Определение основных электрических величин

Определение основных электрических величин

К основным электрическим величинам, значения которых используются в расчетах трансформаторов, относятся:

- мощности на одну фазу и на стержень;

- номинальные линейные токи обмоток высшего напряжения (ВН) и низшего напряжения (НН);

- номинальные фазные токи и напряжения обмоток ВН и НН;

- активная и реактивная составляющие напряжения короткого замыкания;

- испытательные напряжения для элементов обмоток ВН и НН.

Эти электрические величины определяются по нижеприводимым формулам.

Мощность одной фазы трансформатора

,

где – номинальная мощность трансформатора, кВ·А;

– число фаз.

Мощность на одном стержне

,

где – число активных (несущих обмотки) стержней магнитопровода трансформатора.

Для трехфазного трехстержневого трансформатора

.

Номинальные линейные токи обмоток

,

,

где и – напряжения соответственно обмоток ВН и НН при использовании нулевых ответвлений обмотки ВН, В

Фазный ток обмотки одного стержня трехфазного трансформатора:

при соединении обмоток в звезду или зигзаг

,

при соединении обмоток в треугольник

,

где – номинальный линейный ток для обмотки: обмотки ВН, обмотки НН.

Фазное напряжение трёхфазного трансформатора:

при соединении обмоток в звезду или зигзаг

,

при соединении обмоток фаз в треугольник

где – номинальное линейное напряжение соответствующей обмотки: обмотки ВН, обмотки НН.

Для определения изоляционных промежутков между обмотками и другими токоведущими частями и заземлёнными деталями трансформатора необходимо знать испытательные напряжения, при которых проверяется электрическая прочность изоляции элементов трансформатора. Эти напряжения определяются по классу напряжения обмоток по табл. 1.1

Таблица 1.1

Испытательные напряжения промышленной частоты (50 Гц)

для масляных силовых трансформаторов

 

Класс напряжения, кВ	До 1кВ
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	-	3,6	7,2	12,0	17,5		40,5
Испытательное напряжение, , кВ

 

Активная составляющая напряжения короткого замыкания, %

,

где – мощность потерь короткого замыкания, Вт; дана в задании.

Реактивная составляющая напряжения короткого замыкания, %

,

где – номинальное напряжение короткого замыкания (из задания).

Расчёт основных размеров трансформатора

Рис. 2.2. Поперечное сечение стержня стержневой магнитной системы

 

Диаметр этой окружности называется диаметром стержня и является одним из основных размеров трансформатора.

Нормализованные (устанавливаемые стандартом) диаметры стержней, м: 0,08; 0,085; 0,09; 0,092; 0,095; 0,10; 0,105; 0,11; 0,115; 0,12; 0,125; 0,13; 0,14; 0,15; 0,16; 0,17; 0,18; 0,19; 0,20; 0,21; 0,22; 0,225; 0,23; 0,24; 0,245; 0,25; 0,26; 0,27; 0,28; 0,29; 0,30; 0,31; 0,32; 0,33; 0,34; 0,35; 0,36; 0,37; 0,38; 0,39; 0,40; 0,42; 0,45; 0,48; 0,50; 0,53; 0,56; 0,60; 0,63; 0,67; 0,71; 0,75 – для магнитных систем без поперечных каналов и 0,80; 0,85; 0,875; 0,9; 0,925; 0,975; 1,0; 1,03; 1,06; 1,12; 1,15; 1,18; 1,22; 1,25; 1,28; 1,32; 1,36; 1,40; 1,45; 1,50 – для магнитных систем, имеющих поперечные охлаждающие каналы.

Чистое сечение стали в поперечном сечении стержня называется активным сечением стержня. Отношение площади сечения стержня к площади круга диаметром называется коэффициентом заполнения площади круга - . Число ступеней, определяемое числом пакетов стержня в половине круга, для трансформаторов разных мощностей различно. С увеличением числа ступеней увеличивается , но увеличивается число типоразмеров пластин, что усложняет их заготовку и сборку магнитной системы. В табл. 2.2 и 2.3 приведены рекомендуемые значения числа ступеней и получающиеся при этом значения и .

 

Таблица 2.2

Число ступеней в сечении стержня трёхфазных масляных трансформаторов мощностью до 400 кВ·А

 

Показатель	Прессовка стержня расклиниванием с обмоткой, сечение стержня без каналов
Мощность трансформатора, кВ·А	до 16			40-100
Ориентировочный диаметр стержня , м	до 0,08	0,08	0,09	0,10-0,14	0,15, 0,16	0,17, 0,18
Без прессующей пластины	Число ступеней
Коэффициент	0,636	0,786	0,851	0,861	0,890	0,91-0,92	0,913	0,918

 

Таблица 2.3

Таблица 2.7

Главная изоляция.

Минимальные изоляционные расстояния обмоток НН

 

Мощность трансформатора, кВ·А	Uисп для обмоток НН, кВ	Обм. НН от ярма l01, мм	Обм. НН от стержня, мм
δ01	ац1	а01	lц1
25 – 250   400, 630 1000 – 2500 630 – 1600 630 и выше 630 и выше все мощности	18; 25; 35	принимается равным найденному по испытательному напряжению обмотки ВН	картон 2х0,5 картон 2х0,5	-   -		-   -

 

Таблица 2.8

Расчёт обмоток

3.1 Общие вопросы расчёта обмоток

В соответствии с ранее принятым решением (см. п. 2.2.) приводится расчет алюминиевых обмоток. Если по результатам расчетов алюминиевые обмотки не обеспечат требуемых параметров, то расчет повторяется для обмоток из медного провода после внесения корректировки в расчет основных размеров трансформатора.

Большое значение при выборе типа обмоток и расчёте их параметров имеет плотность тока в проводах обмоток: от неё зависят размеры, масса обмоток, основные потери в них.

Другим важным показателем при расчете обмоток и выборе их конструкции является плотность теплового потока на охлаждаемой поверхности – , т.е. потери в обмотке, отнесенные к единице площади охлаждаемой поверхности. По величине решается вопрос выполнения межслойного масляного канала. Для каждого типа обмоток установлены допустимые значения , используя которые можно определить максимальный радиальный размер металла обмотки между охлаждаемыми поверхностями.

Исходя из рекомендаций табл. 2.6 для условий задания на проектирование, в качестве вариантов могут быть рассмотрены для обмоток НН:

- цилиндрическая из прямоугольного провода двухслойная или многослойная;

- цилиндрическая многослойная из алюминиевой ленты;

для обмоток ВН:

- цилиндрическая многослойная из прямоугольного провода;

- цилиндрическая многослойная из круглого провода.

Расчёт обмоток НН

Расчёт обмоток начинается с обмотки НН, располагаемой у большинства трансформаторов между стержнем и обмоткой ВН. Поэтому эту обмотку считают первой и все параметры и размеры обмотки НН и её элементов обозначают индексом «1»: , и т. д.

Порядок расчёта.

1. Число витков одной фазы обмотки

.

Полученное округляется до ближайшего целого числа чётного или нечётного. Для трёхфазного трансформатора является также числом витков на один стержень.

2. Определяются уточнённые (изменённые в результате округления ) значения напряжения одного витка и индукции в стержне

,

.

3. Средняя плотность тока в обмотках, обеспечивающая получение заданных потерь короткого замыкания определяется по выражениям:

для медных обмоток, А/м²

,

для алюминиевых, А/м²

где – коэффициент отношения основных потерь к полным потерям в трансформаторе. Значения можно принять из табл. 3.1.

Таблица 3.1

Значения для трехфазных трансформаторов

 

Номинальная мощность трансформатора, кВ×А	До 100	160 – 630	1000 – 6300
	0,97	0,96 – 0,93	0,93 – 0,85

 

Сверить рассчитанное значение (с целью исключить ошибки в расчете) можно по данным табл. 3.2. Из этой таблицы также выбирается , если потери короткого замыкания не заданы.

 

Таблица 3.2

Средняя плотность тока в обмотках (МА/м²) для масляных трансформаторов с потерями короткого замыкания по ГОСТ

 

Номинальная мощность трансформатора, кВ×А	25 – 40	63 – 630	1000 – 6300
Медь	1,8 – 2,2	2,2 – 3,5	2,2 – 3,5
Алюминий	1,1 – 1,8	1,2 – 2,5	1,5 – 2,6

 

4. Ориентировочное сечение витка, м²

,

умножением полученного результата на 10⁶ сечение витка перевести в мм².

 

Дальнейший ход расчёта зависит от типа выбранной обмотки.

 

Расчёт обмоток ВН

При выборе типа обмотки ВН необходимо обязательно учитывать удобство выполнения ответвлений для регулирования напряжения. В диапазоне мощностей задания при многослойных цилиндрических обмотках используются схемы рис. 3.2.

Рис. 3.2. Схемы выполнения ответвлений в обмотках ВН.

 

Намотка регулировочных витков производится тем же проводом и с тем же направлением намотки, что и основных витков обмотки. В цилиндрических обмотках регулировочные витки располагаются в наружном слое обмоток. С целью снижения механических сил, возникающих в обмотках при коротком замыкании, отключаемые витки должны располагаться симметрично относительно середины высоты обмотки. Схема рис. 3.2а не обеспечивает этого требования, и поэтому её использование ограничивается трансформаторами мощностью до 160 кВ∙А. Схема рис. 3.2б применима для трансформаторов мощностью от 250 кВ∙А. При схемах соединений обмоток в треугольник использование схем рис. 3.2а и рис. 3.2б усложняется из-за необходимости использовать сложный переключатель ответвлений. Поэтому предпочтительной является схема рис. 3.2в с расположением регулировочных витков в середине обмоток ВН. Обмотка ВН располагается по отношению к стержню после обмотки НН. Поэтому обмотку ВН считают второй и все параметры этой обмотки и её элементов обозначают индексом «2»: ; и т.д.

 

Порядок расчёта:

1. Определяется число витков, необходимое для получения номинального напряжения

.

2. Рассчитывается число витков на одной ступени регулирования напряжения: при соединении фазных обмоток ВН в звезду

;

при соединении фазных обмоток ВН в треугольник ,

где – напряжение на одной ступени регулирования (разность напряжений двух соседних ответвлений). Если ступень регулирования составляет 2,5%, то .

3.Определяются числа витков обмотки на ответвлениях:

 

на верхних ступенях напряжения	; ;
на основной ступени напряжения	;
на нижних ступенях напряжения	; .

 

Для трёхфазного трансформатора найденное число витков является числом витков на один стержень.

4. Ориентировочная плотность тока, А/м²

_.

5. Ориентировочное сечение витка, м² (мм²)

Таблица 5.1

Таблица 5.4

Удельные потери в стали сердечника и ярма

и в зоне шихтованного стыка

сталь 3404 0,35 мм	одна пластина	две пластины	сталь 3404 0,35 мм	одна пластина	две пластины
0,20	0,028			1,54	1,168
0,40	0,093			1,56	1,207
0,60	0,190			1,58	1,251
0,80	0,320			1,60	1,295
1,00	0,475			1,62	1,353
1,20	0,675			1,64	1,411
1,22	0,697			1,66	1,472
1,24	0,719			1,70	1,600
1,26	0,741			1,72	1,672
1,28	0,763			1,74	1,744
1,30	0,785			1,76	1,824
1,32	0,814			1,78	1,912
1,34	0,843			1,80	2,000
1,36	0,872			1,82	2,090
1,38	0,901			1,84	2,180
1,40	0,930			1,86	2,270
1,42	0,964			1,88	2,360
1,44	0,988			1,90	2,450
1,46	1,032			1,95	2,700
1,48	1,066			2,00	3,000
1,50	1,100
1,52	1,134

 

Примечание: В двух последних графах приведены удельные потери в зоне шихтованного стыка при шихтовке слоями в одну и две пластины.

– коэффициент, учитывающий увеличение потерь в углах магнитной системы; для стали 3404 с толщиной листа 0,35 мм в диапазоне индукций Тл при Гц при косом стыке , при прямом стыке ; при индукции B=1,8 Тл при косом стыке , прямом - ; при четырёх углах с косыми стыками и двух углах с прямыми стыками для стали 3404 с толщиной листов 0,35 мм при Тл среднее значение ;

– число стыков разного вида;

– площадь стыков:

прямого ; ;

косого .

– коэффициент увеличения потерь, зависящий от формы ярма; если число ступеней ярма отличается на одну две ступени от числа ступеней в сечении стержня, то , если соотношение числа ступеней стержня и ярма равно 3, то ;

– коэффициент, учитывающий влияние прессовки на потери холостого хода; при прессовке стержней расклиниванием с обмоткой и бандажами из стеклоленты, ярма – ярмовыми балками без бандажей для отожженной стали , для неотожженной – ;

– коэффициент, учитывающий увеличение потерь из-за перешихтовки верхнего ярма остова при установке обмоток; при мощности трансформаторов до 250 кВ∙А , 400-630 кВ∙А , 1000-6300 кВ∙А .

Расчётные потери холостого хода могут отличаться от заданных не более чем на +7,5%. В противном случае необходимо снизить, применив либо трехстержневую магнитную систему с шестью косыми стыками (в этом случае ), либо ранее принятую, но собираемую из стали марки 3404 толщиной 0,30 мм, либо из стали марки 3405 толщиной 0,30 мм.

Расчет тока холостого хода

Намагничивающая мощность холостого хода трансформатора с плоской шихтованной трёхстержневой магнитной системой по рис. 2.1, собранной из пластин холоднокатанной анизотропной стали, с прессовкой стержней расклиниванием с внутренней обмоткой или бандажами, а ярм – ярмовыми балками без сквозных шпилек в стержнях и ярмах, рассчитывается по формуле

где – коэффициент, учитывающий влияние резки полосы рулона на пластины; для отожженной стали марки 3404 , для неотожженной ;

– коэффициент, учитывающий влияние заусенцев; если заусенцы сняты, то для отожженных пластин , для неотожженных ; если заусеницы не сняты, то соответственно равен 1,02 и 1,05;

, , – удельные намагничивающие мощности для стали стержней, ярм и зазоров (стыков); определяются по индукциям , и для прямых и косых стыков из табл. 5.6;

– коэффициент, учитывающий увеличение намагничивающей мощности в углах магнитной системы: его значение для трёхстержневой магнитной системы из стали марки 3404 толщиной 0,35 мм для разных индукций приведены в табл. 5.5.

Таблица 5.5

Значение коэффициента для углов с косыми и прямыми стыками пластин из стали марки 3404 с толщиной 0,35 мм при Гц

 

Число углов со стыками	Магнитная индукция B, Тл
косыми	прямыми	1,4	1,5	1,6	1,7	1,8
		38,5	41,7	42,45	40,5	33,66

 

Таблица 5.6

Для стали марки 3404 0,35 мм

 

0,20	0,040		1,54	1,486
0,40	0,120		1,56	1,575
0,60	0,234		1,58	1,675
0,80	0,375		1,60	1,775
1,00	0,548		1,62	1,958
1,20	0,752		1,64	2,131
1,22	0,782		1,66	2,556
1,24	0,811		1,68	3,028
1,26	0,841		1,70	3,400
1,28	0,870		1,72	4,480
1,30	0,900		1,74	5,560
1,32	0,932		1,76	7,180
1,34	0,964		1,78	9,340
1,36	0,996		1,80	11,500
1,38	1,028		1,82	20,240
1,40	1,060		1,84	28,980
1,42	1,114		1,86	37,720
1,44	1,168		1,88	46,460
1,46	1,222		1,90	55,200
1,48	1,276		1,95	89,600
1,50	1,330		2,00	250,000
1,52	1,408

 

Примечание: В последнем столбце приведена удельная намагничивающая мощность в зоне шихтованного стыка при шихтовке слоями в две пластины. При шихтовке в одну пластинку , полученные из таблицы, умножить на 0,82.

 

 

– коэффициент, учитывающий увеличение намагничивающей мощности в углах магнитной системы в зависимости от ширины пластины второго пакета; значения для холоднокатаной стали приведены в табл. 5.7; для промежуточных значений , коэффициент определяется интерполяцией.

Таблица 5.7

Значения для холоднокатанной стали

 

B, Тл	Ширина пластин второго пакета , м
0,05	0,10	0,20	0,30	0,40	0,50	0,60	0,70
0,8-1,0 1,10 и 1,90 1,20 и 1,80 1,30 и 1,70 1,40 и 1,60 1,50	1,30 1,40 1,50 1,70 2,00 3,00	1,25 1,27 1,30 1,38 1,50 2,00	1,20 1,21 1,22 1,25 1,35 1,50	1,17 1,18 1,19 1,21 1,25 1,35	1,15 1,16 1,17 1,18 1,20 1,30	1,14 1,15 1,16 1,17 1,19 1,25	1,13 1,14 1,15 1,16 1,18 1,20	1,12 1,13 1,14 1,15 1,16 1,18

 

– коэффициент, учитывающий форму сечения ярма; для ярма многоступенчатого сечения ;

– коэффициент, учитывающий прессовку магнитной системы; при прессовке стержней расклиниванием с обмоткой, а ярма ярмовыми балками без бандажей для отожженной стали , для неотожженной – ; при прессовке стержней бандажами из стеклоленты, ярм-ярмовыми балками без бандажей для отожженной стали , для неотожженной - ;

– коэффициент, учитывающий перешихтовку верхнего ярма для установки обмоток; .

Полный фазный ток холостого хода

.

Относительное значение тока холостого хода (в процентах номинального тока)

.

Активная составляющая фазного тока холостого хода

,

или в процентах номинального тока

.

Реактивная составляющая фазного тока холостого хода

,

или в процентах номинального тока

.

Отклонение расчётного тока холостого хода от заданного должно быть не более +15%. При необходимости снизить используют те же меры, что и для снижения .

По вышеприведенным формулам рассчитывается среднее значение тока холостого хода для всех стержней трансформатора, который для трансформатора с магнитной системой по рис. 2.1 и считается током холостого хода (у такого трансформатора ток холостого хода в обмотке среднего стержня меньше, чем в обмотках крайних стержней).

Коэффициент мощности при работе трансформатора в режиме холостого хода при номинальном напряжении

.

 

Тепловой расчёт бака

Бак трансформатора должен иметь хорошую теплоотдачу, быть механически прочным, простым в изготовлении, иметь малые габариты. Тип бака выбирается по мощности трансформатора – (табл. 6.2).

Таблица 6.2

Типы баков силовых масляных трансформаторов

 

Тип бака	Вид охлаждения	Пределы применения по мощности, кВ∙А
Бак с гладкими сетками Бак с вваренными охлаждающими гнутыми трубами (трубчатый) Бак с навесными радиаторами с прямыми трубами Бак с навесными радиаторами с гнутыми трубами	м     м   м   м	До 25-40     От 40-63 до 1600   От 100 до 6300   От 2500 до 10000

 

Примечание. При современных технологиях изготовления более технологичными являются баки с навесными радиаторами с прямыми трубами.

Для расчета размеров бака необходимо определить следующие изоляционные расстояния и размеры (рис. 6.1):

Рис. 6.1. К определению основных размеров бака

 

– изоляционное расстояние от изолированного отвода обмотки ВН до собственной обмотки (по табл. 6.3);

– изоляционное расстояние от изолированного отвода обмотки ВН до стенки бака (по табл. 6.3);

– диаметр изолированного отвода обмотки ВН: при классах напряжения 10 и 35 кВ при мощности трансформатора до 10000 кВ∙А мм, а при больших мощностях мм;

– изоляционное расстояние от отвода обмотки НН до обмотки ВН (табл. 6.4);

– изоляционное расстояние от изолированного отвода обмотки НН до стенки бака (по табл. 6.3);

– диаметр изолированного отвода от обмотки НН, равный d₁, или размер неизолированного отвода НН (шины), равный 10-15 мм.

Таблица 6.3

Рекомендации по выполнению графической части

В графической части курсового проекта необходимо показать чертеж общего вида разработанного трансформатора в трех проекциях с необходимыми разрезами и сечениями. Размеры основных элементов принять из расчетов или из справочной литературы, а также из рекомендаций, изложенных в этом разделе. При выполнении чертежа использовать стандартные масштабы.

Чертеж общего вида трансформатора выполняется на листе формата А1 в трех проекциях с необходимыми разрезами и сечениями. В правом нижнем углу чертежа располагают основную надпись и спецификацию. На рис. 8.1 изображен общий вид трансформатора мощностью 1000 кВ∙А с напряжениями обмоток ВН-6-10 кВ, НН-0,4-0,69 кВ, а на рис.8.2 -трансформаторов мощностью 100-250 кВ∙А.

На главном и боковом видах бак разрезан по стенкам и дну, что позволяет показать выемную часть трансформатора, которая включает в себя активную часть и переключатель с приводом, установленным на крышке бака.

Активная часть состоит из магнитопровода, обмоток, отводов и деталей их крепления и выводов обмоток. Сверху бак закрывается крышкой, притягиваемой к верхней его раме болтами с гайками и шайбами через прокладку из маслоупорной резины.

К дну бака приваривается тележка, на которую опирается трансформатор и которая обеспечивает его перемещение на катках в двух взаимно перпендикулярных направлениях.

Тележки имеют колею (расстояние между осями симметрии по ширине катков), равную 660 мм у трансформаторов мощностью 110÷630
кВ∙А, 1070 мм - мощностью 1000 и 1600 кВ∙А.

Сверху на крышке размещены выводы обмоток НН, обмоток ВН, нулевой вывод обмоток НН.

Конструкция выводов показана на рис.8.3, а их переменные размеры для различных напряжений и токов приведены в табл.8.1.

Таблица 8.1

Основные размеры выводов напряжения и токи

 

Напряжение, кВ	Ток, А	Размеры, мм
d	d1	d2	d3	d4	d5
Д0 1		М8 М12 М16 М20 М27 М33 М42					- - - - - - -
3,6,10		М12 М16 М20 М27 М33 М42

 

Минимальное расстояние в воздухе между токоведущими частями (колпаками) вводов, а также от них до заземленных частей трансформаторов должны составлять: при напряжении ввода до 3 кВ 60 мм; 6 кВ- 80 мм; 10 кВ - 110 мм.

Изоляторы вводов на напряжении 6 и 10 кВ имеют две «юбки», а до 3 кВ - одну.

Расширитель расположен на крышке трансформатора и соединен с баком специальным трубопроводом. Объем расширителя примерно наполовину заполнен трансформаторным маслом.

Вспомогательная арматура включает в себя плоские краны для заливки масла (на крышке бака), его слива (в нижней части боковой стенки), демонтажа газового реле (в рассечке трубопровода, соединяющего расширитель с баком), отключения радиаторов или съемного фильтра (между фланцами бака и радиаторов или фильтра), кран на боковой стенке бака для взятия пробы масла из бака, фильтр для непрерывной очистки масла, болт заземления и пробку слива остатков масла из бака.

Вместо плоских кранов для заливки и слива масла могут применяться вентили.

К контрольным и защитным устройствам относятся ртутный термометр, устанавливаемый на крышке трансформаторов мощностью до 1000 кВ∙А для контроля температуры масла в верхней части бака, газовое реле, расположенное в рассечке трубопровода, соединяющего расширитель с баком, и предназначенное для защиты трансформатора от внутренних повреждений, предохранительная труба, необходимая для предотвращения разрыва бака трансформатора.

В трансформаторах мощностью 1000 кВ∙А и выше для контроля температуры масла вместо термометра применяется термометрический сигнализатор с датчиком.

В современных трансформаторах для изменения коэффициента трансформации применяется переключатели следующих типов:

1. Трехфазный нулевой переключатель типа ПТО 6÷35/65, предназначенный для использования в цепи обмотки, соединенной в «звезду» с регулировочными ответвлениями в конце каждой фазы, т.е. у нейтрали звезды. Применяется в трансформаторах с многослойной цилиндрической обмоткой ВН из круглого или прямоугольного провода с напряжением от 6 до 35 кВ и номинальным фазным током до 65 А включительно.

2. Переключатель трехфазный реечный типа ПТР 6÷35/160 на ток 160А, предназначен для использования обмоток, регулировочные ответвления которых располагаются в середине обмоток. Токоведущие части этого переключателя должны иметь изоляцию от заземленных частей и между фазами на половину номинального напряжения. Поэтому габариты переключателя ПТР при соизмеримых параметрах получаются большими, чем ПТО, неподвижные части которого соединены с отпайками, расположенными вблизи нулевой точки «звезды» и имеющими напряжение не больше 10% номинального.

3. Переключатель однофазный барабанный типа П6 применяется при токах, превышающих 160 А. При этом каждая фаза обмотки ВН имеет свой переключатель с отдельным приводом. Предназначен для переключения ответвлений, располагаемых в середине обмоток.

Расширителями снабжаются трансформаторы мощностью 25 кВ∙А и выше. Расширитель представляет собой стальной цилиндрический сосуд, объемом около 10% объема масла в баке и радиаторах. Чертеж общего вида расширителя показан на рис 8.4, а нормализованные значения его размеров приведены в табл.8.2.

Таблица 8.2

Нормализованные значения размеров расширителей