1

15

Костромская Г С Х А

Факультет электрификации и автоматизации сельского хозяйства

кафедра “Электроснабжения”

УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ

К КУРСОВОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ

Электрооборудование станций и подстанций

Кострома 2001 год

1. Задание на курсовое проектирование

Цель проекта: Проектирование понижающей подстанции, имеющей три уровня напряжения - высокое (ВН), среднее (СН), низкое (НН).

Схема электрической сети

Рисунок 1.1. Схема электрической сети

Таблица 1.1. Выбор варианта проекта

Вариант	Напряжение, кВ	Наибольшая нагрузка, МВт	Число линий	Мощность КЗ, МВА
	ВН	СН	НН	СН	НН	СН	НН	на шинах А	на шинах В
0	110	35	10	34	6	4	8	2000	3000
1	110	35	10	18	2	2	6	2000	2500
2	110	35	10	15	8	2	6	3500	3000
3	110	35	10	25	6	2	16	2500	3500
А-К 4	110	35	10	22	6	2	6	2000	3000
5	110	35	10	30	6	4	6	3500	2000
6	110	35	10	32	10	2	14	2500	3500
7	110	35	10	17	8	4	8	3000	3500
8	110	35	10	12	6	2	6	2500	2000
9	110	35	10	15	8	4	10	4000	2500
0	35		10	4	2	2	14	2500	3500
1	35		10	2	1	4	6	3000	3500
2	35		10	3	2	2	6	2500	2000
3	35		10	3	1,5	2	6	2000	2500
Л-Я 4	35		10	5	1,5	2	8	2000	3000
5	35		10	2,5	0,5	2	6	3500	3000
6	35		10	2,5	1,8	4	10	4000	2500
7	35		10	2	0,6	2	6	2000	3000
8	35		10	3,4	0,6	4	6	3500	2000
9	35		10	1,8	0,9	2	16	2500	3500

Примечание: Если ВН-35 кВ, то считайте, что в данной подстанции имеются две преимущественные нагрузки со стороны НН. При выборе данных по таблице для вариантов (Л-Я) СН считать как НН_1, а НН - какНН_2.

Таблица 1.2.

Вариант	Преимущественные нагрузки СН или НН1	НН1 или НН2
0	Химическая промышленность	18
1	Горно-рудная промышленность	17
2	Черная металлургия	16
3	Цветная металлургия	14
4	Автомобильная промышленность	14
5	Тяжелое машиностроение	13
6	Станкостроительная промышленность	12
7	Транспортное машиностроение	11
8	Ремонтно-механические предприятия	1
9	Деревообрабатывающие предпрятия	0
10	Предприятие строительных материалов	10
11	Пищевая промышленность	9
12	Прочие отрасли	8
13	Горно-рудная промышленность	6
14	Автомобильная промышленность	5
15	Текстильная промышленноость	7
16	Тяжелое машиностроение	13
17	Химическая промышленность	18
18	Станкостроительная промышленность	12

Таблица 1.3.

Вариант	Длина участка, км
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
	15	15	20	15	15	20	10	15	20	25	10	15
	10	20	15	20	15	25	10	15	10	17	10	12

Таблица 1.4.

Вариант	Категория потребителей, %	Мощность резервного питания потребителей 1-й категории надежности электроснабжения, МВт.
	СН	НН
	1-я	2-я	3-я	1-я	2-я	3-я
А К	1	2	3	4	5	6	7	8
	0	40	25	35	20	30	50	-
	1	0	50	50	25	25	50	1,0
	2	0	45	50	20	40	40	1,4
	3	30	30	40	25	35	40	-
	4	40	40	30	15	45	40	-
	5	30	50	20	20	50	30	18
	6	35	50	15	30	30	40	-
	7	50	30	20	35	35	30	-
	8	0	60	40	20	40	40	1,2
	9	30	30	40	15	45	40	-
Л Я	0	0	45	55	20	40	40	0,4
	1	30	30	40	25	35	40	-
	2	30	30	40	15	45	40	-
	3	0	60	40	20	40	40	0,2
	4	50	30	20	35	35	30	-
	5	35	50	15	30	30	40	-
	6	40	25	35	20	30	50	-
	7	0	50	50	25	25	50	0,4
	8	30	30	40	25	35	40	-
	9	40	30	30	15	45	40	0,9

Таблица 1.5.Географический район расположения

А-К	Л-Я
1	Костромская область	0	Кировская область
2	Саратовская область	1	Коми республика
3	Астраханская область	2	Краснодарский край
4	Белгородская область	3	Тамбовская область
5	Архангельская область	4	Оренбургская область
6	Воронежская область	5	Горьковская область
7	Ленинградская область	6	Ульяновская область
8	Смоленская область	7	Иркутская область
9	Тюменская область	8	Республика Алтай
0	Курская область	9	Мурманская область

Таблица 1.6.

Вариант	Коэффициент мощности нагрузок СН и НН	Вариант	Коэффициент мощности нагрузок СН и НН
А- К	0	0,86	Л - Я	0	0,88
	1	0,87		1	0,87
	2	0,88		2	0,89
	3	0,89		3	0,88
	4	0,86		4	0,85
	5	0,84		5	0,9
	6	0,87		6	0,85
	7	0,86		7	0,88
	8	0,85		8	0,87
	9	0,9		9	0,85

Курсовой проект состоит из расчетно-пояснительной записки и графической части.

Содержание расчетно-пояснительной записки

Введение

1. Определение нагрузки подстанции, суточный график нагрузок подстанции.

2. Выбор числа, типа и мощности трансформаторов

2.1. Выбор числа и типа трансформаторов

2.2. Проверка трансформаторов на систематическую перегрузку

2.3. Проверка трансформаторов на аварийную перегрузку

2.4. Технико-экономическое обоснование мощности трансформа торов.

3. Выбор схемы соединений подстанции

4. Выбор схемы собственных нужд (С.Н) подстанции

4.1. Определение и расчет нагрузок С.Н подстанции

4.2. Выбор источника оперативного тока

4.3. Выбор числа, типа, мощности трансформатора С.Н

5. Расчет токов короткого замыкания (КЗ)

6. Выбор конструкции распределительных устройств на подстанции

7. Выбор и проверка электрических аппаратов подстанции

7.1. Выбор выключателей на подстанции

7.2. Выбор разъединителей (отделителей, короткозамыкателей)

7.3. Выбор измерительных трансформаторов тока

7.4. Выбор измерительных трансформаторов напряжения

7.5. Выбор токоограничивающих реакторов

8. Выбор проводников на подстанции

8.1. 8.1. Выбор и проверка сборных шин РУ п/станции

8.1.1.На стороне ВЕ

8.1.2.На стороне СН

8.1.3.На стороне НН

8.2. Выбор и проверка ошиновок РУ п/станции

8.2.1.На стороне ВН

8.2.2.На стороне СН

8.2.3.На стороне НН

9. Выбор и проверка кабелей питающих РП.

Содержание графической части проекта

Схема электрических соединений подстанции

План подстанции и разрез по ячейке трансформатора

Методические указания

1. Суточные графики нагрузок подстанции

Электрические нагрузки отдельных потребителей, а следовательно и суммарная их нагрузка, определяющая режим работы электростанции в энергосистеме непрерывно меняется. Принято отражать этот факт «Графиком нагрузки», т.е. диаграммой изменения мощности (тока) электроустановки во времени.

По видам фиксированного параметра различают графики:

активной (Р) мощности; реактивной (Q) мощности;

полной (кажущейся S) мощности; тока (I).

Графики отражают изменения нагрузки за определенный период времени. По этому признаку они подразделяются:

суточные (24 часа); сезонные ; годовые (8760 часов).

По месту изучения или элементу энергосистемы, к которому они относятся, графики подразделяются:

графики нагрузки потребителей, определенные на шинах подстанции;

сетевые графики нагрузки - на шинах районных или узловых подстанций;

графики нагрузки электростанции.

графики нагрузки энергосистемы, характеризующие результирующую нагрузку энергосистемы;

Фактический график нагрузки можно получить с помощью самопишущих приборов, которые фиксируют изменения соответствующего параметра в реальном времени.

Перспективный график нагрузки потребителей определяется в процессе проектирования. Для его построения надо обладать сведениями об установленной мощности электроприемников, под которой понимают их суммарную номинальную мощность, для активной нагрузки Р_уст=Р_ном.

Присоединительная мощность на шинах подстанции потребителей

_пр.=,

где _ср.п. - средний КПД электроустановок потребителей;

_ср.с. - средний КПД местной сети при номинальной нагрузке.

На практике действительная нагрузка потребителей меньше суммарной установленной мощности. Это обстоятельство учитывается коэффициентами одновременности К_о, и загрузки К_з.

Тогда выражение для максимальной нагрузки потребителя будет иметь вид:

где К_спр. - коэффициент спроса для рассматриваемой группы потребителей.

Найденное Р_max. является наибольшим в году и соответствует обычно зимнему максимуму нагрузки.

При известной Р_max. можно перевести типовой график нагрузки данного потребителя, используя соотношение для каждой ступени графика:

где % - ордината соответствующей ступени типового графика, %.

Обычно для каждого потребителя дается несколько суточных графиков, которые характеризуют его работу в разное время года и в разные дни недели. Это типовые графики зимних и летних суток для рабочих дней, график выходного дня и т.д. Основным является обычно зимний суточный график рабочего дня.

Его максимальная нагрузка принимается за 100%, и ординаты всех остальных графиков задаются в % именно этого значения.

Кроме графиков активной нагрузки, используются графики реактивной нагрузки. Типовые графики реактивного потребления также имеют ординаты ступеней, % абсолютного максимума:

где tg _max - определяется по значению сos _max, которое должно быть задано как исходный параметр данного потребителя.

Суточный график полной мощности можно получить, используя известные графики активной и реактивной нагрузок.

Значение мощности по ступеням графика определяется по выражениям:

,

где P_n и Q_n активная и реактивная нагрузки данной ступени в именованных единицах.

Эти графики определяются с учетом потерь активной и реактивной мощности в линиях, трансформаторах при распределении электроэнергии.

Потери мощности от протекания тока в проводах ЛЭП и обмотках трансформаторов являются переменной величиной , зависящей от нагрузки.

; - постоянные потери;

; - переменные потери.

Суммарные потери для любой ступени графика нагрузки подстанции могут быть найдены из выражений:

,

где S_i - нагрузка i-элемента сети соответствующая рассматриваемой n-й ступени суммарного графика нагрузки;

S_imax - нагрузка элемента (линии, трансформатора), при которой определены

, .

2. Выбор трансформаторов на основе ТЭР

2.1 Выбор числа, типа, мощности, трансформаторов

Область применения однотрансформаторных подстанций определяется ответственностью (категорией) потребителей и регламентирована ПУЭ:

для электроснабжения неответственных потребителей 3-й категории при условии, что замена поврежденного трансформатора или его ремонт производится в течение не более одних суток;

при электроснабжении потребителей 2-й категории при наличии централизованного подвижного резерва трансформаторов или другого резервного источника питания от сети СН или НН, включаемого вручную или автоматически;

при небольшой мощности потребителей 1-ой категории и наличии резервных источников на стороне НН (передвижные, стационарные ДЭС), вводимые в действие устройствами АВР.

2.3 ТЭО длительности перерывов

Для принятия окончательного решения по сооружению одно- или двух трансформаторных подстанций необходимо ТЭС (технико-экономическое сравнение) вариантов с учетом ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителю при установке одного трансформатора на подстанции.

Следует отметить, что при напряжении 220кВ и выше однотрансформаторные подстанции, как правило, могут рассматриваться, как первая очередь подстанции с последующей установкой еще одного и более трансформаторов в соответствии с динамикой роста нагрузки.

При наличии на подстанции 35…220кВ нагрузки 1-ой категории и отсутствии других резервных источников питания должны устанавливаться 2-х трансформаторные подстанции. Систематические нагрузки трансформатора могут достигать более, чем 2-х кратного значения номинальной мощности трансформатора, но согласно ГОСТа 14209-85 допускается ее любое значение в интервале 1,3 Н 2,0 только после их согласования с заводом-изготовителем. Исходя из этого, можно ориентировочно определить номинальную мощность трансформатора

,

где S_м - наибольшая расчетная нагрузка трансформатора 5-го года эксплуатации на стороне ВН

При номинальной мощности автотрансформаторов (АТ) имеет некоторые особенности. На современных подстанциях 220кВ и более распространенным режимом работы АТ является комбинированный режим: ВН-НН и ВН-СН. В этом случае доступный режим ограничивается загрузкой последовательной обмотки.

,

где Р_сн и Q_сн - активные и реактивные мощности на стороне СН при максимальной нагрузке;

Р_нн и Q_нн - активная и реактивная мощности на стороне НН при максимальной нагрузке;

К_выг.= - коэффициент выгодности АТ.

S_тип. - типовая мощность АТ; S_тип.= К_выг. S_ном. S_тип.=S_посл.

тогда,

По ГОСТ 14209-85 установлены максимально допустимые систематические нагрузки в зависимости от времени перегрузки t_пер. и коэффициент начальной нагрузки К₁ для трансформаторов с системами охлаждения М, Д, МД мощностью до 100МВА включительно 3.

Номинальная мощность трансформатора определяется на основании ТЭС (технико-экономического сравнения ) двух вариантов.

Мощность трансформатора в первом варианте принимается равной

,

где 0,5 - коэффициент, устанавливающий целесообразность систематических перегрузок трансформаторов на 2-х трансформаторной подстанции в нормальном режиме.

Мощность автотрансформатора в первом варианте принимается равной

Во втором варианте мощность АТ-ра берется на ступень выше. Температуру охлаждающей среды Ц_охл. принимаем для данного климатического района равной эквивалентной (с точки зрения износа изоляции).

Эквивалентную температуру за любой промежуток времени (сутки, месяц, сезон, год) ГОСТ 14209-85 рекомендует определить по формуле 5

,

где n 12 - количество равных интервалов промежутка времени.

Т.к. мощность трансформаторов примерно в 1,6 раза больше (таков шаг) номинальных мощностей трансформаторов и время перегрузок, что позволяет перегружать трансформатор в большей мере. В первом варианте требуется определить ту часть нагрузки, которую необходимо отключать в аварийном режиме.

В зависимости от времени перегрузки t_пер, температуры окружающей среды Q_охл и коэффициента начальной нагрузки К1 определяется коэффициент аварийной перегрузки К2.

Экономическим критерием, по которому определяется наивыгоднейший вариант, является минимум расчетных затрат:

З = Р_н К + U + У min,

где Р_н=0,12 - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для новой техники Р_н=0,15);

К- капитальные затраты с учетом дополнительных расходов на транспорт, монтаж и др., тыс. руб.;

U- годовые издержки производства, тыс. руб.

U =,

где Ra=6,3% - норма амортизационных отчислений от кап. вложений для электротехнического оборудования и распределительных устройств всех классов напряжений;

U_пот - стоимость годовых потерь, тыс.руб.

U_пот = С_ст Э_ст + С_м Э_м ,

где Э_ст и Э_м - годовые потери в стали и меди, кВтчас;

С_ст и С_м - удельная стоимость потерянной энергии в стали и меди, руб/кВтчас;

У - ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб.

Величины удельных стоимостей С_ст и С_м для Европейской части России могут быть приняты:

С_ст=0,011 руб/кВтчас, С_м=0,012 руб/кВтчас.

Для Сибири: С_ст=0,006 руб/кВтчас, С_м=0,007 руб/кВтчас.

Для определения капитальных затрат для ТЭР вариантов с 2-мя трансформаторами разной мощности следует учитывать только стоимость трансформаторов

К=К_тр=К_зав.

- коэффициент для пересчета заводской стоимости трансформаторов;

К_зав - коэффициент расчетной стоимости

Таблица 2 6

Параметр	Значение параметра
Uном. ВН транс- форматора, кВ	35	110	150	220
Sном. МВА	16	16	32	32	63	63	160	160
Коэффициент	2	1,6	1,7	1,5	1,5	1,35	1,4	1,3

При ТЭС вариантов установки одного трансформатора с вариантом установки 2-х трансформаторов необходимо в последнем случае учесть стоимость установки дополнительных (по сравнению с другими случаями) выключателей на ВН, СН, НН. При этом контрольные затраты на п/станцию составляет:

К=К_тр.+К_выкл.

Годовые потери электроэнергии в трансформаторах и АТ определяются отдельно для стали и меди. Потери энергии в стали для трех фазных трансформаторов

Э_ст. = nР_хх 8760,

где n - количество параллельно работающих трансформаторов;

Р_хх - потери холостого хода, кВт.

Потери энергии в меди 3-х фазных 2-х обмоточных трансформаторов

Э_м = ,

где Р_кз - потери короткого замыкания. кВт;

S_н - номинальная мощность трансформатора, МВА;

Р_i, ti - активная мощность и продолжительность ступени суточного графика, МВт и часов.

m - число суток работы трансформатора по рассматриваемому графику нагрузки. при неизменном расчетном графике нагрузки в течение года m=365 суток.

Потери в обмотках трех фазных трех обмоточных трансформаторов (при равенстве номинальных мощностей всех трех обмоток).

где Р_кзвн=Р_кзсн=Р_кзнн=Р_кз.

Профессор П.Г. Грудинский в 8 предложил упрощенный метод разделения потерь по обмоткам:

Р_кзвн = 0,7Р_{кзвн-сн.}; Р_кзсн = 0,3Р_{кзвн-сн;}; Р_кзнн = 0,3Р_{кзвн-сн},

где =

При расчете по вышеприведенным формулам необходимо принять

S_ном. = S_нн.ном.

Ущерб “У” вызванный недоотпуском электроэнергии, определяется прежде всего математическим ожиданием длительности аварийного перерыва электро- снабжения в течение года.

Л=WТ_в, час/год,

где W - параметр потока отказов, ¹/год;

Т - среднее время восстановления поле отказа, часов.

Таблица 3. Показатели надежности трансформаторов.

Uном. кВ	W, 1/год	Тв, ч.
220	0,02	150
150	0,015	100
110	0,015	100
35	0,02	80

Ущерб от недоотпуска электроэнергии на однотрансформаторной подстанции определяется из выражения:

У=АР_с Уо=WТ_в Р_с У_о тыс. руб.

где Р_с=- среднегодовая нагрузка, МВт.

Э - энергия переданная через п/станцию за год МВч.

У_о=0,6 руб/кВтч - среднее значение удельного ущерба от недоотпуска 1²кВтч эл. энергии.

В случае, когда часть нагрузки питающейся от однотрансформаторной п/станции, имеет резервный источник питания, то

,

где Э_рез. - энергия, полученная от резервного источника во время аварии, МВтч

В случае двухтрансформаторной подстанции величина ущерба от недоотпуска электроэнергии может определяться в тыс. руб. по формуле:

У= 365 F_э К_в У_о,

где К_в=,

F_э=cos - площадь верхней части графика нагрузки отсеченной прямой с ординатой S_огр.;

К_в - коэффициент восстановления силовых трансформаторов.

может осуществляться на одном, двух, трех и четырех (ТЭЦ) повышенных напряжениях. На основании результатов ТЭР принимается к дальнейшему проектированию вариант с наименьшими затратами. Если затраты различаются меньше чем на 5% (по отношению к наименьшим затратам), то варианты считаются равноэкономичными. При этом следует принимать к дальнейшему проектированию вариант с большей установленной мощностью трансформаторов. Проектирование схемы присоединения станции или подстанции к системе заключения в выборе напряжений, на которых будет выдаваться эл. энергия, числа и пропускной способности ВЛ на каждом напряжении в предварительном распределении генерирующей мощности между РУ, в определении связей РУ станции с распределительными и системообразующими сетями.

Таблица 4.1 Наибольшая передаваемая мощность по одной цепи и длина ВЛ обычного исполнения

Uном	Рmax, МВт	Lmax, км
110	25	150
	50	50
220	110	250
	200	150
330	300	300
	400	200
400	500	1000
	700	600
500	700	1200
	900	600
750	1800	1500
	2200	800
1150	4000	2000
	6000	1200

В таблице даны пределы передаваемой мощности и длины ВЛ различного класса. Выдача мощности от эл. станции может осуществляться на одном, двух, трех, четырех (ТЭЦ) повышенных напряжениях. Напряжение 6-10 кВ используется для распределительных сетей в городах, сельской местности и на предприятиях. Наиболее экономичным считается напряжение 10 кВ. Напряжение 6 кВ оказывается выгодным в сетях предприятий с большой долей ВВ двигателей. Напряжения 35, 110, 150 кВ применяются в распределительных сетях энергосистем, причем 35 кВ - в основном в сельской местности. Напряжения 220, 330, 500 кВ используются для основной системообразующей сети энергосистемы и ЛЭП от станции средней и большой мощности. Напряжения 500, 750 и 1150 кВ применяются на межсистемных линиях связи и дальних передачах от сверхмощных станций (КЭС, ГЭС, АЭС).

Выбор схемы собственных нужд подстанции

Состав потребителей собственных нужд (С.Н.) подстанции зависит от типа подстанции мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования.

Наименьшее количество потребителей собственных нужд (С.Н.) на подстанции, выполненной по упрощенной схеме, без синхронных компенсаторов, без постоянного дежурства:

- электродвигатели обдува трансформаторов;

- обогрева приводов выключателей;

- шкафов КРУН;

- освещение территории подстанции, помещений, ячеек.

На подстанции с выключателями нагрузки (ВН) дополнительными потребителями являются компрессорные установки. На подстанциях с постоянным оперативным током - зарядный и подзарядный агрегаты.

Наиболее ответственные потребители СН подстанции являются оперативные цены, система связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов и насосы системы охлаждения, аварийное освещение, система пожаротушения, электроприемники компрессорной. Мощность потребителей СН невелика, поэтому трансформаторы с.н. имеют вторичное напряжение 380/220 В. Мощность трансформаторов СН выбирается по нагрузкам СН с учетом коэффициентов загрузки и одновременности, при этом отдельно учитывается летняя и зимняя нагрузки, а также нагрузки в период ремонтных работ на подстанции 5,10

Приняв для электродвигателей сos=0,85 определяем Q_уст. и расчетную нагрузку:

,

где К_с - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. Можно принять К_с=0,8

Мощность трансформаторов выбирается:

а) при 2-х трансформаторах СН на подстанции без постоянного дежурства и при 1-ом трансформаторе СН S S_расч.

При 2-х трансформаторах СН на подстанции с постоянным дежурством

S,

где К_п - коэффициент допустимой аварийной нагрузки, его можно принять равным 1,4;

Если число трансформаторов СН больше 2-х, то

S_т

Предельная мощность каждого трансформатора СН должна быть не более 630 кВА.

При ТЭО допускается применение трансформатора 1000 кВА.

На всех 2-х трансформаторных подстанциях устанавливаются два трансформатора СН. Один трансформатор СН устанавливается на однотрансформаторных подстанциях 35…220 кВ с постоянным оперативным током без синхронных компенсаторов и воздушных выключателях с силовыми трансформаторами ТМ. Если на 1-ой трансформаторной подстанции установлен ВВ или трансформатор с системой охлаждения Д или ДЦ то предусматривается 2 трансформатора СН, один из которых присоединяется к местной сети 6…35 кВ. Для питания оперативных цепей подстанции может применяться переменный и постоянный ток. Постоянный оперативный ток применяется на всех подстанциях 330-750 кВ., на подстанциях 110…220 кВ с числом МВ-110 кВ или 220 кВ 3-х и более, на подстанциях 35…220 кВ с В.В.

Переменный оперативный ток применяется на подстанциях 35…220 кВ без выключателей на ВН. Возможно применение выпрямленного оперативного тока на подстанции 110 кВ с одним или двумя выключателями ВН.

Расчет токов КЗ

Для выбора электрооборудования аппаратов, шин, кабелей, токоограничивающих реакторов необходимо знать токи КЗ.

При этом достаточно уметь определить ток 3-х фазного КЗ в месте повреждения, а в некоторых случаях - распределение токов в ветвях схемы, непосредственно примыкающих к этому месту.

Расчет токов 3-х фазного КЗ выполняются в следующем порядке:

для рассматриваемой установки составляют схему;

по расчетной схеме составляют электрическую схему замещения;

путем постепенного преобразования приводят схему замещения к простому виду так, чтобы каждый источник питания или группа источников с регулирующей ЭДС были связаны с точкой КЗ одним сопротивлением Х результирующая (Х рез.);

определяют начальное значение периодической составляющей тока КЗ (I_по), затем ударный ток КЗ (i_у) и при необходимости - периодическую и апериодическую составляющие тока КЗ для заданного момента времени t.

Расчетная схема - это однолинейная схема электроустановки с указанием тех элементов и их параметров, которые влияют на значение тока КЗ и поэтому должны учитываться при выполнении расчетов. Расчетная схема эл. установки должна отражать нормальный режим работы. На ней намечаются точки КЗ - так, чтобы аппараты и проводники попадали в наиболее тяжелые условия работы. Исключением являются аппараты в цепи присоединений с реактором, выбираемые по току КЗ за реактором.

По расчетной схеме составляют схему замещения, заменяя электромагнитные связи электрическими. Источники вводят в схему замещения как ЭДС и сопротивления, остальные элементы - как сопротивления. Расчет токов КЗ можно вести как в именованных, так и в относительных единицах. В электроустановках до 1000 В обычно производят расчет в именованных единицах.

В электроустановках напряжением выше 1000 В принято все сопротивления короткозамкнутой цепи приводить к базисным условиям и выражать в относительных единицах. Базисную мощность (удобно 100 или 1000 МВА). За базисное принимается среднеэксплуатационное напряжение (U_ср.) той ступени, на которой предполагается КЗ, согласно следующей шкале: 0,4; 3,15; 6,3; 10,5; 13,8; 15,75; 18; 20; 24; 37; 115; 154; 230; 340; 515; 770 кВ.

Для каждой точки КЗ будут свои базисные напряжения и ток.

Для синхронных компенсаторов и генераторов

X_*г=Xd,

где Xd - относительное сверхпереходное сопротивление по продольной оси, определяемое по справочникам;

S_ном. - номинальная мощность генератора.

Для 2-х обмоточных генераторов

Х_*Т=,

где U_к - напряжение КЗ%, определяемое по справочникам или паспортным данным.

Для 3-х обмоточных трансформаторов или АТ напряжение КЗ, приведенное к номинальной мощности трансформатора или АТ, даны для каждой пары обмоток: U_{к вв-н}, U_{к в-с}, U_{к с-н}%.

Схема замещения таких трансформаторов приведена на рис.6.2.

Относительное сопротивление лучей схемы, приведенных к базисным условиям можно определить по формулам:

Х_*в=

Х_*с=

Х_*н=

Двухобмоточные трансформаторы с 2-мя или 3-мя расщепленными обмотками, вводят в схему замещения как индуктивные сопротивления (рис. 6.3) приведенные к базисным условиям. Сопротивления Х_в и Х_н схемы замещения определяют по уравнениям (40, 61) Рыжкова Л.Д., Козулин В.С. “Эл. оборудование станций и подстанций”. Если известно напряжение U_{к в-н} для 3-х фазного трансформатора с расщепленными обмотками, то Х_в-н=

Х_в=0,125Х_в-н; Х_н1=Х_н2=1075Х_в-н

Для группы из однофазных трансформаторов с обмоткой НН, разделенной на 2-е ветви Х_в=0, Х_н1=Х_н2=2Х_в-н, а с обмоткой разделенной на три ветви:

Х_в=0, Х_н1=Х_н2=3Х_в-н.

Если же в каталоге на трансформаторы заданы напряжения U_{к в-н} и U'_кн1-н2(последнее отнесено к номинальной мощности расщепленной обмотки S_ном.н1=S_номн2=0,5S_ном.), то

;

Х_н1 = Х_н2 = Х'_н1 - Х'_н1-н2; Х_в = Х_вн - 0,5Х_н1-н2.

ВЛ и КЛ характеризуются удельными значениями индуктивных сопротивлений и емкостей проводимости, зависящими от номинального напряжения и конструкции линии передачи.

При проектировании можно использовать среднее значение удельных сопротивлений (Х_уд.) и проводимостей (G_уд.)

Таблица 4.Примерные сопротивления линий

Тип ВЛ, КЛ	Худ.(ом/км)	Вуд. 10-6 см/км
Одноцепные ВЛ-6-220кВ 220...500кВ расщеплены на два провода в фазе: 500кВ - при расщеплении на 3 провода в фазе 750кВ - при расщеплении на 4-е провода в фазе 3-х жильные кабели: 6 - 12 кВ 35 кВ Одножильный маслонаполненный кабель 110 кВ	0,40 0,32 0,30 0,28 0,08 0,12 0,18	207 3,6 3,78 4,0 - - -

Линии напряжением до 220 кВ включительно и 330 кВ-750 кВ длиной менее 150 км. входят в схему замещения как индуктивное сопротивление, относительное значение которого

,

где L - длина линии в км.

При большей длине линии напряжением 330 кВ и выше необходимо учитывать емкостную проходимость и применять П-образную или Т-образную схему замещения.

Для расчета токов КЗ на электрических станциях, необходимо располагать данными, характеризующими энергосистему.

Система может быть задана:

Известна схема системы и параметры ее элементов - генераторов, трансформаторов, линий и др. Составляют полную схему замещения и ток КЗ от системы рассчитывают также, как и ток проектируемой установки.

Известны суммарная мощность системы S_{с ном.} и результирующее сопротивление всех элементов системы Х_с до некоторой точки, к которой присоединяют проектируемую установку. Находят относительное базисное сопротивление системы Х_*с, ЭДС системы принимают постоянной, равной среднему эксплуатационному напряжению в узле присоединения. При расчетах в относительных единицах Е_*с=1.

Задано действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ от системы I_пс (в килоамперах) или так называемая мощность КЗ S^”_с (в МВА). В этом случае относительное сопротивление до заданной точки определяют как

;

Известен тип выключателя, установленного или намечаемого к установке в данном узле энергосистемы. Считается, что ток трехфазного КЗ в этой точке равен номинальному току отключения выключателя I_{откл.ном.}

Определяем ток КЗ в узле I_ст. от станции, тогда максимально допустимый ток от системы может быть определен как I_откл.- I_ст. и относительное сопротивление системы

Х_*с =

Сопротивления элементов схемы, приведенные к базисным условиям, наносятся на схему замещения. Для этого каждый элемент в схеме замещения обозначают дробью: в числителе ставят порядковый номер элемента, а в знаменателе - значение относительного индуктивного сопротивления.

Теперь необходимо определить результирующее сопротивление Х_РЕЗ цепи КЗ для данной точки КЗ путем постепенного преобразования схемы.

Возможны следующие преобразования схемы:

Замена неполных сопротивлений, соединенных последовательно, эквивалентным

Замена нескольких сопротивлений, соединенных параллельно эквивалентным:

.

Соединение звездой с относительным сопротивлением лучей Х_*1, Х_*2, Х_*3, может быть заменено эквивалентным соединением в треугольник по формулам:

Соединение звездой с относительным сопротивлением лучей Х_*1, Х_*2, Х_*3, может быть заменено соединением в треугольник.

При преобразовании треугольника относительных сопротивлений в эквивалентную звезду пользуются допущениями:

Если принять ЭДС источников питания одинаковыми, то в схеме точки «m» и «n» будут равнопотенциальными.

При совмещении равнопотенциальных точек сопротивления одноименных элементов складываются как параллельные, и получают новую схему.

В результате преобразований схему приводят к одному из видов, удобных для расчета токов КЗ с учетом индивидуального изменений в отдельных лучах.

Обычно схему сводят к 2-3 лучам, выделяя в отдельные лучи разнотипные генераторы или однотипные генераторы с различной удаленностью относительно точки КЗ. Например, генераторы одной станции подсоединяют к РУ разных напряжений.

Результирующая сопротивления каждой схемы определяется по формулам:

для схемы а)

для схемы

б)

для схемы

в)

При разнотипных источниках можно вычислить результирующую ЭДС:

для схемы а,б)

для схемы в)

На схемах (б,в) приведены простейшие случаи питания точки КЗ от источников разнотипных или разноудаленных. Здесь источники непосредственно связаны с местом повреждения, поэтому ток КЗ можно определить отдельно от каждого источника! Ток в точке КЗ равен сумме токов от источников.

Для схемы (а) уже нельзя рассчитывать тока КЗ от каждого источника в отдельности, так как токи протекают в место повреждения через общее сопротивление Х_*3. Необходимо эту схему преобразовать в n-лучевую так, чтобы результирующее сопротивление и токи распределения в лучах остались неизменными.

Для схемы (а) находим коэффициент распределения по лучам:

или

При этом должно выполняться равенство Затем находят результирующее сопротивление лучей:

и таким образом приводят схему (а) к виду схемы (б).

Выбор конструкции РУ на подстанциях ВН, СН, НН

РУ называется электроустановка, предназначенная для приема и распределения электрической энергии и содержащая коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства защиты, автоматики и измерений. На станциях и подстанциях обычно имеется РУ нескольких ступеней напряжения, связанные через трансформатор или АТ.

Существует два основных вида РУ - открытые и закрытые.

Закрытыми РУ называются РУ, оборудование которого расположено в здании. ЗРУ в основном применяются на напряжение 3…20 кВ. В электроустановках больших напряжений (35…220 кВ) применяются только при ограниченности площадей для РУ, при повышенной загрязненности атмосферы, вблизи морского побережья и в условиях Крайнего Севера.

Открытыми РУ (ОРУ) называется РУ, все или основное оборудование расположено на открытом воздухе. ОРУ применяется на напряжение 35…750 кВ, так как при этих напряжениях ОРУ обладает существенным преимуществом по сравнению с ЗРУ:

меньше объем строительных работ, существенная экономия строительных материалов (сталь, бетон);

меньшие капитальные затраты, сроки сооружения, опасность распространения повреждений (вследствие больших расстояний между аппаратами смежных частей);

хорошая обозреваемость;

удобство расширения и простота замены оборудования другим, даже с большими габаритами, а также возможность быстрого демонтажа и монтажа оборудования.

При напряжении выше 1000 В РУ должны быть оборудованы стационарными заземленными ножами (ЗН), которые обеспечивают заземление аппарата и остановки без использования переносных заземлений.

Ножи окрашиваются в черный цвет, а рукоятки их проводов - в красный цвет.

Разъединители 3 кВ и выше устанавливаются с одним или двумя стационарными заземляющими ножами (ЗН) сблокированными с основными ножами.

Электрические соединения в ОРУ должны выполняться, как правило, из алюминиевых или сталеалюминиевых проводов, полос, труб и шин продольного сечения из А и АС сплавов электротехнического назначения.

Сетчатые ограждения токоведущих частей и электрооборудования должны иметь высоту для ОРУ и открыто установленных трансформаторов 2 или 1,6 метра, а для ЗРУ и трансформаторо установленных внутри здания - 1,9 м; размер ячеек сетки не более 25х25 мм. Должно быть предусмотрено устройство запирания ОРУ на замок.

В РУ содержится большое число электрических аппаратов и проводников. Выбор и расчет токоведущих частей аппаратов и проводников любой электроустановки, от которой в значительной степени зависит надежность ее работы.

При выборе токоведущих частей необходимо выполнить ряд требований, вытекающих из условия работы.

Аппараты и проводники должны:

Длительно проводить рабочие токи без чрезмерного повышения t⁰C;

Противостоять кратковременному электродинамическому и термическому действию тока КЗ;

Выдерживать механические нагрузки, создаваемые собственной массой связанных с ним аппаратов, а также усилий возникающих в результате атмосферных воздействий (ветра, гололеда).

Удовлетворять требованиям экономичности электроустановки.

При работе электроустановки происходит нагрев электрических проводников, аппаратов, что является следствием потерь мощности в них. Составляющими этих потерь являются:

Потери в токоведущих частях, обмотках, контактах;

Потери от вихревых токов в металлических частях особенно ферромагнитных;

Потери в магнитопроводах трансформаторов и электромагнитах;

Потери в диэлектриках.

Рассматривая вопрос о допустимых температурах аппаратов и проводников, необходимо определить понятие о наблюдаемых температурах о температурах в наиболее нагретых точках аппаратов (машин).

Под наблюдаемыми температурами понимают температуры, найденные простым измерением. Они на 5…15⁰С отличаются от температур в наиболее нагретых точках. Принято нормировать наблюдаемые температуры поскольку это удобно для практического использования (табл.5.)

Таблица 5. «Допустимые (наблюдаемые) температуры для аппаратов и проводников при длительной работе» (ГОСТ 7024-69)

Нагреваемый элемент, часть, среда	Допустимая температура, 0С	Допустимое превышение температуры, 0С
Изолированные токоведущие части аппаратов, проводников в воздухе	110	75
Изолированные металлические части аппаратов, проводников с изоляцией класса:
Y	80	45
A	95	60
B и C	110	75
Масло трансформаторное:
в выключателях	75	40
в трансформаторах, изоляторах	90	55
Неразмыкаемые контакты в воздухе:
из меди и ее сплавов	80	45
из меди с гальваническим серебряным покрытием	85	50
из серебра и ее сплавов	100	65
Размыкаемые контакты в воздухе	75	40

В основу нормирования положены максимальные допустимые температуры в наиболее нагретых точках.

У_о = 0,6 руб/кВтчас -среднее значение удельного ущерба от недоотпуска эл. энергии.

Выбор и проверка электрических аппаратов подстанций

А) Выбор выключателей.

Выключатель является основным коммутационным аппаратом и служит для отключения и включения цепей в различных режимах работы.

Наиболее ответственной операцией является отключение токов КЗ и включения на существующие КЗ.

Выключатели должны надежно отключать любые токи:

нормального режима и КЗ, а также малые индуктированные токи и емкостные токи без появления при этом опасных коммутационных предохранителей.

Для сохранения устойчивой работы системы отключения КЗ должно производится как можно быстрее;

выключатель должен быть приспособлен для быстродействующей АПВ.

Конструкция выключателя должна быть простой, удобной для эксплуатации и транспортировки, он должен обладать высокой работоспособностью, взрыво и пожаробезопасностью.

ГОСТ 687-78 дает основные параметры выключателя:

Номинальное напряжение,U_НОМ.

Номинальный ток, I_НОМ.

Номинальный ток отключения I_ОТКЛ. - наибольший ток КЗ (действующее значение периодической составляющей), который выключатель способен отключить при напряжении, равном наибольшему рабочему, при заданных условиях восстановленное напряжение и заданном цикле операций. Цикл операций зависит от того, предназначены ли выключателя для АПВ. Выключатели без АПВ должны выдерживать цикл О-180с-ВО-180с-ВО.

Выключатель предназначенный для однократного или 2-х кратного АПВ имеет циклы О-t_б-ВО-15 мин-0- t_б-ВО; О-t_б-ВО-180с -ВО.

Здесь О- операция отключения;

ВО - операция включения и немедленного отключения;

t_б - время бестоковой паузы при АПВ, с.

Номинальное процентное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения в соответствии с ГОСТ 687-78

Время от начала КЗ до расхождения контактов выключателя определяется из выражения:

=t_ЗMIN + t_С.В.

где t_ЗMIN - минимальное время действия релейной защиты, принимается равным 0,001 с;

t_С.В - собственное время отключения выключателя по каталогу.

Действующее значение периодической составляющей I_ДИН и амплитудные значения полного тока I_MДИН, которые характеризуют электродинамическую стойкость выключателя. Эти токи выключатель выдерживает во включенном положении без повреждений, препятствующих его дальнейшей работе.

Ток термической стойкости I_Т - и время действия тока термической стойкости t_Т.

Номинальный ток включателя I_ВКЛ - наибольший ток КЗ, который выключатель способен включить без сваривания контактов и других повреждений. В каталоге задают действующее значение периодической составляющей I_ВКЛ и амплитудное значение полного тока I_MВКЛ. Выключатели конструируют так, что I_ВКЛ I_ОТК.

Время действия выключателя:

Собственное время отключения t_С.В - промежуток времени от подачи команды на отключение до расхождения контактов выключателя;

Время отключения t_О.В - промежуток времени от подачи команды на отключение до погасания дуги во всех фазах;

Время включения выключатели t_В.В - промежуток времени от подачи команды на включение до возникновения тока в цепи.

Параметры восстанавливающего напряжения.

По конструктивным особенностям и способу гашения дуги различают следующие типы выключателей:

масляные объемные;

масляные малообъемные;

воздушные;

электромагнитные;

элегазовые;

автогазовые;

вакуумные.

К особой группе относятся выключатели нагрузки, рассчитанные на отключение токов нормального режима.

Выбор выключателей производят по следующим параметрам:

по напряжению электроустановки - U_УСТU_НОМ;

по длительному току I_РАБ.НI_НОМ; I_РАБ.НI_НОМ;

Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по условиям I_П0I_ДИН; I_УI_М.ДИН, где I_П0 и I_У - расчетные значения периодической составляющей тока КЗ и ударного тока в цепи, для которой выбирается выключатель.

Выбрав выключатель по рассматриваемым параметрам, а следовательно, зная t_С.В. находим и для этого момента времени определяют периодическую (I_П) и апериодическую (I_А) составляющие тока КЗ.

Далее проверяют выключатель на ток отключения (I_П ) (I_ОТК) и на возможность отключения апериодической составляющей (i_А). Определяют процентное содержание (i_А) в токе :

и проверяют выполнение условия _НОМ

Если условие (I_П ) (I_ОТК) выполняется, а >_НОМ (велика доля апериодического тока), то в соответствии с ГОСТ 687-78 допускается выбирать выключатель по полному току:

При выборе выключателей по включающей способности достаточно, чтобы были выполнены условия

I_П0I_ВКЛ; i_УI_М.ВКЛ.

На термическую стойкость выключатель проверяют по расчетному импульсу квадратичного тока КЗ и найденным в каталоге значениям I и t:

Расчетным видом КЗ для проверки на электродинамическую и термическую стойкость является 3х фазное КЗ.

В РУ генераторного напряжения электростанций находят применение масляные малообъемные выключатели при токах отключения до 100 кА.

В цепях мощных блоков устанавливают воздушные выключатели воздушные выключатели.В РУСН станций, подстанций 6…10 кВ находят применение малогабаритные масляные малообъемные выключатели. В сетях напряжение 110 кВ могут быть установлены масляные малообъемные, воздушные выключатели. Чем выше напряжение, тем больше оказывается преимуществ у воздушных выключателей, а в электроустановках напряжением 330 кВ и выше применяются только воздушные выключатели. Перспективным является применение элегазовых выключателей в элегазовых РУ на все напряжения.

Выбор выключателей рекомендуется производить в табличной форме.

Расчетные параметры цепи	Каталожные данные выключателя	Условие выбора
UУСТ	UНОМ	UУСТ UНОМ
IРАБ. УТЖ	IНОМ	IРАБ. УТЖ IНОМ
IП	IОТК	IП IОТК
	НОМ	НОМ
	-
IПО	IВКЛ	IПО IВКЛ
iУ	IМВКЛ	iУ IМВКЛ
IПО	IДИН	IПО IДИН
iУ	IMДИН	iУ IMДИН
Bк	IT, iТ

Номинальный ток отключения выключателя I_ОТКЛ дан в (ГОСТ687-78) для допустимого значения восстанавливающегося напряжения.

Переходное восстанавливающееся напряжение (ПВН) - это напряжение появляющееся на контактах полюса выключателя после погасания в нем электрической дуги.

Процесс восстановления напряжения может быть апериодическим, одно, двух и многочастотным.

ГОСТ 687-78 нормирует для выключателей характеристики восстанавливающего напряжения. Они заданы в виде граничных линий, определяющих допустимые пределы изменения восстанавливающего напряжения в месте установки выключателя, и линий запаздывания, учитывающих процесс запаздывания процесса восстановления электрической прочности дугового промежутка, свойственное прежде всего воздушным выключателям.

Характеристики ПВН нормированы для токов отключения, составляющих 100, 60 и 30% номинального.

,

где К_пг - коэффициент первого гасящего полюса (нормированное отношение возвращающегося напряжения на первом гасящем полюсе выключателя к наибольшему фазному рабочему напряжению), принимается равным 1,5;

К_а - коэффициент превышения амплитуды, значение К_а нормированы в зависимости от тока отключения: К_а100 = 1,4; К_а60=К_а30=1,5.

Линия запаздывания располагается параллельно линии ПВН в начальном участке и определена параметрами U'=U_C/3, t=0.15t₃. Дополнительными параметрами является допустимая скорость восстановления напряжения (СВН), которая определяется как U_Н=U_C/t₃. Значения параметров t₃ и U_Н даны в таблице 6.

Таблица 6.

	6/7,2	10/12	15/1705	20/24	35/40,5
	t3, мкс	UН, кВ/мкс	t3, мкс	UН, кВ/мкс	t3, мкс	UН, кВ/мкс	t3, мкс	UН, кВ/мкс	t3, мкс	UН, кВ/мкс
100	35,0	0,35	51	0,4	60	0,50	75	0,55	99	0,67
60	13,2	0,88	22	1,0	26	1,25	32	1,36	42	1,75
30	7,5	1,75	11	2,0	13	2,50	16	2,75	21	3,50

Примечание: В числителе - номинальное, в знаменателе - максимальное рабочее напряжение.

Для выключателей 110 кВ и выше условная граничная линия ПВА определяется параметрами U₁, U_C, t₁, t₂. Причем

U=K_aU₁, где К_пг..=1,3; К_а принимает значения, что и для выключателей до 35 кВ включительно.



Рис. «Нормированная кривая ПВН для выключателей 110 кВ.»

Линия запаздывания, параллельная граничной линии определяется параметрами U' = 0.5 U₁ и t. Параметры t₁, t₂, t нормированы в зависимости от номинального тока отключения выключателей и отключаемого тока (100, 60, 30%). Так, например, t₁₀₀=2 мкс, , t₆₀=4 мкс, , t₃₀=8 мкс. Допустимая скорость СВН является дополнительным параметром и определяется отношением: U_H=U₁/t₁.

Выбор разъединителей, отделителей, короткозамыкателей, выключателей нагрузки

Разъединители предназначены для отключения и выключения цепей без тока и для создания видимого разрыва цепи в воздухе В электроустановках небольшой мощности разрешается отключать разъединители ненагруженные трансформаторы, включать и отключать нагрузочный ток линии до 15 кА при напряжении 10 кВ и ниже, отключать (в определенных пределах) зарядный ток ВЛ и КЛ и ток КЗ на землю. При этом полагается 3х полюсный разъединитель.

По конструкции различают рубящие, поворотные, качающиеся, катящиеся разъединители. Важным элементом электроустановки ВН является заземляющие разъединители. При напряжении до 500 кВ - заземляющие разъединители монтируются на общей раме с основным разъединителем и блокируется с ним механически.

Блокировка разрешает включение заземляющего разъединителя только при отключенном основном и наоборот. Разъединители могут выполняться с одним или 2я заземляющими ножами (число заземляющих ножей обозначается цифрой 1 или 2 после первой черточки: РНДЗ-1-200У/2000 или РЛНД-2-220/1000). В эл. установках со сборными шинами в качестве линейных - с двумя заземляющими ножами. При напряжении 750 кВ и выше целесообразна раздельная установка основного и заземляющего разъединителя. Специального типа разъединители - короткозамыкатели и отделители, применяемые на подстанциях, выполненных по упрощенной схеме.

Короткозамыкатели создают искусственное ККЗ на стороне ВН трансформатора п/станции с целью повышения чувствительности РЗА линии.

Отделители предназначены для автоматического отделения поврежденного участка цепи в бестоковую паузу АПВ. Отделители допускается отключать те же токи, что и разъединителю.

Воздушные короткозамыкатели и отделители выпускаются на напряжение 35…220 кВ. Серьезным недостатком их является относительно большое время действия и затрудненность действия в условиях низких температур и гололеда. Разработаны конструкции элегазовых отделителей и короткозамыкателей.

Выключатели нагрузки используются для отключения рабочего тока цепи. Для отключения токов КЗ выключатели нагрузки не предназначены, но включающая их способность должна быть достаточной для включения их на не устраненное КЗ.

В ряде случаев к выключателям нагрузки не напряжение 6…10 кВ пристраивают кварцевые предохранители типа ВСНГ для цепей генераторов мощных блоков, допускающая синхронизацию. На напряжение 110 и 220 кВ в схема подстанций для автоматического секционирования сети разрабатываются выключатели нагрузки, вакуумные или элегазовые, на одно, два и три направления. Разъединители, отделители и выключатели нагрузки выбираются по номинальному напряжение (U_НОМ), номинальному длительному току I_НОМ, а в режиме КЗ проверяют термическую и электродинамическую стойкость.

Для короткозамыкателей выбор по номинальному току не требуется.

Выключатели нагрузки проверяют дополнительно по току отключения:

I_{РАБ.УТЖ}I_ОТКЛ.

Расчетные величины для выбора перечисленных аппаратов те же, что и для выключателей. Для правильного выбора аппаратов необходимо учитывать их перегрузочную способность и температуру окружающей среды. Нормированная температура окружающей среды для аппаратов + 35⁰С, но лн более + 60⁰С и при условии снижения нагрузки, характеризуемого следующими коэффициентами:

Температура окружающей среды, 0С,	35	40	45	50	55	60
Коэффициент снижения нагрузки	1,0	0,94	0,87	0,79	0,71	0,61

При температуре ниже + 35⁰С, допустимый ток может быть увеличен на 20%:

Температура окружающей среды, 0С,	35	30	25	20	15	10	5	0
Коэффициент дополнительной нагрузки	1,0	1,03	1,06	1,09	1,12	1,15	1,18	1,20

Условия выбора аппаратов сводятся в таблицу.