичных обмотках трансформаторов тока агрегатов, соответ-
ствующее требуемой уставке по постоянному току /уст для нулевой схемь
включения выпрямителя:
Г _ А’ст -^vO
УСТ'Пе₽ “ • /6'
где п — число агрегатов на тяговой подстанции;
Uv0 — анодное напряжение, кВ;
С/с1 —• первичное фазное напряжение преобразовательного» трансформато-
ра, кВ;
пт — коэффициент трансформации трансформаторов тока агрегата.
Прн АВОР один нз выпрямительных агрегатов двухагрегатной подстанции
(например, первый) является дежурным и постоянно включен. Второй же агре-
Рис. 125. Схема (а) и вольт-ам-
перная характеристика (б) дат-
чика тока ДТ:
Wi=37 витков (отпайка от 9,
14, 18 и 28-го витков), провод
ПЭЛ 01,74 mm;w2s^370 витков,
провод ПЭЛ 00,44 мм; сердечник
Ш-22; сечение ^=3,3 см2;
Яд— ПЭ-7,5; 10 Ом
включения нлн
"ч выдержки
АВОР» и по-
: или снижения
переключает
электронном
гат может включаться или отключаться в зависимости от результатов сравне-
ния устойчивой нагрузки подстанции с количеством включенных агрегатов.
Датчиками АВОР служат токовые реле РТ-40 (см. рис. 109). Одно общее реле
минимальной нагрузки включено на сумму токов в цепях трансформаторов тока
обоих агрегатов, а реле перегузки являются индивидуальными для каждого
агрегата. Резервный агрегат включается, если ток в цепи трансформаторов тока
включенного агрегата />/уст.пер проходит достаточно длительно. Устройство
предусматривает также включение резервного агрегата при срабатывании за-
щиты работающего. Если суммарный ток в цепях трансформаторов тока обоих
агрегатов /</Уст.пер прн двух включенных агре-
гатах, то через определенное время подается
команда на отключение резервного агрегата.
Реальные выдержки времени (до 10 мин на
включение и до 3 мин на отключение) определя-
ются характером тяговой нагрузки. В случае
невыполнения автоматического
отключения агрегатов по истечении
времени подается сигнал «Отказ
сылается телесигнал о перегрузке
нагрузки подстанции.
Электронное устройство АРМ
агрегаты так же, как АВОР. В
устройстве предусмотрено ускорение включения
агрегатов прн токах, значительно превышающих
/уст, а смена дежурного агрегата происходит
через время /см, независимо от нагрузки подстан-
ции. В качестве датчиков регулирования в
электронных устройствах применены датчики
тока ДТ (рис. 125). Первичную обмотку датчи-
ка тока включают в цепь трансформаторов то-
ка агрегата последовательно с реле защиты, а
вторичные обмотки всех датчиков соединяют
последовательно (выходные напряжения сумми-
руются). Рабочий ток первичной обмотки 1—6 А.
Габаритные размеры датчика тока 130X115Х
XI05 мм, масса 1,2 кг.
Датчики тока этого типа применяют также
в приборах ТСКВ н в устройстве АРНП. В по-
следнем случае их вторичные обмоткн соединя-
ют параллельно. Лучшее использование перегру-
зочной способности преобразовательных агрега-
342
Рис. 126. Схема однократного АПВ фидера 27,5 кВ
гов может быть достигнуто при установке тепловой защиты, задействованной
В схеме АВР.
Устройства автоматического повторного включения (АПВ) предназначены
для быстрого восстановления напряжения путем воздействия на отключившийся
от защиты высоковольтный выключатель. Устройства АПВ могут быть однократ-
ными или многократными, с проверкой синхронизма или без нее. По способу
воздействия на привод выключателя АПВ может быть электрическим илн ме-
ханическим.
Устройства АПВ должны:
на высоковольтных линиях приходить в действие при аварийном отключе-
нии выключателя, причем на линиях с двусторонним питанием (например, ЛЭП
автоблокировки) — при отсутствии напряжения в линии или в том случае, ес-
ли напряжения, подводимые с разных сторон, совпадают по фазе;
на трансформаторах (только на районных подстанциях) приходить в дейст-
вие при срабатывании всех защит, кроме газовой, дифференциальной и защиты
шин;
выполнять повторные включения с соответствующими выдержками времени;
не срабатывать при оперативных отключениях линии или трансформатора,
,ч также при оперативном включении на КЗ с последующим отключением;
исключать возможность многократных включений выключателей на устой-
чивое КЗ при неисправностях самого устройства;
допускать ускорение действия защиты.
Релейно-контактную аппаратуру АПВ, как правило, выполняют с примене-
нием комплектных устройств РПВ. На тяговых подстанциях устройства РПВ
применяют на фндерах контактной сети 27,5 и 3,3 кВ (последнее только при
оперативном переменном токе в комплектных тяговых подстанциях), фидерах 10
и 35 кВ, фидерах продольных ЛЭП и линий автоблокировки, на вводах и пере-
мычках с МВ 110 (220) кВ н др.
Реализацию требований к АПВ рассмотрим иа примере схемы однократ-
ного АПВ фидера 27,5 кВ тяговой подстанции переменного тока, выполненной с
применением устройства РПВ-58 (рис. 126). При отключении фидерного выклю-
чателя от защит через замыкающие контакты реле ПМО (обратного повторите-
ля положения выключателя) н реле фиксации команды управления РФ полу-
чает питание реле времени РВ устройства РПВ-58 сначала через свой размы-
кающий контакт, а затем через резистор Pi- По истечении заданной выдержки
нремени замыкается контакт реле РВ в цепи рабочей (параллельной)обмотки
РПШ промежуточного двухобмоточного реле РП, на которую начинает разря-
343
Рис. 127. Схема устройства РПВ-258
жаться конденсатор С. При этом замыкается контакт реле РП в цепи удержи-
вающей (последовательной обмотки реле РПС и контактора КС В включения
выключателя, что1 приводит к АПВ фидерного' выключателя. Одновременно сра-
батывает указательное реле БПВ. Однократность АПВ обеспечивается кон-
денсатором С, который может зарядиться и привести в исходное состояние
устройство РПВ-58 не ранее чем через 15 с. При оперативном отключении, а
также при низком напряжении на шинах 27,5 кВ АПВ будет блокировано вслед-
ствие разряда конденсатора С через размыкающие контакты реле РФ или за-
мыкающие контакты выходных реле защиты минимального напряжения РПН.
Реле РВТ запускает устройство телеблокировки при успешном АПВ иа тяговой
подстанции (реле ПМВ — прямой повторитель положения выключателя нахо-
дится под током), чем обеспечивается включение выключателя на посту секцио-
нирования, не имеющем местных устройств АПВ. Реле РВТ1 служит для за-
прета телеблокировки иа время работы АПВ. В ряде схем вторые контакты ре-
ле РП используют для ускорения срабатывания защиты при неудачном АПВ.
Устройство РПВ-258 (рис. 127) отличается от устройства РПВ-58 тем, что
имеет реле времени с дополнительным проскальзывающим контактом, а также
второй конденсатор С2, разрядный ток которого используется для осуществле-
ния второй попытки АПВ.
На фидерах контактной сети 27,5 кВ до внедрения устройств РПВ и на
фидерах контактной сети 3,3 кВ до внедрения электронных устройств АПВ,
рассматриваемых ниже, получили распространение устройства АПВ с использо-
ванием шаговых искателей ШИ, применение которых было обусловлено легко-
стью осуществления дву- и трехкратного цикла АПВ по сравнению с другими
релейно-контактными вариантами. Шаговые искатели рассчитаны на импульсную
работу. Разрывной ток через щетку ШИ равен 0,2 А при омической нагрузке.
Большинство применяемых на тяговых подстанциях ШИ имеет сопротивление
катушки 60 Ом. Надежная работа обеспечи-
вается при частоте переключений 10—15 в 1 с.
Срок службы — до 300 тыс. циклов переклю-
чений.
Ряд релейно-коитактиых схем АПВ фи-
деров 3,3 кВ оснащен установками для обна-
ружения повышенных токов, запрещающими
работу АПВ, если после включения быстро-
действующих выключателей ток превысит не-
которое критическое значение.
Электронные устройства БФА'М и БФА1М,-
70 предназначены для двукратного АПВ фи-
дерных быстродействующих выключателей А
(рис. 128) иа тяговых подстанциях постоян-
ного тока после отключения их от перегру-
зок, когда запускается счетчик-распределитель
СР, воздействующий на исполнительный блок
ИВ.
Рис. 128. Структурная схема уст-
ройства БФАМ и БФАМ-70
з-н
Если выключатели А отключились от КЗ, устройство АПВ блокируется
испытателем коротких замыканий ИКЗ через узел блокировки СБ. И КЗ конт-
ролирует также состояние контактной сети и по ее остаточному сопротивле-
нию Root. АПВ блокируется, кроме того, при оперативных отключениях и сра-
батывании на подстанции защиты от замыканий на землю. ИКЗ запрещает
также оперативное включение на короткое замыкание.
В устройствах БФАМ предусмотрен блок сигнализации БС.
Принцип действия ИКЗ (рис. 129) заключается в гом, что при отключении
выключателей от КЗ в диодных цепочках ИКЗ проходит ток и на вторичной об-
мотке трансформатора' Тр2 появляется напряжение, что приводит к запрету
АПВ. В случае же отключения от перегрузки в контактной сети в течение 2—
3 с держится напряжение 250—300 В, ток по диодным цепочкам не идет и АПВ
не блокируется. При отключениях быстродействующих выключателей от прохо-
дящих КЗ (исчезающих за время менее 0,5—1 с) повторное включение возмож-
но, если э. п. с. оборудован нулевой защитой, п тяговые двигатели отключа-
ются после снятия напряжения.
Блокировки АПВ не происходит и при достаточно большой величине Root.
Трансформаторы Тр1 и Тр2 имеют изоляцию от цепей питания и аппара-
туры БФАМ, рассчитанную на выпрямленное напряжение подста'нции.
Устройства автоматического регулирования напряжения (АРИ) предназна-
чены для поддержания напряжения на шинах тяговых подстанций в заданных
пределах. АРН на тяговых подстанциях переменного и постоянного тока осу-
ществляется изменением коэффициента трансформации понижающего трансфор-
матора. Для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) применяют пе-
реключающие устройства РНТ-13 и РС-3-400 (производства Народной Респуб-
лики Болгарии), при помощи которых изменяют число витков первичных обмо-
ток трансформатора. Для автоматического управления переключающими уст-
ройствами применяют различную аппаратуру с датчиками напряжения, устанав-
ливаемыми на шинах переменного или постоянного тока. При отклонении на-
пряжения на шинах от уставки устройство РНТ-13 или РС-3-400 подает коман-
ду на автоматическое переключение под нагрузкой выводов понижающего тран-
сформатора.
Блок автоматического управления РПН (БАУ РПН или АРТ-Ш) с уста-
новкой датчиков напряжения на стороне 27,5 кВ получил широкое распростра-
Рис. 129. Принципиальная схема ИКЗ:
Тр1 — изолировочный трансформатор; wl— 998 витков, провод ПЭВ-2 0 0,55 мм; ®2=974 вит-
ка (отпайка от 487-го витка, провод ПЭВ-2, 0 0,62 мм, сердечник Ш-22, сечение •$== 11,2 см2;
Тр2 — испытательный трансформатор; wl= 1600 витков (отпайка от 800-го витка), провод
ПЭВ-2, 0 0,31 мм; w2~ 990 витков (отпайка от 445-го витка), провод ПЭВ-2, 0 0,29 мм,
Сердечник Ш-25, сечение 5= 6,8 см2; 7?д1 -ПЭВ-75, 180 Ом (2 шт. последовательно);
У?д2 — ПЭВ-75, 240 Ом (2 шт. последовательно); Д — диоды Д226Б;7?Ш — резисторы
МЛТ-0,5, 120 кОм; С — конденсаторы КСО-2 , 500 В, 1200 пФ
345
некие на тяговых подстанциях переменного й постоянного тока. Аппаратура
имеет блокировку по минимальному напряжению. При токах, превышающих
определенную величину, также блокируется работа переключающего устройст-
ва с помощью токового реле.
Аппаратура регулирования АРНП с установкой датчиков напряжения на
стороне выпрямленного тока 3,3 кВ применяется на ряде тяговых подстанций
постоянного тока. Устройство АРНП предусматривает запрет переключения вы-
водов трансформатора на повышение при напряжении на шинах собственных
нужд более 245 В и на понижение при напряжении 215 В, а также запрет
переключения на повышение напряжения в том случае, если нагрузка преобра-
зовательных агрегатов выше номинальной.
Существенным недостатком механических переключающих устройств явля-
ется ограничение числа переключений выводов трансформатора, что снижает
эффективность применения РПН.
Сейчас на электрифицированных дорогах внедряются преобразовательные аг-
регаты (с выносными дросселями насыщения, с тиристорным управлением и др.),
позволяющие регулировать напряжение практически неограниченное число раз
в сутки.
Появление преобразователей с бесконтактным регулированием напряжения
и широкое внедрение устройств телемеханики позволило в последнее время пе-
рейти к разработке устройств телеавтоматического регулирования напряжения
в контактной сети (УТРНК).
Устройства УТРНК, находящиеся в опытной эксплуатации, обеспечивают
автоматическое поддержание оптимального напряжения на токоприемниках
э. п. с. в режимах тяги и рекуперативного торможения.
Регулирование напряжения ведется по отклонению ДДРег фактического
напряжения в середине межподстанционной зоны £7ф от заданного значения
напряжения Ua. Таким образом, ДДРег = Дф—Us. При положительном значении
Д^рег устройством УТРНК подается команда на снижение напряжения на сме-
жных тяговых подстанциях, а при отрицательном значении Д1/рег — на повы-
шение. При этом напряжения на шинах смежных тяговых подстанций во избе-
жание больших перетоков не должны отличаться друг от друга более чем на
100—150 В. _
В устройстве УТРНК на тяговых подстанциях и постах секционирования
устанавливают датчики напряжения ДН, имеющие диапазон измерения напря-
жения 2000—4000 В и точность не менее ±0,5%.
Датчики ДН подключают к аппаратуре ТИ системы телемеханики «Лиена»
или к специальным приставкам ТИ при ЭСТ-62. Таким образом, на ДП в ап-
паратуре ТИ системы телемеханики «Лиена» или в специальных приставках
ТИ при ЭСТ-62 имеется информация о величинах напряжений на шинах тяго-
вых подстанций и в серединах межподстанционных зон.
Информация о величине напряжения в середине межподстанционной зоны
поступает в блок регулирования напряжения, где определяется величина Д{7рСг
и далее номер характеристики (от 1 до М) регулируемого преобразовательного
агрегата, т. е. то напряжение, которое должно быть установлено на шинах тя-
говых подстанций, чтобы напряжение в середине межподстанционной зоны ста-
ло равно заданному значению U3- Информация о величине напряжения на ши-
нах тяговых подстанций используется для воздействия на аппаратуру
при крайних режимах (наибольших или наименьших допустимых напря-
жениях).
Сигналы от блока регулирования напряжения поступают в блок ТУ-ДП
системы телемеханики, где формируются команды УТРНК, посылаемые на конт-
ролируемые пункты. На тяговых подстанциях команды УТРНК принимаются
блоком ТУ-КП системы телемеханики и далее поступают в аппаратуру регули-
рования, устанавливающую необходимые стабилизированные характеристики
UCT (от 1 до N) регулируемых преобразовательных выпрямительно-инверторных
или выпрямительных агрегатов.
Устройства автоматической частотной разгрузки АЧР применяются при ава-
рийном снижении частоты. Место установки устройств АЧР и частотного АПВ
(ЧАПВ), а также отключаемые (включаемые) выключатели определяет энерго-
система. Уставки АЧР и ЧАПВ также задает энергосистема. При работе уст-
346
Технические данные релейно-контактных устройств повторного включения
Тип Кратность АПВ Ун, в 7И> А Р, Вт, не бо- лее *ср 1 с Термическая устойчивость Готовность устройства к сле- дующему действию (время заряда конденсатора)
при С7Н при U < Un
РПВ-58 постоян- ного тока Однократное 110 и 220 0,25; 0,5; 1,0; 2,5 1,25 0,5—9,0 1, Ши — длительно (для втягивающей катушки ре- ле времени) 15—20 До 120 при </=0,7<7н
РПВ-258 постоян- ного тока Двукратное НО и 220 0,25; 0,5; 1,0; 2,5 1,25 1—20 3/н — 5 с (для последо- вательной катушки реле РП и последовательно включенного с ней кон- такта) 60—100 До 210 при U =0,8<Л1
Р П В -35 8’перемен- ного тока Однократное НО 0,25; 0,5; 1,0; 2,5 1,25 0,5—9,0 То же 15—20 До 120 при U = 0,7UH
Примечания. 1. Р — мощность, потребляемая последовательной катушкой.
2. При выборе исполнения устройства /н следует принимать меньше номинального тока втягивающей катушки контактора включения выключателя /нв
При 7НВ в пределах 0,3—0,6; 0,6—1,2; 1,2—3 и выше 3 А, /н принимают соответственно 0,25; 0,5; 1 и 2,5 А.
сс 3. Коммутационная способность второго контакта реле РП: Рраз = 25 Вт и. н. при U = 220 В и 7^0,5 А. •
4. Для устройства РПВ-358, включаемого через блок питания БПТ-100, указано среднее значение выпрямленного напряжения.
ройств АЧР нс должны отключаться фидеры автоблокировки и ТСН подстан-
ций.
При эксплуатации рассмотренных выше устройств автоматики необходимо
всегда помнить, что их работа тесно связана с работой устройств защиты тя-
говых подстанций.
Технические данные различных устройств и элементов автоматики приведе-
ны в табл. 209—211 и иа с. 350 351.
Технические данные электронных устройств АРМ
автоматического переключения преобразовательных агрегатов
Количество переключаемых агрегатов.................................2
Датчики тока...............................трансформаторные типа ДТ
Дискриминаторы нагрузки....................триггеры Шмитта ТШ
Пределы регулирования выдержек времени:
ускоренного включения ^ув, с..................................до 30
нормального включения и отключения мин....................» 16
Время смены агрегатов /См, ч..................................» 16
Коммутационная способность (число срабатываний) выходных цепей:
при а. н., постоянном токе 0,2 А и напряжении 60 В.......... 107
» » » » 2 » » » 36 »............ 105
Модули, применяемые в устройстве........................серии ДТЛ-62
Напряжения встроенных блоков питания, В:
UK.............................. 8
U см............................ 6
Максимальная потребляемая мощность:
на стороне переменного тока, В А................................. 90
» » постоянного » , Вт....................................... 30
Среднее время безотказной работы, ч................................ 4000
» » восстановления (без затрат времени на передвижение), ч 2
Примечания. 1. Коэффициент возврата триггеров Шмитта должен быть
0,94±2%.
2. Временные уставки выбирают с таким расчетом, чтобы число переключений на
агрегат в сутки не превышало 4—5.
3. В аппаратуре применены специальные блоки питания.
4. Габариты шкафа электронного устройства АРМ 970 x 550 x 340 мм. Масса 80,5 кг.
В комплект аппаратуры АРМ входят два датчика ДТ. Устройство АРМ до 1975 г. выпус-
калось заводом МЭЗ ЦЭ МПС.
Таблица 210
Технические данные шаговых искателей
Тип Число контактов в поле Число полей Тип привода'
рабочее полное
ШИ-11 и 12 3-5 Прямого хода
ШИ-17 17 18 3—5 То же
ШИ-25 25 26 4—8 Обратного хода
ШИ-50 51 52 4 То же
Технические данные электронных устройств фидерной автоматики
БФАМ-70, БФАМ БФА
Количество фидеров контактной сети,
обслуживаемых одним шкафом.......... 6
Время АПВ, с:
первого .................................... 12
второго ................................ 18
8
до 10
» 15
348
/?ост, Ом, при котором происходит:
запрет АПВ......................... 50
разрешение АПВ................. 100(75)
Коммутационная^способность выходных
цепей...............................А’раз = 120 Вт
• при U = 450 В
и 7^0,27 А
Модули, применяемые в устройстве . . серии ДТЛ-62
Тип встроенного блока питания .... БП-ЭСТМ
Максимальная потребляемая мощность:
на стороне переменного тока, ВА . 90
на стороне постоянного тока, Вт . 50
ИКЗ, ВА .............................. 300
Среднее время безотказной работы, ч . 3000
Среднее время восстановления (без зат-
рат времени на переключение), ч . . . . 2,5
А’раз = 100 Вт
при U = 220 В
и 7«g0,75 А и.н.
специальный
77к = 20 В;
7/см = 6 В
и г/- = 220 В
100
50
400
Примечания. 1. Время АПВ в устройствах БФАМ и БФАМ-70 регулируется из-
менением периода мультивибратора Гмв . Данные приведены для Гмв==3 с.
2. Переменное напряжение 220 В подается на блок питания БФА н на ИКЗ в БФАМ
и БФАМ-70 от стабилизатора напряжения С-0,28.
Таблица 211
Установочные данные шкафов с аппаратурой фидерной автоматики
Тип Размеры, мм Масса, кг, не бо- лее
Высота Ширина | Глубина
БФА 970 550 340 85
БФАМ и БФАМ-70 970 550 340 85
ИКЗ 270 380 386 18
Примечания. 1. Шкафы навесного типа.
2- Испытатели коротких замыканий устанавливают в ячейках БВ и подключают к фидерам
контактной сети высоковольтным проводом ПС-4000 через высоковольтный предохранитель.
3. В устройствах БФАМ промежуточные реле установлены в отдельной приставке, разме-
щаемой рядом со шкафом, а БФАМ-70 — в самом шкафу.
4. Выпускаемое в настоящее время заводом МЭЗ ЦЭ МПС устройство БФАМ-70 с шестью
ИКЗ стоит 1295 руб.
5. Устройства БФА и БФАМ выпускались ранее.
Технические данные устройств автоматического регулирования
напряжения АРНП
Датчик напряжения.....................
Датчик тока...........................
Уставки по напряжению, В..............
Тип переключающего устройства.........
Выдержки времени на переключение пере-
ключающего устройства (предельные вели-
чины), с...............................
поляризованное двухобмоточ-
ное реле РП-5
трансформаторный типа ДТ
от 3200 до 3800 (через’50 В)
РНТ-13
30; 60; 120; 240; 480
Примечания. 1. Датчик напряжения АРНП подключают к шинам 3,3 кВ через
высоковольтные разъединитель, предохранитель и резистор.
2. В устройствах АРНП применен интегратор, позволяющий получать различные
выдержки времени иа переключение РНТ-13 в зависимости от величины отклонения напря-
жения на шииах подстанции от заданного уровня.
3. Рекомендуется выбирать выдержки времени на переключение из условия 15—20
срабатываний переключающего устройства в сутки.
4. Габариты устройства АРНП: 600x550x340 мм — электронная аппаратура; 490х330х
Х205 мм — датчик напряжения.
5. Устройство АРНП ранее выпускал завод МЭЗ ЦЭ МПС.
349
Электронные устройства автоматики различного назначения, данные по ко-
торым приведены ниже, применяют на электрифицированных участках.
Фиксатор-сумматор токов КЗ ФСТ-КЗ предназначен для фиксации и сумми-
рования токов КЗ, отключаемых масляными выключателями на тяговых под.
станциях. Применение фиксаторов-сумматоров позволяет установить оптималь-
ные сроки ревизии выключателей в зависимости от суммы отключенных ими
токов КЗ.
Аппаратуру автоматического включения установок для поглощения избыточ-
ной энергии рекуперации устанавливают иа тяговых подстанциях постоянного
тока. Она предназначена для автоматического подключения к контактной сети
поглощающих сопротивлений при повышении напряжения иа шинах тяговых
подстанций, вызванном появлением избыточной энергии рекуперации.
Устройство контроля нажатия токоприемников УКТ предназначено для про-
верки нажатия лыж токоприемников э. и. с. иа контактный провод без оста-
новки электроподвижного состава.
Технические данные фиксатора-сумматора
токов короткого замыкания ФСТ-КЗ
Число масляных выключателей, обслуживаемых аппаратурой
одного шкафа................................................. 5
Наибольшая сумма фиксируемых токов короткого замыка-
ния, кА.................................................... 125
Диапазон фиксируемых токов на вторичной стороне трансфор-
маторов тока, А........................................... от 1 до 50
Погрешность измерения токов короткого замыкания, %, не
более........................................................ 5
Напряжение питания аппаратуры (при частоте 50 Гц), В . . 220^]°
Потребляемая из сети мощность, ВА, не более.............. 100
Габаритные размеры, мм:
высота ............................................... 575
ширина............................................... 550
глубина.............................................. 395
Масса, кг................................................. 35
Примечание. Завод-изготовитель — МЭЗ ЦЭ МПС.
Технические данные устройства контроля
иажатия токоприемника УКТ
Диапазон уставок пороговых элементов (по датчику нажа-
тия), кгс................................................. 4—15
Наибольшая скорость прохода токоприемника э. п. с. под дат-
чиком нажатия, км/ч........................................ 5
Диапазон уставок реле времени сброса выходных сигналов
и сигнализации после прохода токоприемником датчика нажатия, с 0—30
Коммутационная способность выходных цепей (при активной
нагрузке и напряжении 220 В, 50 Гц), А..................... 2
Напряжение питания аппаратуры, В......................... 22О+}о
Потребляемая из сети мощность, ВА, не более............... 100
Габаритные размеры, мм:
высота................................................ 1002
. ширина................................................ 690
глубина............................................... 434
Масса, кг................................................. 93
Примечания. 1. Индуктивные датчики нажатия устанавливаются на специаль-
ной вставке контактной сети.
2. Питание на датчики нажатия и выходные сигналы от датчиков подаются через
изолировочные трансформаторы, устанавливаемые на опорах контактной сети.
3. Заводы-изготовители — МЭЗ и СЭЗ ЦЭ МПС.
350
Технические данные аппаратуры автоматического включения установок
для поглощения избыточной энергии рекуперации
Число ступеней (полуступеней) поглощающих сопротивлений 4(8)
Ток одной ступени (полуступени), А....................... 150(75)
» балластной ступени (сопротивления), А................15
Диапазон изменения уставок датчика напряжения, В . . . от 3000 до 4000
Наименьший интервал между уставками включения ступе-
ней сопротивлений, В.....................................20
Основной орган датчика напряжения......................магнитный уси-
литель
ТУМ-А5-11
Серия модулей, на которых построена электронная аппа-
ратура . . ..............................................ДТЛ-62
Примечание. Электронную аппаратуру управления и датчики напряжения изго-
товляет завод МЭЗ ЦЭ МПС. Полуступени поглощающих сопротивлений, балластные со-
противления и релейно-контактиую аппаратуру управления изготовляет завод
СЭЗ ЦЭ МПС.
79. СИСТЕМЫ И АППАРАТУРА ТЕЛЕМЕХАНИКИ
На большинстве электрифицированных дорог внедрены разработанные ла-
бораторией автоматики н телемеханики ЦНИИ МПС системы телемеханики
БСТ-59, БТР-60, ЭСТ-62 и «Лиена». Аппаратуру телемеханики ЭСТМ-62 изго-
товляет завод МЭЗ ЦЭ МПС. Эта аппаратура, не имеющая принципиальных
отлнчий в работе и построении от выпускаемой до 1971 г. системы ЭСТ-62, мо-
дернизирована (индекс М) — в нее внесен ряд изменений, учитывающих опыт
эксплуатации системы ЭСТ-62. Приведенные в настоящем справочнике данные
аппаратуры системы ЭСТМ-62 в большинстве случаев относятся также к аппа-
ратуре ЭСТ-62. .
Система телемеханики ЭСТМ-62 предназначена для комплексной телемеха-
низации устройств энергоснабжения электрифицированных железных дорог по-
стоянного и переменного тока с выполнением функций телеуправления (ТУ) и
телесигнализации (ТС), включая телесигнализацию критических величин (ТС-КВ)
тока и напряжения.
Система телемеханики ЭСТМ-62 — многоканальная с комбинационно-рас-
пределительным методом избирания; с временным импульсным признаком; для
рассредоточенных объектов при цепочечно-древовидной структуре линий связи
с количеством КП до 45; работающая в непрерывном циклическом зависимом
режиме, передающей и приемной аппаратуры. Система телемеханики ЭСТМ-62
-------------------------------------------1
Рис. 130. Структурная схема комплекта Рис. 131. Структурная схема комплекта аппара-
аппаратуры ЭСТМ(Ч) туры ЭСТМ(В)
351
Назначение и исполнение аппаратуры систем телемеханики ЭСТМ-62 и «Лиена:
Таблица 212
Аппаратура
лия н способ уста- Назначение и емкость Наименование Количество
новей
ЭСТМ-62 | «Лиена» ЭСТМ-62 «Лиена»
Пульт управле- Передача командной серии ТУ Кнопки ТУ, панели матричных схем, аппаратура —
ния настольный звуковой и световой сигнал изации
Стойка ДПМ1 Для-ТУ 15 КП комплекта Ч Блок ТУ-ДП(Г) Блок ТУ-ДП 1 1
(ТУ-ДП) наполь- [число -команд, передаваемое на Блок ТУ-ДПР(Д) Блок регистрации А 1 1
ная каждый КП, до 64 (80)1 и для Блок ТС-ДПР(Е) » . » Б 1 1
ТУ-ТС 10 КП комплекта В ЭСТМ Приемник ТС » » В 1 1
(число команд, передаваемое на Передатчик ТУ Передатчик ТУ 2 2
каждый КП, до 10) Блок питания БП Блок питания БП 1 1
Блок звуковой сигнализа- Звонок 1 1
ции
Дифсистема — До 2 —
— Блок питания БПТ — 1
Стойка ДИМУ Для ТУ-ТС 20 КП комплекта В Блок ТУ-ДПР(Д) Блок ТУ-ДПР 2 2
(ТУ-ДПР) наполь- [число команд, передаваемое на Блок ТС-ДПР(Е) Блок ТС-ДПР 2 2
ная каждый.КП, до 10 (16)] Приемник ТС Приемник ТС 2 4
Передатчик ТУ Передатчик ТУ 2 3
Блок питания БП Блок питания БП 1 1
Блок линейных усилите- — 2
лей ЛУ
Стойки ДПМ Для ТС до двух КП (ДП4—ДП6 Блок ТС-ДП(Ж) Блок ТС-ДП
(ДП1-ДП2) на- один КП) комплекта Ч [число сиг- Блок гашения и считыва- Блок БГС-КПР
польные (см. при- налов с каждого КП до 121 (107 ния БГС
ьГечания 2, 3, 4, 5) с ТИ или 119 без ТИ)]; ключи и Блок И (комплекта В) Блок питания БП
другие элементы сигнализации ком- Приемник ТС Блоки сигнальные Пл т-г
плекта В Блок питания БП
Блок питания тиратронов БПТ Элементы мозаичные
Элементы сигнализации
(ключи ТС, блоки, ячейки
и пр.)
12—5206 333
Стойка КПМ (стойки КП1 и КП2) напольная Для ТУ-ТС комплекта Ч с чис- лом объектов ТУ до 68 и объектов ТС до 121 (стойка КП1 с числом объектов ТУ до 80 и объектов ТС до 123, включая сигналы ТИ; стой- ка КП2 с числом объектов ТУ до 80 и объектов ТС до 62)
Шкаф КПРМ
(КПР) навесной
Шкаф КПРМН
(КПРН) напольной
наружной установки
Стойки переприе-
ма типов 1 и 2 на-
польные
Для ТУ-ТС КП комплекта В с
числом объектов ТУ до 10 (16) и
объектов ТС до 10 (24 у шести
КПР, 22 у четырех КПР)
Для ТУ-ТС КП комплекта В с
числом объектов ТУ до пяти и объ-
ектов ТС до 10 (24 у шести КПР,
22 у четырех КПР)
Для увеличения дальности пере-
дачи сигналов ТУ-ТС
Мнемоническая схема уча-
стка энергоснабжения
Блок ТС-КП2 — Для Для
Блок ТУ-КП(Б) Блок ТУ-КП1 1 КП1 КП2
Блок ТС-КП(В) Блок ТС-КП 1 1 1
Приемник ТУ Приемник ТУ 1 1 1
Передатчик ТС Передатчик ТС 1 1 —
Блок питания БП Блок питания БП 1 1 1
Дифсистема Блок ЛУ 1 1 1
Блок реле Блок реле КП-1А 1 1 1
— Блок реле КП-1Б — 2 2
— Блок ТИ — 1 1
Блок ТУ-ТС(А)КПР Блок ТС 1 1 1
Приемник ТУ Приемник ТУ 1 2 1
Передатчик ТС Передатчик ТС 1 1
Блок питания БП Блок питания БП 1 1
Дифсистема — 1 2
Блок реле Блок реле КПР 1 1
Блок ТС-КПР — —
Блок ТУ-КПР — 1
Шкаф КПРМ Шкаф КПР 1 1
Блок исполнительных ре- Пульт управления мотор- 1 1
ле ным приводом 1
Блок сигнальных реле — 1 8
Аппаратура телефонной Аппаратура подогрева и —
связи, подогрева и охлаж- охлаждения, вводные щит- —
дения ки До 5 —
Приемник —
Передатчик » 5
Блок питания БП 1 —
Дифсистема (для типа 1) Панель резисторов (для типа 2) 1
Продолжение табл. 212
354
Наименование изделия и способ установки Назначение и емкость Аппаратура
Наименование Количество
ЭСТМ-62 «Лиена» ЭСТМ-62 «Лиена»
Стойка аппарату- ры ЧДКЭ наполь- ная, см. примеча- ние 6 Прибор ТС-КВ тип 1 навесной Прибор ТС-КВ тип 3 навесной Стойка ДПМ-ОП напольная Для частотного диспетчерского контроля (ЧДК) за положением поездов (дублирует в сокращенном объеме аппаратуру ЧДК, установ- ленную у диспетчера движения) Для ТС-КВ напряжения на ши- нах тяговой подстанции переменно- го тока (сигналы (Утах И (7 min для двух фаз) Для ТС-КВ выпрямленного на- пряжения на шинах тяговой под- станции постоянного тока (сигналы U max и U min) и суммарного тяго- вого тока (сигналы /тах И /min) Телеуправление одноагрегатной подстанцией с соседней подстанции Г енератор камертонный ГЛ Распределитель линейный РДК-1 Приемник камертонный ПК-5 Усилитель УПДК-1 Блок питания БПДК-1 Удлинитель специальный Блок ТС-КВ Блок реле Блок ТС-КВ Блок реле Датчик выпрямленного на- пряжения Датчик тока устанавли- вается на стороне пере- менного тока Генератор камертонный Распределитель линейный РДК-2 Приемник камертонный ПК-5 Усилитель УПДК-2 Блок питания БПДК-2 Удлинитель специальный 1 1 8 1 1 1 1 1 1 1 1 5 1 1 8 1 1 1 В систе- ме «Лие- на» нет
Примечания. 1. В графе «Назначение и емкость» в круглых скобках дано число команд и сигналов в системе телемеханики «Лиена».
2. Из стоек ДПМ (ДП) собирают диспетчерский шит ТС с мнемоническими схемами контактной сети, тяговых подстанций, постов секциониро-
вания, линий автоблокировки и железнодорожных путей, с размещением световых ячеек аппаратуры ЧДКЭ.
3. Там, где внедрена аппаратура ОМП, диспетчерские щиты имеют цифровые указатели расстояний от тяговых подстанций до мест повреждения
на контактной сети и линиях автоблокировки.
4. Диспетчерский щит системы «Лиена.»—мозаичного типа.
5. Ряд диспетчерских щитов системы ЭСТМ-62 имеет сигнализацию наличия или отсутствия напряжения на секциях контактной сети и линиях
автоблокировки.
6. В системе ЭСТМ-62 аппаратура ЧДК до 1978 г. поставлялась не размещенной в отдельной стойке.
7. Система «Лнсна» содержит устройство регистрации телесигналов и телекоманд энергодиспетчера.
8. Количество изделий на один круг энергодиспетчера: пульт управления, стойка ДПМ1, стойка ЧДКЭ—по одному; приборы ТС-КВ—по числу
тяговых подстанций; остальные—по проекту.
включает комплект аппаратуры с частотным разделением каналов — ЭСТМ(Ч)
для пунктов с большим объемом информации и комплект аппаратуры с времен-
ным разделением каналов — ЭСТМ(В) для пунктов с малым объемом ин-
формации.
Комплект аппаратуры ЭСТМ(Ч) применяется для телеуправления тяговыми
подстанциями и постами секционирования и включает в себя аппаратуру дис-
петчерского пункта (ДП) и КП. Устройство телеуправления (рис. 130) имеет
общий передающий полукомплект ДП (ТУ-ДП) и индивидуальные полукомплек-
ты КП (ТУ-КП), а устройство телесигнализации — индивидуальные передаю-
щие полукомплекты КП (ТС-КП) и индивидуальные приемные полукомплекты
ДП (ТС-ДП). Передача сигналов ТУ осуществляется по одному общему
частотному каналу fry, а передача сигналов ТС — по индивидуальным час-
тотным каналам fi—Jn (частотное разделение).
Комплект аппаратуры ЭСТМ(В) применяется для телеуправления разъеди-
нителями контактной сети, расположенными вдоль электрифицированной линии
или на ее ответвлениях, а также постами секционирования н включает в себя
аппаратуру ДП и КП (рис. 131). Устройство имеет общий для десяти КП полу-
комплект ТУ (ТУ-ДПР), общий для десяти КП полукомплект ТС (ТС-ДПР) н
индивидуальные полукомплекты ТУ-ТС на КП. При этом для ТУ и для ТС вы-
делено два раздельных частотных канала соответственно fi и /г. При наличии
сдвоенных КП для ТС используют два самостоятельных частотных канала.
Каналы связи телемеханики между ДП и КП — частото-уплотненные; сим-
плексные (передача сигналов в одну сторону) или дуплексные (встречная пе-
редача сигналов). В качестве каналов связи используется четырехпроводная
линия (два провода для ТУ и два провода для ТС) прн симплексной связи и
двухпроводная линия при дуплексной связи.
Система телемеханики «Лиена», серийный выпуск которой начат в 1977 г.,
создана на основе опыта работы электронной системы телемеханики ЭСТА4-62.
Общие характеристики, а также принцип кодирования и передачи информации
в системе телемеханики «Лисиа» такие'же, как в системе ЭСТМ-62. Так же как
и ЭСТМ-62, система «Лиена» включает комплект аппаратуры с частотным раз-
делением каналов — «Лиспа» (Ч) и с временным разделением каналов —
«Лиена» (В).
Наибольшее изменение в системе «Лиена» претерпел комплект В. Сущест-
венно новым является применение в системе «Лиена» телеизмерения (ТИ), при
котором энергодиспетчеру передается информация о токах и напряжениях на
тяговых подстанциях и постах секционирования, и устройств регистрации пе-
реключений объектов телемеханики.
В системе «Лиена» максимально использованы кремниевые полупровод-
никовые приборы, отличающиеся высокой эксплуатационной надежностью.
Кроме того, новая аппаратура телемеханики отличается от аналогичной аппа-
ратуры системы ЭСТМ-62 большей помехозащищенностью и устойчивостью ра-
боты. При разработке системы «Лиена» сохранена преемственность устройств.
Так, стойки контролируемых пунктов системы «Лиена» с небольшими измене-
ниями могут работать при ДП, оборудованных по системе ЭСТМ-62, а персо-
нал, обслуживающий аппаратуру ЭСТМ-62, не будет иметь трудностей при ос-
воении аппаратуры «Лиена».
Конструктивно аппаратура систем телемеханики ЭСТМ-62 и «Лиена» выпол-
нена в виде стоек н шкафов со специализированными функциональными блока-
ми выемного типа (табл. 212—214) и предназначена для работы в стационар-
ных условиях. Из части стоек, устанавливаемых, на ДП, собирают диспетчер-
ские щиты ТС. Функциональные выемные блоки могут быть блоками модулей
серии ДТЛ-62 в системе ЭСТМ-62 или серии «Сейма» в системе «Лиена» или
немодульнымн блоками (блоки питания, блоки частотных приемников и пере-
датчиков и т. п.). В системе «Лиена» существенно изменена конструкция сто-
ек, шкафов и блоков для обеспечения лучшего теплообмена с окружающей
средой и облегчения тепловых режимов транзисторов и диодов.
Большинство специализированных функциональных блоков систем телеме-
ханики (ТУ-ДП, ТУ-ДПР, ТУ-КП, ТС-ДП, ТС-ДПР, ТС-КП, БГС, БСН и др.),
построенных преимущественно на модулях серии ДТЛ-62 или «Сейма», не име-
ет своих «собственных» параметров. Ими обладает совокупность этих блоков—
12* 355
Таблица 213
Установочные данные стоек, шкафов и другой аппаратуры
телемеханики системы ЭСТМ-62
Наименование Размеры, мм Масса, кг, не более Цена, руб.
Высота Ширина Глубина
Пульт управления I 320 1162 . 360 42 530
» » II 320 1632 360 67 802
Стойка ДПМ1 1840 550 351 160 1560
» ДПМУ 1840 550 351 170 1760
» ДПМ 2000 1100 340 До 300 2745
» КПМ 1840 550 351 142 1183
Шкаф КПРМ 970 550 340 90 752
» КПРМН 2435 1045 741 402 1508
Стойка переприема z 1840 550 351 171 1480
Прибор ТС-КВ (без дат- 290 522 262 17 200 (тип I), 295 (тип III) 427
ЧИКОВ) Стол диспетчера 740 2390 1825 129
Кресло диспетчера 920 680 650 28 74
Стойка ДПМ-ОП 2000 1100 344 100 2845
Примечание. Стоимость запасных частей, блоков и элементов для ввода в эксплу-
атацию и обслуживания: КП—2143 руб., ДП—1869 руб.
Таблица 214
Установочные данные стоек, шкафов и другой аппаратуры
телемеханики системы «Лиена»
Наименование Размеры, мм Масса, кг, ие более Цена, руб.
Высота Ширина Глубина
Пульт-стол 995 2640 1180
Стойка ТУ-ДП 1960 690 432 237 ' 3369
» ТУ-ДПР 1960 690 432 248 3688
» ДП1.ДП2 1960 1295 450 496 7075
» КП1 1960 690 432 260 3060
» КП2 1960 690 432 217 2636
Шкаф КПР 980 690 432 141 1951
» КПРН 2900 1654 1820 1170 —
Стойка ЧДКЭ 1982 690 434 — —
Технические данные передатчиков ЧМС телемеханики и телеблокировки
ЧМС эстм ЧМС «Лиена»
и ЧМС ТБ
Тип генератора LC RC с двойным Т-образным мо- стом в цепи об- ратной связи
(см. примеча- ние 6)
Выходная мощность, РНом, мВт, не более 50 150
Точность настройки частоты при Рном, Гц ±1 ±2 для частот до 1710 Гц, ±4 для частот до 3650 Гц
356
Уход частоты, Гц, не более:
при изменении напряжения питания
передатчика (см. примечание 3) . . .
Допустимое отклонение уровней ча-
стоты от номинального уровня, %, не
более............................•
Коэффициент нелинейных искажений
при номинальной мощности Рном, %,
не более ..........................
Характеристики полосового диффе-
ренциально-мостикового фильтра:
максимальное затухание, дБ . .
2 Гц для кана- 2 Гц
лов № 1—9;
7 Гц для кана-
лов № 10—19
2,5
10
неравномерность затухания в по-
лосе прозрачности, дБ...........
полоса пропускания, Гц . . .
число элементов .............
модуляция средней частоты, Гц
28 для каналов 51
№ 1—9;
24 для каналов
№ 10—19
±3
120 120 (720) (см.
примечание 5)
6 12
45 45 (180) (см.
примечание 5)
Примечания. 1. Выходная мощность—при номинальных значениях напряжения пита-
ния передатчика (С7К=8В; С7см=6 В).
2. Средние частоты от 450 (канал № 1) до 3690 ГЦ (канал № 19). В передатчиках
ЧМС ТБ выпуска, начиная с 1978 г., применяют частоты 3150; 3870; 4590 Гц.
3. Уход частоты дан при изменении напряжения питания ±25 %<
4. Передатчик ТБ, применяемый в устройствах телеблокировки УТБП и УЗТБ выпуска
до 1978 г., содержит узел формирования длительности импульса ТБ и узел последовательной
посылки двух частот ТБ при одновременном отключении двух выключателей. Начиная с
1978 г., этн узлы располагают вне передатчиков.
5. В скобках—полоса пропускания и модуляция средней частоты для передатчиков
ЧМС ТБ выпуска, начиная с 1978 г.
6. Генератор передатчика ЧМС «Лиспа» не должен возбуждаться прн обрыве цепи
нелинейной обратной связи.
Технические данные приемников ЧМС телемеханики и телеблокировки
ЧМС ЭСТМ ЧМС «Лиена»
н ЧМС ТБ
Входной сигнал:
минимальный (чувствительность), мВ, не хуже
максимальный, мВ.......................... ?000
частота импульсов, Гц..................... до 40
Демодуляция средней частоты Д/, Гц .... ±45 ±45(±180)
Точность настройки частоты контуров дискрими-
натора, Гц (см. примечание 3)................... ±43±47 ±434.49
Характеристики полосового дифференциально-мо- (178±182)
стикового фильтра:
максимальное затухание, дБ......................51 51
неравномерность затухания в полосе пропу-
скания (прозрачности), дБ........................... ±3
полоса пропускания, Гц ................... 120 120(720)
число элементов...........................8 12
357
Допустимое изменение питающего напряжения:
переменного тока.......................• . .
U СМ...................................
UK.....................................
±25 Гц
от 4 до 8 В
от 6,5 до 10В
Примечания. 1. Средние частоты от 450 (канал № 1) до 3690 (канал № 19)Гн.
В приемниках ЧМС ТБ’ выпуска, начиная с 1978 г., применяют частоты 3150; 3870; 4590Гц;
2. Приемник ТБ, применяемый в устройствах телеблокировки типов УТБП и УЗТБ
выпуска до 1978 г., содержит узел защиты от кратковременных импульсов помехи. На-
чиная с 1978 г., этот узел располагают вне приемника.
3. Относительно средней частоты канала.
4. В скобках—полоса пропускания, демодуляция средней частоты и точность наст-
ройки для приемников ЧМС ТБ выпуска, начиная с 1978 г.
Таблица 215
Технические данные усилителей и фильтров телемеханики и телеблокировки
Тип уси- лителей и фильтров Максимальный коэффициент усиления Тип фильтра и пропу- скаемые частоты Максимальное затухание хфильтра, дБ; ’не менее Потребляемая мощность, Вт Габаритные раз- меры (высота, ширина, глубина), мм Масса, кг ! Цена, руб. 1
УФС 2,4 Фильтр низкой частоты до 1670 Гц 30 10 383 x320x160 8,2 125
УД 1,2 — — 7,2 383 x 267x 85 1,9 50
Ф-УТБ Полосовой фильтр с полосой пропуска- ния 60 Гц. Рабо- чие частоты 2070; 2250; 2430; 2610Гц 51 130x.182x.195 4,1
Примечания. 1. Коэффициент усиления может регулироваться у усилителя УФС че-
рез 0,1 неп, а у усилителя УД—также через 0,1 неп, но в диапазоне 0,9—1,2 неп.
2. Неравномерность затухания фильтров в полосе прозрачности ±3 дБ.
3. Напряжения питания усилителей 36 или z4 В (от блоков питания аппаратуры телемеха-
ники).
4. Усилитель УФС в системе «Лиена»'размещен в стойках КП1, КП2 (блок ЛУ).
Таблица 216
Технические данные блоков питания электронной аппаратуры
Тип Потребляемая мощность, В А, не более Выпрямленное напряжение, В Ток нагрузки номинальный, А Стабили- - зация напря- жения
коллек- торное (JK смещения считыва- ния исч базовое и6 коллек- торный смещения ^см считыва- ния /сч базовый 7б
БП ЭСТМ (питание электронной аппаратуры) 130 8±1’5 6±Ь 36 — 2,25 0,50 0,75 — Ферроре- зонансная
БП «Лие- на» (питание электронной аппаратуры) 100 8±22’5 6±?,5 '— 24±1 1,2 0,5 — 2,0 То же
358
Продолжение табл. 216
Тип
Выпрямленное напряжение, в
Ток нагрузки номинальный,
А
Стабили-
зация '
напря-
жения
БПТ 150
ЭСТМ и БПТ
«Лиена» (пи-
тание тира-
тронов)
БП ТБ 50
Выходное напряжение
иа холостом ходу не
более ПО В, при нагруз-
ке 1 А- 105+2 В
8 6 — 24
0,35 0,05
Ферроре-
зонансная
Электрон-
ная
Примечания. 1. Переключателями блоков питания БП ЭСТМ и БП «Лиена» могут
быть установлены три значения <7К и <7СМ: «меньше» ( —), «номинал» и «больше» ( + ).
2. Возможные отклонения выпрямленных напряжений от номиналов при (7с=220 В для БП
ТБ±15%;для остальных блоков питания—UK и <7СМ: + (Ю—15) % и — (5 — 10) %; <7д:±(5—7) %;
<7СЧ±2 В.
3. Стабилизация напряжения при изменении <7С от 170 до 250 В примерно до ±2 % у БТ
ТБ и до ±5 % для UK, и^, (7СМ и ±3% для (7СЧ у остальных блоков питания.
4. Пульсация выпрямленного напряжения при номинальных токах нагрузки от 2 до 5% Для
различных напряжений.
5. В блоке питания БП ЭСТМ возможно получение выпрямленного напряжения 24 В при
подключении реле или нагрузки 7?=280 Ом.
6. Блок питании БП ТБ применяют в устройствах телеблокировки и защиты, а также в дру-
гой аппаратуре, построенной с применением модулей «Сейма».
Таблица 217
Устройства определения места повреждения на контактной сети
и линиях автоблокировки
Тип Применение Число обслу- живаемых фи- деров на КП Аппаратура
Тип Габариты (вы- сота, ширина, глубина), мм Масса, кг 1 Потребляемая мощность, Вт | Цена, руб. |
! контакт- ной сети i автобло- кировки
ОМП-68 Контактная сеть переменно- го тока 4 — КМП-68 970 x 550x 340 90 50 —
ОМП-71 То же и линии автоблокировки 4 2 КМП-71 960x550x374 ПО 70 1025
ОМПА-73 Линии авто- блокировки — 2 КМПА-73 960 x 550 x374 ПО 70 1025
ОМП-68 Контактная сеть переменно- го тока — ДМП-68 575x 550 x350 60 50 —
359
Продолжение табл. 217
Тип применение Число обслу- живаемых фи- деров на КП ’Аппаратура
Тип Габариты Масса, кг Потребляемая мощность, Вт | Цена,.руб.
контакт- ной сети автобло- кировки
ОМП-71 То же и ли- нии автоблоки- ровки — — БП ЭСТМ Блок модулей Блок цифровых указателей Блок ПС 170x452x234 149X452X234 156 x 230 x 314 110x28x215 16,5 8,0 5,0 0,5 50 1103
ОМПА-73 Линии авто- блокировки — — То же 50 поз:
Примечания. 1. Точность определения места повреждения—0,5 км.
2. Устройство ОМП-68 может быть дополнено приставкой ‘П-ОМП-68: для возможности оп-
ределения также места повреждения на линиях автоблокировки.
3. Аппаратура ОМП-63 снята с производства.
4. Завод-изготовитель—МЭЗ ЦЭ МПС.
Технические данные электронных приборов телесигнализации
критических величин (ТС-КВ)
ТС-КВ, тнп 1
ТС-КВ1,, тип &
Для установки на тяговой подстанции переменного постоянного
тока тока
Количество телесигналов критических
величин:
U max........................................... 2 1
U mln.................................... 2 1
/ max.................................... — 1
/mln..................................... — 1
Наибольшие выдержки времени, мин,
при передаче ТС-КВ:
Т/max И /тах.......................... 2—5
£7 mln И /mln................ • 5
Примечания. 1. (/тах и Ormjn—напряжения на шинах подстанции; контроли-
руются на подстанциях переменного тока на вторичных обмотках трансформаторов на-
пряжения двух фаз 27,5 кВ, питающих тяговую нагрузку, а на подстанциях постоянно-
го тока на шинах 3,3 кВ (датчик—статический преобразователь—подключается к шинам
через добавочное сопротивление).
2* /щах и /т1П”Суммаряая нагрузка выпрямительных агрегатов подстанции; кон-
тролируется датчиками тока ДТ на стороне переменного тока.
Технические данные тиратронов МТХ-90
Напряжение зажигания по аноду при отсутствии
сигнала на сетке, В, не менее .................. 150(120)*
Падение напряжения анод-катод горящего тиратро-
на при токе анода 10 мА, В, не более............. 65(75)*
Напряжение зажигания между сеткой и катодом, В:
при напряжении постоянного тока на сетке . . 65—90(не более
90)*2
при импульсном (прямоугольном) напряжении
на сетке..................................... (не более 110*2>
Входной сигнал *4, В........................... 1,5—15
Время нарастания выходного импульса, мкс .... 0,1—2
Наибольший средний анодный ток, мА............. 2
360.
/Амплитуда анодного тока в релейном режиме, мА
/Время деионизации, мкс...........................
/Размеры, мм:
диаметр баллона, не более ...................
высота с выводами............................
Масса, г ........................................
35
100—700
2-2,5
* В скобках приведены требования при установке в аппаратуре телемеханики
гаСТЖ-62 и «-Лиена,».
1*2 При анодном напряжении lit) В.
Амплитудное значение- Длительность импульса 12—20 мс.
Прн токе подготовки ГО мкА н напряжении анода 1D0B (длительность 10 мкс).
Технические данные двухэлектродных разрядников Р-350
Напряжение пробоя (амплитудное значение), В............. 350 + 40
Наибольший разрядный ток, А, не более................... 3
Продолжительность разряда при токе 3 А, с, не более ... 2
Время в®сстановления напряжения пробоя, мин, не более . . 5
Сопротивление изоляции, МОм, не менее................... 5000
.Межэлектродная емкость, пФ, не более................... 10
Технические данные индикаторных ламп
ИН-1 ИН-12Д
’Напряжение зажигания, В, не более................... 200 170
Ток индикации, мА, не более..........................2,5 2,5
Наименьшее напряжение источника питания, В........... 200 200
Наименьшее напряжение горения, В................100 —
Рабочий ток, мА:
наибольший...........................................3 —
наименьший ......................................2,5 —
Наибольший рабочий ток (постоянный), мА...........— 3
Наименьший средний ток (пульсирующий), мА............— 2
Примечание. Индикация—светящиеся цифры 0; 1; 2; . . .; 9 через купэл бал-
лона.
Т а б л’и ц а 218
Технические данные приборов для проверки электронных устройств
телемеханики и автоматики
С д Назначение Масса, кг Мощность, Вт Размеры (высо- та, ширина, глу- бина), мм Цена, руб.
птд Измерение /121Е, Гсво, Iebo, Icbs у транзисторов; измерение Ufav и Irav у диодов. Проверка диодов при прило- жении обратного напряжения ТТ^тах до 240 В 7,0 12 335 x 335x135 182
птс Отбраковка тороидальных трансфор- маторов с ППГ по минимальному вы- ходному сигналу и максимальной помехе 7,0 25 335x335x135 196
псэ Измерение у сигнальных элементов (тиратронов МТХ-90) напряжений: за- жигания по сетке при заданном напря- жении на аноде; зажигания по аноду при заданном напряжении ца сетке; 6,5 12 335 x 335x135 95
36!
Продолжение табл. 218
е S н Назначение Масса, кг Мощ- ность, Вт Размеры (высо- та, ширина, глу- бина), мм 1 Цена, руб.
анод-катод горящего тиратрона - 335x335x200
КГИ Настройка приемников и передатчи- ков ЧМС. Выходные частоты кварце- вого генератора 250; 500; 1000 Гц; генератора прямоугольных импульсов 20; 30; 40 Гц 12,5 30 200
ПТУ Получение импульсных серий ТУ-ТС различных комбинаций для настройки блоков аппаратуры ТМ 12,0 20 279x335x222 376
«Луч» Визуальный просмотр серий ТУ-ТС систем ЭСТМ и «Лиена» и периодиче- ских, апериодических, импульсных про- цессов в электрических цепях (время прямого хода развертки от 0,1 Х10-3 до 8 с); настройка генераторов кана- лов связи ТМ 7,5 30 414x251x155 250
ПКС Кодирование серии ТУ с блока ТС-КП стойки КПМ 2,86 165x275x90 69
Примечания. 1. Питание приборов КГИ, ПТС, ПСЭ и «Луч» от сети переменного
тока 127 или 220 В, частотой 50 Гн («Луч»—только 220 В). Питание приборов ПТУ и ПКС на-
пряжением ±6 и ±8 В от блока питания БП ЭСТМ.
2. Размер рабочей части экрана прибора «Луч», на которой можно наблюдать серию
ТУ-ТС,-40X60 мм.
3. Приборы выпускает завод МЭЗ ЦЭ МПС.
4. Ранее выпускались также Универсальный прибор УТП-60 для проверки транзисторов,
диодов, тороидальных трансформаторов и тиратронов и осциллограф МО-60 на вакуумных лам-
пах (прибор «Луч»—на полупроводниках).
система телемеханики. Однако у некоторых функциональных блоков явно вы-
ражены «собственные» параметры, которые необходимо знать при эксплуатации
аппаратуры телемеханики. К таким специализированным блокам относятся бло-
ки и узлы аппаратуры каналов связи телемеханики и блоки питания.
Аппаратура каналов связи телемеханики включает частотные передатчики и
приемники, устройства согласования с линией связи — дифсистемы в ЭСТМ-62
и линейные блоки в системе «Лиена», а также усилители и фильтры, устанав-
ливаемые в линии связи отдельно от основной аппаратуры телемеханики. Пе-
редатчик частотно-модулированных сигналов ЧМС (рис. 132, а) системы теле-
механики ЭСТМ-62 состоит из генератора Г, образующего несущую (среднюю)
частоту; модулятора М, управляющего частотой генератора; предварительного
усилителя ПУ; полосового фильтра Ф и усилителя мощности ВУ. На модуля-
тор воздействуют импульсы постоянного тока, поступающие с выходных цепей
Рис. 132. Структурная схема передатчика .(а) и приемника (б) ЧМС
362
устройства телемеханики. С усилителя ВУ модулированные и усиленные час-
тотные сигналы поступают в канал- связи через устройства согласования.
В приемник ЧМС системы ЭСТМ-62 (рис. 132, б) входит полосовой
фильтр Ф, усилительный каскад У, усилитель-ограничитель по максиму-
му УО1; усилитель-ограничитель по минимуму УО2; дискриминатор Д,
преобразующий частотные импульсы в импульсы постоянного тока, и выходной
триггер ТГ, воздействующий на выходные цепи телемеханики. Приемник ЧМС
также подключается к каналу связи через устройства согласования.
В ряде случаев протяженность телемеханнзнрованного участка энергоснаб-'
жения превышает дальность передачи сигналов телемеханики. Для возможно-
сти телемеханизации в этом случае применяют стойки переприема (только в
ЭСТМ-62), в которых сигналы ТУ и ТС усиливаются до первоначального уров-
ня приемо-передающей аппаратурой ЧМС, илн специальные усилители (табл.
215). Необходимость устанавливать в каналах ТУ и ТС специальные усилите-
ли и фильтры возникла также в связи с широким применением в качестве ли-
ний связи телемеханики на электрифицированных участках переменного тока
пепупннизированных кабелей, имеющих худшие параметры, чем воздушные ли-
нии или пупииизированные кабели, а также в связи с использованием на участ-
ках переменного и постоянного тока канала ТУ для целей телеблокировки. Так
как сигналы ТУ идут только в одном направлении, а сигналы ТБ — в обоих,
на фидерной зоне прн необходимости усиления сигналов ТУ нли ТБ устанав-
ливают дуплексные усилители УД, которые включают в линию связи парал-
лельно.
Симплексные усилители — фильтры УФС, которые включают на тяговых
подстанциях в рассечку линии связи ТУ-ТБ, пропускают и усиливают до перво-
начального уровня только сигналы ТУ. Прн установке усилителя-фильтра УФС
в канале ТУ, не занятом ТБ, фильтр в усилителе следует шунтировать. Для
усиления сигналов ТС, имеющих гораздо более низкий уровень в месте пере-
дачи, чем сигналы ТУ, на фидерной зоне устанавливают усилители УД, а на
тяговой подстанции и ДП — усилители-фильтры УФС (фильтр должен быть
зашунтнрован), поднимающие сигналы ТС у тяговых подстанций и на ДП в ме-
сте приема до первоначального уровня — 0,8 неп.
Аппаратура питания устройств телемеханики состоит из специальных встро-
енных блоков питания, обеспечивающих подачу на электронную аппаратуру вы-
прямленных напряжений необходимой величины и качества (табл. 216). В ап-
паратуре ЭСТМ-62 и «Лиена» применяют два типа блоков питания: блок пи-
тания электронной аппаратуры телемеханики БП и блок питания тиратронов
диспетчерских щнтов БПТ. Блоки питания БП ЭСТМ и БП «Лиена» применя-
ют также в различной аппаратуре электронной автоматики, построенной с при-
менением соответственно модулей серий ДТЛ-62 и «Сейма». Для всех блоков
питания напряжение сети Uc = 220^}д^ В при-частоте 50±1 Гц. Напряжение
питания цифровых ламп в аппаратуре «Лиена» 220+2% В.
Прн исчезновении питающего переменного напряжения на КП электронная
аппаратура телемеханики н автоматики должна продолжать функционировать.
Для этого на КП устанавливают специальные статические преобразователи ре-
зервного питания, обеспечивающие в аварийных случаях, автоматическую пода-
чу на электронные устройства необходимых напряжений в соответствии с
табл. 216.
Габариты статического преобразователя 550X578X366 мм, масса 6 кг, цена
320 руб. Изготовитель — завод МЭЗ ЦЭ МПС.
При отсутствии статических преобразователей резервное питание может быть
осуществлено от отпаек подстанционной аккумуляторной батареи.
Приборы для телесигнализации критических величин ТС-KB, входящие в ап-
паратуру ЭСТМ-62, устанавливают на тяговых подстанциях постоянного н пе-
ременного тока. Они предназначены для передачи на ДП по телесигнализации
сведений о критических величинах напряжения и тока (с тяговых подстанций
постоянного тока) и напряжения (с тяговых подстанций переменного тока).
Критические величины напряжения t/max и Umm выбирают на основании опыта
эксплуатации и анализа режимов работы энергосистемы совместно с тяговыми
потребителями. Критические величины токов /шах и /min выбирают с учетом
363
нагрузочной способности выпрямительных агрегатов, руководствуясь допускае-
мыми нормами нагрузок на агрегат в зависимости от их длительности и эконо-
мически целесообразными величинами нагрузок. Питание приборов ТС-KB осу-
ществляют от блока питания стойки КПМ. Приборы ТС-KB, как правило, не
устанавливают на тяговых подстанциях, оборудованных устройствами АРМ или
ДВОР. В системе телемеханики «Лиена», осуществляющей ТП с тяговых под-
станций, ТС-KB отсутствует.
Устройства определения места повреждения (табл. 217), применяемые сов-
местно с аппаратурой систем телемеханики ЭСТМ-62 и «Лиена», предназначе-
ны для определения расстояния от тяговой подстанции до места повреждения
контактной сети переменного тока и линий автоблокировки 6(10) кВ (послед-
нее при двух- и трехфазных замыканиях). Расстояние до места КЗ определя-
ется автоматически путем измерения полного сопротивления г петли короткого
замыкания, пропорционального расстоянию до места повреждения. Величина
z измеряется в период от возникновения КЗ до отключения масляного выклю-
чателя. Результаты измерения кодируются в устройстве и средствами обычно?!
ТС (блок ТС-КП стойки КПМ в системе ЭСТМ-62 или стойки КП1 в системе
«Лиена») передаются по каналу связи телемеханики на ДП, где расшифровы-
ваются и воспроизводятся на цифровом индикаторе (три лампы ИН-1: пер-
вая — десятки километров, вторая — километры, третья — 0 или 0,5 км).
Применение аппаратуры ОПМ ускоряет отыскание мест повреждений, что поз-
воляет ускорить устранение повреждений и сократить перерыв в энергоснабжении.
Модули серий ДТЛ-62 и «Сейма», на которых построены соответственно
системы телемеханики ЭСТМ-62 н «Лиена», полупроводниковые приборы, ре-
зисторы и конденсаторы, являющиеся основными элементами этих модулей,
рассмотрены в начале настоящей главы. Ниже приводятся данные других, на-
иболее распространенных - и специфичных для устройств телемеханики элемен-
тов.
Тороидальные трансформаторы с прямоугольной петлей гистерезиса (ППГ)
являются основными элементами ключей ТС и блоков сигнализации, устанав-
ливаемых на щите ТС, а также ряда других устройств, связанных с получени-
ем телесигналов (ОМП и др.). В системе телемеханики «Лиена» тороидальные
трансформаторы с ППГ используются, кроме того, в цепях ТС на КП. Транс-
форматоры с ППГ применяются и в других узлах системы ТУ, а также в эле-
ктронных устройствах автоматики и защиты. Тороидальные трансформаторы с
ППГ проверяют прибором ПТС. Они должны удовлетворять следующим требо-
I сч ч
ваииям: ----j---=0,2 A/Ом при уровне сигнала не менее 0,16 В/внток и при
уровне помехи ие более 0,015 В/виток. Здесь аиоч — число витков обмотки
считывания; I — длина средней магнитной силовой линии; /Сч — ток считы-
вания.
Тиратроны с холодным катодом типа МТХ-90 служат основными сигналь-
ными элементами диспетчерских щитов ТС. Тиратроны МТХ-90 проверяют при-
бором ПСЭ (табл. 218).
Выходные реле телемеханики электрически связаны с электронными устрой-
ствами. При приеме команды ТУ контактами этих реле создается цепь подачи
питания иа исполнительные реле телемеханики. В качестве выходных реле в
системе ЭСТМ-62 применены телефонные реле РКН (шифр РС4.503.068). Ток
срабатывания реле /ср=10-М2 мА. Время срабатывания ^Ср^60 мс. Время
нахождения реле под током (длительность выходного импульса ТУ) до 9 с. Ком-
мутационная способность: 0,2 А при 60 В постоянного тока н активной нагруз-
ке, 107 срабатываний; 2 А при 36 В постоянного тока, 105 срабатываний. В' си-
стеме телемеханики «Лиена» в качестве выходных реле применены герконы
КЭМ-2 или КЭМ-6.
Исполнительные реле телемеханики, подающие импульсы управления на пе-
реключение объектов ТУ, расположены в аппаратуре автоматики объектов (за
исключением шкафа КПРМН). В качестве исполнительных реле применяют ре-
ле КДР-1, а в последнее время — РПУ-0.
Сигнальные реле телемеханики, контакты которых подключены к блокам
ТС-КП или ТУ-ТС-КПР, также расположены в аппаратуре автоматики объектов
364
(за исключением шкафа КГ1РМН). В качестве сигнальных реле применяют реле
КДР, ПЭ-21, ЭВ и др. В системе «Лиена» цепи ТС отделены от внешних под-
станционных цепей разделительными трансформаторами.
Разрядники Р-350 устанавливают в канале связи ТУ-ТС для защиты аппа-
ратуры и линии от перенапряжений. Разрядники Р-350 нашли также широкое
применение в различных устройствах автоматики и защиты в качестве элемен-
тов, предотвращающих попадание в низковольтные цепи высокого напряже-
ния (при обрыве цепи высоковольтных делителей и др.).
Индикаторные лампы используют в устройствах определения места повре-
ждения ОМП, ТИ и др.
Переносные специальные приборы (см. табл. 218) и стационарные стенды
применяют для проверки электронной аппаратуры телемеханики. Кроме упомя-
нутых выше приборов ПТС, ПСЭ и ПТД, применяют комбинированный прибор
для наладки аппаратуры каналов связи КГИ, прибор для кодирования серий
ТУ-ТС типа ПТУ, прибор «Луч» для контроля серий ТУ-ТС, прибор ПКС для
кодирования серии ТУ. Для наладки и эксплуатации электронной аппаратуры
телемеханики также широко применяют приборы общего назначения: осцилло-
графы, тестеры, звуковые генераторы, ламповые вольтметры, частотомеры и др.
Стенд СПАТ применяют прн централизованной наладке аппаратуры
ЭСТМ-62. На стенде могут быть выполнены следующие работы: наладка при-
емников и передатчиков ЧМС, в том числе при их совместной работе; измере-
ние уровней сигналов в каналах связи ТУ-ТС; измерение сопротивлений и асим-
метрии линий связи; прослушивание серий ТУ-ТС через громкоговоритель; комп-
лексная наладка привозимых с КП блоков ТУ-ТС и блоков реле шкафов
КПРМ; проверка ключей ТС. На стенде также проверяют наиболее распростра-
ненные модули серии ДТЛ-62 (ВТ, БТ-1, БТ-2, ИНВ-А, УС-1А, УС-IB, ГИ). Си-
ловой узел стенда содержит блок питания БП ЭСТМ, а также регулируемые
источники питания постоянного и переменного тока напряжением до 250 В,
мощностью 2 кВт и 2 кВА, которые могут быть использованы при различных
наладочных и других работах. Для проверки исполнительных реле телемехани-
ки предусмотрен источник питания постоянного тока напряжением 24 В, мощ-
ностью 50 Вт. Питание стенда — от сети переменного тока 220 В, 50 Гц. По-
требляемая мощность — около 900 Вт. Габаритные размеры 1930X2460X935 мм.
Площадь, необходимая для установки и эксплуатации стенда, 20—25 м2. Стенд
выполнен в виде трех отдельных стоек: центральной (масса 160 кг), левой (90
кг) и правой (90 кг), устанавливаемых на металлический стол (270 кг). Цена
стенда СПАТ — 5100 руб. Завод-изготовитель — МЭЗ ЦЭ МПС. В ближайшие
годы будет выпускаться также стенд для централизованной наладки аппаратуры
«Лнсна».
Климатические условия работы аппаратуры: для системы ЭСТМ-62 — от
+5 до +50°С и относительной влажности от 30 до 80% при 25°С (для аппа-
ратуры шкафа КПРМН — от —30 до +50°С); для системы «Лиена» — в ус-
ловиях умеренного климата при температуре от —10 до -f-40°C и относительной
влажности окружающего воздуха до 80% при температуре 20°С ’ (для аппа-
ратуры шкафа КПРН от —40 до +50°С).
Технические данные систем телемеханики
ЭСТМ-62 «Лиена»
Наибольшее число контролируемых пунк-
тов КП:
комплекта Ч аппаратуры с частотным
разделением каналов ............................ 15
комплекта В аппаратуры с временным
разделением каналов без сдвоенных КП 30 20
То же со всеми сдвоенными КП................ 60 40
Число объектов ТУ комплекта Ч из расче-
та 64 ( 80) команд на одну стойку КПМ (КП1,
КП2)......................................... 960 1200
Число объектов ТУ комплекта В из расче-
та 10 (16) команд на один шкаф КПРМ(КПР) 300 320
Наибольшее число объектов ТУ .... 1260 1520
365
Число объектов ТС комплекта Ч из рас-
чета 121 (123, включая сигналы ТИ) сигнал
на одну стойку КПМ (КП1).................. 1815
Число объектов ТС комплекта В из рас-
чета 10 (24 у шести КПР и 22 у четырех
КПР, включая ТИ) сигналов на один шкаф
КПРМ(КПР).................................. 300
1845
464
Наибольшее число объектов ТИ:
при использовании стоек КП1 (из рас-
чета двух сигналов на одну стойку) . .
при использовании стоек КП2 (из рас-
чета одного сигнала на одну стоику). .
Число сигналов ТС на один объект ТИ .
Наибольшее число сигналов ТС...........
Время передачи команды ТУ, с, не более:
для комплекта Ч .......................
» » В .......................
Время ТС — передачи извещения о выпол-
нении команды или о переключении объекта,
с, не более:
для комплекта Ч....................
» » В........................
2115
30
15
6 или 8 (см.
примечание 7)
2309
5 2—3
15 2—3
15
15
Наибольшее расчетное число частотных
2,5-3
2,5-3
(см. примечание
8)
каналов .................................. 19
от
Интервал между средними частотами сосед-
них каналов, Гц ...........................
в диапазоне • средних частот
450 (канал № 1) до 3690 Гц
(канал № 19)
180
Типы передатчика и приемника.........
Модуляция средней частоты, Гц........
Полоса частотного канала, Гц.........
Максимальный уровень сигнала на линии
в месте передачи, неп...................
Минимальный уровень сигнала на линии
в месте приема, неп.....................
Дальность передачи, км:
ЧМС ЭСТМ-62 ЧМС «Лиена»
±45
120
+0,6 ТУ —0,8 ТС
—3,5 —0,8
по воздушным стальным цепям и пу-
пинизированному кабелю •-...........
то же при применении стоек переприема
по непупинизированным кабелям с про-
межуточными усилителями в канале связи
Модули................................
Тип встроенных блоков питания.........
150—180
300—400 —
до 400
серии ДТЛ-62 серии «Сейма»
БП ЭСТМ; БП «Лиена»;
БПТ ЭСТМ БПТ «Лиена»
Наибольшая потребляемая мощность, ВА,
на стороне переменного тока:
стоек ДПМ1 и ДПМУ (ТУ-ДП и
ТУ-ДПР) ..........................
стоек ДПМ и КПМ(ДП1; ДП2иКП1)
стойки КП2......................
шкафа КПРМ (КПР)................
стойки переприема ..............
шкафа КПРМН (КПРН)..............
То же на стороне постоянного тока, Вт:
стоек ДПМ; ДПМ1; ДПМУ; КПМ
(ТУ-ДП; ТУ-ДПР; ДП1; ДП2; КП1;
КП2).............................
130
100
70
50
400
130
130
100
100
50 50
366
шкафов КПРМ и КПРМН (КПР
и КПРН)..................................... 30
стойки переприема ........................ 10
прибора ТС-KB (питается от стой-
ки КПМ)..................................... 15
Среднее время безотказной работы (нара-
ботка на отказ), ч............................ 4000
Среднее время восстановления КП (без
учета времени на передвижение), ч.........
40
4000 для КП1,
ТУ-ДПР,
ТУ-ДП; ДП1,
ДП2; 8000 для
КПР и КП2
2
Примечания. 1. В круглых скобках даны наименования стоек и шкафов, число
команд и сигналов в системе телемеханики «Лиена*'.
2. Указано наибочьшее число объектов ТУ, ТС и ТИ.
3. Сдвоенные КП могут быть образованы, если число объектов ТУ-ТС не превышает
пяти (в системе телемеханики ЭСТМ-62) или восьми (в системе телемеханики «•Лиена»).
4. При передаче по линии связи ТУ сигналов телеблокировки для ТУ отводятся час-
тоты от 450 (канал № 1) до 1530 Ги (канал № 6); для аппаратуры телеблокировки выпуска
до 1978 г. — частоты 2070; 2250; 2430; 2610 Гц; выпуска, начиная с 1978г. — частоты 3150;
3870; 4590 Гц.
5- При применении специальной аппаратуры возможна ретрансляция наиболее важных
сигналов телемеханики с участковых на центральный диспетчерский пункт ЦДП.
6. В системе телемеханики «Лиена» осуществляется автоматическая запись переклю-
чений фидеров контактной сети.
7. Число сигналов зависит от числа передаваемых дискретных значений ТИ.
8. При получении сигнала об исполнении команды или при запросе без команды
время ТС — не более 2 с.
80. ЭЛЕКТРОННЫЕ КОМПЛЕКСЫ АППАРАТУРЫ АВТОМАТИКИ,
УПРАВЛЕНИЯ И ЗАЩИТЫ
На основе опыта работы электронной аппаратуры автоматики, телемехани-
ки и защиты, а также достижений электронной промышленности в области из-
готовления массовых полупроводниковых приборов лабораторией автоматики и
телемеханики ЦНИИ МПС созданы электронные комплексы. Они содержат ап-
паратуру автоматики, управления, телеуправления и защиты: понижающих
трансформаторов; трансформаторов собственных нужд; фидеров контактной се-
ти, районных потребителей, высоковольтных линий автоблокировки, фидеров
ДПР и др.
Аппаратура электронного комплекса «Сейма» обеспечивает защиту от то-
ков КЗ и перегрузок электрического оборудования тяговой подстанции, а так-
же линий электропередачи, фидеров контактной сети, линий автоблокировки,
фидеров продольной электрификации и фидеров районной нагрузки; АПВ линий
электропередачи и АВР трансформаторов и линий автоблокировки; автомати-
ческое переключение ступеней устройства, регулирующего напряжение на ши-
нах 27,5 кВ тяговой подстанции; автоматическое определение места КЗ на кон-
тактной сети и линиях автоблокировки; выдачу сигналов о срабатывании защит
и устройств автоматики на регистрирующее устройство; ТУ-ТС объектов с бес-
контактными и релейными входами. На подстанциях постоянного тока опытную
эксплуатацию проходит также электронный комплекс «Миасс».
Аппаратура электронных комплексов комплектуется из стоек, содержащих
различную электронную аппаратуру, выполняющую перечисленные выше функ-
ции. Стойки собирают в единый щит, с которого осуществляют дистанционное
управление объектами тяговой подстанции. Он содержит необходимые элемен-
ты. общеподстанционной и индивидуальной сигнализации. Аппаратура ТУ-ТС и
блоки питания размещены в отдельных стойках.
367
81. НАЛАДКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ АППАРАТУРЫ АВТОМАТИКИ
И ТЕЛЕМЕХАНИКИ
Электронную аппаратуру автоматики и телемеханики поставляют на объек-
ты монтажа — тяговые подстанции и посты секционирования — в виде стоек,
шкафов или блоков, изготовленных и налаженных на заводах-изготовителях.
Электронную аппаратуру, а также различные датчики и приборы устанавлива-
ют после монтажа конструкций под аппаратуру- и прокладки кабелей. При
этом жилы кабелей и проводов маркируют в соответствии с монтажными схе-
мами и прозванивают все цепи между аппаратурой и объектами, к которым
она относится.
В устройствах, связанных с аппаратурой автоматики и телемеханики и име-
ющих присоединения к шинам высокого напряжения (различного рода датчи-
ки и др.), проверяют наличие и прочность рабочих и защитных заземлений, на-
личие и правильность установки устройств защиты от попадания высокого на-
пряжения в низковольтные цепи.
Наладку электронной аппаратуры проводят одновременно с наладкой цепей
управления, сигнализации и защиты агрегатов или присоединений, в соответст-
вии с инструкциями, которыми комплектуется аппаратура. При наладке прове-
ряют и контролируют основные параметры аппаратуры, большинство которых
приведено в таблицах настоящей главы. При необходимости для опробования
действия аппаратуры проводят работы, связанные с устройством на контактной
сети коротких замыканий или других режимов работы.
По окончании наладки и приемки эксплуатационному персоналу передается
вся проектная и заводская сопроводительная техническая документация на ап-
паратуру со всеми изменениями, которые были внесены в процессе монтажа и
наладки. Эксплуатацию систем телемеханики ведут в соответствии с «Указания-
ми по монтажу, наладке и эксплуатации системы телеуправления ЭСТ-62» (М.,
«Транспорт», 1973, 100 с.) и «Указаниями по монтажу, наладке и эксплуата-
ции системы телемеханики «Лиена» (М., «Транспорт», 1977, 103 с.), утвержден-
ными ЦЭ МПС, и другими инструктивными материалами.
При эксплуатации электронных устройств в сроки, указанные в инструк-
тивных материалах, проводят ревизию аппаратуры, во время которой, как пра-
вило, определяют основные параметры устройств и регулируют их, добиваясь
значений, полученных при пусконаладочных работах. Целесообразно ревизию
электронной аппаратуры совмещать с ревизией силовой установки, к которой
эта аппаратура относится (например, ревизию устройства БФАМ совмещать с
ревизией быстродействующих выключателей, ревизию устройства АРНП — с
ревизией трансформаторов и т. п.).
Принятые в эксплуатацию, электронные устройства должны постоянно на-
ходиться в работе. Все случаи их повреждения и отказов следует обязательно
регистрировать в журнале неисправностей. Блочная и модульная конструкция
электронной аппаратуры способствует быстрому отысканию повреждений. Наи-
более прогрессивным является устранение неисправностей путем замены отдель-
ных модулей или блоков резервными с централизованным ремонтом неисправ-
ных модулей или блоков. При наладке и эксплуатации электронной аппарату-
ры широко применяют специальные приборы и стенды, данные по которым при-
ведены в табл. 218.
Главе.
VIII
УПРАВЛЕНИЕ, СИГНАЛИЗАЦИЯ, ИЗМЕРЕНИЯ
82. ЦЕПИ УПРАВЛЕНИЯ И СИГНАЛИЗАЦИИ
Всеми высоковольтными выключателями, частью высоковольтных разъеди-
нителей, отделителями, короткозамыкателями, некоторыми видами низковольт-
ного оборудования (контакторами, пускателями и др.) можно управлять дис-
танционно. Для этого аппараты снабжены различного рода приводами либо
возможность их дистанционного включения и отключения предусмотрена в кон-
струкции аппаратов (например, у быстродействующих выключателей и контак-
торов).
Команда на включение ряда аппаратов (например, масляных выключателей)
подается не непосредственно, а через промежуточный аппарат (например, кон-
тактор включения), что объясняется большой мощностью, необходимой для
включения. Команда на включение многих аппаратов (в частности, масляных
выключателей с пружинными приводами), а также команда на отключение всех
аппаратов подается непосредственно через контакты ключей или кнопок уп-
равления, контакты исполнительных реле ТУ, катушки которых получают пи-
тание от аппаратуры телемеханики, контакты реле защиты или их повторителей
и др.
Принципиальные схемы управления для какого-либо присоединения изобра-
жают, как правило, в развернутом виде, когда катушки и контакты реле и дру-
гих аппаратов расчленены и показаны там, где через них образуются четко ви-
димые электрические цепи. Положение контактов в схемах обозначают соответ-
ствующим невозбужденному состоянию электромагнитного аппарата. Для дру-
гих аппаратов положение контактов обозначают соответствующим положению
аппарата, в котором он находится, прн отсутствии внешнего воздействия. Кон-
такт, который на схеме показан разомкнутым, называют замыкающим (з) или
нормально открытым (н. о.), а замкнутым — размыкающим (р) или нормально
закрытым (н. з.). На развернутых схемах, как правило, обозначают маркиров-
ку проводов, зажимов реле и других аппаратов,- зажимы различного рода клем-
мников, установленных в аппаратуре, в соответствии с монтажными схемами
(таблицами) и кабельными журналами.
Схемы управлений обычно совмещают со схемами защиты данного присое-
динения, показывая на них как подключение аппаратуры защиты к элементам
силовых цепей, так и выходные цепи защиты. Схемы управления совмещают
также с теми схемами сигнализации, которые относятся только к данному при-
соединению.
Шинки, к которым подключена аппаратура управления какого-либо присоеди-
нения (например, понижающего трансформатора, преобразовательного агрега-
та, ТСН и др.), обычно обозначают ±у (здесь и ниже рассматривается подача
в цепи управления постоянного — от аккумуляторной батареи — или выпрям-
ленного тока) и питание на них подают через индивидуальные предохранители.
Подача питания на различные включающие аппараты осуществляется от от-
дельных шинок включения ШВ через индивидуальные предохранители. Выделя-
ются также шинки включения н отключения различных аппаратов по телеуп-
равлению (ШВТ и ШОТ). Через индивидуальные предохранители в ряде случаев
питают отдельные элементы цепи.
В схемы управления при необходимости включают различные блокировки
безопасности, разрешающие производить оперативные переключения в строго
369
определенной последовательности. Часто подачу питания на схемы блокировок
осуществляют через отдельные предохранители (шинки ШЗБ) или через предо-
хранители шинок включения ШВ.
В схемах управления различных присоединений (понижающий трансформа-
тор, преобразовательный агрегат, ТСН, фцдеры 10 кВ и др.) устанавливают
реле фиксации команды управления, которое находится под током после пода-
чи команды на включение выключателя и обесточивается только после подачи
команды (вручную или по ТУ) на его отключение-.
Местная сигнализация включает в себя сигнализацию положения различных
аппаратов, предупредительную и аварийную сигнализацию. Питание на шинки ме-
стной сигнализации +ШС и +ШМС (может быть отключена, если на под-
станции нет обслуживающего персонала) подается через отдельные предо-
хранители.
Сигнализацию положения имеют большинство дистанционно управляемых
аппаратов,- Обычно для сигнализации служат две лампы: красная, ровное горе-
ние которой говорит О включенном положении аппарата, и зеленая, сигнализи-
рующая о его отключенном положении. При оперативном отключении аппарата
зеленая лампа горит ровным светом (шннки +ШМ.С и —ШС), при аварийном —
мигающим светом.
Предупредительная сигнализация служит для привлечения внимания персо-
нала к возникающим нарушениям режима в работе того или иного оборудова-
ния. Предупредительная сигнализация обычно выполняется с использованием
указательных реле РУ всех присоединений. Контактами этих реле подается на-
пряжение на общую лампу предупредительной сигнализации и на реле импуль-
сной сигнализации РИС-Э2 (шинка ШП), включающее цепь звонка. Применение
импульсного реле позволяет получать предупредительную сигнализацию неза-
висимо от положения сигнальных цепей других присоединений-. Обслуживающий
персонал снимает звуковой сигнал специальной кнопкой съема предупредитель-
ной сигнализации.
Аварийная звуковая сигнализация (сирена), общая для всей тяговой под-
станции, применяется для того, чтобы обратить внимание обслуживающего
персонала на срабатывание защит. На шинке аварийной сигнализации ША на-
пряжение появляется только при аварийном отключении аппаратуры. Конкре-
тное указание, на каком выключателе произошло срабатывание, обеспечивается
миганием зеленой лампы данного' аппарата. Аварийный звуковой сигнал может
быть снят кнопкой съема аварийного сигнала.
Телесигнализация положения аппаратов и контроль за режимом работы
оборудования осуществляются сигнальными реле телемеханики, подключенными
к входным цепям аппаратуры ТС.
83. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОПЕРАТИВНЫХ ЦЕПЕЙ
Надежность работы оперативных цепей на тяговых подстанциях обеспечи-
вается особым их построением. Защита понижающих трансформаторов, линий
ПО и 35 кВ и другие наиболее ответственные защиты получают питание непо-
средственно от шинок оперативного тока (рис. 133), проложенных для лучшей
изоляции над панелями управления. Оперативные цепи остальных присоедине-
ний, расположенных в РУ-3,3 и 10 кВ, питаются от замкнутых кольцевых ка-
бельных шлейфов, присоединяемых к клеммным сборкам панелей по схеме
«вход—выход». При этом обеспечивается возможность отключения в случае по-
вреждения неисправного участка кабеля с сохранением питания всех устройств.
Цепи управления и сигнализации подключены к разным секциям сборных шин
собственных нужд постоянного тока 110(220) В (см. рис. 133). Рубильником
или накладками можно соединить эти секции по схеме Н.
Цепи управления и сигнализации объединяют при необходимости быстро
восстановить питание, если сгорел предохранитель и известна причина его сго-
рания (например, случайное замыкание на клеммной сборке при наладочнйх
работах), или при выводе в ремонт одной секции сборных шин с переводом
питания цепей управления и сигнализации на другую секцию. Для этого после
370
Рис. 133. Схема питания цепей оперативного тока тяговой подстанции:
1 — панели релейной защиты и автоматики (РЗА) основного силового оборудования;
2 — закольцованные шлейфовые цепи питания; 3 — панели РЗА РУ-10 кВ; 4 — панели
РЗА РУ-3,3 кВ; 5 — шинки цепей управления; 6 — предохранители цепей управления ±У;
7 — предохранители цепей сигнализации ±ШС-, 8 — общеподстанционная сигнализация
включения соединительного рубильника снимают предохранители со стороны
отключаемой секции шин.
Современные схемы питания оперативных цепей тяговых подстанций осна-
щены устройствами ОКЦ — общим контролем цепей. ОКЦ — устройство, дей-
ствующее на звонок предупредительной сигнализации при исчезновении напря-
жения питания оперативных цепей защит или при повреждении целости цепи
отключения на панелях контролируемых присоединений.
ОКЦ, таким образом, контролирует целость предохранителей, наличие на-
пряжения для схемы, обеспечивающей отключение и исправность самих цепей
отключения. Причем контроль действует в обоих (включенном и отключенном)
положениях электрического аппарата, для этого в схему ОКЦ заведены кон-
такты двух повторителей каждого выключателя" (прямого и обратного, напри-
мер, ПМВ и ПМО) таким образом, что если они оба оказываются обесточен-
ными, что свидетельствует о неисправности, то собирается цепь на сигнал.
Недостаток применяемой схемы ОКЦ *— отсутствие табло с индивидуальной сиг-
нализацией для объектов, что не позволяет быстро определить, иа какой пане-
ли произошло повреждение, и однократность действия (в течение времени, ког-
да ОКЦ возбуждено из-за перегорания предохранителя на одной панели, другие
панели не контролируются). Если выводится из работы оборудование, контроли-
руемое ОКЦ, для сохранения его действия на оставшиеся присоединения, необ-
ходимо разрывать цепь ОКЦ на клеммной сборке.
За состоянием всех цепей управления и сигнализации следит специальное
устройство контроля изоляции, включающее сигнальное табло и выдающее зву-
ковой сигнал (звонок) при ухудшении изоляции. Место замыкания на землю
определяют в следующем порядке: вначале находят группу оборудования, у ко-
торого произошло ухудшение изоляции.
При непрерывном наблюдении за стрелкой омметра контроля изоляции на
щите управления на короткое время отключают различные цепи, переходя к
следующему опробованию, если показания омметра не меняются. Проверяют
всю разводку цепей включения, имеющих на щите отдельные рубильники. Если
фидер с плохой изоляцией найден, то переходят ко второй стадии поиска —
371
определению конкретного поврежденного оборудования. Это делается поочеред-
ным снятием предохранителей включения аппаратов. Если на оборудовании
повреждение обнаружить не удается, следует проверить изоляцию кабеля цепей
включения с расчленением его на части. В случае когда цепи включения не
имеют замыкания на землю, проверяют цепи сигнализации снятием обоих пре-
дохранителен. Убедившись в отсутствии повреждений в цепях сигнализации, пе-
реходят к наиболее ответственной работе — проверке цепей управления, пита-
ющих защиты, которые нельзя полностью отключить без прекращения работы
подстанции. Для этого поочередно выводят нз работы оборудование, затем сни-
мают индивидуальные предохранители присоединения. Прн неуспешном поиске
необходимо полностью отключить подстанцию, обнаружить н исключить пов-
режденный участок кабельной цепи н проверить кольцевой шлейф. При этой ра-
боте удобнее пользоваться омметром на щите управления, но можно применять
и переносный мегомметр. Повреждения в цепях управления находят сравни-
тельно быстро.
84. ОТКАЗЫ ОПЕРАТИВНЫХ ЦЕПЕЙ И МЕРОПРИЯТИЯ
ПО ПОВЫШЕНИЮ ИХ НАДЕЖНОСТИ
Отказы цепей управления происходят в результате нарушения их изоля-
ции. Невозможность электрического разделения цепей значительно ухудшает нх
надежность, так как при некоторых повреждениях создаются нежелательные
«ложные» связи. «Ложная» связь может быть причиной срабатывания выклю-
чателей или вызвать неправильную работу автоматики илн защит. Для пре-
дупреждения подобных повреждений применяют схему питания с двумя изоли-
рованными полюсами батареи и устройством непрерывного контроля изоляции
относительно «земли». Единичное замыкание на «землю» хотя и не приводит сразу
к нарушениям работы устройств автоматики н защиты, но создает опасность
возникновения двойного замыкания.
В результате двойного замыкания на «землю» (рис. 134) в цепях управле-
ния возможно самопроизвольное срабатывание выключателей. При устойчивом
замыкании на плюсовом полюсе оперативных цепей (в точке /) и появившемся
(даже кратковременно) втором замыкании в точке 2, 3 или 4 будет происхо-
дить: при замыкании в точке 2 — самопроизвольное включение выключателя
(для срабатывания необходимо суммарное переходное сопротивление на зем-
лю не более 200 Ом); при замыкании в точке 3 — самопроизвольное его отклю-
чение (когда суммарное сопротивление замыкания на землю не более 10 Ом),
Выходное реле отклю-
чения от защит
Цепи электромагнита
отключения Выключателя
Цепи контактора
Включения
Рис. 134. Самопроизвольное срабатывание из-за «ложных» связей при повреждениях
изоляции
372
если произошел пробой изо-
ляции отключающей катушки
из-за имевшейся ранее неис-
правности привода, вызвавшей
перегрев изоляции катушки.
Замыкание на землю в точке 4
при выведенном из работы
выключателе не будет реги-
стрироваться прибором конт-
роля изоляции из-за электри-
ческого разделения цепей. При
включении сразу же произой-
дет самосрабатывание. Пара-
Шлейф программного отключения
Рис. 135. Самопроизвольное отключение при недоста-
точной развязке цепей
метры замыкания те же, что
и при замыкании в точке 3.
Замыкание в точке 5 приводит к отключению выключателя и срабатыванию
указательного реле защиты от очень малого тока 20—30 мА, потребляемого
только катушкой промежуточного реле (т. е. срабатывание реле защиты может
произойти при сопротивлении цепи короткого замыкания на землю 1000 —
2000 0м).
Двойное замыкание на минусовом полюсе цепей управления не может при-
водить к самосрабатыванию, так как на всех подстанциях, за редким исклю-
чением, выдерживают единый способ устройства схем: все катушки реле подсое-
диняют к минусовой цепи, а управляемые ими контакты — к плюсовой. Таким
образом, при любых двойных замыканиях в минусовых цепях будет наблюдать-
ся или отказ реле из-за шунтирования их двойным замыканием, или перегора-
ние предохранителей. Последнее ведет к отказу работы защит, что гораздо бо-
лее опасно, чем самопроизвольная работа приводов.
Изоляцию поврежденных цепей управления следует немедленно восстановить,
гак как накопление мест с ослабленной изоляцией значительно затруднит в даль-
нейшем отыскивание «земли».
В некоторых схемах, применяемых на тяговых подстанциях, существует
недостаточная развязка цепей, как, например, в схеме управления (рис. 135), где
из-за экономии жил кабеля отсутствует электрическое разделение цепей в пре-
делах каждой панели автоматики фидеров 3,3 кВ шлейфа программного управ-
ления. Таким образом, шлейф связывает несколько катушек реле 10АТ, нижние
выводы которых соединены с индивидуальными предохранителями каждой па-
нели. При такой схеме возможно самосрабатывание в случае перегорания, на-
пример, одного из предохранителей (—у). В этом случае получается последо-
вательное соединение двух реле 10АТ, которые получают питание через остав-
шийся в работе предохранитель (—у), отчего может сработать реле 10АТ на
другой панели с отключением фидера. Такое же срабатывание произойдет и
при выводе в ремонт любого из фидеров в момент, когда будут удалять пре-
дохранители (в случае когда сначала удаляют минусовый предохранитель, а за-
тем плюсовый). Можно повысить надежность таких цепей при помощи диодов
Д1, Д2, как показано на рис. 135.
С целью повышения надежности работы цепей постоянного оперативного
тока и предотвращения аварий, вызванных повреждениями изоляции в этих
цепях, предлагается выполнять следующие мероприятия:
питание вторичных цепей, в которых по опыту эксплуатации наиболее веро-
ятно появление замыканий на землю (цепи оперативной блокировки разъедини-
телей в открытых РУ, у которых недостаточно защищены от атмосферного воз-
действия блок-контакты КСА и электромагнитные замки, цепи управления тех-
нологическим оборудованием собственных нужд переменного тока и др.), реко-
мендуется выполнять на выпрямленном токе от взаиморёзервируемых вводов
переменного тока или просто от собственных нужд;
не допускать производство работ под напряжением в сети оперативного то-
ка, если в этой сети имеется замыкание на землю (кроме поисков места замыка-
ния), так как прн этом существует возможность самопроизвольного срабатыва-
ния приводов;
373
в схемах дистанционного управления разъединителями выполнять двухпо-
люсный разрыв цепей контакторов и приводных двигателей или цепей оператив-
ных катушек;
в случае возникновения опасных перенапряжений при размыкании цепей
соленоидов включения (с однополюсным разрывом) выключателей включать па-
раллельно обмотке соленоида включения гасительное сопротивление.
Величину гасительного сопротивления подбирают опытным путем, принимая
10/?с, где Rc — сопротивление соленоида включения. Гасительное со-
противление рассчитывают на длительный ток, равный примерно 2% номиналь-
ного тока соленоида.
Промежуточное реле в цепях релейной защиты и автоматики, как правило,
регулируют на напряжение срабатывания в пределах 55—65% номинального.
Регулировка промежуточного реле па меньшее напряжение срабатывания допу-
скается только в процессе наладки. При полной проверке схемы контролируют
срабатывание реле при напряжении постоянного тока, равном 80% номиналь-
ного. У промежуточных и указательных реле с изолирующими основаниями не
допускается специальное заземление сердечников и крышек, так как это зазем-
ление ослабляет изоляцию реле.
Для уменьшения вероятности повреждений оборудования подстанций при
попадании в оперативные цепи высокого напряжения (вследствие перекрытия в
РУ-3,3 кВ) цепи земляной защиты питают через отдельные предохранители не-
посредственно от выводов аккумуляторной батареи. В связи с этим при выводе
аккумуляторной батареи в ремонт питание земляной защиты должно перево-
диться на шины собственных нужд ПО В. Эта операция должна быть указана
в программе переключений при выводе аккумуляторной батареи в ремонт от-
дельным пунктом.
Для предотвращения попадания переменного тока СН 220 В в цепи управ-
ления 110 В постоянного тока из-за пробоя изолирующих прокладок контактов
кодовых реле КДР питание таких цепей (автоматика вентиляции КВ и др.)
переменного тока необходимо обеспечивать через изолирующие транс-
форматоры или отдельные реле-повторители, все контакты которых сле-
дует использовать лишь для одного рода тока. Выводы катушек посто-
янного тока при этом необходимо отсоединить от контактных стоек
переменного тока.
85. ВЫБОР ПЛАВКИХ ВСТАВОК ПРЕДОХРАНИТЕЛЕЙ В ЦЕПЯХ
СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПОСТОЯННОГО ТОКА
Уставки предохранителей оперативных цепей должны быть такими, чтобы
аккумуляторная батарея была 'защищена от коротких замыканий, а плавкие
вставки предохранителей ие перегорали при прохождении больших токов, по-
требляемых включающими электромагнитами приводов выключателей, а также
при одновременной работе нескольких приводов, когда это предусмотрено
автоматикой программного включения.
Индивидуальные предохранители присоединений для обеспечения селектив-
ности защиты должны иметь меньшие уставки, чем предохранители аккумуля-
торной батареи.
Предохранители сборных шин управления должны быть рассчитаны на сум-
марный ток, протекающий при одновременном срабатывании защит на несколь-
ких присоединениях и любом возможном аварийном режиме (отключение мас-
ляных выключателей всех фидеров контактной сети от УРОВ или от защиты
по минимальному напряжению; одновременное отключение выключателей преоб-
разователей при работе земляной защиты и др,).
Индивидуальные предохранители присоединений выбирают по току корот-
кого замыкания в конце защищаемой цепи таким образом, чтобы не было
«мертвых зон» и обеспечивалась кратность токов короткого замыкания по
сравнению с токами нагрузки от 4 до 10. Плавкие вставки предохранителей ие
должны перегорать от старения. Для этого их номиналы следует выбирать не-
сколько выше наибольших токов нагрузки.
374
Таблица 219
Возможные повреждения оборудования при неправильном выборе плавких
вставок предохранителей цепей управления
I Последствия неправильного выбора плавкой вставки
-
при заниженной уставке | при завышенной уставке
Индивидуальный предо- хранитель включающей катушки быстродействую- щего выключателя 3,3 кВ защищает от повреждения высоковольтную изоляцию включающей катушки, не допуская длительного на- хождения ее под током при механических неис- правностях выключателей и повреждениях в цепях включения1 Общий предохранитель цепей включения БВ за- щищает от повреждения кабель цепей включения при КЗ на клеммных сборках и в самом кабеле Плюсовой предохрани- тель земляной защиты РУ-3,3 кВ защищает от повреждения шлейф дер- жащей катушки Минусовый предохрани- тель земляной защиты РУ-3,3 кВ защищает от КЗ в релейных цепях зем- ляной защиты После перегорания пре- дохранителя быстродейст- вующий выключатель пе- рестает включаться Предохранитель пере- горает из-за старения или от тока нескольких одно- временно включаемых Б В при работе АПВ Отключаются все быст- родействующие выключа- тели из-за прекращения питания держащих кату- шек (из-за старения пре- дохранителя) при отсут- ствии КЗ Выводится из работы земляная защита Обугливается изоляция ка- тушки, происходит перекры- тие, высокое напряжение по- падает в цепи управления и вызывает их повреждение. Может выйти из строя вся тяговая подстанция При КЗ в кабелях цепей включения могут перегореть главные предохранители ак- кумуляторной батареи. Тяго- вая подстанция отключится со стороны выпрямленного тока, выведутся из работы все защиты Перегорает следующий по порядку предохранитель сбор- ных шин управления +упри КЗв цепи земляной защиты. До замены предохранителя прекращается питание всех защит на подстанции То же. До обнаружения и замены перегоревшего пре- дохранителя РУ-3,3 кВ не имеет защиты от коротких замыканий на шинах
1 Длительное протекание тока через катушку включения возможно без механических и элек-
трических неисправностей при перегреве катушки от частых включений при АПВ (10—15 раз),
когда ток нагрузки превышает уставку БВ.
Особое внимание обращают на выбор предохранителей включающих кату-
шек быстродействующих выключателей, расположенных непосредственно на
конструкции, находящейся под высоким напряжением. Так как катушки обла-
дают небольшой термической устойчивостью и рассчитаны только на кратко-
временный режим работы (недопустимый перегрев изоляции катушек происхо-
дит при нахождении ее под током в течение 10—20 с), необходимо правильно
выбрать плавкую вставку предохранителя — единственной защиты включающей
катушки от длительного прохождения тока при неисправностях. Из-за непра-
вильного выбора предохранителей оборудование подстанции может повреж-
даться (табл. 219). Обычно для включающих электромагнитов достаточна пла-
вкая вставка, номинал которой равен 30% от тока включения. Для включаю-
щих катушек быстродействующих выключателей такая величина может оказать-
375
ся завышенной. Ее следует проверить опытным путем на уверенное перегорание
вставки при задержке включения на 3 с.
Для защиты аккумуляторных батарей типа С плавкую вставку выбирают
ио току, в 2,5 раза превышающему ток 3-часового режима: /=2,5-9 А=22,5 N,
•а для батарей типа СК — по двукратному току 1-часового режима разряда
7=2-18,5 Д'= 37 N, где N — номер батареи типов С и СК-
Номиналы плавких вставок для защиты трансформаторов напряжения дол-
жны на 25—30% превышать ток, потребляемый цепями напряжения при лю-
бых возможных режимах включения.
Для селективности срабатывания последовательно включенных предохрани-
телей номинальный ток плавкой вставки предохранителя, расположенного ближе
к источнику питания, должен быть на одну ступень по шкале номинальных то-
ков предохранителей (для токов до 160 А) больше номинального тока следу-
ющего, более удаленного от источника питания предохранителя, а при токах
свыше 160 А — не менее чем на две ступени.
В качестве индивидуальных предохранителей присоединений обычно приме-
няют предохранители ППТ-10 с плавкими вставками ВТФ-6 на 6 А и ВТФ-10 —
на 10 А. Можно без расчета устанавливать для защиты индивидуальных цепей
управления предохранители с номинальным током 10 А, так как при соедини-
тельных проводах сечением 2,5 мм2, применяемых в этих цепях, обеспечивается
достаточная кратность тока при КЗ и отстройка от старения в случае потребле-
ния отключающим электромагнитом тока не более 5 А, т. е. в 2 раза меньше,
чем номинал предохранителя.
86. ПУЛЫ ДЕЖУРНОГО НА ДОМУ
Пульт дежурного на дому ПД-1 предназначен для управления БВ или дру-
гими аппаратами из дома дежурного и получения необходимой сигнализации с
тяговой подстанции. При построении схемы управления и сигнализации (рис.
136) применены средства многоканальной телемеханики, что значительно сок-
ратило число проводов, соединяющих дом дежурного с тяговой подстанцией, по
сравнению с дистанционным управлением и получением сигналов.
Рис. 136. Схема управления и сигнализации с пульта дежурного на дому
376
При включенном БЁ (замкнут замыкающий контакт его повторителя ПА и
Тумблер П1 в положении Вкл.) тока в цепи реле РФ1 нет (диод Д2 заперт) и
цепи лампы ЛФ1 и реле включения звукового сигнала РП разорваны замыкаю-
щими контактами реле РФ1. При отключении БВ от КЗ или перегрузки замы-
кается размыкающий контакт реле ПА в цепи реле РВ1 и реле РФ1 срабатыва-
ет (диод Д1 открыт), осуществляя световую (лампа ЛФ1) и звуковую (звонки
Bel, Зв2) сигнализацию. Реле РВ1, включенное последовательно с реле РФ1, не
возбудится, так как ток в цепи гораздо меньше тока его срабатывания. При
квитировании сигнала тумблером П1 цепь реле РФ1 запирается диодом Д1.
Для отключения БВ дежурный сначала переводит тумблер П1 в положение
Откл. и далее нажимает кнопку К1, что приводит к срабатыванию реле РО1 и
отключению БВ. При включении БВ тумблер П1 переводят в положение Вкл. и
также нажимают кнопку К1, что приводит к срабатыванию реле РВ1 и включе-
нию БВ.
На пульте имеется лампа общеподстанциопной сшнализации ОПС (на рис;
136 ие показана), причем длительный звуковой сигнал и горение лампы сви-
детельствуют о предупредительной сигнализации, а прерывистый звуковой сиг-
нал и горение лампы — об аварийной.
При вызове дежурного по селектору на пульте появляются световой и
звуковой сигналы. Селекторный телефон дежурного на дому подключен парал-
лельно телефону на подстанции. Схемами пульта дежурного на дому предусмот-
рен контроль целости линии связи между подстанцией и домом дежурного.
Число1 проводов линии связи между подстанцией и домом дежурного'
М=2-Ы+»+Л
где 2 — цепи питания ПО В;
1 — линия ОПС;
п — число объектов;
Т — 2 — телефонная связь.
Технические данные пульта дежурного на дому ПД-1
Количество управляемых объектов............. 5
Напряжение питания пульта, В:
от аккумуляторной батареи тяговой подстан-
ции ................................... 110
от сети частотой 50 Гц.................. 220
Сопротивление линии связи управления, Ом, пе
более......................................... 50
Размеры пульта, мм......................... 200x320x340
Размеры шкафа реле, установленного на под-
станции, мм............................: . . . 220x240x350
Масса пульта, кг.............................. 11,5
» шкафа, ».................................. 12,5
Потребляемая мощность:
постоянного тока, Вт ...................... 30
переменного » ВА ...................... 30
Цена, руб................................... 170
Завод-изготовитель.......................... МЭЗ ЦЭ МПС
87. КОММУТАЦИОННАЯ НИЗКОВОЛЬТНАЯ АППАРАТУРА
Универсальные переключатели серии УП-5300 предназначены для ручного пе-
реключения цепей напряжением до 440 В постоянного тока и до 500 В перемен-
ного тока частотой 50 Гц. По способу фиксации универсальные переключатели
разделяются на: переключатели с самовозвратом в начальное положение без
фиксации (буквенное обозначение А; Б; В); с фиксацией на положениях через
90° (Г; Е; Ж); с фиксацией на положениях через 45° (И; К; Л, М, Н, С, Ф, У,
X). Контакты переключателей допускают длительную нагрузку постоянным и
377
Таблица 220
Разрывная способность контактов переключателей серии УП-5300
Переменный ток, А Постоянный ток, А
Н апряженне, Активная нагрузка Индуктивная нагрузка Активная нагрузка Индуктивная нагрузка
по 3,0 (20) .0,4 (2,50)
220 40 (120) 20,0 0,8 (3) 0,3 (1,52)
380 30 (60) 2,5 — — —
Примечания. 1. Значение в скобках—при разрыве дуги в двух местах.
2. При частоте переключений до 10 в 1 ч разрываемый ток должен быть не выше 80 %, а
при частоте переключений до 100 в 1 ч—не более 50 % от указанного в таблице.
3. Величина разрывной способности при индуктивной нагрузке приведена для цепей с реле,
катушками контакторов и др. и ие относится к электрическим цепям с повышенной индуктив-
ностью (соленоиды и пр.).
переменным током до 20А; кратковременную (не более Юс) — до 75А; кра-
тковременную (не более 3 с) — до 250 А. Предельная разрывная способность
контактов переключателей при частоте переключений не более двух в 1 ч не
должна превосходить величин, указанных в табл. 220.
Кнопки универсальные К-20, К-23 и К-03 (табл. 221), выпускаемые ранее,
и кнопки типа КЕ (табл. 222) применяют для дистанционного управления эле-
ктрическими аппаратами и для коммутации низковольтных цепей.
Пакетные и пакетно-кулачковые выключатели и переключатели (табл. 223)
применяют в качестве коммутационных аппаратов в низковольтных цепях.
В аппаратуре автоматики и телемеханики широко применяют выключатели
и переключатели типа «Тумблер» (табл. 224); галетные переключатели (гетинак-
совые ПГГ и керамические ПГК), предназначенные для переключения электри-
ческих цепей при напряжении до 350 В, токе до 3 А, мощностью не более
70 Вт; щеточные переключатели серии ПР (для переключения цепей постоян-
ного тока напряжением до 220 В при токе до 1 А); микропереключатели серии
МП и микропереключатели рычажные (микротумблеры) серии МТ (рассчитаны
на номинальные токи от 0,5 до 4 А при омической и от 0,5 до 2 А при индук-
тивной нагрузке и напряжении 3—30 В постоянного тока; на номинальные то-
ки от 0,5 до 3 А при активной нагрузке н напряжении 250 В переменного тока).
Применяемые в аппаратуре автоматики сигнальные блок-контакты КСА в
зависимости от числа коммутируемых ими цепей бывают следующих типов:
КСА-2 (две цепи); КСА-4 (четыре цепи); КСА-5; КСА-6; КСА-8; КСА-10,
КСА-12.
Таблица 221
Технические данные универсальных кнопок К-20, К-23 и К-03
Род тока Номинальное на- пряжение, В Индуктивная на- грузка, А Активная нагрузка, А
Переменный 127 6,0 12,0
220 3,5 7,0
380 2,0 4,0
Постоянный ПО 0,3 0,6
220 0,2 0,4
Примечания. 1. Допускается 50-кратное включение и отключение (с 10-секундным
интервалом) токов, указанных в таблице (при напряжении 105 % от номинального).
2. Размыкающие контакты кнопок (в ненажатом состоянии) рассчитаны иа длительный ток
378
Таблица 222
Технические данные кнопок управления типа КЕ
Род тока Режимы работы Номинальное напряжение, В Предельный ток, А Ток, А, при 3 млн. циклов «включение- отключение»
Переменный (частота 50—60 Гц) Включение при коэф- фициенте мощности 0,6— 0,7 500 31,5 6,3
Отключение при коэф- фициенте мощности 0,3— 0,4 500 6,3 0,63
Постоянный Включение и отключе- ние при отношении L/R коммутируемой цепи 0,05с 220 0,63 0,2
Примечания. 1. Номинальный ток продолжительного режима работы 6,3 А.
2. £—индуктивность, Г; Я—активное сопротивление, Ом.
Т а б л и ц а 223
Технические данные пакетных и пакетно-кулачковых
переключателей и выключателей
Тип Номинальный ток, А Наибольшие отключаемые токн, А, при напряжении Предельная коммутационная способность, А
(7Н =220В по- стоянного и пе- ременного тока (7Н =38ОВ пе- ременного тока
ППМ10; ПВМ10 10 10 6
ПКП10; ПКВ10 10 —. — 90
ППМ25; ПВМ25- 25 25 15 —-
ПКП25; ПКВ25 25 »' — — 225
ПКП40; ПКВ40 40 — — 280
ППМ63; ПВМ63 63 63 40
ПКП63; ПКВ63 63 " — — 567
ППМ100; ПВМ100 100 100 60 —
ПКП100; ПКВ100 100 —. — 570
ПКП160; ПКВ160 160 570
ППМ250; ПВМ250 25.9 250 ’ 150 —
ППМ400; ПВМ400 400 400 240 —
Примечания. 1. ППМ н ПВМ—соответственно пакетные переключатели и выключа-
тели; ПКП и ПКВ—соответственно пакетно-кулачковые переключатели и выключатели.
2. Наибольшие отключаемые токи (для ППМ и ПВМ) н номинальные токн (для ПКП н
ПКВ) даны прн наибольшей частоте отключений 300 в 1 ч.
3. Предельная коммутационная способность обеспечивает 50-кратное отключение тока,
указанного в таблице, при напряжении 1,1 С7Н и cos?—0,35.
Технические данные блок-контактов КСА
Разрываемый переменный ток, А:
при напряжении НОВ..................................... 10
» » 220 В............................... 5
Разрываемый постоянный ток, А:
при напряжении ПО В................................... 1,5
» » 220 В................................. 1,0
Допускаемая величина тока, длительно протекающего через
блок-контакты, А............................................ 10
379
Т а б л и ц а 224
Технические данные выключателей и переключателей «Тумблер»
Тип Допускаемая мощ- ность контактной па- ры, Вт Напряжение, В
ТВ1-1 ТВ1-2 j-250 220 при-токе 1,1 А 50 при токе 5 А
ТВ1-4
ТВ2-1 60 220 при токе 0,25 А 120 притоке 0,5 А
ТП1-2 220 220 при токе 1 А ПО при токе 2 А
88. СИГНАЛЬНАЯ АППАРАТУРА
На тяговых подстанциях и постах секционирования получила широкое рас-
пространение сигнальная арматура АСС-38 и АС-220, предназначенная для све-
товой сигнализации на щитах управления, стойках блоков и т. п., а также сиг-
нальные табло ТСМ-1 и другие с различными сигнальными лампами.
Кроме ламп накаливания с нормальной световой отдачей, применяемых так-
же в качестве сигнальных ламп для подсвета различных указательных надписей,
крупных табло, сигналов открытой установки и т. п., широко применяют ком-
мутаторные лампы накаливания (табл. 225).
К устройствам звуковой сигнализации относятся сирены, применяемые для
аварийной сигнализации, и звонки, осуществляющие предупредительную сигна-
лизацию (табл. 226).
Т а б л и ц а 225
Технические данные коммутаторных ламп накаливания
Тип Номинальные величины Сила света в направле- нии оси лампы, канделла Предельные величины Продолжи- тельность горения при номи- нальном напряже- нии, ч
Напряже- ние, В Ток, мА Световой поток, лм Ток, мА, не более Световой поток, лм, ие менее
КМ6-60 (КМ-1) 6 60 0,40 0,035 65 0,35 500
КМ12-90 (КМ-2) 12 90 0,55 0,045 95 0,50 2000
КМ24-35 (КМ24-11) 24 35 0,90 0,070 40 0,85 2000
КМ24-90 (КМ-3) 24 90 1,75 0,140 95 1,50 1000
КМ48-50 (КМ-4) 48 50 2,90 0,230 60 2,50 1000
КМ60-55 (КМ-5) 60 55 5,70 0,450 60 5,10 500
Примечание. В скобках приведено старое обозначение ламп.
380
Технические данные сигнальной арматуры
АСС-38 ЛС-'Д>0
Тип сигнальной лампы........................СЦ21 РНЦ220-10
Напряжение, В . . . .......................НО 220
Мощность сигнальной лампы, Вт, не более. . . 8 15
Тип цоколя..................................двухконтактный штиф-
товый 2Ш-15
Испытательное напряжение, прикладываемое меж- 2
ду соединенными вместе выводами и корпусом, кВ
Примечания. 1. В арматуре могут быть установлены и другие типы сигнальных ламп
с цоколем 2Ш-15: в АСС-38—с колбой диаметром не более 26 мм, длиной не более 53 мм; в
АС-220—с колбой диаметром ие более 26 мм, длиной не более 86 мм.
2. Сигнальная арматура выпускается с линзами красного, зеленого, желтого и молочного
цветов.
Т а б л и ц а 226
Технические данные сирен сигнальных и звонков электрических
Тип сирены или звонка Напряжение, В Род тока Потребляемая мощность Громкость зву- кового сигна- ла, дБ
СС-1 127; 220; 380 Переменный частотой 50—60 Гц До 60 ВА 105
СС-2 ПО; 220 Постоянный » 60 Вт 105
3 127; 220 Переменный частотой 50 Гц — См. приме- чание п. 3
ЗП 12; 24; 36; 127; 220 Переменный частотой 50 Гц — —
Примечания. 1. Громкость звукового сигнала определяют на расстоянии 1 м от сирены.
2. Звонок 3 имеет вспомогател-ьную обмотку на напряжение до 36 В, при этом потери хо-
лостого хода не более 1,5 Вт.
3. При повышении напряжения электрической сети на 10 % от номинального звонки 3 при
работе на холостом ходу не должны создавать шума более 45 дБ, слышимого на расстоянии
более 1,5 м.
4. В комплект звонков входит кнопка.
89. ПРОВОДА И КОНТРОЛЬНЫЕ КАБЕЛИ
Установочные провода (табл. 227 и 228) предназначены для неподвижной
прокладки на панелях и в помещении тяговых подстанций и постов секциони-
рования.
Обмоточные медные провода ПЭЛ и ПЭВ (табл. 229) являются наиболее
распространенными из обмоточных проводов, применяемых для изготовления об-
моток трансформаторов, дросселей, электромагнитов и других электрических
приборов и аппаратов с изоляцией класса А. Допускаемая минимальная тем-
пература окружающей среды при эксплуатации этих проводов —60°С.
Число витков в слое обмотки определяют по формуле
h
П~~ йиз(1,2-1,5) >
где h — высота обмотки (катушки) или развернутая длина по среднему внут-
реннему диаметру обмотки тороидов;
<7ИЗ — диаметр провода с изоляцией, взятый из таблиц.
Число слоев провода в обмотке
b
m = <7[13(1,21,5)
где b — ширина катушки (в тороидах величина b ограничена диаметром «в
свету» намотанного тороида).
381
Таблица 227
Установочные провода с резиновой изоляцией
Марка Наименование и характе- ристика Применение Строительная длина, м, не менее
ПР Провод в оплетке, про- питанной противогнилост- ным составом Для неподвижной проклад- ки на роликах и изоляторах в помещении 100
АПР То же с алюминиевыми жилами То же 100
ПРЛ Провод в оплетке, по- крытой лаком Для монтажа панелей, стоек блоков и т. п. 20
ПРГЛ Провод гибкий в оп- летке, покрытой лаком То же, где требуется по- вышенная гибкость . 20
ПРГ Провод гибкий в оплет- ке, пропитанной противо- гнилостным составом Для неподвижной проклад- ки, где требуется повышен- ная гибкость 100
Примечания. 1. все провода, кроме АПР, — с медными жилами.
2. В таблице приведены одножильные провода. Имеются также двухжильные установоч-
ные провода ПРД и ПРДШ.
3. Масса бухты провода не более 50 кг.
4. Монтаж провода следует вести прн температуре не ниже 15°С.
Таблица 228
Сечение жил и наружные диаметры установочных проводов
। Сечение жилы, ; мм2 Расчетный диаметр, мм, для про- вода марки Сечение жилы, мм2 расчетный диаметр, мм, для про- вода марки
ПР-660 АПР ПРГ-660 ПРЛ-660 ПРГЛ-660 ПР-660 АПР ПРГ-660 ПРЛ-660 ПРГЛ-660
0,75 3,7 3,8 4,1 4,2 35,0 11,8 11,8 13,0 13,4
1,00 3,8 — 4,0 4,2 4,4 50,0 13,8 13,8 14,9 — 15,3
1,50 4,1 4,3 4,5 4,7 70,0 15,4 15,4 17,3 — 17,7
2,50 4,5 4,5 4,8 4,9 5,2 95,0 17,6 17,6 20,3 —
4,00 4,9 4,9 5,3 5,3 5,7 120,0 20,1 19,7 22,0 — —
6,00 5,4 5,3 5,9 5,9 6,3 150,0 22,1 21,7 24,5 — —
10,00 7,6 7,6 8,6 9,0 185,0 24,2 23,8 26,8 — —
16,00 8,9 8,9 9,7 — 10,1 240,0 27,1 26,7 30,2 — -—
25,00 10,6 10,6 12,0 — 12,4
Примечания. 1. Номинальное напряжение переменного тока—660 В; постоянного
гока—1000 В.
2. Выпускаются также провода ПР и ПРГ на номинальное напряжение 3000 В (сечение
жилы от 1,5 до 185 мм2).
Выводы обмоток во многих случаях выполняют монтажным многожильным
гибким проводом МГШВ с волокнистой изоляцией. Провод МГШВ изготовляют
сечением 0,12; 0,14; 0,20; 0,35; 0,50; 0,75, 1,0, 1,5 мм2 (диаметр провода с изоля-
цией соответственно 1,3; 1,4; 1,6; 1,9; 2,2; 2,5; 2,8; 3 мм).
Монтажные провода с поливинилхлоридной изоляцией ПМВГ с гибкой жи-
лой и одножильные ПМВ (табл. 230) нашли широкое применение там, где эле-
ктрические соединения выполняют пайкой.
382
Таблица 229
Размеры обмоточных проводов ПЭЛ и ПЭВ
Номиналь- ный диа- метр про- волоки, мм Диаметр провода, мм, с изоляцией Номиналь- ный диа- метр про- волоки, мм Диаметр провода, мм, с изоляцией
ПЭЛ ПЭВ-1 ПЭВ-2 ПЭЛ ПЭВ-1 ПЭВ-2
0,020 0,035 0,035 — 0,590 0,640 0,640 0,66
0,025 0,040 0,040 0,620 0,670 0,670 0,69
0,030 0,045 0,045 — 0,640 0,690 0,690 0,72
0,040 0,055 0,055 .— 0,670 0,720 0,720 0,75
0,040 0,065 0,070 0,08 0,690 0,740 0,740 0,77
0,060 0,075 0,085 0,09 0,720 0,780 0,770 0,80
0,070 0,085 0,095 0,10 0,740 0,800 0,800 0,83
0,080 0,095 0,105 0,11 0,770 0,830 0,830 0,86
0,090 0,105 0,115 0,12 0,800 0,860 0,860 0,89
0,100 0,120 0,125 0,13 0,830 0,890 0,890 0,92
0,110 0,130 0,135 0,14 0,860 0,920 0,920 0,95
0,120 0,140 0,145 0,15 0,900 0,960 0,960 0,99
0,130 0,150 0,155 0,16 0,930 0,990 0,990 1,02
0,140 0,160 0,165 0,17 0,960 1,020 1,020 1,05
0,150 0,170 0,180 0,19 1,000 1,070 1,080 1,11
0,160 0,180 0,190 0,20 1,040 1,120 1,120 1,15
0,170 0,190 0,200 0,21 1,080 1,160 1,160 1,19
0,180 0,200 0,210 0,22 1,120 1,200 1,200 1,23
0,190 0,210 0,220 0,23 1,160 1,240 1,240 1,27
0,200 0,225 0,230 0,24 1,200 1,280 1,280 1,31
0,210 0,235 0,240 0,25 1,250 1,330 1,330 1,36
0,230 0,255 0,270 0,28 1,300 1,380 1,380 1,41
0,250 0,275 0,280 0,30 1,350 1,430 1,430 1,46
0,270 0,310 0,310 0,32 1,400 1,480 1,480 1,51
0,290 0,330 0,330 0,34 1,450 1,530 1,530 1,56
0,310 0,350 0,350 0,36 1,500 1,580 1,580 1,61
0,330 0,370 0,370 0,38 1,560 1,640 1,640 1,67
0,350 0,390 0,390 0,41 1,620 1,710 1,700 1,73
0,380 0,420 0,420 0,44 1,680 1,770 1,760 1,79
0,410 0,450 0,450 0,47 1,740 1,830 1,820 1,85
0,440 0,490 0,480 0,50 1,810 1,900 1,900 1,93
0,470 0,520 0,510 0,53 1,880 1,970 1,970 2,00
0,490 0,540 0,530 0,55 1,950 2,040 2,040 2,07
0,510 0,560 0,560 0,58 2,020 2,120 2,110 2,14
0,530 0,580 0,580 0,60 2,100 2,200 2,200 2,23
0,550 0,600 . 0,600 0,62 2,260 2,360 2,360 2,39
0,570 0,620 0,620 0,64 2,440 2,540 2,540 2,57
Примечание. Прозой ПЭЛ—с лаковой изоляцией на масляной основе;
ПЭВ—с лаковой изоляцией ВЛ-931; ПЭВ-1—с изоляцией нормальной толщины; ПЭВ-2—с
изоляцией повышенной толщины. Провода ПЭЛ н ПЭВ поставляют в катушках.
383
Массы обмоточных проводов ПЭЛ и ПЭВ, г, в одной катушке
ПЭЛ ПЭВ
Номинальный диаметр проволоки 0,020-0,025мм . . 1
» » 0,03 » . . ; 6 5
Номинальный диаметр проволоки 0,04 » . . . 10 6
» » » 0,05 » . . — 20
» 0,05—0,07 » . . . 30 —
» » » 0,06—0,07 » . . —— 30
» » 0,08—0,09 » . . 50
» » » 0,10—0,14 » . . 100
» » 0,15-0,18 200
» » » 0,19-0,25 » . . ; 240 250
» » » 0,27 -0,38 » . . 350
» » » 0,41—0,64 » . . 450
» » » 0,67—0,83 800
» » » 0,86—1,0 » . . 2000
» » » 1,04—2,44 » . . 3000
Таблица 23С
Технические данные монтажных проводов ПМВГ н ПМВ
Сечение, мм2 Наружный диаметр, мм Масса, г/м Сопротивление, Ом/км
ПМВГ ПМВ ПМВГ ПМВ ПМВГ ПМВ
0,20 2,0 1,3 5 3 96 86
0,35 2,2 1,7 7 5 60 50
0,50 2,4 1,8 9 7 38 37
0,75 2,6 2,2 12 11 26 25
П р.им ечаиия. 1. Провода рассчитаны для работы при напряжении до 380 В перемен-
ного тока и до 500 В постоянного тока.
2. Сопротивление изоляции провода при температуре от -4-35 до 40° С не менее ЮМОм.м.
3. Испытательные напряжения проводов: ПМВГ—2000 В, ПМВ —1000 В.
4. Пластмассовая изоляция проводов окрашена в различные цвета, что широко исполь-
зуют для выделения функциональных групп проводов в аппаратуре.
Т а б л и ц а 231
Сеченне и число жил контрольных кабелей
Марка кабеля Число жил при сечении жилы, мм
0,75 1; 1,5 I 2,5 4; 6 10
КРСГ; КРСБ; КРСБГ — 4; 5; 7; 10; 14; 19; 27; 37 4; 7; 10 —
КРВГ; КПВБ; КПВБГ 4; 5; 7; 10; 14; 19; 27; 37; 52 (61) 4; 5; 7; 10; 14; 19; 27; 37 4; 7; 10 —
АКРВГ; АКПВБ; АКПВБГ — — 4; 5; 7; 10; 14; 19; 27; 37 4; 7; 10
Примечания. 1. В скобках даио число жил только для кабелей КпВБ и КПВБГ.
2. Медиые и алюминиевые жилы—одиопроволочиые.
3. В марках кабелей буквы означают: С—свинцовая оболочка; Р—резиновая изоляция; П—
полиэтиленовая изоляция; Б—бронированный; А—с алюминиевыми жилами.
4. Строительная длина 100 м.
384
Т а б л и ц а 232
Допустимые токи, А, для медных проводов с резиновой или полихлорвини-
ловой изоляцией в производственны к помещениях, не опасных в
отношении взрыва
Сечение про- вода, мм2 Проложен- ные от- крыто Одножильные, проложенные в одной трубе, при числе проводов Одножильные, проложен- ные в одной трубе (ко- робе илн лотке) пучками при числе проводов Один двух- жильный, проложен- ный в трубе
2 3 4 5-6 7-9
о. о.
с ш « ^са «J
1,0 17 15 15 16 40 20 15 40 20 14 35 15 12 35 15 11 30 — 15 40 20
1,5 23 20 20 19 40 25 17 40 20 16 40 20 16 40 20 15 40 20 18 40 25
2,5 30 25 30 27 60 30 25 60 30 25 60 30 20 40 25 19 40 25 25 60 30
4,0 41 40 40 38 100 50 35 80 40 30 80 40 28 60 30 26 60 30 32 80 40
6,0 50 40 70 46 125 60 42100 50 40 100 50 34 80 40 32 80 40 40100 50
10,0 80 80 80 70 160 80 60,160 80 50125 70 54 125 70 50125 70 55 125 70
16,0 100 100 100 85 225 100 80 200 100 75 200 100 68 160 80 63 160 80 80 200 100
25,0 140 125 140 115 300140 100,260 140 90 225 120 95 225 120 88 225 120 100 260 140
35,0 170 160 170 135 350 170 125'300 170 115 300140 116 300140 107 260140 125 300 170
50,0 215 200 200 185 500 250 170 430 200 150350 200 146 430,200 135350 170 160430 200
70,0 270 260'250 225,600300 210500 250 185 500 250 183 500 250 170 430 200 195 500 250
95,0 330 300 300 275 700 350 255 700350 225600300 224 600 300 208 600300 245600 300
120,0 385 350350 315850400 290 700350 260 700350 262 700 400 243 700350 295 700 400
150,0 440430400 360850500 330 850 400 — — —- 300 850 400 277 700350 — — —
Примечания. 1. /Пр—допустимая длительная нагрузка; / в —номинальный ток плавкой
вставки; 7а —ток уставки расцепителя автоматического выключателя.
2. При определении числа проводов, проложенных в одной трубе, нулевой провод четы-
рехпроводной системы трехфазного тока в расчет не принимается.
3. Нагрузка дана для температуры окружающей среды 4-25° С- При других температу-
рах необходимо вводить поправочные коэффициенты: при 30 °C—0,91; при 35°С—0.82; при
40°С —0,71; при 45° С-0,58; при 50° С-0,41.
Электрические характеристики контрольных кабелей
Сопротивление кабеля с пересчетом на сечение 1 мм2 для мед-
ной жилы, Ом/м..........................'................0,0182
То же для алюминиевой жилы, Ом/м...................... 0,0295
Сопротивление изоляции жил кабелей, пересчитанное на 1км
длины н температуру +20° С, МОм-км, ие менее:
для кабелей с резиновой изоляцией ..................... 50
» » » полиэтиленовой изоляцией................ 250
Испытательное напряжение переменного тока 50 Гц, В, в те-
чение 5 мин............................................... 2500
Проводом ПМВГ ведут монтаж стоек, шкафов и блоков (в том числе бло-
ков модулей) электронной аппаратуры автоматики и телемеханики, монтаж ре-
лейной аппаратуры, не имеющей выходных зажимов. Там, где необходима
фиксация провода (например, на панелях), монтаж ведут проводом ПМВ.
Провода ПМВГ и ПМВ рассчитаны для работы при температуре окружаю-
щей среды от —60 до +50°С. Там, где это требуется, монтаж ведут экраниро-
ванным проводом (МГВЭ и др.).
Контрольные кабели (табл. 231).широко применяют на тяговых подстанци-
ях и постах секционирования. Прокладывать кабели без предварительного на-
грева можно прн температуре не ниже:
13-5206
385
— 20°С (кабели небронированные в свинцовой оболочке);
— 15°С (кабели небронированные в неметаллической оболочке, а также бро-
нированные одной профилированной стальной оцинкованной лентой);
— 7°С (остальные бронированные кабели).
Радиус изгиба R кабеля в зависимости от его диаметра D при прокладке
и монтаже должен быть не менее:
10 D — для кабелей в свинцовой оболочке;
12 D — для бронированных кабелей в свинцовой оболочке;
7 D — для остальных кабелей.
Величины допустимых токов проводов приведены в табл. 232.
90. ЭЛЕКТРОИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ И УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Амперметры для контроля нагрузки устанавливают у понижающих и пре-
образовательных трансформаторов на стороне ПО; 27,5; 35; 10 кВ; на фидерах
27,5; 35; 10 кВ, ДПР, плавки гололеда и автоблокировки; на первичной и вто-
ричной стороне ТСН. На подстанциях постоянного тока амперметры с наруж-
ным шунтом устанавливают также на всех выпрямительных агрегатах, на фи-
дерах 3,3 кВ и для измерений общей тяговой нагрузки.
Напряжения 27,5; 35 и 10(6) кВ измеряют вольтметрами, присоединенными
к вторичным обмоткам трансформаторов напряжения соответствующих РУ. На
стороне ПО или 220 кВ отпаечных тяговых подстанций напряжение не измеря-
ют, так как величину его в пределах допустимых норм гарантирует энерго-
система. Напряжение на шинах 3,3 кВ подстанций постоянного тока измеряют
вольтметрами с отдельными добавочными резисторами. На подстанциях, имею-
щих аппаратуру ТСКВ, для измерения напряжения на шинах 3,3 кВ возможно
подключение низковольтного вольтметра к датчику напряжения ТСКВ.
Электроизмерительные приборы разделяются по точности на классы 0,05:
0,2; 0,5; 1; 1,5; 2,5 и 4, которые определяются величиной основной допустимой
приведенной погрешности (±) в процентах. Так, прибор масса точности 1 име-
ет основную допустимую приведенную погрешность ±1% и т. д. Кроме того,
возможны дополнительные погрешности, обусловленные различными фак-
торами, в результате действия которых общая погрешность может быть
выше.
Необходимо помнить, что погрешность измерения в схемах с применением
измерительных трансформаторов тока и напряжения может возрасти по сравне-
нию с погрешностью прибора, так как эти трансформаторы также обладают
некоторой погрешностью. Технические данные щитовых электроизмерительных
приборов приведены в табл. 233, шунтов — в табл. 234.
Рис. 137. Схема подключения счетчиков активной энергии САЗУ-И67ОМ и реактивной энер-
гии СР4У-И673М на тяговой подстанции
386
Таблица 233
Электроизмерительные щитовые приборы
Тип Класс точности Пределы измерения Потребляе- мая мощ- ность, В А
Приборы переменного тока
Амперметр Э378 с перегрузочной 1,5 (см. при При непосредственном включении рабочая часть шкалы от 0,2—1,0 до . .
шкалой мечание 4) 10—50 А (8 значений), перегрузочная часть шкалы от 1—6 до 50—300 А (8 значений) При включении через трансформатор тока рабочая часть шкалы от 1—5 до 5000—25 000 А (25 значений), перег- рузочная часть шкалы от 5—30 до 25 000—150 000 А (26 значений)
Амперметр Э378 1,5 При непосредственном включении: 1,5; 2; 5; 10; 20; 30; 40; 50; 100; 250; 500; 750 мА; 1; 2; 3; 5; 10; 20; 30; 50; 75; 100; 150; 200; 300 А При включении через трансформатор тока: 5; 10; 15; 20; 30; 40; 50; 75; 100; 150; 200 ; 300; 400; 500; 750; 850 А; 1; 1,5; 2; 3; 4; 5; 6; 8; 10; 15 кА 0,6 0,25
Вольтметр Э378 1,5 При непосредственном включении: 0,5; 1; 1,5; 3; 15; 30; 50; 75; 100; 150; 250 ; 500; 600 В При включении через трансформатор напряжения: 450; 600; 750 В; 3,5; 7,5; 12,5; 15; 17,5; 20; 25; 40; 125; 175; 250; 400; 600 кВ 2,6 1,8
Амперметр Э377 1 и 1,5 Амперметры при непосредственном включении: от 1,5 мА до 20 А Амперметры при включении через трансформатор тока: от 5 А до 15 кА; амперметры прямоточные непосредст- венного включения: от 1,5 мА до 300 А (класс 1,5). 0,6 0,25
Вольтмет- ры Э377 1 и 1,5 При непосредственном включении от 1 до 600 В При включении через трансформатор напряжения от 450 В до 600 кВ 1 (класса 1) 1,6 (класса 1,5)
Амперметр Э8021 2,5 При непосредственном включении: 100; 300; 500 мА; 1; 2; 3; 5; 10; 20; 30; 50 А При включении через трансформатор тока: 10; 20; 30; 50; 75; 100; 150; 200; 300; 400; 600; 800; 1000; 1500; 2000; 3000; 4000; 5000 А 1,5
Вольтметр Э8021 2,5 При непосредственном включении: 10; 30; 50; 100; 150; 250 В При включении с отдельным доба- вочным резистором Р102: 450; 600 В При включении через трансформатор напряжения 1750 В (ТН-1500/100); 7500 В (ТН-6000/100) 4 до 250 В 7 для ос- тальных
13*
387
Продолжение табл. 233
Тип Класс точности Пределы измерения Потребляемая мощность, ВА
Амперметр Э140 2,5 При непосредственном включении: 100; 200; 300; 500 мА; 1; 2; 3; 5; 10; 20; 30; 50 А При включении через трансформатор тока; 5; 10; 20; 30; 50; 75; 100; 150; 200; 300; 400; 600; 750 А; 1; 1,5; 2; 3; 4; 5; 6 кА —
Вольтметр 3140 2,5 П При непосредственном включении: 15; 30; 50; 150; 250; 450 В При включении через трансформатор напряжения 380/127; 450 В риборы постоянного тока
Амперметр М151 1,5 При непосредственном включении: 5; 10; 20 А С наружным шунтом 75 мВ (см. табл. 234) 30; 50; 75; 100; 150; 200; 300; 500 ; 750 А; 1; 1,5; 2; 3; 4; 5; 6 кА
Вольтметр 1,5 При непосредственном включении: Потребляет
М151 30; 50; 100; 125; 150; 250; 500; 750; 1000 В С добавочным резистором Р103: 1,5 (при 300 кОм); 2 (при400 кОм): 3(при 600 кОм); 4 кВ (при 1333 кОм) ток 2,5—5мА
Амперметр М367 1,5 При непосредственном включении: 1; 2; 3; 5; 10; 20; 30 А С наружным шунтом 75 ШС 30; 50 А С наружным шунтом 75 ШСМ 100; 150; 200; 300; 500; 750; 1000; 1500 А; 4; 5; 6; 7,5 кА
Вольтметр М367 1,5 При непосредственном включении: 3; 7,5; 15; 30; 50; 75; 150; 250; 390; 400; 500; 600; 750 В С добавочным резистором Р103: 500; 1000;. 1500; 3000 В
Примечания. 1. Пределы измерения, если нет специальных оговорок, даны при вклю-
чении через трансформаторы тока //5 А и трансформаторы напряжения U/100 В.
2. В таблице приведены данные приборов, предназначенных для работы при частоте 50 Гц.
3. У амперметра Э378 в перегрузочной части шкалы основная погрешность не превышает
±6% разности конечных значений перегрузочной шкалы и диапазона измерений.
Таблица 234
Технические данные шунтов комбинированных, стационарных
Тип Номинальный ток, А Падение нап- ряжения, мВ Номинальное со- противление, мкОм Габаритные размеры без токо- вых и потенциальных зажимов, мм
75 ШС 5 75 1500
10 20 7500 3750 100X20X20
30 2500
50 1500
388
Продолжение табл. 234
Тип Номинальный ток, А Падение нап- ряжения, мВ Номинальное соп- ротивление, мкОм Габаритные размеры без токо- вых и потенциальных зажимов, мм
75 ШСМ 75 75 1000 120^22x6
100 150 130 x 30 x6
150 500 130 x 22x12
200 375 130 x30x12
300 250 130x30x18
500 150 180x35x20
750 100 180 x50 x 20
1000 75 180 x 70 x 20
1500 50 180x80x20
2000 37,5 200 x90 x50
3000 25 200x120 x50
4000 18,75 240x120 x 70
5000 15,00 240x160 x70
6000 12,5 240X160X70
7500 10,0 250x220x70
Примечания. 1. Основная погрешность шунтов не превышает ±0,5 %.
2. Падение напряжения дано на потенциальных зажимах шунта при номинальном токе.
3. Для соединения амперметра с шунтом следует применять провода, сопротивление кото-
рых должно быть точно равно оговоренному в паспорте прибора.
4. Монтаж шунтов производится таким образом, чтобы их продольная ось была расположена
горизонтально при расположении токоведущих шин в вертикальной плоскости.
с
Учет активной п реактивной энергии, расходуемой на тягу, ведут на стороне
27,5 кВ на подстанциях переменного тока и на стороне 10 или 35 кВ — на
подстанциях постоянного тока. Счетчики активной и реактивной энергии устанав-
ливают также на фидерах нетяговых потребителей 35 и 10 кВ, фидерах ДПР
и продольных ЛЭП плавки гололеда, на вторичной стороне трансформатора
собственных нужд (только счетчики активной энергии) и др. Применяемые по
преимуществу трансформаторные универсальные счетчики предназначены для
включения через измерительные трансформаторы, имеющие любые коэффициенты
трансформации. По точности учета электроэнергий трансформаторные универ-
сальные счетчики выпускают классов 1 (только счетчики активной энергии) и
2. Счетчики дают показания расхода электроэнергии в киловатт-часах (кило-
вар-часах) при умножении показания механизма на 10м, где п — целое число.
На рис. 137 показана наиболее часто встречающаяся на тяговых подстан-
циях схема подключения счетчиков активной и реактивной энергии. Учет элект-
роэнергии на стороне 27,5 кВ тяговых подстанций переменного тока имеет оп-
ределенные специфические трудности из-за наличия несимметрни токов и на-
пряжений, а также из-за возникающих временами перетоков мощности.
В ряде случаев на тяговых подстанциях постоянного тока учет электроэнер-
гии ведут на стороне выпрямленного тока (например, учет энергии, поглощен-
ной в устройствах для гашения избыточной энергии рекуперации и др.). Для
этого могут быть применены стационарные электрические счетчики СКВТ или
счетчики Д600М п Д621 для электроподвижного состава. Счетчики СКВТ из-
готовляют па различные напряжения, в том числе и на 3000 В, н на различные
токи. Счетчики Д600М н Д621 выпускают на номинальное напряжение 3000 В
и на токи 300 (только Д621); 600; 750; 1200; 1500 А. Счетчики СКВТ выпуска-
ют классов 1,5 и 2,5. Счетчики Д600М и Д621 имеют допустимую относительную
погрешность ±3% при нагрузке от 50 до 120% от номинальной. Счетчики
Д600М и Д621 включают с наружным добавочным резистором Р-600М.
389
Глава
IX
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ
91. АККУМУЛЯТОРНЫЕ БАТАРЕИ
Аккумуляторы и аккумуляторные батареи предназначены для питания по-
требителей в качестве автономного независимого источника электрической энер-
гии. В условных обозначениях стационарных свинцово-кислых аккумулято-
ров буквы означают: С — стационарный; К — для коротких режимов разря-
да; 3 — в закрытом исполнении; Н — с намазными пластинами. Например,
типовое обозначение аккумулятора СК-10 расшифровывается следующим об-
разом: стационарный; для коротких режимов разряда; частное от деления но-
минальной емкости 10-часового режима разряда данного типа аккумулятора на
36 (емкость одного аккумулятора).
Условное обозначение стартерной батареи ЗСТ-60 расшифровывается сле-
дующим образом: количество последовательно соединенных аккумуляторов;
стартерная; номинальная емкость батареи при 10-часовом режиме разряда.
В обозначениях типов щелочных аккумуляторов знаки указывают: буквы—
электрохимическую систему аккумуляторов; цифры после букв — номинальную
емкость аккумулятора в А-ч. Условное обозначение щелочной батареи 17НК-
28К расшифровывается следующим образом: количество последовательно соеди-
ненных аккумуляторов: никель-кадмиевая; номинальная емкость батареи, A-ч.; в
металлическом каркасе. Аккумуляторы характеризуются следующими параметра-
ми. Номинальная емкость — емкость, которую способен отдать полностью за-
ряженный аккумулятор или батарея при определенной температуре, режиме
разряда и конечном напряжении, указанном в соответствующих ТУ или ГОСТе.
Номинальная емкость батареи равна емкости использованного в ней аккумуля-
тора, а номинальное напряжение — произведению номинального напряжения
аккумулятора на число аккумуляторов в батарее.
Свинцово-кислотные аккумуляторы с поверхностно-коробчатыми пластина-
ми СК допускают: 30-минутиый режим разряда током, равным 25 N (где N —
номер аккумулятора) до конечного напряжения 1,75 В; превышение тока 1-ча-
сового режима не более чем в 2,5 раза при кратковременных (до 5 с) бросках
тока. Промышленность выпускает свиицово-кислотные аккумуляторы серии СН
с намазными пластинами, которые лучше удовлетворяют режиму постоянного
подзаряда и обеспечивают нагрузку высокой мощности при кратковременных
бросках тока н коротких режимах разряда.
Для аккумуляторов СН допускается: 1-минутный режим разряда током,
равным 50 А, умноженным на номер аккумулятора, до конечного напряжения
1,75 В [при кратковременных (не более 5 с) бросках тока, равных 100 А1]. По
сравнению с аккумуляторами СК аккумуляторы с намазными пластинами имеют
повышенные в 1,5 раза весовые удельные характеристики, закрытую конст-
рукцию, что позволяет снижать требования к вентиляции помещения. Их стои-
мость на 30% выше, срок службы — 4 года.
Технические данные аккумуляторов и аккумуляторных батарей приведены
в табл. 235—237.
До начала эксплуатации свинцово-кислотиые аккумуляторы и аккумулятор-
ные батареи должны храниться на стеллажах в нормальном положении в су-
хом, отапливаемом зимой помещении при температуре от +5 до +35ОС. После
монтажа батарею заливают электролитом, приготовленным из серной кислоты
(ГОСТ 667—73) и дистиллированной воды (ГОСТ 6709—72). Плотность элект-
390
Таблица 23
Установочные данные стартерных батарей
Тип Габаритные размеры, мм, не более Масса, кг, не более Оптовая цена, руб.— КОП.
Ширина Длина Высота без электро- лиза с электролитом
ЗСТ-60 178 179 239 12,0 14,8
ЗСТ-185 182 335 240 23,5 29,6 - —
6СТ-541 182 283 237 19,5 24,5 —
6СТ-68 183 358 236 25,0 31,4
6СТ-128 243 590 250 43,0 51,0 36—00
6СТ-140 238 587 239 58,0 67,5 46-60
12СТ-70 238 587 239 58,0 67,5 —
Примечания. 1. Стартерные батареи поставляют в сухозаряженном исполнении, мате-
риал моноблока — эбонит.
2. Срок хранения батарей — 2 года.
3. Емкость на первом цикле гарантируется для батарей, хранившихся не более одного года.
Таблица 236
Электрические характеристики свинцово-кислотных аккумуляторов
с поверхностно-коробчатыми пластинами
Тип Наибольший заря- дный ток, А Наибольший разрядный ток, А, и гарантируемая емкость, А. ч, при режиме разряда
10-часовом 3-часовом 1-часовом
Ток Емко&ть Ток Емкость Ток Емкость
СК-1; С-1; СЗ-1 9 3,6 36 9 27 18,5 18,5
СК-2; С-2; СЗ-2 18 7,2 72 18 54 17,0 37,0
СК-3; С-3; СЗ-З 27 10,8 108 27 81 55,5 55,5
СК-4; С-4 36 14,4 144 36 108 77,0 74,0
СК-5; С-5; СЗ-5 45 18,0 180 45 135 92,5 92,5
СК-6; С-6 54 21,6 216 54 162 111,0 111,0
СК-8, С-8 72 28,8 288 72 216 148,0 148,0
СК-10; С-10 90 36,0 360 90 270 185,0 185,0
СК-12; С-12 108 43,2 432 108 324 222,0 222,0
СК-14; С-14 126 50,4 504 126 378 259,0 259,0
СК-16; С-16 144 57,6 576 144 432 296,0 296,0
СК-18; С-18 162 64,8 648 162 486 333,0 333,0
СК-20; С-20 180 72,0 720 180 540 370,0 370,0
СК-24; С-24 216 86,4 864 216 648 444,0 444,0
СК-28; С-28 252 1000,8 1008 252 756 518,0 518,0
СК-32; С-32 288 115,2 1152 288 864 592,0 592,0
СК-36; С-36 324 129,6 1296 324 972 666,0 666,0
Примечания. 1. Указанная в таблице емкость гарантируется иа 4-м цикле при соблю-
дении следующих условий:
плотность электролита в начале разряда должна быть 1,205±0,005 г/см3 (при температуре
25°С);
средняя температура электролита при разряде должна быть 25°С;
конечное напряжение при разряде должно быть 1,8 В для 3- и 10-часового режима и 1,75
В — Для Г-часового режима.
2. 10- и 3-часовой режимы даны для аккумуляторов СК и С, а 1-часовой режим — для
аккумуляторов СКиСЗ.
391
Таблица 237
Технические данные свинцово-кислотных аккумуляторов
с поверхностно-коробчатыми пластинами
Тип Марка пластины Число пла- стин в ак- кумуляторе Габаритные размеры сосуда, мм Материал сосуда Ориентировочная масса ак- кумулятора без электролита, кг Ориентировочное количество электролита плотностью 1,18 г/см3, л Оптовая цена за штуку руб.—коп.
и 3 S ч си 3 й о ч о Б отрица- тельных Ширина Длина Высота
средних I крайних
СК-1; С-1 1 2 215+4 80+ :4 270 ±4 8,6 3,0 2 -65
СК-2; С-2 2 1 2 215±4 130 д :4 270±4 14,1 5,5 9 -45
СК-3; С-3 И-1 3 2 2 215±4 180 ч :4 270+4 Стекло 18,5 8,0 13 — 30
СК-4; С-4 4 3 2 215+4 230 ч :4 270±4 23,0 11,6 17 — 10
СК-5; С-5 5 4 2 215+4 260 ч .4 270 ±4 28,0 11,0 20 — 19
СК-6; С-6 3 2 2 220+4 195 + 4 485 + 4 31,7 15,5 23 — 70
СК-8; С-8 4 3 2 220+4 205+ 4 485 ±4 41,6 14,5 30 -60
СК-10 С-10 5 4 2 220±4 260 ч 4 485 ±4 » 51,3 20,0 37 — 50
СК-12 С-12 И-2 6 5 2 220+4 270 + 4 485 ±4 59,5 20,0 44 — 50
СК-14 С-14 7 6 2 220±4 315± 4 485+4 67,2 23,0 51 — 50
СК-16 С-16 8 7 2 265 ±2 415± 2 583±2 100,1 34,0 58 — 50
СК-18 С-18 И-2 9 8 2 265+2 455 ± 2 583±2 Дерево 110,2 37,7 91 — 00
СК-20 С-20 10 9 2 265±2 490+ 2 583 +2 121,0 41,0 100 — 00
СК-24 С-24 6 5 2 460 ±2 230 ± 2 588 ±2 136,1 50,0 116 — 00
СК-28 С-28 14-4 7 6 2 460 + 2 365 ± 2 588 ±2 » 156,0 54,0 132 - 00
СК-32 С-32 8 7 2 460 ±2 400 ± 2 588 + 2 174,9 60,0 148 — 00
СК-36 С-36 9 8 2 460 ±2 440 ± 2 588 ±2 194,4 67,0 163 -00
Примечания. 1. В таблице приведена стоимость аккумуляторов открытого исполне.
ния. Цена аккумуляторов закрытого исполнения выше примерно иа Е0%.
2. Аккумуляторы изготавливает Курский аккумуляторный завод.
ролита должна быть для стационарных батарей 1,180±0,005 г/см3 (приведенная
к температуре 25°С), для стартерных батарей — 1,27 г/см3 (приведенная к
температуре 20°С).
Для приготовления электролита (табл. 238 и 239) применяют кислотостой-
кую посуду, в которую следует вливать сначала дистиллированную воду, а по-
том при непрерывном перемешивании серную кислоту плотностью 1,83 г/см3. Ка-
тегорически воспрещается вливать воду в концентрированную кислоту. Темпе-
ратура электролита, заливаемого в аккумуляторы, должна быть не выше 25°С.
Максимально допустимое содержание примесей
в дистиллированной воде, мг/л
Плотный остаток.............................60,0
Прокаленный остаток..........................40,0
Железо...................................... 0,5
Хлор........................................ 5,0
Окись кальция и магния.......................10,0
392
Таблица 238
Состав электролита для свинцово-кислотных аккумуляторов
Плотность электролита, г/см3 Количество серной кислоты на 1 л дистиллированной воды Плотность электролита, г/см3 Количество серной кислоты на 1 л дистиллированной воды
г см3 г см3
1,052 83,0 45,0 1,171 308,6 167,8
1,100 167,4 91,0 1,180 328,7 179,0
1,116 197,6 107,4 1,200 375,3 203,7
1,125 214,3 116,4 1,210 399,6 216,8
1,152 268,6 145,8 1,251 506,0 275,0
Примечание. Данные приведены для серной кислоты плотностью 1,83 г/см3 при тем-
пературе 15° С.
Таблица 23 ->
Плотность электролита свинцово-кислотных аккумуляторов
при различных температурах
Темпера- тура, ° С Плотность электролита, г/см1, аккумуляторов с пластинами Темпера- тура, °C Плотность электролита, г/с-м1, аккумуляторов с пластинами
И-1 И-2 И-4 И-1 И-2 И-4
+ 5 1,212 1,217 1,220 + 20 1,203 1,208 1,213
+ ю 1,209 1,214 1,217 + 25 1,200 1,205 1,210
+ 15 1,206 1,211 1,214 + 30 + 35 1,197 1,194 1,202 1,199 1,207 1,204
Таблица 240
Количество воды для приготовления электролита
щелочных аккумуляторов
Щелочь Плотность , г/см3 Количество воды, л
иа 1 кг твердой щелочи на 1 л жидкой щелочи плотностью 1,41 г/см1
Калиево-литиевая 1,19 — 1,21 3,0 1,00
Калиевая 1,26 — 1,28 2,0 0,55
Натриево-литиевая . 1,17 — 1,19 5,0 1,50
Примечание. Для приготовления электролита используют дистиллированную воду.
Для приготовления электролита щелочных аккумуляторов соответствующей пло-
тности из едкого кали, едкого патра или готовых составных щелочей в твердом
и жидком виде ’следует пользоваться приведенными в табл. 240 и 241 данными.
Электролит готовят в стальных, пластмассовых баках или стеклянных сосу-
дах. Баки должны иметь плотно закрывающиеся крышки.
Перед зарядом свиицово-кислотную батарею следует залить электролитом
и оставить ее в таком состоянии на 2—-4 ч. Затем после проверки полярности
полюсов батареи и источника тока батарею включают на заряд.
393
Т а б л и ц а 241
Состав электролита для щелочных аккумуляторов
в зависимости от температуры
Температура воздуха, °C . Электролит Плотность, г/см3
От — 19 до +35 » —20 » —40 » +10 » +50 Раствор едкого кали с до- бавлением 20 г едкого лития аккумуляторного на 1 л Раствор едкого кали Раствор едкого натра с до- бавлением 20 г едкого лития аккумуляторного на 1 л 1,19—1,21 1,26—1,28 1,17—1,19
Режим первого заряда следующий:
заряд до получения аккумуляторами 4,5-кратной номинальной емкости для
аккумуляторов с пластинами И-1 — в течение 24 ч; И-2 — 33 ч; И-4 — 36 ч;
перерыв (нахождение батареи в бездействии) — 1 ч;
заряд до сильного газовыделения у всех аккумуляторов;
перерыв 1 ч;
заряд до сильного газовыделения у всех аккумуляторов и т. д.
Всего батарея должна получить при первом заряде не менее 9-кратной ем-
кости 10-часового режима разряда.
Зарядный ток при этом должен быть не более: для одной пластины И-1 —
7 А; И-2 — 10 А; И-4 — 18 А.
Если в процессе заряда температура повышается до 40°С, надо делать
дополнительные перерывы. Однако до накопления аккумулятором 4,5-кратной
емкости 10-часового режима перерывы не допускаются. Для понижения темпера-
туры в этом случае необходимо снизить зарядный ток до величины, обеспечи-
вающей нормальную температуру процесса, соответственно увеличивая про-
должительность заряда. Последующие заряды проводят после снятия емкости
с батареи не позднее чем через 12 ч после окончания разряда.
В зависимости от имеющегося зарядного устройства, условий эксплуатации
батареи и допустимой продолжительности заряд можно произвести по одному
из следующих способов:
при постоянном токе;
при плавно убывающем токе;
при постоянном напряжении;
модифицированный заряд при постоянном напряжении.
Разряд можно вести при любом токе, но не выше максимального, указан-
ного в табл. 236. Ни в коем случае ие следует брать от батареи емкость, пре-
вышающую гарантированную при соответствующем режиме разряда.
Батарею следует разряжать током 3-часового и более длительных режи-
мов до тех пор, пока напряжение на отдельных аккумуляторах не понизится
до 1,8 В. При разряде током 1- и 2-часового режима разряд должен прекра-
щаться при снижении напряжения на отдельных аккумуляторах до 1,75 В. При
разряде батареи малыми токами следует определить окончание разряда не по
напряжению, а по плотности электролита. Разряд следует считать окончен-
ным при снижении плотности на 0,03—0,06 г/см3 по сравнению с плотностью в
начале разряда.
Эксплуатация батареи в режиме постоянного подразряда упрощает их об-
служивание. В этом случае перед вводом батареи в эксплуатацию должно быть
обязательно проведено до четырех тренировочных циклов заряд-разряд для
получения от нее гарантированной емкости.
Для компенсации саморазряда и поддержания батареи в полностью заря-
женном состоянии в режиме постоянного подзаряда необходимо поддерживать
напряжение 2,20+0,05 В на аккумулятор. На тех батареях, где режим работы
394
электроустановки позволяет поддерживать напряжение подзаряда лишь в пре-
делах 2,15±0,05 В на аккумулятор, необходимо ежеквартально проводить урав-
нительный заряд при напряжении 2,3±0,05 В на аккумулятор в течение 2—3
суток. Напряжение на батарее должно поддерживаться автоматически с точ-
ностью стабилизации до ±2%. При отсутствии стабилизатора установить ток
подзаряда затруднительно главным образом вследствие колебания напряжения
на шинах собственных нужд переменного тока и отсутствия плавной регулиров-
ки напряжения зарядного устройства.
Установить ток подзаряда, который для батареи СК-Г2 должен быть в пре-
делах 0,3—0,4 А, можно, пользуясь только чувствительным прибором — ампер-
метром с пределами измерения 0—1 А (рис. 138, а). Прибор кратковременно
подключают вместо снятого предохранителя. При этом нельзя производить
включения быстродействующих выключателей, так как прибор может выйти из
строя от броска тока. В стационарной установке (рис. 138, б) чувствительный
амперметр нормально закорочен контактором нли рубильником. На время из-
мерений цепь контактора размыкают кнопкой. Можно применить амперметр с
шунтом, термически устойчивым к большим токам, и с кнопкой, закорачиваю-
щей только сам прибор (рис. 138, в). На рис. 138, г показан способ защиты ам-
перметра диодами, способными пропускать весь ток включения выключателей.
Переменный резистор служит для точной регулировки тока подзаряда.
Без амперметра ток компенсации саморазряда батареи следует контролиро-
вать по уровню напряжения на шинах собственных нужд постоянного тока,
которое должно быть в пределах 115 В при наличии в батарее 54 банок. До-
полнительные аккумуляторы в аккумуляторных установках, как и основную
батарею, следует содержать в режиме постоянного подзаряда.
Для подзаряда концевых аккумуляторов используют отдельный выпрями-
тель, например ВСА-5, с выходным напряжением 50 В. На рис. 139 показана
схема включения подзарядного выпрямителя, не требующая регулировки тока.
На выпрямителе устанавливают напряжение, примерно в 2 раза превышающее
напряжение аккумуляторов концевой части батареи. Ток подзаряда регулируют
с помощью резистора 7? и бареттера (или лампы накаливания) с суммарным со-
противлением цепи 50—70 Ом. Такой способ подзаряда обеспечивает малую
зависимость тока подзаряда от степени разряда батареи и от напряжения пи-
тающей сети.
Чтобы компенсировать разряд, который происходит во время операций
включения выключателей, можно подзаряжать батарею от двух выпрямительных
установок ВУ-1 и ВУ-2 (рис. 140) или других подзарядных устройств. Рубиль-
ник Р позволяет изменять схему для более интенсивного заряда средней части
батареи. Для контроля состояния батареи систематически наблюдают за напря-
жением на всей батарее и на отдельных аккумуляторах, а также за уровнем,
плотностью и температурой электролита. Кроме тОго, проводят контрольные
разряды.
Постоянство плотности электролита в аккумуляторах означает, что батарея
полностью заряжена. При снижении плотности электролита ниже 1,20 г/см3
Рис. 138. Схемы контроля тока подзаряда:
а — временным подключением переносного амперметра; б — включение чувствительного
амперметра коятактором; в — включение чувствительного амперметра с помощью само-
дельного термически устойчивого шунта; г — с помощью шунтирования прибора полупро-
водниковым диодом
395
Рис. 139. Схема подзаряда конце-
вых элементов аккумуляторной ба-
тареи:
ВУ — выпрямитель типа ВСА-5
(/?50 В); — резистор ПЭ-25;
50-75 Ом
, , -----------р -L
РЗА ВК ВУ-2 О
НОВ 1308
Рис. 140. Схема стабилизированного подзаряда
концевых баиок с переключением на форсирован-
ный подзаряд промежуточных элементов:
ВУ-1 — подзарядный агрегат для основной части
батареи; ВУ-2 — то же для концевых элементов;
Р — рубильник форсированного подзаряда сред-
них элементов
проводят уравнительный заряд. Необходимо помнить, что прн повышении тем-
пературы электролита его плотность понижается, а при понижении повышается.
Это изменение составляет 0,003 г/см3 на каждые 5°С.
Контрольные разряды, предназначенные для определения фактической емко-
сти батареи, проводят каждые 1—2 года. Желательно, чтобы все контрольные
разряды батареи проводились в одном и том же режиме. При определении
приведенной емкости контрольного разряда следует учитывать температурный
коэффициент и режим разряда. Приведенная емкость
г____________Сф________
Саз “ 1 ± 0,008 (Г —25)’
где Сф — фактически полученная емкость, А-ч;
С25 — приведенная емкость прн температуре 25°С;
Т — средняя температура электролита прн разряде.
При эксплуатации батареи в режиме постоянного подзаряда дистиллирован-
ную воду в аккумулятор можно доливать как в верхнюю, так и в нижюю (при-
донную) часть сосуда. Доливка в придонную часть сосуда предпочтительнее,
так как позволяет быстрее выравнить плотность электролита.
Для уменьшения расхода воды и увеличения периодичности доливок раз-
решается заливать поверхность электролита слоем вазелинового медицинского
масла (ГОСТ 3164—52) толщиной 3 мм.
Количество масла для заливки различных
аккумуляторов
Тип аккумулятора Количество масла, л Тип аккумулятора Количество масла, л
С-СК-2 0,08 С-СК-12 0,18
С-СК-3 0,13 С-СК-14 0,21
С-СК-4 0,15 С-СК-16 0,32
С-СК-5 0,16 С-СК-18 0,35
С-СК-6 0,13 С-СК-20 0,37
С-СК-8 0,14 С-СК-24 0,46
С-СК-10 0,17
Во время эксплуатации батарею следует содержать в чистоте, проверять
крепление н плотность контакта наконечников проводов с выводными зажима-
ми батареи, следить за уровнем электролита. Уровень электролита в аккумуля-
Таблица 242
Режимы заряда при эксплуатации щелочных аккумуляторов
Режим Продолжи- тельность, ч Периодичное п>
Нормальный 6 В процессе нормальной эксплуатации
Усиленный 12 При вводе в действие батареи; после смены элек- тролита; после глубоких разрядов ниже допустимых конечных напряжений
10 Через 10 циклов; при нерегулярной работе ба- тареи — один раз в месяц
9 Перед постановкой батареи на 6-месячпое хране- ние в заряженном состоянии
Ускоренный 3 При форсированном вводе в действие
Примечания. 1. Усиленные заряды увеличивают емкость при комнатной температуре
и уменьшают саморазряд. Однако постоянное применение их приводит к снижению емкости акку-
муляторов при низких температурах.
2. Ускоренный заряд применяют при крайней необходимости. Допускается в течение гаран-
тийного срока проводить ие более 10 ускоренных зарядов. Ток ускоренного заряда в 2 раза
больше тока нормального режима.
3. Кадмиево-никелевые батареи можно заряжать более слабым током 0,5 / нормального
режима, соответственно увеличивая время заряда. Но заряды слабыми токами ухудшают работу
щелочных аккумуляторов, следовательно, применять их следует ограниченно.
4. Напряжение аккумулятора при нормальном зарядном токе должно быть в начале заряда
1,4 — 1,45 В, в конце заряда — 1,75 — 1,85 В.
торе должен быть выше верхних краев пластин на 0,5—1 см. За сосудами и
стеллажами необходим тщательный уход, следует систематически протирать
насухо сосуды, изоляторы и стеллажи от влаги и плесени. Все металлические
части, находящиеся в аккумуляторном помещении, необходимо предохранять от
действия кислоты, смазывать их периодически техническим вазелином.
Перед выводом из работы иа хранение батарею следует предварительно
зарядить. Во время бездействия батареи нужно регулярно наблюдать за уров-
нем электролита в ней, своевременно доливать дистиллированную воду. Для
восстановления емкости, потерянной от саморазряда, батарею следует заряжать
один раз в месяц. Для хранения батареи без электролита ее следует разрядить
и полностью удалить электролит. Нельзя допускать длительного нахождения ба-
тареи в разряженном состоянии, так как это может привести к сульфатации
пластин.
Не разрешается совместное хранение и эксплуатация щелочных и кислот-
ных батарей, так как кислоты разрушают щелочные аккумуляторы.
Щелочные аккумуляторы выпускают готовыми для хранения. При получе-
нии их с завода необходимо проверить плотность привернутых пробок и исп-
равность вентильной резины. При заряде щелочных аккумуляторов (табл. 242)
не допускается повышение температуры электролита свыше 45°С для составных
электролитов, свыше 25°С — для электролита без добавки едкого лития. В слу-
чае повышения температуры следует заряд прервать и дать аккумуляторам ос-
тыть.
Время разрядного режима определяется делением емкости аккумуляторов
на разрядный ток.
Конечное напряжение разряда аккумуляторных батарей определяется как
произведение числа аккумуляторов в батарее на конечное напряжение отдель-
ного аккумулятора соответственно режиму разряда.
Разряд щелочных аккумуляторов и батарей при эксплуатации возможен при
различном токе. Контрольные испытания при эксплуатации аккумуляторов и ба-
тарей следует проводить через каждые 100—150 циклов. Для этого аккумуля-
торам или аккумуляторным батареям должно быть сообщено два тренировочных
цикла и один контрольный. На 1-ми 2-м циклах заряд должен проходить при
нормальном токе в течение 12 ч, а разряд — в течение 8 ч; на 3-м цикле —
397
заряд нормальным током в течение 6 ч и разряд до 1 В при проверке аккуму-
ляторов н до конечного напряжения батареи прн проверке батарей.
Во время контрольного цикла следует замерять напряжение каждого акку-
мулятора в начале н конце заряда: в начале разряда через 8 ч н далее через
каждые 30 мнн.
Аккумуляторы, имеющие после 8 ч разряда напряжение 1 В н ниже, следу-
ет заменить.
92. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПИТАНИЯ ОПЕРАТИВНЫХ ЦЕПЕЙ
ПРИ ВЫВОДЕ АККУМУЛЯТОРНОЙ БАТАРЕИ В РЕМОНТ
При временном выводе аккумуляторной батареи в ремонт, а также при
глубоких разрядах батареи для замера емкости необходимо обеспечивать на-
дежное питание оперативных цепей постоянного тока. Питание оперативных
цепей от собственных нужд переменного тока и подзарядных выпрямительных
установок в таких случаях недопустимо даже кратковременно, так как это
может привести к отказу действия защит н к тяжелым повреждениям обору-
дования подстанции.
Главным техническим управлением по эксплуатации энергосистем разрешен
испытанный на практике способ питания оперативных цепей от зарядных дви-
гателей-генераторов мощностью 30 кВт (см. сборник директивных материалов
Союзглавэнерго 1971 г., § 4—35). При этом необходимо иметь в виду, что прн
коротком замыкании в сети, питающей двигатель-генератор, напряжение на
двигателе может упасть до нуля и двигатель-генератор через некоторое время
остановится, и в сети постоянного тока исчезнет напряжение. Для обеспече-
ния работы защиты в этом случае необходимо, чтобы время, в течение которого
напряжение в сети постоянного оперативного тока понижается до 80—85% но-
минального, было больше суммарного времени действия защиты и собственно-
го времени отключения выключателя. Зарядные двигатели-генераторы в обычном
исполнении этому требованию не-удовлетворяют. Необходимо принимать спе-
циальные меры, чтобы замедлить понижение напряжения в сети постоянного
оперативного тока на выбеге двигателя-генератора при исчезновении питания
со стороны переменного тока. Так как двнгателн-генераторы не имеют махови-
ков, то следует выполнить релейную форсировку возбуждения генератора по-
стоянного тока.
При снятии напряжения с двигателя скорость вращения двигателя-генерато-
ра снижается, но напряжение в сети постоянного оперативного тока под влия-
нием форсировки сначала даже повышается и только через некоторое время на-
чинает медленно понижаться. При наличии форсировки возбуждения двигателя-
генератора мощностью около 30 кВт н выше даже чер.ез 8—10 с после отклю-
чения двигателя напряжение в сети постоянного оперативного тока составляет
80—85% номинального, что является достаточным для четкой работы защиты.
Двигатели-генераторы мощностью около 10 кВт обеспечивают работу защиты с
выдержкой не более 4—5 с.
Если двигатель-генератор со стороны переменного тока снабжен магнитным
пускателем, то для форсировки возбуждения могут быть использованы сигналь-
ные контакты этого же магнитного пускателя, замкнутые, когда магнитный пус-
катель отключен. При этом для управления магнитным пускателем необходимо
применять не кнопки, а рубильник или выключатель в цепи удерживающей ка-
тушки, включенный так, чтобы магнитный пускатель автоматически включался
при восстановлении напряжения в цепи переменного тока.
Так как в настоящее время почти повсеместно на подстанциях применяют
статические преобразователи, то необходимо приобрести передвижной комплект
зарядных двигателей-генераторов (не менее двух на энергоучасток), чтобы обе-
спечиватъ питание цепей н формовку батареи при ремонтах (посредством толь-
ко ВУ формовку выполнить невозможно). На тяговых подстанциях МПС опро-
бован способ резервирования питания оперативных цепей от передвижного комп-
лекта стартерных автомобильных аккумуляторов (батарея от передвижных тя-
говых подстанций). Такой способ резервирования обеспечивает высокую надеж-
398
ность питания всех цепей, кроме цепей включения приводов мощных выключа-
телей МКП-110 и др., ограничение в режиме работы которых может быть сог-
ласовано на время ремонта с энергосистемой.
93. ВЫПРЯМИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА РАЗЛИЧНОГО ПРИМЕНЕНИЯ
Выпрямительные устройства предназначены для преобразования перемеиио-
го трехфазного тока промышленнной частоты в выпрямленный (постоянный
ток). Выпрямительное устройство КВУ-66 применяется для питания включаю-
щих катушек электромагнитных приводов высоковольтных выключателей. Типо-
вое обозначение выпрямительного1 устройства КВУ-66-2 расшифровывается сле-
дующим образом: кремниевое; выпрямительное; устройство; номинальная мощ-
ность, кВт; исполнение.
Технические данные выпрямительных устройств
КВУ-66
Номинальное выпрямленное напряжение, В:
при номинальной нагрузке.................. 220
» холостом ходе ........ 295
Наибольший выпрямленный ток, А............... 300
Наибольшая мощность в импульсе, кВт .... 66
Количество выходов............................... 3
Наибольший ток на выходах, А:
«4-150».................................... 150
«+300»..................................... 300
Пределы регулирования тока на выходах, А:
«4-150».................................... 55-150
«4-300».................................. 150 — 300
Длительность импульса нагрузки, с........... 1
Наименьшее допустимое время между импуль-
сами, с...................................... 0,5
Наибольшее количество импульсов в цикле при
токе, А:
300 ............................................. 4
‘ 150......................................... 5
100......................................... 10
Наименьшее допустимое время между циклами,
мин............................................. 10
Напряжение сети, В......................... 220± 10%
Габаритные размеры, мм:
высота..................................... 800
длина....................................... 650
ширина...................................... 350
Оптовая цена, руб............................. 367
Масса, кг................................... 55
Завод-изготовитель..........................запорожский
«Преобразо-
ватель»
Г
Для резервирования питания включают два-три выпрямительных устройства
КВУ-66 по схеме, показанной на рис. 141. Во всех случаях при одновременной
работе двух или трех выходов суммарный ток устройства не должен превышать
300 А.
Для получения тока свыше 300 А допускается параллельная работа не-
скольких (не более трех) КВУ-66 при условии, что ток каждого устройства не
будет превышать максимального. Параллельная работа допускается только для
приводов с потребляемым током до 150 А (табл. 243).
Для защиты от токов КЗ и перегрузки на стороне выпрямленного тока
399
Рис. 141. Схема параллельного включения выпрямительных устройств КВУ-66
служит автоматический выключатель АП-50-ЗМТ с током расцепителя 50 А и
кратностью тока отсечки И. Величину тока срабатывания регулируют измене-
нием сопротивления резисторов. Завод поставляет устройства с полностью
введенными сопротивлениями.
Таблица 243
Пределы изменения выпрямленного напряжения при параллельной работе
выпрямителей КВУ-66-2 и КВУ-66-3
Количество параллель- Постоянный ток Напряжение на приво- де для расчета регу- Напряжение на
но работающих выпря- мителей привода, А лируемых сопротивле- ний, В приводе при нормаль- ной работе КВУ-66, В
2 58 218 222 (221)
3 224 (222)
2 3 98 215 224 (223) 228 (225)
2 150 210 224 (223)
3 228 (226)
Примечания. 1. Добавочное сопротивление для выпрямителя КВУ-66-2 равно 0,123 Ом,
для КВУ-66-3—0,126 Ом.
2. В скобках даны напряжения на приводе при работе выпрямителей КВУ-66-3.
94. АППАРАТУРА НА НАПРЯЖЕНИЕ ДО 500 В
Плавкие предохранители (табл. 244—249) предназначены для защиты отто-
ков короткого замыкания и недопустимых перегрузок электрических установок.
Защитной характеристикой предохранителя называется характеристика, опреде-
ляющая-зависимость полного времени отключения (продолжительность горения
плавкой вставки плюс продолжительность горения дуги) от величины отклю-
чаемого тока.
Трубчатые предохранители ППТ предназначены для защиты оперативных и
сигнальных цепей напряжением 220 В постоянного и переменного тока. Их при-
меняют с трубчатыми фарфоровыми плавкими вставками ВТФ-6 и ВТФ-10 с
номинальным током 6 и 10 А. Предельный отключаемый ток их при напряже-
нии 220 В переменного тока с частотой 50 Гц равен 1000 А.
Предохранители серии ПР-2 открытого исполнения с закрытыми разборны-
ми патронами без наполнителя изготовляют на номинальные токи до 1000 А
и номинальное напряжение до 500 В переменного и постоянного тока.
Однополюсные резьбовые' предохранители на номинальный ток до 60 А и
номинальное напряжение до 380 В предназначены для защиты от перегрузок и
токов КЗ проводов и приемников электроэнергии переменного тока частотой
50 Гц.
Условное обозначение предохранителя Ц27ПП6-1 расшифровывается следу-
ющим образом: предохранитель с резьбовой токоведущей гильзой Ц27; с осно-
400
Т а б л и ц а 244
Технические данные плавких предохранителей на напряжение до 500 В
Тип Номинальный ток, А Номинальное напря- жение, В Номинальный ток плавкой вставки, А Действующее значение отключаемого тока, А, прн напряжении, В, не более Масса, кг Оптовая цена, руб.— коп. Завод-изготовитель
до 380 до 500 до 220 по- стоянного тока
ПР-2 15 До 500 6; 10; 15 800/8 000 7 000 — 0,08 0—12
ПР-2 60 » 500 15; 20; 25; 35; 45; 60 60; 80; 100 1 800/4 500 3 500 — Б, 15 0-25
ПР-2 100 » 500 6 000/11 000 10 000 — 0,43 0—90 Уфимский завод
ПР-2 200 » 500 100; 125; 160; 200 — — — 0,68 1—15 низковольтной ап-
ПР-2 350 » 500 200; 225; 260; 300; 350 6 000/13 000 11000 — 1,31 2—58 паратуры
ПР-2 600 » 500 350; 430; 500; 600 13 000/23 000 20000 — 2,45 4-05
ПР-2 1 000 » 500 600; 700; 850; 1000 15 000/20000 20000 —- 6,13 10—00
Ц27 20 » 380 6; 10 350 — — — —
Ц27 20 » 380 15; 20; 25 600 — —. —. — —.
ЦЗЗ 60 » 380 40; 60 1 000 — — — —
ПН-2 100 » 500 30; 40; 50 100000 50000 100 000 0,50 0-49 «Рубильник» Курс-
» 500 60; 80; 100 кой обл.
ПН-2 250 » 500 80; 100; 120; 150; 200; 250 100 000 50 000 100 000 1,00 0—91 То же
ПН-2 400 » 500 200; 250; 300; 350; 400 40000 25 000 60 000 1,55 1—64
ПН-2 600 220 В постоянно- го тока 300; 400; 500; 600 25 000 25 000 40000 2,9 3—10
П-17 10 000 До 500 500; 630; 800; 1000 110 000 64 000 100000 3,83 — Курский электро- аппаратный
Примечания. 1. Значение отключаемого тока предохранителей ПН-2 приведено для переменного тока до 380 В (ие зависит от габаритов
предохранителей).
2. Значение отключаемого тока указано для переменного тока при cos «р = 0,34-0,4; для постоянного тока — при постоянной времени, равной
0,015 с.
3. Для предохранителей ПР-2 приведены суммарные масса и цена патрона и контактной стойки на номинальное напряжение 220 В на пластмассовой
плите.
Таблица 245
Технические данные плавких вставок предохранителей
на напряжение до 500 В
Тип предохра- нителя Номинальный ток плавкой вставки, А Длительность приложения испытательно- го тока, ч Предельная кратность испытательного тока плавких вставок по отношению к номи- нальному Материал плавкой вставки
ПР-2 6-10 1 1,50—2,10 Цинк марок ЦО и Ц1
15; 20; 25 1 1,40—1,75 То же
35-350 1 1,30—1,60 »
430—1000 2 1,301,60 »
Ц27 6; 10 1 1,50-2,10 Свинец
ЦЗЗ 15; 20; 25 1 1,40-1,75 »
ЦЗЗ 15; 20; 25 1 1,20—2,10 »
ЦЗЗ 40; 60 1 1,30-1,60 »
ПН-2 30—600 1 1,30—1,60 Медь
ПП-17 500; 630 1 1,30—1,60 »
800; 1000 1
Таблица 246
Предельные значения токов блок-контактов предохранителей ПН-2-250
Род тока Параметры цепи Напряжение, В Предельный ток, А
включения отключения
Постоянный Постоянная времени цепи не более 0,05 с 220 7,0 0,3
Переменный Коэффициент мощ- ности не менее 0,4 220 30,0 1,7
То же 380 18,5 1,0
Таблица 247
Технические данные резьбовых предохранителей ПРС на напряжение 500 В
постоянного и переменного тока
Тип предохранителя Тип плавкой вставки Номинальный ток предохранителя, А Масса, кг Оптовая цена, руб. — коп.
ПРС-6Х2 - 6 0,25 1—20
ПРС-бхЗ — 6 0,38 1-65
ПРС-20Х2 — 20 0,47 1—65
ПРС-20x3 ПРС-6 ПВД-1 ПВД-2 20 0,75 2—25
ПРС-20 ПВД-4 ПВД-6 ПВД-10 6 0,14-0,25 0-65
ПРС-63 ПВД-16 ПВД-20 ПВД-25 20 0,25—0,28 1-00
ПВД-40 ПВД-63 63 0,4—0,45 1—40
ПРС-100 ПВД-80 ПВД-100 100 1,6 4—25
402
8 7 6 5.4
Рис. 142. Насыпной предохранитель ПН-2:
1 — фарфоровая трубка; 2 — плавкая встав-
ка; 3 — врубиой контактный нож; 4 — крыш-
ка; 5 — уплотняющая прокладка; 6 — квар-
цевый песок; 7 — прорези во вставке; 8 —
шарики олова
А. Эти вставки применяют и в резьбовых
высокой разрывной способностью.
ванием прямоугольной формы; с
пластмассовой крышкой; головкой
предохранителя исполнения 1 н с
плавкой вставкой 6 А исполнения
1. Основание, снабженное контакт-
ной пластиной и контрольной гиль-
зой, с фарфоровой илн пластмассовой
крышкой, может быть прямоуголь-
ной нли квадратной формы. Голов-
ки и плавкие вставки имеют первое
и второе исполнения.
Однополюсный резьбовой предо-
хранитель Ц27ПК-2 на номинальный
ток до 20 А с плавкой вставкой
ПВД представляет собой полый фар-
форовый цилиндр с серебряной или
медной проволокой, которая прива-
рена к латунным колпачкам, наде-
тым на торцы фарфоровых цилинд-
ров. Плавкие вставки ПВД изго-
товляют семи типов прн токе до 600
предохранителях ПРС, обладающих
Предохранители ПРС предназначены для защиты установок с номинальным
напряжением до 440 В постоянного и переменного тока с номинальным током
до 20 А на два илн трн полюса. Предохранители ПРС высокой разрывной спо-
собности рассчитаны на номинальное напряжение до 500 В переменного тока и
400 В постоянного тока и номинальные токн до 100 А.
Предохранители ПН-2 (рис. 142) с закрытым патроном и наполнителем пред-
назначены для защиты установок на номинальное напряжение до 500 В пере-
менного тока частотой 50 Гц н до 220 В постоянного тока при номинальном
гоке до 600 А. Блок-контакты предохранителя выдерживают 400 циклов вклю-
чения-отключения токов, не превышающих величин, указанных в табл. 246.
В продолжительном режиме блок-контакты выдерживают нагрузку 2 А.
Контакторы предназначены для дистанционного включения и отключения
силовых электрических цепей напряжением до 500 В.
Номинальное рабочее напряжение (главной цепи контактора) — напряже-
ние, которое в сочетании с номинальным рабочим током определяет применение
контактора в данных условиях н с которым связаны коммутируемые токн
при нормальных переключениях, электрическая износоустойчивость, режим ра-
боты н категория применения контактора. Оно равно номинальному напряже-
нию сети, в которой при данных условиях может "работать контактор, а для
трехфазных цепей — линейному напряжению сети.
Номинальное напряжение — наибольшее рабочее напряжение, для рабо-
ты при котором предназначен контактор.
Контактор постоянного тока с магнитным гашением и нормально откры-
тыми контактами двухполюсный КМ.В предназначен для дистанционного вклю-
чения н отключения электромагнитных приводов высоковольтных выключателей.
Контактор обеспечивает автоматическое включение от АПВ, а также световой
или звуковой контроль цепи включающей катушки.
Технические данные электромагнитных контакторов
постоянного тока КМВ-521 и КМВ-621
Номинальное напряжение силовой цепи, В..........220
Номинальный ток силовой цепи, А................. 50 (63)
Номинальное напряжение катушкн, В...............48; ПО; 220
Номинальный ток катушкн, А................• . . .4,5; 2,0; 1,0
Ток отпадания якоря, А, не менее.................0,70; 0,30; 0,15
Собственное время срабатывания, с:
при втягивании .............................0,10
» отпадании ............................... 0,05
403
Габаритные размеры, мм:
высота........................................ 235 (260)
длина.....................................195
ширина ...................................145
Масса, кг.....................................5,0 (7,5)
Оптовая цена, руб.............................8—9 (15—18)
Примечание. Данные приведены для контактора КМ В-521, в скобках—
для КМ В-621.
Магнитные пускатели ПА (табл. 250 и 251) предназначены для дистанцион-
ного управления трехфазнымн асинхронными электродвигателями переменного
тока с короткозамкнутым ротором на напряжение до 500 В.
Магнитные пускатели ПМЕ-200 (табл. 252 и 253) предназначены для дис-
танционного управления трехфазными асинхронными электродвигателями пе-
ременного тока с короткозамкнутым ротором мощностью до 10 кВт. Прн нали-
чии тепловых реле пускатели осуществляют также защиту управляемых элект-
родвигателей от недопустимых перегрузок.
Автоматические воздушные выключатели (табл. 254—256) предназначены
для автоматического размыкания силовых электрических цепей при редко воз-
Технические данные плавких вставок ПВД
Таблица 248
Тип Номинальный ток, А Масса, кг Оптовая цена, руб. — коп.
ПВД-1 1; 2; 4; 6 0,014 0—05
ПВД-2 6; 10; 15; 20 0,029 0—07
ПВД-3 25; 35; 60 0,050 0-09
ПВД-4 80; 100; 125 0,160 0—33
ПВД-5 160; 220; 225 0,210 0—50
ПВД-6 260; 300; 350 0,340 1—05
ПВД-7 430; 500; 600 0,625 1—95
Таблица 249
Выбор предохранителей с кварцевым (мелкозернистым) заполнением
Номинальный ток защищаемой •установки, А о м Ь ts Номинальная трехфазная мощность, кВА, защищаемой установки при напряжении, кВ (ЛЬНЫЙ ток аемой КН, А Номинальный ток предохранителя, А Номинальная трехфаэная мощность, кВА?, защищаемой установки при напряжении, кВ
2 ж .£ rt X Ж S С X S = X X ©
3 6 10 35 © в X о □ Э Е 9 3 6 10 35
0,5 2,0 — 5 10 — 20,0 40,0 100 180 320 1000
1,0 3,0 5 10 20 50 30,0 50,0 — 320 560 —
1,9 5,0 10 20 30 100 54,0 75,0 240 560 750 —
3,0 7,5 — 30 50 180 70,0 100,0 320 750 1000 —
5,0 10,0 20 50 75 — 100,0 150,0 560 1000 1500 —.
8,0 15,0 30 75 100 320 145,0 200,0 750 1500 2500 —
10,0 20,0 50 100 180 560 210,0 300,0 1000 2000 — —
14,5 30,0 75 135 240 — 300,0 400,0 1500 — — —
Примечания. 1. Если номинальные токи защищаемых установок отличаются от приве-
денных в таблице, следует выбирать ближайшей по таблице предохранитель на больший ток.
2. Предохранители можно применять только в сетях с напряжением, соответствующим но-
минальному напряжению предохранителя.
404
Таблица 250
Технические данные магнитных пускателей ПА
Тип Номиналь- ный ток, А Наиболь- шая мощ- ность уп- равляемого двигателя, кВт Коммута- ционная способ- ность (при напряже- нии 380 В), А Габаритные размеры, мм Масса, кг Оптовая цена, руб. — коп.
Высота Длина Шири- на
ПА-312 40 17 400 —_ 2,9 12 90
ПА-314 40 — — — 6,1 18—70
ПА-322 36 - — -—. 5,16 13 40
ПА-324 36 —- —г — 9,5 20-50
ПА-412 63 28 600 290 183 135 4,9 16-00
ПА-414 63 275 343 — 8,8 26 -00
ПА-422 63 440 225 157 7,7 17-50
ПА-424 63 440 385 -— 14,8 31-00
ПА-512 НО 55 1100 335 200 156 8,6 24—00
ПА-514 по 320 388 170 13,6 42-50
ПА-522 106 532 242 178 12,7 26—40
ПА-524 106 532 432 195 23,5 51—50
ПА-612 146 75 1500 380 230 190 11,1 33—50
ПА-614 140 612 282 203 16,5 36-70
ПА-622 146 385 435 190 19,3 65-50
ПА-624 140 612 477 210 30,2 69—00
Примечания. 1. Магнитные пускатели ПА рассчитаны на номинальное напряжение
127; 220; 380 В.
2. Пускатели имеют три главных контакта, один замыкающий и два размыкающихся блок-
контакта.
Таблица 251
Варианты исполнений магнитных пускателей ПА
Тип Исполнение по
конструкции назначению наличию теплового реле
ПА-311; ПА-411; ПА-511; ПА-611 Открытые Нереверсивные Без реле
ПА-312; ПА-412; ПА-512; ПА-612 » » С реле
ПА-313; ПА-413; ПА-513; ПА-613 » Реверсивные Без реле
ПА-314; ПА-414; ПА-374; ПА-614 » » С реле
ПА-321; ПА-421; ПА-521; ПА-621 Защищенные Нереверсивные Без реле
ПА-322; ПА-422; ПА-522; ПА-622 » » С реле
ПА-323; ПА-423; ПА-523; ПА-623 » Реверсивные Без реле
ПА-324; ПА-424; ПА-524; ПА-624 » » С реле
ПА-431; ПА-531; ПА-631 Пылеводозащи- щенные Нереверсивные Без реле
ПА-432; ПА-532; ПА-632 То же » С реле
ПА-433; ПА-533; ПА-633 » Реверсивные Без реле
ПА-434; ПА-534; ПА-634 » » С реле
405
Электрические характеристики магнитных пускателей ПМЕ-200
Номинальный рабочий ток пускателя, А:
открытого исполнения...............................25
защищенного » .........................23
Номинальное напряжение сети, В................... 127/220/380
Мощность управляемого электродвигателя, кВт:
наибольшая.........................................3/5; 5/10
номинальная....................................0,4/1; 1/2,2
Допустимое изменение напряжения втягивающей катуш-
ки, % от номинального..............................0,85-1,1
Потребляемая мощность втягивающей катушки при но-
минальном напряжении:
рабочая, Вт.......................................... 6 8
пусковая, ВА...................................200
Время включения (отключения) главных контактов, с . 0,01—0,025
Номинальный ток блок-контактов, А.................. 6
Потребляемая мощность двух полюсов теплового реле,
Вт...................................................12
Время срабатывания теплового реле, с............... 6—25
Примечания. 1. Частота включений-отключений номинальной нагруз-
ки — до 600 в 1 ч. Допустимая частота включений контактора ПМЕ-211 без токо-
вой нагрузки — до 6000 в 1 ч.
2. Указана номинальная мощность электродвигателя, ниже которой не обес-
печивается тепловая защита тепловым реле пускателя.
3. Количество срабатываний приведено в режиме редких переключений — до
100 циклов ^включение-отключение^.
4. Электрическая износостойкость блок-контактов в режиме нормальных пе-
реключений токов — до 1 млн. срабатываний.
Таблица 252
Технические данные магнитных пускателей ПМЕ-200
Тип Защищен- ность Назначение Налнчне«тепло- вого реле Масса, кг Габаритные размеры, мм Оптовая цена, руб. — коп. Завод-изготови- тель
Высота 1 Длина Ширина
ПМЕ-211 Открытый Нереверсив- ный Нет 1,3 102 90 118 5—80' Московский электроаппарат-
ПМЕ-212 ПМЕ-213 » » » Реверсивный Есть Нет 1,9 3,2 195 130 98 205 126 155 9-00 11—00; ный
ПМЕ-214 ПМЕ-221 » Защи- щенный » Нереверсив- ный Есть Нет 3,6 2,3 180 210 205 143 155 153 16-00 6-00 То же Рижский элек- тромашине-
ПМЕ-222 ПМЕ-223 » » Реверсивный Есть Нет 2,7 5,0 285 275 155 255 153 181 10—30 11—30 строительный и
ПМЕ-224 » Есть 5,4 275 255 181 16-90 Гомельский электроаппарат- ный
406
Таблица 253
Обмоточные данные катушек магнитных пускателей ПМЕ-220
Номиналь- ное напря- Диаметр обмоточного поовола fnn мели) ка- Число витков тушке в ка- Сопротивление катуш- ки при 4-20~СЧ-Ю%, Ом Рабочий ток при но- минальном
тушкт- , мм
жение ка- тушки, В Вариант 1 Вариант 2 Вариант 1 Вариант 2 Вариант 1 Вариант 2 напряже- нии, мА, ие более
по 0,33 0,38 1350 1300 31,5 22,5 280
127 0,31 0,35 1560 1500 41,2 30,5 240
220 0,23 0,27 2700 2600 130 89,5 140
380 0,18 0,20 4660 4500 365 282,0 80
Примечания. 1- Катушки 1-го варианта наматывают провозом ПЭТВ (изоляция класса
В); 2лго варианта —ПЭВ (изоляция класса А).
2. Обмоточные данные при модернизации пускателей могут изменяться.
Таблица 254
Технические данные автоматических воздушных
выключателей серии А3100/40
Тип Номиналь- ный ток, А Напряже- ние, В Число по- люсов Тип Номиналь- ный ток, А Н апряже- ниел В Число по- люсов
А3123/40 100 220 2 А3134/40 220 500 3
АЗ 124/40 100 постоян- 3 АЗ 143/40 600 перемен- 2
А3133/40 220 ного тока 2 А3144/40 600 ного тока 3
Примечания. 1. Выключатели изготовляют с комбинированным или электромагнитным
расцепителем и без расцепителя.
2. Масса дана без блок-контактов и расцепителя.
3. Габариты двухполюсных выключателей такие же, как и трехполюсных.
Таблица 255
Электрические характеристики автоматических воздушных выключателей
Тип Номинальный ток, А Исполнение Ток дина- мической устойчиво- сти, кА Наименьший отключаемый (переменный) ток, кА, при напряжении, В, до Наибольший отключаемый (постоянный) ток, кА, при напряжении,В, до Полное время от- ключения несе- лективных авто- матов, с
400 500 230 460
АВМ-4 400 Стационарный 42 20 10 40 30 0,060
АВМ-10 1000 Выдвижной 42 18 10 40 30
АВМ-15 1500 Стационарный Выдвижной 65 60 35 35 20 20 45 45 30 30 0,080
АВМ-20 2000 Стационарный Выдвижной 75 60 35 35 20 20 45 45 30 30 0,095
Примечания. 1. Наибольшие отключаемые токи указаны при металлическом КЗ: для
переменного тока — при cos ср==О,34-0,4; для постоянного тока — при постоянной времени 0,01 с.
2, Полное время включения 0,55 с при постоянном и 0,35 с при переменном токе.
407
Таблица 256
Установочные данные автоматических воздушных выключателей
Тип Исполнение Габаритные размеры мм Масса, кг Оптовая цена, руб.
Высота Длина Ширина
АВМ-4 Стационарный с электромеха- ническим приводом 550 520 500 50-54 179
АВМ-10 С рукояткой С рычажным приводом 500 450 600 33 —38 39-42 133 138
АВМ-15 С электромеханичес ким при- водом 645 688 655 77—108 250
АВМ-20 С рукояткой С рычажным приводом 645 606 700 60-90 67—98 209 247
Примечание. Автоматические быстродействующие выключатели поставляет ульяпов-
кпй завод «Контактор».
никающпх коротких замыканиях, недопустимых перегрузках, а также нечастых
переключениях.
Для резервирования питания устройств автоблокировки при отсутствии ос-
новного питания на двух и более соседних тяговых подстанциях применяют
дизель-электрические агрегаты. Они предназначены для стационарных устано-
вок в качестве источника электрической энергии. Агрегаты снабжены водяным
и масляным радиаторами и охладителями, электровентилятором и электрорас-
пределительным щитом. Для дизеля применяют топливо по ГОСТ 4749—73; ди-
зельное масло ДС-11 (М10Б) по ГОСТ 8581—63.
Условное обозначение дизель-электрических агрегатов расшифровывается
следующим образом:
Д — дизель;
Г — генератор;
М — с масляным охлаждением;
А — автоматизированный.
Вентиляторы предназначены 'для перемещения воздуха и других газооб-
разных сред в системах вентиляции, охлаждения, воздушного отопления и т. п.
По принципу работы они подразделяются на центробежные и осевые.
Центробежные вентиляторы общего назначения применяют для перемеще-
ния воздуха с температурой не выше 180°С с содержанием пыли и других при-
месей в количестве не более 150 мг/м3. В зависимости от разности полных дав-
лений, создаваемых при перемещении воздуха (с удельным весом на входе в
вентилятор 1,2 кг/м3), центробежные вентиляторы делятся на следующие груп-
пы: низкого давления с разностью полных давлений до 100 кге/м2; среднего
давления от 100 до 300 кге/м2; высокого давления от 300 до 1200 кге/м2.
Центробежные вентиляторы по аэродинамической схеме подразделяют на
вентиляторы, рабочие колеса которых имеют лопатки, загнутые назад, загнутые
вперед или оканчивающиеся радиально. Они бывают правого и левого враще-
ния.
Вентиляторы одностороннего и двустороннего всасывания правого враще-
ния имеют колесо, вращающееся по часовой стрелке, а левого — против ча-
совой стрелки, если смотреть на вентилятор со стороны привода.
По типу привода вентиляторы выпускают: с непосредственным соединением
с электродвигателем (схема исполнения 1); с клиноременной передачей,
с постоянным передаточным отношением (схема исполнения 6); с регулируе-
408
мой бесступенчатой передачей (гидравлические и электрические муфты сколь-
жения).
Центробежные вентиляторы имеют девять, а осевые семь iieno.'ineiiiiii. Вен-
тиляторы центробежные в исполнениях 8 и 9 и осевые в исполнениях б и 7
предназначены для установки на крышах зданий. При определении размера (но-
мера) вентилятора следует стремиться к тому, чтобы заданным значениям дав-
ления и производительности соответствовал наибольший коэффициент полезно-
го действия. При этом мощность вентилятора будет наименьшей.
95. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
Повреждения в цепях собственных нужд, которые могут приводить к пе-
рерывам энергоснабжения, сравнительно редки, так как собственные нужды на
.тяговых подстанциях имеют 100%-ный резерв и оснащены устройством АВР.
Отказы возникают главным образом из-за несовершенства защиты, выпол-
ненной на предохранителях с плавкими вставками. Они могут быть вызваны:
неселективной работой защиты при коротких замыканиях, когда одновремен-
но перегорают предохранители защищаемой цепи и главные предохранители
сборных шин;
перегоранием предохранителей вследствие их старения при нормальном ра-
бочем токе.
Неселективность может приводить к прекращению питания вспомогатель-
ных цепей (отопление, освещение, питание жилых домов, душевые, электросвар-
ка). Для обеспечения селективной работы предохранители, защищающие сборные
шины, должны иметь номиналы не менее чем на две ступени выше (по стан-
дартной шкале номиналов плавких вставок) номиналов предохранителей в це-
пях потребителей. Но этого условия еще недостаточно, так как предохранители в
последовательной цепи могут быть разных типов — быстродействующие (ПН) и
обычные (ПР).
Следует иметь в виду, что надпись, нанесенная на калиброванной плавкой
вставке, обозначает номинальный ток плавкой вставки, т. е. величину тока, при
которой плавкая вставка должна нормально работать и не перегорать.
Калибруются плавкие вставки по четырехкратному значению номинального
тока, при этом перегорание должно произойти в течение 1 с. Такая характе-
ристика обеспечивается, если вставка помещена в патрон того типа, для кото-
рого она предназначена. Ток плавления зависит только от условий охлаждения,
а они в свою очередь зависят от многих факторов: длины и диаметра патро-
на, материала корпуса и наполнителя, площади поверхности охлаждения кон-
тактных выводов и губок, температуры шин и окружающего воздуха, условий
вентиляции и даже цвета окраски.
Установка в одном патроне нескольких вставок параллельно увеличивает
номинальный ток не пропорционально, а несколько меньше, так как изменяются
условия охлаждения каждой вставки.
Перегорание предохранителей вследствие старения происходит при номи-
нальном и ниже номинального значениях тока из-за окисления плавкой вставки
со временем, а также из-за изменения структуры металла от действия токов
предыдущих коротких замыканий, которые не привели к перегоранию предо-
хранителя, но вызвали значительный его нагрев и, наконец, от перегрева из-за
плохого контакта в губках или зажимах внутри корпуса. Перегорание предохра-
нителей вследствие старения — основная причина повреждения электродвига-
телей (более 80% всех случаев), так как перегорает обычно только одни из
трех предохранителей, что приводит к неполнофазному режиму работы двига-
теля с увеличенным скольжением и перегрузкой обмотки одной фазы. У двигате-
лей, несущих моментную нагрузку (электроприводы, насосы с плотно затяну-
тыми сальниками), повреждение от перегрева обмотки наступает через 10—
30 мин, у двигателей вентиляторов — через несколько часов.
Для повышения надежности работы системы собственных нужд и предот-
вращения повреждения электродвигателей их защиту следует осуществлять с
409
Таблица 257
Технические данные автоматических выключателей серии А3100
Параметры Значение параметров для автоматических выключателей типа
АЗИЮ А3110 А3120 А3130 А3140
Номинальный ток, А 50 100 100 200 600
Номинальный ток теп- 15-50 15-80 15-80 120—150 250-500
лового расцепителя, А Ток срабатывания элек- — 150—1000 430-800 840-1400 1750—4200
тромагнитного расцепите- ля, А Допустимый ток КЗ, кА 2-4 4-14 7-26 20—30 35-50
Технические данные автоматических выключателей приведены в табл. 257—259.
Шкала номинальных значений токов тепловых расцепителей для автомати-
ческих выключателей серии А3100:15; 20; 25; 30; 40; 50; 60 (70); 80; 100; 120;
150; 200; 250; 300; 400; 500; 600 А; для электромагнитных расцепителей: 150,
200; 250; 300; 400 (430); 500; 600; 800 (840); 1000 (1050); 1400; 1750; 2100; 2800;
3500; 4200 А.
Таблица 258
Технические данные трехполюсных автоматических выключателей АП
Параметры Значения параметров для выключателей с различными номинальными токами
Номинальный ток, А 1,6 2,5 4 6,4 10 16 25 40 50
Ток срабатывания элек- 11 17,5 28 45 70 110 175 280 350
тромагнитного расцепите- ля при наибольшей устав- ке, А Допустимый ток КЗ,КА 0,3 .0,4 0,6 0,8 2 2 2 2 2
помощью автоматов. Наиболее доступные типы автоматов, хорошо зарекомендо-
вавшие себя, — автоматические выключатели серий АЗ 100, АП-50, АВМ.
Электромагнитные элементы комбинированных расцепителей в соответствии
с рекомендациями завода-изготовителя следует проверять следующим образом.
К нагрузочному устройству подключают эквивалентное сопротивление, рав-
ное полному сопротивлению (суммарному сопротивлению теплового элемента,
электромагнитного и коммутирующих контактов) одного полюса испытуемого
выключателя. Регулирующим устройством и амперметром, включаемым в цепь
эквивалентного сопротивления, устанавливают ток на 30% ниже уставки автома-
та типа А3110 и на 15% ниже для других типов выключателей. Не изменяя ве-
личины установившегося испытательного тока, от нагрузочного устройства от-
ключают эквивалентное сопротивление. Вместо него поочередно включают все
полюсы выключателя, при этом последний не должен отключаться. После этого
эквивалентное сопротивление вновь присоединяют к нагрузочному устройству и
устанавливают величину испытательного тока на 30% выше тока уставки для
выключателей типа АЗ ПО и на 16% для других выключателей. Затем, не из-
меняя величины установившегося испытательного тока, отключают от нагрузоч-
ного устройства эквивалентное сопротивление и поочередно включают все
410
Таблица 259
Параметры тепловых элементов выключателей серии А3100
Тип выключа- теля Номинальный ток теплового расце- пителя, А Испытательный ток, А, прн t » 25°С Предельное время срабатывания, с Допустимое время нахождения под током, с Тип выключа- теля Номинальный ток теплового расце- пителя, А Испытательный ток, А, прн I / = 25°С 1 Предельное время 1 срабатывания, с Допустимое время нахождения под током, с X
А3160 15 30 19—27 50 А3120 50 150 50—60 120
АЗИЮ 20 40 27-37 70 60 180 50—60 120
А3110 25 50 35-45 90 80 240 70-80 160
30 60 55 65 130 100 300 60—70 140
40 80 50—80 160
50 100 80—100 200 120 360 65—75
60 120 70-90 180 А3130 150
70 140 75-95 190 140 420 65-75 150
85 170 110—140 240 170 510 68-78 150
100 200 100-150 240 200 600 78-88 170
А3140 250 750 140
60—70
АЗ 120 15 45 18—22 45 300 900 65-75 150
20 60 16-22 45 350 1050 65-75 150
25 75 24-30 60 400 1200 50—60 120
30 90 28—38 70 500 1500 50—60 120
40 120 40-50 100 600 1800 65—75 150
Примечание. Регулировочный механизм электромагнитного расцепителя позволяет из-
менять устааку в сторону снижения на 40%, а теплового расцепителя — на 35—37%. При про-
верке уставки тепловой расцепитель ие должен отключать выключатель в течение 1 ч при
кратности тока 1,1 (по отношению к номинальному току выключателя) н должен срабатывать за
30 мин при кратности 1,35 и за 1—10 с при кратности тока 6.
полюсы выключателя. В этом случае последний должен отключаться под дейст-
вием электромагнитных элементов. Чтобы убедиться в этом, после каждого от-
ключения необходимо быстро (пока не остыли тепловые элементы) попытаться
включить выключатель вручную. Если он включается нормально, значит, он
был отключен от электромагнитного элемента. При срабатывании теплового эле-
мента повторное включение выключателя не происходит.
Проверку характеристик тепловых элементов делают при одновременной на-
грузке всех полюсов трехкратным или двукратным током, а для АП-50 — шес-
тикратным током. Время срабатывания расцепителя должно находиться в пре-
делах, указанных в табл. 259.
Для надежной работы электромагнитных расцепителей нужно выдерживать
следующее соотношение тока срабатывания расцепителя 7Ср и пускового защи-
щаемого электродвигателя /пуск.’ для выключателей А3100/СР Js 1,8/Пусъ-'для
выключателей других типов Др^/пуск.
Для всех типов выключателей кратность минимального тока однофазного
короткого замыкапня по отношению к уставке электромагнитного расцепителя
(отсечки) выключателя принимают в соответствии с указаниями ПУЭ пе менее
1,5, а для выключателей с обратно зависимой от тока характеристикой — пе
менее 3. Номинальный ток теплового расцепителя принимается равным длитель-
ному допустимому току нагрузки.
411
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бенеш ев ич И. И., Овласюк В. Я., Лисицын В. М., С у х о-
и р у д с к и й Н. Д., Шилов А. С. Основы автоматики, автоматизация и теле-
управление устройствами энергоснабжения электрических железных дорог. М.,
«Транспорт», 1975. 351 с.
2. Бесков Б. А., Геронимус Б. Е. Давыдов В. Н., Крестья-
не в М. Е., Марквардт Г. Г., Минин Г. А. Проектирование систем энер-
госнабжения электрических железных дорог. М., Трансжелдориздат, 1963. 471 с.
3. Василевский Н. Н., М а н у х о в В. А., Ш и п а р е в Ю. А., Эрлих
В. М. Аппаратура автоматики и телемеханики в устройствах энергоснабжения.
М., «Транспорт», 1971. 256 с.
4. Геронимус Б. Е._ Семенчинский Г. В., Шухатович Л. И.
Релейная защита устройств энергоснабжения электрической тяги. М., «Транс-
порт», 1967. 143 с.
5. Д а в ы д о в В. Н., Л у п п о в В. П., Батурин А. А. Справочник по
проектированию, монтажу и эксплуатации устройств энергоснабжения. М., «Тран-
спорт», 1967, 312 с.
6. Давыдова И. К-, Попов Б. И., Эрлих В. М. Справочник по экс-
плуатации тяговых подстанций и постов секционирования. М., «Транспорт»,
1974. 416 с.
7. Дмитриевский Г. В., Овласюк В. Я., Су хопру деки й Н. Д.
Автоматика и телемеханика электроснабжающих устройств. М., «Транспорт»,
1976. 223 с.
8. Засорин С. Н. и др. Электронная и ионная техника. М., «Транспорт»,
1973. 440 с.
9. М а р к в а р д т К. Г. Энергоснабжение электрических железных дорог.
М., «Транспорт», 1965. 464 с.
10. Маневич Л. О., Долгов А. Н. Осушка масла цеолитами. М., «Энер-
гия», 1972, 90 с.
И. Овласюк В. Я., Сухопрудский И. Д., Ха ль ков В. С. Обес-
печение надежности электронных систем автоматики и телемеханики электри-
фицированных железных дорог. М„ «Транспорт», 1967. 231 с.
12. Павлов И. В. Отсасывающие трансформаторы в тяговых сетях пере-
менного тока. М., «Транспорт», 1964, 204 с.
13. Правила содержания тяговых подстанций и постов секционирования
электрифицированных железных дорог. М., «Транспорт», 1969. 67 с.
14. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и
Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребите-
лей. Издание 3-е. М., «Атомиздат», 1970, 352 с.
15. Правила устройства электроустановок. М.—Л., «Энергия», 1966. 464 с.
16. Профилактические испытания силового оборудования тяговых подстан-
ций. М., «Транспорт», 1967. 239 с.
17. Радченко В. Д„ Фар а фо нов А. В. Высоковольтные аппараты за-
щиты постоянного тока. М., «Транспорт», 1971. 143 с.
18. Р о ж к о в а Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и
подстанций. М., «Энергия», 1975. 700 с.
412
19. Сердинов С. М. Анализ работы и повышение надежности устройств
энергоснабжения электрифицированных железных дорог. М. «Транспорт», 1975.
365 с.
20. Соколов С. Д., Гуральник Я. Д-, Солянннков А. М.,
Чаусов О. Г. Монтаж, наладка и эксплуатация полупроводниковых преобра-
зователей тяговых подстанций. М., «Транспорт», 1972, 188 с.
21. Указания по монтажу, наладке и эксплуатации системы телеуправления
ЭСТ-62. М., «Транспорт», 1973. 100 с.
22. Электронные устройства релейной защиты и автоматики в системах тя-
гового энергоснабжения. М., «Транспорт», 1974. 303 с.
23. Ф и ш л е р Я- Л-, Урманов Р. Н. Преобразовательные трансфор-
маторы. М., «Энергия», 1974. 223 с.
24. Ч е б о в с к и й О. Г. и др. Силовые полупроводниковые приборы. Спра-
вочник. М., «Энергия», 1975, 204 с.
ОГЛАВЛЕНИЕ
От авторов .......................................... 3
Глава I
Схемы устройств электроснабжение. Расчет токов короткого замыкания
и выбор оборудования
1. Классификация тяговых подстанций.............................5
2. Схемы электроснабжения тяговых подстанций .... 5
3. Схемы питания нетяговых потребителей и автоблокировки ... 14
4. Схемы распределительных устройств 27,5 кВ тяговых подстанций . 15
5. Схемы фазировки.....................................................17
6. Схемы постов секционирования переменного тока .... 18
7. Схемы компенсации реактивной мощности ..............................19
8. Схемы выпрямительных устройств и их основные параметры . . 23
9. Схемы преобразовательных агрегатов..................................23
10. Схемы распределительных устройств 3,3 кВ и сглаживающих уст-
ройств ...............................................................24
11. Схемы постов секционирования и пунктов параллельного соединения
постоянного тока 26
12. Расчет токов КЗ на шинах 110 (220); 35; 27,5 и 10 кВ подстанции 26
13. Расчет токов КЗ на шинах 3,3 кВ тяговой подстанции постоянного
тока...............................................................28
14. Определение токов КЗ в контактной сети ....................29
15. Выбор основной аппаратуры, шин и голых проводов .... 29
Глава II
Эксплуатация распределительных устройств н постов секционирования
16. Общие требования.......................................................34
17. Эксплуатация контактных соединений ....................................34
18. Эксплуатация изоляторов................................................38 '
19. Эксплуатация разъединителей, отделителей и короткозамыкателей. 39
20. Окраска оборудования...................................................42
21. Некоторые особенности эксплуатации постов секционирования . 43
Глава III
Высоковольтное оборудование переменного тока
22. Трансформаторы.................................................45
23. Эксплуатация силовых трансформаторов .... 64
24. Устранение неисправностей в трансформаторах .... 65
25. Эксплуатация газового реле.....................................69
26. Эксплуатация воздухоосушительных фильтров масляных трансфор-
маторов ..............................................................70
27. Эксплуатация устройств РПН 70
28. Эксплуатация маслонаполненных вводов 71
29. Отсасывающие трансформаторы , 72-
30. Трансформаторы тока . . . '.........................73
31. Трансформаторы напряжения..............................................88
414
32. Особенности эксплуатации измерительных трансформаторов . . 89
33. Реакторы ............................92
34. Высокочастотные заградители ..........................95
35. Выключатели переменного тока ....................96
36. Приводы к выключателям переменного тока.........................НО
37. Эксплуатация выключателей переменного тока и их приводов . . НО
38. Эксплуатация бумажно-бакелитовых вводов .... 120
39. Короткозамыкатели и отделители 125
40. Разъединители и приводы к ним 128
41. Ячейки комплектных РУ-10 кВ 139
42. Высоковольтные предохранители 140
43. Вентильные разрядники переменного тока ......................145
44. Эксплуатация разрядников ..................................... 150
45. Конденсаторы...................................................151
Глава IV
Высоковольтное оборудование постоянного тока
46. Преобразовательные трансформаторы .............................155
47. Некоторые особенности эксплуатации преобразовательных транс-
форматоров ........................................................164
48. Полупроводниковые преобразователи ........................... 166
49. Эксплуатация полупроводниковых преобразователей . . . .182
50. Эксплуатация систем охлаждения преобразователей . . . 186
51. Силовые кремниевые приборы. Основные понятия и определения . 187
52. Нагрузочная способность полупроводниковых приборов . . . 190
53. Выбор числа вентилей и их технические данные . . . ,192
54. Разрядники постоянного тока .................. 203
55. Назначение и технические данные сглаживающих устройств . . 207
56. Эксплуатация сглаживающих устройств 211
57. Технические данные быстродействующих выключателей постоянного
тока.............................................................. 212
58. Выбор уставок быстродействующих выключателей .... 218
59. Регулировка уставок быстродействующих выключателей . . . 222
60. Особенности эксплуатации быстродействующих выключателей ВАБ-28 223
61. Предупреждение неисправностей быстродействующих выключателей. 224
62. Эксплуатация трансформаторного масла 228
Глава V
Силовые кабели, провода, шины и изоляторы
63, Силовые кабели . . . ................... 238
64. Эксплуатация силовых кабелей и муфт............................238
65, Определение места повреждения кабелей 257
66. Провода........................................................258
67; Шины ................................................ 263
68'- Изоляторы.....................................................265
1 Г л а в а VI
Устройства защиты
69. Релейная защита высоковольтных линий, трансформаторов и полу-
проводниковых выпрямительных агрегатов.............................272
70. Защита контактной сети переменного тока .......................283
71. Специальные защиты контактной сети постоянного тока . . . 294
72. Релейная аппаратура .......................................... 295
73. Защита от замыканий на землю в РУ-3,3 кВ.......................312
74. Конструкции релейной аппаратуры. Эксплуатация вторичных цепей . 314
Глава VII
Устройства автоматики и телемеханики
75. Полупроводниковые приборы......................................321
415
76. Резисторы и конденсаторы.......................................
77. Полупроводниковые логические и функциональные элементы
(модули) ................................
78. Устройства автоматики .........................
79. Системы и аппаратура телемеханики..............................
80. Электронные комплексы аппаратуры автоматики, управления и
защиты .............................
81. Наладка и эксплуатация..аппаратуры автоматики и телемеханики 3-.
Глава VIII
Управление, сигнализация, измерения
82. Цепи управления и сигнализации 5
83. Эксплуатация оперативных цепей ................................'
84. Отказы оперативных цепей и мероприятия по повышению их
надежности •<
85. Выбор плавких вставок предохранителей в цепях собственных нужд
постоянного тока З'А
86. Пульт дежурного на дому 37?)
87. Коммутационная низковольтная аппаратура .... 37
88. Сигнальная аппаратура 3'.'
89. Провода и контрольные кабели ....... 7'
90. Электроизмерительные приборы н учет электроэнергии
Глава IX
Собственные нужды
91. Аккумуляторные батареи ........................3'
92. Обеспечение питания оперативных цепей при выводе аккумуляторной
батареи в ремонт ...........................
93. Выпрямительные устройства различного применения . . . ;?'
94. Аппаратура на напряжение до 500 В .................
95. Эксплуатация системы собственных нужд переменного тока . . 4i<-
Ираида Константиновна Давыдова, Борис Иванович Попов, Владимир Моисеевич Э,
СПРАВОЧНИК ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ
И ПОСТОВ СЕКЦИОНИРОВАНИЯ
Рецензент А. А. Галузо
Редактор Я. В. Зенкович
Обложка художника А. С. Завьялова \
Технический редактор Л. В. Воробьева. Корректор И. М. Лукина /
И Б №557________________/_____________________£ .
Сдано в набор 11.08.77. Подписано к печати 06.06. 78. Т-06695. Формат бумаги 60X90Ut«
тип. №2, гари, литературная, печ. высокая. Печ. л. 26. Уч.-изд. л. 37,75. Тираж 12 0^,
Зак тип. 5206. Цеиа 2 р. 30 к. Изд. № 1-2-2/5 №8319. > .
Изд-во «ТРАНСПОРТ», 107174. Москва, Басманный туп., 6а______—'
Гор. Куйбышев, проспект Карла Маркса, 201. Типография изд-ва «Волжская коммуна*/