/
Текст
СПРАВОЧНИК
по проектированию
электросетей
в сельской
местности
ББК 31.279
С 74
УДК [621.316.11:631.3711(03)
Рецензент академик ВАСХНИЛ И. А. Вудз ко
Авторы: Э. Я. Гриневский, П. А. Катков, А. М. Карпенко,
Ф. Д. Кузнецов, Д. С. Метрикип, И. II. Николаев,
Г. Ф. Сумин, В. И. Франгулян
30311-502
С in~ 59-80 930204^000
ББК 31 279
,0) Издательство «Энергия», 1980.
ПРЕДИСЛОВИЕ
Быстрый рост электрификации сельскохозяйственного производ-
ства и создание аграрно-промышленных комплексов приводит к не-
обходимости развития электрических сетей в сельской местности,
к постоянному повышению их пропускной способности и более вы-
оихих требований к надежности электроснабжения.
В СССР ежегодно вводится в эксплуатацию около 150 тыс. км
...ший электропередачи сельскохозяйственного назначения напря-
мыкш но кВ и ниже. Для питания сельских потребителей все
шаре используются сети 110 и 35 кВ. Количество ежегодно вводн-
мыл в эксплуатацию подстанций 10/0,38 кВ превышает 50 тыс.,
а подстанций напряжением 35/10, 110/10 и 110/35/10 кВ — более
1ии0.
Проектированием электроснабжения объектов, расположенных
в сельской местности, в нашей стране занято свыше 2000 проектных
организаций различных ведомств. В то же время вопросы проекти-
рования сетей в сельской местности в технической литературе осве-
щены недостаточно. При проектировании многими проектными орга-
низациями часто используются случайные материалы из разрознен-
ных источников, что нередко приводит к низкому качеству проект-
ных работ, нерациональному расходу оборудования и материалов,
недостаточной надежности объектов электроснабжения. Этими об-
стоятельствами обусловилась необходимость создания настоящего
спеццализивованного еппявочиикя лтпя^гаимгю™ "лого.четд™ опыт
проектирования сетей сельских районов, накоплений в ВГПИ НИИ
«.Сельэнергопроект», являющийся головным институтом по • проекти-
рованию объектов электроснабжения сельского хозяйства.
В справочнике отражены вопросы составления схем перспек-
тивного развития электрических сетей, приведены указания во
сравнительной оценке экономической эффективности вариантов про-
емных решений, конкретизируется состав и объем проектных ра-
бот. Отдельные разделы посвящены вопросам проектирования ли-
ний электропередачи, трансформаторных подстанций, типовым про-
ATZ'T'SVt . Та ъ. — ....... а -
I,..,.. х XJXAXtl ti
телемеханики, применяемых в электрических сетях сельскохозяй-
ственного назначения. Освещаются вопросы реконструкции действую-
3
Таблица 1-3
Укрупненные показатели электрических нагрузок
животноводческих комплексов (без нагрузок вспомогательных
производств и электро- и теплоснабжения)
Название типовых комплексов Максимальная нагрузка на вводе, кВт 1 Годовое потребление электроэнергии, тыс. кВт-ч
Комплексы по выращиванию и откорму свиней, тыс. голов в геи: 12 480 1350
24 640 2300
54 800 3200
108 1440 6000
Комплексы по выращиванию п откорму КpyririOI о рогЙТО1 u CKO 13 (i\РСS. i nic . i
голов в год: 5 320 650
10 480 1100
Площадки по откорму КРС, тыс. ското- мест: 5 160 250
10 200 350
20 320 600
30 400 800
Комплексы по производству молока, с количеством коров: 400 105 275
800 165 450
1200 225 630
1600 300 870
2000 375 1125
Комплексы го выращиванию нетелей, тыс. скотомест: 3 320 800
6 480 1300
Птицефабрики по ррои;-.еодству япи, тыс. кур-несушек: 200 ’ 1360 5500
400 !90О 8500
Птицефабрики мясного направления, тыс. индюшек: 250 1440 5500
500 2040 8500
1000 2500 12 000
12
ГТродолжение табл. 1-3
Название типовых комплексов
Максимальная
груз, ца
зводе, кВт
Г даовое
вот -ебление
элекч «энергии,
ты . кВт-ч
Товарные хозяйства мясного направления
по выращиванию утят-бройлеров,
тыс. утят:
65
125
95
145
250
400
Примечание. Пт наличии сяеденнй о строительстве совместно с комплек-
сами комбикормовых заводов заводов искусственного молока и дпугих предприятий и?,
нагрузки учитываются дополнительно. Дополнительными нагрузками могут также бытт
нагрузки электротеплоснабжения на комплексах, если они обоснованы в соответствии
с требованиями специальных методических указаний по выбору энергоносителей для
тепловых процессов сельскохозяйственного производства и быта в сельских районах.
Где Л п —перспективное общее потребление электроэнергии сель-
ским хозяйством области (края, республики) в расчетном году;
•Л'кр — электропотребление крупных действующих сельскохозяй-
ственных потребителей, которые достигли проектной мощности;
41"кг — электропотребление вновь вводимых в расчетный период
крупных сельскохозяйственных потребителей; Лф— фактическое об-
щее электропотребление сельского хозяйства области (края, респуб-
лики) в отчетном году.
Коэффициент 0,95—0,97 в формуле (1-1) учитывает повышение
числа часов использования максимальных нагрузок ЦП на 3—5%
за пятилетие.
Расчеты сетей в пвинпипе должны производиться для вечер-
него и дневного максимумов нагрузок. Однако, как показали ис-
следования, разнипа в получаемых результатах для сетей 35—
ПО кВ, как правило, незначительна. В связи с этим при ручном
расчете нагрузок рекомендуется определять максимальные на-
грузки на ЦП для одного из максимумов, дневного или вечернего.
Погрешность от такого допущения находится в пределах точности
исходной информации и расчетов и практически не влияет на прин-
ципиальные решения, принимаемые в схемах сетей 35—ПО кВ.
максимальная расчетная активная нагрузка каждого из дей-
ствующих ЦП РГасч, кВт, на расчетный год определяется по фор-
муле
Ррасч = РфКр+KnS (РьрКсез), (1-2)
где Рф—фактическая максимальная нагрузка ЦП по замерам, кВт;
—коэффициент роста нагрузок на действующих ЦП, определяе-
мый по формуле (1-1); SPKp—арифметическая сумма нагрузок
крупных потребителей, планируемых к строительству и вводу в рас-
сматриваемый перспективный период; Keen— коэффициент сезон-
ности нагрузки, учитывается индивидуально для каждого из круп-
ных потребителей и определяется по табл. 1-7: Кп— коэффициент
л" Hf!1’г',,!РгТт’рг”рт! Т-ТЛ ГТ'Л’Г»Л?Г Утг) ТТ f f г» -
видимости от числа потребителей принимается:
Число крупных потребителей . . 2—3 4—6 7—15 16 и более
Ка . .......................... 0,9 0,85 0,8 0,7
13
Расчетная реактивная нагрузка на шинах 10 кВ Ц11 опреде-
ляется по формуле
QpaC4=P<bKp tg <p-|-AZo [2 (РкрЛсез) tg Сропт—Сф], (1’3)
где Рф, Кр, ^(РкрКсез)—см. формулу (1-2); tg гр — естественный
коэффициент мощности ЦП (см. табл. 1-8);
Л'о — коэффициент одновременности работы конденсаторных
установок; tg <рОпт = 0,33; Оф — суммарная установленная мощ-
ность действующих конденсаторных установок в зоне ЦП (по дан-
ным эксплуатационных организаций), квар.
Численные значения естественных коэффициентов реактивной
мощности tg <р и коэффициентов мощности cos <р в максимум на-
грузки принимаются в зависимости от вида преобладающей нагруз-
ки на ЦП сельскохозяйственного назначения с учетом данных
табл. 1-8.
Коэффициент одновременности работы конденсаторных устано-
вок в зависимости от количества таких установок приведен ниже:
Количество конденсаторных установок .... 2 3 4—6 7—15
.....................................цр 0,72 0,68 0,6'1
Полная расчетная нагрузка ЦП, кВ-А, определяется по фор-
муле
Spacq — ^2расч "Ь С'расч • 0"^)
При составлении схем сетей 10 кВ расчетные электрические на-
грузки определяются аналогично вышеуказанному. При этом ис-
пользуются данные о замерах нагрузок на действующих трансфор-
маторных пунктах 10/0,38 кВ. При этом в схемах сетей 10 кВ к раз-
ряду «крупных» относят потребителей с расчетными нагрузками
30 кВт и более.
1-6. УЧЕТ ТРЕБОВАНИЙ ПО НАДЕЖНОСТИ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
В соответствии с гл. 1-2 ПУЭ-76 сельские потребители в части
обеспечения надежности внешнего электроснабжения разделяются
на следующие Kaieiupnii.
а) Потребители 1-й категории — животноводческие комплексы
и птицефабрики по выращиванию продукции на промышленной ос-
нове:
животноводческие комплексы по выращиванию и откорму
12 тыс. и более свиней в год;
животноводческие комплексы по выращиванию и откорму 5 тыс.
и более голов крупного рогатого скота в год;
площадки по откорму 5 тыс. и более голов крупного рогатого
скота в год;
животноводческие комплексы по производству молока с содер-
жанием 400 и более коров;
животноводческие комплексы пл выпящпг.аишо нетелей с чие
лом скотомест 3 тыс. и более; птицефабрики по производству яиц
с содержанием 200 тыс. и более кур-несушек;
птицефабрики мясного направления с содержанием 250 тыс. и
более индюшек;
18
товарные хозяйства мясного направления по выращиванию
утят-бройлеров с содержанием 65 тыс. и более утят.
б) Потребители 2-й категории:
тепличные комбинаты площадью 6 га и более;
комплексы по выращиванию рассады с электроприводом в си-
стемах технического обогрева;
теплицы и парники как при электрическом обогреве, так и
при обогреве от котельной с подачей воды в отопительную си-
стему насосами с электроприводом;
животноводческие и птицеводческие фермы.
в) Потребители 3-й категории — все остальные потребители, не
входящие в состав потребителей 1-й и 2-й категорий.
При составлении схем внешнего электроснабжения для всех по-
требителей 1-й категории и части потребителей 2-й категории (теп-
личных комбинатов площадью 6 га и более и комплексов по выра-
щиванию рассады с электроприводом в системах технического обо-
грева) должно предусматриваться резервирование электроснабже-
ния.
Для потребителей 2-й категории, кроме тепличных комбинатов
тг-п — тп 6 гр и •'о.-ро и комплексов по выращиванию рассады,
".’’n’pwm перерывов электроснабжения, включая плановые от-
ключения, не должна превышать 3.5 ч. В течение суток допускаются
повто-шыс плановые отключения через 2 ч.
Для потребителей 3-й категории допустимы перерывы в эпек-
тпоснябженчи на время, необходимое для ремонта или замены
поврежденного элемента электрической сети, но не более суток.
Для обеспечения указанных выше требований и п соответ-
ствии со специальными указаниями по учету требований надежно-
сти электроснабжения при проектировании электрических сетей сель-
скохозяйственного назначения для всех потребителей 1-й категории,
а также для тепличных комбинатов площадью 6 га и более и для
комплексов по выращиванию рассады расчетная эквивалентная про-
должительность аварийных и плановых отключений (перерывов
электроснабжения) при составлении схем внешнего электроснаб-
жения принимается равной нулю. Для всех остальных потребителей
2-й и 3-й категорий выбранная схема внешнего электроснабжения
должна удовлетворять следующему требованию: расчетная экви-
валентная продолжительность аварийных и плановых отключений
потребителей не должна ппечьппать 25 ч в год (далее для расче-
Тип v V 1-джпи 1 СХ «.rr JUMOM Mel ДС?1\Н(1С1 И» J . 11!)И Э'Н)М Ж’ПМа
надежности подразделяется на две составляющие: для сетей 10 кВ
и выше, начиная с шин трансЛопматорчого пункта (ТП)
10/0,38 кВ—15 ч/год; для ТП 10/0,38 кВ и линий 0,38 кВ- —
10 ч/год.
При составлении схем развития электрических сетей высоко-
го напряжения в расчетах попользуется только пепв.дя составляю-
щая нормы надежности.
Пповерка годовой расчетной продолжительности отключений
ТП 10/0,38 кВ вариантов схем электрических сетей производится
по формуле
Т<Т„. /1-5)
где Г — годовая расчетная продолжительность отключений ТП
10/0.38 кВ: ч; Т„ — составляющая попмы надежности ТП 10/0.38 кВ.
равняя 15 ч/год для потребителей 2-й н 3-й категорий.
2* 19
Таблица 1-4
Укрупненные показатели электрических нагрузок
животноводческих ферм (без нагоузок ' электротеплоснабжения)
Название типовых ферм Максимальна я нагрузка на С5 вводе, кВт ’Г ! Годовое потребление электроэнергии, тыс. кВт-ч
Фермы по выращиванию и откорму сви- ней, голов в год: 2000 160 380
4000 200 500
6000 26С 660
8000 300 800
Фермы по откорму свиней, голов в гол: 4000 150 340
6000 180 43°
8000 ООП 54П
10 000 250 625
Свиноводческие репродуктивные фермы, выход поросят в год: 4000 160 400
6000 220 570
Фермы КРС мясного направления, голов: 600 106 230
800 140 340
1200 180 450
Откопмочный пункт КРС, голов: (ООО 100 175
2000 115 210
3000 130 250
4000 145 290
Ферма по производству молока, колчче- чпи nupvjn. 400 105 275
600 125 330
Птпнеферма по производству яиц, тыс. кур-несушек: 20 120 220
30 160 300
40 200 400
50 240 500
Птицеферма мясного направления, тыс. бройлеров в год:
250 i
500 350 1000
14
iIроОолжение табл. 1-4
Название типовых ферм Максимальная нагрузка на вводе, кВт Годовое потребление электроэнергии, тыс. кВт-ч
Овцеферма с полным оборотом стада,
овцематок:
2400 120 150
3000 160 220
5000 200 300
Кроликоферма, кроликоматок:
2400 100 120
Примечание. При наличии обоснований, выполненных в соответствии с при-
мечанием к табл. 1-3, на фермах учитываются дополнительно нагрузки^электро- и тепло-
снабжения. , Д. . ..V > ’
Таблица 1-5
t Укрупненные показатели электрических нагрузок
потребителей растениеводства и подсобных предприятий
Наименование объектов Максимальная нагрузками» вводе, кВт
Пункты по обработке и хранению продовольственно-
фуражного и семенного зерна с производительно- стью, т/ч:
20 200
40 330
Пункты приготовления травиной муки с агрегатом:
АВМ-0,65 180
СБ-1,5 300
230
стимостью 2000 т
Мастерская для ремонта тракторов и комбайнов при 200 ремонтах в год Блоки пленочных рассадных теплиц площадью, га: 200
1 200
3 600
6 (южные районы) 1000
6 (центральные районы) 1300
Парник на электрообогреве (на 1 м2 площади) о,1
иым цехом
15
Таблица 1-6
Укрупненные показатели для определения электрических
нагрузок предприятий в сельской местности
Наименование потребителей Основной вид продукции Потребле- ние элек- троэнергии на едини-к цу Ин- дукции, кВт-ч ’ Коли- чество смен Число часов использования максимума нагрузки, ч
Хлебоприемные -Зерно, т 2,5—3,5 1 1500
пункты Комбинаты хлебо- Хлеб, т 20—40 1 1500
булочных изде- 3 3000
ЛИЙ Мука, крупа, т 25—35 3 3000
Макаронные изде- 80 3 3000
ЛИЯ, т
Кондитерские из- делия, т 40 3 3000
Мясокомбинаты Мясо, колбаса, т 60—75 1—3 1800—2500
Консервы, тыс. банок 50 1—3 2000—2600
Молокозаводы Молоко, т 20—35 1—2 2000—2500
Сыр, брынза, т 165 1—2 2000—2500
Сухое молоко, т 300 1—2 2000—2500
Масло, т 100—120 1—3 1800—2500
Масложиркомбинат Масло раститель- 135—300 1—2 2000—2500
ное, т
Сельхозтехника Ремонт тракторов, тыс. руб. 450 1—2 1600—2300
Межколхозстрон Железобетонные изделия, м3 20—40 1—2 1500—2000
Льнопенькоза вод Волокно, т 650 1 1800
Кирпичный завод Кирпич, тыс. HIT. 50—80 2—3 2500—3500
1<Г а л.тлттт. пдЗ | 3—5 1 1300
Леспромхоз Лес, м3 15—20 1—2 1500—2000
Пиломатериалы, м3 10 2 3000
Завод древесно- Плиты, м3 150 2 3000
стружечных плит Завод древесно- Плиты, тыс. м 2,5 2 3000
волокнистых плит
Мебельные фабрики Мебель, тыс. руб. 300—400 2 3000
Ас фальто-бетон- Бетон, тыс. т 5—10 1 1300
ные базы
Торфопредгриятия Торф, т 15—20 3 3000
л.' опкоприемные АЛОНОК, 1 | им
пункты }
16
Таблица 1-7
Коэффициенты сезонности нагрузок
Вид потребителей Ксез в сезон
Зима Весна Лето Осень
Несезонные потребители Сезонные потребители: 1,0 .0,8 0,7 0,9
Насосные для орошения 0,2—0,3 0,3—0,5 1,0 0,2—0,5
Теплицы 0,3 1,0 0 0
Зерновые тока, консерв- ные заводы, агрегаты вита- минной муки 0 0 1,0 1,0
Приведенные значения коэффициента одновременности не рас-
пространяются на объекты мелиорации и водного хозяйства.
Если нагрузки весенних или летних сезонных потребителей на
действующих ЦП в расчетном году составляют более 30% суммар-
ной нагрузки, то, кроме расчетного зимнего максимума, выполняет-
ся расчет нагрузок этих ЦП для соответствующего сезона.
При определении расчетной реактивной нагрузки на шинах
10 кВ ЦП учитывается компенсация реактивной мощности до опти-
мального значения (со5<рОпт=0,95 и соответственно tg<PonT=0,33)
для вновь вводимых в рассматриваемый перспективный период
крупных сельскохозяйственных и несельскохозяйственных потреби-
телей, а также существующие конденсаторные установки в зоне
каждого ЦП.
В принципе экономически целесообразно компенсировать реак-
тивную нагрузку до указанного оптимального значения у всех сель-
скохозяйственных потребителей, включая существующие. Однако
в настоящее время согласно действующим методическим указаниям
по компенсации реактивной мощности при проектировании сельско-
хозяйственных объектов и сетей сельскохозяйственного назначения
решен пока вопрос о компенсации реактивной мощности у новых
(вновь проектируемых) сельскохозяйственных потребителей.
Таблица 1-8
Коэффициенты мощности нагрузок
Вид преобладающей нагрузки или потребитель эл ектроэнергии Естественный коэффициент
реактивной мощности tg<₽ МОЩНОСТИ cos
Производственная Коммунально-бытовая Животноводческие комплексы Насосные мелкомасоштид и иришсилл Теплицы, парники и другие электротепловые нагрузки 0,75 0,48 0,88 о’33 0,8 0,9 0,75 0*95
£=-739-- - , 17
Годовая расчетная продолжительность отключений ТП
10/0,38 кВ определяется по формуле
Т=7’п+7’п(..+7’1о, (1-6)
где Тп — годовая расчетная продолжительность отключений питаю-
щих ВЛ 35—ПО кВ, ч/год:
Tv=ai,ln, (1-7)
«п — удельная годовая расчетная продолжительность отключений
питающих ВЛ 35—110 кВ. ч/(год-км). При расчетах ап принимает-
ся: для одноцепных ВЛ 110 кВ — 0.4 ч/(год-км), для двухцепных
ВЛ ПО кВ — 0,16 ч/(год-км); для одноцепных ВЛ 35 кВ —
0,7 ч/(год-км), для двухпепных ВЛ 35 кВ — 0,28 ч/(год-км); при
питании трансформаторных подстанций 35/10 или 110/10 кВ двумя
одноцепными ВЛ 35 или 110 кВ ап = 0: />— длина питающей ВЛ
35—НО кВ, км; 7ПС — годовая расчетная продолжительность от-
ключений подстанции 35/10 или 110/10 кВ, ч/год. При расчетах Т11С
принимается: для однотрансформаторных подстанций 35/10 и
110/10 кВ — 12 ч/год, для двухтрансформаторных подстанций
35/10 и 110/10 кВ —Тпс=0 ч/год;
7|П—годовая расчетная продолжительность отключений линий
10 кВ, ч/год:
7’ю=«1оАо> (1-8)
«ы — удельная годовая расчетная продолжительность отключений
линий 10 кВ. ч/(год-км). При расчетах принимается для воздуш-
ных линий а1п=0,9 ч/(год-км), а для кабельных линий 0,5 ч/(годХ
Хкм):
/ю — расчетная длина линии 10 кВ, включая ответвления, км
Вопрос о выборе источников для резервирования электроснаб-
жения (второе питание от сетей энергосистем или специальные
дизельные электростанции у потребителей) решается из основ"
сравнения соответствующих вариантов. На обжитой территории
страны с развитыми электрическими сетями, как правило, экономи-
чески целесообразным является сетевое резервирование. Однако
в ряде случаев наличие сетевого резервирования не гарантирует
полную надежность электроснабжения и нс исключает пслесооб-
разность применения автономных дизельных электростанций (ДЭС)
небольшой единичной мощности для обеспечения бесперебойного
питания Наиболрр OT’Rf'TT”rnAWTTKrv окптг'гпгугггчтж/мятттттгог, 1 й
Вопрос о применении таких ДЭС рассматривается и решается в со-
ставе проектов сельскохозяйственных объектов. Каждый из сравни-
ваемых вариантов схем электроснабжения учитывает изложенные
выше требования по надежности как технические ограничения. Эко-
номически целесообразным (оптимальным) считается такой вариант,
который удовлетворяя этим требованиям, обеспечивает минимум
затрат на развитие сетей (см. разд. 2).
При разработке вариантов схем электроснабжения повышение
надежности электроснабжения может быть достигнуто путем осу-
ществления следующих мероприятий:
а) сооружения разукрупняющих подстанций 35 и 110 кВ и
соответственно сокращения радиуса действия сетей 10 кВ:
с) РСуЩССТПЛСППл ACytiupunnciu НИМНИН Ш>'1С|аНИИЙ ,5л и
110 кВ и применения двухтрансформаторных подстанций 35 и
НО кВ;
в) кольцевания сетей 10 кВ;
20
г) секционирования сетей 10 кВ с применением секционирую-
щих пунктов с АПВ и АВР, автоматических отделителей, распре-
делительных пунктов и проходных подстанций 10/0,38 кВ.
Обобщение результатов технико-экономических исследований,
которые выполнялись с учетом вышеуказанных требований по на-
дежности, показывает, что при выборе схем электроснабжения не-
обходимо предусматривать установку двух трансформаторов на
подстанциях 35—110 кВ в следующих случаях:
при расстоянии до ближайшей соседней подстанции 35—ПО кВ,
от которой возможно осуществить резервирование линий 10 кВ,
превышающем 45 км:
при невозможности зарез°п«чронатг хотя бы одну из линий
10 кВ от соседней подстанции 35—ПО кВ из-за преград на местно-
сти (водоемы, полигоны);
при расчетной нагрузке на шинах 10 кВ подстанций 35—ПО кВ.
требующей установки трансформатора мощностью выше 6300 кВ-А:
при количестве линий 10 кВ, отходящих от шин рассматривае-
мой подстанции, равном (или большем) шести;
при питании от подстанции 35—110 кВ потребителей 1-й ка'г₽-
гории, если технически невозможно обеспечить резервирование по
линиям 10 кВ от соседних ЦП.
Во всех остальных случаях предусматриваются однотрансфор-
маторные подстанции 35—ПО кВ или двухтрансформаторные под-
станции при наличии специальных обоснований. Рекомендуется так-
же при выборе схем электроснабжения предусматривать двусторон-
нее питание подстанций 35-110 кВ, если на подстанции по
условиям надежности электроснабжения должны быть два транс-
форматора или хотя бы одна из линий 10 кВ, отходящих от
рассматриваемой подстанции 35—ПО кВ. не обеспечивается резео-
вированием по сети 10 кВ от соседнего ЦП, который в свою очередь
должен иметь независимое питание.
1-7. УЧЕТ ТРЕБОВАНИЙ ПО ДОПУСТИМЫМ ОТКЛОНЕНИЯМ
НАПРЯЖЕНИЯ У ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКОВ
При составлении схем электроснабжения в соответствии с ГОСТ
13109-67 и изменениями № 1 и 2 к нему учитываются следующие
требования в части допустимых отклонений напряжений от номи-
мшюпши у ринииемников:
животноводческих комплексов и птицефабрик — в пределах от
-5 до +5%;
других потребителей в сельской местности — в ппсделах ст —7,5
до -4-7,5%.
В послсаварийных режимах работы сетей допускается допол-
нительное понижение напряжения па 5%.
Пределы отклонений напряжения от номинального проверяются
для двух режимов нагрузки — максимального и минимального на ко-
нец расчетного периода. При необходимости обеспечения более
высокого качества напряжения у электропрпемников выбор требуе-
мых дополнительных средств регулирования напряжения произво-
дится ПИИ иачпаблтко проектов внутпенпш'о -'ЛотгтпптяГЬл-лпп?? по-
требителей.
При выполнении электрических расчетов сетей исходят из
условия, что иа всех новых ЦП должны быть установлены транс-
форматоры с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН).
21
а на действующих подстанциях с трансформаторами без РПН—
специальные дополнительные устройства централизованного регу-
лирования напряжения под нагрузкой (УЦРН).
В соответствии с требованиями специальных указаний и нор-
мативов по проектированию развития энергосистем в схемах раз-
вития электрических сетей энергосистем напряжением 110 кВ и
выше, выполняемых подразделениями института «Энергосетьппоект»,
предусматриваются технические решения, обеспечивающие уровни
напряжений на шипах 35 кВ подстанций 110/35/10 кВ я долях от
номинального: ие менее -15% в режиме максимальных нагрузок
и 0% в режиме минимальных нагрузок.
При разработке схем развития сетей 35—ПО кВ в сельской
местности приводимые в работах института «Эчепгосетьпроект»
уровни напряжений используются как исходные при выполнении
электрических расчетов сетей 35—ПО кВ.
При расчетах режимов работы сетей 35—110 кВ, имеющих
двустороннее питание, сетп 110 кВ рассматриваются. как правило,
замкнутыми, а сети 35 кВ — разомкнутыми. В случае двух линий
35 кВ, идущих от подстанции 110/35/10 кВ к одной подстанции
35/10 кВ, предусматривается параллельная работа обеих ВЛ 35 кВ.
ГТрИ Н’ТАтгтпПтт'л.Гт.-тту poTm” п ттгтт'этлТтТ”"¥’ 'путтт^т'яу
НЯИбопЫПИР зпртуг'ЧТТ’Л поп«'<7ЖпП’»^ 7пт1?Кт1т.т ГГ*Т’НИУР'Г?*<'<1 Н?
выше следующий:
Номинальное напряжение се-
тей, кВ .......................ПО 35 •'*0 Ю 6 °, 38
/7ч1, кВ . ................’01,П 38,5 91,П 11,0 6,6 0,41
С учетом требований, изложенных выше, при проектировании
сетей предусматривается обеспечение на шипах 10 кВ ЦП следую-
щих уровней напряжений ня расчетный год:
в режиме максимальных нагрузок ЦП—10,5И кВ:
в режиме минимальных нагрузок—10 кВ:
в послеаваряйных режимах работы сетей — не менее 10 кВ
Провода ВЛ 35—ПО кВ в послеаварийных режимах работы
сетей проверяются на термическую стойкость при 100%-ной рас-
четной нагрузке. Расчеты на допустимую потерю напряжения г. по-
слеаварийных режимах работы ВЛ 35—ПО кВ производят, исходя
MQ 7С\ ОД -ТДГЧТГ погпптпл"’ ТТРГПЛРМТГ ГТГЧТ'ПоЛтЛ'П TTOTT ГГ/-\Т-Г'Г./лГТТ'Г>
1-й категории, на соответствующих подстанциях в связи с песовпа-
деиием во времени аварийных отключений ВЛ с максимумами на-
грузок подстанций, а нагрузки потребителей 1-й категории прини-
маются за 100%.
При составлении схем сетей 10 кВ определяются суммарные
допустимые потери напряжения в сетях 10 и 0,38 кВ в макси-
мальном и минимальном режимах работы сетей. С этой целью
для каждой ВЛ 10 кВ составляется таблица отклонений напря-
жений у ближайшего от ЦП п наиболее удаленного потребителей.
Выбранные сечения проводов (кабелей) линии 10 кВ проверяются
по условиям послеаварийных режимов работы сети. Для удален-
ных потребителей оптимальное соотношение потерь напряжения
О LCIHA 1‘ v,OO i\. ‘ 1/1. . > ,<> il >. -Vl l i. . Ь, (I-
ho. Исключением являются л”ч”ч 10 кВ. предназначенные для
электроснабжения крупных сосредоточенных потребителей (иапри-
22
еГ—6Г011
мер, комплексов) с короткими линиями 0,38 кВ. В этих случаях
могут быть и другие соотношения потерь напряжения в сетях 10
и 0,38 кВ.
1-8. НОМИНАЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ И СИСТЕМЫ
НАПРЯЖЕНИЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ
ДЛЯ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА
Для внешнего электроснабжения потребителей в сельской ме-
стности используются электрические сети высокого напряжения, но-
минальные напряжения которых приведены в табл. 1-9.
Наиболее широкое распространение в сельских районах СССР
получили напряжения 10, 35 и ПО кВ. Напряжение 6 кВ не реко-
мендуется для применения. В тех случаях, когда это напряжение
применено в действующих сетях, в схемах 10 кВ соответствующих
РЭС должен рассматриваться вопрос о целесообразности и сроках
перевода сетей 6 кВ па напряжение 10 кВ.
Таблица 1-9
Номинальные ыеждуфазные напряжения электрических сетей;
высокого напряжения, используемых для электроснабжения
сельских потребителей (ГОСТ 721-77)
Номинальные на- пряжения сетей, кВ Наибольшее допусти- мое напряжение элек- трооборудования при эксплуатации, кВ Номинальные напряжения понижаю- щих трансформаторов, кВ
первичные обмотки вторичные обмотки
6 7,2 6,0 6,3 и 6,6
10 12,0 10,0 10,5 и 11,0
20 24,0 20,0 22,0
35 40,5 35,0 38,5
ПО 126,0 110,0 и 115,0 115,0 и 121,0
(150) (172,0) (158,0) (158,0)
Напряжение 150 кВ в табл. 1-9 указано в скобках, так как
нашло применение только в отдельных энергосистемах Украинской
ССг и северо-запада нсфсн и не рекомендуется для вновь проек-
тируемых сетей, особенно в энергосистемах, где отсутствует это
напряжение.
Выполненные исследовния показали, что на перспективу
10—15 лет экономически целесообразно сохранить существующую
систему напряжений электрических сетей, а именно: 110/35/10/0,38 кВ
с подсистемами 110/10/0,38 кВ и 110/35/0,38 кВ. Исключение со-
ставляет Латвийская ССР, где существует и будет развиваться
система напряжений 110/20/0,38 кВ.
В перспективе получит развитие, особенно в восточных районах
страны, система напряжений 220/35/10/0,38 кВ, как обеспечивающая
уменьшение числа трансформаций и приближение высоких напряже-
Н’’1( HQTDPf)-TTP 4° *Л
Система напряжений 110/35/10/0,38 кВ перспективна и гибка.
Она обеспечивает возможность осуществления’ глубоких вводов и
переход в дальнейшем к более широкому применению подсистем
23
110/10/0,38 кВ и 110/35/0,38 кВ, соответствует тенденции укруп-
нения населенных пунктов в сельской местности и концентрации
сельскохозяйственного производства а, следовательно, и электри-
ческих нагрузок.
1-9. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ СХЕМ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ В СЕЛЬСКОЙ
МЕСТНОСТИ
Выбор схем электроснабжения потребителей производится
в схемах развития сетей 35—ПО кВ и в схемах распределительных
сетей 10 кВ.
Выбор схем электроснабжения включает в себя выбор номи-
нальных напряжений сети, а также выбор и размещение подстан-
ций соответствующих напряжений и схемы их присоединения к ис-
точникам питания.
При составлении схем электроснабжения для питания новых
потребителей максимально используются существующие сети напря-
жением ПО, 35 и 10 кВ, предусматривается расширение и рекон-
струкция подстанций этих напряжений, а хакже реконструкция
ВЛ 10 кВ.
Для электроснабжения вновь сооружаемых животноводческих
комплексов на напряжении 10 кВ основное питание их осуще-
ствляется, как правило, по новым, специально для этих целей пред-
усматриваемым линиям электропередачи 10 кВ.
Конфигурация схем электрических сетей 35—ПО и 10 кВ за-
висит в основном от следующих факторов: количества и размещения
потребителей на рассматриваемой территории, электрических на-
грузок этих потребителей и их категорийности по надежности элек-
троснабжения, количества и размещения опорных подстанций энер-
госистем. Разнообразие вышеуказанных факторов приводит соот-
ветственно к большому количеству различных схем построения и
конфигураций электрических сетей, обладающих разными техниче-
скими возможностями и технико-экономическими показателями.
Учитывая, что в принципе число возможных вариантов схем
развития сетей может быть большим, составление и выбор наиболее
целесообразного из них является довольно сложной задачей про-
ектирования. Особенно усложнилась эта задача на втором этапе
элекхрхпрххкации сельских и лизяххсххха, кихда уже сущеШ'вуюг элек-
трические сети, которые проектировались и строились ранее, в ос-
новном для решения задач первого этапа электрификации. Задача
дальнейшего развития таких сетей, их реконструкция предъявляют
очень высокие требования к проектировщикам — составителям схем
электроснабжения.
Для рассмотрения вариантов схем электроснабжения и выбора
наиболее экономичных из них разработаны и разрабатываются ма-
тематические модели сетей и программы для ЭВМ. Разрабатывае-
мые и уже используемые в институте «Сельэлектропроект» алго-
ритмы и программы ЭВхМ включают и такие, которые решают
оптимизационные задачи — сравнение и выбор вариантов схем элек-
троснабжения В их число ВХОДИТ ияппимер. алгоритм и программа
по размещению и выбору разукрупняющих подстанций 35—110 кВ
в зонах уже действующих сетей ПО, 35 и 10 кВ. Решение таких
задач без ЭВМ сопряжено с большими трудностями.
24
Выбранные схемы сетей должны быть гибкими, т. е. приспособ-
ленными к разным режимам передачи и распределения мощности
в элементах сети при изменении нагрузок потребителей, а также
в послеаварийных режимах работы сети. Конфигурация и парамет-
ры рекомендуемых электрических сетей должны обеспечивать воз-
можность их последующего (за расчетным периодом) развития без
больших изменений.
При выборе варианта схемы электроснабжения необходимо рас-
сматривать вопросы электроснабжения сельскохозяйственных потре-
бителей в комплексе с вопросами электроснабжения всех других
потребителей в сельской местности независимо от их ведомственной
принадлежности.
При выборе схем электроснабжения предусматривается исполь-
зование опорных пунктов энергосистем и центров питания, рас-
положенных в смежных областях или районах.
В перспективе намечается тенденция сооружения почти в каж-
дом административном районе подстанции 110/35/10 кВ, а в каждом
крупном колхозе и совхозе — подстанции 35/10 или 110/10 кВ.
В этих случаях сети 10 кВ сельских районов будут освобождаться
от функций питания колхозов и совхозов. Они будут выполнять
в основном функции распределения электроэнергии внутри колхо-
зов и совхозов и внутри населенных пунктов.
В связи с ростом электрических нагрузок сельских потреби-
телей и большими затруднениями с выводами линий 35 и 10 кВ из
подстанций 110 и 35 кВ несельскохозяйственного назначении, рас-
положенных в зонах промышленных объектов, городов и железно-
дорожных узлов с развитыми инженерными коммуникациями, на-
мечается тенденция (технически и экономически обосновывается)
высвобождения таких подстанций от выполнения функций питания
сельских потребителей.
Из большого количества возможных схем построения электри-
ческих сетей выделятся следующие:
1) радиальная схема сетей. Эта схема, будучи наименее капи-
талоемкой. получила широкое распространение на первом этапе
электрификации сельских районов. На втором этапе электрифика-
ции такая схема сетей проектируется только в отдельных случаях и
с учетом в перспективе возможного кольцевания сетей; так назы-
ваемая двойная радиальная сеть, в которой дублируется соору-
жение линий высокого напряжения по параллельным трассам, не
получила широкого распространения в сельских районах;
2) кольцевая сеть, которая опирается на две смежные опор-
ные подстанции энергосистемы (для сетей 35—ПО кВ) или два
ЦП (для сетей 10 кВ), является самой распространенной на втором
этапе электрификации.
Магистральные линии 10 кВ, как правило, должны иметь дву-
стороннее питание от разных центров питания или от ЦП с двусто-
ронним питанием по ВЛ 35—110 кВ.
В перспективе для электроснабжения потребителей 1-й кате-
гории получат широкое распространение петлевые схемы электри-
ческих сетей 10 кВ.
В последнее время в некоторых случаях в результате разви-
тия простых схем сетей создаются сложные или так называемые
многоконтурпые сети. Создание таких сетей не рекомендуется по
’'.-"ТПЧТГ тг'.г ПГ'*Л’ТТ'.?Г'.Т: Г. V. Г 7TV ИПТП’ИТЗТП'ЭЯТТХти
а также требованиям применения простых комплектных трансфор-
маторных подстанций НО, 35 и 10 кВ.
25
При необходимости сооружения двух ВЛ 35 или ПО кВ в од-
ном направлении предусматривается двухцепное исполнение ВЛ.
В случаях, когда конструкции двухцепных опор ВЛ 35—ПО кВ не
позволяют осуществлять ремонт одной из цепей двухцепной ВЛ
при включенной второй цепи, а отключение обеих цепей не допу-
скается по условиям надежности электроснабжения, рекомендуется
предусматривать две одноцепные линии.
С целью повышения эффективности при развитии сетей во из-
бежание параллельного строительства сетей 35 и ПО кВ в схемах
развития сетей рассматривается вопрос о целесообразности строи-
тельства части ВЛ ПО кВ с временной эксплуатацией на напряже-
нии 35 кВ. Сооружение таких ВЛ предусматривается тогда, когда
пропускная способность рассматриваемых новых ВЛ 35 кВ к концу
рассматриваемой пятилетки близка к пределу. Сооружение линий
НО кВ с временной эксплуатацией на напряжении 35 кВ допускает-
ся в тех случаях, когда длительность эксплуатации на напряжении
35 кВ не будет превышать 5 лет.
1-10. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ и ВИДЫ РАБОТ,
ОТНОСЯЩИЕСЯ К РАЗВИТИЮ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
При развитии электрических сетей имеют место следующие
виды работ: новое строительство, расширение и реконструкция.
Новое строительство — это сооружение новых линий электро-
передачи и подстанций независимо от причин, вызвавших его,
а именно:
сооружение участков сетей для присоединения новых потреби-
телей, а также для повышения пропускной способности действую-
щих сетей и надежности электроснабжения действующих потреби-
телей;
сооружение участков сетей взамен выбывающих по ветхости
и износу;
сооружение новых участков сетей в связи с изменением кон-
фигурации действующих сетей, включая вынос сетей с мест буду-
щей застройки, с зон затопления и с полей севооборотов и т. д.
Расширение сетей в основном относится только к подстанциям.
Расшипение подстанции — это установка на действующей одно-
трансформаториой подстанции второго трансформатора и необхо-
димого в связи с этим оборудования и выполнение при необходи-
мости строительных работ.
Е't‘iS.UHV.1 ру АЦИЯ депСАЬуКЛЦИЛ cJJICK 1 рИЧССАИЛ СС1С11- сА I U ИбМС"
некие электрических параметров сетей (линий и подстанций) при
сохранении (частично или полностью) строительной части объектов,
а также установка дополнительных аппаратов и оборудования
в этих сетях для увеличения пропускной способности или надеж-
ности электроснабжения потребителей.
Необходимость реконструкции действующих сетей возникает
в связи с ростом электрических нагрузок после достижения рас-
четных проектных нагрузок (5—7 лет по нормам) в результате
расширения существующих и появления новых потребителей, при-
соединяемых к этим сетям, а также в связи с необходимостью
повышения надежности электроснабжения потребителей.
Реконструкция позволяет повышать nnonvcKnvro способность
действующих сетей, улучшать качество электроэнергии и надеж-
ности электроснабжения при минимальных затратах, т. е. позволяет
26
наиболее рационально нспйльзоьагь выделяемые на электроснаб-
жение сельского хозяйства материально-технические ресурсы, чго
является одной из основных задач проектирования сетей.
а реконструкции относятся следующие виды работ:
замена проводов на ВЛ 0,об и 10 кВ на провода с большей
пропускной способное! ыо при сохранении строительной части этих
oJlj
перевод электрических сетей и кВ на напряжение 10 кВ;
замена выключателей, трансформаторов а другого оборудова-
ния в связи с моральным износом, изменением мощности или на-
пряжения;
установка средств компенсации реактивной мощности;
установка секционирующих пунктов, устройств автоматизации
и Д1£сне'1черсхко-Тсл11ологическо1 о управления и связи в сетях 10 кВ
(комплексная автомаызация и юлесшнализация сетей);
установка устройств централизованного регулирования напря-
жения (УЦРН) на действующих подстанциях 35—110 кВ, на кото-
рых установлены трансформаторы без P1IH;
усиление ВЛ, на которых нагрузки от ветра и гололеда пре-
восходят расчетные.
Р А 3 Д ц. A DiurOIl
Экономическая эффективность при
проектировании электрических сетей
2-1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ
РАСЧЕТОВ
Технико-экономические расчеты при проектировании электриче-
ских сетей выполняются для определения сравнительной экономиче-
ской эффективности вариантов схемы и параметров сетей и их эле-
ментов с целью выбора наиболее целесообразного варианта.
Показателями сравнительной экономической эффективности яв-
ляются приведенные затраты.
Приведенные затраты на развитие сетей по каждому варианту
i, руб/год, представляют собой сумму текущих затрат (годовых из-
пепжек) и капитальных вложений, приведенных к одинаковой оаз-
мерности в соответствии с нормативом эффективности, и опреде-
ляются по формуле
3; = £НА';+/Л, (2-1)
где Kt — капиталовложения иа строительство и реконструкцию по
варианту i, руб.; Hi — соответствующие годовые издержки на
эксплуатацию, руб/год; Ьн — нормативный коэффициент сравни-
тельной эффективности капиталовложений, установленный равным
0,12.
Годовые издержки на эксплуатацию электрических сетей опре-
деляются:
IK^I^+H^+Hn, (2-2)
Яоб — издержки на обслуживание, руб/год; //п — издержки на по-
тери электроэнергии, руб/год.
27
Если капиталовложения в вариантах осуществляются в разные
сроки, а издержки изменяются во времени, то сравнение таких ва-
риантов производится приведением затрат к одному, обычно перво-
му, году.
Все сопоставляемые варианты сетей должны быть взаимозаме-
няемыми и обеспечивать одинаковый энергетический эффект, т. е.
одинаковую пропускную способность при соблюдении установлен-
ных требований к качеству и надежности электроснабжения потре-
бителей.
Развитие сетей в каждом из вариантов рассматривается за
одинаковый расчетный период (см. разд. 1).
2-2. ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ
РАСЧЕТОВ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ СЕТЕЙ
1. Определяются капиталовложения на строительство и рекон-
струкцию сетей (а для подстанций и на расширение) для каждого
из вариантов сетей в рассматриваемый расчетный период на основе
соответствующих объемов, вычисленных согласно рекомендациям
разд. 1 и § 2-1 пс использованием показателей стоимости элементов
сетей. При этом элементы сетей, повторяющиеся во всех вариантах,
не учитываются.
Для обеспечения сопоставимости показатели стоимости ЭЛеМеН-
ТОВ сетей разных вариантов определяются по одному источнику.
Такими источниками могут быть укрупненные показатели стоимо-
сти строительства и реконструкции электрических сетей, приведен-
ные в § 2-3.
2. Определяются ежегодные издержки на амортизацию и капи-
тальный ремонт каждого варианта сетей (см. § 2-4).
3. Определяются ежегодно издержки па обслуживание сетей
(см. § 2-5).
4. Рассчитываются ежегодные расчетные затраты (издержки)
на возмещение потерь электроэнергии в сетях (см. § 2-6).
5. Определяются приведенные затраты для каждого из вариан-
тов по формуле (2-1).
Оптимальным является вариант сетей, в котором приведенные
затраты являются наименьшими.
Учитывая степень точности информации для выполнения тех-
нико-экономических расчетов, равноэкопомичными считаются вари-
анты, различающиеся по приведенным затратам на 5% и менее.
Выбор рекомендуемого варианта развития сетей из числа рав-
СД11ТСИ 113 ‘/ОИОЬч, ицсилп uujs.il-
зателей соответствующих вариантов. К таким показателям отно-
сится перспективность варианта, удобство эксплуатации и т. и.
2-3. УКРУПНЕННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ СТОИМОСТИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ1
В табл. 2-1 и 2-2 приведены укрупненные показатели стоимо-
сти (УПС) строительства соответственно ВЛ НО и 35 кВ. Анало-
гичные У ПС для строительства подстанций НО и 35 кВ приведены
в табл. 2-3 и 2-4, УПС расширения и реконструкции подстанций
35/10 кВ — в табл. 2-5 и 2-6, а УПС строительства и реконструкции
ВЛ 10 кВ в табл. 2-7-н2-9.
1 В параграфе использованы результаты расчетов, выполненных Украин-
ским отделением института «Сельэнерго проект».
28
Таблица 2-1
Укрупненные удельные показатели стоимости строительства
ВЛ ПО кВ, тыс. руб/км
Опоры ВЛ Марка и сече- ние проводов Район по гололеду
III IV
Железобетонные АС70/11 6,1 (6J) (8,0) (8,9)
одноценные АС95/16 6,3 6,7 (7,9) (8,6)
АС120/19 6,5 6,8 7,7 (8,3)
АС 150/24 7,2 7,8 7,9 8,3
АС185/29 8,0 8,1 8,5 9,2
АС240/32 8,8 8,8 9,2 10,0
Железобетонные АС70/11 10,5 11,5 (13,2) (14,6)
двухцепные АС95/16 11,3 11,7 13,2 14,4
АС 120/19 12,1 12,5 13,6 (14,9)
АС150/24 13,2 13,2 13,8 14,9
АС 185/29 14,6 14,6 15,3 16,2
АС240/32 15,9 15,9 16,6 17,7
Деревянные АС70/11 5,0 (5,4) (5,9) (6,4)
двухстоечные ACG5/16 (5,3) (5,6) (6,0) (6,4)
(одноиеппые) АС120/19 5,2 ь,з 5,7 5,9
АС 150/24 6,2 6,3 6,6 7,0
АС 185/29 6,6 6,7 7,0 7,3
Примечание. Для линий, стоимость которых приведена в скобках, примене-
ние соответствующих проводов не рекомендуется как неэкономичное.
Т а бл и ца 2-2
Укрупненные удельные показатели стоимости строительства
ВЛ 35 кВ, тыс. руб/км
Опоры ВЛ Марка и сече- ние проводов Район по гололеду
I III IV
Железобетонные лжои 4,7 ь,з (b,b) (СЬ)
одноцепные АС50/8 (4,8) 5,3 (6,3) (7,0
АЖ70 4,9 5,4 (6,3) (7,1)
АС70/11 4,9 5,4 6,1 6,7
АЖ95 5,3 5,6 6,2 (7,0)
АС95/16 5,3 5,6 (6,3) 6,7
АЖ 120 5,6 (5,8) (6,4) (6,9)
АС120/19 (5.7) 5,7 6,1 6,7
АЖ 150 6,1 6,1 6,5 7,1
АС 150/24 (6.3) (6,3) 6,5 7,4
Железобетонные АС50/8 Ю,1 11,0 (12,9) (14.0)
двухцепиые АС70/11 10,5 11,1 12,9 13,6
АСУО/ 10 ил 1й,и 1й,б
АС 120/19 И.7 12,0 13,0 13,8
АС 150/24 12,8 12,9 13,7 14,4
29
11 рооолжение табл» 2-2
Опоры ВЛ Марка и сече- ние проводов Район по гололеду
I II Ш IV
Деревянные АС50/8 5,0 (5,5) (6,0) (6,6)
двухстоечные АС70/11 5,2 5,5 (6,0) (6,5)
(одноцепиые) АС95/16 5,5 5,8 6,1 (6,5)
АС120/19 5,8 6,0 6,2 6,6
АС 150/24 6,4 6,5 6,7 7,1
Пр имечание. Для линий, стоимость которых приведена в скобках, примене-
ние соответствующих проводов не рекомендуется как неэкономичное.
Таблица 2-3
Укрупненные показатели стоимости строительства
трансформаторных подстанций 110/35/10 и 110/10 кВ
Тип подстанций Число и мощность 1 трансформаторов, кВ-А Расчетная стоимость, тыс. руб.
КТПБ-110/35/10 1X6300 99,0
1X10 000 109,4
1X16 000 130,2
2X6300 194,8
2ХЮ000 214,8
2X16 000 256,1
КТПБ-110/10 1X2500 64,9
1X6300 74,1
1ХЮ000 83,7
1X16 000 96,7
2X2500 126,4
2X6300 144,8
2ХЮ000 164,1
2X16 000 190,2
Б ток отходящей ВЛ 35 кВ — 3,3
Шкаф отходящей ВЛ 10 кВ — 2,1
Таблица 2-«
Укрупненные показатели стоимости строительства
трансформаторных подстанций 35/10 кВ
Номер схемы ОРУ 35 кВ пэ типовой
сетке схем (рис. 5-11)
Число и мощность
трансформаторов,
кВ-А
Расчетная
стоимость,
тыс. руб.
Тупиковые подстанции
(с предохранителями)
1X030
1ХЮ00
21,b
29,9
30
ГТродолжсние табл. 2-4
Номер схемы ОРУ 35 кВ по типовой сетке схем (рис. 5-1В Число н мощность тпан сформаторов, кВ-А Расчетная стоимость, тыс. ру*.
35-3 (с короткозамыкателями п 1X1600 33,9
отделителями) 1X2500 36,4
1X4000 39,4
1X6300 42,5
35-4 (с выключателями) 1X1600 34,5
1X2500 37,0
1X4000 40,0
1Хбзоо 43,1
35-7 (с предохранителями) 2X630 41,6
2X1000 58,1
35-8(1) (с короткозамыкателями 2X1600 66,2
и отделителями) 2X2500 71,2
2X4000 77,0
2X6300 83,3
35-9(1) (с выключателями) 2X1600 67,2
2X2500 72,2
2X4000 78,0
2X6300 84,3
Проходные подстанции
35-5 (с предохранителями) 1X630 1X1000 38,5 46,8
35-10 (с предохранителями) 2X630 56,1
2ХЮ00 72,7
35-6 (с короткозамыкателями и 1X1600 50,6
отделителями) •Х2500 53,1
35-11 (с короткозамыкателями и ?Х'600 78,8
отделителями) 2X2500 83,8
2X1,S1!1 89,7
2X630i: 96,0
35-Па (с выклюй телями) 2X1600 79,7
2X2500 84,7
2X4000 90,6
2X6300 96,9
Угловые подстанции
35-12 (с одиночной секционирован-
ной системой шип)
2у 600
2X2500
2Х‘Ю00
QSZC.Wn
98,9
108,9
109,7
. i я о
31
Таблица 2-5
Укрупненные показатели стоимости расширения
подстанций 35/10 кВ
Вид расширения подстанции Число и мощность трансформаторов, кВ-А Расчетная стоимость, тыс. руб.
до расши- рения после расшире- ния
Переоборудование однотрансформатор-
ной тупиковой подстанции в двух-
трансформаторную тупиковую:
с. предохранителями 1Хбзо 2X630 20,3
1X1000 2ХЮОО 28,6
с короткозамыкателями и отдели- 1X1600 2X1600 32,7
телями 1X2500 2X2500 35,6
1X4000 2X4000 38,6
1X6300 2X6300 41,3
с выключателями 1X1600 2X1600 33,1
1X2500 2X2500 35,6
1X4000 2X4000 38,6
1X6300 2X6300 41,7
Переоборудование одиотрапсформатор- 1X630 2X630 17,8
ной проходной подстанции в двух- 1X1000 2ХЮ00 26,1
трансформаторную проходную 1X1600 2X1600 28,5
1X2500 2X2500 31,0
1X4000 2X4000 34,0
1X6300 2X6300 37,1
Переоборудование однотрансформатор-
ной тупиковой подстанции в двух-
трансформаторную проходную:
с поедохоанителями 1Х/Д9Л Ох/соп
iXiooo 2X1000 43,5
с короткозамыкателями и отдели- 1X1600 2X1600 45,7
телями 1X2500 2X2500 48,2
1X4000 2X4000 51,2
1X6300 2X6300 54,3
с выключателями 1X1600 2X1600 45,9
1X2500 2X2500 48,5
1X4000 2X4000 51,4
1 1X6300 2X6300 i 5л к
3?
Таблица 2-6
Укрупненные показатели стоимости реконструкции
подстгпцнй 35/10 кВ
Число и мощность трансформаторов, кВ-А Расчетная стои- мость работ по за- мене трансформа- торов (реконструк- ции), тыс. руб.
ДО реконструкции после рекоцстргкх1ин
1X630 1ХЮ0О 7,8
1ХЮ00 (тупиковая) 1X1600 (тупиковая) 5.2
1ХЮ00 (проходная) 1X1600 (проходная) 4.9
1X1600 1X2500 3,6
1У 2500 1X4000 4,1
1X4000 1Х6300 4,6
2-/630 2X1000 15,7
2X1000 (тупиковая) 2X1600 (тупиковая) 10.3
2ХЮ00 (проходная) 2X1600 (проходная) 8,3
2X1600 2X2500 7,1
2X2500 ох//.(ion Я О
2X4000 2Х63ОП 0.3
Примечание. В стоимости реконструкции учтены затраты на демонтаж ста-
рых и монтаж новых трансформаторов и соответствующего оборудования, а также раз-
ница стоимостей новых и первоначальных стоимостей демонтируемых трансформаторов,
так как предполагается, что демонтируемые трансформаторы исправны и будут исполь-
зованы по назначению на Других подстанциях.
Таблица 2-7
Укрупненные удельные показатели стоимости ВЛ 10 кВ
на железобетонных опорах, тыс. руб/км
Районы по ветру
Марка и сече- I- -II III
ла ВЛ Толщина стенки гололеда, мм
5 10 15 1 20 | 5 1 10 1 15 20
АС25/4.2 1,7 1,9 (2,5) 2.8 (1 ,8) (2,0) (2,5) 2,8
АЖ25 1 ,7 1.9 2.3 (3.2) 1 .7 1,9 2,3 (3.2)
АС35/6.2 (1,9) (?.О) 2,3 2,7 (2,1) (2,1) 2,3 2 ,7
АН35 1,8 (2,0) — — 1 ,9 2,0 .— —
АЖ 35 1 ,8 1 ,« 2,3 (2.8) (2,0) 2,0 2,3 (2,8)
АС50/8 (2,1) 2,1 2,5 (2-8) (2,4) (2,4) 2.5 (2,8)
АН50 2,0 2,1 (2,6) 2,6 99 2,2 (2,6) 2,7
АЖ50 (2,1) 2,1 2,5 (2,8) (2,4) (2,4) 2,5 (2,8)
А70 2,4 2,4 2,6 2,9 2,6 2,6 2,6 3,1
ЛУО О, •> ’ >, и 3,0 v,U ...
3—739
33
Продолжснче !П'1бл. 2-7
Марка и сече- ние прово- да ВЛ Районы по ветру —
IV v
Толщина стенки гололеда, мм
5 10 1Б 20 10 15 20
АС25/4.2 АЖ25 АС35/6.2 АН35 АЖ35 АС50/8 А ИБО АЖ50 А70 А95 1 Л 1.8 (2.?) (2,5) 2,0 12,5) I 2,3 (2,4) 2 7 Я <> 2,1 2,0 (2.2) (2,5) 2,0 (2.5) 2.3 (2,4) 2,7 *ч С (2.4) 2,3 2,3 2,3 2.5 9 Г» 2,’7 3,0 (3,2) 2.8 2,8 2,8 о 3 2,8 0,1 (2.1) 1,9 (2,5) 2,3 (2,8) (2.7) 3,0 9 с (2,3) 2,1 (2,5) 2,3 (2.8) (2.7) 3,0 Q О .„о (2,6) 2,4 (2,6) 2,4 (2,8) 2,7 3,0 3,0 (3,2) (3.0) 2,9 3,1 3,1 3,2 3 С
Примечание. О». япамечание л табл. 2-1.
Таблица 2-8
Укрупненные удельные показатели стоимости ВЛ 10 кВ
на деревянных опорах из цельных стоек, тыс. руб/км
Районы по ветру
Марка и сечение I- -II 111 IV
прово- да ВЛ Толщина стенки гололеда, мм
5 10 10 15 20 5 10 15 20
АС25/4.2 (1.5) (1.6) (1.5) (1,61 1,7 (2.1) (’.5) 1,6 1,9 (2,1)
АЖ20 I 4 I .0 1 .4 1 ,5 1,8 1,9 1,4 1,6 1,9 2,0
АС35/6.2 (1 6) (1 7) (1 <>) (1,7) 1,9 2,0 (1,6) (1.8) 2,0 2,1
АЖ35 1,5 1,6 1 .5 1,6 1,9 2.0 1,5 1,7 2,0 2,1
АС50/8 (1,8) 1,8 (1.8) 1,8 2,0 2,2 1,8 (1,9) (2,2) 2,2
АЖ50 1.-7 1,8 1,7 (1.9) (2.1) 2,2 1,8 1,8 (2,2) (2,3)
А70 1.9 2,0 2,0 2,0 2,1 2,3 2,0 2,0 2,3 2/
А95 2 3 2.3 2,3 2,3 2,4 2,7 2,4 2,4 2,5 2,7
Прим*- * См 1>г1-'.н«аии<' » табл. '? 1,
34
I и блица 2-9
Укрупненные удельные показатели стоимости реконструкции
(замена проводов) существующие £Л Н) кВ
гпарка и сечение проводов, подвешиваемых на реконс грунруемых ВЛ Капиталоуюжения на демон- таж старых и подвеску новых проводов, тыс, руО/км
АСиЗ/ 1,2 11125, -Ч.Ж25 '1»6
ЛСоа; о, i 0,7
АН-й, АЖЗ;> 0,6
Айэ'Л/з, АН50, АЖ50 0,8
1, АН79, АЖ,и 1,0
ю0 и,9
АН95, А95 1.2
АЖй 1.3
Хотя приведенные в указанных таблицах УПС соответствуют
нормальным условиям строительства в ненаселенной местности пер-
вою । ерры ориальною района, ил нсиользоваиие с достаточном
степенью точности допустимо и для районов, отличных от выше-
указанных, без изменения результатов выбора схем электроснаб-
жения на основе технико-экономического сравнения вариантов.
2 4. ИЗДЕРЖКИ НА АМОРТИЗАЦИЮ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СЕТЕЙ
В издержки на амортизацию электрических сетей включаются
ежегодные отчисления на их восстановление и капитальный ре-
монт.
Таблица 2-10
Амортизационные отчисления элементов электрических
сетей по нормам Госплана СССР, введенных в действие
с 1 января 1975 г.
Элементы электрических сетей Ожидая норма вмортиаа- ЩЮШ1ЫХ НИЙ, % Норма амортизацией- г-ь*у с*гчислепнй, %
и. кпг- 1 становле- 1 иие ИЯ тсягш- тальный у емоят
ВЛ 35—ПО кВ на железобетонных 2,4 2,0 п,4
опорах ВЛ 35—НО кВ на деревянных оно- 4,9 3,3 1,6
рах ВЛ 0,38—10 кВ на железобетонных 3,6 3,0 п,6
опорах ВЛ 0,38—10 кВ на деревянных опо- 3.7 4,0 1 ,7
рах Силовое электротехническое оборудо- A-<VAA1XK, ХА >-,11 А ЧьЮЩЛО J V А £АЧ/АА ства подстанций НО, 35 и 10 кВ 6,4 i 3,5 1 ‘V’ i
3:
35
Т а б л и п а 2-11
Нормы удельных условных единиц по обслуживанию
электрических сетей, введенные в действие в Минэнерго СССР
27 октября 1975 г.
1 Элементы >чекг,»шесклх сете ’• и оборудование подстанций | Норма условных единиц, «
1. Воздушные липин электропередачи на ' км ВЛ 35—1)0 кВ на железобетонных опорах:
опоры двух!ieГ!ныс 2,6
опоры одноцепные 2,1
ВЛ 35—ПО кВ на деревянных опорах 3 2
ВЛ 10 кВ на ’-кепезобеточпых опорах 1,7
ВЛ 10 кВ на деревянных опорах 2,6
RJT (\3« ПО WO нооп^ртлпрт TV OTJ3' pv 2.R
ВЛ 0,38 ки на деревянных опорах 3,5
2. Кабельные линии (КЛ) электропередачи на 1 км:
К Л 10 кВ 7,4
КЛ 0,38 кВ 5,6
Вводные кабельные устройства 0,09
3. Подстанции с иысшич напряжение'.! 110 н 35 к В
Силовой трансформатор 110 кВ нл 1 единицу 70,8
Силовой трансформатор 35 кВ па 1 единицу Одно присоединение с масляным выключателем и двумя-тремя разъединителями напряжением, кВ: ' 19,3
ПО 48,7
35 32,2
10 Одно присоединение с отделителем и короткоза- мыкателе.м напряжением, кВ: 16,3
110 32,2
35 19,3
10 6,4
Батарея статиюскик конденсаторов 0,01
4. Подстанции 35/0,38 и 10/0,3.8 кВ на 1 единицу
Подстанция 35/0,38 кВ Подстанция 10/3,38 кВ: 5,6
с одним толпеи) )рчт тором 4.0
с двумя трансформаторами 5,1
36
Издержки на амортизацию для каждого из вариантов сети,
руб/год, определяются суммированием издержек соответствующих
элементов, определяемых по формуле
<2-3)
где Рл — норма амортизационных отчислений элементов сети, %
(табл. 2-10); К— капиталовложения элемента сети, определяемые
согласно рекомендациям § 2-1—2-3, руб.
2-5. ИЗДЕРЖКИ НА ОБСЛУЖИВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СЕТЕЙ
Издержки на обслуживание включают расходы на зарплату
персонала сетей, общесетевые расходы и текущий ремонт сетей.
Издержки на обслуживание для каждого варианта сети /70б
определяются суммированием издержек соответствующих элементов
сетей и рассчитываются по формуле
7УоС=у2пу,е, (2-4)
где у — затраты на обслуживание 1 условной единицы (усл. ед.)
сетей (у=28 руб.); 2пу,е— сумма условных единиц по обслужива-
нию элементов сетей.
Нормы удельных условных единиц по обслуживанию электри-
ческих сетей приведены в табл. 2-11.
2-6. ИЗДЕРЖКИ НА ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СЕТЯХ
Издержки на потери электроэнергии в сетях представляют со-
бой народнохозяйственные затраты на эти потери. Как и другие
составляющие общих издержек, они определяются для каждого из
вариантов сети в соответствующих элементах.
В составленных схемах развития сетей новые линии и под-
станции приводят к перераспределению нагрузок в действующих
сетях. В связи с этим при сравнении вариантов сетей потери элек-
троэнергии учитываются во всех элементах сетей, включая суще-
ствующие. Исключение составляют те линии и подстанции, пара-
метры и нагрузки которых в сравниваемых вариантах одинаковы.
Затраты, руб., на потери электроэнергии в элементах электри-
ческих се геи вычиелмкнея ни фирму лам.
в линиях электропередачи
(Sp у
^пл — (г/ / Го/еЗл*1О б,
V' ном/
в трансформаторах подстанций
«пт =[ (4е- ' ЛРА + ЬРХТВ3К I' 10-=,
I \ °НОМ / J
(2-5)
(2-6)
где Sp — расчетная электрическая нагрузка элемента сети, кВ-А;
Uunn — номинальное напряжение линии электропередачи, кВ; г0 —
удельное активное сопротивление проводов линии, Ом/км (.ем.
разд. 6); I — расчетная длина линии электропередачи с указанной
нагрузкой Sp и соответствующими проводами, км; Зл, 3Е, Зх —
37
Таблица 2-12
Расчетные формулы для определения удельных затрат на потери
электроэнергии в элементах электрических сетей 110 кВ и
ниже, коп/(кВт-ч)
Элементы электри- ческой сети Зона
Европейская часть СССР Средняя Азия и Казахстан Сибирь Дальний Восток
Линин ПО кВ 3270 1770 (\ QO 1 1290 Л GQ ! - 1,22 + 1920
0./9+ h h U, О J ф h
Подстанции 110 кВ и ли- „ 4200 О ОЧ ! 2650 2350 Л 74 ! 1,27 + 2800
1 h и, УО -j- h h
ним 35 кВ Подстанции 35 кВ 4500 0,83 + —7— п О QR । 2900 2600 1,29 + 3100
U, УО h 0,74+ h h
Линии 10 кВ 5000 °>84 + " 0,9С + 3400 3100 0,75 + — { ЧЛ 1 3650
h h
Подстанции 10 кВ 0 87 • 6100 Л QR ' 4450 4100 1,34 + 4600
U.S/+ h h °,77+ h h
Линии 0,38 кВ 6800 1 ЛО 1 5100 4750 0,84+ — 1,39 + 5250
о,эо + - h 1 , UZ -f- h h
Примечание. Показатель режима потерь электроэнергии h определяется по
формуле
^м, п
где 1—число часов использования максимума потерь мощности (время потерь), ч;
Км п~ коэффициент участия максимума потерь мощности в максимуме нагрузок энерго-
системы.
Таблица 2-13
Усредненные показатели режима потерь электроэнергии
цлсисшиъ ел.ipn*tселил ixicn 110 К** ** ЛшЖС
Наименование элемента сети Вид нагрузки или потребитель электроэнергии с, ч/год Л, ч/год_
Линии 110 кВ Смешанная (произвол- 3100 3600
ст венная и коммунально— бытовая)
Подстанции ПО кВ 3000 3500
Линин 35 кВ 2500 3000
Подстанции 35/10 кР 2000 2500
(~мешянняя с насос- 3100 6200
ними для орошения Птицефабрика 6200 6200
38
Продолжение табл. 2-1
Наименование элемента сети Вид нагрузки или потребитель электроэнергии . ч/год к, ч/год
Свиноводческий комп- 4400 4400
леке
Теплично - парниковый 400 900
комбинат
Линии 10 кВ Смешанная 1900 2700
Подстанции 10/0,38 кВ Коммунально-бытовая 1100 1700
Производственная 1500 3700
Смешанная с преобла- 1800 2800
данном производственной
Смешанная с вреобла- 1400 1600
данием коммуиально-быто-
вой
Молочно-товарная фер- 3500 5500
ма
Свинооткормочная фер- 2500 10 000
Мастерская 1600 16 000"
Линии 0,38 кВ Смешанная 1200 1900
Коммунально - бытовая 900 1400
Производственная 1000 2500
удельные затраты на потери электроэнергии соответственно в ли-
ниях электропередачи, в обмотках трансформаторов (потери к. з.)
и в стали трансформаторов (потери холостого хода), коп/(кВт-ч)
(см. табл. 2-12);
т — время потерь, ч (см. табл. 2-13); 5Иом— номинальная мощ-
ность трансформатора, кВ • А; ЛРк — номинальные потерн в обмот-
ках трансформаторов (потери короткого замыкания), кВт (см.
разд. 6); ДРх — номинальные потери в стали трансформаторов (по-
тери холостого хода), кВт (см. разд. 6); Тв — время включенного
состояния трансформатора, ч; прн работе круглый год Тв=8760 ч.
Усредненные значения т п ft для различных элементов сети
приведены в табл. 2-13.
Значении L ;; ft дли ДПЩ!» З4 " ln ’-’R питающих
подстанции, непосредственно предназначенные для электроснабже-
ния указанных в табл. 2-13 отдельных потребителей (т. е. для ли-
ний без ответвлений), принимаются такими же, как и для соот-
ветствующих подстанций 35/10 и 10/0,38 кВ.
Характеристики смешанных нагрузок линий НО, 35 и 10 кВ
и подстанций 35—ПО кВ, приведенные в табл. 2-13, относятся так-
же к случаям, когда часть нагрузок является несельскохозяй-
ственной.
РАЗДЕЛ ТРЕТИЙ
Состав и объем
проектно-изыскательских работ
3-1. ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ
Основанием для разработки проектно-сметной документации
является задание на проектирование, выдаваемое заказчиком про-
екта и утверждаемое по объектам электросетевого строительства
сельскохозяйственного назначения в установленном порядке.
Задание на проектирование должно быть согласовано с терри-
ториальной проектной организацией, которой поручается разработка
проектно-сметной документации.
По поручению министерств, ведомств или отдельных предприя-
тий — заказчиков проектов проектная организация — генеральный
проектировщик и в необходимых случаях субподрядные специали-
зированные проектные организации должны принимать непосред-
ственное участие в разработке задания на проектирование. Их уча-
СТ И С В COCT3.BJIGHIIII ЗиДЭПИХ Ий Проектирование ВХОДИ I В iiUMii.’IcKC
работ по разработке проекта электросетевого объекта.
Если в подготавливаемое к утверждению задание на проекти-
рование объекта намечается внести изменения в части решений,
ранее согласованных с заинтересованными организациями и орга-
нами государственного надзора, заказчик и проектная организа-
ция — генеральный проектировщик должны до утверждения зада-
ния на проектирование согласовать эти изменения с соответствую-
щими организациями и органами государственного надзора.
В тех случаях, когда территориальная проектная организация
не привлекалась к разработке технико-экономических обоснований
и выбору площадки для строительства объекта независимо от его
ведомственной принадлежности, задание на проектирование долж-
но быть до утверждения согласовано с территориальной проектной
организацией по вопросам, входящим в ее компетенцию.
Если строительство электросетевых объектов намечается осу-
ществлять очередями, задания на проектирование составляются и
утверждаются с технико-экономическими показателями первой оче-
реди строительства объекта. В задании на проектирование должны
приводиться также технико-экономические показатели объекта на
ciu iiviinuc pciooninv. 11а палчдую ниинсдиищуи очередь cipuniejir>-
ства составляется и утверждается в установленном порядке отдель-
ное задание на проектирование.
Состав задания на проектирование должен соответствовать ука-
заниям Инструкции по разработке проектов и смет для промышлен-
ного строительства (СН 202-76) с учетом особенностей электриче-
ских сетей сельскохозяйственного назначения.
Вместе с заданием па проектирование заказчик проекта вы-
дает проектной организации утвержденный акт о выборе площадки
для строительства; акт оценки технического состояния действующих
электросетей в случае их непригодности для дальнейшей эксплуа-
тации; технические условия на присоединение к инженерным се-
тям и коммуникациям: материалы по ранее проведенным инженер-
ным изысканиям, имеющиеся у заказчика; картографические
материалы необходимого масштаба; сведения о существующей
40
застройке, подземных коммуникациях и сооружениях; данные, по-
лучаемые от служб государственного надзора о естественном со-
стоянии водоемов, атмосферного воздуха, почвы н пр.; технические
условия на присоединение проектируемого объекта к источникам
электроснабжения и разрешение на использование электроэнергии
на тепловые нужды (для объектов, не относящихся к Минэнерго
СССР).
В тех случаях, когда исходные данные, необходимые для про-
ектирования, отсутствуют или имеющиеся у заказчика исходные
данные не могут быть использованы при проектировании, заказчик
может поручить проектной организации — генеральному проектиров-
щику или по его рекомендации специализированной проектной либо
изыскательской организации подготовить по отдельному договору
необходимые материалы за счет средств основной деятельности за-
казчика или средств, выделяемых ему на эти цели вышестоящей
инстанцией. Задания на проектирование объектов составляются по
определенным формам, согласованным с проектной организацией
п управлением энергосистемы.
В задании на проектирование линий электропередачи 6—НО кВ
указываются: основание для проектирования; количество цепей и
ориентировочная длина линии; пункты присоединения линии; тре-
бование по разработке вариантов проекта или его частей, меро-
приятия по освоению земель взамен занимаемых под опоры ВЛ;
намечаемый размер капиталовложений; срок начала строительства;
стадийность проектирования; срок выполнения проекта; наименова-
ние заказчика и проектной организации; наименование строительно-
монтажной организации; дополнительные требования (по линейно-
эксплуатационной связи, сооружению временных дорог, сооружению
лежневых дорог и т. д.).
Задание па проектирование подписывается заказчиком, согла-
совывается с проектной организацией и утверждается районным
энергетическим управлением.
К заданию на проектирование ВЛ прилагаются: решение облис-
полкома (крайисполкома, Совета Министров союзной или автоном-
ной республики) о согласовании трассы ВЛ; технические данные
по выводной ячейке 35 или ПО кВ; технические данные для проек-
тирования линейно-эксплуатационной связи и другие необходимые
для проектирования сведения.
В задании на проектирование трансформаторных подстанций
35 и 110 кВ указываются: основание для проектирования; вид
стооительства (новое, пасшнпение. пеконсттшиттня! - мргтппошг,по-
женив подстанции; способ присоединения подстанции к сетям энер-
госистемы; тип подстанции (комплектная, блочная и т. д.); требо-
вания к средствам диспетчерского и технологического управления
и к внешним коммуникациям, требования к организации эксплуата-
ции подстанции (форма оперативного обслуживания подстанции,
форма ремонтно-эксплуатационного обслуживания и оперативная
подчиненность оборудования подстанции); требования по защите
окружающей среды; намечаемый размер капиталовложений; срок
начала строительства; стадийность проектирования; срок выполне-
ния проекта; наименование заказчика проекта; наименование про-
ектной и строительной организаций, а также другие дополнитель-
ные требования.
ЗСДмПшм uprisen crivi алд выиира или-
щадки под строительство подстанции; решение облисполкома о со-
гласовании размещения площадки подстанции; технические данные
41
ДЛя проектирования трансформаторной подстанции (релейной за-
щиты, автоматики сети); технические данные для проектирования
средств диспетчерскою и технологического управления и т. д.
К заданию на проектирование ВЛ 6—10 кВ дополнительно при-
лагаются: планы землепользования в зоне прохождения линий элек-
тропередачи; генпланы проектируемых предприятий, намечаемых для
присоединения к проектируемым ВЛ; таблицы данных о нагрузках
проектируемых предприятий, намечаемых для присоединения к про-
ектируемым линиям электропередачи; акт оценки технического со-
стояния и схемы существующих линий электропередачи в зоне
прохождения проектируемых линий; топографические планы сел
в зоне прохождения проектируемых линий; технические условия на
проектирование рекультивации земель, а также другие необходимые
для проектирования данные.
В задании на проектирование электрических сетей 380/220 В
(линий электропередачи и трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ)
указываются: основание для проектирования; район строительства;
вид строительства (новое строительство, взамен пришедших в не-
годность, реконструкция); ориентировочная протяженность линий
380/220 В; тип трансформаторных подстанций; намечаемый объем
капиталовложений (в том числе строительно-монтажных работ);
стадийность проектирования; срок выполнения проекта; срок начала
строительства; наименование проектной и строительной организа-
ций; наименование заказчика проекта; дополнительные требования
(типы светильников уличного освещения, возможность применения
проводов марки АВТ для устройства ответвлений от ВЛ к вводам,
необходимость переноса проводов радиотрансляционной сети на опо-
ры ВЛ и пр.).
К заданию на проектирование электрических сетей 380/220 В
прилагаются: технические условия энергосистемы на присоедине-
ние к электрическим сетям (для объектов, ие относящихся к си-
стеме Минэнерго СССР); акт оценки технического состояния элек-
трических сетей 380/220 В; акт списания электрических сетей, при-
шедших в негодность, с баланса энергосистемы (заказчика); карто-
графические материалы (ситуационный план объекта в масштабе
1 : 10000, планы населенных пунктов с нанесением на инх всех на-
земных и подземных коммуникаций н сооружений в масштабе
1:2000, 1:1000, 1:500); данные о достигнутом уровне потреб-
ления электроэнергии на коммунально-бытовые нужды нз расчета
::а един од”г,,го',р'гнрвый -жилой лом (по данным энергосбыта);
данные предприятий связи Министерства СССР о техническом со-
стоянии линий радио, о необходимости и условиях подвески цепей
радио на опорах ВЛ; обмерные чертежи существующих построек,
с указанием параметров установленного в них оборудования и
режима его работы.
3-2. ПОРЯДОК ПРЕДОСТАВЛЕНИЯ ЗЕМЕЛЬ
ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА ИЗЫСКАТЕЛЬСКИХ РАБОТ
ПОД СТРОИТЕЛЬСТВО ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
И ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ
Перед нашлем цреаелс-дстгз ет«"!-ятгльских работ по линиям
электропередачи и трансформаторным подстанциям (за исключе-
нием электрических сетей 380/220 В) производится выбор земельных
участков для строительства.
42
Комиссия по выбору земельного участка создается по пору-
чению областного исполнительного комитета Совета народных де-
путатов и возглавляется председателем или заместителем предсе-
дателя соответствующего районного Совета народных депутатов.
В результате работы комиссии составляется акт выбора земельного
участка, в котором (применительно к линиям 10 кВ) указываются:
район прохождения трассы проектируемых линий 10 кВ; наиме-
нование питающей подстанции; состав комиссии, включающей пред-
седателя комиссии и членов комиссии [старшего инженера-земле-
устроителя, районного архитектора, районного пожарного инспекто-
ра, представителя государственной инспекции по охране водных
источников, представителя сельского (поселкового) Совета народ-
ных депутатов, представителей хозяйств, в которых изымаются
земли]; варианты намеченных трасс с описанием их особенностей,
количества изымаемой площади земли по каждому из них и
сравнением по технико-экономическим показателям; даются реко-
мендации по выбору варианта трассы для строительства линий
электропередачи с указанием выделения земельной площади в по-
стоянное и во временное пользование из фондов отдельных земле-
пользователей. К акту прилагаются также копии планов земле-
пользования хозяйств с указанием выбранных трасс линии.
В приложении к акту выбора земельного участка приводится
план землепользования хозяйства (М 1 :25000) с нанесением на
него границ севооборотов и экспликации земель, а также суще-
ствующих и намечаемых к строительству линий электропередачи
и трансформаторных подстанций, линий связи и других коммуника-
ций и сооружений.
На плане землепользования должны быть нанесены согласо-
вания с землепользователями, районным землеустроителем, район-
ным архитектором, а также с руководством района электрических
сетей, дорожного эксплуатационного управления, технического
управления связи, технического узла республиканских магистралей
связи, областной инспекцией по охране природы, областного управ-
ления по делам строительства и архитектуры. Каждое согласова-
ние должно быть снабжено подписью соответствующего должно-
стного лица и заверено печатью с указанием даты. План должен
иметь штамп организации — составителя с указанием должностного
лица, производившего трассировку линий.
Комиссия по выбору земельного участка для строительства
ВЛ составляет оценочную ведомость по определению убытков, на-
auuuuu лиялодаи и шолшам, имаолшхл с U1 видим земельных учп-
стк’ов предприятию электрических сетей для строительства линий
электропередачи.
В оценочной ведомости (для каждого колхоза и совхоза) ука-
зывается наименование неиспользованных затрат и их сумма, а так-
же срок оплаты и наименование счета и отделения Госбанка для
перечисления указанной суммы. По окончании работы комиссии по
выбору земельных участков для строительства линии электропере-
дачи производится предварительное согласование с заинтересован-
ными организациями, что оформляется: для колхозов — выпиской
из протокола общего собрания колхоза (уполномоченных), для
совхозов — заключением, для лесхозов — актом технического об-
спсповяттия тпешгх чгтпптлпгй чечпяптнпяп'лглх г otbotv m состяпя
государственного лесного фонда. В этих документах указываются
размеры земельной площади, отводимой в постоянное и во вре-
43
менное пользование, и выражается согласие их выделения на опре-
деленных условиях.
На основании решений о согласии общих собраний колхозов
районное управление сельского хозяйства дает заключение об обос-
нованности принятого варианта прохождения трасс линий 10 кВ
и дает согласие на отвод земельных участков как общей площадью,
так и участков, принадлежащих отдельным землепользователям,
с разбивкой площади по конкретным угодьям.
На основании заключения лесничества областное Управление
лесного хозяйства и лесозаготовок даег заключение об обоснован-
ности выбора трасс линий и согласовывает отвод земли (участка)
в полосе того или иного лесничества.
Предварительное согласование прохождения трасс ВЛ 10 кВ
с дирекциями совхозов рассматривает трест совхозов и даст за-
ключение об обоснованности принятых трасс линий и согласовы-
вает отвод земельных участков из землепользования отдельных
совхозов.
Материалы выбора трасс линий 10 кВ рассматривает област-
ная инспекция по охране природы и согласовывает отвод земель-
ных участков из землепользования отдельных хозяйств при опре-
деленных условиях (рекультивация земель, отводимых вс времен-
ное пользование и т. п.). Эти же материалы рассматривает об-
ластной отдел по делам строительства и архитектуры, который
согласовывает прохождение линий электропередачи по выбранным
трассам и отвод земли в постоянное и временное пользование,
а также дает дополнительные условия при прохождении линий
10 кВ в пределах населенных пунктов.
На основании акта выбора земельных участков под строи-
тельство линий 10 кВ областное управление сельского хозяйства
дает предварительное согласование направления трасс линий и
производит отвод земельных площадей согласно приложению к акту,
а также дает рекомендации областному Совету народных депута-
тов о возможности выдачи предприятию электрических сетей раз-
решения на проведение проектно-изыскательских работ для строи-
тельства линий электропередачи 10 кВ.
К заключению областного управления сельского хозяйства
об отводе земельных участков под строительство линий 10 кВ при-
лагается ведомость отвода земельных участков с указанием земле-
пользователей и выделяемых размеров площади в постоянное и
nnovnuiTHo ttottkqotjqTJTTO ПППППГНПЯРМЙП ГТЯППШМ qpM.nPVCTnnWTPJIP’W
Материалы предварительного согласования выбора земельных
участков для строительства линий 10 кВ передаются в исполком
областного Совета народных депутатов, который рассматривает
их и дает разрешение предприятию электрических сетей на произ-
водство изыскательских работ с отводом земельных площадей в по-
стоянное и временное пользование в размерах и на условиях, ука-
занных в заключении областного управления сельского хозяйства.
При выборе площадки под строительство трансформаторной
подстанции 110/10 или 110/35/10 кВ дополнительно указываются:
место размещения площадки с привязкой ее к населенному пункту,
автодороге; характеристика рельефа площадки; геологическая ха-
рактеристика грунтов; глубина залегания грунтовых вод; источ-
ники ВидисийО/кеп»?. и upon xiriv. ; 1nG./uv1i.1G«n.:..n, ..Г.ПрСЩЛСДПС
отвода ливневых вод и трансформаторного масла в случае аварии;
маршрут доставки тяжеловесного оборудования на площадку под-
44
станции. К акту выбора площадки под строительство подстанций
прила! ается ситуационный план выбранного земельного участка
в масштабе М 1 : 10 000 (1 : 25 000).
До передачи материалов выбора площадки под строительство
подстанции в исполком областного Совета народных депутатов
в комплексной геолого-разведочной экспедиции необходимо полу-
чить справку об отсутствии на выбранном участке строительства
подстанции полезных ископаемых.
Задание на проектирование заказчик может выдать проектной
организации — генеральному проектировщику только после полу-
чения разрешения Совета Министров союзной республики, крайис-
полкома или облисполкома на производство изыскательских и
проектных работ.
Советы министров автономных республик, крайисполкомы, обл-
исполкомы в десятидневный срок принимают решение о согласо-
вании трасс и площадок под трансформаторные подстанции, а так-
же о примерных размерах намечаемых к изъятию земель.
При подготовке вышеуказанных материалов необходимо руко-
водствоваться требованиями основ земельного законодательства
СССР и союзных республик; порядком выбора и согласования пло-
щадок для строительства проектируемых объектов; положением
о порядке возбуждения ходатайств и решений вопросов о выделе-
нии земельных участков для государственных и гражданских нужд;
нормами отвода земель для ВЛ 0,38—500 кВ (СН 465-74); нормами
технологического проектирования электрических сетей сельскохозяй-
ственного назначения и дизельных электростанций (НТПС); ин-
струкцией о порядке возмещения землепользователям убытков,
причиненных изъятием земельных участков; указанием Минэнерго
СССР о сокращении длин отдельных линий п ограничении обшей
протяженности всех линий, отходящих от подстанций.
3-3. ЭНЕРГОЭКОНОМИЧЕСКИЕ ОБСЛЕДОВАНИЯ
ПОТРЕБИТЕЛЕЙ В СЕЛЬСКОЙ МЕСТНОСТИ
Первой технологической операцией в процессе разработки про-
ектов ВЛ 0,38 п 10 кВ является получение исходных данных для
всех последующих этанов проектирования с помощью проведения
обследования потребителей электроэнергии. От тщательности вы-
полнения и достоверности полученных данных зависит рациональ-
ность принимаемых в проектах решений.
о 1са uipcuu, ли1да псаодшмс длллые Г1,ш чаыь пл выделя-
ются проектной организации — генеральному проектировщику за-
казчиком как приложение к заданию на проектирование, заказчик
несет полную ответственность за полпоту и достоверность этих
данных.
ОБСЛЕДОВАНИЕ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ КОЛХОЗОВ И СОВХОЗОВ
Энергоэкономическое обследование потребителей производится
с целью определения электрических naip'-щк, их катеюрнйностк
по требованиям надежности электроснабжения, источников резер-
вирования электроснабжения, определения количества, мощности и
выбора конфигурации липин 380/220 В. марок .; сечении проводов
или кдбелей.
45
До выезда на обследование колхозов и совхозов необходимо
получить через заказчика генеральные планы и топографические
планы населенных пунктов в масштабе не менее 1 : 5000, поселков
городского типа в масштабе 1 : 2000, хозяйственных дворов в мас-
штабе 1 :2000, 1 : 1000 или 1 : 500.
При обследовании потребителей необходимо: уточнить имею-
щиеся планы населенных пунктов, нанести на них существующие
жилые дома, общественные постройки, а также нанести на планы
те жилые дома и постпойки, которые будут построены в ближайшие
5 лет, считая от года намечаемого ввода в эксплуатацию проекти-
руемых сетей 380/220 В и их нагрузки; нанести на планы населен-
ных пунктов существующие линии и трансформаторные подстанции,
указать их тип, эксплуатационный номер и мощность: выявить по-
требителей, требующих резервного электроснабжения; получить
в службе энергосбыта района электрических сетей данные о суще-
ствующем внутрнквартирном годовом потреблении электроэнергии
в расчете на одни одноквартирный дом; если имеется полная сум-
ма потребления электроэнергии за год по абонентским счетам, то
она делится на общее количество абонентов. При отсутствии дан-
ных в целом по населенному пункту необходимо воспользоваться
ЧСФЛИРМ v.nnS ‘ <*' 'Тр П УЮЩРМ ’ Г)ТбмПЯ-
ЮТСЯ тттУ^.т,г- пТ)М0в) НО ЯР МАНГР
20. Например, в населенном пункте находится 300 дворов, тогда
отбирается 300 v 0,1=30 домов. Все абоненты делятся на 30 групп:
в первую групп»' войдут дома с номерами от 1 до 10, во вторую
от 11 до 20 и т. л. Из каждой группы выписывается годовое по-
треб пение одного (любого случайного) дома, например, 3, 13, 23,
33 и т. д. Выписанные величины суммируются и делятся на 30.
Полученная величии? может быть принята как средняя по насе-
ленному пункту.
Для определения электрических нагрузок существующих ком-
мунально-бытовых и общественных потребителей в экспликацию па
чертеже каждого населенного пункта заносятся под определенными
номерами все постройки с указанием площади нх помещений и
установленной мощности элсктроприемников. Нагрузки проектируе-
мых потребителей принимаются по соответствующим типовым про-
ектам, а пр!.' отсутствии их - в соответствии с методическими ука-
заниями по проектированию электрических сетей сельскохозяйствен-
ного ча?зд" •'Ч’щ 'приложение к Нормам технологического проекти-
рования электви'"?--к их сетей сельскохозяйственного назначения и
Для г!пеизнодст1«'пных и общес.твеч"ых потребителей в экспли-
кациях • -->•'▼ • г 'х кроме площади помещений и установленной
мощности ччеюгродниемннков указываются существующие или пег.
спективные силовые нагрузки Следует отдельно выделять тип ч
мощность электродвигателя от 10 кВт и выше, ч также указывал-
тип приводи' ого произзотсгвечного механизма (дробилка, насо?
и т. п.)
Для в ;; строительству НОВЫХ 1'РОИЗВОДСТВСННЫХ ПС
строек по зип'рым или индчвидх'.’.льным проектам следует указал'
номер типового проекта выписать из »»»»• значения установленны -
вдовых и ос. х цт₽ жчых нагрузок данные о режиме их работ»
При лтсуттст' » --ч-г,-. --о'ж-’ов -".обходимо установите назвав1'
адрес в” 1 •• -1-’• о- 'hi к й <л С.и .с..г-
уточнить гг . ,г, . .•-.nV животноводческих помещений и пе:
•к'ктчвч fXTjnwi'M для этих целей электроэнергии
46
Но избежание завышения расчетных на1рузок полученные в вол
хо;-<- (совхозе) данные должны быть критически проанализированы
на месте, сопоставлены с аналмичными сведениями по типовым
проектам.
В получаемой от потребителя заявке на использование электро-
энергии на тепловые нужды отмечается, что руководители хозяйств
поставлены в известность о том, что электрические нагрузки на теп-
ловые нужды парников и теплиц будут учтены в проекте только
в случае получения разрешения энергосистемы на отпуск электро-
лгсрпш на эти цели.
Кроме того, при обследовании погрг -э.тгелей электооэнергии
определяется необходимое количество дополнительных опор ВЛ
0,38 кВ перед вводами в здания и количеств г построек, требующих
выполнения вводов через трубостойку.
Следует также получить от владельцев электрических сетей
я линий радио акты оценки гехнического стояния этих сетей.
Данные должны приводиться для каждого вида сетей в общем
акте, но отдельно по каждому населенному пункту.
ЭНЕРГОЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ ПРОЕКТОВ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ о- 20 кВ
Энергоэкономнческое обследование потребителей производится
при выборе количества, мощности и мест расположения трансфор-
маторных подстанций 10/0,4 кВ, конфигурации линий, материалов
и сечения проводов ВЛ 6—20 кВ, а также ме>т расположения и
мощности районных подстанций.
В тех случаях, когда для потребителей электроэнергии об-
следуемой зоны ранее разработаны проекты электрических сетей
380/220 В, следует использовать данные этих проектов.
При обследовании потребителей должна быть выявлена перс-
пектива развития на 5 лег, считая от и>да нямг«глсмо,’о ввода про-
ектируемых сетей в эксплуатацию.
При .проведении работ по обследованию потребителей необхо-
димо; получить в районном отделе ЦСУ перечень всех населенных
пунктов, находящихся в обследуемой зоне, с указанием количества
дворов и населения, а также перечня всех находящихся в этой зоне
предприятий, учреждений и организаций с указанием места их
пягппппжрнмс м пс >тл устррияпп ппйпяппм«'ШУ’Т1г rinnvuirri, п пам.
онной плановой комиссии справку о намечаемом в обследуемой
зоне строительстве новых объектов или существенной реконструк-
ции действующих предприятий; получить в энергосбыте района
электрических сетей данные по .каждому населенному пункту о су-
щее 1 в уюшем в н утрикварти р н ом го до в ом i 1 г о р об лени и электр совер-
ши в расчете на один одноквартирный жилой дом, получить св;'
дон ня о ком м уна льп о - бытовых, общественj • 1 =; х а а д м и : iи страти г*ных
и от ребите л ях пи переч п ю, у к. i пн о м у UC У: * о п у ч * п; сведен» я
о j ф ои з в ол С7 з on i 1 ы x ш г, р об и I е пях к * 1лх ово н и с.»ил и н {количество
! вместимость цомедц r.iii сеогз л птицы, средства механизации,
t л. шчи е корм оцех ов и и > ирона води к л ьч ость, у. оличе< т г ; и в м е-
- г км ость помещений и оборудования для пер; * чщГ " .Лотки мо
• UA <Х, ttiVA41IЙЧС-Vf UV Л. U VI V-М• >Иг . /А. « -
Полученные данные должны быть ; i,i ым произ-
водственным управлннпрм сельгкогj зяистря. Необходимо также
47
получить у руководителей хозяйств сведения о теплицах и парни-
ках с техническим обогревом. При площади теплиц более 10 тыс. м2
эти сведения должны быть подтверждены вышестоящей инстан-
цией. От всех остальных потребителей, указанных в перечне ЦСУ,
следует получить заявки на потребную мощность, в которых ука-
зываются: наименование потребителя, его ведомственная принад-
лежность, адрес и местоположение; количество смен и сезонность
работы предприятия; установленная электрическая мощность токо-
приемников, расчетная нагрузка дневной и вечерней смен, годовое
потребление электроэнертип, значение коэффициента мощности
з максимум пат рузок и др.
В заявке указываются как существующие электрические на-
грузки, так и с учетом их развития на ближайшие 5 лет.
При наличии проекта строительства или реконструкции обсле-
дуемого предприятия сведения, предусмотренные в заявке, долж-
ны быть получены из этих проектов. При отсутствии проектов на
месте следует получить от руководителя предприятия письмо с ука-
занием наименования и адреса проектной организации, разрабаты-
вающей такой прост. Если проект нс разрабатывался, то необ-
ходимые данные должны сообщить должностные лица обследуемого
предприятия. 12 тт.т слу таят, к «гдя т.тсугст.. . .от какие либо данные
для определения следует получить справку о иллнируе-
мом предприятию годовом объеме выпускаемой продукции.
3-4. СОСТАВ И ОБЪЕМ ИЗЫСКАТЕЛЬСКИХ РАБОТ
Изыскания выполняются с целью определения оптимального
направления трасс линии электропередачи, получения топографо-
геодезических, геологических, гидрологических и метеорологических
данных по трассам линий электропередачи и площадкам транс-
форматорных подстанций.
Состав и объем изыскательских работ определяются назначе-
нием объекта электросетевого строительства, его показателями ио
номинальному напряжению и стоимости строительства, а также то-
пографическими и геологическими условиями прохождения трасс
линий электропередачи и размещения площадок трансформаторных
подстанций, наличием подземных и наземных коммуникаций.
Для электрических сетей сельскохозяйственного назначения
напряжением 6—35 кВ изыскания выполняются в соответствии
с действующих: Руководством по выбор}' и инженерным изыска-
----ТЭПС ОА -Га.,,
Для электрических сетей выше 35 кВ следует пользоваться
действующими руководствами по изысканиям трасс воздушных ли-
ний электропередачи 35—1150 кВ и по изысканиям площадок пони-
жающих подстанции 35 кВ и выше, разработанными институтом
«Эиергосетьпроек т».
Инструментальные изыскания электрических сетей сельскохо-
зяйственного назначения напряжением 10 кВ согласно Нормам тех-
нологического проектирования электрических сетей сельскохозяй-
ственного назначения и дизельных электростанций выполняются
только в горных районах, населенной местности, а также на слож-
ных по рельефу п стесненных участках трассы ВЛ. В остальных
случаях инструментальное трассирование ие производится.
Проектирование вл aou/zzo В на основании хш•• р>ментального
трассирования выполняется только для объектов со сложной пла-
нировкой и наличием подземных коммуникаций.
Для объектов, расположенных в горной местности, где Нет
подземных коммуникаций, а жилые и производственные постройки
рассредоточены в плане и по высоте, может при необходимости
производиться лолуинструментальное трассирование ВЛ.
Физико-механические свойства и электрические сопротивления
грунтов определяются, как правило, по справочным документам
на основе нх характеристик, устанавливаемых по описанию гео-
морфологических элементов, естественных обнажений и искусствен-
ных выемок, оползней, осыпей, просадок н т. и., а также по дан-
ным проектов других ВЛ, проходящих близ проектируемых линий.
Только в тех случаях, когда характеристики грунтов по всем
возможным данным определить нельзя, проводятся в необходимом
объеме геологические изыскания по трассам ВЛ 10 кВ. Получен-
ные данные используются также при проектировании ВЛ 0,38 кВ.
Изыскательские работы должны выполняться также в соот-
ветствии с действующими нормативно-методическими документами
и правилами техники безопасности и охраны труда, с использова-
нием современных технических средств.
Материалы изысканий оформляются и используются в дальней-
шей работе в порядке, указанном в упомянутых выше руковод-
ствах по изысканиям.
3-5. СТАДИЙНОСТЬ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Проектирование объектов электросетевого строительства сель-
скохозяйственного назначения должно осуществляться на основе
«Схем развития электрических сетей напряжением 35—НО кВ
в сельской местности» отдельных областей, краев и республик, кото-
рые могут уточняться в «Схемах развития электрических сетей
6—10 кВ районов электрических сетей (РЭС)», а также другой
предпроектной документации, подтверждающей экономическую це-
лесообразность и хозяйственную необходимость их проектирования
и строительства.
Для объектов сельскохозяйственного назначения, строительство
которых предполагается осуществлять по типовым проектам или
повторно применяемым экономичным индивидуальным проектам,
а также по технически несложным объектам, проектирование долж-
но выполняться только в одну стадию — технорабочий проект.
Для крупных и сложных объектов, а также в случаях прпме-
пплтлоотлв тртнппппш ппоизвочетва и при особо
сложных условиях строительства допускается проектирование в две
стадии — технический проект и рабочие чертежи. Двухстадийное
проектирование допускается только при специальных обоснованиях,
согласованных инстанцией, утверждающей задание на проектирова-
ние, или по заданиям генерального проектировщика, выполняющего
проект объекта в две стадии.
Технорабочие (технические) проекты крупных объектов долж-
ны разрабатываться по очередям строительства, продолжительность
которого по нормам, как правило, не превышает 2 4 года.
3-6. СОСТАВ И ОБЪЕМ ПРОЕКТНЫХ РАБОТ
Проектная документация должна разрабатываться без излиш-
ней детализации и повторений в минимальном объеме, достаточном
4—739 49
iijia оценки проектных решении, определения стоимости строитель-
ства и выполнения строительно-монтажных работ.
Степень детализации и объем проектных работ должны соот-
ветствовать «Инструкции по разработке проектов и смет для про-
мышленного строительства» (СИ 202-76) и эталонам (макетам)
проектов, утвержденным в установленном порядке.
Эталоны (макеты) проектов разрабатываются с целью обеспе-
чения необходимой полноты и единообразия в оформлении проект-
ных материалов в части состава и объема, количества и порядка
размещения чертежей, оформления пояснительной записки, а также
сокращения сроков разработки проектов.
При конкретном проектировании особое внимание следует уде-
лять технико-экономическим обоснованиям принимаемых решений.
Обоснования и расчеты, подтверждающие правильность прини-
маемых решений, подсчеты объемов работ для составления смет,
а также материалы изысканий (кроме технических отчетов по ин-
женерным изысканиям) в составе проекта заказчику не выдаются,
а хранятся в надлежаще оформленном виде в техническом архиве
проектной организации.
Ниже приводятся содержание и объем проектных материалов
применительно к техпорабоччм проектам для которых нет утверж-
дениых в установленном порядке эталонов (макетов).
ТЕХНОРАБОЧИЙ ПРОЕКТ ВЛ 10 кВ
В состав проекта ВЛ 10 кВ входят: 1. Пояснительная записка.
Спецификации и чертежи. 2. Сводная смета, сметы. 3. Материалы
для отвода земель под опоры ВЛ. 4. Материалы изысканий трасс
ВЛ 10 кВ и энергоэкономического обследования потребителей.
5. Материалы обоснования технических решений и подлинники рас-
четов. Книги 3—5 к проекту, выдаваемому заказчику, не прилага-
ются и хранятся в архивном экземпляре проекта.
Состав пояснительной записки: перечень примененных типовых
и повторно применяемых проектов. Паспорт проекта и основные
технико-экономические показатели ВЛ 10 кВ. Перечень чертежей.
Основание для проектирования. Технико-экономическая часть. Схема
электроснабжения. Потребители электроэнергии. Электрические на-
грузки. Трасса ВЛ 10 кВ. Выбор марок и сечений проводов. Кон-
структивное выполнение ВЛ 10 кВ. Надежность электроснабжения,
Защита от перенапряжений. Заземление. Релейная защита и авто-
матика ОпГЯНИЗаПИЯ гтпоитепьгтпа Опгятгаапос
Техника безопасности.
Приложения: Задание иа проектирование. Разрешение иа про-
изводство изыскательских работ по трассам ВЛ.
В состав спецификаций входят: № 1 — на электротехническое
оборудование; № 2 — на неизолированные провода; № 3 — на изо-
ляторы; № 4 — па линейную арматуру; № 5 —- на крюки и штыри
стальные; № 6 — на кабели и кабельную продукцию; № 7 — на
металл для заземляющих устройств; № 8 — на строительные кон-
струкции и материалы для сооружения кабельпы'. вставок в ВЛ;
№ 9 — на конструкции опор (в зависимости от материала опор).
В паспорте проекта указываются: наименование источника элек-
троснабжения; расчетная мощность на шинах 10 кВ питающей
.ЩДСТаПДИм, рйСЧЩИЬЩ мичлиип, JlvJ .КИ111/1М IV MJ,
район климатических условий по гололеду и ветру, скорость ветра
при гололеде; количество присоединяемых к линиям 10 кВ транс-
50
форматорных подстанций и их общая установленная мощность;
протяженность проектируемых ВЛ, в том числе протяженность по
маркам и сечениям проводов; протяженность кабельных участков
линий; протяженность участков ВЛ 10 кВ для электросетевого ре-
зервирования; количество пересечений линий 10 кВ с инженерными
сооружениями, в том числе кабельных; материал опор и шифр ти-
пового проекта; количество опор (всего и по типам); количество
секционирующих пунктов (всего, а также с выключателями и АВР,
с выключателями и без АВР, с разъединителями); потребность
в основных материалах всего и иа 1 км (проводов по маркам, же-
лезобетона, металла, кабеля); сметная стоимость строительства все-
го, из них по главе 2 сводной сметы; стоимость проектно-изыска-
тельских работ.
ТЕХНОРАБОЧИИ ПРОЕКТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 380/220 В
В состав проектных материалов входят: 1. Пояснительная за-
писка, чертежи. 2. Сметы. 3. Материалы изысканий и энергоэко-
номического обследования потребителей.
Пояснительная записка содержит: технико-экономические пока-
затели проекта; спецификации на материалы и оборудование; ис-
ходные материалы для проектирования (задание на проектирова-
ние, акт технического состояния электрической сети, условия под-
вески линий радио на опоры ВЛ и др.), чертежи.
В целях сокращения объема проектной документации и сокра-
щения сроков ее оформления в проекте следует приводить только
те материалы, которые необходимы для выполнения строительно-
монтажных работ по электрическим сетям 380/220 В. Все расчет-
ные и обосновывающие материалы хранятся в архивном экземпля-
ре проекта.
К проекту прилагаются чертежи: 1. Выкопировка из плана
трасс ВЛ 10 кВ М 1 : 10 000 (при количестве населенных пунктов
объекта более трех). 2. План электрических сетей 380/220 В по
населенным пунктам объекта. 3. Схемы пересечений ВЛ 380/220 В
с инженерными сооружениями.
В пояснительной записке приводятся: основания для разра-
ботки проекта: спецификации на материалы и оборудование с ука-
занием использованных типовых проектов опор и подстанций; ос-
новные технико-экономические показатели проекта, в которых ука-
зывается: количество электрифицируемых селений; количество элек-
тпийипипуемых построек, в том числе жилых домов в одноквар-
тирном исчислении; протяженность ВЛ 380/220 В; количество и
установленная мощность трансформаторов 10/0,4 кВ; расход основ-
ных материалов — всего и иа 1 км ВЛ (леса, железобетона, метал-
ла); расход неизолированных проводов по маркам: расход кабеля
на переустройство линий радио и связи; сметная стоимость строи-
тельства, в том числе по гл. 2 сводной сметы; стоимость проектио-
изыскательских работ.
Все необходимые данные для выполнения строительно-мон-
тажных работ приводятся на чертежах планов электрических сетей
и в спецификациях.
4*
РАЗДЕЛ ЧЕТВЕРТЫЙ
Расчеты электрических сетей
сельскохозяйственного назначения
4-1. ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ
Расчеты электрических сетей ставят своей целью обеспечить
высокий технический и экономический уровень развития, надежность
н бесперебойность электроснабжения потребителей электроэнергии;
высокое качество электроэнергии у потребителя; снижение стои-
мости и материалоемкости проектируемых электрических сетей;
повышение производительности труда и сокращение сроков строи-
тельства линий электропередачи и трансформаторных подстанций;
рациональное использование природных ресурсов (земельных и
лесных угодий, недр и пр.).
К расчетам электрических сетей относятся:
определение существующих и перспективных электрических на-
грузок; выбор наиболее оптимальной конфигурации сети и схем
электроснабжения потребителей, обеспечивающих требуемую на-
дежность;
выбор рода тока и напряжения сети;
определение числа фаз, количества, марок и сечений проводов
и кабелей, обеспечивающих необходимую пропускную способность
сети с требуемым качеством электроэнергии;
выбор оптимальной схемы трансформаторных подстанций;
выбор средств автоматизации и электрических защит сетей;
выбор средств компенсации реактивной мощности;
выбор средств грозозащиты и заземляющих устройств;
выбор конструктивных элементов сети, обеспечивающих их эко-
номичность и надежность как при строительстве, так и при эксплуа-
тации; установление расстояний между проводами ВЛ;
выбор изоляции проводов ВЛ;
выбор линейной арматуры для ВЛ и трансформаторных под-
станций;
определение габаритов ВЛ при .пересечениях с инженерными
сооружениями и естественными препятствиями.
Основные расчетные формулы, обозначения и единицы изме-
рения, применяемые при электрических расчетах электрических се-
тей, приведены в табл. 4-1, а зависимости тока от коэффициента
мощности cos ср и мощности — в табл. 4-2.
4-3. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ПО НАГРЕВУ
Проводники и кабели допускают определенную температуру
нагрева в зависимости от их сечения, проходящего по ним тока,
температуры окружающей среды и способа прокладки.
Расчетная температура окружающей среды определяется: для
НбИЗОЛИПОВЗННЫХ ПП/?П/'*ТЮ13 ’Л УУТИТ! в яттттттг пл пттглыт/ун ”~чт-_
хе, как средняя температура воздуха в 13 часов суток за наи-
более жаркий месяц; для кабелей, проложенных иа открытом воз-
52
Таблица 4-1
Основные расчетные формулы, определения, обозначения
и единицы измерения
Формула
Обозначение, определение и
единица измерения
1. Сопротивление электрической це-
пи: омическое (при постоянном токе)
I
актирное (при переменном токе)
г = агп
гп — омическое сопротивление
при температуре t °C, Ом;
г — активное сопротивление
при температуре t °C, Ом;
р — удельное сопротивление,
Ом-мм2/м, при <=20 °C (для
меди р = 0,0184 Ом-мм8/м,
для алюминия р=0,295 ОмХ
Хмм8/м);
I — длина провода, м;
q—сечение проводника, Им2;
а-—коэффициент, учитываю-
щий поверхностный эффект,
г в магнитных проводниках
дополнительно—явление на-
магничивания
2. Зависимость омического сопро-
тивления от температуры
ГП=Г1 [1 |-«•,(< — <1)1
гп и Г1 — сопротивления про-
водника соответственно при
температурах t и tt, Ом;
ат — температурный коэффи-
циент сопротивления на 1 °C
3. Зависимость между сечениями
и сопротивлениями проводников из
меди и других металлов (условия взаи-
мозаменяемости)
Ях — Яя
qM— сечение проводника из
меди, мм2;
qx — сечение проводника из
другого материала, мм2;
Рм — удельное сопротивление
проводника из меди, Ом X
X мм2/м;
Рл- — удельное сопротивление
проводника из другого ма-
териала, Ом-мм2/м
4. Индуктивность трехфазной линии
Л DCp
L = ( 4,В 1g —+ р-0,5
10~».
L — индуктивность линии,
Гн/км;
Рср—среднее геометрическое
расстояние между проводами
линии, см;
Р) 2, D2_3, D[:i—расстояния
между проводами линии, см;
d— диаметр провода, см;
53
Продолжение табл. 4-1
Формула
Обозначение, определение и
единица измерения
Индуктивнее (реактивное сопротивле-
ние одной фазы линии (приближенно)
х =& 0,145 1g—гр
s a'd
Dcp ~ У ^l-2D2-3Dl-3
X — индуктивное) сопротивле-
ние, Ом/км;
аг—коэффициент, учитываю-
щий магнитное поле i иутри
провода и зависящий от ма-
териала и числа проволок
в жиле
5. Емкость трехфазной линии
24г•10*
с’= igocp
Общая емкость цепи при соединении
отдельных емкостей:
последовательно
Со—емкость (рабочая), Ф/км;
г—-радиус провода (жилы),
см;
С1( Ci, ... , C,t — отдельные
емкости цепи, Ф (1 Ф =
= 9-10» см)
параллельно
С = С, -{- Ci 4-... -{- С„
6. Электродинамический эффект
тока для двух параллельных провод-
ников
F = 2Ma 4-1°'’
F— сила, действующая на I
длины проводника, Н;
»,. «г — амплитудное токи в
параллельных проводниках, А;
а — расстояние между про-
водниками, см;
I — длина проводника, см
7. Тепловой эффект тока основной
закон
О-. = П
Условие теплового баланса при на-
греве проводника тока
Sa(<n-fe) = 0.24Pr
Приближенное значение коэффици-
ента а:
для круглых проводников
для плоских проводников
“ = 2,2 f 1„ — 1„
(при <п—'вд= 10 *С)
QT — количество выделяемого
тепла, Дж;
тт — время прохождения то-
ка, с;
S — поверхность проводника,
м!;
tn и fB — температура соот-
ветственно проводника и воз-
духа, *С;
а — коэффициент т сплопере-
дачи;
d—"диаметр проводника, м;
I — полный ток, А;
г—активное сопротивление
проводника, Ом
54
Иродолжение табл. 4-1
Формула
Обозначение, определение и
единица измерения
8. Зависимости в цепи переменного
тока. Длительность периода тока при
частоте 50 Гц
2n 1
Г=-<Г=Т(Г==0’02 с=
w ^2^ = 2л50 = 314;
ток в цепи
/=К/2а + /2р;
напряжение в цепи
u=Vu\+u\-,
< 'a = U cos у;
f/p = t7sin if
1—полный ток в цепи, А;
/а — активная составляющая
тока, А;
/р — реактивная составляю-
щая тока, А;
if — сдвиг по фазе между то-
ком в цепи и напряжением,
град;
<о—угловая частота, Гц;
f — частота, Гц;
— напряжение цепи (дейст-
вующее, показываемое прибо-
ром), В;
Ua—активная составляющая
напряжения, В:
rL — реактивная составляю-
щая напряжения, В;
Т—длительность периода
тока, с
9. Соотношение токов и напряже-
ний в трехфазной системе:
соединение в звезду
/л = /ф! Г/л = 1,73Г7ф;
соединение в треугольник
/л=1,73/ф; (7Л = Г/Ф
/Л(или /)—линейный ток, А;
1)л (или U) —линейное напря-
жение, В;
/ф—фазный ток, А;
(7ф—фазное напряжение, В
К). Коэффициент мощности
Г g i a 7а
cos?-.= -j---1-^=—=
S “ К) + Qt/pz
P — активная мощность, Вт;
Q — реактивная мощность,
вар;
S—кажущаяся мощность,
ВА:
г активное сопротивление,
Ом;
2—полное сопротивление, Ом;
е — активная проводимость,
См;
//—полная проводимость, См
11. Мощность и энергия в цепи
переменного тока:
Цепь однофазного тока
Р — IU cos у; Q = /Д sin if;
г___ гг :_if"55 ni
AR — 3,(HU cos yr; Ар = 3,6/77sin yr;
/1а—активная энергия, кДж;
Ар — реактивная энергия,
кДж;
z— время, ч
55
Продолжение табл. 4-1
Формула Обозначение, определение и единица измерения
цепь трехфазного тока Р = cos у; Q = VziU sin у; S = /з'Л7; Ая = К 3 IU cos <р т; Ар = Кз IU sin <р -
12. Потеря мощности в проводниках трехфазной линии: активные потери = 3/-г; индуктивные потери = ЗГхг; зарядная мощность ^0.с~ ^2Ф^с LP, &Ql, AQc—потери мощ- ности соответственно в ак- тивном г, индуктивном Хд и емкостном хс сопротивле- ниях; bQ—емкостная проводимость, См
13. Емкостный ток при однополюс- ном замыкании на землю Z3 = l,73H<oC()Zs-10-6 Со — частичная емкость (см. п. 5); Zs — общая протяженность электрически связанных ли- ний, км
духе, как средняя температура воздуха наиболее жарких суток;
для кабелей, проложенных в земле, как средняя температура почвы
на глубине 0,7—1 м за наиболее жаркий месяц.
Температуру нагрева проводников определяют при токовой на-
pcionvn ncin WvioiXlCZH ПО СрСДГШЛ 11 VJl J Н dCU J3JD1A, Hd иривидл И
кабели.
Токовая нагрузка на провода и кабели при заданной темпе-
ратуре окружающей среды не должна вызывать нагрев отдельных
элементов сети, превышающий допускаемый. Для алюминиевых про-
водов и кабелей допускаются следующие предельные температуры
нагрева: для неизолированных проводов 70°С, для проводов и
кабелей с резиновой изоляцией 55°С, для кабелей с бумажной изо-
ляцией напряжением 3 кВ — 80°С, 6 кВ — 65°С, 10 кВ — 60°С,
35 кВ — 50°С.
Ввиду сложности аналитического определения допускаемого
тока, проходящего по проводникам, его значения определяют по
таблицам Правил устройства электроустановок (ПУЭ), которые со-
ставлены для заданных значении температуры проводника и тем-
пературы окружающей среды.
56
Таблица 4-2
Ток на 1 кВт мощности трехфазного тока в зависимости от cos<p
cos <р Ток. А, при напряжении, В
220 380 6000 10 000 20 000
1 2,62 1,52 0,096 0,0575 0,0288
0,95 2,76 1,6 0,101 0,0605 0,0303
0,9 2,91 1,69 0,107 0,064 0,032
0,85 3,08 1,79 0,113 0,068 0,034
0,8 3,28 1,9 0,12 0,072 0,036
0,75 3,5 2,02 0,128 0,077 0,0385
0,7 3,75 2,17 0,137 0,0825 0,0413
0,65 4,03 2,34 0,148 0,0885 0,0443
0,6 4,37 2,53 0,16 0,096 0,048
0,55 4,77 2,76 0,175 0,105 0,0525
0,5 5,22 3,04 0,192 0,1155 0,0578
0,45 5,83 3,37 0,214 0,1280 0,064
0,4 6,56 3.8 0,24 0,144 0,072
Температура окружающей среды при составлении таблиц при-
нимается для воздуха -1 25°С, для земли и воды -[ 15°С. Если рас-
четная температура окружающей среды отличается от принятых
при составлении таблиц, то допускаемое значение длительно про-
ходящего по проводникам тока умножают на коэффициент Ко, ко-
торый равен:
г, Лщп
Ао — 7 л
1 табл
Значение для всех проводов, а также кабелей, проклады-
ваемых на открытом воздухе, равно -|-25°С, а для кабелей, про-
кладываемых в земле и воде, -|~15°С.
В зависимости от способа прокладки проводов вводятся до-
полнительные поправочные коэффициенты, приведенные в ПУЭ.
4-4. ВЫБОР ПРОВОДОВ ПО ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ПЛОТНОСТИ
ТОКА И ПО ЭКОНОМИЧЕСКИМ ИНТЕРВАЛАМ
Для воздушных линий электропередачи 35—220 кВ сечения
проводов проверяются по экономической плотности тока. Нормы
экономической плотности приведены в табл. 4-3.
Экономически целесообразное сечение определяется из соотно-
шения
/
Яэ — г >
где — нормированное значение экономической плотности тока для
заданных условий работы линии по табл. 4-3. Расчетный ток дол-
жен соответствовать условиям нормальной работы.
ГТпППГПТГР ПП олгЛПП'ЛТТЧГГ’КСЙ ПЧПТТ1ПГТИ ТЛТГЛ ПР ПЛ Д УГГ’ПЛТ‘ ггттт
промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1000 В
при числе часов использования максимума нагрузки предприятия
57
щих сетей в связи с их развитием. Проводятся справочные данные
по основному оборудованию, аппаратуре и материалам.
В справочнике приведены основные сведения, необходимые для
выбора оптимальных решений при проектировании.
Авторами отдельных разделов являются: А. М. Карпенко —
разд. 1, 2, П. А. Катков и И. Н. Николаев — разд. 3, И. Н. Нико-
лаев и Г. Ф. Сумин — разд. 4, Э. Я. Гричевский — разд. 5,
II. Н. Николаев и В. И. Франгулян — разд. 6, 7, Ф. Д. Кузнецов —
разд. 8, Д. С. Метрикин — разд. 9.
Авторы благодарят академика ВАСХНИЛа И. А. Будзко и
инж. А. С. Зеличенко за ценные замечания и предложения по со-
держанию справочника.
Замечания и пожелания по настоящему справочнику просим
направлять по адресу: 113114, Москва, М-114, Шлюзовая набереж-
ная, 10, издательство «Энергия».
Авторы
РАЗДЕЛ ПЕРВЫМ
Схемы электроснабжения
1-1. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О РАЗВИТИИ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА СССР
За период с 1965 по 1581 г. в области электроснабжения сель-
ского хозяйства СССР достигнуты большие успехи. Массовое строи-
тельство электрических сетей, которое осуществлялось в этот пе-
риод организациями Минэнерго СССР, псзволило поднять электри-
фикацию сельского хозяйства на более высокий уровень. К 1981 г.
протяженность воздушных линий электропередачи (ВЛ) сельско-
хозяйственного назначения1 напряжением от 0,38 до НО кВ вклю-
чительно по стране в целом планируется примерно 3,9 млн. км, а со-
ответствующая установленная мощность трансформаторов на под-
станциях сельскохозяйственного назначения напряжением ПО кВ и
ниже—193 млн. кВ-A. В табл. 1-1 приведены более подробные
Таблица 1-1
Протяженность ВЛ сельскохозяйственного назначения СССР
на начало 1981 г. (планируемая);
Напряжение ВЛ, кВ Протяженность ВЛ
•ТЫС. КМ %
35—110 338 9
6—10—20 1752 45
0,38 I 7.ЧП ИС
Итого протяженность ВЛ 3870 100
0,38—110 кВ
сведения о линиях электропередачи сельскохозяйственного назна-
чения на начало 1981 г.
В табл. 1-2 приведены аналогичные сведения о подстанциях
сельскохозяйственного назначения.
1 К электрическим сетям сельскохозяйственного назначения относятся
сети, на которых электрические нагручкы селъскохозяйс'птсггчт.^.’ иг.—
и коммунально-оытовых) составляют 50% и более от пол-
ных расчетных нагрузок. Электрические сети сельскохозяйственного назначе-
ния являются частью электроэнергетических систем.
Таблица 4-3
Экономическая плотность тока
Наименование проводников Экономическая плотность тока, А/мм®, при продолжительности использования максимума нагрузки, ч
более 1000 до 3000 более 3000 до 5000 более 5000
Неизолированные провода и шины: медные алюминиевые 2,5 1,3 2,1 1,1 1,8 1,0
Кабели с бумажной, резиновой и по~ лихлорвиниловой изоляцией с жи- лами: медными алюминиевыми 3,0 1,6 2,5 1,4 2,0 1,2
Кабели с резиновой и пластмассовом изоляцией с жилами: медными алюминиевыми 3,5 1,9 3,1 1,7 2,7 1,6
до 4000—5000 ч; сборные шины электроустановок всех напряже-
ний; сети временных сооружений, а также устройства с малым
сроком службы (3—5 лет).
Для ВЛ 0,38—20 кВ сечения проводов выбирают, исходя из
условия минимума приведенных (расчетных) затрат с учетом при-
менения устройств автоматического регулирования напряжения и
стоимости потерь электроэнергии при росте нагрузок на расчет-
ный период.
4-5. РАСЧЕТ СЕТИ ПО ПОТЕРЕ НАПРЯЖЕНИЯ
Потеря напряжения в элементах сети определяется по сле-
1. Для линий электропередачи с алюминиевыми, сталеалюми-
ниевыми и проводами из алюминиевого сплава АВ-Е марок АН и
АЖ:
Д[7 = а [((? cos у -L. Х„ sin у) + ((/,*4 —
— VU*.ом — (Rsin <f — Х„ cos у)2)].
2. Для линий со стальными проводами
&U—a[R cos <p|-(X'-|-X") sin ф].
3. Для провода уличного освещения при использовании ну-
левого провода абонентской сети
58
В этом случае нагрузка от светильников уличного освещения
должна быть учтена в нагрузках на фазные провода с переводом
ее в киловольт-амперы для соответствующего cos <р нагрузки на
фазные провода.
4. Для трансформаторов
ДС7 = f [(/?т cos sin у) 4-
+ (100 — V 100£ — (А'т cos ¥ — /?г sin ¥)2 * * * * * * *”)],
где и Хт — активные и реактивные сопротивления, Ом.
При расчетах потерь напряжения принимается, что нагрузки
па трехфазные линии и трансформаторы равномерно распределены
по фазам.
В приведенных формулах приняты обозначения, указанные
в табл. 4-1, а также следующие обозначения:
АВ— потеря напряжения, %, от номинального (для линий
с проводами из цветных металлов — полные потери, для линий
со стальными проводами — продольная составляющая);
и — коэффициент, зависящий от системы напряжения и коли-
чества фаз в линии;
Р — коэффициент нагрузки трансформатор? в долях от номи-
нальной;
I — длина расчетного участка для ВЛ 380/220 В в метрах (м),
для ВЛ 6—35 кВ в километрах (км).
Значение коэффициента а определяется по формулам:
1. Для ВЛ 380/220 В:
для трехфазных линий (3 фазы -j-0)
SI „
317% 100;
для двухфазных линий (2 фазыЦ-0) в трехфазной системе
SI
а= 1,5-^- 100;
для однофазных линий
2SZ „
а = лё— 100;
' Ф
2. Для ВЛ 6—35 кВ:
для линий с проводами из цветного металла в трехфазной си-
стеме
S/
“ = 112~ 1 оо;
о л
для линий с проводами из цветного металла в однофазной
системе
SI „„
“ ~ иг„ 10°-
59
a =
4. Для ВЛ со стальными проводами в трехфазной системе
Lл
5. Для ВЛ со стальными проводами в однофазной системе
2/Z „„
a = у г 100.
Значения активных и внутренних индуктивных сопротивлений
проводов приведены в разд. 6.
Таблица 4-4
Значения внешних индуктивных сопротивлений ВЛ напряжением
380/220 В (для пятипроводных линий):^
। Внешнее индуктивное сопротивление, Ом/км
при расстоянии между право- при расстоянии между прово- дами 600 мм Усреднен- ное значе- ние для предвари- тельных расчетов при различ- ных распо- ложениях
дамп 00 мм
Сечение провода, мм» (диа- метр, мм) ьльное раз- проводов • ьное ipas- проводов Среднее значение сопротив- ления альное раз- ! проводов (ьное раз- ! ПрОВОДОВ Среднее значение сопротив- ления
t- <v ся К К g S £ проводов и
8 к О этик; щен: СО Ф В.й рТШ эде1 расстояниях между
и «S £s су г- РЗ 2 ними
Провода из цветных металлов
16 0,359 0,344 0 352 0 369 0,381 0,375 0,363
25 0,345 о; ззз 0,339 0,356 0,367 0,362 0,ЗЬЗ
35 0,335 0,32 0,328 0,344 0,357 0,35 0,339
50 0,323 0,308 0,315 0,334 0,344 0,339 0,327
70 0,313 0,299 0,306 0,324 0,335 0,329 0,318
95 О; 303 0,288 0,295 0,315 0,324 0,319 0,308
120 0,296 0,281 0,289 0,306 0,317 0,312 0,3
Стальные провода
(4) 0,37 0,36 0,365 0,396 0,385 0,39 0,377
(5) 0^36 0,336 0,348 0,382 0,371 0,376 0,362
25 0Л53 0,339 0,346 0,375 0,364 0,369 0,357
35 О; 332 0,318 0,325 0,354 0,338 0,346 0,335
Значения внешнего индуктивного сопротивления, Ом/км, для
ВЛ определяются в зависимости от среднегеометрического расстоя-
ния между проводами и диаметра провода по формулам:
для ВЛ со стальными проводами
2Оср
х'= 0,1445 1g—:
60
Для ВЛ с проводами из цветного металла
х' = 0,14451g—+0,0157-
Для ВЛ 6—35 кВ значение х' принимается равным 0,4 Ом/км.
Значения х' для ВЛ 380/220 В приведены в табл. 4-4.
4-6. ПРОВЕРКА СЕТИ 0,38 кВ ПО УСЛОВИЯМ
СРАБАТЫВАНИЯ ЗАЩИТЫ ПРИ ОДНОФАЗНЫХ
ЗАМЫКАНИЯХ
Значения токов замыкания .между фазным (уличного освеще-
ния) и нулевым проводами /к, необходимые для проверки сраба-
тывания защитных устройств и отключения линии или ее отдель-
ных участков, А, определяются по формуле
"ф
-Г-——___:_____-______________7______
U (Гф ~г го) + гк|г + \1 (х'о + Х"9)]2 + "з~
где 17ф — фазное напряжение сети (220 В); ZT—полное сопротив-
ление трансформатора току замыкания па корпус, Ом; I — длина
участка линии, км; г,], — удельное активное сопротивление фазного
провода, Ом/км; гв — удельное активное сопротивление нулевого
провода, Ом/км; х'о— внешнее индуктивное сопротивление петли
проводов фаза +0, Ом/км; х"в — внутреннее индуктивное сопротив-
ление петли проводов (учитывается только для стальных проводов),
Ом/км; гк — совокупное активное сопротивление контактов корот-
козамкнутой цепи, Ом.
Значения сопротивлений стальных проводов принимаются в за-
висимости от проходящего по ним тока (методом последователь-
ных приближений).
Так как определение достоверных данных о числе последова-
тельно включенных в короткозамкнутую цепь контактов н значе-
ний их сопротивлений при проектировании практически невозмож-
но, рекомендуется сопротивления соединительных контактов учи-
тывать совокупно путем введения в расчеты условных активных
сопротивлении в зависимости от удаленности расчетных точек от
трансформатора следующими величинами:
Сопротивление, Ом . .
Протяженность ВЛ, м
0,02 0,025 0,03
До 250 До 500 Свыше 500
Расчетными точками для определения значений токов замы-
кания являются наиболее (электрически) удаленные вводы в зда-
ния.
В тех случаях, когда ток замыкания недостаточен для сраба-
тывания аппаратов защиты, установленных на подстанции, следу-
ет линию секционировать с помощью предохранителей или автома-
Место установки секционирующих аппаратов следует принимать
в конце зоны действия предыдущей защиты.
61
4-7. ПРОВЕРКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 0,38 кВ
ПО УСЛОВИЯМ ПУСКА АСИНХРОННЫХ
ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ С КОРОТКОЗАМКНУТЫМ РОТОРОМ
При включении в сеть асинхронного электродвигателя с корот-
козамкнутым ротором пусковой ток, превосходящий номинальный
в 5—7 раз, вызывает значительную потерю напряжения в сети. Зна-
чение и длительность потери напряжения влияет на пусковые харак-
теристики электродвигателя (пусковой ток, вращающий момент, ко-
эффициент мощности и др.) и на устойчивость работающих в сети
асинхронных электродвигателей.
Пусковой и максимальные моменты электродвигателя изменяют-
ся прямо пропорционально изменению напряжения на зажимах дви-
гателя.
Нормальный пуск двигателя будет обеспечен, если развиваемый
им пусковой момент превышает момент сопротивления (трогания)
агрегата двигатель — рабочий механизм в течение всего пуска.
Уровень напряжения иа зажимах пускаемого электродвигателя
определяется в зависимости от потери напряжения в сети с учетом
’тгрузок кик пускаемо"'4 двигателе тг’\ и яалрузок ранее подклю-
ченных к сети.
Пусковые характеристики двигателя определяются пусковым ко-
эффициентом мощности и пусковой мощностью двигателя, которая
определяется с учетом снижения пускового тока в зависимости от
снижения напряжения иа его зажимах в момент пуска.
При выполнении расчетов должны учитываться допускаемые
отклонения от каталожных, приведенные в ГОСТ 183-74.
При определении уровня напряжения на зажимах пускаемого
электродвигателя напряжение на высшей стороне трансформатора
6-35/0,38 кВ принимается равным номинальному.
В момент пуска электродвигателя, подключаемого к одной из
линий, к этой же линии, а также к другим отходящим от подстан-
ции линиям всегда подключена электрическая нагрузка с соответ-
ствующими коэффициентами мощности.
Пусковая мощность подключаемого двигателя с пусковым ко-
эффициентом мощности рассматривается как всякая другая электри-
ческая нагрузка, подключенная к сети.
Методика определения минимальных уровней напряжения иа за-
жимах пускаемого двигателя, пусковой мощности и пускового коэф-
фПЦПСШ <Д iVIUJUUJlUVl И 11[7Г1ПЕДСЛ1Л JD V.1 у люгергшапл 11 vr iipir
ектированию электроснабжения сельского хозяйства» (РУМ) Сель-
энергопроекта (№ 9, 1974 г.).
4-8. ПРОВЕРКА СЕТИ НА ОТКЛОНЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
ОТ НОМИНАЛЬНОГО
После выбора марок и сечений проводов и кабелей производит-
ся определение отклонений напряжения на зажимах электроприем-
ников от номинального.
В соответствии с Инструкцией по применению изменений № 1
> 2 к i'GCi ioiu9-67 для сельскохозяйственных элеы роариемников
электроэнергии установлены следующие пределы отклонения напря-
жения от номинального:
62
на зажимах приемников электроэнергии животноводческих ком-
плексов и птицефабрик — от —5 до -4-5%;
на зажимах приемников электроэнергии остальных потребите-
лей— от —7,5 до +7,5%. При этом на зажимах электродвигателей
и аппаратов для их пуска и управления допускается повышение на-
пряжения до 4-10%.
В послеаварийном режиме и при плановых отключениях допус-
кается дополнительное снижение напряжения на 5% номинального.
Отклонения напряжения определяются для нормального режима
работы сети при максимальных и минимальных нагрузках потреби-
телей для ближайших и наиболее удаленных токоприемников, под-
ключенных к сети.
Таблица 4-5
Определение отклонений напряжения 'в элементах сети, %
от номинального
Показатель Ближайший электропр.ием- ник при нагрузке ' ... Удаленный ьлектроприем' ник при на- грузке
100% | 25% 100% 25%
Отклонение напряжения на шинах 0 0 0 0
35 кВ на районной подстанции Потеря напряжения в линии 35 кВ —1,2 —0,3 —1,2 —0,3
Потеря напряжения в трансформаторе —5 —1.5 —5 —1,5
35/10 кВ Добавка напряжения (общая) в транс- 4-8 4-3 4-8 4-3
форматоре 35/10 кВ Потеря напряжения в линии 10 кВ — — —2 —0,5
Потеря напряжения в трансформато- —4 —1 —4 —1
ре 10/0,38 кВ Добавка иапряжеиня (общая) в транс- 0 0 +5 4-5
форматоре 10/0,38 кВ Потеря напряжения в линии 0,38 кВ — — —6 —1,5
Потеря напряжения во внутренней —2 —0,5 —2 —0,5
электропроводке Отклонение напряжения па зажимах —4,2 —0,3 —7,2 4-2,7
Уровень минимальных нагрузок при отсутствии данных допус-
кается принимать в размере 25% максимального.
Распределение потерь напряжения между линиями 10 кВ и сетя-
ми 0,38/0,22 кВ рекомендуется принимать в соответствии с «Норма-
ми технологического проектирования электрических сетей сельскохо-
зяйственного назначения и дизельных электростанций» (НТПС).
Расчеты отклонений напряжения на зажимах приемников элек-
троэнергии наиболее удобно производить в табличной форме, пример
которой приведен в табл. 4-5.
При наличии в сети ппрппцит»ЛЬЧЫ’Г гр-и-тг
(последовательных регулировочных трансформаторов, конденсатор-
ных установок и пр.) они также должны учитываться при расчетах.
63
В тех случаях, когда отклонения напряжения на зажимах при-
емников электроэнергии выходят за нормированные пределы, не-
обходимо предусматривать в проектах мероприятия в соответствии
с Указаниями по выбору средств регулирования напряжения и ком-
пенсации реактивной мощности при проектировании сельскохозяйст-
венных объектов и электрических сетей сельскохозяйственного на-
значения.
4-9. НАДЕЖНОСТЬ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Уровень надежности электроснабжения потребителей определяет-
ся показателем надежности, в качестве которого принимается экви-
валентная продолжительность отключения потребителей за год Т,
включая аварийные и плановые отключения
Т— Та в + уТп л,
где Тав и Гпл — продолжительность аварийных и плановых отклю-
чений соответственно, ч/год; у — коэффициент, учитывающий мень-
шую тяжесть плановых отключений, равный 0,33.
Эквивалентная продолжительность отключений за год потреби-
теля электроэнергии Т определяется формуле
7* — ai/n 4‘ “г Ф" ар (^|> 4Q арР^р, q “Р аТП ан^н>
где /п — длина нерезервируемой линии 35 или 110 кВ, при отключе-
нии которой нарушается электроснабжение рассматриваемого потре-
бителя электроэнергии, км; 1Р — суммарная длина всех участков рас-
сматриваемой линии 6—10 кВ, км; 1„—длина нерезервируемой ли-
нии 0,38 кВ, при отключении которой нарушается электроснабжение
рассматриваемого потребителя, км; Д/в — суммарная длина участков
линий 6—10 кВ, при аварийных отключениях которых электроснаб-
жение рассматриваемого потребителя не нарушается благодаря
срабатыванию секционирующих выключателей, км; Alv,q — суммар-
ная длина участков линий 6—10 кВ, при плановых отключениях
которых электроснабжение рассматриваемого потребителя не нару-
шается благодаря применению секционирующих разъединителей, км;
Р — коэффициент, представляющий собой отношение продолжитель-
ности плановых отключений линий 6—10 кВ к эквивалентной про-
должительности отключений, равный 0,25; ап — удельная эквива-
лентная продолжительность отключения питающей сети, принимае-
мая равной: для ВЛ 113 ;;В 0/. пля ВЛ 35 кВ —
0,7 ч/(км-год); ар — удельная эквивалентная продолжительность
отключения распределительных ВЛ 10(6) кВ, принимаемая равной
0,9 ч/(год-км); ан —удельная продолжительность отключения ли-
нии 380/220 В, принимаемая равной 4,3 ч/(год-км); ат — удельная
продолжительность отключения одиотрансформаторпой подстанции
35/110/10/6 кВ, принимаемая равной 12 ч/(год-км); атп —удель-
ная продолжительность отключения трансформаторной подстанции
6—10/0,4 кВ, принимаемая равной 2,7 ч/(год-км).
При отсутствии конкретных данных по сетям 380/220 В проек-
тируемого объекта рекомендуется принимать;
<х_.п 4- а„/„ = 10 ч/год.
Выбор средств обеспечения норм надежности электроснабжения
потребителей рекомендуется производить в соответствии с Методи-
64
ческими указаниями по учету надежности при проектировании рас-
пределительных электрических сетей сельскохозяйственного назначе-
ния и Рекомендациями по учету требований надежности электро-
снабжения потребителей при проектировании электрических сетей
сельскохозяйственного назначения.
4-10. ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ УСТРОЙСТВА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
ДО 1000 В С ГЛУХИМ ЗАЗЕМЛЕНИЕМ НЕЙТРАЛИ
На концах воздушных линий (или ответвлений) длиной более
200 м, а также на вводах в здания, электроустановки которых под-
лежат заземлению, должны быть предусмотрены повторные заземле-
ния нулевого провода. При размещении электроустановок, подлежа-
щих заземлению вне зданий, расстояние от электроустановки до
ближайшего заземлителя повторного заземления нулевого провода
ВЛ или до заземлителя нейтрали источника питания должно быть
не более 100 м. Более частые заземления должны выполняться, если
это требуется по условиям защиты от грозовых перенапряжений.
Для повторных заземлений в первую очередь должны исполь-
зоваться естественные заземлители (железобетонные опоры, повтор-
ные заземляющие устройства, выполненные для защиты от грозовых
перенапряжений и т. п.).
Для ВЛ металлическая связь с нейтралью источника питания
должна осуществляться при помощи нулевого провода, проложенно-
го на тех же опорах линии, что и фазные провода (при подсчете
общего сопротивления заземляющих устройств сопротивление соеди-
нительных проводников допускается не учитывать).
Выбор заземляющих устройств в сетях до 1000 В с глухим
заземлением нейтрали производится в зависимости от количества
повторных заземлений нулевого провода и количества отходящих
от подстанции линий по рекомендациям, приведенным в гл. 1-7
ПУЭ-76.
При удельном сопротивлении грунтов более 100 Ом-м допус-
кается повысить указанные в гл. 1-7 ПУЭ-76 сопротивления зазем-
ляющих устройств в р/100 раз, но не более чем в 10 раз (где р —
удельное сопротивление грунта, Ом-м).
При этом требования п. 1-7-47 ПУЭ-76 не должны применяться.
Заземляющие проводники для повторных заземлений нулевого про-
вода выбираются из условий длительного прохождения тока не ме-
нее 25 А. По механической прочности проводники должны иметь
размеры, из стали — не менее приведенных в табл. 1-7-1 ПУЭ-76;
из меди —не менее 4 мм2 и из алюминия — не менее 10 мм2.
В районах со скалистыми грунтами, в районах вечной мерзлоты,
а также в районах с гравелистыми, щебеночными и им подобными
грунтами, при удельном сопротивлении грунта в наиболее неблаго-
приятное время года более 500 Ом-м значения сопротивлений до-
пускается повысить в соответствии с п. 1-7-47 ПУЭ-76.
4-11. РАСЧЕТ МЕХАНИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ВЛ.
ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Нормальным режимом ВЛ называется состояние ВЛ при не-
Г'"‘ ’ --г X •!
Аварийным режимом ВЛ называется состояние ВЛ при обо-
рванных одном или нескольких проводах или тросах.
5—739 65
Монтажным режимом ВЛ называется состояние ВЛ в условиях
монтажа опор, проводов и тросов.
Габаритным пролетом /г называется пролет, длина которого
определяется нормированным вертикальным габаритом от проводов
до земли при установке опор на идеально ровной местности.
Ветровым пролетом ZseTp называется длина участка ВЛ, давле-
ние ветра на проводе или тросы с которого воспринимается опорой.
Весовым пролетом /вес называется длина участка ВЛ, вес про-
водов нлн тросов которого воспринимается опорой.
Габаритной стрелой провеса провода называется наибольшая
стрела провеса в габаритном пролете.
Населенной местностью называются земли городов в пределах
городской черты, пригородные н зеленые зоны, курорты, земли по-
селков городского типа в пределах поселковой черты и сельских на-
селенных пунктов в пределах черты этих пунктов.
Ненаселенной местностью называются земли единого государ-
ственного земельного фонда, за исключением населенной и трудно-
доступной местности. К ненаселенной местности относятся также не-
застроенные местности, хотя бы и часто посещаемые людьми, до-
ступные для транспорта и сельскохозяйственных машин, сельскохо-
зяйственные угодья, огороды, сады, местности с отдельными редко
стоящими строениями и временными сооружениями.
Труднодоступной местностью называется местность, недоступная
для транспорта и сельскохозяйственных машин.
Застроенной местностью называются территории городов, посел-
ков и сельских населенных пунктов в границах фактической застрой-
ки, защищающие ВЛ с обеих сторон от поперечных ветров.
Расчет проводов ВЛ производится по методу допустимых напря-
жений, а расчет изоляторов и арматуры — по методу разрушающих
нагрузок.
Расчет опор и фундаментов ВЛ производится по методу расчет-
ных предельных состояний в соответствии с требованиями СНиП.
Прн проектировании ВЛ используются типовые конструкции опор
и фундаментов. Расчеты опор приводятся в расчетных томах типо-
вых проектов и здесь не рассматриваются. Материал опор прини-
мается в соответствии с утвержденной структурой строительства
линий электропередачи. Количество типоразмеров опор в проектах
следует принимать наименьшим, с учетом вида транспортировки
опор, удаленности от заводов-изготовителей н других местных
условий.
Расчеты опор, проводов и тросов производя!си для ВЛ «и
1000 В по ветровым и гололедным нагрузкам с повторяемостью
1 раз в 5 лет, а для ВЛ 6—110 кВ—с повторяемостью 1 раз
в 10 лет.
4-12. РАСЧЕТНЫЕ КЛИМАТИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
При определении климатических условий учитываются интенсив-
ность гололедообразования на проводах, скорость ветра, наивысшая
и наинизшая температура воздуха в районе прохождения ВЛ. Рас-
четные климатические условия для расчета и выбора конструкций
ВЛ определяются в соответствии с картами районирования терри-
тории СССР по климатическим условиям с учетом микроклиматиче-
ских особенностей, приводимых в pei нонилоных в<ар<вл нли-иасмче-
ских условий, а также результатов многолетних наблюдений близле-
жащих к проектируемой ВЛ метеорологических станций.
66
Скоростной напор ветра на провода определяется по высоте
расположения приведенного центра тяжести всех проводов.
Высота расположения приведенного центра тяжести проводов
/1Пр определяется по формуле
^пр = ^ср Л
где ЛСр—средняя высота крепления проводов к изоляторам на опо-
ре, м; f — стрела провеса провода, условно принимаемая наиболь-
шей (при высшей температуре или гололеде без ветра), м.
Значения максимальных нормативных скоростных напоров ветра
при расположении приведенного центра тяжести на высоте до 15 м
от земли для ВЛ 6—110 кВ принимаются по табл. 4-6, но не ниже
40 даН/м2.
Таблица 4-6
Нормативные скоростные напоры ветра на высоте до 15 м
от земли
Район СССР по ветру Скоростной напор ветра, даН/м8 (скорость ветра v, м/с) "при повторяемости
1 раз в 5 лет 1 раз в 10 лет
I 27(21) 40(25)
II 35(24) 40(25)
III 45(27) 50(29)
IV 55(30) 65 (32)
V 70(33) 80(36)
VI 85(37) 100(40)
VII 100(40) 125(45)
Для участков ВЛ 6—ПО кВ, находящихся в местах с сильными
ветрами (высокий берег больших рек; резко выделяющиеся над
окружающей местностью возвышенности; долины н ущелья, откры-
тые для сильных ветров; прибрежная полоса больших озер н водо-
хранилищ в пределах 3—5 км), при отсутствии данных наблюдений
скоростной напор ветра принимается увеличенным на 40% (скорость
ветра—на 18%) по сравнению с данными, приведенными в табл. 4-6.
/ДЛЯ DJI, соиру^каемыл Н dauipUCHtlVM мсиниши, И тссюл, oci-
щищенных от воздействия поперечных ветров (населенные пункты
со сплошной застройкой, лесные массивы н садово-парковые насаж-
дения со средней высотой зданий нли деревьев не менее 2/з высоты
опор ВЛ, горные долины, ущелья и т. п.), максимальный норматив-
ный скоростной напор ветра допускается уменьшить для ВЛ
6—110 кВ на 30% (скорость ветра — ва 16%)- Для ВЛ до 1000 В
в таких случаях значения нормативных скоростных напоров ветра
принимаются сниженными на 40% по сравнению с приведенными
в табл. 4-6 (см. табл. 4-7).
Скоростные напоры ветра на провода н тросы больших перехо-
дов через реки и водные пространства определяются для приведен-
ных центров тяжести проводов и тросов, расположенных на высоте,
отсчитываемой от меженного уровня реки или нормального горизон-
та водохранилища.
5* 67
Т а б л и ц а 4-7
Нормативные скоростные напоры ветра для ВЛ до 1000 В,
защищенных от воздействия поперечных ветров
Район СССР по ветру Скоростной напор ветра, даН/м* Скорость ветра, м/с
I 16 16
11 21 18
ш 27 21
IV 35 24
V 45 27
VI 55 30
VII 70 33
Приведенный центр тяжести проводов и тросов определяется
по формулам:
для перехода, состоящего из одного пролета
^cpi ^сра
Лдр = 2 ’
где Аср1 и АСР2 — высота крепления тросов нли средняя высота
крепления проводов к изоляторам на опорах перехода, отсчитывае-
мая от меженного уровня реки или нормального горизонта водохра-
нилища, м;
для перехода, состоящего из нескольких пролетов,
^Пр1А + ^Лр2^2 + ••• + ^Пр, tftl
Лср = ’
где /1Пр2, ..йПр,п — высоты приведенных центров тяжести
проводов нли троса в каждом из пролетов, м. При расположении
переходных и смежных с ними опор на высоком незатопляемом бе-
регу высоты приведенных центров тяжести в пролете, смежном
с переходным, отсчитываются от отметки зомлн в этом пролете..
Прн расположении приведенного центра тяжести проводов нли
тросов на высоте более 15 м скоростной напор ветра определяется
умножением напора, указанного для высоты до 10 м (см. табл. 4-6),
на поправочный коэффициент по табл. 4-8.
Таблица 4-8
Поправочные коэффициенты на возрастание скоростных
напоров по высоте
Высота приведенного цежтра тяжести проводов и тросов, м Поправочный коэффициент
До 15 1,0
20 1,25
ТГМ 1,55
60 1,75
100 2,1
68
Для промежуточных высот значения поправочных коэффициен-
тов определяются линейной интерполяцией. Получаемые значения
скоростных напоров ветра округляются до значений целого числа.
При расчете проводов и тросов на ветровые нагрузки направле-
ние ветра принимается под углом £0° к ВЛ, а при расчете опор
ВЛ — под углом 90 и 45° к ВЛ.
Нормативная ветровая нагрузка на провода Р, даН, для каждо-
го расчетного режима определяется по формуле
P—KiuCxqF sin2 <р,
где Кл — коэффициент, учитывающий влияние длины пролета на
ветровую нагрузку, равный 1,2 при длине пролета до 50 м; 1,1 —
при длине пролета 250 м и более; а — коэффициент, учитывающий
неравномерность скоростного напора ветра по пролету ВЛ (при ско-
ростных напорах до 27 даН/м2—1; при 40 даН/м2 — 0,85; при
55 даН/м2-—0,75; при 76 даН/м2 и более—0,7; промежуточные
значения определяются линейной интерполяцией); С, — коэффициент
лобового сопротивления (1,1—для проводов и тросов диаметром
20 мм и более, свободных от гололеда; 1,2 — для всех проводов н
тросов, покрытых гололедом, н для проводов и тросов диаметром
менгс 20 мм, свободных о г гололеда); q— нормативный скоростной
напор ветра в рассматриваемом режиме, даН/м2; F — площадь
диаметрального сечения провода, мм2 (при гололеде с учетом нор-
мативной толщины стенки гололеда); ср — угол между направлением
ветра и осью ВЛ, град.
Скоростные напоры ветра при проведении регулярных наблюде-
ний уточняются после обработки замеренных скоростей ветра по
формуле
(°.08
16 »
где v — скорость ветра на высоте 10 м над поверхностью земли (при
двухминутном интервале усреднения), превышаемая в среднем 1 раз
в 5 или 10 лет; ср—поправочный коэффициент к скорости ветра,
полученной при обработке наблюдений по флюгеру, принимаемый не
более единицы; при использовании малоинерционпых анемометров
ср принимается равным единице:
5
а. = 0.75 -L--
v
Полученные данные распространяются до высоты. 15 м. Их
значения округляются до ближайшего значения, указанного
в табл. 4-6.
Максимальные нормативные толщины гололедно-изморозевых
отложений определяют, исходя из их повторяемости 1 раз в 10 лет
для ВЛ 6—110 кВ и 1 раз в 5 лет для ВЛ 0,38—3 кВ.
Нормативную массу гололедных отложений на проводах опреде-
ляют, исходя нз цилиндрической формы отложений с объемной мас-
сой 0,9 г/см3.
Толщина стенки гололеда, приведенная к высоте 10 м от по-
верхности земли и к диаметру провода 10 мм. при повторяемости
1 рал в 5 и iu лет, определяется в соответствии с картой райони-
рования территории СССР по гололеду. Принимаемая в расчетах
толщина стенки гололеда для повторяемости 1 раз в 5 и 10 лет
69
Должна быть не менее 5 мм. Значения нормативных толщин стенок
гололеда для высоты 10 м над поверхностью земли приведены
в табл 4-9.
Таблица 4-9
Нормативная толщина стенки гололеда для высоты 10 м над
поверхностью земли
Районы по гололеду Нормативная толщина стенки гололеда, мч, с повто- ряемостью
1 раз в 5 лет 1 раз в 10 лет
1 5 5
11 5 10
111 10 15
IV 15 20
Особый 20 и более Более 22
ирн высоте расположения приведенного центра тяжести прово-
дов до 25 м толщина стенки гололеда принимается по табл. 4-9 без
изменения, вне зависимости от высоты подвеса и диаметра проводов
и тросов. Исключение составляют участки линии, проходящие по
плотинам гидроэлектростанций, вблизи прудов-охладителей н т. п.,
для которых при отсутствии данных наблюдений толщина стенки
гололеда принимается на 5 мм больше, чем для всей линии.
Прн высоте расположения приведенного центра тяжести прово-
дов более 25 м от поверхности земли толщина стенки гололеда опре-
деляется в соответствии с указаниями СНиП П-6-74 «Нагрузки и
воздействия». При этом толщина стенки гололеда, приведенная
в табл. 4-9, принимается без увеличения. Высота расположения при-
веденного центра тяжести проводов определяется аналогично тому,
как это указано выше для определения ветровых нагрузок.
Расчетные температуры воздуха для ВЛ всех напряжений при-
нимаются по данным фактических наблюдений, с округлением их до
значений, кратных пяти.
Расчет ВЛ 6—ПО кВ по нормальному режиму работы произво-
дится для следующих сочетаний климатических условий:
высшая температура tmax, ветер и гололед отсутствуют;
низшая температура tmin, ветер и гололед отсутствуют;
среднегодовая температура /а, ветер и гололед отсутствуют;
провода и тросы покрыты гололедом, температура —5°С, ветер
отсутствует;
максимальный нормативный скоростной напор ветра тем-
пература —5°С, гололед отсутствует;
провода и тросы покрыты гололедом, температура —5°С;
скоростной напор ветра 0,25qmax (скорость ветра 0,5amarc).
Во всех случаях скоростной напор ветра при гололеде прини-
мается не более 30 даН/м2.
При расчете ВЛ до 1000 В принимаются следующие сочетания
климатических условий:
•3T-T/*TTt Cl vT ТЛ* ЛТЛТ5 ? Т-Т TTVTTfVTf'Tr
провода покрыты гололедом, температура —5СС, ветер отсут-
ствует;
70
низшая температура tmin, ветер и гололед отсутствуют;
нормативный скоростной напор ветра, температура —5°С, голо-
лед отсутствует;
провода покрыты гололедом, температура —5°С, скоростной на-
пор ветра 25% нормативного скоростного напора ветра (скорость
ветра 50%).
При этом для ВЛ в IV н особом районах по гололеду скорост-
ной напор ветра принимается равным не менее 15 даН/м2.
Для ВЛ всех напряжений, проходящих в районах со среднего-
довой температурой —5°С и ниже, температура в режимах макси-
мального ветра и при гололеде принимается равной —10°С.
Расчет ВЛ 6—110 кВ по аварийному режиму производится для
следующих сочетаний климатических условий:
среднегодовая температура ta, ветер отсутствует;
низшая температура tmtn, ветер и гололед отсутствуют;
провода н тросы покрыты гололедом, температура —5°С, ветер
отсутствует.
Линии до 1000 В на аварийный режим не рассчитываются.
При проверке опор ВЛ 6—110 кВ по условиям монтажа прини-
маются следующие сочетания климатических условий: температура
—15СС, скоростной напор ветра на высоте до 15 м от поверхности
земли 6,25 даН/'м2, гололед отсутствует.
При расчете приближений токоведущих частей к элементам опор
ВЛ и сооружений принимаются следующие сочетания климатиче-
ских условий:
1. При рабочем напряжении: максимальный нормативный ско-
ростной напор ветра qmax, температура —5°С.
2. При грозовых и внутренних перенапряжениях: температура
+15СС, скоростной напор ветра ?=0,l?mox (f=0,3umOx), но не
менее 6,25 даН/м2.
3. Для безопасного подъема на опору под напряжением: темпе-
ратура —15°С, ветер и гололед отсутствуют.
Угол отклонения проводов и тросов у определяется по формуле
КР
tgY~GnlS + 0,5G;>
где К — коэффициент, учитывающий динамику колебаний провода
при его отклонениях, принимаемый равным: при q до 40 даН/м2— 1,
при 45 даН/м2 — 0,95, при 55 даН/м2 — 0,9, прн 65 даН/м2 — 0,85,
ИрИ OU ДЙЛ/'М" U,O, Г nupivia 1 попел do.i риоил nai pjox\.ci x*ci ilpcr
вод, даН; GBP — нагрузка на изолирующую подвеску (гирлянду
изоляторов) от веса провода (вес проводов двух смежных полупро-
летов), даН; Gr — усилие от веса изолирующей подвески, даН.
4-13. РАСЧЕТЫ ПРОВОДОВ И ГРОЗОЗАЩИТНЫХ ТРОСОВ
По условиям механической прочности для ВЛ, как правило,
должны применяться многопроволочные провода.
Допускаемые минимальные сечеиня проводов для ВЛ 35—ПО кВ
по условиям механической прочности приведены в табл. 4-10.
В пролетах пересечений с инженерными сооружениями, не ука-
ЧЯПТТТЛ’Л» тз тлб’Т 4-Ю ^лптгуипбплт.иыч'гг ЧПППГЯМН ТПП -члгйбуспыми
и трамвайными линиями и т. д.) применяются провода таких сече-
ний, как для ВЛ без пересечений.
71
Таблица 4-10
Допускаемые минимальные сечения проводов для ВЛ
35—ПО кВ по условиям механической прочности
Характеристика ВЛ и пересекаемые объекты Сечение проводов, мм1
алюминиевых и из алюминие- вого сплава АВ-Е марки АН сталеалюминие - вых и из алю- миниевого спла- ва АВ-Е марки АЖ стальных
Для ВЛ без пересечений в рай- онах с толщиной стенки го- лоледа, мм: до 10 35 25 25
15 и более 50 25 25
В пролетах пересечений с ин- женерными сооружениями: с судоходными реками и ка- налами при толщине стен- ки гололеда, мм: до 10 70 25 25
15 и более 70 35 25
с железными дорогами при толщине стенки гололе- да, мм: до 10 35
15 и более — 50 —
с надземными трубопрово- 70 35 —
дами и канатными доро- гами при любой толщине стенки гололеда то же, но с линиями связи 70 35 25
Таблица 4-11
Рекомендуемые марки и сечения проводов для ВЛ 3—20 кВ
И зависимости от климатические утопий
Климатические условия Сечение неизолированных проводов, мм», для марок
Ветровые районы Районы по гололеду алюминиевых и из алюминиевого сплава АВ-Е сталеалюми- ниевых стальных многопро- волочных
АЖ АН Ап А АпС АС
I—IV I—IV I—IV V—VII V—VII V—VII I—II 111 IV и особый I 11 Ш, IV н особый 35—50 50 35- 50 35—50 50 35—50 Б0—70 50—70 35 50 35—50 50—70 50—70 50—70 50—70 гл 70 50—70 50—70 50—120 50—120 70—120 ГЛ ГОЛ 50—120 70-120- 35 35 Лг 25 35—50 35—50 Пе- ок 25- 35 35—50 25 25 25 ё
7?
Таблица 4-12
Допусктемые напряжения в проводах и тросах
Марка и сечение проводов и тросов Допускаемые напряжения, % предела прочности при растяжении Допускаемые напряжения в проводах, даН/мм’, из алю- миниевой проволоки
АТ АТп
при наибольшей внеш-’ ней нагрузке и низшей температуре при среднегодовой температуре при иаибольшей внеш- ней нагрузке я при низшей температуре при среднегодовой температуре ; при наибольшей внеш- ней иагрузке и низшей температуре при среднегодовой температуре
Алюминиевые А, АКП, се-
чением, мм2:
от 16 до 35 35 30 5,6 4,8 6,0
50 н 70 40 30 6,4 4,8 6,8 о,1
95 40 30 6,0 4,5 6,4 4,8
120 н более Сталеалюминиевые АС, 45 30 6,75 4,8 7,2 5,1
АСКС, АСКП, АСК се- чением, мм2:
16 н 25 (бывш. АС) 35 30 10,2 8,7 10,5 9,0
от 35 до 95 при А:С = =6 и 6,13 (бывш. АС) 40 30 11,6 8,7 12,0 9,0
70 прн А:С=0,95 (бывш. АСУС) 40 30 26,8 20,1 27,2 20,4
95 при А;С=0,65 (бывш. АСУС) 40 30 30,4 22,8 30,8 23,1
120 и более при А;С = =6,114-6,25 (бывш. 45 30 13,0 8,7 13,5 9,0
АС)
120 и более при А:С = = 4,29-г-4,39 (бывш. 45 30 14,9 9,9 15,3 10,2
АСУ)
лом п милге при =7,714-8,04 (бывш. 40 30 12,2 8,1 12,6 8,4
АСО) Стальные:
ПС н тросы ТК всех се- 50 35 31* 21,6*
чений Из алюминиевого сплава АВ-Е, сечением, мм2:
от 16 до 95 марки АП 40 30 8,3 6,2
от 16 до 95 марки АЖ 40 30 11,4 8,5
120 и более марки АН 45 30 9,4 6,2 L~
120 и более марки АЖ 45 30 12,8 8,5
• Уточняются в зависимости от разрывного усилия, определяемого по ГОСТ или ТУ.
73
Таблица 4-13
Физике-мехапичсскке характеристики проводов и тросов
Марка и сечение проводов и тросов Приведенная нагрузка от собственного веса 71, (даН/м-мм’НО» Модуль упругости Е, (даН/мм2) «103 Температурный коэф- фициент линейного расширения а, град"!-ю» Предел прочности в целом при растяже- нии а , даН/мм2
алюминиевой проволоки прочих проводов
АТ АТп
Алюминиевые А и АКП по ГОСТ 839-74 сечением, мм2:
до 400, за исключением 95 и 240 2,75 6,3 23,0 16 17 —
95 и 240 Стелеалюминиевые АС, АСКС, АСКП, АСК по ГОСТ 839-74 сечением, мм2: 2, ' о 6,3 23,0 15 16 —
10 и более при А:С = — 6, 0-4-6,25 (бывш. АС) 3,46 8,25 19,2 29 30 —
70 при А:С=0,95 5,37 13,4 14,5 67 68 —
95 при А:С=0,65 5,85 14,6 13,9 76 77 < —
120 при А:С = 4,29-т- 4,39 (бывш. АСУ) 3, 71 8,9 18,3 33 34 -—•
150 и более при А:С = — 7,71 4-8,04 (бывш. АСЮ) 3,34 7,7 19,8 27 28 —
185 и более при А:С= — 1.46 (бывш. АСУС) Стальные провода: 4,84 11,4 15,5 55 56 —
ПС всех сечений по ТУ 14-4-861-75 8 0 20,0 12,0 — — 62
Тросы ТК всех сечений 8 0 20,0 12,0 — — *
Из алюминиевого сплава АВ-Е, марки АН по ТУ 16-5.05.556-74 2,75 6,5 23,0 — — 20,8
Из алюминиевого спла- ва АВ-Е, марки АЖ по ТУ 16-5.05.556-74 2,75 6,5 23,0 — — 28,5
• Принимается по соответствующим ГОСТ, ио ие менее 120 даН/мм*.
74
Таблица 4-14
Формулы для определения нормативных нагрузок на провода
и тросы
Вид нагрузки Расчетная формула
нагрузки, даН/м приведенной нагрузки, даН/(м«мма)
От собственной массы провода р, О II
От массы гололеда Рз II
Ог массы провода, покрытого гололедом Л — Р1 + Рз Рз Гз=-$ imhy3=Yi + Y2
От давления ветра на провод, свободный от гололеда Pi—KlXCjfiu-^' 3 Л Y‘ " S
От давления ветра на провод, покрытый гололедом Р,=КГ1,2Х X0,25<7„.(J+2b)X ХЮ*3 II
От массы провода и давления ветра на провод, свободный от гололеда P6=lPpi + Pi Рз Ye = S’и'"' Y» = = 4- y2„
От массы провода с го- лоледом и давления ветра на провод, по- крытый гололедом P^VP‘t + P\ Л Y? = s’ или у, = = Ky% + y2s
Примечание. Л—нагрузка от массы 1 м провода, даН/м: Ъ — толщина слоя
льда гололеда, мм; d — диаметр провода, мм; S — полное сечение провода, мм’;
<н—скоростной напор ветра, даН/м1; Су—коэффициент лобового сопротивления; а—коэф,
фициеит неравномерности скоростного напора по пролету, зависящий от скоростного на-
Г1ПГИ» ПДТПТ IZ -Z4-.»Т.Н — ........ _ — ---
• » - - - ——»—- — ----- — -— с-»——мы
нагрузку.
Таблица 4-15
Значения а и в зависимости от скоростного напора ветра дн
4„. даН a ^CxqH, даН/№ <?н. даН a аСЛ’ даН/н’
16 1 19,2 45 0,817 44,1
21 1 25,2 49 0,79 46,5
25 1 30,0 55 0,75 49,5
27 1 32.4 60 0.738 53 1
<5U 0,960 04,S /0 0,714 60,0
35 0,908 38,2 85 0,7 71,4
39 0,862 40,4 100 0,7 84,0
Для линии 3—20 кВ в зависимости от климатических условий
рекомендуются к применению марки и сечения проводов, приведен-
ные в табл. 4-11.
Для ВЛ до 1000 В по условиям механической прочности приме-
няются провода сечением не менее: алюминиевых 16 мм2, сталеалю-
мнниевых и биметаллических 10 мм2, стальных многонроволочных
25 мм2, стальных однопроволочных — диаметром 4 мм.
Расчет механической прочности проводов и тросов производится
на основании следующих исходных данных: при наибольшей внеш-
ней нагрузке; прн низшей температуре и отсутствии внешних нагру-
зок; при среднегодовой температуре н отсутствии внешних нагрузок.
Допускаемые напряжения в проводах и тросах при этих усло-
виях приведены в табл. 4-12, а их физико-механические характери-
стики— в табл. 4-13.
Значения нормативных на единицу длины н приведенных нагру-
зок на провода и тросы определяются по формулам, приведенным
в табл. 4-14.
Значения коэффициентов неравномерности скоростного напора
по пролету, зависящих от скоростного напора ветра, а и произве-
дений коэффициентов неравномерности и лобового сопротивления на
нормативный скоростной напор ветра аСхдв приведены в табл. 4-15.
Длиной пролета I называется горизонтальное расстояние между
смежными опорами, на которых закреплен провод.
Стрелой провеса f (м) называется расстояние по вертикали
между горизонталью, соединяющей точки крепления провода, и низ-
шей точкой провода.
Габаритом линии h называется наименьшее расстояние по вер-
тикали от провода при его наибольшем провисании до находящихся
под точкой наибольшего провисания провода поверхности земли,
воды и верхних точек инженерных сооружений (зданий, головки
рельса и т. п.).
Значения ветровых и весовых пролетов для опоры определяются
по формулам:
•ветр — 2 ’
, ^f-L+Th-\ j-f-L+Z-}
1вес - 2 ^Рв1 \ 2 рв1)^
где It, k — длина пролетов, примыкающих к опоре, м; Т — тяжение
чо проводу в пролетах, примыкающих к опоре, даН; п — разность
между высотами подвеса провода на рассматриваемой и смежных
опорах, имеющая положительное значение, если высота подвеса про-
вода на рассматриваемой опоре больше, чем на смежной, и отрица-
тельное значение — в противоположном случае; Рв — погонная вер-
тикальная нагрузка от проводов на опору, даН/м.
Тяжение по проводу Т определяется по формуле
T=oS,
где о — напряжение в проводе, даН/мм2; S— сеченне провода, мм1.
4-14. РАСЧЕТ ПРОВОДОВ В ПРОЛЕТЕ
Стрела провеса проводя при одинаковой высоте точек попвет
определяется по фог«”ле
76
Для практических расчетов при отсутствии больших пролетов
второй член выражения может не учитываться.
Положение провода в пролете показано на рис. 4-1.
Провес провода в любой точке пролета у определяется по фор-
муле
или
х (/ — х) г
у~ 2о
где о — напряжение в проводе, соответствующее условиям расчета,
даН/мм2; I — длина пролета, м; у— приведенная нагрузка, соответ-
ствующая условиям расчета, даН/(м-мм2); f — стрела провеса про-
вода в середине пролета, м; х — расстояние от опоры до искомой
точки провеса, м.
Рнс. 4-1. Пролет провода
с одинаковой высотой
точек подвеса на опо-
рах ВЛ.
Определение напряжения в проводе при изменяющихся атмо-
сферных условиях производится по уравнению состояния провода
y'PE ЛРЕ
где Оо—известное напряжение в низшей точке провода, даН/мм2;
о — напряжение в новых условиях в низшей точке провода, даН/мм2;
Yo — удельная нагрузка провода, соответствующая условиям возник-
новения напряжения Оо, даН/(м-мм2); у — удельная нагрузка про-
вода, соответствующая новым условиям, даН/(м-мм2); I— длина
'.ролета, м; Е — модуль упругости провода, даН/мм2; а — темпера-
турный коэффициент линейного расширения материала провода,
1/град; t0 — температура, соответствующая условиям возникнове-
ния Оо, °C; t — температура, соответствующая новым условиям, °C.
За По рекомендуется принимать максимально допускаемое на-
пряжение в низшей точке провода в пролете, которое может иметь
место при низшей или среднегодовой температуре воздуха либо при
наибольшей внешней нагрузке. Критерием условия возникновения
допускаемых напряжений в проводе для различных режимов слу-
жат значения критических пролетов.
Т7
’1' а б л и ц а 1 -2
Сведенья о подстанциях сельскохозяйственного назначения
СССР на начало 19Ы г. (планируемые)
Напряжение подстан- ции, Ко Количество i становленная мощность Средняя мощ- ность подстан- ций, кВ-А
шт. % млн. кВ-А %
110/35/6—10 1780 0,2 27, С 14 15 160
110/6—10—20 1790 0,2 12,6 0 0700
35/6—10 1 i 370 1,3 Зо, 0 20 ЗдчО
6—10—20/0,38 600 600 98,3 116,0 60 135
И того подстанции 110 кВ и ниже 874 9ч0 106 193,0 109 —
Планируемый уровень централнзопанного электроснабжения от
сетей энергосистем позволит в начале 11-й пятилетки довести го-
довое потребление электроэнергии сельским хозяйством страны
примерно до 130 млрд. кВг-ч. Столько электроэнергии потреоляла
вся страна на нужды всех потребителей, включая промышленность
в 19оЗ г. Однако завершен в основном только первый этап элек-
трификации и соответственно электроснабжения сельского хозяй-
ства. Для большинства сельских потребителей пока не осуществлен
второй этап электрификации, который характеризуется оолее ин-
тенсивным внедрением электроэнергии в сельскохозяйственное про-
изводство в результате комплексной электромеханизации и авто-
матизации его стационарных процессов, более широким уровнем
электрификации бытовых иужд сельского населения, а также бо-
лее качественным и надежным электроснабжением сельских потре-
бителей.
В существующем электроснабжении сельского хозяйства име-
ются недостатки. Во многих случаях надежность электроснабже-
ния низкая, а качество электроэнергии, отпускаемой сельским по-
требителям, нередко не соответствует требованиям ГОСТ 13109-67.
Даже животноводческие комплексы, являющиеся потребителями 1-й
категории по надежности электроснабжения, не все обеспечены
Г.'А-',-,-4 Г Г* ” ’ , » (Х'» , г. I— 1 «г *-А -'А'-,’ Г- Г>.,/А —
Г--г—-г------•-----................ --------... -------
объясняются следующими основными причинами.
На первом этапе электрификации сельского хозяйства, кото-
рый завершен недавно, сельские потребители по требованиям на-
дежности относились, как правило, к 3-й категории. В связи с этим
существующие схемы электрических сетей в сельских районах не-
редко не соответствуют требованиям, предъявляемым для решения
второго этапа электрификации сельского хозяйства. Существующие
сети в основном радиальные. Кольцевание сетей 35—ПО кВ осу-
ществлено менее чем на 40%. Развитие питающих сетей 35 и НО кВ
отстало от развития распределительных сетей 6, 10, 15 и 20 кВ*.
* Далее все распределительные гети 6. 10. 15 и 20 кВ условно называют-
ся сетями iu кь. п связи с этим при отсутствии специальных оговорок при-
веденные рекомендации и обозначения, касающиеся сетей 10 кВ, распростра-
няются в равной мере на сети и оборудование напряжением б, Ю, 15 и 20 кВ.
6
Это привело к большим радиусам действия распределительных ли-
ний 10 кВ. Около половины существующих распределительных ли-
ний (фидеров) 10 кВ в сельских районах, по которым питается
большинство сельских потоебителей, имеют длину (вместе с от-
ветвлениями) от 25 до 100 км, хотя не. лесообразна я их длина по
надежности электроснабжения составляет около 25 км.
Часть ВЛ в сельских районах находится в неудовлетворитель-
ном техническом состоянии, так как многие из них были ранее
построены на опорах из непропитанной или плохо пропитанной
древесины. Применение в прошлом таких опор позволило, с одной
стороны, в относительно короткие сроки решить задачу по охвату
сельских потребителей централизованным электроснабжением. Одна-
ко, с другой стороны, строительство линий электропередачи с по-
ниженной долговечностью опор ухудшило эксплуатационные пока-
затели части сетей, привело к необходимости строительства ВЛ
взамен выбывающих вследствие полного износа.
Одна из причин имеющихся недостатков существующего элек-
троснабжения сельских потребителей — недостаточное оснащение
действующих электрических сетей современным оборудованием:
выключателями, средствами регулирования напряжения и компен-
сации реактивной мощности, средствами автоматизации, диспетчер-
ского и технологического управления. Часть действующих сетей
имеет недостаточную пропускную способность, поскольку расчетные
электрические нагрузки при их проектировании принимались на
перспективу 5—7 лет, а находятся они в эксплуатации более 10 лет.
Реконструкция действующих сетей с устранением этих недостатков
выполнялась до сих пор в недостаточных объемах.
На втором этапе электрификации сельского хозяйства темпы
роста потребления электроэнергии сельскими потребителями в 2 раза
превосходят темпы поста электропотребления промышленностью.
Целесообразность дальнейшего развития электрических сетей
в сельских районах страны обусловлена:
необходимостью устранения вышеуказанных недостатков су-
ществующего электроснабжения потребителей в условиях и ппи
требованиях второго этапа электрификации сельских потреби-
телей; '
необходимостью обеспечения электроснабжения новых потреби-
телей. планируемых к строительству в зонах, уже охваченных элек-
троснабжением;
расширением зоны централизованного электроснабжения и
освоением новых сельскохозяйственных районов.
1-2. ОСНОВНАЯ ЗАДАЧА И ВИДЫ ПРОЕКТНЫХ РАБОТ
ПО ПЕРСПЕКТИВНОМУ РАЗВИТИЮ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПОТРЕБИТЕЛЕЙ В СЕЛЬСКОЙ МЕСТНОСТИ
Основной задачей работ по перспективному развитию электро-
снабжения потребителей в сельской местности является техпико-
экопомическое обоснование схем развития электрических сетей.
В схемах развития сетей комплексно решаются вопросы электро-
снабжения существующих потребителей (улучшение элсктгюсиаб-
уЬ’рТЛТТгуЧ ТТ ттбэрТ-Tv» т-гу-чтгчпЛтг’ИЛ »ТрЛ р ''ATTIXT.TV Т
по надежности электроснабжения (см. § 1-6) и качеству отпускае-
мой электроэнергии (см. § 1-7). При этом используется информа-
ция о существующих потребителях, их нагрузках и схемах электро-
7
4-15. КРИТИЧЕСКИЕ ПРОЛЕТЫ
В зависимости от расчетных температур, нагрузок и заданных
допускаемых напряжений выбираются исходные условия, которым
соответствуют допускаемые напряжения: прн наибольшей нагрузке
Ог, при низшей температуре о- или прн среднегодовой температуре
и отсутствии внешних нагрузок оэ.
Для выбора исходных условий необходимо определить значения
критических пролетов. В общем случае имеется три критических
пролета, однако выбор расчетных условий сводится к сравнению
расчетного пролета с двумя или с одним из них.
Первый критический пролет 11к — пролет, при котором напряже-
ние провода в режиме среднегодовой температуры равно оа, а в ре-
жиме низшей температуры о_.
Рис. 4-2. Кривые зависимости
напряжения провода от длины
пролета при расчете провода
по трем исходным условиям
для случая Z1k<Z2k</3k.
Рис. 4-3. Кривые зависимости
напряжения провода от длины
пролета при расчете провода
по трем исходным условиям
для случая /1К>/2к>/зк.
Второй критический пролет /2к — пролет, при котором напряже-
ние провода в режиме наибольшей нагрузки равно ог, а в режиме
низшей температуры <т_.
Третий критический пролет — поолет. ппи котипом ияппамго.
ние провода в режиме среднегодовой температуры равно оэ, а в ре-
жиме наибольшей нагрузки ог.
Общий вид формулы критического пролета 1К:
где а0 — коэффициент температурного удлинения всего провода, 1/®С
1
?о = ео коэффициент упругого удлинения всего провода, ммг/даН,
Индексы п н т в формулах обозначают параметры, соответст-
вующие состояниям провода, для которых вычисляется критический
пролет.
78
Для получения формул первого, второго и третьего критических
пролетов в формулу подставляются значения тех нагрузок, темпера-
тур и допускаемых напряжений, которые характеризуют исходные
режимы.
Для сталеалюминиевых проводов формулы критических проле-
тов имеют вид:
Физический смысл критических пролетов и взаимное соотноше-
ние их значений легко уясняются из приводимых рисунков
(рис. 4-2—4-5).
Рис. 4-4. Кривые зависимости
напряжения провода от длины
пролета при расчете провода по
трем исходным условиям для
случая, когда пролет — мни-
мый.
Рис. 4-ь. Кривые зависимости
напряжения провода от длины
пролета при расчете провода по
трем исходным условиям для
случая, когда пролет /зк —
мнимый.
Кривые Оэ(-) и Оэ(г) представляют зависимости напряжения про-
вода от длины пролета при среднегодовой температуре н отсутствии
внешних нагрузок, когда за исходные напряжения принимаются
соответственно допускаемое напряжение при низшей температуре
О— и допускаемое напряжение при наибольшей нагрузке Or. Орди-
Kaibi припыл иг, V— и иэ показывают допускаемые напряжения для
соответствующих исходных режимов.
На рис. 4-2 приведен вариант, когда прямая оэ проходит ниже
пересечения точки кривых оа(-) и оЭ(Г). В этом случае /1к</гк</зк-
79
Физический смысл имеют два критических пролета hK и 1зк-
Пролет Z2K физического смысла не имеет.
Таким образом, для пролетов в диапазоне от 0 до Z1K исходным
является режим низшей температуры; в диапазоне от 11к до Z3K —
режим среднегодовой температуры, а от Z3K н далее — режим наи-
большей нагрузки.
На рис. 4-3 приведен вариант, когда прямая ов проходит выше
точки пересечения кривых ов<-> и ов(г). В этом случае Iik>Izk>Isk-
Физический смысл имеет только второй критический пролет.
Критические пролеты liK и Z3K фиктивные и физического смысла не
имеют. В этом случае для пролетов в диапазоне от 0 до 1гк исход-
ным является режим низшей температуры, а в диапазоне от Z2«
и далее — режим наибольшей нагрузки.
Таблица 4-16
Соотношения критических пролетов, определяющие исходные
условия для расчета проводов
Вариант Номер рисунка Соотношение пролетов Расчетный критический пролет । Исходные напряжения
1 4-2 Лк Лк < Лк Лк и Лк О_, оэ, ог
2 4-3 Лк х* Лк > ЛкС Лк О-» Ог
3 4-4 Лк —мнимый, Лк</Зк Лк °э» °г
4 4-5 /,к— мнимый или имеет большое значение Лк »-• оэ
На рис. 4-4 приведен вариант, когда прямая о, проходит ниже
точки пересечения кривых оэ(_) и ав(Г), но не пересекает кривую
Оэ(-). В этом случае пролеты liK и Z2K — фиктивные. Физический
смысл имеет только пролет 1»к.
Для пролетов в диапазоне от 0 до 1зк исходным является ре-
жим среднегодовой температуры, а в диапазоне от Z>K и далее — ре-
жим наибольшей нагрузки.
На рнс. 4-5 приведен вариант, когда прямая <Т(а; проходит ниже
точки пересечения кривых оа(-) и оЭ(Г), но не пересекает кривую оа<г).
В этом случае физический смысл имеет пролет Z1K. Пролет Z2K —
фиктивный, пролет 1ЗК — мнимый нлн имеет очень большое значение,
лежащее за пределами расчетного диапазона пролетов.
лршическах пролетов, определяющие исходные
условия для расчета проводов, приведены в табл. 4-16. Значения
критических пролетов Для расчета проводов приводятся в «Руко-
водящих указаниях по расчету проводов и тросов воздушных линий
электропередачи».
4-16. СООТНОШЕНИЯ ДЛЯ РАСЧЕТА ПРОВОДОВ В ПРОЛЕТЕ
С ОДИНАКОВОЙ ВЫСОТОЙ ТОЧЕК ПОДВЕСА ПРОВОДА
Напряжения, возникающие в высших точках крепления алюми-
ниевых и стальных проводов, не должны превышать 105%, а ста-
леалюминиевых проводов — 110% величин, приведенных в табл. 4-12.
Напряжения провода в точках подвеса Од. ов и в низшей топ.
пс провеса О определяются по формуле (см. рис. 4-1)
°А =°В=°о + т/-
80
Увеличение напряжения в точке подвеса относительно напряже-
ния в низшей точке провода т, %, выражается соотношением
IOOyI IQOrZ2 т = °о ” 8°2о ’
откуда 0,283 /- У Гг.
Длина формулам провода в пролете L, м, определяется по следующим Ру2 L-l+ 24ог0
ИЛИ 8 Р L = / + 3 z•
Длина вставки или вырезки провода в пролете b для регулиро-
вания стрелы провеса равна:
8
где /р—стрела провеса провода поело регулирования, м; f — стрела
провеса провода до регулирования, м.
Для регулирования провеса в анкерном участке, имеющем л
равных пролетов, длина вставки, м, равна
8h
b = -3T^-f2)-
4-17. СООТНОШЕНИЯ ДЛЯ РАСЧЕТОВ ПРОВОДОВ
В ПРОЛЕТЕ С РАЗНЫМИ ВЫСОТАМИ ТОЧЕК ПОДВЕСА
ПРОВОДОВ
/гу
°в = °о + 7/>; ° а = °о + Yfsl fc 1^7;
. 2°о/г , ( h\.
— I + y/ нли 1 + 4Д, j ’
2eo h
^32== • yj или /д| - 2Z Z31 j
8»o ’ b~ 8’0’
x Г . (, X \] X(l3l — x) Y
[л+4Ц1“т/]: *=—2^—•;
6—739
81
величина /.,i называется эквивалентным пролетом.
Напряжение в низшей ^точко О провода^ оо тах по заданному
максимальному напряжению в верхней точке В подвеса ов.тах воз-
можно определять приближенно из выражения
°О. max — °В. max ~~ tmaxfs,
где [в — стрела провеса, относительно точки В подсчитывается по
выражению
f Isifmax
*Ъ,пах
Рис. 4-6. Соотношения в пролете с разными отметками точек под-
веса провода на опорах ВЛ.
Местоположение точки перегиба кривой провисания провода при
h . . 7ha.
4fc 1 или<. 1—точка перегиба кривой лежит в пролете
h 2ha„
между опорами; при > 1 нли > 1 — точка перегиба кривой
находится вне пролета.
Напряжение провода при
определяется из уравнения
изменяющихся атмосферных условиях
Zy2 cos2 Ф /2у cos2 Ф а
~ 24fo2 =а<>.'мх— 2400%imax p~(Z — fmax),
где яр — угол наклона к горизонту прямой, соединяющей точки
крепления проводов; Оо.тах — максимальное напряжение провода
в низшей точке.
82
4-18. РАСЧЕТ ПРОВОДОВ С УЧЕТОМ НАТЯЖНЫХ
ИЗОЛИРУЮЩИХ ПОДВЕСОК (ГИРЛЯНД ИЗОЛЯТОРОВ)
Влияние натяжных изолирующих подвесок тем больше, чем
меньше пролет, легче провод и больше масса подвески. В пролетах
от портала подстанции до концевой опоры провода следует рассчи-
тывать с учетом изолирующих подвесок.
Стрела провеса провода в середине пролета f при расчете про-
вода с точками подвеса на одинаковом уровне определяется по фор-
муле (рис. 4-7)
, Z (/ + 4д) у адю
Г- 8а, ' 2So, ’
где I — горизонтальное расстояние между точками крепления прово-
да к изолирующим подвескам, м; а — длина изолирующей подвес-
ки, м; д113— масса изолирующей подвески, кг; S — сечение прово-
Рис. 4-8. Эскиз к расчету про-
лета с натяжными изолирую-
щими подвесками (гирляндами
изоляторов) при разных уров-
нях точек подвеса провода на
опорах ВЛ.
Рнс. 4-7. Эскиз к расчету про-
лета с натяжными изолирую-
щими подвесками (гирляндами
изоляторов) при одинаковом
уровне точек подвеса провода
на опорах вл.
да, мм2; По — напряжение провода в низшей точке, даН/мм2; у —
удельная нагрузка провода, даН/(м-мм2).
Стрела провеса провода у в любой точке пролета на расстоя-
нии х от точки крепления провода к подвеске:
Г х(1 — х)+й/ -] t адкз
2а, JY+2Sa, •
Напряжение провода при изменяющихся атмосферных условиях-
° “ 24р,’ = — 14^^7 Г ~ ’
где
г г f/f I ,2 I (Циз
17 = /(/ + 6а)у2 + 12—$- + у- l-$
п 1 п I .,2 I 1О ЯкзаЧтах . && Л?из
Umax — (I 4~ 6й) у таХ +12 ’/Is
Условия возникновения отах определяются по выражениям:
если
U7—<С24сК12уг»ах [tinin—5 )
прн проводах нз однородного материала и
(/- Ut
oi -2 <С24аа(—tmin 5*)
° -s 0 —40
прн сталеалюмнниевых проводах, то а™ ах будет при yi и tmin\
если
Ut—U\ >24Ct(J27пах(—tmin—5°)
при проводах из однородного материала п
и, и.
-а-----р---> 24ааатак ( Т Т> *)
° -4 ° -40
при сталеалюмнниевых проводах, то отозс будет при у, и t——5°С,
где аа — коэффициент линейного расширения алюминия.
Стрела провеса в середине пролета при расчете провода с точ-
ками подвеса на разных уровнях (рнс. 4-8) определяется по фор-
муле
i (/ 4 4g) cos фу । «Уиз cos ф
'— 8с0 cos Ф ‘ 2я05 ’
где <Го=<Тс cos — горизонтальная составляющая напряжения; ос—
напряжение провода в середине пролета.
Стрела провеса в любой точке пролета на расстоянии х от точ-
ки кропления провода к подвеске:
Гу И —L nJ ог\ч tbl пл.„. ГОЧ tb
<J ~~ | 2о0 cos Ф I Y + 2ocS
Напряжение провода при изменяющихся атмосферных условиях
°с 24’с2с °тах— 248а2 [i '' >
где
Г7 == /(/ -f- 6а cos Ф) у8 12ау cos2 Ф 4- 8 ~~ ( cos’ Ф-
‘ -i '-w cos Ф) y2mi* 4- ! Зарпад.v cos2 Ф + 8 -у- cos’ ф.
84
Условия возникновение ome3C определяют по тому же критерию,
что и при подвеске проводов на одинаковом уровне, принимая:
tJu-э
и1 = ! (I + 6.2 cos % + 12«y, —- cos' ф + 8 —
<7m V , .
1 cos’ Ф;
^7тто ZZ f
U, = I (Z + Ga cos ф) у2, -f- 12ау, -g- cos1 ф + 8 — I 1 cos* ф.
Точка перегиба кривой провисания провода находится на рас-
стоянии
2 у ' ф
от точки крепления провода к подвеске с низшей точкой крепления.
При отрицательном значении х точка перегиба кривой провиса-
ния лежит за пределами пролета. В этом случае следует перевер-
нуть шапки изоляторов в изолирующей подвеске.
4-19. ПРИВЕДЕННЫЙ ПРОЛЕТ АНКЕРНОГО УЧАСТКА
Прн разных длинах пролетов между опорами приведенный про-
лет /Пр определяется по формуле
, |М +/*2 + ••• + *%
где h.......In — длина пролетов в анкерном участке.
При большой разности высот точек подвеса проводов приведен-
ный пролет определяется по формуле
Z, cos Ф, + cos фг + ... 4-1 cos Ф,,
__h______________। +—
COS2 Ф, ~COS2 Ф, I • • cos2 Ф
где фь ф'2, фп—углы между горизонтом и линиями, соединяю-
щими точки подвеса провода в пролете.
При проектировании линий электропередачи принимаются типо-
вые опоры, рассчитанные длн работы в различных климатических
условиях с определенной (расчетной) нагрузкой.
Возможность использования типовых опор при конкретных усло-
виях определяется сравнением фактических нагрузок на опоры с рас-
четными.
85
РАЗДЕЛ ПЯТЫЙ
Трансформаторные подстанции
5-1. ОПРЕДЕЛЕНИЯ И ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ .
Трансформаторной подстанцией называется электрическая уста-
новка, служащая для приема, преобразования и распределения элек-
трической энергии переменного тока. Подстанция состоит из сило-
вых трансформаторов, распределительных устройств, устройств
управления, релейной защиты и автоматики, а также вспомогатель-
ных сооружений.
Комплектной трансформаторной подстанцией (КТП) называется
подстаппня, состоящая из трансформаторов и блоков, изготовлен-
ных в заводских условиях и поставляемых на строительную пло-
щадку в собранном или полностью подготовленном для сборки виде.
Комплектная трансформаторная подстанция (или часть ее), уста-
навливаемая в закрытом помещении, относится к внутренним уста-
новкам, устанавливаемая иа открытом воздухе — к наружным
установкам.
Мачтовой или столбовой подстанцией называется открытая под-
станция, оборудование которой установлено на конструкциях или
на опорах линий электропередачи на высоте, не требующей ограж-
дения подстанции.
Распределительным устройством (РУ) называется электроуста-
новка, служащая для приема и распределения электроэнергии. Рас-
пределительное устройство содержит коммутационные аппараты,
сборные и соединительные шины, устройства защиты, автоматики и
измерительные приборы, а также вспомогательные устройства (ком-
прессорные, аккумуляторные и др.).
Распределительное устройство, у которого все или основное
электрооборудование расположено на открытом воздухе, называет-
ся открытым РУ (ОРУ). Закрытым распределительным устройством
(ЗРУ) называется РУ, оборудование которого расположено
в здании.
Комплектным РУ (КРУ) называется РУ, состоящее из полно-
стью или частично закрытых шкафов или блоков с встроенными
в ннх аппаратами, устройствами защиты и автоматики, изготовлен-
ное в заводских условиях и поставляемое в собранном илн полно-
По способу присоединения к сети высшего напряжения (ВН)
подстанции разделяют на тупиковые, промежуточные и узловые
(или опорные).
Промежуточные подстанции в свою очередь делятся на ответви-
тельные, присоединяемые к одной или двум проходящим линиям
на ответвлении от них, и проходные, присоединяемые путем захода
одной нли двух линий с одно- пли двусторонним питанием. Ответ-
вительные и проходные подстанции, присоединяемые к одной линии
с односторонним питанием, в дальнейшем, как правило, должны
превратиться в подстанции с двусторонним питанием.
Узловыми (илн опорными) называются подстанции, присоеди-
ненные к сети, как правило, не менее чем по трем линиям электро-
передачи высокою напряжения, при этом принято, что все три ли-
нии должны быть связаны с источником питания. Вместе с тем на
практике имеются случаи, когда подстанция связана только по двум
8G
питающим линиям, а от ее шин отходят несколько линий ВН, пи-
тающие другие подстанции того же напряжения. Такие подстанции
также следует отнести к узловым.
Проходные и узловые подстанции, через шины которых осу-
ществляются перетоки мощности, называются также транзит-
11 ы м и.
При проектировании подстанции различают следующие основ-
ные режимы;
нормальный установившийся, при котором опреде-
ляются основные технико-экономические показатели подстанции;
послеаварийный установнвшийси, наступающий
после аварийного отключения одного или нескольких элементов под-
станции (выключателя отходящей линии, силового трансформатора
и др-);
аварийный, при котором подстанция переходит из нормаль-
ного режима в послеаварийный.
Проектирование подстанций должно пронзводитьси в соответст-
вии с утвержденными схемами; перспективного развития электриче-
ских сетей сельскохозяйственного назначении напряжением 35—
ПО кВ области (края, республики) и развитии электрических сетей
10 кВ района электрических сетей (РЭС). При этом учитываются
схемы организации эксплуатации сетей энергосистемы или предприя-
тия электрических сетей.
Как правило, подстанции сельскохозяйственных районов проек-
тируют с одним или двумя трансформаторами напряжением 10/0,38;
35/10; 110/10 и 110/35/10 кВ, реже напряжением 10/2X0,22 кВ
(с однофазными трансформаторами), 35/0,38 кВ, а в отдельных зо-
нах СССР 110/20 и 20/0,38 кВ.
Применяемые номинальные значения мощности одного трансфор-
матора и ориентировочные значения средней мощности проектируе-
мых подстанций приведены в табл. 5-1.
Таблица 5-1
Мощность трансформаторных подстанций
Показатель Подстанции напряжением, кВ
10/0,38 35/10 110/10 110/35/10
Номинальная мощность одного трансформа- тора, кВ-А 25—630 630—6300 2500—10 000 6360—16 000
Средняя мощность од- ной подстанции (ориентировочно), кВ-А 110 4200 8300 17 600
Средняя мощность од- ного трансформато- ра, кВ-А 105 2550 5300 9700
Проектирование нового строительства и реконструкции подстан-
ций производится на базе широкого применения типовых проектов
с использованием различных конструкций КТП и КРУ заводского
87
8S
изготовления. Применение в проектировании некомплектного обору-
дования должно быть специально обосновано.
Типовые проекты для электроснабжении сельских потребителей
в основном разрабатывает институт Сельэнергопроект Министерства
энергетики н электрификации СССР.
Комплектные трансформаторные подстанции, КРУ, аппараты, обо-
рудование и другие электротехнические изделия предназначаются для
эксплуатации в одном или нескольких макроклиматических районах
и изготавливаются в климатических исполнениях, ука-
занных в табл. 5-2.
Таблица 5-2
Обозначения климатических исполнений изделий
Микроклиматические районы Обозначения климатического исполнения изделия
русские латинские
С умеренным климатом С умеренным и холодным климатом С влажным тропическим климатом С сухим тропическим климатом С сухим н с влажным тропическим климатом Для всех районов иа суше (обще- климатическое исполнение) У УХЛ ТВ тс т о (N) (NF) (TH) (ТА) (Т) (U)
П рямечания: 1. Латинские буквенные обозначения приняты в некоторых
странах — членах СЭВ.
2. Если изделие предназначено для эксплуатации только в районе с холодным
климатом, рекомендуется его обозначение принять ХЛ (F).
Изделия в исполнении У и УХЛ могут примениться также в юж-
ных районах СССР, в которых средняя из ежегодных абсолютных
максимумов температура воздуха выше 40°С и (или) в районах прн
сочетании температуры, равной илн выше 20°С и относительной
влажности 80% и выше наблюдаются более 12 ч в сутки за непре-
рывный период более 2 мес в году.
Изделия, предназначенные для эксплуатации в указанных клнма-
ТИЧёСКИХ VC ЛИНИЯХ в Чйвигимлгти лт uppto wv лгп'гочлотлт»
ся и изготовляются в соответствии с категориями, приведен-
ными в табл. 5-3.
Рнс. 5-1. Условные обозначения аппаратов первичных схем электри-
ческих соединений.
1,2 — трансформатор силовой, трехфазный, двухобомоточныЙ, соединение об-
моток соответственно звезда — звезда и звезда — зигзаг с выведенной ней-
тральной (средней) точкой; 3, 4 — трансформатор силовой, трехфазиый, со-
ответственно двух- и трехобмоточный с регулированием напряжения под на-
грузкой; 5 — трансформатор напряжения; 6 — трансформатор тока; 7, 8 —
разъединитель соответственно с двумя и одним заземляющими ножами; 9,
10 — выключатель нагрузки соответственно с двумя и одним заземляющими
ножами; 11 — отделитель; 12 — короткозамыкатель; 13 — разрядник веятнль-
ный" 14— выключатель ьт.’готепт nsnr.cwFwuc • ___.,<4f..........
разъема: 16 — блок предохранитель-выключатель; 17 — предохранитель плав-
кий; 18—выключатель неавтоматический (рубильник); 19— выключатель авто-
матический воздушный; 20 — магнитный пускатель.
PQ
Таблица 5-3
Обозначения укрупненных категорий изделий
Укрупненные категории и характеристики условий работы изделия Обозначение кат егории
Для работы на открытом воздухе Для работы в помещениях, где колебания темпера- туры и влажности воздуха несущественно отлича- ются от колебаний на открытом воздухе (напри- мер, аппаратура, установленная в металлических КРУ, предназначенных для работы на открытом 1 2
воздухе) Для работы в закрытых помещениях с естественной вевтнляцней, где колебания температуры и влаж- 3
ности воздуха существенно меньше, чем на от-
крытом воздухе
Для электроснабжения сельскохозяйственных потребителей ши-
роко применяются стационарные КТП наружной установки климати-
ческого исполнения и категории установки У1. Нормальная работа их
обеспечивается при высоте над уровнем моря не более 1000 м, тем-
пературе окружающего воздуха от —40"С (эпизодически —45°С) до
+40°С. Эти КТП не предназначены для работы в условиях тряски,
вибрации, ударов и во взрывоопасной среде.
В этой главе приведены стационарные подстанции, которые на-
шли широкое применение при проектировании электроснабжения
сельскохозяйственных потребителей. Для каждой из групп подстан-
ции приведены главные схемы электрических соединений и рекомен-
дации по их применению, а также технические параметры, конструк-
тивное выполнение и компоновки.
Главные схемы электрических соединений подстанций должны
удовлетворять следующим основным требованиям: обеспечить тре-
буемую степень надежного электроснабжения потребителей и тран-
зита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и после-
аварийном режимах, с учетом резервных источников питания; учиты-
вать перспективу развития; обеспечить поэтапное раз вине РУ без
значительных раоот по реконструкции и перерывов в питании потре-
бителей; обеспечить возможность проведения ремонтных и эксплуа-
тационных работ на отдельных элементах схемы без отключения
соседних присоединений.
При этом должны применяться простейшие схемы. Для РУ 35—
110 кВ преимущественно применяются упрощенные схемы без вы-
ключателей. Выбор главной схемы должен быть технико-экономнче-
скн обоснован.
После выбора типовой схемы подстанции для конкретного объ-
екта или принятия схемы, отличающейся от типовой, подлежат уточ-
нению:
типы и технические параметры трансформаторов, включая транс-
форматоры собственных нужд, выключателей. отделителей, кппотко-
замыкателей, разъединителей, предохранителей, а также типы, тех-
нические характеристики и места установки разрядников, трансфор-
маторов тока и напряжения и других электрических аппаратов;
90
количество воздушных и кабельных линий;
режимы нейтралей всех трансформаторов;
целесообразность высокочастотной обработки линий;
необходимость выполнения устройств для плавки гололеда на
проводах и тросах ВЛ;
требования к релейной защите и автоматике.
Условные обозначения электрических аппаратов первичных схем
электрических соединений приведены на рис. 5-1.
5-2. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ 10/0,4 кВ
Подстанции питают распределительные трехфазные четырехпро-
водные линии 0,38 кВ с заземленной нейтралью. Такне подстанции,
как правило, проектируются с применением КТП наружной уста-
новки. Проектирование закрытых подстанций должно быть специаль-
но обосновано и может производится в тех случаях, когда совершен-
но исключается возможность использования КТП наружной уста-
новки.
На рис. 5-2—5-4 приведены схемы первичных соединений, кото-
рые применяются при проектировании подстанции.
На рис. 5-2 приведены схемы ц е р в и ч н ы х соединен и й
РУ 10 к В. В сетке сохранены номера схем, которые входят в обо-
значения типов КТП, изготовляемых в настоящее время. В схемах не
показаны дополнительные разъединители, которые могут быть уста-
новлены на концевых опорах для присоединения КТП к линиям.
Присоединение КТП к линиям 10 кВ, а также установка КТП
производится по соответствующим типовым проектам.
Схема / на рис. 5-2 широко применяется для электроснабжения
сельских потребителей в КТП тупикового типа с одним трансформа-
тором. Как правило, разъединитель устанавливается на концевой
опоре линии 10 кВ. Предохранители, предназначенные для защиты
силовых трансформаторов от токов короткого замыкания, устанав-
ливаются непосредственно в КТП.
В цепи трансформатора вместо разъединителя при достаточном
обосновании может быть установлен выключатель нагрузки (схе-
ма 1а). Последний устанавливается непосредственно в подстанции
или в КТП.
Допускается применение разъединителей (выключателей нагруз-
ки) с одним заземляющим ножом, установленным со стороны транс-
форматора при отсутствии аппаратов с двумя заземляющими но-
жами.
Схема 2 с одним трансформатором н шинами с выключателями
нагрузки применяется в сетях 10 кВ с односторонним и двусторон-
ним питанием, в которых по условиям надежности допускаются руч-
ные послеаварийные переключения. При включенном секционирую-
щем выключателе (за цепью трансформатора) осуществляется пи-
тание от одного источника с транзитом мощности через шины под-
станции.
Непосредственно трансформатор присоединяется к шинам через
разъединитель и предохранители. Вместо разъединителя при доста-
точном обосновании может быть установлен выключатель нагрузки
(схема 2а).
? 1* ?/7 ’ТГ'.ГТ'’*РТ'Л' Т’° РРХ ТУ ТТГ1ТТТтГР.”ТТтТТ11 Y ТТТ.ТТ'.ПТГТ
чателей нагрузки заменить на разъединитель. При этом должны
быть выполнены соответствующие блокировки.
91
Рис. 5-2. Схемы РУ 10 кВ подстанции 10/0,4 кВ.
92
Рис. 5-3. Схемы РУ 0,38 кВ подстанции 10/0,4 кВ с одним транс-
форматором.
Рис. 5-4. Схемы РУ 0,38 кВ подстанции 10/0,4 кВ с двумя транс-
фопматорами.
1 — схема с автоматическим включением резерва (АВР) н автоматическими
выключателями иа линиях; 2 — схема с ручным включением резерва и бло-
ками выключатель-предохранитель на линиях.
93
Схема 3 с одним трансформатором и шинами 10 кВ, секциони-
рованными выключателем, применяется в сетях 10 кВ с односторон-
ним н двусторонним питанием, в которых по условиям надежности
электроснабжения требуется автоматическое и ручное секционирова-
ние линий 10 кВ. Схема совмещает однотрансформаторную подстан-
цию с автоматическим секционирующим пунктом или пунктом авто-
матического включения резервной (АВР) линии 10 кВ.
Схема 4 с двумя трансформаторами н шинами 10 кВ, секциони-
рованными выключателем нагрузки и разъединителем, применяется
в сетях 10 кВ в основном с двусторонним питанием. Управление вы-
ключателями нагрузки ручное. Используется в сетях, в которых по
условиям надежности электроснабжения допускается ручное секцио-
нирование линий 10 кВ. Основным режимом работы подстанции
является режим питания каждого трансформатора от независимого
источника по линии 10 кВ. В этом режиме секционный выключатель
нагрузки отключен.
При включенном секционном выключателе нагрузки осуществ-
ляется питание от одного источника с транзитом мощности через
шины подстанции.
Схема 5 с двумя трансформаторами и шинами 10 кВ, секциони-
рованными выключателем (схема мостика с одним выключателем),
применяется, как правило, в сетях с двусторонним питанием, в ко-
торых по условиям надежности электроснабжения требуется авто-
матическое и ручное секционирование линий 10 кВ. Схема совме-
щает двухтрансформаторную подстанцию с автоматическим секцио-
нирующим пунктом и пунктом АВР линии 10 кВ.
Приведенные на рис. 5-2 схемы РУ 10 кВ выполнены для при-
соединения подстанции к воздушным линиям 10 кВ. Для присоеди-
нения подстанции к кабельным линиям схемы аналогичны. Разряд-
ники в этом случае отсутствуют.
Силовые трансформаторы на подстанции приняты трехфазнымн
двухобмоточными, с соединением обмоток по схеме «звезда — звез-
да — нуль» и переключением ответвлений обмоток без возбуждения
(ПВВ) в пределах ±2X2,5%.
Для подстанций с трансформаторами мощностью 25—250 кВ-А,
питающих потребителей с неравномерной нагрузкой, рекомендуется
принимать трансформаторы с соединением обмоток «звезда — зиг-
заг— нуль». Нулевую точку трансформатора заземляют.
Схемы первичных соединений РУ 0,38 кВ приведены на рис. 5-3
и 5-4 соответственно для подстанций с одним и двумя трансформа-
торами. Число отходящих линий 0,38 кВ приведено в схемах
условно.
На рис. 5-3 приведены схемы РУ 0,38 кВ подстанций с одним
трансформатором.
Схема 1 предназначена для подстанций мощностью 25 и
40 кВ-А. На вводе и отходящих линиях установлены автоматиче-
ские воздушные выключатели. Защита трансформатора от пере-
грузки осуществляется тепловыми расцепителями выключателя вво-
да. В схеме предусмотрена одна линия для централизованного улич-
ного освещения. Защита отходящих линий от сверхтоков осуществ-
ляется тепловыми расцепителями выключателей.
Схема 2 применяется для подстанций мощностью 63—630 кВ-А.
11«1 ввидс YUaiiVMCH руиИЛЬНИй. (руиплЬНПД рйЗВСДШ1П1СЛО), VUCC-
почивающий видимый разрыв в отключенном состоянии. На отходя-
щих линиях установлены автоматические воздушные выключатели,
94
обеспечивающие защиту от многофазных коротких замыканий
(к. з.). От однофазных к. з. предусматривается специальная защита.
Предусмотрена линия для централизованного уличного освещения.
Защита трансформатора от перегрузки осуществляется тепловым
реле, установленным на вводе, с действием на отключение одной или
двух отходящих линий 0,38 кВ, чем осуществляется разгрузка
трансформатора.
Схема 3 аналогична схеме 2, только в цепях отходящих линий
установлены блоки предохранитель — выключатель. Схема приме-
няется на подстанциях мощностью 160—630 кВ-А прн отсутствии
соответствующих автоматических выключателей.
На рис. 5-4 приведены схемы РУ 0,38 кВ подстанции с двумя
трансформаторами мощностью 2X160—2 X 630 кВ-А.
Схема 1. На вводах в РУ 0,38 кВ и отходящих линиях уста-
новлены автоматические воздушные выключатели. Схема предусмат-
ривает выполнение АВР с помощью секционного выключателя. Прн
этом последний включается после отключения выключателя ввода,
поврежденного либо лишенного питания трансформатора.
Рубильники, установленные на вводах в РУ 0,38 кВ и для сек-
ционирования сборных шии, обеспечивают видимый разрыв при их
отключении. От каждой секции сборных шин отходит линия центра-
лизованного управления уличным освещением.
Схема 2. На отходящих линиях установлены блоки предохрани-
тель — выключатель типа БПВ. От каждой секции сборных шин
отходит линия централизованного управления уличным освещением.
Схема предусматривает секционирование сборных шин при помощи
Таблица 5-4
Технические параметры КТП мощностью 25—250 кВ-А
Тип КТП
Номинальный ток, А
Уставка защиты автомати-
ческого выключателя
2 £
четного времени,
го напряжения
КТП 25-6/0,4У1 КТП 25- 10/0.4У1 6 10 2,41 1,45 8 Б 36,1 40 16 40 25’ 15 1.5 0,81
КТП 40-6/0,4У1 КТП 40-10/0.4У1 6 10 3.75 2,31 10 8 58 63 16 40 25 — 15 2,35 1,28
КТП 63-6/0,4У1 КТП 63-10/0,4У1 6 10 6,05 3.64 16 10 91 100* 30 63 40 — 15 3,7 2.02
КТП 100-6/0,4У1 КТП 100-10/0,4У1 6 10 9,6 5,78 20 16 144,4 165* 30 100 63 15 5.9 3,20
КТП 160-6/0.4У1 КТП 160-10/0,4У1 6 10 15,4 9,25 32 20 232 270* 63 150 80 15 9,7 5,20
КТП 250-10/0,4У1 10 14,45 32 365 440* 50 50 100 400 15 15 8.10
форматоров; на этих КГП автоматический выключатель на вводе не устанавливается.
рубильников. Применяются также следующие схемы, отсутствующие
на рис. 5-4.
Схема 3 аналогична схеме 1 и отличается тем, что на отходя-
щих линиях устанавливаются вместо автоматических выключателей
блоки предохранитель — выключатель.
Схема 4 аналогична схеме 2 и отличается тем, что вместо бло-
ков предохранитель — выключатель на отходящих линиях устанав-
ливаются автоматические выключатели.
Схемы 2 и 3 с блоками предохранитель — выключатель приме-
няются в случаях отсутствия соответствующих автоматических воз-
душных выключателей.
На всех подстанциях производится централизованное управле-
ние линией уличного освещения прн помощи фотореле, не показан-
ного в схемах.
Значительная часть подстанций проектируется тупикового типа
с применением КТП. В табл. 5-4 приведены технические параметры
наиболее распространенной серии КТП мощностью 25—250 кВ-А.
Сторона высшего напряжения КТП изготавливается по схеме 1 на
рис. 5-2; распределительное устройство 0,38 кВ мощностью 25—
63 кВ-А—по схеме 1 на рис. 5-3, а мощностью 100—250 кВ-А —
по схеме 2 на рис. 5-3.
Не более 13 ОС
Рис 5-5 Обшнй ян ч КТП 25-!0'0.4У1—КТП 160-10/0.4У1.
7 — устройство высшего напряжения: 2 — трансформатор; 3— РУ 0,38 кВ: 4 —
изолятор проходной; 5 —разрядник вентильный; ff — кожух; 7 — рама; 3 —
кронштейн для выводов 0,38 кВ,
96
Следует отметить, что заводы — изготовители КТП периодически
уточняют значения уставок защиты автоматических выключателей и
номинальные значения токов плавких вставок отходящих линий
0,38 кВ.
Динамическая стойкость на стороне 10 кВ к токам короткого
замыкания составляет 12 кА, термическая — 5 кА в течение 1 с.
Тяжение проводов, подключаемых к вводам би 10 кВ КТП,
должно быть не более 250 Н на каждый провод.
Рис. 5-6. Общий вид КТП 250-10/0,4У1.
1 — устройство высшего напряжения; 2 — трансформатор; 3—РУ 0,38 кВ; 4—
изолятор проходной: 5 — разрядник вентильный; 6 — кожух; 7 — рама; 8 —
кронштейн для выводов 0,38 кВ.
Кинс1руп.<«<о..о КТП а :::;дс б.чо::?., "°
следующих основных элементов; устройства высшего напряжения,
РУ 0,38 кВ и силового трансформатора. Общий вид КТП мощно-
стью 25—160 кВ-A приведен на рис. 5-5, мощностью 250 кВ-А — на
рис. 5-6. Распределительное устройство 0,38 кВ КТП мощностью
250 кВ-А состоит из двух шкафов, РУ 0,38 кВ остальных КТП — из
одного шкафа.
Распределительное устройство 0,38 кВ и устройства высшего
напряжения (рис. 5-5 и 5-6) закрываются одностворчатыми дверьми,
снабженными замками. В устройстве высшего напряжения установ-
лены предохранители, соединенные шинами с проходными изолято-
рами и силовым трансформатором.
В КТП предусмотрены блокировки, обеспечивающие безопасную
работу Kill. В нижней части имением два болта для присоедине-
ния к заземляющему устройству.
7—739 97
снабжения по материалам эксплуатационных организаций н о на-
мечаемом росте нагрузок существующих потребителей (см. § 1-5),
а также о планируемом в расчетный период строительстве и вводе
новых (или расширении) потребителей и их размещении.
Электрической сетью называется совокупность линий электро-
передачи, подстанций, секционирующих и распределительных пунк-
тов, работающих на определенной территории и предназначенных
для передачи и распределения электроэнергии.
Электрические сети сельскохозяйственного назначения делятся
па два основных вида:
сети 35—110 кВ — основные или питающие;
сети 10 и 0.38 кВ — распределительные.
Преднроектные работы (схемы), в которых обосновываются
технические решения по развитию электрических сетей в сельской
местности на перспективу, подразделяются на:
схемы развития электрических сетей 35—ПО кВ в сельской
местности, выполняемые по каждой области, краю, автономной
республике и союзной республике (при отсутствии областного де-
ления) :
схемы развития распределительных электрических сетей 10 кВ,
райо::;;.; £с...:х сетей (схе^ы 10 лБ РЭС).
1-3. СОДЕРЖАНИЕ СХЕМ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СЕТЕЙ 35—110 кВ В СЕЛЬСКОЙ МЕСТНОСТИ
Схемы развития сетей 35—ПО кВ в сельской местности по
областям, краям и республикам разрабатываются иа очередную
пятилетку за 1—2 года до начала этой пятилетки.
Материалы схем предназначаются для использования при те-
кущем и перспективном планировании развития электрических се-
тей 35—НО кВ сельскохозяйственного назначения на рассматривае-
мую пятилетку. Одновременно схемы являются исходным материа-
лом для составления технорабочих проектов стпоительства ВЛ
35—110 кВ, строительства, расширения и реконструкции подстан-
ций 35—ПО кВ селськохозяйственного назначения и выполняют
роль их технико-экономических обоснований (ТЭО).
Основными задачами схем развития сетей 35—НО кВ явля-
ются:
определение потребления электроэнергии сельскохозяйственны-
цотрчбитс.чпц;:; :: растотпш; злодтри .,л па wuxoei-
ствующие годы;
разработка схем развития сетей 35—ПО кВ в сельской местно-
сти, выбор их конфигурации и основных параметров (номиналь-
ных напряжений, марок и сечений проводов ВЛ, мест размещения
новых подстанций, количества и мощности трансформаторов на
подстанциях и их принципиальные схемы электрических соедине-
ний) ;
расчеты режимов работы сетей 35—НО кВ, нормальных и пос-
леаварийных;
определение расчетных токов короткого замыкания на под-
станциях 35 -110 кВ;
разработка мероприятий по снижению потерь электроэнергии
в ->л ек 1 пи .ь и л с с i я л,
определение объемов строительства расширения и реконструк-
ции электрических сетей 35—НО кВ с перечнем конкретных объ-
8
ектов (ВЛ п подстанции) и определением очередности их ciport
тельства, расширения пли реконструкции,
оценка потребности в капиталовложениях на развитие сетей
сельскохозяйственного назначения на очередную пятилетку.
Схемы разрабатываются с использованием результатов науч-
ных исследований в области электроснабжения сельского хозяйства,
основная задача которых — дать рекомендации, направленные на
обеспечение надежной работы электрических сетей и снабжения
потребителей электрической энергией требуемого качества при наи-
меньших затратах на развитие сетей.
Необходимость сооружения новых сетевых объектов, расши-
рения и реконструкции существующих сетей 35—НО кВ определяет-
ся электрическими нагрузками на конец рассматриваемой пятилет-
ки, а также требованиями надежности электроснабжения. При этом
принятие технических решений по параметрам намечаемых к строи-
тельству, по расширению и реконструкции сетевых объектов произ-
водится с учетом нагрузок на конец последующей за рассматри-
ваемой пятилетки.
Схемы сетей 35—110 кВ в сельской местности выполняются
в увязке со схемами развития электрических сетей энергосистем
напряжением ПО кВ и выше на рассматриваемую пятилетку, вы-
полняемыми подразделениями института «Энергосетьпроект».
При выполнении схем учитываются районные планировки, кото-
рые намечается осуществить в сельской местности соответствую-
щей области (края, республики).
Выбор схем электроснабжения для новых животноводческих
комплексов и других электроемких потребителей, а также суще-
ствующих потребителей при росте их нагрузок производится путем
технико-экономического сравнения вариантов питания потребителей
от действующих центров питания (ЦП)—подстанций 35/10, 110/10
и 110/35/10 кВ по сетям 10 кВ с учетом их развития с вариантами
строительства дополнительных (разукрупняющих) подстанций 35/10
или 110/10 кВ. Такие технико-экономические расчеты выполняются
с использованием ЭВМ.
Расчеты режимов работы сетей 35—ПО кВ выполняются ча
конец рассматриваемой пятилетки. Если же устанавливается, что
существующие сети 35 кВ не обеспечивают передачу расчетных
электрических нагрузок, в схемах рассматриваются варианты уве-
личения пропускной способности этих сетей путем:
а) СТПОИТРПЫТРЯ пспспитлтопьпьту у'13 СТ К 35 ЕЛ 23 ЛЗ,
б) перевода существующих сетей 35 кВ па напряжение 110 кВ;
в) строительства дополнительных опорных подстанций
110/35/10 кВ при одновременном сокращении объема строитель-
ства ВЛ 35 кВ.
Аналогично рассматривается и решается в схемах вопрос по-
вышения пропускной способности действующих сетей 110 кВ.
При решении вопросов, связанных с развитием сетей, учиты-
ваются технические возможности расширения и реконструкции су-
ществующих подстанций 35—ПО кВ, возможности выхода линий
35—ПО и 10 кВ, наличие свободных ячеек выключателей или мест
для их сооружения.
Для районов с нормативной стенкой гололеда 20 мм и более.
~ с.-.г.с с с -щеты.» , сочетающимся
с сильными ветрами, при выборе мощности трансформаторов на
подстанциях ПО и 35 кВ учитывается необходимость плавки го-
лоледа соответственно на линиях электропередачи 35 и 10 кВ.
9
Таблица 5-5
Технические параметры КТПП п КТПТ с трансформаторами
мощностью 250, 400 и 630 кВ
Номинальная мощ- ность трансформа- тора, кВ-А Номинальный ток плавкой вставки предохранителя, А Номинальный ток трансформатора 0,38 кВ, А Номинальный ток плавкой вставки линий 0,38 кВ, А « о
Ns 1 (Ns 1,6) № 2 (№ 2,7) Ns 3 (Ns 3,8) № 4 (№ 4,9) Ns 5 (№ 5, 10) S Ё ! it ЛИНИИ УЛИЧ1- вещения, А
250 32 362 100 100 100 300 — 15
400 50 578 По опросным листам 15
630 80 910 По опросным листам 15
Примечание. В скобках приведены номера линий двухтрансформаторных КТП.
Таблица 5-6
Габаритные размеры и масса'КТПП и КТПТ с трансформаторами
мощностью 250—630 кВ-А
Тип КТП Вариант схемы РУ 0,38. кВ Габаритные размеры, мм Масса без силово- го трансформатора, кг
Длина Ширина Высота
КТПП-К-630-2-У1 КТПП-В-630-2-У1 КТПП-К-630-2-У1 КТПП-В-630-2-У1 1\ 1 ии-1\-^диии—Т-v 1 КТПП-В-2Х630-4-У1 КТПП-К-2Х630-4-У1 КТПП-В-2Х630-4-У1 КТПП-К-2Х630-4-У1 КТПП-В-2Х630-4-У1 КТПТ-К-630-1-У1 КТПТ-В-630-1-У1 КТПТ-К-630-1-У1 КТПТ-В-630-1-У1 | рис. 5-3, схема 3 | рис. 5-3, схема 2 ) рис. 5-4, схема 2 | рис. 5-4, схема 1 | рис. 5-4, схема 3* j- рис. 5-3, схема 3 | рис. 5-3, схема 2 3300 3300 3300 3300 5500 5500 5500 5500 5500 2750 2750 2750 2750 2250 2250 2250 2250 3300 3300 3300 3300 3300 2250 2250 2250 2250 2800 4300 2800 4300 ПОПГ» 4300 2800 4300 2800 4300 2700 4300 2800 4300 1850 2140 1850 2140 о о on XJkJVXV» 4150 4050 4400 4050 4400 1500 1750 1500 1750
* См. описание схем к рис. 5-4 « тексте.
Поимечаняе. Приняты следующие обозначения: КТПП — комплектная транс-
форматорная подстанция проходного типа; КТПТ — комплектная трансформаторная под-
станция тупикового типа; К— кабельный ввод; В — воздушный ввод; цифра после мощ-
ности трансформатора обозначает номер схемы РУ 10 кВ (см. рис. 5-2).
98
Та блица 5-7
Габаритные размеры и масса КТПП 250—630 кВ-A с одним
трансформатором
Тип КТП Мощность, кВ-А Габаритные размеры, мм Масса без силового транс- форматора, кг
Длина Ширина Высота
КТПП-В-250/10У1 250 2320 1900 4300 1800
КТПП-В-400/10У1 400 2320 1900 4300 1800
КТПП-В-630/10У1 630 2520 2000 4500 2250
Масса КТП с трансформатором мощностью до 160 кВ-А — не
более 1500 кг, мощностью 250 кВ-А — не более 2000 кг.
В практике электроснабжения применяется серия КТП с одним
п двумя трансформаторами проходного типа КТПП и ту-
пикового типа КТПТ мощностью 250—630 и 2Х(250—630) кВ-А
с воздушными вводами наружной установки напряжением 10/0,38 кВ.
Сведения о таких КТП приведены в табл 5-5—5-7. Климатическое
исполнение У, категория 1.
Распределительные устройства 10 кВ КТП (табл. 5-6) выпол-
нены по схемам /, 2 и 4 на рис. 5-2. Распределительное устройство
10 кВ рассчитано на динамическую стойкость 50 кА и термическую
стойкость 20 кА в течение 1 с.
Рис. 5-7. Общий вид КТПТ-В-630-1-У1.
1— устройство воздушных выводов 10 кВ; 2— разрядники РВО-10; 3 —
устройство воздушных выводов 0,38 кВ.
у*
99
Распределительные устройства 0,38 кВ выполнены в вариантах
схем 2 и 3 на рис. 5-3 н схем, приведенных на рис. 5-4.
В 1\ТГ1 предусмотрены блокировки, обеспечивающие безопасную
эксплуатацию.
Конструктивно однотрансформаторные К'ГГШ и КТПТ, приве-
денные в табл. 5-6, выполняются в виде одного блока, в котором
в разных отсеках размещены РУ 10 кВ, РУ 0,38 кВ и силовой
трансформатор (рис. 5-7 и 5-8). Оболочка блока изготовлена из
листовой стали с дверьми для обслуживания оборудования. Преду-
смотрены также дополнительные устройства для воздушных выводов
линий 10 и 0,38 кВ.
Двухтрансфсрматориая КТП состоит из двух однотрансформа-
торных блоков, соответственно соединенных между собой (рис. 5-9).
Каждый блок имеет по два заземляющих зажима для присоедине-
ние к vcTnoficTRv заземления. Установка и поисоединение
КТП к линиям выполняются в соответствии с рекомендациями, при-
веденными в типовых проектах.
Комплектная трансформаторная подстанция проходного типа по
табл. 5-7 предназначена для присоединения к воздушным линиям
электропередачи 10 и 0,38 кВ. Климатическое исполнение — У, кате-
гория исполнения—1. Распределительное устройство 10 кВ выпол-
няется по схеме 2 иа рис. 5-2, а РУ 0,38 кВ — по схемам 2 и 3 на
рис. 5-3. При этом в схеме 3 предусмотрена дополнительно установ-
ка предохранителей на вводе 0,38 кВ трансформатора.
Динамическая стойкость сборных шнн и ответвлений от них
в РУ 0,38 кВ составляет не меиее 25 кА для КТП мощностью 250
и 400 кВ-А и не менее 50 кА при мощности 630 кВ-А.
с воздушным вводом, выполненным по аналогичным схемам.
Конструктивно КТП (рис. 5-10) состоит из одного блока, в ко-
тором размещены РУ 10 и 0,4 кВ, силовой трансформатор и другая
100
Рис. 5-9. Общий вид К.ТПП-В-2Х630-4-У1.
2850
/ — устройство воздушных выводов
дов
10 кВ; 2 — устройство воздушных вь
0.38 кВ.
1 — яроходные изоляторы выводов 10 кВ; 2кронштейн для выводов 0,38 i
II
аппаратура. Оболочка Также выполнена из листовой стали. Преду-
смотрены двери для удобства обслуживания оборудования. Вводы
10 кВ выполнены через проходные изоляторы, установленные на
крыше КТП, выводы 0,38 кВ — на специальных кронштейнах.
В небольших количествах применяются мачтовые подстан-
ции, выполненные па П-образмой конструкции опоры. На опоре вы-
сотой около 6,5 м размещены предохранители, силовой трансформа-
тор и шкаф — РУ 0,38 кВ. Разъединитель устанавливается на конце-
вой опоре линии 10 кВ. Подстанции выполняются тупиковыми по
схеме 2 на рис. 5-3. Мощность трансформатора 25—100 кВ-A. Мач-
товые подстанции мощностью 160—250 кВ-А выполняются на
А—П-образпой опоре. Проекты подстанций выполняются в соответ-
ствии с рекомендациями типового проекта.
В ряде случаев проектируются закрытые трансформа-
торные подстанции. Как правило, проекты выполняются
с использованием серии типовых проектов закрытых подстанции,
разработанных институтом «Гидрокоммунэнерго».
5-3. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ 35/10 кВ
Исходные данные для проектирования подстанции 35/10 кВ при-
нимаются на основании схем перспективного развития электрических
сетей сельскохозяйственного назначения напряжением 35—110 кВ
области (края, республики) и схем развития электрических сетей
10 кВ района электрических сетей (РЭС). К этим сведениям относят-
ся: зона электроснабжения и район размещения подстанции, расчет-
ные нагрузки на шинах 10 кВ; схема присоединения подстанции
к энергосистеме с учетом сетевого и местного резервирования; коли-
чество и мощность трансформаторов; режим работы электрической
сети и требования к системной автоматике; уровень и пределы регу-
лирования напряжения иа шипах подстанции; данные, необходимые
для расчетов токов к. з.; требования по ограничению емкостных то-
ков замыкания иа землю и сведения по компенсации реактивной
мощности.
В обоснованных случаях сведения по расчетным нагрузкам, мощ-
ности и количеству трансформаторов, а также местоположение под-
станций уточняются при выполнении проектно-сметной докумен-
тации.
В проектах отражаются также вопросы ремонтно-эксплуатацион-
гили eiuctijiiiiiuuniiH 10.1^,1111, <1 THIiIIIO ДЦСПОТ'ЮрСИОГО II ТС1ПЮЛОГ11
ческого управления. Исходные материалы для этих целей принимают-
ся в соответствии с рекомендациями схем организации эксплуатации
сетей энергосистемы или предприятия электрических сетей.
Исходные данные по плавке гололеда на проводах и тросах воз-
душных линий принимаются по проектам последних.
Проектирование подстанций производится в основном по типо-
вым схемам первичных соединений. Основные требования к главным
схемам электрических соединений изложены в § 5-1. Главная схема
состоит из схем РУ 35 и 10 кВ. На рис. 5-11 приведена типовая
сетка схем РУ 35 кВ, составленная по типовому проекту
407-0-96 «Схемы электрических соединений подстанций 35—500 кВ»
института «Энергосетьпроект», утвержденного в 1972 г.
Перечень схем г у ба кь приведен в табл. 5-6.
Блочные схемы применяются на тупиковых и ответвительных
подстанциях, присоединяемых к линиям с односторонним и двусто-
102
Рис. 5-11.
103
Рис. 5-11. Сетка схем электрических соединений РУ 35 кВ по тппо
104
вому проекту 407-0-96.
105
ронним питанием. При этом схемы 35-7—35-9 на рис. 5-11 (линия— |
два трансформатора) применяются вместо схем 35-2—35-4 соответ-
ственно. когда замена поврежденною трансформатора (например, .
из-за плохих дорожных условий или большой удаленности) требует |
больше времени, чем это допустимо по условиям электроснабжения
потребителей.
Табл иц а 5-8
Перечень схем РУ 35 кВ по типовому проекту 407-0-96 (рис. 5-11) t
Номер схемы I Наименование
35-1 Блок линия — трансформатор с разъединителем (анало-
35-2 35-3 35-4 35-5 гична схеме 35-2, но без предохранителей) Блок линия — трансформатор с предохранителями То же, но с отделителем То же, но с выключателем .Мостик” с выключателем в перемычке и предохрани-
35-6 35-7 телями в цепи трансформатора То же, но с отделителями в цепи трансформатора Укрупненный блок линия — два трансформатора с предо-
35-8 35-9 35-10 хранителями То же, но с отделителями То же, но с выключателями „Мостик” с выключателем в перемычке и предохраните-
35-11 35-На 35-12 лями в цепях трансформаторов То же, ио с отделителями в цепях трансформаторов То же, но с выключателями в цепях трансформаторов Одна секционированная выключателем система шин с вы- ключателями в цепях трансформатора
Схемы 35-2 и 35-7 с предохранителями в цепях трансформатора
применяются в случаях, когда предохранители обеспечивают падеж-
ную и селективную защиту трансформаторов. Как правило, они мо-
гут применяться на подстанциях с трансформаторами мощностью
630, 1000 и 1600 кВ-А.
Схемы 35-3 и 35-8 с отделителями применяются для случаев,
" ттл тлг AVnonw QR О тт'ОЦ 7 тлГЧГ'ТТо ТТЛ ХГО ТТ/~> D ТТСТ»< OQTTJM'TUT ТП9ПГ-
форматоров невозможно использовать предохранители. Схемы 35-3 и
35-8 применяются, как правило, в I—IV районах по гололеду.
Схемы 35-4 и 35-9 с выключателями применяются, если невоз-
можно применение указанных выше блочных схем. Применение этих
схем должно быть соответствующе обосновано в проектах.
Мостиковые схемы применяются при осуществлении секциони-
рования линии 35 кВ с односторонним или двусторонним питанием
иа однотрансформаторных и двухтрансформаториых подстанциях.
Выбор соответствующей 'мостиковой схемы с предохранителями,
отделителем или выключателем в цепи трансформатора производится
аналогично рекомендациям, приведенным выше для подстанций
с блочными схемами РУ 35 кВ.
Ь 19/У г. институт «онергосетьцроект» разработал типовые про-
ектные решения «Схемы принципиальные электрические распредели-
те
тельных устройств 6—750 кВ» взамен типового проекта 407-0-96.
Важной особенностью этих схем является отсутствие разъедини-
телей в цепях трансформаторов с отделителями и короткозамыка-
телями. Функции разъединителей совмещены с функциями отдели-
телей. По этим схемам будут внесены дополнения и изменения как
непосредственно в конструкции КТП, так и в соответствующие типо-
вые проекты.
В табл. 5-9 приведены номера схем РУ 35 кВ по проекту прин-
ципиальных схем 1979 г. и аналогичных по проекту 407-0-96 1972 г.
(рис. 5-11), а также указаны отличия этих схем.
Т а б л и ц а 5-9
Отлнчие типовых схем РУ 35 кВ 1979 г. от аналогичных
схем 1972 г.
Е20 It
Номер схемы по типовому проекту 1979 г. Номер” анало- гичной схемы по типовому проекту 407-0-96 1972 г. Отличия схемы'1979 г.'"от схемы по проекту 407-0 96 1972 г.
35-1 35-1 Схема тождественна
35-2 35-2 Схема тождественна
35-3 35-3 Отсутствует разъединитель Отделитель с двумя заземляющими но- жами
35-4 — —
35-5 35-11 Отсутствуют разъединители в цепях трансформаторов. Отделители выполне- ны с заземляющими ножами со стороны трансформаторов. Разъединители вы- ключателей имеют два заземляющих ножа
35-9 35-12 Отсутствуют разрядники на сборных ши- нах. Разъединители шинного выключа- теля имеют два заземляющих ножа
Схема 35-4 — два блока с отделителями и неавтоматической пе-
ремычкой со стороны линии отсутствует в проекте 407-0-96. Схема
аналогична схеме 3t>-t>. только выключатель оо кв не устанавли-
вается. Схема применяется для тупиковых и ответвительных под-
станций, когда в первую очередь сооружается одна.линии и уста-
навливаются два трансформатора или при питании от двух линий.
При этом каждая из этих линий питает свой трансформатор и воз-
можна длительная работа с одним трансформатором до приезда
персонала для производства переключений при аварийном отключе-
нии одной из питающих линий 35 кВ. При питании двух трансфор-
маторов по одной линии разъединители в перемычке и линии могут
не устанавливаться.
К схемам РУ 35 кВ, составленным в 1979 г., имеются следую-
щие указания в части их применения:
Р '•.•.•’'лзy 1 ту 35 3 РТСЯ ПЗСНПТГ)РТУИП PV •СЧРТ vcta-
новки аналогичного блока без перемычки на стороне высшего на-
пряжения.
107
В схеме 35-3 допускается применение выключателя вместо отде-
лителя при наличии соответствующих обоснований.
В схеме 35-5 вместо отделителей и короткозамыкателей могут
устанавливаться при соответствующем технико-экономическом обо-
сновании масляные выключатели в цепях трансформаторов. Могут
также устанавливаться предохранители в тех случаях, когда это по
техническим условиям возможно. Допускается также установка
одного трансформатора на первый период эксплуатации.
На рис. 5-12 приведены схемы РУ 10 кВ для подстанции с одним
и двумя трансформаторами. Распределительное устройство для по-
следних выполнено с одинарной секционированной системой сборных
шин. Автоматика, предусмотренная на выключателе, обеспечивает
АВР. В этом случае при аварийном отключении одного из транс-
Рис. 5-12. Схемы электрических
соединений РУ 10 кВ подстан-
ций с выкатиыми элементами.
а — подстанция с одним трансфор-
матором; б — подстанция с двумя
трансформаторами.
ЮЗ
форматоров или питающей его линии 35 кВ обе секции шип полу-
чают питание от второго трансформатора.
Схемы (рис. 5-12) приведены для РУ со шкафами с выкатными
элементами. Число отходящих линий принимается в соответствии
с проектом подстанций. Трансформатор собственных нужд присоеди-
няется непосредственно к выводам трансформаторов при оператив-
ном переменном токе. При оперативном постоянном токе трансфор-
матор собственных нужд присоединяется к сборным шинам.
Рис 5-13. Установка шкафов КРН-П1-10. Блок I.
/ — шкафы КРН-1П-10; 2 —стойка; 3—шины; 4— изоляторы ПНУ-10; 5 —
светильник СПО-200; 6 — балка из швеллера № 10; 7 — светильник СЗЛ-590;
Л — шкаф отходящей линии; 77/ —шкаф трансформатора напряжения; Т —
шкаф трансформатора собственных нужд; В — шкаф ввода.
Большинство подстанций проектируют и строят с применением
серии КТП-35/10. Комплектные трансформаторные подстанции пред-
назначены для электроснабжения сельскохозяйственных потребите-
лей, а также могут применяться для электроснабжения промышлен-
ных и других объектов. Комплектная трансформаторная подстанция
состоит из следующих основных частей: ОРУ 35 кВ, силовых транс-
форматоров, РУ 10 кВ, состоящего из шкафов наружной установки
типа КРН-10 (рис. 5-13), а также комплекта устройства высокочас-
тотной связи и телемеханики. Номенклатура КТП-35/10 приведена
в табл, о-i и.
Эксплуатация предусмотрена с централизованным обслужива-
нием, без постоянного дежурства обслуживающего персонала на
подстанции. Комплектная трансформаторная подстанция 35/10 кВ,
техническая характеристика которой приведена в табл. 5-11, постав-
ляется комплектными узлами-блоками.
Завод-изготовитель поставляет блоки ОРУ 35 кВ, КРУ 10 кВ,
шкафы релейной защиты РШ, металлоконструкции для порталов и
фундаментов, шкаф противопожарного и эксплуатационного обору-
дования (табл. 5-12).
Открытое РУ 35 кВ комплектуется готовыми к монтажу на
строительной площадке блоками аппаратуры 35 кВ с соответствую-
щими металлоконструкциями и блокировкой Попускается постав-
лять отдельные блоки без смонтированных изделий с фарфоровой
изоляцией. На рнс. 5-14—5-17 приведены соответственно блоки вы-
Таблица 5-10
Номенклатура серии КТП-35/10
Обозначение
Номер схемы ОРУ 35 кВ
(рис. 5-11)
КТП-35/10-1Ха-(35-2)
КТП-35/10- (35-3)
КТП-35/10-1Ха-(35-4)
КТП-35/10-1Ха-(35-5)
КТП.35/10-1Ха-(35-6)
КТП-35/10-2)<а-(35-7)
КТП-35/ 10-2X^-435-8)
КТП-35/ 10-2Ха-(35-9)
КТП-35/10-2X0- (35-10)
КТП-35/10-2Х^-(35-11)
КТП-35/10-2Хсп-(35-11 а)
КТП-35/ 10-2Хсэ-(35-12)
35-2
35-3
35-4
35-5
35-6
35-7
35-8
35-9
35-10
35-11
35-Па
35-12
Примечания: 1. Цифры после напряжения означают количество и модность
трансформаторов (проставляется), кВ-А.
2. Прн низшем напряжении 6 кВ вместо цифры 10 проставляется цифра 6.
Таблица 5-11
Техническая характеристика КТП-35/10
Наименование показателя
Значение показателя
Номинальное/напряжение, кВ:
высшее
низшее
Тип трансформатора по ГОСТ 11920-73
Номинальная мощность трансформато-
ра, кВ-А
Количество трансформаторов, шт.
Исполнение и категория по
_ ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543-70
предельный СКВОЗВОН ЮК киршлиш
замыкания (амплитудное значение)
ОРУ 35 кВ, кА
Ток термической стойкости ОРУ 35 кВ
четырехсекундный, кА
Тип шкафов КРУ Ю кВ
Характеристика шкафов
KPH-III-10;
6 и 10
ТМН, а также ТМ
630 (только ТМ), 1000, 1600,
2500, 4000 и 6300
Один и два
У1
1 ie иилес
10
КРН-П1-10
Номинальный ток первичных цепей, А 630
Номинальный ток сборных шин, А 630
Номинальный ток отключения выклю- 20
чятеля. кА
Номинальный ток динамической стой- 52
кости первичных цепей, кА
НО
Нродолжение табл- 5-11
Наименование показателя
Значение показателя
Тип масляного выключателя и привода
Наличие выкатных элементов
Исполнение линейных выводов 10 кВ
Условия обслуживания
Способ защиты от воздействия окру-
жающей среды
Габаритные размеры шкафа, мм;
высота
глубина
ширина
Масса шкафов, кг:
отходящей линии
ввода
секционного выключателя
трансформатора напряжения
трансформатора собственных нужд
секционного разъединителя
Допустимое тяжение проводов, под-
ключаемых к шкафам, Н
ВМГ-10 с приводом ПП-67К
Без выкатных элементов
Шкафы имеют воздушные и
кабельные выводы
Двустороннее обслуживание
Исполнение КРУН брызго-
защищенное
2800
1600
1000
1170
1109
950
850
1125
650
Не более 1000 на фазу
Та блица 5-12
Перечень блоков ОРУ 35 кВ ьКТП-35/10
Наименование Номер блока Количество блоков по схеме ОРУ 35 кВ£на рис. 5-11
сч со 35-7 35-5 35-10 35-3 35-8 35-6 35-11 со 35-9 35-11а 1 35-12 1
РУ 10 кВ из 7 шкафов КРН-Ш-10 Шкафы секционные _ (2 шт.) шмф релейный; РШ-Х1* РШ-ХП I II III IV 1 2 1 1 1 2 1 1 1 1 2 1 2 1 1 1 2 1 1 2 1 2 1 2 1 1 2 1 1
РШ-ХШ V 1 2 2
РШ-XIV VI , 1 2 1 2
PUI-XV* VII — .— 2 2 2 2 2 4
PIII-XVI* VIII • , I 1 — 1 1 1
РШ-XVII IX __ 1 1 1 1 1 1 1 1 1
РШ-XVIII** X 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Щиток сигналов (2 шт.) XI 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Шкаф совмещенный, противопожарного и другого инвентаря XII 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Блок РВДЗ-2-35/1000. расстояние в осях полюсов 1 м XIV 1 2 2 2 1 2 2 2 1 2 2 6
Блок РНДЗ-16-35/1000, расстояние в осях по- люсов 2 м XV — — | | Г 1 | Г
111
Продолжение табл. 5-12
! Наименование Номер блока Количество блоков по схеме ОРУ 35 кВ на рис. 5-11
сч «А со ю со 8 1 _oi-se СО 35-8 <£> tn СО 35-11 со 35-9 35-11а 1 35-12
Блок РНДЗ-16-35/1000, XVI — — 2 4 — — 2 4 __ — 4 6
расстояние в осях по- люсов 1 м
Блок I1C-35M-VI. СТ 35. XVII I 2 1 2
РВС-35
Блок ВТ-35-630- 10У1 XVIII — — 1 1 — — 1 1 I 2 3 7
Блок ОД-35/630 XIX — — — — 1 2 1 2 — — — —
Блок КРН-35 XX — — — — 1 2 1 2 — — — —
Блок РВС-35 «а опоре XXI — — — — 1 2 1 2 1 2 2 —
(3 шт.) 2
Блок РВС-35 (3 шт.) иа XXII —
траверсе портала Блок 3HOM-35 РВС-35 XXIII — 2
(3 шт.) Блок 3HOM-35"* XXIV — —• 2 2 — — 2 2 — — 2 2
Блок НОМ-35 (2 шт.) XXV —
Блок ТВМ-35 н СТ-35 XXVI — — — — 1 2 1 2 — — —
(3 шт.) Блок СТ-35 (3 шт.) XXVII
Блок светильников СЗЛ XXVIII — — 2 2 —- — 2 2 2
(2 шт.) То же СПО-200 (2 шт.) XXIX 1 2 — — 1 2 — — 1 2 — —
Блок КО-10 и РВС-10 (3 шт.) Блок КО-10 (3 шт.) XXX XXXI I 2 1 2 1 2 1 2 1 2 2 2
Блок металлоковструк- XXXII 1 2 1 2
ций для трансформа- торов 1000 кВ-А То же 1600—6300 кВ-А XXXIII — — — — 1 2 1 2 1 2 2 2
Ограда внутренняя Ограда наружная 21X XXXIV XXXV 1 1 2 1 2 1 — — — 1 лг — — —
XI®.8 м XXXVI
Ограда наружная 25.2Х 1
Х25.2 м Ограда наружная 37,8Х XXXVII — — 1 1 — — 1 1 — — 1 I
Х-53,0 м
Траверса металлическая Траверса с молниеотво- XXXVIII XXXIX 1 2 4 4 1 2 4 4 1 2 4 6
дом Траверса шинных пор- XL 4
талов I 2 1 у — .— —. —
Блок трансформаторов Al_.ll
ТФН-35 (3 шт.)«" 1 2 1 2 — 1 2 — —
Коробка зажимов KK-1U Ящик ЯЗ-77 2 2 — — 2 2 — 2 3
•«РШ-XVI—для КТП с односторонним питанием, РШ-XV—с 'двусторонним пи-
танием; PUI-Xl—при направленной защите и АВР на шинах 35 кВ.
•• РШ-XVIII поставляется по согласованию с заводом-изготовителем.
*** ГэЛОК AA1V и ЯЩИКИ ДЗ-77 ДЛЯ схем 35-о и 44m диухлм-
роняем питании.
Решается в проекте.
112
ключателя ВТ-35, отделителя ОД-35/630, короткозамыкателя КРН-35
и разъединителя РЛНДЗ-2/35/1000.
Непосредственно па строительной площадке блоки ОРУ 35 кВ
устанавливаются на отдельна стоящих л.елезооетонных стойках типа
УСО с оголовком, предназначенным для крепления металлических
установочных конструкций и аппаратуры. Шкафы типа КРН-Ш-10
(рис. 5-13) представляют собой сварную жесткую бескаркасную ме-
таллоконструкцию. Каждый шкаф разделен на три отсека; аппара-
туры высокого напряжения, сборных шни и управления и релейной
защиты. Для обеспечения нормальных условий работы комплектую-
щей аппаратуры при температурах окружающей среды ниже темпе-
ратур, рекомендованных техническими условиями или стандартами,
устанавливаются в соответствующих отсеках подогревательные
устройства с автоматическим режимом работы. Подогревательное
устройство может также использоваться для предотвращения выпа-
дания росы на изоляцию. В этом случае осуществляется ручное
управление обогревом.
Конструкция шкафов обеспечивает локализацию аварии в пре-
делах одного шкафа нли монтажной единицы при горении дуги к. з.
в течение 1 с.
Распределительное устройство 10 кВ для однотрансформаторной
подстанции состоит, как правило, из семи шкафов серии КРН-Ш-10;
ввода, четырех отходящих линий и трансформатора собственных
нужд мощностью 25 кВ-A. Распределительное устройство 10 кВ
двухтрансформаторной подстанции состоит из 16 шкафов; двух вво-
дов, восьми отходящих линий; двух трансформаторов напряжения;
двух трансформаторов собственных нужд; секционного выключателя
и секционного разъединителя.
Для телесигнализации и телефонной связи с диспетчерским
пунктом предусматривается организация связи н телемеханики по
воздушной линии 35 кВ.
Аппаратура вторичных соединений ОРУ 35 кВ размещается
в специальных релейных шкафах наружной установки типа РШ.
Предусмотрена система блокировки от ошибочных операций
в РУ 35 и 10 кВ. Конструкция элементов ОРУ 35 кВ предусматри-
вает возможность установки блокировочных замков системы Ги-
нодмана.
Проектирование, строительство н монтаж подстанций с приме-
нением серии КТП-35/10 производится с привязкой типовых проек-
тов, а также рекомендаций, изложенных в «Техническом описании
п инырукцик ио моыажул» завода-изготовигеля.
Таблица блоков комплектации для разных схем соединений при-
ведена в табл. 5-12. В поставку завода-изготовителя пе-входят сле-
дующие изделия КТП: силовые трансформаторы, кабельные изделия,
подстапционная и линейная арматура, противопожарный инвентарь
н эксплуатационное оборудование, трубы для прокладки кабелей,
металлоизделия устройства заземления, провод для ошиновки ОРУ
и железобетонные изделия.
Ограда изготовляется заводом только из материала заказчика.
Для двухтрансформаторных КТП, поставляемых в две очереди,
ограда изготовляется в полном объеме с первой очередью.
Наряду с производством серии КТП-35/10 внедряются КТП, со-
Область применения КТПБ-35/10 аналогична области применения
КТП-35/10. Номенклатура КТПБ приведена в табл. 5-13. Пример
8—739 ИЗ
Рис. 5-14. Установка масляного выключателя ВТ-35-630-1 ОУ 1 с при-
водом.
/ — выключатель масляный; 2 — швеллер; 3 — шкаф с приводом; 4 — замок
блокировки.
Рис. 5-15. Установка отделителя ОД-35/630. Блок XIX.
1 — тяга; 2 — полюс ОД-35; 3 — металлоконструкция для ОД-35; 4 — тяга вер-
тикальная; 5 — тяга; 6 — металлоконструкция для шкафа; 7 — шкаф с при-
водом ПРО-1У1.
114
609 огог
TZS£
Рис. 5-16. Установка короткозамыкателя КРН-35. Блок XX.
1 — изолятор ИКО; 2 — трансформатор тока ТШЛ-0,5; 3 — вал соединитель-
ный; 4 — металлоконструкция для шкафа; 5 — короткозамыкатель КРН-35;
6 — металлоконструкция для КРН-35; 7 — тяга; 8 — шкаф с приводом.
г; 1*7 Vptssплрг" г~. дльттттттр 17 РНПЧ-Л 35^1000 О !?ЯСГ*ТОЯТТУ'!Г"Л
между полюсами 1 м. Блок XIV.
1 — металлоконструкция для РНДЗ-2-35/1000; 2 — полюс разъединителя; 3 —
тяга горизонтальная; 4 — тяга вертикальная; 5 — шкаф; 6 — хомут крепления
привода; 7 — привод.
8*
115
Таблица 5-13
Номенклатура КТПБ-35/10
Обозначение Номер типовой схемы, ОРУ 35 кВ иа рис. 5-11 Площадь, ограни- ченная оградой, м
КТПБ-35/10-35-3-1 Хет-34 35-3 23,5X13,5
КТП Б-35/10-35-8-2Ха-34 35-8 26,6X24
КТПБ-35/10-35-11 -2Ха-34 35-11 26,6X24
КТП Б-35/10-35-12-2Ха-34 35-12 32X31,5
Примечание. При низшем напряжении 6 кВ вместо 10 проставляется 6.
Таблица 5-14
Техническая характеристика КТПБ-35/10
Наименование показателя
Значение показателя
Номинальное напряжение, кВ:
высшее
низшее
Тип трансформатора по ГОСТ 11920-73
Номинальная мощность трансформато-
ра, кВ-А
Количество трансформаторов
Исполнение и категория по
ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543-70 '5
Предельный сквозной ток к. э. (ам-
плитудное значение) ОРУ 35 кВ, кА
Ток термической стойкости ОРУ 35 кВ
четырехсекундный, кА
Тип КРУ Ю кВ
Характеристика шкафов К-34
Номинальный ток сбооных шин. А
Номинальный ток первичных цепей
шкафов, А
Номинальны’ ток отключения выклю-
чателя, встроенного в КРУН, кА
Номинальный ток динамической стой-
кости первичных цепей шкафов, кА
Тип масляного выключателя
Наличие выкатных элементов
Исполнение линейных выводов 6(10) кВ
Условия обе чуживания
35
6 и 10
ТМН и ТМ
1000, 1600, 2500, 400!) и 6300
Один и два
У1
Не более 26
10
К-34
630
400, 630
10
25
ВММ-10
С выкатнымп элементами
Шкафы имеют выводы:
а) кабельные
б) воздушные (при по»
мощи приставки воз»
Двус торонпее обслуживав! ie
116
Продолжснш: табл. 5-14
Наименование показателя Значение показателя
Способ защиты от воздействия окру- жающей среды Габаритные размеры шкафов, мм Шкафы, кроме ВЧ связи и секциони- рования: Исполнение КРУН—брызго- защищенное
высота глубина ширина Шкаф секционной связи: 1500 1400 750
высота глубина ширина Шкаф ВЧ связи: 1530 1400 500
высота глубина ширина Высота шкафа с рамой (кроме шкафа ВЧ связи), мм 2610 1700 1350 1020
обозначения: КТПБ-35/10-35-8-2Х1000-34, где КТПБ — комплектная
трансформаторная подстанция блочного типа; 35/10—-напряжение,
35-8 — помер схем ОРУ 35 кВ (рис. 5-11), 2X1000 — количество и
мощность трансформатора, 34 — условное обозначение КРУ.
Номенклатура содержит только часть КТПБ, выполненных по
типовой сетке схем ОРУ 35 кВ (рис. 5-11).
Техническая характеристика серии КТПБ-35/10 приведена
в табл. 5-14.
Особенность этих КТП состоит в том, что как ОРУ 35 кВ, так
и РУ 10 кВ состоят из более укрупненных блоков, чем блоки, при-
нятые в упомянутой серии КТП-35/10. К таким блокам относятся
блок масляного выключателя с двумя разъединителями, блок разъ-
единителя. отделителя и короткозамыкателя н др.
Блоки выполняются в виде металлоконструкций со смонтирован-
ными и отрегулированными аппаратами, элементами ошиновки и мон-
тажных схем вторичных соединений. Блоки унифицированы и позво-
ляют комплектовать подстанции по типовым схемам ОРУ 35 кВ.
Металлоконструкции блоков обладают достаточной механической
прочностью и обеспечивают нормальные условия работы и транспор-
тирования на них аппаратуры. Применяется жесткая трубчатая са-
монесущая ошиновка. Для присоединения воздушных линий 35 кВ
предусмотрены порталы (устройства).
Распределительное устройство 10 кВ выполнено в виде укруп-
ненных блоков, состоящих из нескольких соединенных между собой
и полностью смонтированных малогабаритных шкафов серии К-34.
Компоновка КТПБ обеспечивает возможность выполнения выво-
ТПП qwwww ] f) pR gn*>nvniin-]vn и mfani.uwVH М о П’К’ЧП
шкафов, устанавливаемых на одну раму, не должно превышать дс-
сяти Каждая секция поставляется на отдельной раме. Для соеди-
нения двух секций применяется шкаф секционной связи
Н.7
Расчет токов короткого замыкания на подстанциях 35 и ПО кЕ
производится на конец последующей за рассматриваемой пяти-
летки.
При выборе схем электрических сетей 35 кВ учитываются тре-
бования по обеспечению селективности работы предохранителей
к релейной защиты с учетом возможности применения дистанцион-
ной защиты.
1-4. СОДЕРЖАНИЕ СХЕМ РАЗВИТИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ
СЕТЕЙ 10 кВ
Схемы развития сетей 10 кВ РЭС разрабатываются на 5-лет-
нюю перспективу, не считая года их составления.
Материал схем развития распределительных сетей 10 кВ пред-
назначается для использования при текущем и перспективном пла-
нировании развития линий электропередачи 10 кВ. Одновременно
схемы сетей 10 кВ являются исходным материалом для выполнения
техиорабочлх проектов строительства и реконструкции линий
электропередачи 10 кВ и выполняют роль их ТЭО.
Основными задачами схем развития сетей 10 кВ РЭС явля-
ются:
анализ существующей схемы электроснабжения потребителей
рассматриваемой зоны и технического состояния и параметров дей-
ствующих сетей 10 кВ, сроков (лет) сооружения отдельных участков
ВЛ, уровней напряжений и отклонений напряжений у потребителей
и технических данных установленного в сетях электрооборудования
и аппаратуры по материалам эксплуатационных организаций;
анализ существующих электрических нагрузок сельского хо-
зяйства и прочих потребителей в эоне действия сетей 10 кВ по
материалам замеров, выполняемых эксплуатационными организа-
циями;
обоснование расчетных электрических нагрузок с использова-
нием материалов планирующих организаций о развитии сельскохо-
зяйственных и прочих потребителей в рассматриваемой зоне;
разработка и технико-экономическое обоснование схемы раз-
вития сетей 10 кВ на рассматриваемый расчетный год, включая
выбор конфигурации сети н основных параметров линий электро-
передачи 10 кВ (сечений и марок проводов и кабелей) и выбор
средств регулирования напряжения и ьишисльацпд |№ийшшим
мощности;
расчеты режимов работы сетей 10 кВ, нормальных максималь-
ных и послеаварийных;
определение объемов строительства и реконструкции линий
электропередачи 10 кВ с выявлением конкретных объектов и оче-
редности их строительства или реконструкции;
оценка потребности в капиталовложениях на развитие линий
электропередачи 10 кВ в рассматриваемый период.
Схемы сетей 10 кВ выполняются в увязке с выполненными
или выполняемыми схемами сетей 35—ПО кВ областей (краев,
республик). Исходными опорными пунктами для питания сетей
in i-ч к cypm.-iv принимаются центры питания, намечаемые схе-
мами сетей 35—110 кВ. В схемах сетей 10 кВ на основе подробного
рассмотрения этих сетей уточняются места размещения, сроки
строительства, параметры и принципиальные схемы намечаемых
схемами сетей 35—ПО кВ новых ЦП.
10
В отдельных случаях н схемах сетей 10 кВ РЭС обосновы-
ваются новые (дополнительно к рекомендуемым схемам сетей
35—110 кВ) ЦП, а также необходимость исключения из схем се-
тей 35—110 кВ отдельных ЦП. Это учитывается при очередном
уточнении схемы сетей 35—ПО кВ.
При выполнении схем сетей 10 кВ учитываются схемы район-
ных планировок, которые намечается осуществить в перспектив".
Конфигурация сети 10 кВ, размещение новых ЦП, ппоходных ТП
10/0,38 кВ, секционирующих и распределительных пунктов выби-
рается с учетом пепспективы развития населенных пунктов.
При составлении схем сетей 10 кВ учитываются требования
(ограничения), накладываемые релейной защитой сетей (селектив-
ность и чувствительность зашит), а также основные требования по
осуществлению комплексной автоматизации н телесигнализации
сетей.
1-5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
НАГРУЗОК ЭЛЕМЕНТОВ СЕТЕЙ
В схемах развития сетей 35—ПО кВ областей, краев и респуб-
лик расчетные электрические нагрузки определяются на шинах
10 кВ каждого из ЦП на последний год рассматриваемой пятилет-
ки и на конец последующей за рассматриваемой пятилетки и со-
c^o"t из двух составляющих:
общей нагрузки ЦП, за исключением нагрузок вновь вводимых
крупных потребителей;
нагрузки вновь вводимых в зоне ЦП крупных погэе^птслой:
животноводческих комплексов, птицефабрик, тепличных комбина-
тов, объектов электромащинного орошения и других пптребятслл!”
с единичной расчетной нагрузкой примерно Р00 кВт я более.
Первая составляющая нагрузки ЦП определяется по факти-
чески достигнутой нагрузке До на каждом из действующих ЦП
(по данным замеров) и коэффициенту роста нагрузок, определяе-
мому по Формуле (1-1).
Вторая составляющая нагрузки ЦП определяется:
а) для животноводческих комплексов, конкретные проекты ко-
товых закончены ко времени разработки схемы и нагрузки в кото-
рых определены с учетом специальных указаний по оппечсле'”по
-аплХТППЧОСКЧХ H3rpV3OK ЖИВОТНОВОДЧерт<ИХ Т<ИмПЛ^ктз----по пяттпь»?д
ппосктов комплексов, выполненных ппоектпыАлч о пг-> пиония-
ми системы Минсельхоза СССР, Союзсельхочтехники и Рорстрпрв
° сто? пых республик:
б) л.чч всех остальных животного терских комплекта. г^пои-
течьство и п.асптппптхттр которых планируется в рассматриваемой
пятилетке, согласно данным табл. 1-3;
в) члч всех других крупных сельскохозяйственных н нрсель-
сиохлзяЙстреяных потпебителей. предусматриваемых к строитель-
ству ч рассматриваемый период.— по данным соотво^ствуютинх сб-
лаотпых (кг>?с«ых, nprnv6 лика неких) плановых о^анов и с исчо.чь-
зовя^ием пока зате ей, привеченных в таб-т. 1-4—1-Я,
Т<Угч^\гЬгЬтхут ттогт-г г»ол’т’»э Ty?rT*V?OTf НС T6'T’PT’7’.’rC’”7*’V ТТПГ ~~ т.-г—',<дт-
пинаемый перпол определяется по слелующей формуле:
Ач— А’^--Аг\,^
Кр= (6,95-4-6,97)-------^А^'
11
Аппаратура вторичных соединений размещается в КРУН или ре-
лейных шкафах, установленных на блоках ОРУ. Кабельные комму-
никации вторичных соединений выполняются в виде подвесных ме-
таллических лотков. Лотки подвешиваются на металлических кон-
струкциях блоков, шкафов и на кронштейнах на высоте 2 м от
земли. Защита КТПБ от прямых ударов молнии осуществляется
молниеотводами, устанавливаемыми на концевых опорах ВЛ, и
должны удовлетворять требованиям действующих нормативных до-
кументов.
Наружное освещение выполняется светильниками, устанавливае-
мыми иа элементах порталов ОРУ 35 кВ. Ревизия и ремонт активной
части трансформаторов выполняется вне площадки подстанции
с использованием автокранов.
В комплект поставки КТПБ-35/10 входят: блоки ОРУ 35 кВ,
КРУ 10 кВ типа К-34, элементы ошиновки ОРУ и силовых транс-
форматоров, устройства освещения, инвентарные ремонтные ограж-
дения блоков, устройства для прокладки кабелей, шкаф для обору-
дования и противопожарного инвентаря, устройство для присоеди-
нения воздушных линий 35 кВ, запасные части, элементы крепления
ошиновки, освещения и др.
В поставку завода-изготовителя КТПБ не входят: силовые
трансформаторы, оборудование и аппаратура ВЧ связи и телемеха-
ники, кабели связи, силовые и контрольные кабели, натяжные гир-
лянды, сборные железобетонные элементы, устройства заземления.
Типовой проект подстанции с применением КТПБ-35/10 не разра-
батывался.
5-4. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ 110/10
И 110/35/10 кВ
Проектирование н строительство подстанций производится
в основном на базе применения блочных КТП типа КТПБ-110/10
и КТПБ-110/35/10 с одним и двумя трансформаторами мощностью
до 16 000 кВ-А. Схемы электрических соединений подстанций при-
няты по типовому проекту 407-0-96 (1972 г.). На рис. 5-18 приве-
дены схемы ОРУ ПО кВ КТПБ напряжением НО и 110/35/10 кВ.
На этих схемах изображены также сборные шины и вводы РУ
10 кВ. На рис. 5-19 изображена главная схема электрических соеди-
нений КТПБ-110/35/10 с одним трансформатором. Перечень типовых
схем РУ ПО кВ приведен в табл 5-15
Блочные схемы НО кВ применяются на тупиковых или ответ-
вительных подстанциях, присоединенных к одной или двум линиям
с односторонним или двусторонним питанием.
Схема 110-5 применяется при сооружении в первую очередь
одной линии и установке двух трансформаторов пли когда возмож-
на длительная работа с одним трансформатором на время, необхо-
димое для приезда персонала и производства переключений при
аварийном отключении одной из питающих линий 110 кВ. Транзит
через подстанцию не допускается.
Схема 110-6 применяется, когда необходимо автоматическое вос-
становление питания трансформатора погле автоматического отклю-
чения его питающей линии ПО кВ. Допускается применение двух
'’дтс отключение, другби Да imuiwhяие. пришиуг-
ствпи отделителя с приводом двустороннего действия. Транзит через
подстанцию не допускается.
118
Таблица 5-15
Перечень типовых схем РУ ПО кВ
Номер схемы по типовому проекту 407-0-96 1972 г. Номер аналогичной схемы по типовому проекту 1979 i* Наименование схемы Отличие схемы 1979 г. от схемы по проекту 407-0-96 1972 г.
110-1 110-1 Блок линия—трансформа- тор с разъединителем Схема тождественна
110-3, рис. 5-18. схема 1 110-3 Блок линия—трансформа- тор с отделителем Схема тождественна
110-5 рис. 5-18, схема 2 110-4 Два блока с отделителя- ми и неавтоматической перемычкой со стороны линии Отсутствуют разъеди- нители в цепях тран- сформаторов. Отделители с заземля- ющими нотами со стороны трансформа- торов , ра зъедините- ли в мостике с дву- мя заземляющими ножами
110-6 рис. 5-18, схема 3 нет Два блока с отделителями и автоматической пере- мычкой со стороны тран- сформаторов
110-8 рис. 5-18, схема 4 110-5 Мостик с выключателем в перемычке и отделите- лями в цепях трансфор- маторов Те же, что в схеме 110-4
Мостиковая схема ИО-8 'применяется при секционировании ли-
нии подстанции с односторонним и двусторонним питанием.
В табл. 5-15 приведен также перечень типовых схем РУ 110 кВ
с обозначением номеров схем по типовому проекту 407-0-96, а так-
же номера по новым схемам, разработанным в 1979 г. институтом
Энергосетьпроект: «Схемы принципиальные электрические распре-
делительных устройств 6—750 кВ». По новым схемам будут внесены
соответствующие изменения в конструкции КТПБ.
Номенклатура КТПБ с трансформаторами мощностью до
16 000 кВ-А приведена в табл. 5-16.
В обозначениях КТПБ, изготавливаемых в настоящее время
куйбышевским заводом «Электрощит» (табл. 5-16), указываются
также номинальные значения напряжений, номер схемы ОРУ ПО кВ,
число и мощность трансформаторов (проставляется), а также номер
серии шкафов КРУ 10 кВ.
Г.'-ГГГС- НПИСПП ..П va-.rw........1........ — ----
....... / , - —— j— пл и.
по следующим схемам ОРУ НО кВ: блочным 110-5 (рис. 5-18, схе-
ма 2) и 110-6 (рис. 5-18, схема 3) и «мостик» с выключателем 110-8
119
i
il|—ШППР» —•
Рис. 5-18. Схемы электрических
/ — схема 110-3; 2 — схема П0-8|
120
соединений ОРУ НО кВ.
Л —схема 110-6: 4 — схема 110-0.
1Й1
Рис. 5-19. Главная схема электрических соединений
КТПБ-110/35/10-3-1X С-37.
Таблица 5-16
Номенклатура КТПБ-110/10 и КТПБ-110/35/10
Обозначение Мощность одного уста- навливаемого транс- форматора. кВ-А Размеры пло- щадки в пре- делах ограды, м
КТПБ-110/10-3-1X^-37 2500 , 6300, 10 000, 15X28,2
16 000
КТПБ-110/10-5-2X^-37 2500—16 000 24X40,2
КТПБ-110/10-6-2ХСЗ-37 2500—16 000 24X40,2
КТПБ-110/10-8-2X^-37 2500—16 000 33X52,2
КТПБ-110/35/10-3-1 Х<=з-37Л 6300, 100 000, 15X43,2
16 000
КТПБ-110/35/10-5-2X^-37 6300—16 000 30X 58,2
КТПБ-110/35/10-5-2Ха-37Л 6300—16 000 33X55,2
КТПБ-110/35/10-6-2X^-37 6300—16 000 30X55,2
КТПБ-110/35/10-6-2Ха-37Л 6300—16 000 33X52,2
ктпп ? tn/35/ю ? £><-- 37Л U*JVU IV VUU 3c>xbI
Примечания: 1. При иизшем'напря>кгчии 6 кВ вместо 10 проставляется 6.
2. Мощность трансформаторов проставляется в обозначении.
122
Таблица 5-17 Техническая характеристика КТНБ-110/10 и КТПБ-110/35/10
Наименование показателя Значения показателя
КТПБ-110/10 КТПБ-110/35/10
Номинальное напряжение, кВ: высшее НО НО
среднее — 35
низшее 6 и 10 6 и 10
Число трансформаторов Один о два
Мощность трансформаторов 2500, 6300, 6300, 10 000,
10 С00, 16 000 16 000
Исполнение и категория по У1 У1
ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543-70 Предельный сквозной ток ко- роткого замыкания (ампли- тудное значение), кА: ОРУ ПО кВ 42 42
ОРУ 35 кВ — 26
КРУП 10 кВ 52 52
Серия шкафов КРУН 10 кВ К-37
Характеристика шкафов К-37 Номинальный ток сборных 1000
шин, А Номинальный ток пеовичных 630, 1000
цепей шкафов, А Номинальный ток отключения 20
выключателя, встроенного в КРУН, кА Номинальный ток динами- 52
ческой стойкости первич- ных цепей шкафов, кА Наличие выкатных элементов С выкатными элементами
Условия обслуживания Двустороннее обслуживание
Исполнение линейных выво- Воздушные и кабельные выводы
дов Способ защиты от возденет- Исполнение КРУН- -брызгозащищенное
вия окружающей среды
123
(рис. В-18, схема 4). Распределительное устройство 35 кВ выпол-
няется со сборными шипами, секционированными выключателем, по
схеме 35-12 (рис. 5-11). Распределительное устройство 10 кВ также
выполняется по схеме с секционированным выключателем сбор-
ных шин.
КТПБ состоят нз ОРУ 110 кВ и РУ 35 кВ, состоящих из про-
странственных блоков, и КРУ Ю кВ, выполненного нз шкафов на-
ружной установки серии К-37. При этом КТПБ с боковым располо-
жением КРУН 10 кВ обозначается буквой «Л» (левый). При рас-
положении КРУН перед трансформатором обозначение <Л» не ста-
вится.
Техническая характеристика КТПБ приведена в табл. 5-17.
Открытые РУ 110 и 35 кВ компонуются из отдельных блоков,
на которых смонтированы н отрегулированы аппараты соответствую-
щего напряжения и элементы вторичных соединений. Смежные бло-
ки объединены посредством железобетонных лежней в единые кон-
структивные элементы ОРУ. К таким блокам 110 кВ относятся блок
короткозамыкателя и разрядников, блок отделителя, блок разъеди-
нителя, блок опорных изоляторов П др.
В качестве РУ 10 кВ приняты однорядные KPS'И серии К-37.
Шкафы К-37 устанавливаются на настил из сборных железобетон-
ных плит. Плиты укладываются па металлические балки, а балки —
на железобетонные лежни.
Выводы линий 10 кВ из КРУП выполняются воздушными и ка-
бельными. Для обеспечения прокладки отходящих кабельных линий
шкафы КРУН устанавливают над уровнем площадки КТПБ на вы-
соту до 1 м.
Конструкции предусматривают беспортальное присоединение
КТПБ к концевым типовым металлическим опорам воздушных ли-
ний 35 и НО кВ. Концевые опоры устанавливаются вблизи ограды и
используются также для молниезащиты КТПБ. На концевых опорах
ВЛ для этих целей устанавливаются специально сконструированные
молниеотводы.
Освещение территории подстанции осуществляется светильника-
ми, установленными на опускаемых кронштейнах, закрепленных на
конструкциях ОРУ.
Компоновки однотрансформаторных КТПБ не предусматривают
возможности дальнейшего расширения их в двухтрансформаторные.
Knunnu™™ "°;'Х^р2Псфор"ДТСр::”Д КТПБ nu еиоруже-
ние подстанции в две очереди.
В качестве оперативного тока принят переменный ток. Опера-
тивным током перемычки НО кВ в схеме «мостика» с выключателем
принят выпрямленный. Устройства защиты, управления, измерения,
сигнализации и автоматики размещены в релейных шкафах КРУН
10 кВ. Устройства ВЧ связи и телемеханики размещаются в утеп-
ленном шкафу. В этом шкафу размещается также противопожарный
и эксплуатационный инвентарь. Исключение составляет КТПБ с ОРУ
по схеме «мостика» с выключателем. Для этих подстанций аппара-
тура упомянутых устройств размещается на типовых панелях, уста-
навливаемых в индустриально изготавливаемом здании общепод-
станционного пункта управления (ОПУ).
КТПБ иичавляются заводом комплектно в виде блоков и укруп-
ненных узлов, полностью подготовленных к монтажу и сборке.
В поставку завода-изготовителя КТПБ не входит ряд элементов.
К ним, в частности, относятся силовые трансформаторы, оборудова-
124
нне связи и телемеханики, силовые и контрольные кабели, сборные
железобетонные изделия, ограждение. Эти элементы поставляются
па строительную площадку соогвеютл ющтши завидами-иагиювнте-
лями, как это предусмотрено и для других конструкций 1\ТП.
РАЗД ЕЛ Ш ЕС Т О И
Оборудование, аппаратура
и материалы
6-1. СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ
Силовые трансформаторы изготовляются однофазными и трех-
фазными, двухобмо точными и трехобмоточными. В табл. 6-1 приве-
дены параметры и характеристики од! офазных двухобмоточных транс-
форматоров. Однофазные трансформаторы применяются преимущест-
венно при небольших нагрузках удаленных потребителей.
Параметры основных типов трехфазных двухобмоточных транс-
форматоров, используемых на разных типах подстанций, приведены
в табл. 6-2—6-4.
Обозначение типов трансформаторов состоит из букв и цифр:
буквы определяют устройство трансформаторов, а цифры — номи-
нальную мощность (числитель дроби) и высшее напряжение (знаме-
натель дроби).
Буквенные обозначения идут слева направо и расшифровывают-
ся следующим образом:
О — однофазный 1
: число фаз (первая буква)
Т — трехфазный /
Р — расщепление обмотки на две (после числа фаз)
М — естественное масляное )
Д—масляное с дутьем и естественной циркуля-
цией масла
ДЦ — масляное с дутьем и принудительной цирку-
ляцией масла
вид охлаждения
Т — трехобмоточный, если число обмоток больше двух (после
обозначения вида охлаждения)
Н — выполнение одной из обмоток с устройством РПН
Г — грозоу порность трансформатора
К — закрытый кабельный ввод па ВН
А — автотрансформатор (ставится в начале обозначения)
Л — линейный трансформатор (первая буква)
В — иоилсдоваг елсно1й pei у лировочный трансформатор (первая
буква)
РПН — регулирование под нагрузкой
Г1БВ — переключение без возбуждения
Т — тропическое исполнение (после обозначения напряжения).
125
Таблица 6-!
Параметры однофазных двухобмоточных
трансформаторов (ТУ 34-1385-75)
Напряжение
обмоток, кВ
Масса,
кг
Тип транс-
форматора
Потери,
Вт
% от но-
миналь-
Габариты, мм,
длинах высо-
таХширина
ВЫ НН
ного
ОМ-4/10 4 6, 10 0,4, с от- ветвле- 55 140 '.IA 8 600Х750Х Х530 150 54
ОМ-10, 10 40 6, 10 нием 0,23 0,4, с ответ- влением 0,23 90- 300 44 604Х750Х Х530 165 50
Таблица 6-2
Основные технические данные трехфазных двухобмоточных
силовых трансформаторов .мощностью 25—630 кВ-А
(по ГОСТ 12022-76)
Тип Но «шальная мощность, кВ А Сочетание напряжений Схема и группа соединений обмоток Потери, Вт Hai ряжение короткого замыкания, «к, % Ток холостого хода 1 , % , Х /0 ном Вид переключения от- вет! лений обмоток
холостого хода короткого замыка- ния
вн НН
V HHdtodX уро дань Б
ТМ 25 6 пля 10 0,4 У Ун-0 У ZH-11 130 135 600 690 4,5 4,7 3,2 ПБВ
ТМ 40 6 или 10 0,4 у ун-о y/ZH-ll 175 190 880 1000 4,5 4,7 3,0 ПБВ
ТМ 63 6 ИЛЛ 10 0,4 У/Ун-0 y/ZH-ll 240 265 1280 1470 4,5 4,7 2,8 ПБВ
ТМ 100 6 или 10 0,4 У/Ун-0 y/ZH-ll 330 365 1970 2270 4,5 4,7 2,6 ПБВ
ТМ 100 35 0,4 У/Ун-0 V/7-11 420 465 1970 9970 6,5 6 S 2,6 ПБВ
ТМ, ТМФ 160 6 или '° 0,4 У/Ун-0 510 565 2650 4,5 2,4 ПБВ
126
Продолжение табл. 6-%
Тип Номинальная мощность, кВ-А Сочетание напряжений Схема и груп- па соединений! обмоток] Потери, Вт Напряжение короткого замыкания, ик, % С/ Ток холостого хода 1*, % ^ном Вид переключения от- | ветвлений обмоток
холостого хода короткого замыка- ния
вн НН
уровень А уровень Б
ТМ, » 6 или 0,69 Д/Ун-п 510 565 3100 4,5 2,4 ПБВ
ТМФ 10 0,4 Д/2н-11 3100 4,7
ТМ 35 0,4 У/Ун-о 620 700 2650 6,5
0,69 Д/Ун-11 3100 6,5
0,4 У/Zh-ii 3100 6,8
ТМ, 250 6 или 0,4 у/у„-0 740 820 3700 4,5 2,3 ПБВ
ТМФ 10 0,69 Д/У.,-11 4200 4,5
0,4 y/ZH-l 1 4200 4,7
ТМ 35 0,4 у/ун-о 900 1000 3700 6,5
0,69 Д/Ун-П 4200 6,5
0,4 У/Zh-II 4200 6,8
ТМ, 400 6 или 0,4 У/Ун-0 950 1050 5500 4,5 2,1 ПБВ
ТМФ, 10 0,4 Д/Ун-и 5900 И
ТМН 0,69 Д/Ун-Н 5900 РПН
ТМ, 35 0,4 У/Ун-0 1200 1350 5500 6,5
ТМН 0,69 Д/Ун-Н 5900
ТМ, 630 6 или 0,4 У/Ун-0 1310 1560 7600 5,5 2,0 ПБВ
ТМФ, 10 0,4 Д/Ун-Н 8500 И
ТМН 0,69 Д/Ун-Н 8500 РПН
ТМ, 630 35 0,4 у/у.,-0 1600 1900 7600 6,5 2,0 ПБВ
ТМН 0,69 Д/Ун-п 8500 И
ТМН 6,3 У/Д-И 7600 РПН
11 7600 РПН
Таблица 6-3
Основные технические'^данные трехфазных
двухобмоточных силовых трансформаторов
шищнистью iuuu—1UUVU кЬ-А (по 1 oci livzv-lis)
Тип Номинальная мощность, кВ-А Сочетание напряжений Схема и группа сое- динений обмоток Потери, Вт Напряжение короткого замыкания «к, % Ток холостого хода i , о/ г х /0 ном Вид переключения от- ветвлений обмоток
холостого хода короткого замыка- ния
вн НН
уровень А । уровень Б
ТМ, ТМН 1000 10 0.69 10 50 У/Ун-0 н 2.1 2.45 !?’? 5,5 1.4 ПБВ и ТУГТГ-Т
ТМ, ТМН 1000 35 0,69 11,00 У/Ун-0 2,35 2,75 12,2 . И,6 6,5 1.5 ПБВ И РПН
127
Продолжение табл. 6-3
Тин Номинальная мощность, кВ-А Сочетание напряжений Схема и Потери, Вт Напряжение короткого аамыкаиия % U - нот Тек зижстого хода i । % ? ЯСЯ! Вид переключения от- ветвлений обмоток
ХОЛОСТОГО хода короткого замыка- | НИЯ
вн НН
динений обмоток уровень А уровень Б
тм, тмн 1600 10 0.69 6,30 У/У„-0 и д/ун-п 2,8 3.3 18,0 16,5 5.5 м ПБВ и РПН
тм, тмн 1600 35 0,69 11,00 У/Ун-О 3,1 3,65 18,0 16,5 6.5 1.4 РПН и ПБВ
тм, тмн 2500 10 0,69 10,50 д/ун-п 3,90 4,6 25,0 23,5 5,5 ПБВ и РПН
тм. тмн 2500 35 0,69 11,00 у/ун-о 4,35 5.1 25,0 23,5 6.Г- * л ПБВ и РПН
тм, тмн 4000 10 6,30 У/Д-11 5,45 6,4 33,5 6,5 6,9 ПВВ и РПН.
тм, тмн 4000 35 11.00 У/Д-И 6.7 33,5 7,3 1.6 ПВВ и РПН
тм, тми 6300 10 6,30 У/Д-11 7,65 9,0 46,5 6,5 0,8 ПБВ и РПН
тм, тмн 6300 35 11,00 У/Д-11 8,00 9,4 46,5 7,5 0,9 ПБВ и РПН
тд 10 000 38.5 10,50 У/Д-11 12,3 14,5 65,0 7,5 0,8 ПБВ
Таблица 6-4
^Основные технические характеристики трехфазных
; двухобмоточных силовых трансформаторов с
.иным магнитопроводом (по ТУ 16-517.884-75)
Значение параметра для трансформаторов типов
Параметр ТМЕ М-160/6-75У1 >5 э к ТМЕ М-250/6-75У1 ТМЕ М-250/10-75У1
Номинальное напряжение обмотки ВН, кВ Номинальное напряжение об- мотки НН, кВ Напряжение ступеней регу- лирования, кВ Схема и группа соединения обмоток Потери холостого хода, кВт Ток холостого хода / , % ЛЮ.. Потери короткого замыкания, кВт Напряжение Kopin-кого за мыкания и„, %ПНОМ 6 0,4 6,3-6,15— 6,0— 5.85—5.7 У/УоО y/z0-n 0,46 0,5 4.5 10 0,4 10.5—10,25— 10,0—9,75— *'9,5 У/у0 о y/Zell 0,46 0,5/ 2,05 4,5 6 0,4 6,3-6.15- 6,0- 5,85—5,7 У/Уе-0 y/z, 11 0,66 0,5 t 4.5 10 0,4 10.5—10,25— 10.0—9,75— 9,5 У/У-оО У/Zo11 0,66 0,5
128
Схемы
соединения обмоток
НН
Cube
ВН
АВС
Л Y Z
А
X У 2
а Ь с
В С
X У Z
О А
о
Г-.Х--Г
У Z
У___£
Рис. 6-1. Схемы и группы соединений обмоток трехфазных двух-
обмоточных трансформаторов.
В С
У___£
b с
Схемы соединения обмоток трехфазных двухобмоточных транс-
форматоров показаны на рис. 6-1, а общий вид — на рис. 6-2 и 6-3.
На некоторых районных подстанциях применяют трехфазные
трехобмоточные трансформаторы (табл. 6-5, рис. 6-4).
У трехобмоточных трансформаторов напряжением 6,3 кВ и выше
имеются встроенные трансформаторы тока.
Трансформаторы мощностью 10 000 кВ-А и выше выпускаются
с форсированным воздушным охлаждением (дутьем). Каждый радиа-
тор обдувается двумя крыльчатыми вентиляторами, приводимыми
в действие асинхронными электродвигателями. Вентиляторы вклю-
чаются при температуре верхних слоев масла в трансформаторе
55°С -и отключаются при снижении температуры масла до 50°С.
д/лелх ридпт спели пеги шчл! upon мЫПуС
каются на напряжение 220, 380 и 500 В мощностью 250 Вт, часто-
той вращения 1450 об/мин, cos <р=0.8, к. п. д. 70%.
9—73 9 129
Рис. 6-2. Общий вид трехфаз-
ного двухобмоточного транс-
форматора типа
ТМВМ-160/6-10-75У1.
Рис. 6-3. Общий вид трансфор-
матора типа ТМ-1600/35А.
Техническая характеристика трехфазных трех)
Тип тра нсформатора^ Номинальная мощ- ность, кВ. А Сочетание напряжений, кВ Потери, кВ На пряжение мыкания
вн сн НН Л- 4J ЛЛЛ/ДС! копоткого за- мыкания ДЛЯ
уровень А уровень В вн—сн
тмтн ТДТН или ТМТН 6300 1000 18 000 35, ОС ЧА 7F. 10.50; 13 80; 15,75 6,3 10 16 23 12 19 9R 55 75 115 7,5 8,0 (16,5)* я л (16,5)*
• В с’пкп «лчи'п к. •» чпи пз гонении расположения обмоток СН и
Размер дан 1с». чета ялсэгы и массы тпагк-форматоров тока, устанавливаемых на
400 кг.
J30
Рис. 6-4. Схемы и группы соединений обмоток трехфазных трехоб-
мстсщгых трапсфсрмдторез
Силовые трехфазные масляные трансформаторы общего назначе-
ния с переключением без возбуждения (ВН±2Х2,5%) предназначе-
ны для эксплуатации в районах с умеренным климатом категории
размещения 1 в условиях, соответствующих ГОСТ 15150-69, при
высоте установки над уровнем моря не более 1000 м и температуре
окружающего воздуха от —45° до +45Г'С.
Срок службы трансформатора не менее 25 лет. Вероятность без-
отказной работы при доверительной вероятности 0,8 за наработку
24 000 ч должна быть ие менее 0,96
обмоточных три неф трмэтороз (ГОСТ 11923-73) Т а б т и ц а £6-5
короткого за- °К’ гада, Габаритные размеры, мм, не более
обмоток с Пределы регу- с Полная
вн-нн сн-нн Ток холосто 0/ /о ли/с'зания на пряжения 2 с к св 1 с е Высота до крышки Длина Ширям масса, т, не более
7,5 16,0 1,20 +6X1,5% 4500 2800** 5200 4300 26,5**
16,5 (8,0)* 7,0 1,00 ГТ гтг- ±8Х ' />% 5200 г—лг» 3050 О 4ПЛ 6000 4300 35,0
(8,0)* | 1
НН относительно стержня магннтлпроводэ. крынке тралсфэр’лзгэра. При к •'г-ипвкс ные т 1 увеличив 5? гея на 500 мм. а масса иа
6-2. ОБОРУДОВАНИЕ И АППАРАТУРА ВЫШЕ 1000 В
ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА
Трансформаторы тока типов ТПЛ-10, ТПЛУ-10, ТПОЛ-Ю с ли-
той изоляцией применяют в закрытых электроустановках с номи-
нальным напряжением 6; 10; 11,5 кВ. Номинальный вторичный ток
5 А. Технические данные этих трансформаторов (рис. 6-5) приведе-
ны в табл. 6-6 н 6-7.
Внешняя вторичная нагрузка,0м
Рис. 6-5. Кривые 10%-ной кратности трансформаторов тока типа
ТПЛ-10, ТПЛУ-10, ТПОЛ-Ю.
1 — ТПЛ-10 и ТПЛУ-10; 2 —ТПОЛ-Ю при 600 А; 3 —ТПОЛ-Ю при 800 А.
Рис. 6-6. Кривые 10%-ной крат-
ности трансформаторов тока
типа ТКЛН-10.
132
Таблиц» 6-6
Технические данные и масса трансформаторов тока типа ТПЛ-Ю,
ТПЛУ-10 и ТПОЛ-Ю (ГОСТ 7746-68, ТУ 16.517.883-74
и ТУ 16.517.387-75)
Тип и вариант исполнения s Номинальный jiep-j вичный гокГА Односеку ндна я термическая . стойкость ч (кратность) Динамическая стойкость (кратность) Масса, кг
ТПЛ-Ю-Р 5, 10, 15, 20, 30, 40, 50, 75, 90 250 10
100, 150, 200
300 90 175
400 70 165
ТПЛ-Ю-О.б/Р 5, 10, 15, 20, 30, 40, 50, 75, 90 150 1G
100, 150, 200
ЗОи uU 1 / 5
400 70 165
ТПЛ-Ю-Р/Р 5, 10 15, 20, 30, 40, 50, 75,“ 90 250 17
100, 150, 200
300 90 175
400 70 165
ТПЛУ-Ю-Р 10, 15, 20, 3-.) 120 250 11
ТПЛУ-10-0.5/Р 40, 50, 75 17
ТПЛУ-10-Р/Р 100 19
ТПОЛ-10-Р 600, 80и 65 160 15
ТПОЛ-Ю-0.5/Р 600, 800 65 1С0 16
ТПОЛ-Ю-Р/Р 600, 800 65 160 17
Таблица и6-7
Характеристика сердечников трансформаторов |Тока типа ТПЛ-10,
ТИЛУ-10 и Г ’ЮЛ-10
.Тип Обозначение сердечника Вторичные нагрузки, при которых обеспечивается класс точности 10%-ная кратность при номи- нальной нагрузке
0,5 1 3
Ом В-А O.J В-А Ом В-А
ТПЛ-10 ТПЛУ-10 ТПОЛ-Ю (Лом = 600 А) ТПОЛ-Ю (Лом =800 А) 0,5 Р 0.5 Р 0,5 Р 0,4 0,6 0.4 0,6 0,4 0,6 10 15 10 Ю 10 15 0,8 1,0 0.8 1,0 0,8 1,0 20 ?5 20 2о 20 25 — 30 - 30 30 7 15 17 21 15 25 «6
13:
Таблица 6-8
Технические характеристики и масса трансформаторов тока
типа ТКЛН-10 (ГОСТ 7746-68, ТУ 16.517.639-72)
Тип и'вариант испол- нения Номинальный пер- вичный ток, А Односекундная термическая стой- kocti. (кратность) Динамическая стойкость (крат- ность) 10%-ьая кратность rLvr.virinatiionun нагрузке Номинальная вто- ричная нагрузка, Ом Класс точности сердечника Масса, кг
ТКЛН-10-0.5/Р ТКЛН-Ю-Р/Р 10, 15, 20, 30, 40, 50, 75, 100, 150 и 200 10, 15, 20, 30, 40, 50, 75, 100, 150 и 200 50 50 100 100 1 1 г, 0,4 0,6 0,5 3,0 20 20
Трансформаторы тока типа ГКЛН-10 — катушечные с литой изо-
ляцией, применяют в наружных электроустановках с номинальным
напряжением 10 кВ. Номинальный вторичный ток 5 А. Технические
данные ТКЛН-10 приведены в табл. 6-8, а кривая 10%-ной кратно-
сти показана на рис. 6-6.
Таблица 6-9
Технические данные трансформаторов тока типа ТФИ-35М
(ТУ 16.517.646-76)
Тип ’ Номиналь- ный первич- ный ток, А Односекунд на я тер ми- ческая СТОЙКОСТЬ (кратность) Динамиче- ская ско- рость (кратность) Номинальная вторичная на- грузка, Ом, при классе точности 10%-ная крат- i ность при на- грузке, Ом
0,5 1 2 0.8
ТФН-35М 15—800 32,5 150 Сердечник 0,5
Z 1U
Сердечник Д
0,8 4 — 35
ТФН-35М 1000 32,5 100 С Сердечник 0,5
2 4 10 —
0,8 Сердечник Д < 1 - 35
134
Трансформаторы тока типа ТФН-35М используют в открытых
электроустановках напряжением 35 кВ. Номинальный вторичный ток
5 А. Технические данные этих трансформаторов приведены
в табл 6-9, а расчетные кривые зависимости кратности первичного
тока от вторичной нагрузки при cos<p=0,8 показаны на рис. 6-7.
Рис. 6-7. Расчетные кривые за-
висимости кратности первично-
го тока от вторичной загрузки
при cos <р=0,8 трансформато-
ров тока типа ТФН35М и
ТФНД35М.
* — ТФН-35М сердечников Д- ’ —
ТФН-35М сердечников 0.5: 3—
ТФНД-35М сердечников Д; 4—
ТФНД-35М сердечников 0,5.
Основные характеристики встроенных трансформаторов тока ти-
пов ТВТ 35 и ТВТ-110 приводятся в табл. 6-10 и на рис. 6-8.
Т'Чтр Я Я 1Л0/--тткту КРЭ.ТЧОСТСЧ ггОННСФ(?Г’М5!'гОГ'ОВ тпкя
ТВТ-35 и ТВТ-110 (точность расчета 10%).
I. 2 — ТВТ-35 при 200 А; 3—ТВТ-35 при 400 А; 4 — ТБТ-110 прн 200 Л: 5 —
ТВТ-35 прн ООО А; 6 — ТВТ-110 прн 300 А; 7 - ТВТ-35 прн 650 А; 9 - ТВТ ПО
при 400 А; 1 — ТВТ-35 при 1000 А; 10 — ТВТ-110 при 600 А.
135
'Таблица 6-10
' Основные характеристики трансформаторов тока ТВТ-35
и ТВТ-110 (ТУ 16.517.595-76)
Номинальный ток, А Вариарт ис- полнения по номинальному Номинальная вторичная нагрузка, В-А, трансформаторов тока при классе точности
первичный вторичный первичному току, А 1 3 10
300 1 или 5 100 15
600 1 или 5 150 200 300 200 — — 15 15 30 15
1000 1 или 5 300 400 600 400 — 10 — 20 — 30 — 20 —
600 750 1000 — 30 — 75 30 — —
ТРАНСФОРМАТОРЫ НАПРЯЖЕНИЯ
Трансформаторы напряжения типа НОС, НТС, НОМ применяют-
ся в закрытых электроустановках. Трансформаторы напряжения то-
ка ЗНОМ, НТМИ, НОСК и НКФ предназначены для открытых элек-
троустановок. Основные характеристики трансформаторов напряже-
ния приведены в табл. 6-11.
ВЫКЛЮЧАТЕЛИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
Масляные выключатели типов ВМГ-10, ВМП-10, ВМП-10К,
ВМП-10П, ВММ-10 применяют во внутренних электроустановках,
находящихся в отапливаемых и неотапливаемых помещениях. Вы-
ключатели типа ВМП-10П и ВМП-10 изготовляются со встроенным
пружинным приводом. Маломасллные выключатели типа ВМПП-Ю(Т)
и ВМПЭ-Ю(Т) предназначены для работы в закрытых помещениях
и в шкафах комплектных РУ внутренней и наружной установки
ни пимипвлопис напряжение до 1и кВ переменного тока частотой
50 Гц. Выключатели имеют встроенные пружинные электромагнит-
ные приводы.
В зависимости от номинального тока и номинального тока от-
ключения выключатели имеют следующие варианты исполнения (для
эксплуатации в условиях умеренного климата): ВМПП-10-630-20;
ВМПП-10-1000-20; ВМПП-10-1600-20; ВМПЭ-10-630-31,5 и
ВМПП-10-1000-31,5; ВМПП-10-1600-31,5; ВМПЭ-10-630-20;
ВМПЭ 10-1000-20; ВМПЭ-10-1600-20; ВМПЭ-10-630-31,5;
ВМПЭ-10-1000-31,5; ВМПЭ-10-1600-31,5.
В табл. 6-12 и 6-13 приводятся технические данные масляных
выключателей напряжением 10 кВ для внутренней установки,
а в табл. 6-14 — труииивсчис данные пливотор г,гтппппт’т.ту ~ -лпг’гсг
ные включатели типов ВМП-10П и ВММ-10.
В приводы масляных выключателей типа ВМП-10П и ВММ-10
встраиваются следующие защитные реле и электромагниты;
J36
Таблица 6-11 гансформаторов напряжения (ГОСТ 1983-67, ТУ 16.517.668-72) Номинальны: напряжения, В ^^^Хсе^яности А' маА^я Габариты (длинах Тип мощность. ХширинаХвысота), Масса, кг S < « СО ю о Сухие однофазные трансформаторы | 30 I SO I 120 1 240 1 194X130X204 1 12,7 | 50 1 80 1 200 1 400 1 194X130X204 , | 13,5 юляные однофазные трансформаторы 30 50 120 460 242 X267X350 22 50 80 200 600 242X267X350 22 80 150 320 720 308X282X472 35 80 150 320 840 590X286X617 81 150 250 600 1200 740X840X1050 284 30 : 3 50 80 200 400 600X600X600 63 30: 3 80 150 320 640 600X600X600 63 30 : 3 80 150 320 640 600X600X600 63 30 : 3 80 150 320 640 600X600X600 77,5 30:3 150 250 600 1200 605X605X1330 20С 30:3 — 500 1000 2000 790X710X1600 587 30 : 3 — 500 1000 2000 790X710X1600 627 Масляные трансформаторы ; 3 50 80 200 400 380X380X746 105 :3 80 150 320 640 380X380X746 105 : 3 120 200 480 960 472X472X 914 190 13 120 200 . 480 960 1044X480X 730 300 ; 3 120 200 480 960 1044X480X730 300
Технические данные, габарить и масса тр ВН НН g8 * 88888 х х х SSSSs- ооооо ооооо 88888 8 8 8 8 8 8 8 |со 1со 1сО 1сО |сО 1со 1со оо * * * h §§§§§ §§ §8888 §§§§§§§ “^ОШЙ ° О 1© О Ю О О — сб -и — СЧ СО — — Ю — _ ^12 — — *5* _ с га со S s § s i 5 ххххх XX XXXXX n n co co m X X XxExE
137
блица 6-12' S 6 0 0 [ чения выклю- чателя с ппиво- i о о о о' о 1’0 Я‘и—31‘0 _" сГ o'
«J Е— О i QO се § Максимальное впемя включе- ния выключа- теля с ппиво- .О S 0,3 0,3 0,3 0,3 п 9_ л в 0,2—0,3 0,2 со встроенным приводом • « • • ЭЖ 01
u Cfl к К . 3! ния, кА, при напряжении, кВ о О О О О С OI СЧ СЧ О) о со о сч сч =ч *3- г3' со со
о к ё ё Iе s ? х g CD СО со СО СО сп сп сп 1 1 S Й 1 1
EQ Ф $б к О- с СЪ к се а Номинальная мощность от- ключения, МВ-А, при на- пряжении, кВ CD 200 350 200 350 200 300 200 300 _ зпп — 350 200 350 2U0 3(0 — 150 — 150
>К Ф *5 Ф юк термической стойкости, кА, при S 14 14 14 14 9Л 20 14 - 1 1
ST 2 ч м 3 со X 1с 5с 30 20 30 20 30 20 30 20 ВО 90 30 20 30 20 1 01 — 01 — П7. ЛР.
3 д к ч ев S Ф 1 Предельный сквозной ток, кА ЗИП -аьвне эон -ЕЛшиючв аинаь -вне aairi -oiXsxoyaf сч сч сч сч сч сч сч to to ю to ю to ю С о О С О G О СО со СО СО СЧ СЧ со 3U 02 — 22 — 22
Технические данны V ЛШ. £1ЧНЧи‘иНИЖ4-| 6(0 10(0 6(0 10(0 630 10(0 6(0 ~ с-' Г-) 1 О СЧ
дя 'аинэж -KdUBH ЭОЫЧЬ'ВНИИОЦ о о о о С 10 3; 6; 10 о о
! ВМП-1 0-600/350 ВМП-10-1000/350 ВМП-1ЭК-600/350 ВМП-1 ЭК-Ю00/350 ПМГ.1 '1.КЛЛ/9Л ВМГ-10-1000/20 ВМП-10П-600/350 ВМП-10П-1000/300 ВММ- 0-200/150 ВММ- 0-400/150
138
Таблица 6-13
Характеристики масляных выключателей на напряжение
10 кВ внутренней установки (ГОСТ 687-70, ТУ 16.520.107-77,
ТУ 16.520.026-75)
Тип Габариты (длинах Хвысота Хширина), .мм ~Масса, кг Максимальный отключающий момент на валу выключа- теля, Н-м
ВЛ1П-10-600/35 774X840X500 140 270
ВМГ1-10-1600/35 774Х84рХ500 145 270
ВМП-10К-6С0/350 666X900X500 140 270
ВМП-10К-1000/350 666X900X500 145 270
В.МГ-] 0-630/20 515ХН40Х898 130 380
В?, i Г-10-100С/20 515ХИ40Х898 135 380
Вл1П-! ОП-600/350 с приводом 700X776X660 249 380
ВМП-16П-1000/350 с приводом 700X776X660 253 380
LUU С П:А1В(Л4,О*И udu^ddO^/iи
1>М.н-чО-ч6(=/156 580X885X415 184
реле максимального тока мгновенного действия типа РТМ, рас-
считанное на диапазоны установок начальных отключающих токов
от 5 до 120 А;
реле максимального тока с выдержкой времени типа РТВ,
имеющие диапазон уставок отключающих токов от 5 до 35 А. В не-
зависимой от тока части характеристики выдержка времени сраба-
тывания реле плавно регулируется от 0 до 4 с;
репе минимального напряжения с выдержкой времени типа
РНВ, срабатывающее при исчезновении напряжения или при сниже-
нии напряжения примерно от 0,65 до 0,35% номинального значения.
Выдержка времени регулируется от 0 до 4 с;
электромагнит отключения, питающийся от быстронасыщающе-
гося трансформатора напряжения типа ТКБ-1 или от независимого
источника оперативного тока;
апо-.'тпгииягииты пмгтянттнг,ИНОГО уппяпления действующие мгно-
венно.
Таблица 6-14
1 ехническне д иные приездов, встроенных в масляные
выключатели типа ВМЧ-101! и В.’ЛМ-Ю
Тин выклю- чателя Число встроен- ных электро- магнитов, шт., не более Номинальное напряже- ние электродвигателя завода пружины, В МОЩНОСТЬ электродвига- теля завода пружины. Вт Время завода пру- жины, с
при пос тоян- ном токе при пе ре- менном токе
ВЛ’ П-10П 7 110; 220 127, 220 20
ВММ-10 6 НО. ?2'. 127, 220 80 —
139