Текст книги "Методические указания для курсового и дипломного проектирования главных понижающих подстанций промышленных предприятий"

Приложение А

Пример расчета

Исходные данные

• мощность системы S₁ = 3200 МВА; S₂ = 3600 МВА;

• протяженность линий напряжением 110 кВ l₁ = 17 км, l₂ = 25 км;

• категории потребителей в процентах I – 10, II – 30, III – 60;

• коэффициент мощности COS φ на шинах 6 кВ равен 0,82;

• установленная мощность потребителей на 1-ой секции шин

S_Н1 = 25 МВА, на 2-й секции шин S_Н2 = 28 МВА;

• длина кабельной линии, питающей двигатель, 6 кВ l₃ = 1,5 км;

• мощность двигателя Р = 3200 кВт;

• число отходящих кабельных ЛЭП от шин ГПП n = 40;

• выбираем тип двигателя указанной мощности 2А3М-3200/6000 УН;

• заданная схема участка сети.

Рисунок 1

Схема участка сети

Рисунок 2

График нагрузки для зимнего максимума и летнего минимума

Расчет нагрузки:

где COS φ – коэффициент мощности, η– к.п.д. двигателя.

Для данного типа двигателя: COS φ = 0,91, η= 0,96, тогда

Рассчитаем номинальный ток нагрузки:

Определение суммарной мощности нагрузки на шинах ГПП 6 кВ:

S_{сум. гпп} = S_Н1+S_Н2+S_Н3 = 25+28+3,66 = 56,66 МВА.

Определение ориентировочной мощности главного трансформатора на ГПП:

Экономически целесообразный интервал для технико-экономических расчетов лежит между стандартными мощностями 25 МВА и 40 МВА.

Рисунок 3

График нагрузки для зимнего максимума и летнего минимума

Принимаем S_{max зима} = 90 мм, тогда по ступеням зимнего графика

S₂ = 35720 кВА,

S₃ = 50500 кВА,

S₄ = 44346 кВА,

S₅ = 28330 кВА.

Для летнего графика:

S_{max зима} – 90 мм,

S_{max лето} – 82 мм,

По ступеням для летнего графика:

S₆ = 16000 кВА,

S₇ = 22830 кВА,

S₈ = 43100 кВА,

S₉ = 38180 кВА,

S₁₀= 20900 кВА.

Таблица 1

Э_а = 335567*0,92 = 308721 МВт час,

Р_max = 56,66*0,92 = 52,13 МВт,

По результатам расчетов строится график по продолжительности

(рисунок 4).

Рисунок 4

График нагрузок по продолжительности

Для данных, используемых в нашем расчете, для полученного графика Т_max = 5922 ч/год.

Из номограмм (рисунки Б.1–Б.3) при ψ = 0,135 для трансформаторов 110/6 кВ для III зоны Алтайского края мощность трансформатора выбирается по условию нагрева.

Принимается мощность трансформатора ближайшая стандартная в сторону увеличения:

– Sтр. = 28330 кВА, следовательно, S_{тр гпп} = 40000 кВА;

– тип трансформатора ТДН-40000/110/6,3.

Рисунок 5

Преобразование исходного графика нагрузки трансформатора в эквивалентный двухступенчатый прямоугольный график

Рассчитаем начальную нагрузку К₁ эквивалентного графика по формуле

Для участка перегрузки на каждом интервале Δh_i определим значения S₁^’, S₂^’… S_p^’;

K₂^’ эквивалентного графика предварительно рассчитаем по формуле

Определим К_max исходного графика нагрузки

К_max = 56,66/40 = 1,4165.

Сравниваем полученное значение К₂^’ с К_max.

Если К₂^’ ≥ 0,9*К_max, то следует принимать К₂ = К₂^’. В рассматриваемом примере К₂^’ = 1,313 больше 0,9*1,4165 = 1,2749, следовательно, принимаем К₂ = 1,313.

Если К₂^’ < 0,9*К_max, то следует принимать К₂ = 0,9*К_max, а продолжительность перегрузки в этом случае следует скорректировать по формуле

Для эквивалентного графика:

К₁ = 0,638, К₂ = 1,313, h = 14 часов.

Проверка возможности обеспечения электроснабжения одним трансформатором всей нагрузки в случае выхода из строя другого трансформатора:

S_тр*К_п = 40000*1,4 = 56000 < 56660.

Трансформатор мощностью 40000 кВА не обеспечивает всю нагрузку ГПП. В этом случае разрешается на время аварийных перегрузок отключать часть потребителей III категории. Таким образом к исполнению принимается трансформатор типа ТДН – 40000/110/6,3 кВ.

Расчет токов короткого замыкания

Для рассматриваемого примера эквивалентная расчетная схема будет иметь следующий вид:

Рисунок 6

Эквивалентная схема замещения заданного участка сети

Ток короткого замыкания от первой системы в точке К₁:

Ток короткого замыкания от второй системы в точке К₁:

Суммарный ток КЗ в точке К₁:

Результирующее сопротивление в точке К₁:

Сопротивление трансформатора, приведенное к напряжению 110 кВ:

Результирующее сопротивление в точке К₂ приведенное к напряжению 110 кВ:

Результирующее сопротивление в точке К₂ приведенное к напряжению 6 кВ:

Выбор сечения проводов и кабелей

Сечения жил кабеля выбирают по техническим и экономическим условиям:

I_н3 = 353 А.

Экономическая плотность тока для кабелей с алюминиевыми жилами для района Сибири J_эк = 1,5 А/мм². Находим отчисления на амортизацию при τ = 4500 ч/год, p_сум = 0,063. Находим удельное значение потерь по замыкающим затратам Сэ = 1,3 коп = 1,3*10^-2 руб.

Находим:

По рисункам Б.4 – Б.6 при σ = 6*10^-2 выбираем два кабеля сечением 150 мм². Удельное сопротивление 1 км алюминиевого кабеля равно R₀ = ρ*l/S = 0,26 Ом/км, двух параллельных – 0,13 Ом/км, длина l = 1,5 км, сопротивление R_каб = 0,13*1,5 = 0,195 Ом, X_L0 = 0,074 Ом/км, двух параллельных – 0,037 Ом/км, l = 1,5 км, X_{L каб} = 0,037*1,5 = 0,0555 Ом.

Результирующее сопротивление в точке К₃:

Определение ударных токов в расчетных точках:

Выбор оборудования на стороне 110 кВ

Выбор выключателей

Высоковольтные выключатели, маломасляные типа ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1 (таблица Б.16).

1) U_ном = 126 кВ > U_сети = 110 кВ;

2) I_ном = 1250 А > К_п*I_{ном тр} = 1,4*210 А = 300 А;

3) i_вкл = 64 кА > i_уд = 28 кА;

4) i_дин = 64 кА > i_уд = 28 кА;

5) I²_т*t_т = 1,8*10⁹ А²*с > I²_т*t_т = 11²*10⁶*2 = 2,4*10⁸ А²*с (по селективности для цепи двигатель – трансформатор В₉ t = 0 с, В₈ t = 0,5 c, В₇ t = 1 c, В₅ t = 1,5 с, В₃ t = 2 с);

6) i_{ассим. норм} = 25 кА > i_{ассим. выкл}*τ = 11кА*2,06 с = 22,6 кА,

где τ = t_{р. з}+t_выкл = 2 c+0,06 c = 2,06 c.

Исполнение УХЛ1 допускает установку на открытом воздухе с умеренным и холодным климатом, что соответствует району Алтайского края.

Выбор разъединителей

Выбирается разъединитель типа РНДЗ-2-110/1000 ХЛ1 (таблица Б.20-Б.22).

1) U_сети = U_разр.,

2) I_ном = 1000 A > I_раб = 300 А,

3) i_дин = 80 кА > i_уд = 28 кА,

4) ток термической стойкости 31,5 кА/1с,

I²_т*t_т = (31500 А)²*1с > I²*t = 11000²А²*2с.

Привод типа ПРН-110 ХЛ1 для основных и заземляющих контактов.

Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока, встроенные в силовой трансформатор и выключатели типа ТВТ-110-I-1000/5 ХЛ2 (таблицы Б.17-Б.18).

1) U_сети = Uтт,

2) I_ном > I_{раб max};1000 А > 300 А,

3) К_дин*1,41*I_ном = 24*1,41*1000А = 33948 А > i_уд = 28000 А,

4) К_тер*I²_ном*t_т = 25*10⁶*3 = 7,5 10⁸ А²*с > 1,6*10⁸ А²*с,

5) Z_ном2 < 0,8 Ома, при классе точности 0,5.

Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются типа НКФ-110-83 ХЛ1 (таблица Б.19)

1) U_ном = U_сети,

2) S_ном = 400 ВА > S_{расчетного} при классе точности 0,5.

В нейтрали трансформатора на стороне 110 кВ устанавливается однополюсный коммутирующий аппарат типа ЗОН-110М-IУ1.

Выбор ограничителей перенапряжения

Ограничители перенапряжения в главной цепи защиты трансформатора выбираются типа РГН-110/2000 УХЛ1.

U_ном = U_сети.

В нейтрали трансформатора выбирают два разрядника типа РЛНД-1.2-10-400 УХЛ1.

U_разр = U_{пробивное.}

Выбор шин

Шины в ОРУ-110 кВ выбираются из сталеалюминевых проводов марки АС-120/19 с предельно допустимым током в ОРУ (таблицы Б.9 – Б.13).

I_доп = 390 А > I_расч = 353 А.

Выбор оборудования на стороне 6 кВ

Выбор выключателей

На стороне 6 кВ в ЗРУ для отходящих ЛЭП выбираются выключатели типа ВМПП-10/630-УЗ (таблица Б.16).

1) U_ном = 10 кВ > U_сети = 6 кВ,

2) I_ном = 630 А > К_п*I_{ном тр} = 300 А,

3) i_вкл = 52 кА > i_уд = 25 кА,

4) i_дин = 52 кА > i_уд = 25 кА,

5) I²_т*t_т = 20² кА²*4с > I²_т*t_т = 9,8²*10⁶*2 = 1,9*10⁷А²*с

i_{ассим. норм} = 31,5 кА > i_{ассим. выкл} = τ*I⁽³⁾_кз = 2,14*9,85 = 21кА

секции – 20, при отключении одного присоединения n = 19.

На выводе от трансформатора выбирают выключатель типа МГГ-10-5000-63КУ3.

1) U_выкл = 10 кВ > U_сети = 6 кВ,

2) I_ном = 5600 А > К_п*I_{ном тр} = 1,4*3853 = 5400 А,

3) i_вкл = 64 кА > i_уд = 25 кА,

4) i_дин = 170 кА > i_уд = 25 кА,

5) i_тер = I²_т*t_т = 45²кА²*4с > I²_т*t_т = 9,85²*2 = 1,9*10⁷ А²*с,

6) i_ассим. = 45 кА > i_{ассим. выкл} = τ*I⁽³⁾_кз = 2,15*9,85 = 21кА.

Выключатели типа МГГ на СВН не проверяются.

Выбор шин

В ЗРУ 6 кВ выбираются алюминиевые шины корытообразного сечения.

Рисунок 6

Геометрические размеры шин коробчатого сечения:

а – 150 мм, в – 65 мм, с – 7 мм, r – 10 мм, h – 136 мм

Выбранные шины проверяются на термическую стойкость при КЗ по минимально допустимому сечению:

где В_к = I²*t_кз = (9850 А)²*2 с = 1,94*10⁸,

для алюминиевых шин С = 90.

У выбранной шины сечение 1780 мм² > 1468 мм².

Проверка шин на электродинамическую стойкость:

Изгибающий момент:

Напряжения в мегапаскалях, возникающие в материале шины

σ=76,63 МПа.

Для алюминиевого сплава АДЗ1Т σ= 89,2 > 76,63 МПа.

Выбираем изолятор типа ОФ-10-750-IIУЗ.

H = 180 мм, H' = 180 + а/2 = 180 + 75 = 255,

Расчет компенсирующих устройств

COS φ = 0,82, необходимо 0,92,

S_ГПП=28,33 МВА,

P_ГПП=S_ГПП*COS φ=23,23 МВт,

Q_ГПП=S_ГПП*SIN φ=16,22 МВар,

P_ГППН=S_ГПП*COS φ_Н=26,06 МВт,

Q_ГППН=S_ГПП*SIN φ_Н=11,1 МВар,

Q_ГПП-Q_ГППН=5,12 МВар – реактивная мощность, которую необходимо скомпенсировать.

Для компенсации выбираем конденсаторы КЭК2-6.3-150-2У1.

Выбираем габариты подстанции 80x50 м.

Расчет заземляющих устройств

Расчет сопротивления фундамента

Выбираем грунт чернозем. При этом удельное сопротивление грунта принимаем равным ρ = 150 Ом*м.

Расчет сопротивления сваи или ж/б стойки

Сопротивление стойки портала:

Сопротивление стойки разъединителя:

Сопротивление стоек трансформатора напряжения, ВЧ связи и заземлителей:

Сопротивление стойки разрядника:

Сопротивление фундамента выключателя:

Общее сопротивление естественных заземлителей:

В общем случае конструкция ЗУ представляет собой металлическую сетку, выполненную из горизонтальных полос, заложенную на глубину 0,5–0,8 м, и вертикальных электродов длиной l (м), заложенных на глубину t (м), (рисунок 10).

Рисунок 10

Расположение заземляющей сетки и электродов

Удельное сопротивление грунта на глубине заложения полосы:

где К₁ – коэффициент, учитывающий просыхание и промерзание грунта на этой глубине.

(К₁ = 4,5 на глубине 0,5 м и К₁ = 1,6 на глубине 0,8 м).

Сопротивление всех продольных полос:

где: n – число продольных полос; η– коэффициент использования.

Сопротивление всех поперечных полос:

Общее сопротивление всей сетки:

Суммарное сопротивление заземления:

Напряжение на заземляющем устройстве не должно превышать 10 кВ:

Вертикальных заземлителей не требуется.

Расчет молниезащиты

Зона защиты определяется по формуле:

r_x = 1.25k · (h-1.25h_x)

при

r_x = 1.625k ·(h-h_x), где k = 1,2

Для обеспечения защиты электрооборудования и сооружений молниеотводами высотой менее 30 м необходимо выдержать условие:

где D – диагональ четырехугольника в вершинах которого расположены молниеотводы;

h_a = h-h_x – активная высота молниеотвода;

h_x = 11 м – высота защищаемого объекта.

Молниеотводы устанавливаются на приемных порталах h₁ = 19 м у здания ЗРУ-10кВ h₂ = 17 м.

Сопротивление молниеотводов:

a) на приемных порталах

r_x = 1,25 ·1,2(19-1,25·11) = 7,95 м.

Наименьшая высота зоны защиты

b) у здания ЗРУ – 10кВ

Приложение Б

Б. 1 Номограммы экономических интервалов и технико-экономические параметры электроустановок

Рисунок Б. 1

Номограммы для трехобмоточных трансформаторов 35 кВ с РПН (III район)

Рисунок Б. 2 – Номограммы для трехобмоточных трансформаторов 110 кВ (III район)

Рисунок Б. 3 – Номограммы для трехобмоточных трансформаторов 220 кВ

Рисунок Б. 4 – Номограммы для кабелей 10 кВ, проложенных в траншее марки ААБ

Рисунок Б. 5 – Номограммы для кабелей 6 кВ, проложенных в траншее, марки ААБ

Преобразование годового графика нагрузок

Рисунок Б. 6 – График определения среднеквадратичного тока

Рисунок Б. 7 – Зависимость для определения числа часов использования максимума нагрузки

Рисунок Б. 8 – Зависимость для определения времени максимальных потерь

Рисунок Б. 9 – Зависимость времени потерь от числа часов использования максимума нагрузки

Рисунок Б. 10 – Зависимость удельной стоимости потерь энергии от времени наибольших потерь

Б. 2 Силовые трансформаторы

Таблица Б. 1

Допустимые аварийные перегрузки без учета предшествующей нагрузки

Таблица Б. 2

Допустимые аварийные перегрузки без учета предшествующей нагрузки, не превышающие 0.8 номинального тока

Таблица Б.3

Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 35 кВ

Примечание:

1. Регулирование напряжения осуществляется на стороне ВН с помощью РПН или ПБВ.

2. Данные трансформаторов типа ТМ и ТД, указанные в скобках, имеют ПБВ ±2×2,5 % на стороне ВН.

Таблица Б. 4

Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 110 кВ

Примечание:

1 Регулирование напряжения осуществляется с помощью РПН на стороне ВН за исключением трансформаторов типа ТМН-2500/110 с РПН на стороне ВН.

2 Трансформаторы типа ТРДМ могут изготовляться с нерасщепленной обмоткой НН 38,5 кВ, трансформатор 25 МВА – с 27,5 кВ (для электрификации железных дорог).

Таблица Б.5

Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 110 кВ

Примечание: Регулирование напряжения осуществляется на стороне ВН.

Б. 3 Провода, кабели, шины

Таблица Б.6

Выбор кабелей по электрической плотности тока

Таблица Б. 7

Марки, конструкции и преимущественные области применения неизолированных проводов

Примечание: Типы атмосфер зависят от содержания коррозионно-активных агентов. Тип I соответствует атмосфере сельской, горной местности вдали промышленных объектов; II – атмосфере промышленных районов; III – морской атмосфере.

Таблица Б. 8

Основные расчетные характеристики медных проводов

Таблица Б. 9

Основные расчетные характеристики алюминиевых проводов

Таблица Б. 10

Расчетные характеристики проводов марки АС, АСКС, АСКП, АСК

Таблица Б. 11

Токовая нагрузка на силовые кабели с бумажной пропитанной изоляцией в свинцовой или алюминиевой оболочке, прокладываемые в земле

Таблица Б. 12

Токовая нагрузка на силовые кабели с бумажной пропитанной изоляцией в свинцовой или алюминиевой оболочке, прокладываемые в воздухе

Таблица Б.13

Токовая нагрузка А на неизолированные провода: медные, алюминиевые, бронзовые и сталебронзовые

Таблица Б.14

Допустимый длительный ток для шин коробчатого сечения

Таблица Б. 15

Токовая нагрузка на медные и алюминиевые шины прямоугольного сечения при различном числе полос на полюс или фазу

Б. 4 Выключатели

Таблица Б.16

Выключатели

Б. 5 Трансформаторы тока

Таблица Б.17

Трансформаторы тока напряжением выше 1 кВ для внутренней и наружной установки

Таблица Б. 18

Трансформаторы тока, встроенные в силовой трансформатор

Б. 6 Трансформаторы напряжения

Таблица Б.19

Трансформаторы напряжения

Б. 7 Разъединители

Таблица Б. 20

Разъединители наружной установки горизонтально-поворотного типа на номинальное напряжение 10 кВ

Примечание: Разъединители выпускаются в трехполюсном (рамном) исполнении.

I – разъединители с неподвижным контактным выводом на поворотной колонке;

II – степень загрязнения по ГОСТ 9920 (для разъединителей на полимерных изоляторах);

1, 2 – количество заземлителей.

* работоспособен при гололеде 22 мм, позволяет двигательное оперирование главными ножами.

Таблица Б. 21

Разъединители наружной установки горизонтально-поворотного типа на номинальное напряжение 35 кВ

Примечание: разъединители выпускаются в однополюсном, двухполюсном и трехполюсном исполненияхРГП-35, РДЗ-35IV, с полимерной изоляцией для районов с IV степенью загрязнения атмосферы по ГОСТ 28856.

*– только однополюсное исполнение или трехполюсное исполнение;

** – только трехполюсное исполнение.

Для однополюсного и трехполюсного разъединителей серии РГ и РГП возможна поставка в сборе с несущей металлоконструкцией и комплектом соединительных элементов.

Таблица Б.22

Разъединители наружной установки горизонтально-поворотного типа на номинальное напряжение 110–220 кВ

Примечание:

1. Разъединители выпускаются без заземлителей, с одним или двумя за-землителями, в однополюсном и трехполюсном исполнениях;

2. РГП, РГНП – разъединители с полимерной изоляцией;

3. II – степень загрязнения по ГОСТ 9920 (в исполнении I индекс отсутствует);

IV – степень загрязнения по ГОСТ 9920 для разъединителей в исполнении Т1.

4. Уровень изоляции разъединителей РГН по ГОСТ 1516.3 (испытательный грозовой импульс относительно земли 450 и 900 кВ на номинальное напряжение 110 и 220 кВ соответственно).

Разъединители РГ выполнены с повышенной электрической прочностью (испытательный грозовой импульс относительно земли 550 и 1050 кВ на номинальное напряжение 110 и 220 кВ соответственно).

* – только однополюсное или трехполюсное исполнение;

** – только трехполюсное исполнение.

Б. 8 Ограничители перенапряжения

Таблица Б. 23

Основные характеристики выпускаемых ограничителей перенапряжения (класс пропускной способности – 1)

Таблица Б. 24

Основные характеристики выпускаемых ограничителей перенапряжения (класс пропускной способности – 2)

Таблица Б. 25

Основные характеристики выпускаемых ограничителей перенапряжения (класс пропускной способности – 3)

Приложение В

Чертежи основного силового оборудования

Выключатели

Рисунок В.1

Конструктивные схемы масляных выключателей:

а – однобаковый с открытой дугой; б – один полюс трехбакового выключателя с двумя дугогасительными камерами; в – полюс трехбакового выключателя с чечевицеобразными баками

Рисунок В.2

Конструктивная схема малообъемных масляных выключателей: а – с одним разрывом на полюс, в металлическом бачке, для установки на стене; б – с одним разрывом на полюс, в фарфоровом бачке, для установки на стене; в – с двумя разрывами на полюс, с главной дугогасительной системой контактов; г – с одним разрывом на полюс, в фарфоровом бачке, с проходным трансформатором тока, с приводом, встроенным в раму; д – с одним разрывом на полюс в изоляционном бачке, с наружным отделителем, с приводом, встроенным в опорную раму; е – с двумя дугогасительными камерами, расположенными на одном опорном изоляторе; ж – с одним разрывом на полюс, с маслонаполненным опорным изолятором; з – с одним разрывом на полюс, в фарфоровом бачке, с приводом и дугогасителем на общем опорном изоляторе

Рисунок В. 3

Конструктивные схемы воздушных выключателей внутренней установки 6-20 кВ: а – с одним разрывом в камере продольного дутья; б – с двумя разрывами на полюс; в – с одним разрывом на полюс в камере поперечного дутья

Рисунок В.4

Конструктивные схемы воздушных выключателей наружной установки 110 кВ: а – с двумя разрывами на полюс, с наружным отделителем; б – с двумя разрывами на полюс, с воздухо-наполненным отделителем; в – с тремя разрывами на полюс, с горизонтальными дугогастиельными камерами, без отделителя; г – с двумя разрывами на полюс, находящимися в постоянно наполненной сжатым воздухом камере, большого объема без отделителя

Разъединители

Рисунок В.5

Однополюсные разъединители рубящего типа: а – с ушком; б – с качающимся изолятором

Рисунок В.6

Разъединитель качающегося типа с ножом заземления

1 – неподвижные изоляторы; 2 – рога; 3 – подвижный контакт; 4 – гибкая связь; 5 – наконечник для шин; 6 – качающийся изолятор; 7 – нож заземления

Рисунок В.7

Двухполосный разъединитель поворотного типа 35 кВ:

1 – опорная рама; 2 – опорный изолятор; 3 – наконечник для присоединения шины; 4 – гибкая связь; 5 – нож с контактом; 6 – нож без контактов; 7 – тяга; 8 – вал

Трансформаторы напряжения

Рисунок В.8

ИТН типа НОМ – 10: а – общий вид; б – выемная часть.

1 – зажимы для присоединения шин ВН; 2 – изоляторы вводов ВН; 3 – выводы НН; 4 – болт для заземления; 5 – изоляторы выводов НН; 6 – пробка отверстия для заливки масла; 7 – обмотка ВН; 8 – сердечник; 9 – бак с маслом

Рисунок В.9

ИТН типа НТМИ-10

Рисунок В.10

Каскадный ИТН типа НКФ-220:

1 – ввод ВН; 2 – влагопоглотитель; 3 – расширитель верхнего и нижнего блока; 4 – фарфоровая покрышка; 5 – коробка выводов вторичных обмоток; 6 – болт для заземления; 7 – тележка; 8 – кран для слива масла

Рисунок В.11

ТН типа ЗНОГ– 220– 79УЗ: а – схема; б – конструкция.

1 – вентиль; 2 – подъемная косынка; 3 – ввод (А); 4 – кожух; 5 – предохранительный клапан; 6 – магнитопровод; 7 – обмотка8 – вывод (Х); 9 – крышка; 10 – днище

Трансформаторы тока

Рисунок В.12

ИТТ с литой изоляцией а, б – катушечного типа; в – проходной ТПОЛ – 10; в – проходной ТПОЛ-35

Рисунок В.13

ИТТ типа ТФН-220

1 – выводы первичной обмотки; 2– переключатель; 3 – маслорасширитель; 4 – маслоуказатель; 5 – первичная обмотка; 6 – сердечник с вторичной обмоткой; 7 – покрышка – фарфор; 8 – коробка зажимов вторичной обмотки; 9 – цоколь основания

Рисунок В.14

Выключатель типа У-110-2000-50У1

1 – разрез полюса выключателя; 2 – трансформаторы тока ТВ-110-11У2

Силовой трансформатор

Рисунок В.15

Трансформатор трехфазный масляный с дутьевым охлаждением

1 – ввод ВН; 2 – ввод НН; 3 – ввод ВН нулевой; 4 – расширитель; 5 – кожух контакторов; 6 – привод механизма РПН; 7 – электродвигатель дутья; 8 – каретка поворотная; 9 – каток; 10 – упоры для подъема трансформатора; 11 – пробка для слива отстоя масла; 12 – кран для пробы масла; 13 – шкаф автоматического управления дутьем; 14 – шкаф автоматики механизма РПН; 15 – кран для доливки масла; 16 – воздухоосушитель; 17– термосифонный фильтр