Классы напряжения: Класс напряжения — Wiki Power System

Содержание

Класс напряжения — Wiki Power System

Класс напряжения — это типовое значение линейного (междуфазного) напряжения в электрических сетях, которое является номинальным для различных групп оборудования: трансформаторов, линий, генераторов, реакторов и прочих. Класс напряжения определяет требуемый уровень электрической изоляции электрооборудования. Порядок класса напряжения определяет то, для каких целей и задач применяется это оборудование. В частности, низкие напряжения используются для распределения мощности между мелкими потребителями на малые расстояния, средние классы — для распределения мощности между средними потребителями и группами потребителей на умеренной дистанции, высокие и сверхвысокие классы — для распределения мощности между крупными потребителями и для передачи мощности на большие расстояния. Иными словами низкие и средние классы напряжения характерны для распределительных сетей, в то время как высокие и сверхвысокие классы — для системообразующих сетей, связывающих отдельные энергосистемы.

Энергосистема на разных классах напряжения

На заре электроэнергетики, когда идея объединенных энергосистем ещё не возникла, электрические сети использовались изолированно на отдельных предприятиях, аналогично тому, как до этого применялись механические передаточные системы. Каждое из предприятий стремилось построить свою собственную станцию и управлять её самостоятельно. Идею электростанции, как независимого объекта, имеющего своей целью исключительно выработку и продажу электроэнергии как товара, одним из первых предложил Сэмюэль Инсулл[1]. И если прежде низких классов напряжения, которые могли быть различны, было достаточно для нужд промышленности, поскольку задачи совместной работы предприятий не стояло, то теперь в новых реалиях возникло два ключевых вопроса: как передать мощность от электростанций сразу нескольким потребителям — проблема удаленности источников электроэнергии от районов потребления, и как обеспечить совместимость по напряжению всех используемых установок?

Если второй вопрос разрешился с точки зрения электроэнергетики сравнительно просто: был введен стандарт на классы напряжения, что обеспечило их совместимость, то первый из них оказывается напротив крайне сложным, поскольку передача на большое расстояние создает сразу несколько инженерных проблем.

2}(R+jX),[/math]

где [math]\Delta\dot{S}[/math] — потери мощности в передаче, МВА; [math]P[/math], [math]Q[/math] — мощности в конце передачи, МВт и МВар; [math]V[/math] — модуль напряжения в конце передачи, кВ; [math]R[/math], [math]X[/math] — активное и реактивное сопротивления передачи, Ом. Эта формула очевидно показывает, что при передаче одной мощности при увеличении напряжения потери мощности квадратично уменьшаются.
Чем выше напряжение, тем выше предел передаваемой мощности. Для любой передачи существует предел передаваемой активной мощности, определяемые статической устойчивостью, который в простейшем случае на основании уравнения угловой хараткеристки передачи определяется следующим выражением:

[math]\displaystyle P_{max} = \frac{U_1 U_2}{X},[/math]

где [math]U_1, U_2[/math] — напряжения по концам передачи, кВ; [math]X[/math] — реактивное сопротивление передачи, Ом; [math]P_{max}[/math] — предел передаваемой мощности мередачи, МВт.
Нетрудно видеть, что с ростом напряжения предел передаваемой мощности квадратично растет.

Наиболее рациональный класс напряжения с точки зрения минимума потерь и капиталловложений определяется на этапе долгосрочного планирования режимов работы электрической сети.

По уровню напряжения все классы напряжения условно разделяют на следующие группы:

  • Ультравысокий класс напряжения — от 1000 кВ.
  • Сверхвысокий класс напряжения — от 330 кВ до 750 кВ.
  • Высокий класс напряжения — от 110 кВ до 220 кВ.
  • Средний класс напряжения — от 1 кВ до 35 кВ.
  • Низший класс напряжения — до 1 кВ.

Максимально допустимые рабочие напряжения превышают номинальные значения на 15 % [math](U_{\text{ном}}\le 220\text{ кВ})[/math] , на 10 % [math](220 \lt U_{\text{ном}} \lt 500\text{ кВ})[/math] и на 5 % [math](500 \le U_{\text{ном}}\text{ кВ})[/math]. Шкалы номинальных напряжений генераторов и вторичных обмоток трансформаторов выбраны выше на 5—10 % номинальных напряжений потребителей, линий электропередачи, первичных обмоток трансформаторов с целью облегчения поддержания номинального напряжения у потребителей.

Классы напряжения
Класс напряжения, кВ 0,22 0,38 0,66 3 6 10 13,8 15,75 18 20 35 110 150 220 330 500 750 1150
Максимально допустимое рабочее напряжение, кВ 0,253 0,437 0,759 3,6 6,9 11,5 15,87 18,11 20,7 23 40,5 126 172 252 363 525 787 1207,5
Электрические сети, кВ 0,22 0,38 0,66 3 6 10 - - - 20 35 110 150 220 330 500 750 1150
Генератор, кВ 0,23 0,4 0,69 3,15 6,3 10,5 13,8 15,75 18 20 - - - - - - - -
Первичная обмотка трансформатора, кВ 0,22 0,38 0,66 3; 3,15 6; 6,3 10; 10,5 13,8 15,75 18 20 35 110; 115 150; 158 230 330 500 750 1150
Вторичная обмотка трансформатора, кВ 0,23 0,4 0,69 3,15; 3,3 6,3; 6,6 10,5; 11 - - - 22 36,75; 38,5 115; 121 158; 165 242 347 525 787 -

Учёт режима работы нейтрали

При расчетах коротких замыканий следует обращать особое внимание на класс напряжения, поскольку в зависимости от класса может быть различным режим работы нейтрали в сети.

В частности, на низших и средних классах напряжения нейтраль в подавляющем большинстве случаев оказывается изолированной — это позволяет при адекватных затратах на повышенный уровень изоляции облегчить режим работы сети, а именно фактически исключить фактор однофазных замыканий, которые, являясь наиболее вероятными среди оных в сетях всех уровней, при изолированной нейтрали не представляют существенной угрозы и, что особенно важно, не приводят к нарушению электроснабжения потребителей[2]. Таким образом, для расчётчика класс напряжения должен в данной ситуации, как минимум, указать на необходимость уточнения состояния нейтрали и учет этого фактора в дальнейших расчётах.

Повышенное напряжение базисного узла

Во многих практических расчётах можно столкнуться с тем, что напряжение базисного узла задается повышенным и редко совпадает с номинальной величиной. В частности, для сетей 110 кВ величина составляет 115 (121) кВ, для сетей 220 кВ — 230 (242) кВ. Объяснений данному факту может быть несколько.

В первую очередь это может быть обусловлено тем, что в соответствии с указаниями по расчёту коротких замыканий при учете тока подпитки от внешней системы необходимо задавать напряжение этой системы выше номинала на 5 %. Эта мера направлена на намеренное завышение расчётного тока короткого замыкания, чтобы исключить неопределенность, связанную с составом оборудования и режимом внешней сети.

Второе объяснение менее убедительно по сравнению с первым, но имеет под собой вполне логичное основание. Как правило, базисный узел задается на шинах мощной электростанции района, либо на шинах подстанции высокого или сверхвысокого напряжения, связывающей район с внешней системой. Опыт расчётов подсказывает, что в большинстве случаев мощность именно вытекает из базисного узла, а не наоборот. В начале передачи, опять же как правило, напряжение выше, чем на приемном конце, а на электростанции напряжения в нормальном режиме выше, чем у потребителей. Таким образом, умышленное завышение напряжения базисного узла имеет своей целью отразить указанную физическую закономерность.

Цветовое обозначение классов напряжения

В отечественной практике расчётов и управления энергосистемами при графическом отображении электрических схем сетей и систем принято использовать унифицированное цветовое обозначение классов напряжений. При этом есть несколько стандартов и несколько вариантов цветовых схем классов напряжения, в частности внимания заслуживают прежде всего Стандарт СО ЕЭС и Стандарт ФСК ЕЭС. Таблицах ниже указаны общепринятые цветовые обозначения раздичных классов напряжения по этим стандартам[3][4].

Цветовая схема согласно стандарту СО ЕЭС
Класс напряжения Образец цвета Цвет в системе RGB
1150 кВ 205:138:255
750 кВ (800 кВ ППТ) 065:065:240
500 кВ 184:000:000
400 кВ (ЛЭП, цепи ППТ) 135:253:194
330 кВ 000:204:000
220 кВ 204:204:000
128:128:000
150 кВ 170:150:000
110 кВ 070:153:204
27 — 60 кВ 194:090:090
6 — 24 кВ 164:100:164
Генераторное напряжение 204:100:204
Без напряжения 204:204:204
150:150:150
Заземлено 255:153:000
Перегрузка 255:000:000
Неизвестно 140:140:140
Цветовая схема согласно стандарту ФСК ЕЭС
Класс напряжения Образец цвета Цвет в системе RGB
1150 кВ 205:138:255
750 кВ (800 кВ ППТ) 000:000:200
500 кВ 165:015:010
400 кВ 240:150:30
330 кВ 000:140:000
220 кВ 200:200:000
150 кВ 170:150:000
110 кВ 000:180:200
35 кВ; 20 кВ 130:100:050
10 кВ 100:000:100
6 кВ 200:150:100
до 1 кВ 190:190:190
Генераторное напряжение 230:070:230
Обесточено 255:255:255
Заземлено, ремонт 205:255:155

Разница палитр, как не трудно заметить, не драматична и не препятствует использованию ни одной из них, но предагаемый стандартом ФСК вариант, подразумевает работу в программном комплексе с черным фоном, из-за чего обесточенные участки предлагается показывать белым цветом. Таким образом, ориентация на цветовую схему стандарта СО ЕЭС является более удобной для рядовых расчётов. Категорически соблюдать требования к классам напряжения необходимо только при сотрудничестве непосредственно с соответствующими организациями.

Классы напряжения в России | Электротехнический журнал

Класс напряжения - это номинальное междуфазное напряжение электрической сети, для работы в которой предназначено электрооборудование. В класс напряжения входит определённый диапазон напряжений, в котором электрооборудование данного класса может нормально функционировать.

Классы электрического напряжения в России

Класс напряжения электрооборудования, кВ.

Наибольшее рабочее напряжение электрооборудования, кВ.

Номинальное напряжение электрической сети, кВ.

Наибольшее длительно допускаемое рабочее напряжение в электрической сети, кВ.

0,22

0,23

0,22

0,23

0,4

0,45

0,4

0,45

0,69

0,73

0,69

0,73

1

1,1

1,0

1,1

3

3,6

3,0

3,5

3,15

3,5

3,3

3,6

6

7,2

6,0

6,9

6,6

7,2

10

12,0

10,0

11,5

11,0

12,0

15

17,5

13,8

15,2

15,0

17,5

15,75

17,5

20

24,0

18,0

19,8

20,0

23,0

22,0

24,0

24

26,5

24,0

26,5

27

30,0

27,0

30,0

35

40,5

35,0

40,5

110

126,0

110,0

126,0

150

172,0

150,0

172,0

220

252,0

220,0

252,0

330

363,0

330,0

363,0

500

525,0

500,0

525,0

750

787,0

750,0

787,0

1150

115011501150

Примечания

  1. ГОСТ 29322-92.  СТАНДАРТНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ.

( Пока оценок нет )

Классы напряжения 220-750 кВ | Режимы работы вентильных разрядников при грозовых перенапряжениях

Страница 12 из 14

Как известно, подстанции классов напряжения 220—750 кВ могут быть тупиковыми, проходными и многофидерными. Обычно на подстанции устанавливается не менее двух комплектов разрядников, на подстанции 750 кВ — три комплекта. На отдельных многофидерных подстанциях число комплектов разрядников доходит до 6—8. По правилам эксплуатации автотрансформаторов классов напряжения 220 кВ и выше непосредственно у каждого автотрансформатора должен быть установлен магнитно-вентильный разрядник типа РВМГ для классов напряжения 220—500 кВ и типа РВМК-750М для класса напряжения 750 кВ. На линейной стороне выключателей подстанций 330 кВ и выше устанавливаются комбинированные разрядники. На подстанциях класса 220 кВ, на которых эксплуатируются силовые трансформаторы, устанавливаются разрядники типа РВС-220.
Особенностью работы комбинированных разрядников в грозовом режиме является шунтирование части их сопротивления при токе 1,5—2 кА с переходом на вольт-амперную характеристику грозового режима. При импульсных токах, меньших тока переключения, их функция распределения обусловливается ВАХ разрядника в коммутационном режиме.
Защитные характеристики разрядников РВМГ и РВМК на классы напряжения 330 и 500 кВ в грозовом режиме несущественно различаются между собой (см. приложение § П1). При импульсном токе 5 кА их остающиеся напряжения совпадают. Но так как разрядники РВМГ — вилитовые, а разрядники РВМК — тервитовые, то при других токах их ВАХ расходятся. Однако это расхождение имеет второстепенное значение. При токе 10 кА оно не превышает 5—7%. Поэтому для простоты изложения анализ работы разрядников классов напряжения до 500 кВ выполняется для разрядников типа РВМГ.
В соответствии с табл. 12 для линий классов напряжения 220—500 кВ следует учитывать три вида импульсных волн напряжения: полные, срезанные и короткие с крутым фронтом, для линий класса напряжения 750 кВ — только первые два вида импульсных волн.
Для анализа работы разрядников разных классов напряжения приняты линии следующего исполнения: двухцепная линия электропередачи на унифицированных опорах с одним тросом для класса напряжения 220 кВ, одноцепная линия с двумя тросами для классов напряжения 330, 500 и 750 кВ.
Для этих линий математические ожидания числа прорывов молнии мимо тросовой защиты Νпр и числа обратных перекрытий с опоры на провод Νоп приведены в табл. 18. Сюда же помещены значения напряжений Ua для полных импульсных волн напряжения, рассчитанные по формуле (24) при средней и максимальной длине линий (см. табл. 13), а также значения Up для одной и двух линий, определенные по формуле (66).
Как видно из табл. 18, для полных волн напряжения чаще всего Up < Uа, а для срезанных и коротких волн напряжения, наоборот, Uр>Uа.


Поэтому при определении математического ожидания числа Полных волн, набегающих на подстанцию, в зависимости от соотношения между Uр и Uа необходимо пользоваться формулой (34) либо (35), а при определении -математического ожидания числа срезанных и коротких волн, набегающих на подстанцию,— соответственно формулами (58) либо (60) и (59) либо (61).
Зависимости n1 (U), n2 (U), п3 (U), п (U) и М (U) для разрядников разных классов напряжения при средней и максимальной длине линий приведены на рис. 32, 33, 34 и 35. Величина n (U) для разрядников РВМГ-220, как видно из рис. 32, при напряжениях выше 600 кВ от длины линии не зависит.


При меньших напряжениях n1(U) тем больше, чем больше длина линии. Из всех трех видов волн наибольшую долю составляют короткие импульсные волны. Только при напряжениях, превышающих примерно 1350 кВ, математическое ожидание амплитуд срезанных волн напряжения n2(U) становится больше математического ожидания амплитуд коротких волн напряжения п3(U). С переходом к более высоким классам напряжения доля полных импульсных волн растет.
Для разрядника РВМГ-330, как видно из рис. 33, при напряжениях, превышающих примерно 500 кВ, преобладающими являются срезанные волны. При более низких напряжениях преобладают полные импульсные волны.
Для разрядника РВМГ-500 (см. рис. 34) полные волны преобладают при напряжениях до 1200 кВ, а при более высоких напряжениях преобладают срезанные волны напряжения. Для разрядника РВМК-750М (см. рис. 35) полные волны являются преобладающими вплоть до напряжения 2100 кВ.
Естественно, что с изменением величин Νпр и Νоп соотношения между математическими ожиданиями п1 (U), п2 (U) и п3 (U) могут быть иными. В качестве примера на рис. 32 проведена штриховая кривая 6, представляющая собой кривую математического ожидания п (U) для расчетного случая, когда К1 и К2 соответственно составляют 0,2 и 0,8. Как видно из рисунка, увеличение в два раза доли полных волн напряжения и уменьшения с 0,9 до 0,8 доли срезанных волн существенно не изменили значения математического ожидания п (U).
Математические ожидания числа срабатываний разрядников при разном числе линий, рассчитанные по формуле (67), приведены в табл. 18, где указаны и значения т2, для разных классов напряжения, принятые при расчете п (Up). Из таблицы видно, что математическое ожидание числа срабатываний разрядников снижается по мере повышения номинального напряжения разрядника и увеличения числа линий, подключенных к подстанции. В то время как для разрядника РВМГ-220 на тупиковой подстанции характерно в среднем 0,15 срабатываний в год на одну фазу разрядника, среднее число срабатываний в год разрядника РВМГ-500 на такой же подстанции составляет 0,03. На проходной подстанции 500 кВ ожидаемое число срабатываний разрядника РВМГ-500 меньше на 40%. В табл. 18 приведены значения п'(Up) математического ожидания числа срабатываний разрядников от близких ударов молнии, рассчитанные по формуле (69) при lп = 0,4-:-0,5 км. Как видно из таблицы, n' (Uρ) составляет малую долю математического ожидания п (Up) (1—3% на тупиковых подстанциях и 3—5% на проходных).


 

С учетом данных табл. 10 построены функции распределения Ф (U): на рис. 36— для разрядника РВС-220, установленного на тупиковой и проходной подстанциях, при коротких и срезанных волнах; на рис. 37 — для разрядника РВМГ-330 на таких же подстанциях при всех видах импульсных волн; на рис. 38 — для

Рис. 36. Функции распределения Ф (U) для разрядника РВС-220
разрядника РВМГ-500 на тупиковой подстанции при полных, срезанных и коротких волнах и для разрядника РВМК-750М на тупиковой подстанции при полных волнах.


Рис. 38. Функции распределения Ф (U) для разрядников РВМГ-500 и РВМК-750
1 — РВМГ-500, полные волны, 2 — РВМК-750М, 3 — РВМГ-500, короткие и срезанные волны
Рис. 37. Функции распределения Ф (U) для разрядника РВМГ-330
1 — полные волны, r = 1; 2 —короткие и срезанные, r — 1; 3 — то же, r = 2
Номера таблиц и рисунков для разрядников разных классов напряжения приведены ниже:


По формуле (72) с учетом ВАХ разрядников, изображенных на рис. 27, и функций распределения Ф (U), данных на рис. 36—38, для ряда значений Iр выполнены расчеты вероятностей Р (Iр) и среднего периода повторяемости Т (Iр). По результатам этих расчетов, приведенных в табл. 19—22, на рис. 39—42 построены графики функций распределения Р (IР).


На рисунках показан стрелкой переход от ВАХ при одном разряднике к аналогичной характеристике при двух параллельно включенных разрядниках. При этом определены вероятности Q(Ip)включения в работу второго разрядника, по которым с использованием формулы (73) рассчитаны значения т2, помещенные в табл. 18.
Из рис. 39 видно, что когда на подстанции установлен один комплект разрядников РВС-220, то при одной и двух линиях, подключенных к подстанции, ток Iр, соответствующий 50%-ной вероятности, находится в пределах 900—950 А, а вероятность включения в работу второго разрядника близка к 0,5.

Таблица 21

Таблица 22

Соответствующие 50% — вероятности импульсные токи в магнитно-вентильных разрядниках разных классов напряжения, установленных на тупиковой подстанции, имеют следующие значения:

По мере увеличения класса напряжения медиана импульсного тока возрастает.
Для ряда значений импульсного тока в табл. 19—22 помещены периоды повторяемости также и для нелинейных ограничителей перенапряжений.

Рис. 39. Функции распределения импульсных токов в разряднике РВС-220

Рис. 40. Функции распределения импульсных токов в разряднике РВМГ-330
Влияние уровня ограничения перенапряжений на средний период повторяемости импульсного тока Т (Iр) можно проиллюстрировать на примере разрядников класса напряжения 220 кВ.
Как видно из табл. 19, при r = m = l импульсному току 4 кА при ВАХ разрядника РВС-220 соответствует период повторяемости более 2000 лет; при ВАХ разрядника РВМГ-220 Т (Iр) составляет 1300 лет, а при ВАХ ограничителя перенапряжений период повторяемости импульсного Т (Iр) равен 1000 лет. Однако достаточно увеличить ток, протекающий через ограничитель перенапряжений, до 4,5 кА, чтобы период повторяемости импульсного тока повысился до 2000 лет.
Из табл. 20 видно, что при токе 3,5 кА (вариант r=1, m=2) снижение защитного уровня разрядника 330 кВ на 30%, до уровня 1,6 U, (переход от РВМГ—330 к ОПН—330) приводит к снижению показателя надежности с 1300 до 550 лет. Однако и в этом случае повышение импульсного тока до 4 кА увеличивает период его повторяемости в ограничителе перенапряжений до 2000 лет. Точно так же достаточно повысить расчетный ток разрядников классов напряжения 500 кВ (см. табл. 21) и 750 кВ (см. табл. 22) на 1 кА,

чтобы при пониженном защитном уровне (1,6—1,8) Uф (ОПН—500 и ОПН—750) обеспечить такой же период повторяемости, какой достигнут у серийно выпускаемых магнитно-вентильных разрядников типов РВМГ-500 и РВМК-750М.

Рис. 41. Функции распределения импульсных токов в разряднике РВМГ-500
1 — длинные волны, r = 1, т = 2; 2 длинные волны, r = 1, т = 1; 3 — короткие и срезанные волны, r = 1, т = 1

Рис. 42. Функции распределения импульсных токов в разряднике 750 кВ
Зависимости Т (Iр) для магнитно-вентильных разрядников разных классов напряжения приведены на рис. 30. Для разрядника РВМГ-330 зависимости построены при одном и двух комплектах разрядников на тупиковой подстанции, для разрядников остальных классов напряжения — при одном комплекте разрядников на тупиковой подстанции. Как видно из рисунка, при изменении периода повторяемости тока на порядок, с 250 до 2500 лет импульсный ток для разрядников разных классов напряжения увеличивается на 1—4 кА.

При двух комплектах разрядников на подстанции тем же значениям Т (Iр) соответствуют импульсные токи, примерно вдвое меньшие (см. табл. 19—22 и рис. 30). Так, значению периода повторяемости 250 лет соответствует импульсный ток 5 кА при одном комплекте разрядников РВМГ-330 на подстанции и импульсный ток 2,7 кА при двух комплектах. Но с учетом неравномерности распределения импульсного тока между параллельными разрядниками максимальные токи, протекающие через отдельные разрядники, могут превысить расчетные значения в 1,8—2 раза. При этом токи не будут существенно отличаться от импульсных токов, характерных для одного комплекта разрядников на подстанции.
Следует отметить, что поскольку для класса напряжения 750 кВ расчетными являются грозовые волны напряжения, вызванные прорывами молнии мимо тросовой защиты, эффективным средством снижения расчетного импульсного тока через разрядники и соответственно перенапряжения на подстанции является усиление тросовой защиты на подходе к подстанции. Расчет, приведенный в табл. 22, выполнен при значении Nпр = 2,6-10 км -год.
Если путем усиления тросовой защиты уменьшить Νпр в два раза, во столько же раз вырастет период повторяемости импульсного тока Т (Iр). Если при снижении в два раза Νпр не увеличивать Т (Iр), а сохранить его на прежнем уровне, то значение расчетного тока можно снизить примерно на 20%.

Класс напряжения 0,66 кВ — ИТСАР — Трансформаторы

Выбрать категориюАвтотрансформаторы (ЛАТР) (2)Высоковольтные ячейки (2)Для устройств сигнализации, централизации и блокировки железнодорожного транспорта (1)   Путевые и сигнальные трансформаторы (1)   Сигнальные трансформаторы (1)Комплектные трансформаторные подстанции КТП (35)   Железнодорожные КТП (4)   Киосковые для электроснабжения промышленных объектов (16)      2КТПТАС с АВР (2)      КТПТАС мощностью 630...1000 кВА (2)      КТПТАС-М, КТППАС-М 63...630 кВА (6)      КТПТАС, КТППАС мощностью 63...400 кВА (6)   Комплектующие к подстанциям (6)      Вентильные разрядники РВО (2)      Высоковольтные разъединители РЛНД (1)      Ограничитель перенапряжения ОПН (3)   Мачтовые трансформаторные подстанции (5)   С/х назначения на пасынках (9)      КТП 25-250 кВА (6)      Мачтовые трансформаторные подстанции МТП МТПО (3)КТП и трансформаторы специального назначения (6)   КТП для термообработки бетона и мерзлого грунта (3)   Трансформаторы для термообработки бетона и мерзлого грунта (3)Пускорегулирующие аппараты (1)Реакторы (4)   Антирезонансные (1)   Моторные (1)   Сетевые (1)   Токоограничивающие (1)Спецодежда (29)   Головные уборы (3)   Зимняя спецодежда (7)   Летняя спецодежда (7)   Обувь (3)   Средства защиты рук (5)   Средства индивидуальной защиты (4)Трансформаторы малой мощности (136)   Морского исполнения (14)      ОСВМ (6)      ОСС (5)      ТСВМ (3)   Однофазные трансформаторы (68)      ОС (2)      ОСВР1 (7)      ОСЗ (11)      ОСЛ (1)      ОСМ (1)      ОСМ Т (3)      ОСМ1 (10)      ОСМР, ОСМО, ОСМУ (12)      ОСМС (4)      ОСО (2)      ОСОВ (8)      ОСР (5)      ТАПВ-25 абонентский (1)      Ящик трансформаторный понижающий ЯТП (1)   Трехфазные трансформаторы (54)      Понижающие трансформаторы НТС (10)      Понижающие трансформаторы ТСЗ (4)      Понижающие трансформаторы ТСЗМ1 (3)      Понижающие трансформаторы ТСЛ (1)      Разделительные трансформаторы ТСЗР (3)      Разделительные трансформаторы ТСР (8)      Трехфазные понижающие трансформаторы ТСЗИ, ТСЗМ ОМ5 (16)      Трехфазный понижающий трансформатор ТСМ, ТСМ1, ТСМЛ (9)Трансформаторы напряжения (ЗНОЛ, НОЛ) (17)Трансформаторы силовые (25)   Масляные трансформаторы (19)      Однофазные (1)      ТМГ (15)      ТМГСУ с симметрирующим устройством (1)      ТМПН, ТМПНГ (2)   Сухие трансформаторы (6)      Однофазные (4)      Трехфазные (2)Трансформаторы тока (87)   Класс напряжения 0,66 кВ (26)   Класс напряжения 20-35 кВ (7)      Опорные трансформаторы тока ТОЛ-35 (3)      Проходные трансформаторы тока ТПЛ-20 и ТПЛ-35 (2)      ТОЛ-20 (2)   Класс напряжения 6-10 кВ (54)      Опорно-проходные трансформаторы ТПЛ-10 (2)      Проходные трансформаторы ТПОЛ-10 (4)      ТВК-10 (5)      ТВЛМ (6)      ТЛК-10 (10)      ТЛМ-10 (6)      ТЛШ-10 (1)      ТОЛ-10 (7)      ТОЛК (3)      ТПК-10 (8)      ТШЛ-10 (1)      ТШЛП-10 (1)

Класс - напряжение - обмотка

Класс - напряжение - обмотка

Cтраница 1

Класс напряжения обмотки, с которой соединен ввод, определяет требования к его изоляционной конструкции. Ввод должен иметь электрическую прочность согласно табл. 3 - 2, гр. Ток, для которого предназначен ввод, определяет сечение токоведущего стержня ( трубы, шины или кабеля) и устройство зажимов и влияет на конструкцию крепления ввода к крышке. Наряду с заданными электрическими и тепловыми характеристиками ввод должен обладать достаточной механической прочностью, иметь минимальные размеры и возможно более низкую стоимость; необходимый уход за ( Вводам пз эксплуатации должен быть минимальным.  [1]

Класс напряжения обмотки трансформатора совпадает с номинальным напряжением электрической сети, в которую обмотка включается. Классом напряжения трансформатора считают класс напряжения обмотки ВН. Каждому классу напряжения трансформатора соответствуют: номинальное рабочее напряжение, длительно допустимое максимальное рабочее напряжение и определенные испытательные переменные напряжения при 50 Гц и импульсное.  [2]

Классом напряжения обмотки называют ее длительно допустимое рабочее напряжение. Класс напряжения обмотки трансформатора совпадает с номинальным напряжением электрической сети, в которую обмотка включается. Классом напряжения трансформатора считают класс напряжения обмотки ВН. Каждому классу напряжения трансформатора соответствуют номинальное рабочее напряжение и определенные испытательные переменные напряжения при 50 Гц и импульсное.  [3]

Классом напряжения обмотки трансформатора называют ее длительно допустимое рабочее напряжение. Класс совпадает с номинальным напряжением электрической сети, в которую обмотка включается. Каждому классу напряжения соответствуют определенные испытательные переменные напряжения при промышленной частоте и импульсные. Классом напряжения трансформатора считают класс напряжения обмотки ВН.  [4]

При классе напряжения обмотки ВН 35 кв концы обмотки НН изолируют лакотканью до толщины 4 мм на сторону. Поверх лакоткани накладывают один слой тафтяной ленты.  [5]

При классе напряжения обмотки ВН 3 - т - 10 кв и мощности силового трансформатора до 1 000 ква включительно обмотки ВН и НН неред пропиткой лаком яе сушатся.  [6]

Для каждого класса напряжения обмотки установлен минимально допустимый диаметр провода отводов, зависящий от его электрической прочности.  [7]

Для каждого класса напряжения обмотки установлен минимально допустимый диаметр провода отводов, зависящий от его электрической прочности. При уменьшении диаметра провода увеличивается напряженность электрического поля на поверхности отвода, что может привести к дуговым разрядам.  [9]

Для каждого класса напряжения обмотки установлен минимал но допустимый диаметр провода отводов, зависящий от его эл трической прочности.  [10]

В зависимости от класса напряжения обмоток производят либо безвакуумное запекание в запекательной камере, либо в вакуум-сушильном шкафу.  [11]

Под напряжением трансформатора понимается класс напряжения обмотки ВН.  [12]

Цифры указывают номинальную мощность и класс напряжения обмоток ВН трансформатора. Например, трансформатор ТДТНГ-20000 / 110 расшифровывается так: трехфазный, с дутьевым ( форсированным) охлаждением, трехобмоточный, с регулировкой напряжения под нагрузкой, с грозоупорной изоляцией, с номинальной мощностью 20000 В-А и классом напряжения.  [13]

Ранее предлагалось характеризовать переключающее устройство классом напряжения обмотки трансформатора, к которой оно подключается. Такое определение нельзя считать удачным, так как заранее неизвестно, для какого трансформатора будет применяться данное устройство.  [14]

Страницы:      1    2    3    4

Ряды напряжений высоковольтных сетей в мире | Справка

Россия

В России получили развитие два ряда номинальных напряжений, в которые входят как линии сверхвысокого, так и линии ультра высокого напряжения. Первая шкала 110—150—330—750 кВ, вторая 110—220—500—1150 кВ.

Каждая из последующих ступеней в этих шкалах превышает предыдущую примерно в 2 раза, что позволяет поднять пропускную способность электропередачи примерно в 4 раза.
Эти шкалы напряжения имеют свои зоны применения. Первая шкала получила распространение в Северо-Западных областях России, Карелии, на Кольском полуострове и Северном Кавказе. Связи объединенной системы Северо-Запада с Кольской энергосистемой выполнены на напряжении 330 кВ, ОЭС Северо-Запада с ОЭС Центра — на напряжении 750 кВ.
Вторая шкала напряжений применяется в Центре России и регионах, расположенных к востоку от Москвы. В Центральной зоне упомянутые две шкалы иногда накладываются (линии 500 и 750 кВ). В то же время к востоку от Москвы, включая Сибирь и Дальний Восток, используется только вторая шкала напряжений. Такое разделение двух шкал по различным территориям имеет свои преимущества с точки зрения эксплуатации сетевого хозяйства.

США

Первые электропередачи напряжением 110 кВ были построены в США еще в 1910 г., 220 кВ — в 1922 г. 3aтем появился ряд других номинальных напряжений, что обусловлено большим количеством фирм, производивших электротехническое оборудование. В 50-е годы были освоены линии 345 кВ, в 1965 г. была включена первая линия 500 кВ, в 1969 г. — линия 765 кВ, а в 1970 г. вошла в работу линия электропередачи постоянного тока ±400 кВ длиной 1400 км (Тихоокеанская передача), проходящая вдоль западного побережья США. Несмотря на пестроту номинальных напряжений в этой стране, можно выделить две шкалы, которые имеют свои зоны применения. Первая шкала включает напряжения 138—345—765 кВ и используется на Юго-Западе, в Центре и на Севере страны, вторая — напряжения 115—230—500 кВ и используется преимущественно на Западе и Юго-Востоке США.
В США существует ряд объединенных энергосистем, куда входят отдельные энергокомпании, которых насчитывается более грех тысяч. Некоторые из этих объединений управляются из единого диспетчерского пункта, другие просто осуществляют параллельную работу при координации распределения нагрузки и регулирования частоты. Роль межсистемных связей и системообразующих линий выполняют линии 345—765 кВ. Ведутся работы по созданию оборудования для линий электропередачи 1600 кВ.
На севере энергосистемы США имеют мощные связи с Канадой, включая несколько линий 765 кВ в восточной части границы, несколько линий 500 кВ в западной ее части, три вставки постоянного тока.
В 90-х годах прошлого столетия была сооружена многоподстанционная электропередача постоянного тока Канада—США (1486 км, ±400 кВ, 2000 МВт) от ГЭС Ла Гранд в провинции Квебек (Канада) до г. Бостон (США). Эта передача имеет пять преобразовательных подстанций, три из которых расположены на территории Канады и две на территории США. Кроме этой линии электропередачи в США имеются еще три линии электропередачи и восемь вставок постоянного тока.
На юге энергосистемы США связаны линиями 230—345 кВ с энергосистемой Мексики. Энергосистемы Канады, США и Мексики работают параллельно.

Западная Европа

В Западной Европе существует энергообъединение UCPTE, включающее 12 стран, к которому теперь подключены и страны Восточной Европы. Страны Северной Европы создали энергообъединение Nordel System, включающее Швецию, Норвегию, Финляндию и Данию. Энергосистема Англин работает параллельно с UCPTE через подводную линию электропередачи постоянного тока. Подобные линии электропередачи связывают также энергосистемы Швеции, Дании и Германии с энергосистемами Швеции и Финляндии. Россия связана с Nordel System через вставку постоянного тока в г. Выборг с мощностью 1420 МВт. Предполагается сооружение подводной линии постоянного тока Великобритания — Норвегия протяженностью 724 км с пропускной способностью 800 МВт.
Основными системообразующими линиями переменного тока в странах Западной Европы, входящих в UCPTE, являются линии напряжением 380-420 кВ. Линии 230 кВ и линии 110—150 кВ выполняют функции распределительных сетей. Напряжения 500 и 750 кВ в Западной Европе не используются, однако во Франции в связи с ростом нагрузок разработан проект сооружения линий напряжением 750 кВ. При этом предполагается использовать вновь сооруженные линии 380 кВ с двумя проводами в фазе на двухцепных опорах для подвески одной цепи 750 кВ с теми же проводами.

Канада

В восточной части страны достаточно широко развита сеть напряжением 735 кВ, в западной — 500 кВ. Развитие сети 735 кВ вызвано необходимостью выдачи мощности одной из крупнейших в мире ГЭС на р. Черчилл мощностью 5,2 ГВт, а также каскада ГЭС на р. Св. Лаврентия. Для выдачи мощности ГЭС на р. Нельсон сооружена линия электропередачи постоянного тока Нельсон Ривер — Виннипег — двухцепная передача длиной 800 км: первая цепь на ртутных вентилях (±450 кВ, 1620 МВт), вторая цепь на высоковольтных тиристорных вентилях (±500 кВ, 2000 МВт). Кроме того, имеется вставка постоянного тока Ил Ривер 320 МВт, предназначенная для связи энергосистем Канады и США. На западном побережье
Канады проложена подводная передача от материка до о. Ванкувер, имеющая два кабеля переменного тока (138 кВ, 120 МВт) и два кабеля постоянного тока (+260+280 кВ, 370 МВт). Имеется также вставка постоянного тока Шатегей (1000 МВт), связывающая сеть 735 кВ в Канаде и сеть 765 кВ в США.
Развитые сети 500 кВ в западной части Канады объединяют крупные электростанции и узлы нагрузки в промышленных районах западных провинций. Непосредственной связи энергосистемы восточной и западной частей Канады не имеют, поскольку они разделены горными хребтами. Связь осуществляется через энергосистемы США. Существуют межсистемные связи 500 кВ между энергосистемами Канады и США в западной части этих стран.
Таким образом, на севере США и юге Канады существуют два крупных энергообъединения: энергосистемы северо-восточной части США н юго-восточной части Канады и энергосистемы северо-западной части США и юго-западной части Канады.

Мексика, Центральная и Южная Америка

Энергосистема Мексики имеет несоизмеримо меньшую мощность, чем энергосистема США. Основная сеть в Мексике формируется на напряжениях 220 и 400 кВ.
Страны Центральной Америки (Панама, Коста-Рика, Гондурас, Никарагуа) образуют энергетически обособленный район с небольшой суммарной мощностью электростанций (3—4 ГВт). Имеются межгосударственные связи 230 кВ. В настоящее время создается Центрально-Американское энергетическое объединение на базе сооружения линий 230—500 кВ.
Среди стран Южной Америки наиболее мощным энергетическим потенциалом обладают Бразилия (54 %), Аргентина (20 %) и Венесуэла (10 %). Остальное приходится на другие страны континента. В то же время крупнейшей в Южной Америке является энергосистема Аргентины. Наивысшее напряжение сетей в Аргентине 500 кВ, суммарная протяженность линий этого класса напряжений составляет около 10 тыс. км.
Наивысшее напряжение электрических сетей в Бразилии 765 кВ. Имеются также сеть линий 500 кВ, отдельные линии 400 кВ и сеть 345 кВ. В Бразилии эксплуатируется линия электропередачи постоянного тока от крупнейшей в мире ГЭС Итайпу в район г. Сан-Паулу. Эта электропередача имеет две цени напряжением ±600 кВ, ее протяженность свыше 800 км, суммарная передаваемая мощность 6300 МВт.
Наивысшее напряжение сетей в Венесуэле — 400 кВ. В остальных странах этого континента — 220 кВ. Существует ряд межсистемных связей 220 кВ.
Широкому объединению электроэнергетических систем Южной Америки препятствуют различные номинальные частоты отдельных стран: 50 и 60 Гц. Имеются две вставки постоянного тока. Одна из них мощностью 50 МВт между сетями Парагвая и Бразилии, другая мощностью 2000 МВт между сетями Бразилии и Аргентины.

Африка

При большой площади континента суммарная мощность электростанций относительно невелика. Из них примерно половина сосредоточена в ЮАР и свыше 10 % в Египте, остальные в других странах континента. При относительно скромных энергетических мощностях в энергосистемах Африки применяются достаточно высокие напряжения, что объясняется удаленностью источников энергии от центров потребления. В Египте применяется напряжение 500 кВ, в ЮАР — 400 кВ, Нигерии, Замбии и Зимбабве — 330 кВ, в других странах 220—230 кВ. На континенте сооружены две мощные линии электропередачи постоянного тока ГЭС: Инга — Шаба, связывающая два наиболее развитых, но обособленных района Заира, и ГЭС Кабора Басса (Мозамбик) — Аполо (ЮАР).

Азия (исключая СНГ)

По этому региону из-за отсутствия достаточно полной информации могут быть приведены только самые общие сведения. Наивысшее напряжение системообразующих линий в Индии, Турции, Ираке, Иране — 400 кВ, в Китае, Пакистане, Японии — 500 кВ. В Индии и Китае большое внимание уделяется электропередачам и вставкам постоянного тока. В этих странах уже сооружено несколько линий электропередачи н вставок постоянного тока и предполагается увеличение их количества и выполнение всех межсистемных связей на постоянном токе.
Среди энергосистем Азии передовые позиции занимают электроэнергетические системы Японии и Южной Корен. Основой системообразующей сети Японии являются линии напряжением 275 и 500 кВ. Практически все линии 500 кВ имеют двухцепное исполнение. Для передачи электроэнергии в район Токио от крупной АЭС построена линия электропередачи напряжением 1100 кВ длиной 250 км. Эта линия сооружена на двухцепных опорах высотой до 120 м, что определяется требованиями экологии. В настоящее время ведется сооружение кольцевой линии 1100 кВ на о. Хонсю.
Сложность в создании единой энергосистемы этой страны представляет наличие разных номинальных частот (50 и 60 Гц) в северной и южной частях Японии. Граница между этими частями проходит по о. Хонсю. Для связи между ними сооружены две вставки постоянного тока по 300 МВт. Кроме того, два острова — Хоккайдо и Хонсю — связывает воздушно-кабельная электропередача постоянного тока (600 МВт, ±250 кВ).
Системообразующая сеть Южной Кореи имеет напряжение 345 кВ. В связи с небольшими размерами территории этого государства линии электропередачи имеют небольшую длину. Общая длина линий 345 кВ, проходящих в меридиональном направлении, составляет немногим более 300 км. Примерно такова же суммарная длина линий, проходящих в широтном направлении. Трассы этих линий, как правило, проходят по территориям, не затронутым хозяйственной деятельностью, что в условиях Южной Кореи представляет большую сложность. В связи е ростом нагрузки сооружается линия 765 кВ, что также требует преодоления трудностей с прокладкой трассы.

Трансформаторы напряжения НЛЛ-15 и НЛЛ-35

Образец заполнения заявки на продукцию завода

Требования к оформлению заказов трансформаторов предназначенных на экспорт

Скачать каталог на трансформаторы (pdf; 32 Мб)

Скачать каталог на трансформаторы ТВ (pdf; 3,5 Мб)

Скачать каталог "Трансформаторы для железных дорог" (pdf; 4,8 Мб)

Трансформаторы напряжения НЛЛ-15 и НЛЛ-35

ТУ16 - 2010 ОГГ.671 240. 001 ТУ

Руководство по эксплуатации

Версия для печати (pdf)

Требования к оформлению заказов трансформаторов предназначенных на экспорт

Назначение

Трансформаторы предназначены для поверки измерительных трансформаторов напряжения, киловольтметров, а также для питания электрических измерительных приборов в цепях переменного тока на классы напряжения 15 и 35 кВ частоты 50 Гц, преимущественно в лабораториях и на испытательных станциях.

Ответвление с номинальным вторичным напряжением 100/v3 В - для поверки трансформаторов напряжения классов точности 3,0; 3Р и 6Р.

Ответвление с номинальным вторичным напряжением 100 В - для поверки трансформаторов напряжения классов точности 0,05 и менее точных.

Климатическое исполнение "УХЛ", "Т" категории размещения 4.2 по ГОСТ 15150.

Рабочее положение - вертикальное.

Дополнительно:
Трансформаторы НЛЛ-15 с одной вторичной обмоткой имеют условное обозначение:
- НЛЛ-15-1 - с номинальным напряжением вторичной обмотки 100/√3 В;
- НЛЛ-15-2 - с номинальным напряжением вторичной обмотки 100 В.

Трансформаторы НЛЛ-35 с одной вторичной обмоткой имеют условное обозначение:
- НЛЛ-35-2 - с номинальным напряжением вторичной обмотки 100/√3 В;
- НЛЛ-35-3 - с номинальным напряжением вторичной обмотки 100 В.

Трансформаторы НЛЛ-35-1 с одной вторичной обмоткой имеют условное обозначение:
- НЛЛ-35-4 - с номинальным напряжением вторичной обмотки 100/√3 В;
- НЛЛ-35-5 - с номинальным напряжением вторичной обмотки 100 В.

Патентная защита
1. Патент на изобретение № 2089956.

Таблица 1. Технические данные 

Наименование параметра

Значение

НЛЛ-15

НЛЛ-15-1

НЛЛ-15-2

НЛЛ-15-3

НЛЛ-15-4

НЛЛ-35

НЛЛ-35-1

НЛЛ-35-2

НЛЛ-35-3

НЛЛ-35-4

НЛЛ-35-5

Класс напряжения

15

35

Номинальное напряжение первичной обмотки*, В

3000

3300

6000

6300

6600

6900

10000

11000

13800

15000

15750

16000

1000

2000

3000

5000

6000

10000

15000

18000

20000

22000

24000

30000

33000

35000

36000

18000

20000

22000

24000

27000

27500

35000

36000

18000

20000

22000

24000

30000

33000

35000

36000

18000

20000

22000

24000

27000

27500

35000

36000

Номинальное напряжение ответвлений вторичной обмотки, В

100/√3

100

100/√3

100

100/√3

100

100

100/√3

100

100/√3

100

100/√3

100

100

100/√3

100

100

Класс точности:

ответвления 100 В

ответвления 100/√3 В

0,1

0,2**

-

0,05**

0,05**

-

0,1

0,2**

0,05**

-

0,1

0,2**

0,1

0,2**

-

0,05**

0,05**

-

-

0,05**

0,05**

-

Номинальная мощность в классе точности***, ВА

0; 5; 10; 15

Коэффициент мощности нагрузки

1

Номинальная частота, Гц

50

Схема и группа соединения обмоток

1/1-0

Одноминутное испытательное напряжение промышленной частоты, кВ

27

54

Масса, кг

65 max

85 max

 

Примечание:
*) Класс точности 0,05 - для исполнения с одним номинальным напряжением вторичной обмотки 100/√3 или 100 В.
**) Поставка только по спецзаказу.
***) В соответствии с заказом могут поставляться с номинальной мощностью не более 10 В•А.

Таблица 2

Исполнение L, мм

L1, мм

H, мм

h2, мм

Масса,
кг

Рис.

НЛЛ-15 403 266 370 358

65

4

НЛЛ-35 448 266 440

424

85

5

НЛЛ-35-I

6

Общий вид трансформатора (чертеж)

Версия для печати (pdf)


Класс напряжения - Wiki Power System

Класс напряжения - это типовое значение линейного (междуфазного) в электрических сетях, которое является номинальным для различных групп оборудования: трансформаторов, линий, генераторов, реакторов и прочего. Класс напряжения определяет требуемый уровень изоляции электрооборудования. Порядок класса напряжения определяет то, для каких целей и задач это оборудование. В частности, низкие напряжения используются для распределения мощности между мелкими потребителями на малые расстояния, средние классы - для распределения мощности между средними потребителями и группами потребителей на умеренной дистанции, высокие и сверхвысокие классы - для распределения мощности между крупными потребителями и для распределения мощности на большие расстояния .Иными словами низкие и средние классы характерны для распределительных сетей, в то время как высокие и сверхвысокие классы - для системообразующих сетей, связывающих отдельные энергосистемы.

Энергосистема на разных классах

Электрические сети использовались изолированно на отдельных предприятиях, аналогично, как до этих механических передаточных систем. Каждое из предприятий стремилось построить свою станцию ​​и управлять ее самостоятельно.Идею электростанции, как независимого объекта, используемого своим источником энергии, одним из первых усилий Сэмюэль Инсулл [1] . Мощность от электростанций сразу нескольким потребителям - проблема удаленности источников энергии от электростанций. отрицательного потребления, и как обеспечить совместимость по напряжению всех используемых установок?

Если второй вопрос разрешен с точки зрения электроэнергетики, сравнительно просто: введен стандарт на классы напряжения, что обеспечивает их совместимость, то первое из них оказывается очень сложным, поскольку на большое расстояние создается сразу несколько инженерных проблем.2} (R + jX), [/ math]

где [math] \ Delta \ dot {S} [/ math] - потери мощности в передаче, МВА; [math] P [/ math], [math] Q [/ math] - мощность в конце передачи, МВт и МВар; [math] V [/ math] - модуль напряжения в конце передачи, кВ; [math] R [/ math], [math] X [/ math] - активное и реактивное сопротивление передачи, Ом. Эта формула показывает, что при передаче мощности при увеличении напряжения потери квадратично уменьшаются.
Чем выше напряжение, тем выше предел допустимой мощности . Для любой передачи предел допустимой мощности, который в простейшем случае на основании уравнения угловой хараткеристки определяется следующим выражением:

[math] \ displaystyle P_ {max} = \ frac {U_1 U_2} {X}, [/ math]

где [математика] U_1, U_2 [/ математика] - напряжение по концам передачи, кВ; [math] X [/ math] - реактивное сопротивление передачи, Ом; [math] P_ {max} [/ math] - предел передаваемой мощности мередачи, МВт.Нетрудно видеть, что с ростом напряжения предел допустимой мощности квадратично растет.

Наиболее рациональный класс напряжения с точки зрения минимума потерь и капиталловложений определен на этапе долгосрочного планирования работы электрической сети.

По уровню напряжения все классы напряжения условно разделяют на следующие группы:

  • Ультравысокий класс напряжения - от 1000 кВ.
  • Сверхвысокий класс напряжения - от 330 кВ до 750 кВ.
  • Высокий класс напряжения - от 110 кВ до 220 кВ.
  • Средний класс напряжения - от 1 кВ до 35 кВ.
  • Низший класс напряжения - до 1 кВ.

Максимально допустимые рабочие напряжения превышают номинальные значения на 15% [math] (U _ {\ text {ном}} \ le 220 \ text {кВ}) [/ math], на 10% [math] (220 \ lt U _ {\ text {ном}} \ lt 500 \ text {кВ}) [/ math] и на 5% [math] (500 \ le U _ {\ text {ном}} \ text {кВ}) [/ math]. Шкалы номинальных напряжений генераторов и вторичных обмоток трансформаторов выбраны выше на 5–10% номинальных напряжений потребителей, линий электропередачи, первичных обмоток трансформаторов с целью облегчения поддержания номинального напряжения у потребителей.

Классы напряжения
Класс напряжения, кВ 0,22 0,38 0,66 3 6 10 13,8 15,75 18 20 35 110 150 220 330 500 750 1150
Максимально допустимое рабочее напряжение, кВ 0,253 0,437 0,759 3,6 6,9 11,5 15,87 18,11 20,7 23 40,5 126 172 252 363 525 787 1207,5
Электрические сети, кВ 0,22 0,38 0,66 3 6 10 - - - 20 35 110 150 220 330 500 750 1150
Генератор, кВ 0,23 0,4 0,69 3,15 6,3 10,5 13,8 15,75 18 20 - - - - - - - -
Первичная обмотка трансформатора, кВ 0,22 0,38 0,66 3; 3,15 6; 6,3 10; 10,5 13,8 15,75 18 20 35 110; 115 150; 158 230 330 500 750 1150
Вторичная обмотка трансформатора, кВ 0,23 0,4 0,69 3,15; 3,3 6,3; 6,6 10,5; 11 - - - 22 36,75; 38,5 115; 121 158; 165 242 347 525 787 -

Учёт режима работы нейтрали

При расчетах коротких замыканий следует обращать особое внимание на класс напряжения, поскольку в зависимости от класса может быть режим работы нейтрали в сети. В частности, на самом высоком уровне и средних классах напряжения нейтраль в подавляющем большинстве случаев оказывается изолированной - это позволяет при адекватных затратах на повышенный уровень среди облегчить режим работы сети, как это фактически исключить фактор однофазных замыканий, которые являются наиболее вероятными оных в сетях всех уровней , при изолированной нейтрали не важно, что особенно важно, не приводит к нарушению электроснабжения потребителей [2] .Таким образом, для расчётчика класс напряжения должен в данной ситуации, как минимум, указать необходимость уточнения состояния нейтрали и учет этого фактора в дальнейших расчётах.

Повышенное напряжение базисного узла

Во многих практических расчётах можно столкнуться с тем, что напряжение базисного узла задается повышенным и редко совпадает с номинальной величиной. В частности, для сетей 110 кВ величина составляет 115 (121) кВ, для сетей 220 кВ - 230 (242) кВ. Объяснений данному факту может быть несколько.

В первую очередь это может быть обусловлено тем, что в соответствии с указаниями по расчёту коротких замыканий при учете тока подпитки от внешней системы необходимо задавать напряжение этой системы выше номинала на 5%. Эта мера направлена ​​на намеренное завышение расчётного тока короткого замыкания, чтобы исключить неопределенность, связанную с составом оборудования иом внешней сети.

Второе объяснение менее убедительно по сравнению с первым, но имеет под собой вполне логичное основание.Как правило, базисный узел задается на шинах мощной электростанции района, либо на шинах подстанции высокого или сверхвысокого напряжения, связывающей район с внешней системой. Опыт расчётов подсказывает, что в большинстве случаев мощность именно вытекает из базисного узла, а не наоборот. В начале передачи, опять же как правило, напряжение выше, чем на приемном конце, а на электростанции напряжения в нормальном режиме выше, чем у потребителей. Таким образом, умышленное завышение напряжения базисного узла имеет своей целью отразить указанную физическую закономерность.

Цветовое обозначение классов напряжения

В отечественной практике расчётов и управления энергосистемами при графическом отображении электрических сетей допускается использовать унифицированное цветовое обозначение напряжений. При этом есть несколько стандартов и несколько вариантов цветовых схем напряжений, в частности, прежде всего Стандарт СО ЕЭС и Стандарт ФСК ЕЭС. Таблицах ниже указаны общепринятые цветовые обозначения раздичных классов напряжения по этим стандартам [3] [4] .

Цветовая схема согласно стандарту СО ЕЭС
Класс напряжения Образец цвета Цвет в системе RGB
1150 кВ 205: 138: 255
750 кВ (800 кВ ППТ) 065: 065: 240
500 кВ 184: 000: 000
400 кВ (ЛЭП, цепи ППТ) 135: 253: 194
330 кВ 000: 204: 000
220 кВ 204: 204: 000
128: 128: 000
150 кВ 170: 150: 000
110 кВ 070: 153: 204
27 - 60 кВ 194: 090: 090
6 - 24 кВ 164: 100: 164
Генераторное напряжение 204: 100: 204
Без напряжения 204: 204: 204
150: 150: 150
Заземлено 255: 153: 000
Перегрузка 255: 000: 000
Неизвестно 140: 140: 140
Цветовая схема согласно стандарту ФСК ЕЭС
Класс напряжения Образец цвета Цвет в системе RGB
1150 кВ 205: 138: 255
750 кВ (800 кВ ППТ) 000: 000: 200
500 кВ 165: 015: 010
400 кВ 240: 150: 30
330 кВ 000: 140: 000
220 кВ 200: 200: 000
150 кВ 170: 150: 000
110 кВ 000: 180: 200
35 кВ; 20 кВ 130: 100: 050
10 кВ 100: 000: 100
6 кВ 200: 150: 100
до 1 кВ 190: 190: 190
Генераторное напряжение 230: 070: 230
Обесточено 255: 255: 255
Заземлено, ремонт 205: 255: 155

Разница палитр, как не трудно заметить, не препятствует использованию ни одного из них, но предагаемый стандартом ФСК вариант, подразумевает работу в программном комплексе с черным фоном, из-за чего обесточенные предлагается показывать белым цветом. Таким образом, ориентация на цветовую схему стандарта СО ЕЭС является более удобной для рядовых расчётов. Категорически напряжения требования к классам необходимо только при сотрудничестве с производителем.

Классы напряжения в России | Электротехнический журнал

Класс напряжения - это номинальное междуфазное напряжение электрической сети, для работы в котором предназначено электрооборудование. В класс напряжения входит определенный диапазон напряжений, в котором электрооборудование данного класса может нормально функционировать.

Классы электрического напряжения в России

Класс напряжения электрооборудования, кВ.

Наееее напряжение рабочее электрооборудования, кВ.

Номинальное напряжение электрической сети, кВ.

Максимально длительное допустимое рабочее напряжение в электрической сети, кВ.

0,22

0,23

0,22

0,23

0,4

0,45

0,4

0,45

0,69

0,73

0,69

0,73

1

1,1

1,0

1,1

3

3,6

3,0

3,5

3,15

3,5

3,3

3,6

6

7,2

6, 0

6,9 9 0005

6,6

7,2

10

12,0

10,0

11,5

11,0

12,0

15

17,5

13,8

15,2

15,0

17,5

15,75

17,5

20

24,0

18,0

19,8

20,0

23,0

22,0

24,0

24

26,5

24, 0

26,5

27

30,0

27,0

30,0

35

40,5

35,0

40,5

110

126,0

110,0

126,0

150

172,0

150,0

172,0

220

252,0

220,0

252,0

330

363,0

330,0

363,0

500

525,0

500,0

525,0

750

787,0

750,0

787,0

1150

1150 1150 1150

Примечания

  1. ГОСТ 29322-92. СТАНДАРТНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ.

(Пока оценок нет)

Класс напряжения 6-10 кВ - ИТСАР - Трансформаторы

Выбрать категориюАвтотрансформаторы (ЛАТР) (2) Высоковольтные ячейки (2) Для устройств сигнализации, централизации и блокировки железнодорожного транспорта (1) Путевые и сигнальные трансформаторы (1) Сигнальные трансформаторы (1) Комплектные трансформаторные подстанции КТП (35) Железнодорожные КТП (4) Киосковые для электроснабжения промышленных объектов (16) 2КТПТАС с АВР (2) КТПТАС мощностью 630...1000 кВА (2) КТПТАС-М, КТППАС-М 63 ... 630 кВА (6) КТПТАС, КТППАС мощностью 63 ... 400 кВА (6) Комплектующие к подстанциям (6) Вентильные разрядники РВО (2) Высоковольтные разъединители РЛНД (1) Ограничитель перенапряжения ОПН (3) Мачтовые трансформаторные подстанции (5) С / х назначения на пасынках (9) КТП 25-250 кВА (6) Мачтовые трансформаторные подстанции МТП МТПО (3) КТП и трансформаторы специального назначения (6) КТП для термообработки бетона и мерзлого грунта (3) Трансформаторы для термообработки бетона и мерзлого грунта (3) Пускорегулирующие аппараты (1) Реакторы (4) Антирезонансные (1) Моторные (1) Сетевые (1) Токоограничивающие (1) Спецодежда (29) Головные уборы (3) Зимняя спецодежда (7) Летняя спецодежда (7) Обувь (3) Средства защиты рук (5) Средства индивидуальной защиты (4) Трансформаторы малой мощности (136) Морского исполнения (14) ОСВМ (6) ОСС (5) ТСВМ ( 3) Однофазные трансформаторы (68) ОСНОВНЫЕ трансформаторы (68) ( 2) ОСВР1 (7) ОСЗ (11) ОСЛ (1) ОСМ (1) ОСМ Т (3) ОСМ1 (10) ОСМР, ОСМО, ОСМУ (12) ОСМС (4) ОСО (2) ОСОВ (8) ОСР (5) ) ТАПВ-25 абонентский (1) Ящик трансформаторный понижающий ЯТП (1) Трехфазные трансформаторы (54) Понижающие трансформаторы НТС (10) Понижающие трансформаторы ТСЗ (4) Понижающие трансформаторы ТСЗМ1 (3) Понижающие трансформаторы ТСЛ (1) Разделительные трансформаторы ТСЗР (3) Разделительные трансформаторы ТСР (8) Трехфазные нижние трансформаторы ТСЗИ, ТСЗМ ОМ5 (16) Трехфазный нижний трансформатор ТСМ, ТСМ1, ТСМЛ (9) Трансформаторы напряжения (ЗНОЛ, НОЛ) (17) Трансформаторы силовые (25) Масляные трансформаторы (19) Однофазные (1 ) ТМГ (15) ТМГСУ с симметрирующим обслуживающим оборудованием (1) ТМПН, ТМПНГ (2) Сухие трансформаторы (6) Однофазные (4) Трехфазные (2) Трансформаторы тока (87) Класс напряжения 0,66 кВ (26) Класс напряжения 20-35 кВ (7) Опорные трансформаторы тока ТОЛ-35 (3) Проходные трансформаторы тока ТПЛ-20 и ТПЛ-35 (2) ТОЛ-20 (2) Класс напряжения 6-10 кВ (54) Опорно-проходные трансформаторы ТПЛ-10 (2) Проходные трансформаторы ТПОЛ -10 (4) ТВК-10 (5) ТВЛМ (6) ТЛК-10 (10) ТЛМ-10 (6) ТЛШ-10 (1) ТОЛ-10 (7) ТОЛК (3) ТПК-10 (8) ТШЛ -10 (1) ТШЛП-10 (1)

Ультравысокое напряжение


В июнь 2018 г. исполнилось 40 лет со дня начала реализации проекта «широтных ЛЭП» - строительства первых в мире линий электропередач ультравысокого напряжения.

В конце восьмидесятых годов советские энергетики первыми освоили новые классы напряжения - 1150 кВ переменного и 1500 кВ постоянного тока, названные ультравысокими.

Перспектива реализации проектов открыла возможность быстро, с минимальными потерями «перебрасывать» электроэнергию и мощность на тысячи километров из «избыточных» регионов страны в «энергодефицитные».Стало реальным использовать с максимальной эффективностью для выработки электроэнергии дешевые угольные ресурсы Сибири и Казахстана.

Электропередачи ультравысокого напряжения советские энергетические планировали создать на базе отечественного электротехнического оборудования. На подмосковной подстанции Белый Раст и в городе были построены испытательные комплексыно-промышленных установок для проверки новых видов оборудования электропередач ультравысоких классов напряжения.

Первым в мире «широтным» электропередачам предстояло связать воедино пять объединенных энергосистем Советского Союза - Сибири, Казахстана, Урала, Волги и Центра.

Электропередачу 1150 кВ Сибирь - Казахстан - Урал строили и вводили в эксплуатациютапно. Первый её участок - 497-километровая линия Экибастуз - Кокчетав, был поставлен под напряжение в конце 1983 года. В апреле 1988 года была введена линия Кокчетав - Кустанай длиной 395 км с подстанцией 1150 кВ Кустанайская.Линия 1150 кВ Экибастуз - Барнаул протяженность 697 км была введена в работу в марте 1988 года. Последний участок электропередачи 1150 кВ - линия Кустанай - Челябинск протяженность 319 км с подстанцией Челябинская - был поставлен под напряжение в декабре 1988 года. Проект предусматривает продолжение линии в Поволжье и далее - в Рязанскую область, в районе города Михайлов.

Одновременно с этим шло строительство линии постоянного тока 1500 кВ Экибастуз - Центр. Всего было построено 1200 километров линии, выполнялось построение преобразовательных подстанций постоянного тока 1500 кВ «Экибастузская» и «Тамбовская».

Окончание строительства «широтных» электропередач 1150 и 1500 кВ планировалось в 1995 году. Однако, проект остался незавершенным.



Трансформаторы напряжения маслонаполненные | КО "ЗЗВА"

Тип изделия Номинальное напряжение, В Заказ продукции Кол-во, шт
первичное вторичное
основное
обмотки
вторичное
дополнительное
обмотки
ЗНОМП – 40,5 УХЛ1 (ЗНОМП-35 У1)
ЗНОМП – 40,5 Т1 (ЗНОМП-35 Т1)
(изолятор фарфоровый)
35000: √3 100: √3 100: 3
ЗНОМП – 40,5 УХЛ1
(ЗНОМП-35 У1, ЗНОМП-35 ХЛ1)
(изолятор силиконовый)
35000: √3 100: √3 100: 3
ЗНОМ – 27 III У1, ЗНОМ – 27 III ХЛ1 27500 100 127
НКФ – 72,5 IV У1 (НКФ-66 IV У1)
НКФ – 72,5 IV Т1 (НКФ-66 IV Т1)
НКФ – 72,5 IV У1-И (НКФ-66 IV У1-И)
НКФ – 72,5 IV Т1-И (НКФ-66 IV Т1-И)
(класс точности 0,5)
66000: √3 100: √3 100
НКФ – 123 II У1 (НКФ-110 II У1)
НКФ – 123 II Т1 (НКФ-110 II Т1)
НКФ – 123 II ХЛ1 (НКФ-110 II ХЛ1)
(классы точности 0,2 или 0,5)
110000: √3 100: √3 100
НКФ – 123 II У1-Г (НКФ-110 II У1-Г)
НКФ – 123 II ХЛ1-Г (НКФ-110 II ХЛ1-Г)
(классы точности 0,2 или 0,5)
110000: √3 100: √3 100
НКФ – 123 III У1 (НКФ-110 III У1)
НКФ – 123 III ХЛ1 (НКФ-110 III ХЛ1)
НКФ – 123 III Т1 (НКФ-110 III Т1)
(классы точности 0,2 или 0,5)
110000: √3 100: √3 100
НКФ – 123 III У1-Г (НКФ-110 III У1-Г)
(классы точности 0,2 или 0,5)
110000: √3 100: √3 100
НКФ – 123 II У1-М (НКФ-110 II У1-М)
(классы точности 0,2 или 0,5)
110000: √3 100: √3 100
НКФ – 123 II У1-И (НКФ-110 II У1-И)
НКФ – 123 II ХЛ1-И (НКФ-110 II ХЛ1-И)
НКФ – 123 II Т1-И (НКФ-110 II Т1-И)
(классы точности 0,2 или 0,5)
110000: √3 100: √3 100: 3
НКФ – 145 I У1 (НКФ-132 I У1)
НКФ – 145 I Т1 (НКФ-132 I Т1)
(класс точности 0,5)
132000: √3 100: √3 100
НКФ – 145 III Т1 (НКФ-132 III Т1)
(класс точности 0,5)
132000: √3 100: √3 100
НКФ – 170 IV У1 (НКФ-150 IV У1)
НКФ – 170 IV Т1 (НКФ-150 IV Т1)
НКФ – 170 IV ХЛ1 (НКФ-150 IV ХЛ1)
(классы точности 0,2 или 0,5)
150000: √3 100: √3 100
НКФ – 170 IV У1-Г (НКФ-150 IV У1-Г)
НКФ – 170 IV ХЛ1-Г (НКФ-150 IV ХЛ1-Г)
(классы точности 0,2 или 0,5)
150000: √3 100: √3 100
НКФ – 245 II У1 (НКФ-220 II У1)
НКФ – 245 II Т1 (НКФ-220 II Т1)
НКФ – 245 II ХЛ1 (НКФ-220 II ХЛ1)
(классы точности 0,2 или 0,5)
220000: √3 100: √3 100
НКФ – 245 II У1-Г (НКФ-220 II У1-Г)
НКФ – 245 II ХЛ1-Г (НКФ-220 II ХЛ1-Г)
(классы точности 0,2 или 0,5)
220000: √3 100: √3 100
НКФ – 245 III У1 (НКФ-220 III У1)
НКФ – 245 III Т1 (НКФ-220 III Т1)
(классы точности 0,2 или 0,5)
220000: √3 100: √3 100
НКФ – 245 III У1-Г (НКФ-220 III У1-Г)
(классы точности 0,2 или 0,5)
220000: √3 100: √3 100
НКФ – М – 362 I У1 (НКФ-М-330 I У1)
(классы точности 0,2 или 0,5)
330000: √3 100: √3 100
НКФ – М – 362 И У1-Г (НКФ-М-330 И У1-Г)
(классы точности 0,2 или 0,5)
330000: √3 100: √3 100
НКФ – М – 362 II У1 (НКФ-М-330 II У1)
(классы точности 0,2 или 0,5)
330000: √3 100: √3 100
НКФ – М – 362 II У1-Г (НКФ-М-330 II У1-Г)
(классы точности 0,2 или 0,5)
330000: √3 100: √3 100
НКФ – М – 420 И У1 (НКФ-М-400 И У1)
(класс точности 0,5)
400000: √3 100: √3 100
НКФ – М – 420 И У1 (НКФ-М-400 И У1)
НКФ – М – 420 И Т1 (НКФ-М-400 И Т1)
(класс точности 1,0)
400000: √3 100: √3 100
НКФ – М – 420 III Т1 (НКФ-М-400 III Т1)
(классы точности 0,5 или 1,0)
400000: √3 100: √3 100
НКФ – М – 525 I У1 (НКФ-М-500 I У1)
НКФ – М – 525 I ХЛ1 (НКФ-М-500 I ХЛ1)
(класс точности 0,2)
500000: √3 100: √3 100
НКФ – М – 525 I У1 (НКФ-М-500 I У1)
НКФ – М – 525 I ХЛ1 (НКФ-М-500 I ХЛ1)
НКФ – М – 525 I Т1 (НКФ-М-500 I Т1)
(класс точности 0,5 или 1,0)
500000: √3 100: √3 100
НКФ – М-525 II У1 (НКФ-М-500 II У1)
НКФ – М-525 II ХЛ1 (НКФ-М-500 II ХЛ1)
(класс точности 0,2)
500000: √3 100: √3 100
НКФ – М-525 II У1 (НКФ-М-500 II У1)
НКФ – М-525 II ХЛ1 (НКФ-М-500 II ХЛ1)
(классы точности 0,5 или 1,0)
500000: √3 100: √3 100
НКФ – М-525 I У1-Г (НКФ-М-500 I У1-Г)
НКФ – М-525 I ХЛ1-Г (НКФ-М-500 I ХЛ1-Г)
(класс точности 0, 2)
500000: √3 100: √3 100
НКФ – М-525 I У1 (НКФ-М-500 I У1)
НКФ – М-525 I ХЛ1 (НКФ-М-500 I ХЛ1)
(классы точности 0,5 или 1,0)
500000: √3 100: √3 100
НКФ – М-525 II У1-Г (НКФ-М-500 II У1-Г)
НКФ – М-525 II ХЛ1-Г (НКФ-М-500 II ХЛ1-Г)
(класс точности 0, 2)
500000: √3 100: √3 100
НКФ – М-525 II У1-Г (НКФ-М-500 II У1-Г)
НКФ – М-525 II ХЛ1-Г (НКФ-М-500 II ХЛ1-Г)
(классы точности 0, 5 или 1,0)
500000: √3 100: √3 100
НКФА-123 II УХЛ1 (НКФА-110 II УХЛ1)
НКФА-123 II Т1 (НКФА-110 II Т1)
(класс точности 0,2)
110000: √3 100: √3 100
НКФА-123 II УХЛ1-Г (НКФА-110 II УХЛ1-Г)
НКФА-123 II Т1-Г (НКФА-110 II Т1-Г)
(класс точности 0,2)
110000: √3 100: √3 100
НКФА-123 IV УХЛ1-Г (НКФА-110 IV УХЛ1-Г)
НКФА-123 IV Т1-Г (НКФА-110 IV Т1-Г)
(класс точности 0,2)
110000: √3 100: √3 100
НКФА-170 IV УХЛ1 (НКФА-150 IV УХЛ1)
(класс точности 0,2)
150000: √3 100: √3 100
НКФА-170 IV УХЛ1-Г (НКФА-150 IV УХЛ1-Г)
(класс точности 0,2)
150000: √3 100: √3 100
НКФА-245 II УХЛ1 (НКФА-220 II УХЛ1)
НКФА-245 II Т1 (НКФА-220 II Т1)
(класс точности 0,2)
220000: √3 100: √3 100
НКФА-245 IV УХЛ1 (НКФА-220 IV УХЛ1)
НКФА-245 IV Т1 (НКФА-220 IV Т1)
(класс точности 0,2)
220000: √3 100: √3 100
НКФА-245 II УХЛ1-Г (НКФА-220 II УХЛ1-Г)
(класс точности 0,2)
22000: √3 100: √3 100
НКФА-245 IV УХЛ1-Г (НКФА-220 IV УХЛ1-Г)
(класс точности 0,2)
220000: √3 100: √3 100
НКФА-362 I УХЛ1 (НКФА-330 I УХЛ1)
(класс точности 0,2)
330000: √3 100: √3 100
НКФА-362 II УХЛ1 (НКФА-330 II УХЛ1)
(класс точности 0,2)
330000: √3 100: √3 100
НКФА-362 I УХЛ1-Г (НКФА-330 I УХЛ1-Г)
(класс точности 0,2)
330000: √3 100: √3 100
НКФА-362 II УХЛ1-Г (НКФА-330 II УХЛ1-Г)
(класс точности 0,2)
330000: √3 100: √3 100
НКФА-525 I УХЛ1 (НКФА-500 I УХЛ1)
НКФА-525 I Т1 (НКФА-500 I Т1)
(классы точности 0,2 или 0,5)
500000: √3 100: √3 100
НКФА-525 II УХЛ1 (НКФА-500 II УХЛ1)
НКФА-525 II Т1 (НКФА-500 II Т1)
(классы точности 0,2 или 0,5)
500000: √3 100: √3 100
НКФА-525 I УХЛ1-Г (НКФА-500 I УХЛ1-Г)
(классы точности 0,2 или 0,5)
500000: √3 100: √3 100
НКФА-525 II УХЛ1-Г (НКФА-500 II УХЛ1-Г)
(классы точности 0,2 или 0,5)
500000: √3 100: √3 100
ЕТН-123 III УХЛ1
(класс точности 0,2)
110000: √3 100: √3 100
ЕТН-245 III УХЛ1
(класс точности 0,2)
220000: √3 100: √3 100
ЕТН-362 III УХЛ1
(класс точности 0,2)
330000: √3 100: √3 100
ЕТН-525 III УХЛ1
(класс точности 0,2)
500000: √3 100: √3 100
ЗНМИ-7,2 I У2, ХЛ2, Т2
ЗНМИ-7,2 II У2, ХЛ2, Т2
6000 100 30
ЗНМИ-12 I У2, ХЛ2, Т2
ЗНМИ-12 II У2, ХЛ2, Т2
10000 100 30

Трансформаторы силовые масляные класса напряжения 330 кВ

Трансформаторы стационарные силовые масляные трехфазные двухобмоточные общего назначения

Трансформаторы без регулирования напряжения с системой охлаждения вида «ДЦ» предназначены для работы в блоке с генератором
Тип изделия, обозначение нормативного документа Номинальное напряжение, кВ Схема и группа соединения обмоток Потери, кВт Масса, кг полная
ВН НН холостого хода короткого замыкания
ТДЦ-250000/330-У1, УХЛ1 СТО 15352615-024-2012 347 13,80; 15,75 Yн / D-11 214 605 ***
Трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН) на стороне ВН в диапазоне ± 12 х 1% с системой охлаждения вида «Д», «ДЦ»
Тип изделия, обозначение нормативного документа Номинальное напряжение, кВ Схема и группа соединения обмоток Потери, кВт Масса, кг полная
ВН НН холостого хода короткого замыкания
ТРДНС- 40000 / 330- У1, УХЛ1 СТО 15352615-024-2012 330 6,3-6,3; 10,5-10,5; 10,5-6,3 ГГ / Д-Д 80 80 ***
ТРДЦН- 63000 / 330- У1, УХЛ1 СТО 15352615-024-2012 330 6,3-6,3; 10,5-10,5; 10,5-6,3 YH / D-D-11-11 100 230 ***
ТРДЦН-125000/330-У1, УХЛ1 СТО 15352615-024-2012 330 6,3-6,3; 10,5-10,5; 10,5-6,3 Yn / D-D-11-11 80 380 168300

Трансформаторы силовые масляные однофазные преобразовательные класса напряжения 330 кВ

Трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой на стороне СО в диапазоне ± 12 ступеней ± 15% с системой охлаждения вида «ДЦ» предназначен для связи преобразовательного комплекса энергосистемы класса 330 кВ.
Тип изделия, обозначение нормативного документа Номинальное напряжение, кВ Схема и группа соединения обмоток Потери, кВт Масса, кг полная
СО ВОY ВОD ВН холостого хода короткого замыкания
ОДЦТНП-135000/330 ГОСТ Р 52719 330√3 67√3 67,0 38,5 СО / ВОY / НН 1/1 / 1-0-0
СО / ВОD / НН 1/1 / 1-0-0
70,0 + 15% 600,0 + 10% 204800

*** В соответствии с конструкторской документацией по результатам приемочных испытаний

Ряды напряжений высоковольтных сетей в мире | Справка

Россия

В России получили развитие два номинальных напряжений, в которые входят как линии сверхвысокого, так и линии ультра высокого напряжения. Первая шкала 110—150—330—750 кВ, вторая 110—220—500—1150 кВ.

первый из ступеней в этих шкалах соответствует примерно в 2 раза, что позволяет пропускать пропускную способность в 4 раза.
Эти шкалы напряжения имеют свои зоны применения. Первая шкала получила распространение в Северо-Западных областях России, Карелии, на Кольском полуострове и Северном Кавказе. Связи объединенной системы Северо-Запада с Кольской энергосистемой выполнены на напряжении 330 кВ, ОЭС Северо-Запада с ОЭС Центра - на напряжении 750 кВ.
Вторая шкала напряжений в Центре России и регионах, расположенных к востоку от Москвы. В центральной зоне упомянутые две шкалы иногда накладываются (линии 500 и 750 кВ). В то же время к востоку от Москвы, включая Сибирь и Дальний Восток, используется только вторая шкала напряжений. Такое разделение двух шкал по различным территориям имеет свои преимущества с точки зрения эксплуатации сетевого хозяйства.

США

Первые электропередачи напряжением 110 кВ были построены в США еще в 1910 г. , 220 кВ - в 1922 г. 3aтем появился других номинальных напряжений, что обусловлено большим количеством фирм, производивших электротехническое оборудование. В 50-е годы были освоены линии 345 кВ, в 1965 г. была включена первая линия 500 кВ, в 1969 г. - линия 765 кВ, а в 1970 г. вошла в работу линия электропередачи постоянного тока ± 400 кВ длиной 1400 км (Тихоанская передача), проходящая вдоль западного побережья США. Несмотря на пестроту номинальных напряжений в этой стране, можно выделить две шкалы, которые имеют свои зоны применения.Первая шкала напряжения включает 138—345—765 кВ и используется на Юго-Западе, в Центре и на Севере страны, вторая - напряжение 115—230—500 кВ и используется преимущественно на Западе и Юго-Востоке США.
В США существуют отдельные энергокомпании, которые объединяются в единый ряд энергокомпании. Некоторые из этих объединений управляют из единого диспетчера, другие просто параллельную работу при повышенном распределении нагрузки и регулирования частоты. Роль межистемных связей и системообразующих работающих линий 345—765 кВ. Ведутся работы по созданию оборудования для линий электропередачи 1600 кВ.
На севере энергосистемы США имеют несколько линий 765 кВ в восточной части, мощные линии 500 кВ в западной ее части, три вставки постоянного тока.
В 90-х годах прошлого столетия была сооружена многоподстанционная электропередача постоянного тока Канада — США (1486 км, ± 400 кВ, 2000 МВт) от ГЭС Ла Гранд в провинции Квебек (Канада) до г.Бостон (США). Эта имеет пять преобразователей подстанций, которые расположены на территории США. Кроме этих линий электропередачи в США имеются еще три линии электропередачи и восемь вставок постоянного тока.
На юге энергосистемы США связаны линиями 230—345 кВ энергосистемы Мексики. Энергосистемы Канады, США и Мексики работают параллельно.

Западная Европа

В Европе существует энергообъединение UCPTE, включающее 12 стран, к которому теперь подключены и страны Восточной Европы. Страны Северной Европы создали энергообъединение Nordel System, включающее Швецию, Норвегию, Финляндию и Данию. Энергосистема Англин работает с UCPTE через подводную линию электропередачи постоянного тока. Подобные линии электропередачи связывают также энергосистемы Швеции, Дании и Германии с энергосистемами Швеции и Финляндии. Россия связывает с Nordel System через вставку постоянного тока в г. Выборг с мощностью 1420 МВт. Предполагается сооружение подводной линии постоянного тока Великобритания - Норвегия протяженность 724 км с пропускной способностью 800 МВт.
Основными системообразующими линиями переменного тока в странах Европы, входящих в UCPTE, являются напряжением 380-420 кВ. Линии 230 кВ и линии 110—150 кВ выполняют функции распределительных сетей. Напряжения 500 и 750 кВ в Европе не используются, однако во Франции в связи с ростом нагрузок разработан проект строительства линий напряжением 750 кВ. При этом использовать вновь созданные линии 380 кВ с двумя проводами в фазе на двухцепных опорах для подвески одной цепи 750 кВ с теми же проводами.

Канада

В восточной части достаточно широко развита сеть напряжением 735 кВ, в западной - 500 кВ. Развитие сети 735 кВ вызвано необходимой выдачи мощности одной из систем безопасности ГЭС на р. Черчилл мощностью 5,2 ГВт, а также каскада ГЭС на р. Св. Лаврентия. Для выдачи мощности ГЭС на р. Нельсон сооружена линия электропередачи постоянного тока Нельсон Ривер - Виннипег - двухцепная передача вторая длина 800 км: первая цепь на ртутных вентилях (± 450 кВ, 1620 МВт), цепь на высоковольтных тиристорных вентилях (± 500 кВ, 2000 МВт).Кроме того, имеется вставка постоянного тока Ил Ривер 320 МВт, предназначенная для связи энергосистемы Канады и США. На западном побережье
Канады проложена подводная передача от материка до о. Ванкувер, имеющая два кабеля переменного тока (138 кВ, 120 МВт) и два кабеля постоянного тока (+ 260 + 280 кВ, 370 МВт). Имеется вставка постоянного тока Шатегей (1000 МВт), связывающая сеть 735 кВ в Канаде и сеть 765 кВ в США.
Развитые сети 500 кВ в западной части Канады объединяют крупные электростанции и узлы нагрузки в промышленных районах западных провинций.Непосредственной связи энергосистемы восточной и западной частей Канады не имеют, поскольку они разделены горными хребтами. Связь осуществляется через энергосистемы США. Существуют межсистемные связи 500 кВ между энергосистемами Канады и США в западной части этих стран.
Таким образом, на севере США и юге Канады существуют два крупных энергообъединения: энергосистемы северо-восточной части США н юго-восточной части Канады и энергосистемы северо-западной части США и юго-западной части Канады.

Мексика, Центральная и Южная Америка

Энергосистема Мексики имеет несоизмеримо меньшую мощность, чем энергосистема США. Основная сеть в Мексике формируется нах напряжения 220 и 400 кВ.
Страны Центральной Америки (Панама, Коста-Рика, Гондурас, Никарагуа) образуют энергетически обособленный район с небольшой суммарной мощностью электростанций (3—4 ГВт). Имеются межгосударственные связи 230 кВ. В настоящее время создается Центрально-Американское энергетическое объединение на базе сооружения линий 230—500 кВ.
Среди стран Южной Америки наиболее мощным энергетическим потенциалом Бразилия (54%), Аргентина (20%) и Венесуэла (10%). Остальное приходится на другие страны континента. В то же время крупнейшей в Южной Америке энергосистемы Аргентины. Наивысшее напряжение сетей в Аргентине 500 кВ, суммарная протяженность линий этого класса напряжений составляет около 10 тыс. км.
Наивысшее напряжение электрических сетей в Бразилии 765 кВ. Имеются также линии линий 500 кВ, отдельные 400 кВ и сеть 345 кВ.В Бразилии эксплуатируется линия электропередачи постоянного тока от крупнейшей в мире ГЭС Итайпу в районе г. Бразилия. Сан-Паулу. Эта электропередача имеет две цени напряжением ± 600 кВ, ее протяженность сверх 800 км, суммарная передаваемая мощность 6300 МВт.
Наивысшее напряжение сетей в Венесуэле - 400 кВ. В остальных странах этого континента - 220 кВ. Существует ряд межсистемных связей 220 кВ.
Широкому объединению систем систем Южной Америки препятствуют номинальные частоты отдельных стран: 50 и 60 Гц.Имеются две вставки постоянного тока. Одна из них мощностью 50 МВт между сетями Парагвая и Бразилии, другая мощностью 2000 МВт между сетями Бразилии и Аргентины.

Африка

При большой площади континента суммарная мощность электростанций относительно невелика. Из них примерно половина сосредоточена в ЮАР и свыше 10% в Египте, остальные в других странах континента. При относительно скромных энергетических мощностях в энергосистемах Африки объясняется удаленность источников энергии от центров потребления.В Египте власти напряжение 500 кВ, в ЮАР - 400 кВ, Нигерии, Замбии и Зимбабве - 330 кВ, в других странах 220—230 кВ. На континенте сооружены две мощные линии электропередачи постоянного тока ГЭС: Инга - Шаба, связывающая два основных района Заира, и ГЭС Кабора Басса (Мозамбик) - Аполо (ЮАР).

Азия (исключая СНГ)

По этому региону из-за отсутствия достаточно полной информации могут быть приведены только самые общие сведения. Наивысшее напряжение системообразующих линий в Индии, Турции, Ираке, Иране - 400 кВ, в Китае, Пакистане, Японии - 500 кВ.В Индии и Китае большое внимание уделяется электропередачам и вставкам постоянного тока. В этих странах уже построено несколько линий электропередачи с постоянным током и увеличение их количества и выполнение всех межсистемных связей на постоянном токе.
Среди энергосистем Азии передовые позиции занимают южно-азиатские системы Японии и Корен. Основой системообразующей сети Японии являются напряжением 275 и 500 кВ. Практически все линии 500 кВ имеют двухцепное исполнение.Для передачи электроэнергии в районе Токио от крупной АЭС построена линия электропередачи напряжением 1100 кВ длиной 250 км. Эта линия сооружена на двухцепных опорах высотой до 120 м, что соответствует требованиям экологии. В настоящее время ведется сооружение кольцевой линии 1100 кВ на о. Хонсю.
Сложность в создании единой энергосистемы этой страны представляет наличие разных номинальных частот (50 и 60 Гц) в северной и южной частях Японии. Граница между этим частями проходит по о.Хонсю. Для связи между ними сооружены две вставки постоянного тока по 300 МВт. Кроме того, два острова - Хоккайдо и Хонсю - связывает воздушно-кабельная передача постоянного тока (600 МВт, ± 250 кВ).
Системообразующая сеть Южной Кореи имеет напряжение 345 кВ. В связи с небольшими размерами территории этого государства линии электропередачи имеют небольшую длину. Общая длина линий 345 кВ, проход в меридиональном направлении, составляет немногим более 300 км. Примерно такова же суммарная длина линий, проходящих в широтном направлении.Трассы этих линий, как правило, проходят по территориям, не поощряемым хозяйственной деятельностью, что в условиях Кореи представляет большую сложность. В связи е ростом нагрузки сооружается линия 765 кВ, что также требует преодоления трудностей с прокладкой трассы.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *