Пособие по проектированию городских и поселковых электрических сетей (к ВСН 97-83)

ПОСОБИЕ
по проектированию городских и поселковых электрических сетей (к ВСН 97-83*)

________________

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует РД 34.20.185-94, здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

УТВЕРЖДЕНО приказом Гипрокоммунэнерго Минжилкомхоза РСФСР от 8 августа 1984 г. N 71

Содержит вспомогательный материал для проектирования городских и поселковых электрических сетей. В него вошли методики по определению электрических нагрузок и выбору трансформаторов, рекомендации по выбору напряжения и применению схем, расчетам электрических сетей и конструктивному выполнению элементов, методика технико-экономических расчетов, а также стоимостные и технико-экономические показатели электрических сетей.

Использованы материалы институтов Энергосетьпроект, Электропроект, Сельэнергопроект, Тяжпромэлектропроект, Укргипроэнерго и Академии коммунального хозяйства им. К.Д.Памфилова.

Для инженерно-технических работников проектных, научно-исследовательских, строительных и эксплуатационных организаций. Может быть полезно для студентов вузов и техникумов, специализирующихся по энергоснабжению городов и поселков.

Разработано Гипрокоммунэнерго Минжилкомхоза РСФСР (канд. техн. наук В.Д.Лордкипанидзе, инж. И.З.Рейн), МНИИТЭП ГлавАПУ Москвы (инж. В.М.Подольный).

1. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. В данном разделе Пособия приведена методика определения расчетных электрических нагрузок зданий и элементов городских и поселковых электрических сетей*.

_______________

* В дальнейшем городские и поселковые электрические сети именуются городскими электрическими сетями.

1.2. Расчетные электрические нагрузки определяются в соответствии с Инструкцией по проектированию городских и поселковых электрических сетей (ВСН 97-83), Инструкцией по проектированию электрооборудования жилых зданий (СН 544-82*), Инструкцией по проектированию электрооборудования общественных зданий массового строительства (СН 543-82*) и другими согласованными и утвержденными в установленном порядке нормативными документами по определению расчетных нагрузок на вводах потребителей, не рассмотренных в перечисленных выше документах, и данным Пособием.

________________

* На территории Российской Федерации документы не действуют. Действует СП 31-110-2003, здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

1.3. В соответствии с п.1.12 Инструкции о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений (СНиП 1.02.01-85*) расчетные электрические нагрузки на вводах в здания, включая объекты, строящиеся по типовым проектам, должны соответствовать требованиям действующих нормативных документов.

________________

* На территории Российской Федерации документ не действует. Заменен на СНиП 11-01-95**.

** На территории Российской Федерации документ не действует. Отменен постановлением Госстроя России от 17.02.2003 г. N 18, здесь и далее по тексту. - Примечания изготовителя базы данных.

1.4. Расчетные схемы распределительных сетей, таблицы расчета электрических нагрузок (например, в комплексных схемах) и др. аналогичные проектные данные должны сопровождаться записью: "электрические нагрузки на вводах в здания приняты на основании действующих нормативных документов".

1.5. В запросах на выдачу технических условий на присоединение мощности отдельных объектов к сетям энергоснабжающих организаций следует указывать установленную мощность и расчетную нагрузку на вводе потребителя и приведенную к шинам низшего напряжения трансформаторной подстанции (ТП), если электроснабжение осуществляется на напряжении 0,4 кВ, или к шинам напряжением 10 (6) - 20 кВ распределительного пункта (РП) или центра питания (ЦП), если электроснабжение осуществляется на напряжении 10 (6) - 20 кВ (см. примеры к пп.1.6, 1.10, 1.11 Пособия).

НАГРУЗКИ ЖИЛЫХ ДОМОВ

1.6. Расчетную электрическую нагрузку, приведенную к вводу жилого дома, линии 0,4 кВ или шинам низшего напряжения ТП, следует определять по п.2.4 ВСН 97-83 или п.2.9 СН 544-82.

При этом расчетная нагрузка электроприемников квартир и лифтовых установок зависит от их количества, подключенного к элементу сети.

Пример 1. Определить расчетную нагрузку нерезервируемой линии 0,4 кВ, к которой присоединены 20 двухквартирных жилых домов с общей площадью каждой квартиры до 55 м и 25 одноквартирных жилых домов с общей площадью каждой квартиры 70 м. В домах установлены плиты на сжиженном газе.

Решение. Расчетную нагрузку линии определяем в соответствии с п.2.1 ВСН 97-83 по формуле

где из таблицы 1 ВСН 97-83 принимаем (с интерполяцией) 0,89 кВт/кв; - общее количество квартир 20·2+25=65.

С учетом коэффициента для квартир площадью на 15 м более, чем для квартир площадью до 55 м, равного 1,15 (см. прим.3 к табл.1 ВСН 97-83), получим:

0,89(40+1,15·25)=61,2 кВт или 61,2:0,96=63,7 кВ·А, где 0,96 - из табл.3 ВСН 97-83.

Пример 2. Определить расчетную нагрузку линии из примера 1, приведенную к шинам 0,4 кВ ТП.

Решение. В соответствии с табл.6 разд.2 Пособия для одноэтажной застройки с плитами на сжиженном газе принимаем ТП с трансформатором мощностью 100 кВ·А. Из табл.7 Пособия видно, что к сети трансформатора 100 кВ·А в нашем случае можно подключить 225 квартир (при условии соблюдения рекомендаций п.2.6 Пособия).

Расчетную нагрузку линии, приведенную к шинам ТП, определяем аналогично примеру 1, принимая для 225 квартир (с интерполяцией) 0,74 кВт/квартира.

0,74(40+1,15·25)=50,9 кВт или 53 кВ·А.

Примечание. Здесь и далее, определяя нагрузку одной или нескольких линий, приведенную к шинам 0,4 кВ ТП, удельную нагрузку принимаем для предельного количества квартир, которое можно подключить к этой ТП с учетом допускаемой систематической или аварийной перегрузки трансформатора (см. табл.6 и 7 Пособия). Если известно, что к шинам 0,4 кВ ТП будет подключено меньшее количество квартир, удельную нагрузку следует принимать по их фактическому числу.

Пример 3. Определить расчетную нагрузку на вводе в жилой 5-этажный дом на 120 квартир общей площадью до 55 м каждая, с плитами на природном газе.

Решение. Расчетную нагрузку ввода определяем аналогично примеру 1, приняв (с интерполяцией) 0,58 кВт/кв.

0,58·120=69,6 кВт или 72,5 кВ·А.

Пример 4. Определить расчетную нагрузку жилого дома из примера 3, приведенную к шинам 0,4 кВ ТП. Микрорайон застроен жилыми домами высотой 5 этажей.

Решение 1. Из табл.6 видно, что для данной застройки рекомендуются однотрансформаторные ТП с трансформатором мощностью 400 кВ·А.

Рассмотрим два возможных варианта построения кабельной сети напряжением 0,4 кВ по петлевой схеме, отличающихся степенью резервирования питания потребителей (зданий):

1. Сеть выполняется от одной ТП. В этом случае нагрузка трансформатора определяется его систематической перегрузкой, которая может достигать 160% номинальной мощности трансформатора (см. табл.6). К ТП может быть подключено 1275 квартир (см. табл.7). Расчетная нагрузка жилого дома, приведенная к шинам 0,4 кВ ТП, составит
0,4·120=48 кВт или 50 кВ·А.
2. Сеть выполняется от разных ТП и рассчитывается на резервирование нагрузки трансформатора от соседних ТП. В этом случае нагрузка трансформатора определяется допустимой аварийной нагрузкой, которая может достигать 180% номинальной мощности (см. табл.6). Общее количество квартир, которое можно подключить к ТП при условии резервирования от одной соседней ТП составит 1425 (см. табл.7). Практически сеть строится таким образом, что нагрузка одной ТП резервируется от нескольких соседних ТП. В этих условиях нагрузка каждого трансформатора в послеаварийном режиме ниже регламентируемых значений. Однако рекомендуется в нормальном режиме загружать трансформатор не более 100% его номинальной мощности. В этом случае к трансформатору будет подключено 700-715 квартир и нагрузка жилого дома, приведенная к шинам 0,4 кВ ТП, составит
0,425·120=51 кВт или 53 кВ·А.

Пример 5. Определить расчетную нагрузку на вводах в жилой 16-этажный дом на 256 квартир с электрическими плитами. В доме 180 квартир общей площадью до 55 м и 76 квартир общей площадью 65 м каждая, 4 лифтовые установки: 2 пассажирские грузоподъемностью по 320 кг, скоростью кабины 1,4 м/с и мощностью электродвигателей по 7 кВт и 2 - грузопассажирские грузоподъемностью по 500 кг, скоростью кабины 1,4 м/с и мощностью электродвигателей по 9 кВт.

Решение 1. Расчетную нагрузку ввода, питающего квартиры, определяем аналогично примеру 1, приняв (с интерполяцией) 0,97 кВт/кв. С учетом повышающего коэффициента для квартир площадью на 10 м более 55 м, равного 1,05 (см. прим.3 к табл.1 ВСН 97-83), получим:

0,97(180+1,05·76) = 252 кВт или 252:0,98=257,1 кВ·А,

где 0,98 из табл.3 ВСН 97-83.

2. Расчетную нагрузку ввода, питающего лифтовые установки, определяем в соответствии с п.2.3а ВСН 97-83 по формуле

,

где 0,8 из табл.2 ВСН 97-83 для 4 лифтов при этажности дома выше 12; - мощность электродвигателя лифтовой установки, кВт.

0,8(2,7+2·9)=25,6 кВт или 25,6:0,6=42,7 кВ·А,

где 0,6 из табл.3 ВСН 97-83.
3. Расчетную нагрузку жилого дома (послеаварийный режим) определяем в соответствии с п.2.4 ВСН 97-83 по формуле
252+0,9·25,6=275 кВт или 275:0,96=286,5 кВ·А.

Примечание. Нагрузку квартир рекомендуется распределить между двумя вводами при условии, что размахи изменения напряжения при пуске лифтов не превысят значений, регламентированных изм. N 2 ГОСТ 13109-67 с изм. Нормы качества электрической энергии у ее электроприемников, присоединенных к электрическим сетям общего назначения.

Пример 6. Определить расчетную нагрузку жилого дома из примера 5, приведенную к шинам 0,4 кВ ТП.

Решение. Из табл.6 видно, что для питания застройки принимается ТП 2·630 кВ·А с резервируемой сетью низшего напряжения. Количество квартир, подключаемых к такой ТП, 1000 и более (независимо от коэффициента заполнения графика нагрузки). Тогда расчетная нагрузка жилого дома на шинах ТП составит

0,8(180+1,05·76)+0,9[0,5(2·7+2·9)]=222,2 кВт или 231,5 кВ·А,

где 0,8 - при их количестве 1000 и более; 0,5 - из табл.2 ВСН 97-83 при количестве лифтовых установок, подключаемых к ТП, до 20.

1.7. При использовании жилых домов под общежития, расчетные электрические нагрузки должны определяться с учетом повышающего коэффициента, приведенного в прим.5 к табл.1 ВСН 97-83.

1.8. Расчетную нагрузку, приведенную к вводу в общежитие коридорного типа или к его питающей линии, следует определять по пп.2.4-2.6 СН 544-82.

На рис.1 и 2 приведены среднесуточные и двухступенчатые графики нагрузки ТП в районах многоэтажной застройки.

Рис.1. Графики нагрузки ТП, питающих жилые дома с плитами на природном газе (80%) и общественные здания (20%)

Рис.2. Графики нагрузки ТП, питающих жилые дома с электрическими плитами (80%) и общественные здания (20%)

НАГРУЗКИ ОБЩЕСТВЕННЫХ ЗДАНИЙ

1.9. Расчетные электрические нагрузки на вводах в общественные здания (помещения) должны соответствовать требованиям СН 544-82, СНиП 1.02.01-85 и других действующих нормативов с учетом п.1.3 Пособия.

1.10. Ориентировочные нагрузки на вводах в общественные здания массового строительства рекомендуется определять в соответствии с п.2.9 ВСН 97-83.

В табл.1 приведено годовое число часов использования максимума нагрузки жилых и общественных зданий (на вводах в здания).

Таблица 1


Наименование потребителей	Годовое число часов использования максимума электрической нагрузки
	общее	в том числе
		силовой	осветительной
А. Жилые дома
Жилые дома, не оборудованные стационарными электроплитами (газ, твердое топливо)	3000	-	-
Жилые дома, оборудованные стационарными электроплитами	3400	-	-
Б. Общественные здания
Столовые	-	1500-3000	1600-2400
Рестораны	3300-4700	3800-5000	3000-4000
Продовольственные магазины	-	2000-3000	1700-2300
Промтоварные магазины (с кондиционированием)	4100-4200	-	-
Лечебные корпуса больниц	2200-3200	-	-
Хирургические корпуса больниц	3300-3800	-	-
Поликлиники	1900-2200	-	-
Аптеки	1300-1600	-	-
Гостиницы без ресторанов	3300-5000	2500-4500	3800-4000
Гостиницы с ресторанами	4800-5000	4200-4500	3800-4300
Административные здания (с кондиционированием)	2500-3500	4400-6400	1100-1200
Комбинаты бытового обслуживания	2300	-	-
Фотографии	3400	-	-
Ателье	-	1300	3900
Школы односменные без пищеблока	500-700	1300-1500	300-400
То же, с пищеблоками	800	-	-
Школы двухсменные без пищеблока	-	1300-2300	1700-2000

Пример 1. Определить ориентировочную нагрузку на вводе в универсам с площадью торгового зала 1100 м и с кондиционированием воздуха в торговых помещениях.

Решение. Удельную нагрузку на вводе в универсам и ее коэффициент мощности по табл.5 ВСН 97-83 принимаем 0,11 кВт/м торгового зала.

0,11·1100=121 кВт или 134,4 кВ·А.

Пример 2. Определить ориентировочную нагрузку на вводе в общеобразовательную школу на 960 учащихся.

Решение

0,14·960=134,4 кВт или 141,5 кВ·А.

1.11. Нагрузку общественного здания, приведенного к шинам 0,4 кВ ТП, следует определять в соответствии с п.2.10 ВСН 97-83 с коэффициентом, учитывающим участие максимума нагрузки этого здания в максимуме основной (наибольшей) нагрузки ТП (см. также табл.6 ВСН 97-83).

Если состав прочих нагрузок, подключенных к данной ТП неизвестен, то указанный коэффициент рекомендуется принимать равным 0,8.

При нагрузке на вводе в общественное здание, близкой к допускаемой нагрузке трансформаторов, коэффициент участия в максимуме нагрузок не учитывается.

Пример 1. Определить ориентировочную нагрузку универсама (см. пример 1 к п.1.10 Пособия), приведенную к шинам 0,4 кВ ТП. Кроме универсама к шинам 0,4 кВ ТП будут подключены нагрузки, состав которых неизвестен.

Решение

134,4·0,8=107,5 кВ·А.

Пример 2. Определить ориентировочную нагрузку школы (см. пример 2 к п.1.10 Пособия), приведенную к шинам 0,4 кВ ТП. Кроме школы к шинам 0,4 кВ ТП подключены, в основном, нагрузки жилых домов с электрическими плитами.

Решение

141,5·0,4=56,6 кВ·А,

где 0,4 - из табл.6 ВНС 97-83.

На рис.3-12 приведены среднесуточные и двухступенчатые графики нагрузок общественных зданий массового строительства.

Рис.3. Графики нагрузки поликлиники

Рис.4. Графики нагрузки больницы

Рис.5. Графики нагрузки продовольственного магазина

Рис.6. Графики нагрузки универсама

Рис.7. Графики нагрузки гостиницы без ресторана

Рис.8. Графики нагрузки гостиницы с рестораном

Рис.9. Графики нагрузки столовой (с электрическими плитами)

Рис.10. Графики нагрузки ресторана (с электрическими плитами)

Рис.11. Графики нагрузки административного здания

Рис.12. Графики нагрузки кинотеатра

НАГРУЗКИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В И ТП

1.12. Расчетная нагрузка при смешанном питании линией (ТП) потребителей жилых домов и общественных зданий определяется в соответствии с п.2.10 ВСН 97-83.

Пример 1. Определить расчетную нагрузку линии 0,4 кВ, к которой подключены жилые дома с плитами на сжиженном газе с нагрузкой 61,2 кВт и продовольственный магазин, работающий в одну смену, с нагрузкой 12,8 кВт.

Решение. Расчетную нагрузку линии 0,4 кВ определяем по формуле

61,2+0,5·12,8=67,6 кВт,

где 61,2 - наибольшая нагрузка (в нашем случае нагрузка жилых домов); 0,5 - коэффициент участия в максимуме наибольшей нагрузки; 12,8 - нагрузка магазина.

Для определения расчетной нагрузки линии, кВ·А, необходимо учесть коэффициенты реактивной нагрузки, принимаемые для жилых домов по табл.3, а для магазина - по табл.5 ВСН 97-83. Тогда получим суммарную реактивную нагрузку линии - 61,2·0,29+6,4·0,7=22,2 квар, где 0,29 и 0,7 - коэффициенты реактивной нагрузки. Общий коэффициент реактивной нагрузки линии составит 22,2:67,6=0,33, а полная нагрузка линии - 67,6:0,95=71,1 кВ·А, где 0,95 - коэффициент мощности, соответствующий коэффициенту реактивной нагрузки, равному 0,33.

1.13. Ориентировочная нагрузка микрорайона (квартала), приведенная к шинам 0,4 кВ ТП, определяется в соответствии с п.2.11 ВСН 97-83.

Пример 2. Определить ориентировочную нагрузку микрорайона на шинах 0,4 кВ ТП, в котором будут построены жилые дома высотой 12-16 этажей с электроплитами. Общая площадь квартир жилых домов 250 тыс. м. Кроме предприятий торговли, общественного питания, аптек и других учреждений микрорайонного значения предполагается построить кинотеатр на 1200 зрителей и поликлинику на 750 посещений в смену.

Решение.

где - общая площадь квартир жилых домов, м; - из табл.4 ВСН 97-83 - 21,5 Вт/м общей площади; - из п.2.11 ВСН 97-83 - 2,6 Вт/м общей площади; - из табл.5 ВСН 97-83 - 0,12 кВт/место; - количество мест в кинотеатре; - - из табл.5 ВСН 97-83 - 0,15 кВт/посещение в смену; - количество посещений в смену в поликлинике; и - из табл.6 ВСН 97-83 - соответственно 0,9 и 0,7; (21,5+2,6)250·10+0,9·0,12·1200+0,7·0,15·750=6025+130+79=6234 кВт или 6632 кВ·А.

Из примера видно, что нагрузка общественных зданий районного и городского значения составляет около 3,5% нагрузки жилой застройки. В то же время нагрузка жилой застройки, подсчитанная по укрупненным показателям, превышает расчетную нагрузку на шинах 0,4 кВ ТП более чем на 3,5%. Отсюда можно сделать вывод, что в ориентировочных расчетах нагрузки районов массового строительства можно не учитывать нагрузку общественных зданий районного и городского значения, если известно, что там не будут размещаться вузы, НИИ, крупные универмаги и другие значительные по объему и нагрузке сооружения.

НАГРУЗКИ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 10 (6)-20 кВ И ЦЕНТРОВ ПИТАНИЯ

1.14. Расчетные нагрузки городских распределительных сетей напряжением 10 (6) - 20 кВ определяются умножением суммы расчетных нагрузок трансформаторов отдельных ТП, присоединенных к данному элементу сети (ЦП, РП, линии и др.), на коэффициент, учитывающий совмещение максимумов их нагрузок, принимаемый по табл.7 ВСН 97-83. Коэффициент мощности для линий 10 (6) - 20 кВ в период максимума нагрузки принимается равным 0,92 (коэффициент реактивной нагрузки 0,43).

Пример 1. Определить ориентировочную нагрузку сети напряжением 0,4 и 10 кВ микрорайонов, в которых будут построены дома с электроплитами общей площадью 500 тыс. м, а также количество ТП - 2·630 кВ·А для обеспечения питания этой нагрузки.

Решение 1. Определяем ориентировочную нагрузку на шинах 0,4 кВ ТП микрорайонов аналогично примеру к п.1.13 Пособия.

(21,5+2,6)500=12050 кВт

или 12819 кВ·А при 0,94.

2. Определяем ориентировочное количество ТП - 2·630 кВ·А для обеспечения питания нагрузки данных микрорайонов:

12819/1000=13 ТП или 26 трансформаторов,

где - оптимальная нагрузка ТП, кВ·А.

3. Определяем ориентировочную нагрузку на шинах напряжением 10 кВ РП.

12050/0,92·0,7=9168 кВ·А,

где 0,7 - коэффициент совмещения максимумов нагрузок трансформаторов (из табл.7 ВСН 97-83).

1.15. Определение расчетных нагрузок на шинах напряжением 10 (6) - 20 кВ ЦП следует производить с учетом несовпадения максимумов нагрузок потребителей городских распределительных сетей и сетей промышленных предприятий, питающихся от ЦП самостоятельными линиями, умножением их расчетных нагрузок на коэффициент совмещения максимумов, принимаемый по табл.8 ВСН 97-83.

Пример 2. Определить нагрузку на шинах 10 кВ ЦП, к которому присоединены: жилой район с газовыми плитами в квартирах с суммарной нагрузкой 40 тыс. кВ·А - 85 трансформаторов 10/0,4 кВ; мелкопромышленные предприятия (двухсменная работа) с суммарной нагрузкой 14 тыс. кВ·А - 30 трансформаторов 10/0,4 кВ; промышленные предприятия (двухсменная работа) с суммарной нагрузкой 18 тыс. кВ·А.

Решение 1. Нагрузка жилого района на шинах 10 кВ ЦП составит

40·0,7=28 тыс. кВ·А,

где 0,7 - коэффициент совмещения максимумов нагрузок трансформаторов 10/0,4 кВ, принимаемый по табл.7 ВСН 97-83.

2. Нагрузка мелкопромышленных предприятий на шинах 10 кВ ЦП составит

14·0,55=7,7 тыс. кВ·А,

где 0,55 - коэффициент совмещения максимумов нагрузок трансформаторов 10/0,4 кВ (по табл.7 ВСН 97-83).

3. Суммарная нагрузка на шинах 10 кВ ЦП составит: в период вечернего максимума: (28+7,7+18)0,8=43 тыс. кВ·А, в период утреннего максимума (28+7,7+18)0,75=40 тыс. кВ·А, где 0,8 и 0,75 - коэффициенты совмещения максимумов нагрузок жилого района и промышленных предприятий для отношения нагрузки промышленных предприятий (25,7 тыс. кВ·А) к нагрузке жилого района (28 тыс. кВ·А), равной 90%, принимаемые по табл.8 ВСН 97-83.

Пример 3. Определить нагрузку на шинах 10 кВ ЦП по данным примера 2 при условии односменной работы мелкопромышленных предприятий.

Суммарная нагрузка на шинах 10 кВ ЦП составит

(28+7,7+18)0,7=37,5 тыс. кВ·А, где 0,7 - коэффициент совмещения максимумов нагрузок жилого района и промышленных предприятий для вечернего максимума определен интерполяцией в диапазоне 0,55-0,8 по табл.8 ВСН 97-83.

В данном случае вечерний максимум получился меньше утреннего.

Примечание. К промышленным предприятиям относятся потребители, питающиеся от шин напряжением 10 кВ ЦП по самостоятельным линиям. При определении коэффициентов совмещения максимумов нагрузок городских электрических сетей и промышленных предприятий на шинах ЦП рекомендуется нагрузки мелкопромышленных предприятий, питающихся по городской распределительной сети, суммировать с нагрузкой промышленных предприятий, как это сделано в рассмотренных выше примерах.

1.16. Для ориентировочной оценки электропотребления и электрической нагрузки города (района), поселка в табл.2 приведено удельное электропотребление на коммунально-бытовые нужды и годовое число часов использования максимума электрической нагрузки.

Таблица 2


Уровень электропотребления	Удельное электропотребление кВт·ч/год на 1 человека		Годовое число часов использования максимума электрической нагрузки
	на первую очередь	на расчетный срок генплана	на первую очередь	на расчетный срок генплана
I уровень. Здания, не оборудованные электроплитами (газ, твердое топливо): в городах:
крупнейших	1500	2050	5000	5200
крупных	1370	1870	5000	5200
больших	1250	1700	5000	5200
средних	1130	1530	5000	5200
малых	1000	1360	5000	5200
в поселках	650	950	3900	4100
II уровень. Здания, оборудованные электроплитами: в городах:
крупнейших	2000	2500	5100	5300
крупных	1820	2300	5100	5300
больших	1650	2100	5100	5300
средних	1500	1900	5100	5300
малых	1320	1680	5100	5300
в поселках	1050	1350	4200	4400

Примечания.

1. В состав коммунально-бытовых потребителей входят: жилые дома, общественные здания зрелищного, лечебного, учебного, административного и прочего назначения, коммунальные предприятия, наружное освещение, электротранспорт (без метрополитена), объекты водоснабжения, канализации и теплоснабжения.
2. Приведенные данные не учитывают применения в жилых зданиях электрического кондиционирования, электроводонагрева и электроотопления.
3. Годовое число часов использования максимума электрической нагрузки приведено к шинам ЦП.

НАГРУЗКИ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ ОДНОЭТАЖНОЙ ЗАСТРОЙКИ

1.17. В районах существующей одноэтажной индивидуальной застройки нагрузки изменяются в широком диапазоне в зависимости от ряда факторов социального и экономического характера, что вызывает необходимость проведения специального обследования.

1.18. Если в результате обследования выявлено, что фактические электрические нагрузки существенно (не менее чем на 30%) ниже нормативов ВСН 97-83 и СН 544-82, допускается в соответствии с п.2.14 ВСН 97-83 расчетные электрические нагрузки принимать по замерам с учетом естественного годового прироста.

Коэффициенты к нагрузкам трансформаторов в районах одноэтажной и многоэтажной застройки, полученным в результате замеров токоизмерительными клещами в период вечернего зимнего максимума рабочего дня недели, даны в табл.3.

Таблица 3


Тип застройки и уровень электрификации	Климатические зоны	Коэффициенты к нагрузкам трансформаторов, полученных токоизмерительными клещами в период времени, ч
		17	17	18	18	19	19	20	20	21	21	22	22
Многоэтажная застройка с электрическими плитами	Центральная часть СССР и Сибирь	1,8	1,65	1,4	1,3	1,2	1,12	1,08	1,03	1	1,05	1,1	1,3
	Средняя Азия	2,3	2,2	2	1,7	1,6	1,5	1,3	1,02	1	1,02	1,05	1,1
	Заполярье	1,4	1,35	1,3	1,2	1,15	1,06	1,04	1,03	1	1,03	1,1	1,2
То же, с плитами на природном газе	Центральная часть СССР и Сибирь	1,6	1,4	1,3	1,1	1,05	1,02	1	1,03	1,2	1,4	1,5	1,7
	Средняя Азия	2,6	2,3	2,1	1,8	1,5	1,2	1	1,03	1,15	1,3	1,4	1,5
	Заполярье	1,3	1,2	1,15	1,1	1,05	1,03	1	1,03	1,1	1,15	1,2	1,25
Одноэтажная застройка с плитами на твердом топливе	Сибирь	2	1,85	1,7	1,4	1,2	1,1	1,05	1	1	1	1,1	1,2
	Средняя Азия	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
	Заполярье	1,35	1,3	1,25	1,2	1,15	1,1	1,07	1,05	1	1,05	1,1	1,2
Одноэтажная застройка с плитами на сжиженном и природном газе	Центральная часть СССР в Сибирь	2,2	1,9	1,6	1,3	1,1	1,08	1,03	1	1,01	1,05	1,1	1,2
	Средняя Азия	2,5	2,3	2	1,8	1,6	1,1	1,1	1,02	1	1,01	1,02	1,05

Примечания.

1. Коэффициенты представляют собой отношение максимальной суточной получасовой нагрузки трансформаторов к текущей получасовой нагрузке в часы вечернего максимума
2. Указанные коэффициенты применимы для ТП микрорайонов, в которых доля нагрузки общественных зданий (школ, детских учреждений, магазинов и др.) не превышает 20-25% суммарной нагрузки ТП.

1.19. На основании результатов замеров определяется понижающий коэффициент, который вводится к удельным нагрузкам табл.1 ВСН 97-83 (ко всей шкале).

Коэффициент определяется по формуле

где - фактическое среднее значение удельной нагрузки квартиры (дома), полученное в результате деления замеренной в часы вечернего зимнего максимума нагрузки линии напряжением 0,4 кВ или ТП на число присоединенных к линии или ТП квартир (домов), кВт/квартиру, - нормируемая нагрузка квартиры по табл.1 ВСН 97-83, кВт/кв.

1.20. Для точных расчетов число квартир (домов) определяется по данным бюро технической инвентаризации города (района) или поселка.

1.21. В ориентировочных расчетах сетей число присоединенных квартир допускается определять путем умножения числа присоединенных домов на коэффициент семейности (). Коэффициент семейности в свою очередь определяется путем деления общего числа квартир (семей), проживающих в индивидуальных одноэтажных домах, на число этих домов. Число квартир (семей) и домов принимаемся по форме N 18 статистического управления МЖКХ РСФСР и другим аналогичным формам.

Как правило, коэффициент семейности находится в пределах 1,11,2.

1.22. Данные эксплуатационных замеров нагрузок следует проанализировать за несколько лет с целью выявления наибольших значений. Для большей достоверности определение фактических нагрузок рекомендуется производить на основе жилого района, питающегося от нескольких ТП (не менее 3-х). При этом районы могут быть как смежные, так и изолированные друг от друга.

Пример. В городе С для определения фактического уровня электрических нагрузок выбран район одноэтажной индивидуальной застройки с домами, оборудованными плитами на твердом топливе.

В районе отсутствуют общественные здания и какие-либо другие сосредоточенные нагрузки. Район питается от трех ТП (N 1, 2, 3). Результаты эксплуатационных замеров нагрузок в часы вечернего зимнего максимума, число присоединенных домов и квартир и результаты расчета фактических нагрузок и коэффициента приводятся и табл.4.

Таблица 4


Показатели	Единица измерения	Номер ТП
		1	2	3
А. Исходные данные
Нагрузка на шинах 0,4 кВ ТП в часы вечернего зимнего максимума,	кВт	148	88	172
Количество присоединенных к ТП одноэтажных жилых домов,	шт.	260	140	330
То же, квартир,	"	300	160	380
Б. Расчетные показатели
Фактическая нагрузка квартиры,	кВт/кв	0,5	0,55	0,45
Нормируемая нагрузка квартиры (табл.1 ВСН 97-83),	"	0,725	0,77	0,7
Коэффициент,	-	0,83	0,86	0,77

Примечание. Среднеарифметическое значение коэффициента к шкале нормируемых значений электрических нагрузок

(0,83+0,86+0,77)/3=0,82.

Таким образом, при расчете электрических сетей в районах существующей одноэтажной застройки города С к шкале удельных нагрузок табл.1 ВСН 97-83 следует ввести коэффициент 0,82 и пользоваться приводимой ниже, в табл.5, измененной шкалой удельных расчетных нагрузок, кВт/кв.

Таблица 5


Потребители электроэнергии	Число квартир
	1-3	6	9	12	15	18	24
Квартиры с плитами на твердом топливе	4,1	2,1	1,6	1,3	1,2	1,1	0,9

Продолжение табл.5


Потребители электроэнергии	Число квартир
	40	60	100	200	400	600
Квартиры с плитами на твердом топливе	0,8	0,7	0,65	0,6	0,57	0,56

2. МЕТОДИКА ВЫБОРА ТРАНСФОРМАТОРОВ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2.1. В городских распределительных сетях в зависимости от требуемой надежности электроснабжения и плотности нагрузки применяются однотрансформаторные и двухтрансформаторные ТП с трансформаторами мощностью от 100 до 630 кВ·А (пп.4.30, 4.31, 4.40, 4.41 ВСН 97-83).

Условия резервирования элементов распределительной сети в ВСН 97-83 определены в зависимости от категорийности электроприемников потребителей рассматриваемого района, уровня электрификации быта, этажности жилых домов и других факторов.

2.2. В резервируемой сети при необходимости резервирования трансформаторной мощности выбор трансформаторов производится с учетом допустимой перегрузки в аварийном режиме. В нерезервируемой сети при выборе трансформаторов учитывается допустимая систематическая перегрузка (см. примеры 4 и 6 разд.1 Пособия).

2.3. В условиях заданной оптимальной мощности трансформаторов распределительной сети при данной плотности нагрузки на шинах 0,4 кВ ТП (см. п.4.40, 4.41 ВСН 97-83) задача выбора трансформаторов сводится к определению количества ТП в рассматриваемом районе (квартале, микрорайоне) города или поселка.

НАГРУЗКА ТРАНСФОРМАТОРОВ

2.4. Нагрузку силовых трансформаторов ТП, питающих жилые и общественные здания, производственные, смешанные (жилые, общественные и производственные) и другие виды нагрузок с осенне-зимним максимумом следует определять с учетом перегрузки трансформаторов, регламентируемой п.4.37 ВСН 97-83 и ГОСТ 14209-85 в зависимости от графика нагрузки и температуры охлаждающей среды.

Примечание. В состав производственных потребителей входят предприятия, подключенные к шинам низшего напряжения ТП совместно с жилыми и общественными зданиями.

2.5. Допустимая перегрузка трансформатора в долях от его номинальной мощности и предельная нагрузка приведены в табл.6 в зависимости от:

уровня электрификации быта (I - уровень - жилые дома с плитами на твердом топливе и газе; II - уровень - жилые дома с электрическими плитами) и коэффициента заполнения графика нагрузки;
способа установки трансформаторов;
наличия резервирования по сети низшего напряжения (линий и трансформаторов).

Таблица 6


Этаж- ность заст- ройки	Уровень электри- фикации быта	Коэффи- циент запол* нения графика до	Мощность трансфор- матора, кВ·А	Уста- новка транс- фор- матора	Схема сети низшего напря- жения	Допустимая перегрузка трансформатора в долях от номинальной				Предельная нагрузка трансформатора, кВ·А
						систематическая		послеаварийная		систематическая		послеаварийная
						при напряжении, кВ				при напряжении, кВ
						6	10	6	10	6	10	6	10
1-2	I, II	0,55	100	открытая	нерезерви- руемая	1,6	1,7	-	-	160	170	-	-
			160	"	"	1,6	1,7	-	-	256	270	-	-
			160	закрытая	"	1,5	1,6	-	-	240	255	-	-
			250	"	"	1,5	1,6	-	-	375	400	-	-
3-5	I	0,55	160	открытая	"	1,6	1,7	-	-	255	270	-	-
			160	закрытая	"	1,5	1,6	-	-	240	256	-	-
			250	"	"	1,5	1,6	-	-	375	400	-	-
			400	"	"	1,5	1,6	-	-	600	640	-	-
	I, II		400	"	резерви- руемая	-	-	1,7	1,8	-		680	720
5-9	I, II	0,55	630	закрытая	"	-	-	1,7	1,8	-	-	1070	1135
	II	0,6*	630	"	"	-	-	1,6	1,7	-	-	1010	1070
12 и более	II	0,6	2х630	закрытая	"	-	-	1,6	1,7	-	-	1010	1070
	II	0,7*	2х630	"	"	-	-	1,5	1,6	-	-	945	1000

_______________

* При доле общественных зданий с утренним максимумом более 20% в общей нагрузке ТП (школы, детские ясли-сады, кафе, столовые, универсамы, поликлиники и др.).

Примечания.

1. Допустимые нагрузки трансформаторов даны для местностей со среднегодовой температурой до +5 °С. В местностях со среднегодовой температурой более +5 °С перегрузки должны быть уменьшены на 1% на каждый 1 °С сверх 5 °С.
2. Систематические перегрузки трансформаторов следует принимать с учетом п.2.6 данного Пособия.

2.6. Допустимая систематическая перегрузка трансформаторов зависит от условий регулирования напряжения в сети. Систематические перегрузки трансформаторов в табл.6 допускаются при наличии встречного регулирования напряжения на шинах ЦП, нормированных потерях напряжения в распределительной сети и оптимальном использовании ответвлений трансформаторов ТП. При других неблагоприятных условиях регулирования напряжения систематические перегрузки должны быть снижены по сравнению со значениями, приведенными в табл.6.

2.7. Количество квартир, которое рекомендуется подключать к ТП, дано в табл.7 в зависимости от уровня электрификации быта, оптимальной мощности и допускаемой перегрузки трансформатора. При этом в нерезервируемой сети количество квартир следует принимать с учетом допускаемой систематической перегрузки трансформатора (см. табл.6). В резервируемой сети при однотрансформаторных ТП количество квартир принимается при загрузке трансформатора на 100%. Если все потребители одной ТП резервируются от одного трансформатора другой ТП, то количество подключаемых квартир регламентируется предельной послеаварийной нагрузкой трансформатора, приведенной в табл.6. Последнее относится и к двухтрансформаторным ТП.

Таблица 7


Уровень электрификации быта	Мощность трансформатора, кВ·А	Число квартир, подключаемых к ТП при загрузке трансформаторов
		100%	120%	150%	160%	170%	180%
Дома с плитами на природном газе	100	185	200	225	250	275	-
	160	250	300	400	440	480	-
	250	440	525	625	700	775	-
	400	700	900	1200	1275	1350	1425
	630	1275	1500	1875	2000	2125	2250
Дома с плитами на твердом топливе и сжиженном газе	100	125	150	175	200	225	-
	160	175	200	250	275	300	-
	250	275	325	425	475	500	-
	400	475	575	800	900	975	1025
Дома с электрическими плитами	100	85	100	130	150	160	-
	160	125	135	175	200	215	-
	250	200	250	300	350	375	-
	400	350	425	550	600	600	-
	630	600	700	925	1000	1075	-

Примечание. В таблице принято, что нагрузка общественных зданий составляет до 20% нагрузки ТП. В районах одно-, двухэтажной застройки с газовыми плитами при мощности трансформаторов 100 кВ·А нагрузка общественных зданий минимальна или отсутствует вообще.

3. ВЫБОР СИСТЕМЫ НАПРЯЖЕНИЙ

3.1. Система напряжений выбирается с учетом перспективы развития города и поселка в пределах расчетного срока их генерального плана и системы напряжений, принятой в данной энергосистеме (пп.3.1-3.8 ВСН 97-83).

При этом должен выполняться основной принцип развития сети: повышение напряжения распределительной сети до оптимального значения (0,38, 10, 110 кВ) и сокращение числа промежуточных трансформаций. Сохранение нерациональной системы напряжений при росте нагрузки приводит к существенному увеличению потерь электроэнергии и перерасходу дефицитного электрооборудования.

3.2. В распределительных сетях энергосистем наибольшее распространение имеет напряжение 110 кВ и в меньшей степени напряжение 220 кВ. Последнее развивается в отдельных крупнейших городах. Для большинства городов и поселков оптимальной является система напряжений 110/10/0,38 кВ, которая должна внедряться в проектах.

3.3. В настоящее время в городах и поселках страны больше половины распределительных сетей среднего напряжения работает на 6 кВ. В нескольких городах в районах старой застройки низковольтные распределительные сети имеют напряжение 127 В.

В условиях роста электрических нагрузок элементов городской распределительной сети основным и наиболее эффективным мероприятием, обеспечивающим повышение пропускной способности линий и снижение потерь электроэнергии является перевод сети на повышенное напряжение. Перевод сетей 6 кВ на напряжение 10 кВ позволяет повысить пропускную способность линий в 1,5 раза и одновременно снизить потери электроэнергии в 2 раза.

Перевод сетей 127 В на напряжение 220 В приводит к снижению потерь в 3 раза, а главное, позволяет отказаться от производства электробытовых приборов и ламп на номинальное напряжение 127 В.

3.4. В настоящее время теоретически и практически решены все вопросы перевода сетей 127 В на 220 В и сетей 6 кВ на напряжение 10 кВ. Главной задачей, которая должна решаться в проектах, является широкое и повсеместное внедрение напряжения 10 кВ в распределительных сетях городов и поселков страны. Сроки перевода существующих сетей 6 кВ на 10 кВ в основном определяются наличием напряжения 10 кВ на ЦП и наличием необходимого количества трансформаторов 10/0,4 кВ у сетевого предприятия. В последнее время в большинстве энергосистем все новые подсекции сооружаются с низшим напряжением 10 кВ. При наличии в районе одного ЦП для перевода сети 6 кВ на 10 кВ необходима установка на подстанции трансформаторов с двумя низшими напряжениями 6 и 10 кВ.

3.5. Условия использования существующих кабелей 6 кВ на напряжении 10 кВ определены Решением N Э-8/81 от 08.06.81 Главтехуправления Минэнерго СССР. В городах и поселках коммунально-бытовые и крупнопромышленные потребители, как правило, питаются от одних и тех же ЦП. До последнего времени основной причиной сохранения напряжения 6 кВ или его применения для новых промышленных предприятий являлось отсутствие высоковольтных электродвигателей на напряжение 10 кВ. В настоящее время на ЛПЭО "Электросила" освоено производство асинхронных трехфазных двигателей серии А4, АК4 и ДА304 на напряжение 10 кВ общепромышленного применения.

Двигатели с короткозамкнутым ротором серий А4 и ДА304 предназначены для привода различных механизмов, не требующих регулирования частоты вращения (насосы, вентиляторы, дымососы и др.).

Двигатели с фазным ротором серии АК4 предназначены для привода механизмов, требующих регулирования частоты вращения, а также механизмов с тяжелыми условиями пуска.

Основные технические данные двигателей 10 кВ приведены в табл.8.

Таблица 8


Тип двигателя	Мощность, кВт	Частота вращения, об/мин	КПД, %
А. Двигатели с короткозамкнутым ротором
А4-85/43-4У3	630	1500	94,5	0,87
А4-85/49-4У3	800	1500	95	0,88
А4-85/50-6У3	500	1000	94,4	0,84
А4-85/54-6У3	630	1000	94,6	0,85
А4-85/62-8У3	500	750	94,1	0,81
ДА304-85/43-4У1	500	1500	94	0,85
ДА304-85/49-4У1	630	1500	94,5	0,86
ДА304-85/50-6У1	400	1000	93,9	0,81
ДА304-85/54-6У1	500	1000	94,2	0,83
ДА304-85/62-8У1	400	750	93,8	0,78
Б. Двигатели с фазным ротором
АК4-85/43-4У3	630	1500	94,3	0,88
АК4-85/49-4У3	800	1500	94,7	0,89
АК4-85/50-6У3	500	1000	93,9	0,85
АК4-85/54-6У3	630	1000	94	0,86
АК4-85/62-8У3	500	750	94	0,82

4. СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

4.1. На основании исследований надежности и экономичности городских распределительных кабельных сетей, на основе расчетов их надежности и экономичности, выполненных ВНИИЭ и Гипрокоммунэнерго, разработаны рекомендации по применению схем в городах и поселках.

4.2. В качестве расчетных схем распределительных сетей напряжением 0,4 кВ рассмотрены: радиальная (рис.13), петлевая с питанием от одной и разных ТП (рис.14), двухлучевая с односторонним питанием от одной ТП (рис.15), двухлучевая с двусторонним питанием от одной и разных ТП (рис.16), двухлучевая с перемычкой от одной и разных ТП (рис.17). ТП принимались типовые (единой серии) с одним и двумя трансформаторами мощностью 400 и 630 кВ·А.

Рис.13. Радиальная схема распределительной сети напряжением 0,4 кВ

Рис.14. Петлевая схема распределительной сети напряжением 0,4 кВ с питанием от: а) разных ТП, б) одной ТП

Рис.15. Двухлучевая схема распределительной сети напряжением 0,4 кВ с односторонним питанием от одной ТП

Рис.16. Двухлучевая схема распределительной сети напряжением 0,4 кВ с двусторонним питанием от: а) разных ТП, б) одной ТП

Рис.17. Двухлучевая схема распределительной сети напряжением 0,4 кВ с перемычкой с питанием от: а) разных ТП, б) одной ТП

4.3. На напряжении 10 кВ рассмотрены следующие схемы: петлевая (рис.18), двухлучевая с односторонним питанием (рис.19), двухлучевая с двусторонним питанием (рис.20), комбинированная петлевая - двухлучевая (рис.21) и трехлучевая (рис.22) с питанием как от разных секций одного ЦП или РП, так и от разных ЦП и РП. Отличие двухлучевой схемы с двусторонним питанием от двухлучевой схемы с односторонним питанием заключается в том, что головные участки кабельной линии прокладываются по разным трассам и заводятся на ТП, находящиеся на разных концах линии, выполненной по двухлучевой схеме. Комбинированная петлевая-двухлучевая схема представляет собой сочетание петлевой и двухлучевой с двусторонним питанием и по надежности превосходит петлевую схему и двухлучевую схему с односторонним питанием, а по экономичности - двухлучевые схемы, как с односторонним, так и с двусторонним питанием. Длина кабельных магистралей варьировалась от 2 до 6 км. РП принимались с одной системой сборных шин, секционированной выключателем с АВР и питанием секции по линии, состоящей из двух кабелей. Линии прокладываются по разным трассам.

Рис.18. Петлевая схема распределительной сети напряжением 10 кВ

Рис.19. Двухлучевая схема распределительной сети напряжением 10 кВ с односторонним питанием

Рис.20. Двухлучевая схема распределительной сети напряжением 10 кВ с двусторонним питанием

Рис.21. Комбинированная двухлучевая-петлевая схема распределительной сети напряжением 10 кВ

Рис.22. Трехлучевая схема распределительной сети напряжением 10 кВ

4.4. В качестве исходных данных о надежности электроустановок городских электрических сетей использовались данные по ряду городов (Москва, Киев, Минск, Краснодар и др.). Учитывалась возможность изменения показателей надежности в достаточно широком диапазоне, характеризующем повышенный и пониженный уровень их надежности. Основные данные о надежности электроустановок приведены в табл.9.

Таблица 9


Наименование показателя	Вид электроустановки	Единица измерения	Значение показателя надежности
			при повышенном уровне надежности	при пониженном уровне надежности
Частота отказов	Кабельные линии 10 кВ	1/км в год	0,07	0,18
	Кабельные линии 0,4 кВ	То же	0,16
	Трансформаторы ТП	1/год	0,002	0,003
	Секции шин 10 кВ ТП	То же	0,03
	Секции шин 0,4 кВ ТП	"	0,001
Коэффициент одновременности отказов	Две кабельные линии 10 кВ и 0,4 кВ	Относительные единицы	0,01	0,05
Относительная частота отказов
а) при автоматическом отключении	Выключатели 10 кВ	То же	0,01
б) при автоматическом включении	То же	"	0,01	0,05
	Автоматы 0,4 кВ	"	0,05	0,1
Частота ремонтов	Кабельные линии 10 кВ	1/км в год	0,08
Средняя продолжительность ремонта	То же	год	0,016	0,072

Повышенный уровень надежности соответствует показателям, достигнутым в ведущих энергосистемах. Пониженный уровень - соответствует показателям надежности энергосистем с низким уровнем эксплуатации и электросетей других ведомств. Коэффициент одновременности отказов двух кабельных линий , представляющий собой отношение числа отказов одновременно двух кабельных линий к общему числу отказов этих линий для случая прокладки кабелей по разным трассам принимался равным нулю.

4.5. В основу подхода к решению поставленной задачи положены требования п.1.2.11. ПУЭ об обеспечении комплексного централизованного электроснабжения всех потребителей, расположенных в зоне действия электрических сетей, а также комплексный подход к выбору схем внешнего и внутреннего электроснабжения потребителей с учетом возможностей и экономической целесообразности технологического резервирования.

4.6. В качестве экономических показателей сетей рассматривались удельные капитальные вложения и удельные приведенные затраты , на кВт расчетной нагрузки на шинах напряжением 0,4 кВ ТП (см. разд.7 Пособия).

4.7. В основу технико-экономического сопоставления различных схем положены требования ПУЭ в части уровня надежности электроснабжения в зависимости от категорийности электроприемников.

4.8. Для оценки надежности сетей, выполненных по различным схемам, приняты гарантированные длительности бесперебойного электроснабжения и электроснабжения без нарушения питания на время больше допустимого для электроприемников данного потребителя в соответствии с ПУЭ.

Гарантированные показатели надежности определялись с вероятностью 0,9, т.е. риск нарушения электроснабжения потребителей на время, превышающее допустимое, принимался равным 10% или, что одно и то же, гарантированные длительности электроснабжения без нарушения питания на время, превышающее допустимое, определялись для девяти потребителей из десяти.

4.9. В ПУЭ в качестве допустимых расчетных длительностей нарушения электроснабжения приняты для электроприемников первой категории - время автоматического восстановления электроснабжения ; для электроприемников второй категории время, необходимое для восстановления электроснабжения путем оперативных переключений ; для электроприемников третьей категории - время, необходимое для восстановления электроснабжения путем аварийного ремонта , но не более одних суток.

4.10. При определении гарантированных длительностей электроснабжения учитывались нарушения, связанные: с повреждением одного из элементов сети (кабельной линии, трансформатора, сборных шин или ячейки) в нормальном режиме работы сети; с повреждением одного из элементов сети при нахождении другого элемента этой сети в предупредительном или аварийном ремонте; с одновременным повреждением двух кабельных линий, проложенных по общей трассе; с отказом в автоматическом отключении коммутационного аппарата при отключении им поврежденного элемента; с отказом в автоматическом включении коммутационного аппарата, на который действует устройство АВР.

4.11. Показатели надежности определялись как для потребителей, находящихся в средних с точки зрения надежности условиях, так и для потребителей, находящихся в предельных (наихудших) с точки зрения надежности условиях.

АНАЛИЗ НАДЕЖНОСТИ СХЕМ

4.12. В результате расчетов надежности распределительных сетей напряжением 0,4 и 10 кВ, выполненных по различным схемам, определены: гарантированная длительность бесперебойного электроснабжения потребителей , (год) и гарантированные длительности электроснабжения потребителей без нарушения питания на время ремонта кабеля , оперативных переключений и автоматических переключений (год).

4.13. Показатели надежности приведены в табл.10-15 для повышенного и пониженного уровней надежности (в таблицах соответственно "высокого" и "низкого") электроустановок в соответствии с данными табл.9. Показано изменение показателей надежности в зависимости (если она существенна) от величины коэффициента одновременности отказов двух кабельных линий, проложенных по одной трассе, .

Таблица 10


Схема сети на напряжении 0,4 кВ	относи- тельные единицы	Показатели надежности распределительной сети напряжением 0,4 кВ, год
		при питании от одной ТП				при питании от разных ТП

			Уровень надежности				Уровень надежности
			высокий	низкий			высокий	низкий
Радиальная	0 0,01 0,05	2,6	2,6		-	2,6	2,6		-
Петлевая	0	2,6	2122	471	2,6	2,2	1754	391	2,2
	0,01		1169	399			1053	339
	0,05		418	247			402	223
Двухлучевая с односторонним питанием	0	2,6	4244	942	2,6	-	-	-	-
	0,01		126	114	2,7
	0,05		26	25	2,9
Двухлучевая с двусторонним питанием	0 0,01 0,05	1,7	8482	1884	1,7	-	-	-	-
Двухлучевая с перемычкой	0 0,01 0,05	2,6			2,6	2,1			2,1

Таблица 11


Схема сети на напряжении 10 кВ	, относи- тельные единицы	Показатели надежности распределительных сетей напряжением 10 кВ и ТП 10/0,4 кВ, год
		при длине основной кабельной магистрали 2 км без дополнительных головных участков									при длине основной кабельной магистрали 3 км с дополнительными головными участками длиной 0,5 и 2 км
		без РП									без РП

		Уровень надежности
		высокий	низкий	высокий	низкий	высокий	низкий	высокий	низкий	высокий		низкий	высокий	низкий
Петлевая	0	-	-	276/61	62/14	-	-	-	-	0,4		0,1	4,8/11	11/2,4
	0,01	1,0	0,4	247/60	58/14	1	0,4	-	-	-		-	47/11	11/2,4
	0,05	-	-	175/54	46/13	-	-	-	-	-		-	43/10	10/2,3
Двухлучевая с односторонним питанием	0	-	-	412/92	92/21	67	5,6	-	-	-		-	45/9,9	10/2,2
	0,01	0,6	0,3	34/27	13/8,5	24	4,1	0,7	0,3	0,2		0,1	11/5,8	3,6/1,6
	0,05	-	-	7,4/7	2,8/2,6	6,8	1,9	-	-	-		-	2,7/2,2	1,0/0,7
Двухлучевая с двусторонним питанием	0	-	-	-	-	67	5,5	-	-	-		-	-	-
	0,01	0,6	0,3	2061/458	462/103	28	4,3	0,7	0,3	0,2		0,1	329/73	74/16
	0,05	-	-	-	-	8,3	2,2	-	-	-		-	-	-
Трехлучевая	0	-	-	-		67	5,5	-	-	-		-	-	-
	0,01	0,6	0,3			39	4,7	0,7	0,3	0,2		0,1
	0,05	-	-			15	2,9	-	-	-		-	-	-

Продолжение табл.11


Схема сети на напряжении 10 кВ	, относи- тельные единицы	Показатели надежности распределительных сетей напряжением 10 кВ и ТП 10/0,4 кВ, год
		при длине основной кабельной магистрали 3 км с дополнительными головными участками длиной 0,5 и 2 км
		без РП				с РП

		Уровень надежности
		высокий	низкий	высокий	низкий	высокий	низкий	высокий	низкий	высокий	низкий	высокий	низкий
Петлевая	0	-	-	-	-	-	-	124/27	28/6,2	-	-	-	-
	0,01	0,4	0,2	-	-	0,2	0,1	118/27	27/6,1	0,7	0,3	0,3	0,1
	0,05	-	-	-	-	-	-	98/26	24/6	-	-	-	-
Двухлучевая с односторонним питанием	0	26	2,2	-	-	-	-	258/57	58/13	40	3,2	-	-
	0,01	9,5	1,6	0,3	0,1	0,2	0,1	21/17	7,9/5,3	15	2,4	0,2	0,1
	0,05	2,6	0,7	-	-	-	-	4,6/4,3	1,8/1,6	4,3	1,2	-	-
Двухлучевая с двусторонним питанием	0	26	2,1	-	-	-	-	-	-	40	3,2	-	-
	0,01	13	1,8	0,3	0,1	0,2	0,1	2064/458	462/103	16	2,5	0,2	0,1
	0,05	4,5	1,1	-	-	-	-	-	-	4,8	1,3	-	-
Трехлучевая	0	26	2,1	-	-	-	-	-	-	40	3,2	-	-
	0,01	14	2	0,3	0,1	0,2	0,1			23	2,8	0,2	0,1
	0,05	4,8	1,6	-	-	-	-	-	-	7,8	1,8	-	-

Таблица 12


Показатели надежности	, относи- тельные единицы	Показатели надежности петлевой схемы на напряжении 10 кВ в сочетании с различными схемами сети 0,4 кВ, год
		петлевой				двухлучевой с односторонним питанием
		от одной ТП		от разных ТП		от одной ТП
		Уровень надежности
		высокий	низкий	высокий	низкий	высокий	низкий
	0	33/7,2	7,4/1,6	36/8	8,2/1,8	33/7,3	7,4/1,6
	0,01	32/7,4	7,3/1,6	35/8	8,1/1,8	26/6,9	7,0/1,6
	0,05	29/7	7,0/1,6	32/78*	7,8/1,8	14/5,5	5,6/1,5
	0 0,01 0,05	0,3/6,5	0,1/1,4	0,3/6,5	0,1/1,4	0,3/6,5	0,1/1,4
	0 0,01 0,05	-/0,3	-/0,2	-/0,3	-/0,2	-/0,3	-/0,2

_______________

* Текст документа соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.

Продолжение табл.12


Показатели надежности	, отно- сительные единицы	Показатели надежности петлевой схемы на напряжении 10 кВ в сочетании с различными схемами сети 0,4 кВ, год
		двухлучевой с двусторонним питанием		двухлучевой с перемычкой
		от одной ТП		от одной ТП		от разных ТП
		Уровень надежности
		высокий	низкий	высокий	низкий	высокий	низкий
	0	33/7,3	7,4/1,6	33/7,3	7,4/1,6	37/8,2	8,2/1,8
	0,01	32/7,3	7,4/1,6	33/7,3	7,4/1,6	36/8,2	8,2/1,8
	0,05	31/7,2	7,1/1,6	31/7,2	7,1/1,6	34/8,0	7,9/1,8
	0 0,01 0,05	0,3/6,5	0,1/1,4	0,3/6,5	0,1/1,4	0,3/6,5	0,1/1,4
	0 0,01 0,05	-/0,3	-/0,2	-/0,3	-/0,2	-/0,3	-/0,2

Таблица 13


Показатели надежности	, отно- сительные единицы	Показатели надежности двухлучевой схемы с односторонним питанием на напряжении 10 кВ в сочетании с различными схемами сети 0,4 кВ, год
		петлевой				двухлучевой с односторонним питанием
		от одной ТП		от разных ТП		от одной ТП
		Уровень надежности
		высокий	низкий	высокий	низкий	высокий	низкий
	0	44/9,7	9,9/2,2	44/10	10/2,6	44/10	10/2,2
	0,01	11/5,7	3,5/1,6	11/5,9	3,7/1,8	9,9/5,7	3,5/1,6
	0,05	2,6/2,2	1,0/0,7	2,9/2,6	1,1/0,8	2,4/2,2	1,0/0,7
	0	2,4/53	1,2/26	1,6/34	1,0/17	2,4/53	1,2/26
	0,01	2,0/11	1,0/4,6	1,4/10	0,8/4,2	2,1/11	1,0/4,6
	0,05	1,3/2,7	0,6/1,1	1,0/2,6	0,5/1,0	1,4/2,7	0,6/1,1
	0 0,01 0,05	0,3/0,3	0,1/0,1	0,3/0,3	0,1/0,1	0,3/0,3	0,1/0,1

Продолжение табл.13


Показатели надежности	, отно- сительные единицы	Показатели надежности двухлучевой схемы с односторонним питанием на напряжении 10 кВ в сочетании с различными схемами сети 0,4 кВ, год
		двухлучевой с двусторонним питанием			двухлучевой с перемычкой
		от одной ТП			от одной ТП		от разных ТП
		Уровень надежности
		высокий	низкий	высокий		низкий	высокий	низкий
	0	44/10	10/2,4	45/10		10/2,4	46/10	10/2,6
	0,01	11/5,9	3,6/1,7	11/5,9		3,5/1,7	11/5,9	3,8/1,8
	0,05	2,7/2,4	1,0/0,7	2,7/2,4		1,0/0,7	2,9/2,6	1,1/0,8
	0	1,6/35	1,0/17	2,4/52		1,2/26	1,6/34	0,9/17
	0,01	1,4/10	0,8/4,2	2,1/11		1,0/4,6	1,4/10	0,8/4,2
	0,05	1,0/2,6	0,5/1	1,4/2,7		0,6/1,1	1,0/2,6	0,5/1
	0 0,01 0,05	0,3/0,3	0,1/0,1	0,3/0,3		0,1/0,1	0,3/0,3	0,1/0,1

Таблица 14


Показатели надежности	, отно- сительные единицы	Показатели надежности двухлучевой схемы с двусторонним питанием на напряжении 10 кВ в сочетании с различными схемами сети 0,4, кВ, год
		петлевой				двухлучевой с односторонним питанием
		от одной ТП		от разных ТП		от одной ТП
		Уровень надежности
		высокий	низкий	высокий	низкий	высокий	низкий
	0	87/19	20/4,5	87/19	20/4,5	89/20	20/4,5
	0,01	84/19	20/4,4	84/19	20/4,4	53/17	17/4,3
	0,05	74/19	19/4,3	74/19	19/4,3	20/11	11/3,8
	0	2,4/53	1,2/26	1,6/34	1,0/17	2,4/53	1,2/26
	0,01	2,0/18	1,1/7,5	1,5/15	0,9/6,5	2,2/18	1,1/7,5
	0,05	1,3/4,9	0,8/1,9	1,2/4,6	0,7/1,9	1,8/4,9	0,8/1,9
	0 0,01 0,05	0,3/0,3	0,1/0,1	0,3/0,3	0,1/0,1	0,3/0,3	0,1/0,1

Продолжение табл.14


Показатели надежности	, отно- сительные единицы	Показатели надежности двухлучевой схемы с двусторонним питанием на напряжении 10 кВ в сочетании с различными схемами сети 0,4 кВ, год
		двухлучевой с двусторонним питанием			двухлучевой с перемычкой
		от одной ТП			от одной ТП		от разных ТП
		Уровень надежности
		высокий	низкий	высокий		низкий	высокий	низкий
	0
	0,01	90/20	20/4,5	91/20		20/4,5	91/20	20/4,5
	0,05
	0	1,6/35	1,0/17	2,4/52		1,2/26	1,6/34	0,9/17
	0,01	1,5/15	0,9/6,5	2,0/18		1,1/7,5	1,5/15	0,9/6,5
	0,05	1,3/4,7	0,7/1,9	1,3/4,9		0,8/1,9	1,2/4,6	0,7/1,9
	0 0,01 0,05	0,3/0,3	0,1/0,1	0,3/0,3		0,1/0,1	0,3/0,3	0,1/0,1

Таблица 15


Показатели надежности	, отно- сительные единицы	Показатели надежности трехлучевой схемы на напряжении 10 кВ в сочетании с различными схемами сети 0,4, кВ, год
		петлевой				двухлучевой с односторонним питанием
		от одной ТП		от разных ТП		от одной ТП
		Уровень надежности
		высокий	низкий	высокий	низкий	высокий	низкий
	0 0,01 0,05	2122/2122 1169/1169 418/418	471/471 399/399 247/247	1389/1389 901/901 377/377	306/306 274/274 193/193	4244/4244 126/126 26/26	942/942 114/114 25/25
	0	2,4/53	1,2/26	1,6/34	0,9/17	2,4/53	1,2/26
	0,01	2,2/18	1,1/7,8	1,5/15	0,9/6,7	2,2/18	1,1/7,8
	0,05	1,7/5,1	1,0/2	1,3/4,9	0,8/2	1,8/5,1	1,0/2
	0 0,01 0,05	0,3/0,3	0,1/0,1	0,3/0,3	0,1/0,1	0,3/0,3	0,1/0,1

Продолжение табл.15


Показатели надежности	, отно- сительные единицы	Показатели надежности трехлучевой схемы на напряжении 10 кВ в сочетании с различными схемами сети 0,4 кВ, год
		двухлучевой с двусторонним питанием			двухлучевой с перемычкой
		от одной ТП			от одной ТП		от разных ТП
		Уровень надежности
		высокий	низкий	высокий		низкий	высокий	низкий
	0
	0,01	8482/8482	1884/1884
	0,05
	0	1,6/35	1,0/17	2,4/52		1,2/26	1,6/34	0,9/17
	0,01	1,5/15	0,9/6,7	2,2/18		1,1/7,8	1,5/15	0,9/6,7
	0,05	1,3/4,9	0,8/2	1,7/5,1		1,0/2	1,3/4,9	0,8/2
	0 0,01 0,05	0,3/0,3	0,1/0,1	0,3/0,3		0,1/0,1	0,3/0,3	0,1/0,1

В табл.11-15 до черты указаны значения показателя , соответствующие продолжительности ремонта, равной неделе; после черты - месяцу.

4.14. Как это следует из табл.11, область применения РП при условии прокладки питающих кабелей по разным трассам с точки зрения надежности электроснабжения потребителей ограничивается случаями вынужденного выполнения распределительной сети 10 кВ длинными линиями. В остальных случаях использование РП может быть обосновано только серьезными соображениями обеспечения соответствующих условий эксплуатации.

Расчеты надежности показали, что в случае прокладки питающих кабелей по одной трассе и, следовательно, практической возможности их одновременного повреждения, сооружение РП приводит к существенному снижению надежности электроснабжения и их применение ни технически, ни экономически не оправдано.

4.15. В табл.12-15 приведены суммарные показатели надежности распределительных сетей напряжением 0,4 и 10 кВ, выполненных по различным схемам при длине кабельной линии 10 кВ в пределах 4-5 км. Абсолютные значения показателей надежности при других длинах кабельных линий, естественно, как это показали расчеты, отличаются от приведенных в табл.12-15. Относительные же значения этих показателей практически не зависят от длины кабельных линий и наряду с экономическими показателями характеризуют эффективность применения тех или иных сочетаний схем электроснабжения на напряжении 0,4 и 10 кВ.

4.16. Из табл. 12-15 следует, что надежность электроснабжения потребителей при питании их на напряжении 0,4 кВ от одной или от разных ТП изменяется незначительно. Это объясняется относительно высоким уровнем надежности ТП 10/0,4 кВ по сравнению с надежностью кабелей напряжением 0,4 и 10 кВ.

4.17. В табл.12-15 значения показателей гарантированной длительности электроснабжения потребителей без нарушения питания на время оперативных и автоматических переключений представлены в виде дроби. До черты указаны показатели, соответствующие условиям применения автоматики только в ТП, после черты - соответствующие установке автоматики как в ТП, так и на вводе у потребителя. Для петлевой схемы на напряжении 10 кВ с однотрансформаторными ТП в сочетании с различными схемами на напряжении 0,4 кВ (табл.12) при отсутствии возможности применения автоматики в ТП величина определяется только уровнем надежности электроустановок и в зависимости от него находится в диапазоне 0,1-0,3 года. Показатель в этом случае отсутствует.

4.18. В случае применения автоматики на напряжении 0,4 кВ, устанавливаемой на вводе у потребителя, при обеспечении резервирования по сети 0,4 кВ от ТП, принадлежащих разным полупетлям петлевой линии или разным петлевым линиям, величина повышается как минимум на порядок: при пониженном уровне надежности увеличивается от 0,1 года до 1,4 года; а при повышенном уровне надежности от 0,3 года до 6,5 лет.

4.19. Применение автоматики как и ТП, так и на вводе у потребителя, для всех остальных сочетаний схем 10 и 0,4 кВ (табл.13-15) позволяет при повышенном уровне надежности увеличить величину с 1,4-2,2 года, до 10-18 лет, т.е. примерно на порядок.

Таким образом, кардинальным решением задачи обеспечения надежного электроснабжения потребителей, имеющих электроприемники первой категории, является применение автоматики как в ТП, так и на вводе у потребителя, при условии обеспечения высокого уровня ее эксплуатации.

5. РАСЧЕТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

5.1. В данном разделе приводится в виде таблиц и графиков вспомогательный материал для выбора проводников по допустимому длительному току нагрева, с использованием различных коэффициентов, учитывающих специфику работы оборудования и городских сетях. Даны таблицы и графики потерь напряжения в кабельных и воздушных линиях и распределительных трансформаторах, а также потери мощности в линиях напряжением 0,4 и 6-10 кВ. Рассмотрены вопросы расчета сети на отклонения и колебания напряжения, выбора кабелей и другого оборудования но условиям короткого замыкания, а также вопросы компенсации емкостных токов в сети напряжением 6-10 кВ.

ВЫБОР ПРОВОДНИКОВ ПО ДОПУСТИМОМУ ДЛИТЕЛЬНОМУ ТОКУ НАГРЕВА

5.2. Сечения проводов и кабелей в соответствии с требованиями п.5.1 ВСН 97-83 выбираются по допустимому длительному току нагрева в нормальном, аварийном и послеаварийном режимах.

5.3. В настоящее время промышленностью выпускаются кабели с пропитанной бумажной изоляцией по техническим условиям ТУ 16.705.249-82. Эти кабели на напряжении 6-35 кВ имеют повышенные температуры нагрева жил и большие длительно допустимые токовые нагрузки, чем кабели, выпускаемые по ТУМИ 570-80, ТУМИ 619-81, допустимые длительные токи которых даны в ПУЭ и других нормативных документах.

В соответствии с указанием Госстроя СССР во вновь разрабатываемых проектах во всех случаях применения кабелей напряжением 6 и 10 кВ с пропитанной бумажной изоляцией должны приниматься кабели, изготовляемые по ТУ 16.705.249-82.

5.4. Допустимые длительные токи нагрева для кабелей с пропитанной бумажной изоляцией с повышенными температурами нагрева по данным ВНИИКП приведены в табл.16-21. Допустимые токи даны для кабелей с алюминиевыми жилами, которые применяются в городских электрических сетях.

Таблица 16


Сечение токопроводящей жилы, мм	Допустимые длительные токи для кабелей с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией, прокладываемых в земле, А, напряжением, кВ
	1		6	10
	одножильных	трех- и четырехжильных	трехжильных
6	-	55	-	-
10	110	75	65	-
16	135	90	85	80
25	180	125	115	100
35	220	145	135	125
50	275	180	170	155
70	340	220	210	180
95	400	260	245	225
120	460	300	285	265
150	520	335	330	300
185	580	380	375	340
240	675	440	430	390
300	770	-	-	-
400	940	-	-	-
500	1080	-	-	-
625	1170	-	-	-
800	1310	-	-	-

Таблица 17


Сечение токопроводящей жилы, мм	Допустимые длительные токи для кабелей с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией, прокладываемых в воде, А, напряжением, кВ
	1	6	10
	трех- и четырехжильных	трехжильных
16	-	110	105
25	160	150	130
35	190	175	160
50	235	220	200
70	290	270	235
95	340	320	295
120	390	370	345
150	435	430	390
185	475	470	430
240	550	540	490

Таблица 18


Сечение токопроводящей жилы, мм	Допустимые длительные токи для кабелей с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией, прокладываемых в воздухе, А, напряжением, кВ
	1		6	10
	одножильных	трех- и четырехжильных	трехжильных
6	-	40	-	-
10	80	55	55	-
16	105	70	70	60
25	135	95	95	85
35	170	115	115	105
50	200	140	140	125
70	260	175	175	155
95	320	215	215	190
120	370	250	250	220
150	430	295	285	250
185	485	335	325	285
240	575	395	385	335
300	660	-	-	-
400	795	-	-	-
500	935	-	-	-
625	1090	-	-	-
800	1260	-	-	-

Таблица 19


Сечение токопроводящей жилы, мм	Допустимые длительные токи для кабелей с отдельно освинцованными алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией, прокладываемых в земле, воде, воздухе, А, напряжением, кВ
	20			35
	в земле	в воздухе	в воде	в земле	в воздухе	в воде
25	100	95	110	-	-	-
35	115	110	125	-	-	-
50	140	135	155	-	-	-
70	170	170	185	-	-	-
95	205	205	225	-	-	-
120	235	240	260	225	235	245
150	265	270	290	250	265	275
185	300	315	330	-	-	-

Таблица 20


Сечение токопроводящей жилы, мм	Допустимые длительные токи* для одножильных кабелей с медными жилами с бумажной пропитанной изоляцией, прокладываемых в земле, А, напряжением, кВ
	20	35
25	135/125	-
35	165/155	-
50	200/185	-
70	250/240	-
95	300/285	-
120	350/330	360/335
150	400/380	410/385
185	455/435	470/440
240	530/510	560/520
300	600/580	630/590
400	700/690	-

_______________

* До черты указаны токи кабелей, расположенных в одной плоскости с расстоянием в свету 35-125 мм, после черты - для кабелей, расположенных вплотную треугольником.

Таблица 21


Сечение токопроводящей жилы, мм	Допустимые длительные токи* для одножильных кабелей с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией, прокладываемых в воздухе, А, напряжением, кВ
	20	35
25	100/95
35	120/115	-
50	150/140	-
70	190/180	-
95	230/220	-
120	270/255	280/260
150	310/295	320/300
185	350/335	370/340
240	410/395	440/405
300	470/455	500/465
400	560/540	-

_______________

5.5. Допустимые длительные токовые нагрузки кабелей напряжением 0,66-1 кВ с пластмассовой изоляцией, уточненные по данным ВНИИКП, приведены в табл.22.

Таблица 22


Сечение токопроводящей жилы, мм	Допустимые длительные токи для кабелей с алюминиевыми жилами поливинилхлоридной или полиэтиленовой изоляцией напряжением 0,66-1 кВ, А
	одножильных		двухжильных		трех- и четырехжильных
	при прокладке
	в воздухе	в земле	в воздухе	в земле		в воздухе	в земле
2,5	26	39	21	34		21	27
4	36	52	30	42		27	35
6	45	64	38	51		35	42
10	60	86	55	70		48	55
16	82	113	70	90		65	75
25	111	146	95	115		85	95
35	136	177	115	140		105	115
50	166	212	145	165		127	135
70	215	270	180	200		160	170
95	255	315	220	245		195	205
120	300	360	250	275		230	235
150	340	405	290	315		260	260
185	390	458	330	355		305	300
240	465	530	395	415		360	345

5.6. К допустимым длительным токам в зависимости от конкретных условий прокладки кабелей и режима их работы следует вводить следующие коэффициенты:

на фактическую температуру среды (табл.23, 24);
на тепловое сопротивление грунтов (табл.25);
на допустимую перегрузку в послеаварийном режиме кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной пропитанной изоляцией - табл.26;
на отличие номинального напряжения кабелей от номинального напряжения сети (табл.27).

Таблица 23


N п.п.	Наименование республик, краев, областей	Среднемесячная температура грунта на глубине прокладки кабеля, °С		Среднемесячная температура воздуха, °С		Среднего- довая температура воздуха, °С
		в осенне-зим- ний сезон	в летний сезон	в осенне-зим- ний сезон	в летний сезон
	РСФСР
1	Алтайский край	5	15	-10	25	0
2	Амурская область	0	15	-20	25	-5
3	Архангельская область	5	15	-5	20	0
4	Астраханская область	10	25	0	30	10
5	Башкирская АССР	5	15	-5	25	0
6	Белгородская область	5	20	0	25	5
7	Брянская область	5	20	0	25	5
8	Бурятская АССР	0	10	-15	25	-5
9	Владимирская область	5	15	-5	25	5
10	Волгоградская область	10	25	0	30	10
11	Вологодская область	5	15	-5	20	5
12	Воронежская область	5	20	0	25	5
13	Горьковская область	5	15	-5	25	5
14	Дагестанская АССР	15	25	5	30	10
15	Ивановская область	5	15	-5	25	5
16	Иркутская область	5	15	-20	25	-5
17	Кабардино-Балкарская АССР	10	25	5	25	10
18	Калининградская область	10	10	5	20	5
19	Калининская область	5	15	-5	20	5
20	Калмыцкая АССР	10	20	0	30	10
21	Калужская область	5	15	0	25	5
22	Камчатская область	5	10	-5	20	0
23	Карельская АССР	5	15	-5	20	0
24	Кемеровская область	5	15	-10	25	0
25	Кировская область	5	15	-5	25	0
26	Коми АССР	5	15	-10	20	0
27	Костромская область	5	15	-5	20	0
28	Краснодарский край	10	25	5	30	10
29	Красноярский край	5	15	-20	25	-5
30	Куйбышевская область	5	20	-5	25	5
31	Курганская область	5	15	-10	25	0
32	Курская область	5	20	0	25	5
33	Ленинградская область	5	15	0	20	5
34	Липецкая область	5	15	0	25	5
35	Магаданская область	0	5	-25	20	-10
36	Марийская АССР	5	15	-5	25	5
37	Мордовская АССР	5	15	-5	25	5
38	Московская область	5	15	-5	25	5
39	Мурманская область	5	10	-5	20	0
40	Новгородская область	5	15	0	25	5
41	Новосибирская область	5	15	- 10	25	0
42	Омская область	5	15	-10	25	0
43	Оренбургская область	5	15	-5	30	5
44	Орловская область	5	15	0	25	5
45	Пензенская область	5	15	-5	25	5
46	Пермская область	5	15	-10	25	0
47	Приморский край	5	20	-5	25	5
48	Псковская область	5	15	0	25	5
49	Ростовская область	10	20	0	30	10
50	Рязанская область	5	15	-5	25	5
51	Саратовская область	5	20	-5	30	5
52	Сахалинская область	5	15	-5	20	0
53	Северо-Осетинская АССР	10	25	5	25	10
54	Свердловская область	5	15	-10	25	0
55	Смоленская область	5	15	0	20	5
56	Ставропольский край	10	25	5	30	10
57	Тамбовская область	5	15	0	25	5
58	Татарская АССР	5	15	-5	25	5
59	Томская область	5	15	-10	25	0
60	Тувинская АССР	5	15	-15	25	-5
61	Тульская область	5	15	-5	25	5
62	Тюменская область	5	15	-15	25	-5
63	Удмуртская АССР	5	15	-5	25	0
64	Ульяновская область	5	20	-5	25	5
65	Хабаровский край	5	20	-10	25	0
66	Челябинская область	5	15	-5	25	0
67	Чечено-Ингушская АССР	15	25	5	30	10
68	Читинская область	0	10	-15	25	-5
69	Чувашская АССР	5	15	-5	25	5
70	Якутская АССР	0	10	-30	25	- 10
71	Ярославская область	5	15	-5	25	5
	Украинская ССР
1	Винницкая область	10	20	0	25	5
2	Волынская область	10	20	5	25	5
3	Ворошиловградская область	10	20	0	30	10
4	Днепропетровская область	10	25	0	30	10
5	Донецкая область	10	25	0	30	10
6	Житомирская область	10	20	0	25	5
7	Закарпатская область	10	20	5	25	10
8	Запорожская область	10	25	5	30	10
9	Ивано-Франковская область	10	20	0	25	5
10	Киевская область	10	20	0	25	5
11	Кировоградская область	10	20	0	25	10
12	Крымская область	10	25	5	30	10
13	Львовская область	10	20	0	25	5
14	Николаевская область	10	25	5	30	10
15	Одесская область	10	25	5	25	10
16	Полтавская область	10	20	0	25	5
17	Ровенская область	10	20	0	25	5
18	Сумская область	10	20	0	30	5
19	Тернопольская область	10	20	0	25	5
20	Харьковская область	10	20	0	25	5
21	Херсонская область	10	25	5	30	10
22	Хмельницкая область	10	20	0	25	5
23	Черкасская область	10	20	0	25	5
24	Черниговская область	10	20	0	25	5
25	Черновицкая область	10	20	0	25	5
	Белорусская ССР
1	Брестская область	10	15	0	25	5
2	Витебская область	5	15	0	25	5
3	Гомельская область	5	20	0	25	5
4	Гродненская область	5	15	0	25	5
5	Минская область	5	15	0	25	5
6	Могилевская область	5	15	0	25	5
	Узбекская ССР
1	Андижанская область	10	25	5	35	15
2	Бухарская область	15	30	5	35	15
3	Джизакская область	10	25	5	35	15
4	Каракалпакская АССР	10	25	0	35	10
5	Кашкадарьинская область	15	30	10	40	15
6	Наманганская область	10	25	5	35	10
7	Самаркандская область	15	30	5	35	15
8	Сурхандарьинская область	15	30	10	40	15
9	Сырдарьинская область	10	25	5	35	15
10	Ташкентская область	10	25	5	35	10
11	Ферганская область	10	25	5	35	15
12	Хорезмская область	10	25	5	35	10
	Казахская ССР
1	Актюбинская область	5	25	-5	30	5
2	Алма-Атинская область	10	20	0	30	10
3	Восточно-Казахстанская область	5	20	-5	30	5
4	Гурьевская область	10	25	0	30	10
5	Джамбулская область	10	25	0	30	10
6	Джезказганская область	-	-	-5	30	5
7	Карагандинская область	5	20	-5	25	0
8	Кзыл-Ординская область	5	-	0	35	10
9	Кокчетавская область	5	-	-5	25	0
10	Кустанайская область	5	20	-5	25	0
11	Мангышлакская область	10	25	5	30	10
12	Павлодарская область	5	20	-5	25	0
13	Северо-Казахстанская область	5	-	-10	25	0
14	Семипалатинская область	5	-	-5	30	5
15	Талды-Курганская область	-	-	0	30	5
16	Тургайская область	-	-	-5	30	5
17	Уральская область	5	20	-5	30	5
18	Целиноградская область	5	15	-10	25	0
19	Чимкентская область	10	25	5	35	10
	Грузинская ССР	15	25	5	30	10
	Азербайджанская ССР	15	25	10	30	15
	Литовская ССР	5	15	0	25	5
	Молдавская ССР	10	20	5	30	10
	Латвийская ССР	5	15	0	20	5
	Киргизская ССР
1	Иссык-Кульская область	10	15	0	20	5
2	Нарынская область	5	15	-5	25	5
3	Ошская область	10	25	0	30	10
	Таджикская ССР
1	Кулябская область	15	30	10	40	15
2	Курган-Тюбинская область	15	30	10	40	15
3	Ленинабадская область	15	30	5	35	10
	Армянская ССР	10	25	5	30	10
	Туркменская ССР
1	Ашхабадская область	15	30	10	35	15
2	Красноводская область	15	30	10	35	15
3	Марыйская область	15	30	10	40	15
4	Ташаузская область	15	30	5	35	10
5	Чарджоуская область	15	30	10	40	15
	Эстонская ССР	5	15	0	20	5

Примечание. Для городов и поселков внутри области, края, в которых температуры почвы воздуха отличаются более чем на 5 °С приведенных в таблице, следует пользоваться СНиП 2.01.01-82* и Справочником по климату СССР "Температуры почвы и воздуха".

________________

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует СНиП 23-01-99. - Примечание изготовителя базы данных.

Таблица 24


Номи- нальное напря- жение кабелей, кВ	Условная температура среды, °С		Нормиро- ванная темпе- ратура жил, °С*	Коэффициенты на токи при расчетной температуре среды, °С
	грунта	воздуха		-5 и ниже	0	+5	+10	+15	+20	+25	+30	+35
	15	-		1,14	1,11	1,08	1,04	1	0,96	0,92	0,88	0,83
1 и 6			80
	-	25		1,24	1,2	1,17	1,13	1,09	1,04	1	0,95	0,9
	15	-		1,17	1,13	1,09	1,045	1	0,955	0,9	0,85	0,79
10			70
	-	25		1,29	1,24	1,2	1,15	1,1	1,05	1	0,94	0,88
	15	-		1,18	1,14	1,1	1,05	1	0,95	0,89	0,84	0,77
35			65
	-	25		1,32	1,27	1,22	1,17	1,12	1,06	1	0,94	0,87

_______________

* Для кабелей с пропитанной бумажной изоляцией согласно ТУ 16.705.249-82.

Таблица 25


Характер токовой нагрузки	Коэффициент предварительной нагрузки для кабелей*	Количество кабелей в траншее	Удельное тепловое сопротивление грунта, см·К/Вт
			нормального	гидрозащитного и дренирующего
Длительная и стабильная нагрузка в течение года	0,8 и более	3 и более	150	250
		1 или 2	120	200
	до 0,8	3 и более	120	200
		1 или 2	80	120
Нагрузка с максимумом в летний период	0,8 и более	3 и более	120	200
		1 или 2	100	150
	до 0,8	3 и более	100	150
		1 или 2	80	120
Нагрузка с максимумом в зимний период	0,8 и более	3 и более	100	150
		1 или 2	80	120
	до 0,8	3 и более	80	120
		1 или 2	80	120

_______________

* Коэффициент идентичен коэффициенту заполнения суточного графика нагрузки кабеля.

Примечания.

1. К нормальным грунтам относятся пески с зернами 0,05-2 мм и различные глины с песком; к гидрозащитным - грунты из глины и мела с зернами менее 0,05 мм, к дренирующим - грунты, состоящие из гравия с зернами более 2 мм.
2. Размер зерен в пробе грунта, взятой непосредственно с кабельной трассы, определяется просеиванием через сито.
3. Поправочные коэффициенты на длительно допустимые нагрузки кабелей в зависимости от теплового сопротивления грунтов принимаются по табл.1.3.23. ПУЭ.

Таблица 26


Наименование потребителей	Коэффициент заполнения графика нагрузки*	Длительность максимума, ч	Допустимая перегрузка кабеля в послеаварийном режиме по отношению к номинальной нагрузке
			в земле	в воздухе	в трубах (земле)
Жилые дома с плитами газовыми и на твердом топливе	0,5	3	1,35	1,25	1,2
Жилые дома с электрическими плитами (многоэтажная застройка)	0,6	4,5	1,3	1,25	1,2
Здания управления, проектные и конструкторские организации	0,55	4,5	1,25	1,25	1,15
Больницы	0,5	4	1,3	1,25	1,2
Поликлиники	0,55	4,5	1,3	1,25	1,2
Универсамы	0,55	3	1,35	1,25	1,2
Продмаги	0,65	5	1,25	1,25	1,2
Столовые с электрическими плитами	0,6	4	1,3	1,25	1,2
Кинотеатры	0,48	2,5	1,35	1,25	1,2

_______________

* Коэффициент идентичен коэффициенту предварительной нагрузки.

Таблица 27


Напряжение сети, кВ	Вид прокладки	Коэффициенты к допустимым длительным токам для кабелей номинального напряжения, кВ
		1-3	6	10	20	35
1-3	В земле	1	1,12	1,16	-	-
	В воздухе	1	1,14	1,21	-	-
6	В земле	0,9	1	1,05	-	-
	В воздухе	0,88	1	1,06	-	-
10	В земле	-	0,96	1	1,11	-
	В воздухе	-	0,95	1	1,16	-
20	В земле	-	-	0,9	1	1
	В воздухе	-	-	0,86	1	1
35	В земле	-	-	-	1	1
	В воздухе	-	-	-	1	1

5.7. При прокладке нескольких кабелей в земле (в трубах) необходимо также учитывать в соответствии с табл.1.3.26. ПУЭ коэффициенты на количество работающих кабелей, лежащих рядом.

5.8. При использовании нескольких различных коэффициентов общий коэффициент определяется путем их перемножения.

5.9. Допустимые длительные токовые нагрузки кабелей в нормативных документах приводятся при температуре земли +15 °С и воздуха +25 °С.

Для кабелей, прокладываемых в среде, температура которой существенно отличается от указанной, следует применять коэффициенты, приведенные в табл.24.

Расчетные температуры почвы и воздуха для определения поправочных коэффициентов даны в табл.23.

За расчетную температуру среды следует принимать среднемесячную максимальную температуру воздуха наиболее жаркого месяца при прокладке в воздухе или среднемесячную температуру земли на глубине прокладки кабелей дли того времени года, при котором температура среды в сочетании с фактическими длительными токовыми нагрузками приводят к наиболее тяжелому по условиям нагрева режиму работы кабеля.

5.10. Для подавляющего большинства районов СССР максимум нагрузок коммунально-бытовых потребителей приходится на осенне-зимний период.

Летний максимум нагрузок в долях от зимнего для указанных потребителей составляет примерно 0,75 для районов с электроплитами и 0,6 для районов с газовыми плитами и плитами на твердом топливе.

Исходя из рассмотренных условий, определяющим режимом для кабелей, питающих жилые районы, является осенне-зимний период и соответствующие ему температуры среды.

5.11. В селитебных зонах встречаются кабельные линии с равномерной нагрузкой в течение года или линии с летним максимумом (линии электроснабжения насосных станций, тяговых подстанций, различных предприятий, объектов отдыха и др.).

Для указанных линий наиболее тяжелым режимом работы кабелей будет являться летний период, по которому следует определять поправочные коэффициенты.

5.12. Для определения допустимых перегрузок трансформаторов ТП в соответствии с п.4.37 ВСН 97-83 в табл.23 приводится среднегодовая температура воздуха.

Пример. Определить сечение кабелей питающих линий от ЦП до РП. Расчетная нагрузка РП: на I этапе - 9000 кВт (960 А), напряжение 6 кВ; на II этапе - 14000 кВт (900 А), напряжение 10 кВ. РП сооружается в одном из городов Московской области для электроснабжения микрорайонов со стационарными электрическими плитами в жилых домах. Кабели прокладываются в траншее, в глинисто-песчаном грунте.

Решение. Выбираем кабель напряжением 10 кВ с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией марки ААШпсУ.

Для принятых условий должны учитываться следующие коэффициенты к допустимому длительному току кабеля:

1. На температуру среды.

Максимум нагрузки жилого района имеет место в осенне-зимний период. Температура земли в указанный период для Московской области равна +5 °С (табл.23).

По табл.24 для кабелей 10 кВ для данной температуры коэффициент 1,09.
2. На тепловое сопротивление почвы.

Для принятой расчетной нагрузки РП каждая питающая линия выполняется двумя спаренными кабелями. Питающие линии в соответствии с требованием п.7.15 ВСН 97-83 прокладываются по разным трассам.

Тепловое сопротивление глинисто-песчаного грунта для двух кабелей в траншее с максимальной нагрузкой в зимний период при коэффициенте предварительной нагрузки менее 0,8 по табл.25 равно 80 °С (см·К/Вт).

По табл.1.3.23. ПУЭ коэффициент для приведенного теплового сопротивления 1,05.
3. На допустимую перегрузку кабеля в послеаварийном режиме.

Для жилых районов с электрическими плитами в домах при коэффициенте заполнения среднесуточного графика нагрузки 0,6 (см. рис.2) и длительности максимума 4,5 по табл.26 коэффициент 1,3.
4. На использование кабелей с номинальным напряжением 10 кВ в сети напряжением 6 кВ согласно табл.27 1,05.
5. На количество работающих кабелей, лежащих рядом в одной траншее, коэффициент согласно табл.1.3.26 ПУЭ принимается 0,9.

Таким образом общий коэффициент к допустимому длительному току кабеля составит:

для I этапа 1,09·1,05·1,3·1,05·0,9=1,42;
для II этапа 1,09·1,05·1,3·0,9=1,36.

Выбираем сечение кабеля марки ААШпсУ 3х185 мм с длительно допустимым током 340 А (см. табл.16).

Допустимый ток питающей линии в послеаварийном режиме составит:

на I этапе 2·340·1,42=965 А960 А

на II этапе 2·340·1,36=925 А900 А.

РАСЧЕТ ПОТЕРЬ НАПРЯЖЕНИЯ И МОЩНОСТИ В КАБЕЛЬНЫХ И ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЯХ И ТРАНСФОРМАТОРАХ

5.13. Сечения проводов и кабелей выбираются по допустимым отклонениям напряжения (см. п.5.1, 5.4, 5.5, 5.6 ВСН 97-83). Предварительный выбор сечений проводов и кабелей допускается производить исходя из средних значений предельных потерь напряжения (см. п.5.7 ВСН 97-83).

5.14. Потери напряжения и коэффициенты для определения потерь мощности в воздушных и кабельных линиях напряжением 0,38 и 6-10 кВ приводятся в табл.28, 29, 30, 31 и 32.

Таблица 28


Материал провода	Сечение провода, мм	Потери напряжения в трехфазных воздушных линиях напряжением 380/220 В, %/кВт·км
		при коэффициенте мощности
		0,7	0,8	0,9	0,95	0,97
Алюминий	16	1,52	1,44	1,38	1,34	1,31
	25	1,03	0,97	0,91	0,87	0,86
	35	0,82	0,75	0,69	0,65	0,64
	50	0,64	0,56	0,5	0,47	0,46
	70	0,52	0,45	0,39	0,36	0,34
	95	0,43	0,38	0,32	0,28	0,27
	120	0,38	0,34	0,28	0,24	0,22
Медь	10	1,49	1,41	1,34	1,29	1,25
	16	1,04	0,97	0,9	0,86	0,84
	25	0,71	0,64	0,59	0,55	0,54
	35	0,59	0,52	0,46	0,42	0,41
	50	0,49	0,41	0,35	0,32	0,31
	70	0,41	0,34	0,28	0,25	0,24

Примечание. Для двухфазных и однофазных линий приведенные в табл.28 данные должны умножаться на соответствующий поправочный коэффициент: при двухфазной линии - 2,25; при однофазной линии - 6.

Таблица 29


Материал токопроводящей жилы	Сечение токопроводящей жилы, мм	Потери напряжения в трехфазных кабельных линиях напряжением 380/220 В, %/кВт·км
		при коэффициенте мощности
		0,7	0,8	0,9	0,95	1
Алюминий	16	1,35	1,34	1,32	1,32	1,3
	25	0,88	0,87	0,86	0,85	0,84
	35	0,65	0,64	0,63	0,62	0,61
	50	0,46	0,45	0,44	0,43	0,42
	70	0,34	0,33	0,32	0,31	0,3
	95	0,26	0,25	0,24	0,23	0,22
	120	0,22	0,21	0,2	0,19	0,18
	150	0,18	0,17	0,16	0,15	0,14
	185	0,15	0,14	0,13	0,12	0,11
	240	0,13	0,12	0,11	0,1	0,09
Медь	16	0,85	0,84	0,83	0,82	0,81
	25	0,54	0,53	0,52	0,51	0,5
	35	0,41	0,4	0,38	0,38	0,36
	50	0,3	0,29	0,28	0,28	0,26
	70	0,23	0,22	0,21	0,2	0,19
	95	0,17	0,16	0,15	0,15	0,13
	120	0,15	0,14	0,13	0,12	0,11
	150	0,12	0,11	0,1	0,09	0,08
	185	0,11	0,1	0,09	0,08	0,07
	240	0,1	0,1	0,07	0,06	0,05

Таблица 30


Материал провода или жилы кабеля	Сечение, мм	Потери напряжения в трехфазных кабельных и воздушных линиях напряжением 6-10 кВ, %/МВт·км
		Кабельная линия		Воздушная линия
		6 кВ	10 кВ	6 кВ	10 кВ
Алюминий	25	-	-	- (3,66)	- (1,32)
	35	2,59	0,93	2,79 (2,63)	1,01 (0,95)
	50	1,85	0,66	2,1 (2,1)	0,75 (0,75)
	70	1,35	0,49	1,62 (1,62)	0,58 (0,58)
	95	1,02	0,37	1,31 (1,28)	0,47 (0,46)
	120	0,83	0,3	1,12 (1,11)	0,40 (0,4)
	150	0,68	0,24	0,96 (0,96)	0,35 (0,35)
	185	0,57	0,21	-	-
	240	0,46	0,16	-	-
Медь	25	2,15	0,77	2,5	0,89
	35	1,59	0,57	1,95	0,68
	50	1,14	0,41	1,51	0,54
	70	0,85	0,31	1,21	0,44
	95	0,65	0,23	1,03	0,37
	120	0,53	0,19	0,92	0,33
	150	0,45	0,16	-	-
	185	0,38	0,14	-	-
	240	0,31	0,11	-	-

Примечания.

1. Коэффициент мощности принят равным 0,9.
2. Для сталеалюминиевых проводов потери напряжения даны в скобках.

Таблица 31


Наименование		Коэффициенты для определения потерь мощности в кабельных и воздушных линиях напряжением 380/220 В
		сечением, мм
		35	50	70	95	120	150	185	240
Провода марки А	0,8	10	6,9	5	3,7	2,9	2,3	-	-
	0,85	8,8	6,1	4,4	3,3	2,6	2	-	-
	0,9	7,9	5,5	3,9	2,9	2,3	1,8	-	-
	0,92	7,5	5,2	3,8	2,8	2,2	1,7	-	-
	0,95	7,1	4,9	3,5	2,6	2,1	1,6	-	-
	0,97	6,8	4,7	3,4	2,5	2	1,5	-	-
	1	6,4	4,4	3,2	2,4	1,9	1,4	-	-
Кабели с алюминиевыми жилами	0,8	9,6	6,7	4,8	3,6	2,8	2,3	1,8	1,4
	0,85	8,5	5,9	4,3	3,2	2,5	2	1,6	1,3
	0,9	7,6	5,3	3,8	2,8	2,2	1,8	1,4	1,1
	0,92	7,3	5,1	3,7	2,7	2,1	1,7	1,4	1,1
	0,95	6,8	4,8	3,4	2,5	2	1,6	1,3	1
	0,97	6,6	4,6	3,3	2,4	1,9	1,5	1,2	1
	1	6,2	4,3	3,1	2,3	1,8	1,4	1,2	0,9
Кабели с медными жилами	0,8	5,7	4	2,9	2,1	1,7	1,3	1,1	0,8
	0,85	5,1	3,6	2,6	1,9	1,5	1,2	1	0,7
	0,9	4,5	3,2	2,3	1,7	1,3	1,1	0,9	0,7
	0,92	4,3	3	2,2	1,6	1,3	1	0,8	0,6
	0,95	4,1	2,8	2,1	1,5	1,2	1	0,8	0,6
	0,97	3,9	2,7	2	1,4	1,1	0,9	0,7	0,6
	1	3,7	2,6	1,9	1,3	1,1	0,9	0,7	0,5

Примечание. ,

где - потери мощности, кВт; - расчетная мощность, кВт; - длина линии, км.

Таблица 32


Наименование		Коэффициенты для определения потерь мощности в кабельных и воздушных линиях напряжением 6-10 кВ, сечением, мм
		35		50		70			95		120			150		185		240
		при напряжении
		6 кВ	10 кВ	6 кВ	10 кВ	6 кВ	10 кВ	6 кВ		10 кВ	6 кВ	10 кВ	6 кВ		10 кВ	6 кВ	10 кВ	6 кВ	10 кВ
Провода марки А	0,9	28,5	10,3	19,8	7,1	14,1	5,1	10,6		3,8	8,4	3	6,7		2,4	-	-	-	-
	0,92	27,2	9,8	18,9	6,8	13,5	4,9	10,1		3,6	8,1	2,9	6,4		2,3	-	-	-	-
	0,95	25,6	9,2	17,7	6,4	12,7	4,6	9,5		3,4	7,6	2,8	6		2,2		-	-	-
Провода марки АС	0,9	26,5	9,5	20,3	7,3	14,4	5,2	10,3		3,7	8,4	3	6,7		2,4	-	-	-	-
	0,92	25,4	9,1	19,4	7	13,8	5	9,8		3,5	8	2,9	6,4		2,3	-	-	-	-
	0,95	23,8	8,6	18,2	6,7	12,9	4,7	9,2		3,3	7,5	2,7	6		2,2	-	-	-	-
Кабели с алюминиевыми жилами	0,9	30,5	11	21,3	7,7	15,4	5,5	11,3		4,1	9	3,2	7,1		2,6	5,8	2,1	4,5	1,6
	0,92	29,2	10,5	20,4	7,3	14,7	5,3	10,8		3,9	8,6	3,1	6,8		2,5	5,6	2	4,3	1,5
	0,95	27,4	9,9	19,8	6,9	13,8	5	10,1		3,7	8	2,9	6,4		2,3	5,2	1,9	4	1,4
Кабели с медными жилами	0,9	18,2	6,5	12,7	4,6	9,3	3,3	6,7		2,4	5,3	1,9	4,3		1,5	3,4	1,2	2,6	1
	0,92	17,3	6,3	12,1	4,4	8,9	3,2	6,4		2,3	5,1	1,8	4,1		1,5	3,3	1,2	2,5	0,9
	0,95	16,3	5,9	11,4	4,1	8,3	3	6		2,2	4,7	1 7	3,8		1,4	3,1	1,1	2,4	0,9

Примечание ,

где - потери мощности, кВт; - расчетная мощность, МВт; - длина линии, км.

Потери напряжения воздушных линий даны для проводов марок А и М (для ВЛ 6-10 кВ, также и для проводов марки АС), однако с достаточной для практических расчетов степенью точности они могут быть использованы и для проводов других марок.

5.15. Для расчетов сети на отклонение напряжения на рисунках 27-38 представлены графики потерь напряжения в трансформаторах напряжением 6-10/0,4 кВ мощностью от 100 до 1000 кВ·А в зависимости от загрузки трансформаторов при различных схемах соединений обмоток и различных значениях коэффициента мощности.

Рис.27. Графики потерь напряжения в трансформаторе 10 (6)/0,4 кВ мощностью 100 кВ·А
со схемой соединения обмоток - 11

- потеря напряжения, %; - коэффициент загрузки трансформатора

Pис.28. Графики потерь напряжения в трансформаторе 10 (6)/0,4 кВ мощностью 100 кВ·А
со схемой соединения обмоток - 0

Рис.29. Графики потерь напряжения в трансформаторе 10 (6)/0,4 кВ мощностью 160 кВ·А
со схемой соединения обмоток - 11

Рис.30. Графики потерь напряжения в трансформаторе 10 (6)/0,4 кВ мощностью 160 кВ·А
со схемой соединения обмоток - 0

Рис.31. Графики потерь напряжения в трансформаторе 10 (6)/0,4 кВ мощностью 250 кВ·А
со схемой соединения обмоток - 11

Рис.32. Графики потерь напряжения в трансформаторе 10 (6)/0,4 кВ мощностью 250 кВ·А
со схемой соединения обмоток - 0

Рис.33. Графики потерь напряжения в трансформаторе 10 (6)/0,4 кВ мощностью 400 кВ·А
со схемой соединения обмоток - 11

Рис.34. Графики потерь напряжения в трансформаторе 10 (6)/0,4 кВ мощностью 400 кВ·А
со схемой соединения обмоток - 0

Рис.35. Графики потерь напряжения в трансформаторе 10 (6)/0,4 кВ мощностью 630 кВ·А
со схемой соединения обмоток - 11

Рис.36. Графики потерь напряжения в трансформаторе 10 (6)/0,4 кВ мощностью 630 кВ·А
со схемой соединения обмоток - 0

Рис.37. Графики потерь напряжения в трансформаторе 10 (6)/0,4 кВ мощностью 1000 кВ·А
со схемой соединения обмоток - 11

Рис.38. Графики потерь напряжения в трансформаторе 10 (6)/0,4 кВ мощностью 1000 кВ·А
со схемой соединения обмоток - 0

РАСЧЕТЫ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НАПРЯЖЕНИЯ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ

Проверка сети на отклонения напряжения

5.16. На зажимах основной массы коммунально-бытовых электроприемников допускаются отклонения напряжения в пределах ±5% номинального (см. п.5.4 ВСН 97-83). В послеаварийных режимах допускается дополнительное понижение напряжения на 5%.

5.17. Для ориентировочной оценки соответствия отклонений напряжения требованиям ГОСТ 13109-67 с изм. на конкретном участке распределительной сети при отсутствии необходимых исходных данных (графиков нагрузки потребителей, коэффициентов мощности, уровней напряжения на шинах ЦП и др.) могут использоваться приведенные ниже показатели по регулированию напряжения на шинах 10 (6) кВ ЦП и предельным потерям напряжения в сети. Эти данные получены для условия встречного регулирования напряжения на шинах ЦП, осуществляемого по суммарному току нагрузки силовых трансформаторов.

5.18. График зависимости глубины встречного регулирования от соотношения коммунально-бытовой и промышленной нагрузок на центре питания представлен на рис.39. Применительно к коммунально-бытовым потребителям городских электрических сетей глубина встречного регулирования представляет собой алгебраическую разность уровней напряжения в процентах от номинального напряжения в периоды вечернего максимума и дневного минимума нагрузок указаных потребителей.

Рис.39. График зависимости глубины встречного регулирования напряжение от соотношения коммунально-бытовой и промышленной нагрузки на шинах 10 (6) кВ ЦП

Условные обозначения

- нагрузка промышленности вечером (II смена), А; - то же, днем (I смена), А; - нагрузка трансформатора ЦП вечером, А; - то же, днем, А

5.19. В зависимости от глубины встречного регулирования и загрузки трансформаторов распределительной сети в табл.33 приведены предельные суммарные потери напряжения в сетях напряжением 10 (6) кВ от ЦП до ТП, при которых выдерживаются требования ГОСТ 13109-67 с изм. в части отклонений напряжения. При этом суммарные потери напряжения в наружных и внутренних сетях напряжением 0,4 кВ приняты в размере ~7%.

Таблица 33


Глубина встречного регулирования напряжения на ЦП, %	Предельные потери напряжения в сети 10 (6) кВ при загрузке трансформаторов 10 (6)/0,4 кВ в нормальном режиме
	90%	120%	160%
+5	6	6	5,5
+4	6	6	4,5
+3	5,5	5	3,5
+2	5	4,5	2,5
+1	4	3	1,5
0	3	2	1
-1	2	1	0,5
-2	1	0	0
-3	0	0	0

Примечания.

1. При больших по сравнению с приведенными в таблице потерях напряжения должны применяться средства местного регулирования напряжения или предусматриваться меры по снижению потерь напряжения в сетях 0,4 кВ путем увеличения сечений линий.
2. Данные таблицы являются предельными усредненными результатами расчетов, выполненных на основе характерных режимов работы рационально построенных распределительных сетей при следующих условиях:
1. а) дневная нагрузка коммунально-бытовых потребителей составляет их вечернего максимума;
2. б) коэффициент мощности на шинах 0,4 кВ ТП равен 0,90,95 в период вечернего максимума и 0,60,7 в период дневного и ночного минимума;
3. в) предельные потери напряжения во внутридомовых сетях согласно СН 544-82 составляют: в малоэтажной застройке 0,51%, в многоэтажной застройке 23,5%;
4. г) суммарная нагрузка ЦП в ночной период минимальная и на шинах 10 (6) кВ поддерживается напряжение на уровне номинального;
5. д) влияние зоны нечувствительности устройства РПН и вероятной несимметрии фазных напряжений в сети 0,4 кВ на отклонения напряжения принято в размере ±1%.

В необходимых случаях при меньших по сравнению с указанными потерях напряжения в сетях 0,4 кВ можно соответственно на ту же величину повысить потери напряжения в сетях 10 (6) кВ.

Пример 1. Коммунально-бытовая нагрузка составляет 85%*, промышленная - 15, которая одинакова в I и II смену (). Загрузка трансформаторов в ТП - 120%. На графике рис.39 из точки 85% (15%) проводим пунктир до пересечения с линией, соответствующей и затем определяем глубину регулирования (горизонтальная пунктирная линия), которая составляет 4,2%. При таком значении глубины регулирования (см. табл.33) нормируемые отклонения напряжения обеспечиваются у коммунально-бытовых электроприемников даже при предельно-допустимых значениях согласно п.5.7 ВСН 97-83 потерь напряжения в сетях 10 (6) и 0,4 кВ и, следовательно, не требуется установка дополнительных средств регулирования.

_______________

* Процентное соотношение нагрузок дается на стороне 10 (6) кВ трансформатора ЦП.

Пример 2. Коммунально-бытовая нагрузка составляет 40%, промышленная 60%, причем нагрузка II смены на 30% меньше, чем первой (). Загрузка трансформаторов в ТП - 90%. Аналогичным образом по соответствующей кривой на рис.39 определяем глубину регулирования +1%, при которой согласно табл.33 предельные потери напряжения не должны превышать 4% в сети 10 (6) кВ.

Пример 3. Данные по составу нагрузок ЦП отсутствуют, но имеются суточные графики нагрузки трансформаторов ЦП в период зимнего максимума. Определяем отношение дневной нагрузки (в период от 13 до 16 часов) в вечерней (20-21). Например, отношение 1. Из графика на рис.39 видно, что данному соотношению нагрузок трансформатора ЦП соответствует нулевое значение глубины регулирования. По табл.33 данному значению глубины регулирования соответствует предельная потеря напряжения в сети 10 (6) кВ - 3% при загрузке трансформаторов 90% и соответственно 2 и 1% при загрузке на 120 и 160%.

Проверка сети напряжением до 1000 В на размах изменений напряжения

5.20. Сеть напряжением 0,4 кВ, рассчитанная в соответствии с требованиями пп.5.1 и 5.7 ВСН 97-83 при совместном питании силовой и осветительной нагрузки зданий, как правило, не требует проверки на допустимые значения размахов изменений напряжения.

При наличии электродвигателей с частыми пусками в проекте внутреннего электрооборудования здания должна выполняться проверка сети на допустимые значения размахов изменений напряжения в соответствии с п.2.4. изменения N 2 ГОСТ 13109-67 с изм.

Расчеты токов короткого замыкания в сетях напряжением 10 И 6 кВ

5.21. Линии и оборудование элементов сети в соответствии с требованиями ПУЭ и ВСН 97-83 проверяются по токам короткого замыкания (КЗ).

5.22. Для расчетов токов КЗ определяется суммарное индуктивное сопротивление до точки КЗ, приведенное к ступени напряжения 10 или 6 кВ.

В протяженных кабельных и воздушных линиях следует учитывать также активные сопротивления.

5.23. Индуктивное сопротивление системы () в зависимости от мощности КЗ системы () на стороне высшего напряжения ЦП определяется по кривым на рис.40.

Рис.40. Кривые для определения индуктивного сопротивления системы

В целях упрощения расчетов для сети напряжением 10 кВ при 2500 MB·А и для сети 6 кВ при 1000 MB·А индуктивное сопротивление системы принимается 0,04 Ом.

Таблица 34


Ступень напряжения, кВ	Индуктивное сопротивление 10-ти км воздушных линий , Ом, при напряжении, кВ
	37	115	162
6,3	0,115	0,012	0,06
10,5	0,3	0,03	0,017

Таблица 35


Сечение проводов и кабелей, мм	Активное сопротивление ,Ом/км					Индуктивное сопротивление , Ом/км
	трехжильных кабелей с алюминиевыми жилами	неизолированных проводов марки				кабельных линий напряжением, кВ		воздушных линий
		А	АС	АН	АЖ	6	10
25	1,28	1,16	1,18	1,24	1,34	-	-	-
35	0,92	0,85	0,79	0,9	0,98	0,085	0,09	0,36
50	0,64	0,59	0,6	0,62	0,68
70	0,46	0,42	0,43	-	-			0,33
95	0,34	0,31	0,31	-	-
120	0,27	0,25	0,25	0,27	0,29	0,075	0,08
150	0,21	0,2	0,2	0,21	0,23
185	0,17	0,16	0,16	0,17	0,18			-
240	0,13	0,12	0,12	-	-			-

Таблица 36


Мощность транс- форма- тора, MB·A	Индуктивное сопротивление трансформаторов , Ом, при высшем напряжении, кВ
	35				110				150
	Тип	, % ВН-НН	, Ом, при низком напряжении, кВ		Тип	, % ВН-НН	, Ом, при низком напряжении, кВ		Тип	, % ВН-НН		, Ом, при низком напряжении, кВ
			6	10			6	10				6			10
2,5	ТМ ТМН	6,5	1,03	2,86	ТМН	10,5	1,66	4,62	-
4	ТМ ТМН	7,5	0,74	2,06	-	-	-	-	-
5,6*	ТМ	7,5	0,53	1,47	ТМ ТМТГ	10,5 17	0,74 1,21	2,06 3,34	-
6,3	ТМТН ТМ ТМН	7,5	0,47	1,31	ТМН ТМТ ТМТН	10,5 10,5 17 17	0,66 0,66 1,07 1,07	1,84 1,84 2,97 2,97	-
7,5*	ТМ	7,5	0,4	1,1	ТМГ ТМТГ	10,5 17	0,56 0,9	1,54 2,5	-
10	ТД ТЦ	7,5	0,3	0,83	ТДН	10,5	0,42	1,16	ТД		14		0,55	1,54
	ТДТН ТМТН	16,5 8	0,65 0,32	1,82 0,86	ТДТН ТМТН*	17	0,67	1,87
	ТДНС	14	0,55	1,54	ТДТН ТДТНГ*	10,5	0,42	1,16
					ТДТГ*	17	0,67	1,87
	ТДН	8	0,32	0,88	ТМТ*	10,5 17	0,42 0,67	1,16 1,87
15*	ТД	8	0,21	0,59	ТМ ТДН ТМТ	10,5 10,5 17	0,28 0,28 0,45	0,77 0,77 1,25	ТДГ		11,5		0,3	0,85
7,5*	ТДН	8	0,2	0,55	ТДН	10,5	0,26	0,72	ТДН		11		0,27	0,76
16	ТМТН ТДТН ТДНС	8 16,5 10	0,2 0,41 0,25	0,55 1,13 0,69	ТДТН ТДТН	17 10,5 18,5	0,42 0,26 0,46	1,16 0,72 1,28	-
20*	ТД	8	0,16	0,44	ТД ТДТГ	17 10,5	0,34 0,21	0,93 0,58	-
25	ТДН ТРДН	8 9,5	0,13 0,3	0,35 0,84	ТРДН ТДНТ	10,5 10,5 17	0,33 - 0,27	0,93 0,46 -	ТДНТ		11,5 18		0,18 0,28		0,51 0,79
31,5*	ТД	8	0,1	0,28	ТД ТДТН ТДН ТДТГ	10,5 17,5 11,6 10,5	0,13 0,22 0,15 0,13	0,37 0,6 0,41 0,37	ТДГ		12,5		0,16		0,44
32*	ТРДН	11,5	0,28	0,79	ТРДН	10,5	0,26	0,73	ТРДН		10,5		0,26		0,73
40	ТД	8,5	0,08	0,23	ТРДН ТДНТ ТДТН	10,5 10,5 17	0,21 - 0,17	0,58 0,29 -	ТДЦ ТДТН		11 18		0,11 0,18		0,31 0,5
63	-				ТРДН ТДТН	10,5 17	0,13 0,11	0,37 0,37	-

_______________

* Трансформаторы по старым стандартам.

5.24. Индуктивное сопротивление ВЛ напряжением 35, 110 и 150 кВ, приведенное к напряжению 10 и 6 кВ, дано в табл.34. Активные и индуктивные сопротивления кабельных и воздушных линий напряжением 10 и 6 кВ приведены в табл.35.

5.25. Индуктивные сопротивления трехфазных силовых трансформаторов 35, 110 и 150 кВ, приведенные к низшему напряжению 10 и 6 кВ, даны в табл.36.

При наличии в сетях промежуточной трансформации 35 кВ реактансы трехобмоточных трансформаторов между обмотками 110 (150) и 35 кВ, приведенные к напряжениям 10 и 6 кВ, определяются умножением указанных в табл.36 значений на коэффициенты приведения:

0,62 при 17%;

1,62 при 10,5%.

5.26. Для определения токов КЗ в сетях напряжением 10 и 6 кВ следует пользоваться номограммой на рис.41.

Рис.41. Номограмма для определения токов короткого замыкания в сети напряжением 6-10 кВ

На номограмме по вертикальной оси откладываются суммарные значения индуктивных сопротивлений , Ом, по горизонтальной суммарные значения активных сопротивлений , Ом. Точка пересечения при помощи дуговых кривых переносится снова на вертикальную ось, которая в данном случае покажет полное сопротивление , Ом. Перенося значение , Ом, в левую часть номограммы до пересечения с кривыми для напряжений 10 и 6 кВ и опуская перпендикуляр на горизонтальную ось, получим соответствующие значения токов КЗ в кА.

5.27. Проверка кабелей на термическую устойчивость производится по допустимым значениям токов КЗ, соответствующих установленным предельным температурам нагрева токопроводящих жил при коротком замыкании.

Для кабелей с пропитанной бумажной изоляцией в соответствии с ТУ 16.705.249-82 принимаются повышенные температуры нагрева жил.

5.28. Допустимые значения токов КЗ для расчетной продолжительности КЗ, равной 1 с и предшествующей 100% нагрузке кабеля приведены для кабелей с пропитанной бумажной изоляцией в табл.37; для кабелем с пластмассовой изоляцией в табл.38.

Таблица 37


Номинальное сечение токопроводящих жил, мм	Допустимый ток односекундного короткого замыкания кабелей с пропитанной бумажной изоляцией, кА, при номинальном напряжении кабеля, кВ
	1-6		10		20-35
	Медные жилы	Алюминиевые жилы	Медные жилы	Алюминиевые жилы	Медные жилы	Алюминиевые жилы
6	0,77	0,51	0,81	0,53	-	-
10	1,29	0,85	1,35	0,89	-	-
16	2,06	1,36	2,16	1,42	-	-
25	3,21	2,12	3,37	2,23	2,5	1,66
35	4,5	2,97	4,72	3,12	3,51	2,32
50	6,43	4,25	6,74	4,45	5	3,31
70	9	5,94	9,43	6,23	7,01	4,64
95	12,21	8,06	12,8	8,46	9,52	6,29
120	15,42	10,19	16,17	10,69	12,02	7,95
150	19,28	12,73	20,21	13,36	15,62	8,12
185	23,78	15,71	24,93	16,47	18,53	12,3
240	30,84	20,4	32,34	21,37	24,04	15,9
300	-	-		-	30,05	19,88

Таблица 38


Номинальное сечение токопроводящих жил, мм	Допустимый ток односекундного короткого замыкания кабелей с пластмассовой изоляцией, кА
	ПВХ пластикат		ПЭ термопластичный		ПЭ сшитый
	Медные ТПЖ	Алюминиевые ТПЖ	Медные ТПЖ	Алюминиевые ТПЖ	Медные ТПЖ	Алюминиевые ТПЖ
6	0,69	0,46	0,58	0,38	0,86	0,57
10	1,15	0,76	0,96	0,63	1,43	0,94
16	1,84	1,22	1,53	1,04	2,29	1,51
25	2,88	1,9	2,4	1,58	3,58	2,36
35	4,03	2,66	3,35	2,22	5,01	3,31
50	5,75	3,8	4,79	3,17	7,15	4,72
70	8,05	5,32	6,71	4,44	10,02	6,61
95	10,93	7,22	9,11	6,02	13,6	8,98
120	13,8	9,12	11,5	7,61	17,17	11,34
150	17,25	11,4	14,38	9,51	21,46	14,17
185	21,27	14,07	17,73	11,73	26,47	17,48
240	27.6	18,25	23	15,21	34,34	22,69

При других расчетных условиях значения тока КЗ определяются путем умножения значений токов КЗ по табл.37 и 38 на коэффициенты:

где - значение тока КЗ по табл.37, 38; - коэффициент, учитывающий отношение расчетной токовой нагрузки кабельной линии к длительно допустимому току нагрузки кабеля по табл.39; - коэффициент, учитывающий продолжительность КЗ; - с.

Таблица 39


Тип кабеля	Прокладка кабеля	Значение поправочного коэффициента при коэффициенте нагрузки кабеля
		0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1
1. Кабели с пропитанной бумажной изоляцией напряжением, кВ:
1-6	В воздухе	1,22	1,2	1,17	1,14	1,1	1,05	1
	В земле	1,26	1,24	1,2	1,16	1,11	1,06	1
10	В воздухе	1,17	1,15	1,13	1,11	1,07	1,04	1
	В земле	1,21	1,19	1,16	1,13	1,09	1,05	1
20-35	В воздухе	1,27	1,24	1,21	1,16	1,12	1,06	1
	В земле	1,33	1,29	1,25	1,21	1,15	1,08	1
2. Кабели с пластмассовой изоляцией из:
поливинилхлорида	В воздухе	1,23	1,21	1,18	1,14	1,09	1,05	1
	В земле	1,28	1,25	1,2	1,17	1,12	1,06	1
полиэтилена	В воздухе	1,32	1,29	1,25	1,2	1,14	1,07	1
	В земле	1,38	1,34	1,3	1,24	1,17	1,09	1

5.29. Проверка кабелей с алюминиевыми жилами с пропитанной бумажной изоляцией, проложенных в земле, на термическую устойчивость в зависимости от продолжительности КЗ (0,2; 0,7; 1,2 и 1,7 с) и нагрузки кабеля (50, 60, 70 и 80%) производится по табл.40, 41, 42 и 43.

Таблица 40


Номинальное сечение токопроводящих жил, мм	Допустимый ток 0,2-секундного короткого замыкания, кА, при номинальном напряжении кабеля с алюминиевыми жилами, кВ
	6				10
	Коэффициент нагрузки кабеля
	0,5	0,6	0,7	0,8	0,5	0,6	0,7	0,8
16	3,77	3,65	3,53	3,36	3,78	3,68	3,59	3,46
25	5,88	5,69	5,5	5,26	5,91	5,77	5,62	5,42
35	8,23	7,97	7,7	7,37	8,31	8,1	7,89	7,61
50	11,78	11,4	11,02	10,55	11,84	11,54	11,24	10,85
70	16,47	15,94	15,4	14,74	16,58	16,16	15,74	15,18
95	22,34	21,62	20,9	20	22,51	21,95	21,38	20,62
120	28,25	27,34	26,42	25,29	28,44	27,72	27,01	26,05
150	35,29	34,15	33,01	31,59	35,55	34,65	33,75	32,56
185	43,56	42,16	40,75	38,99	43,83	42,72	41,62	40,14
240	56,56	54,73	52,91	50,63	56,86	55,43	53,99	52,08

Таблица 41


Номинальное сечение токопроводящих жил, мм	Допустимый ток 0,7-секундного короткого замыкания, кА, при номинальном напряжении кабеля с алюминиевыми жилами, кВ
	6				10
	Коэффициент нагрузки кабеля
	0,5	0,6	0,7	0,8	0,5	0,6	0,7	0,8
16	2,02	1,96	1,89	1,81	2,02	1,97	1,92	1,85
25	3,14	3,04	2,93	2,81	3,17	3,09	3	2,9
35	4,4	4,26	4,12	3,94	4,44	4,33	4,21	4,07
50	6,3	6,1	5,89	5,64	6,33	6,17	6,01	5,8
70	8,8	8,52	8,24	7,88	8,85	8,63	8,41	8,11
95	11,94	11,56	11,17	10,69	12,03	11,73	11,42	11,02
120	15,1	14,62	14,13	13,52	15,2	14,81	14,43	13,92
150	18,86	18,25	17,64	16,88	18,99	18,51	18,03	17,4
185	23,27	22,52	21,77	20,83	23,42	22,83	22,24	21,45
240	30,23	29,26	28,28	27,06	30,39	29,63	28,86	27,84

Таблица 42


Номинальное сечение токопроводящих жил, мм	Допустимый ток 1,2-секундного короткого замыкания, кА, при номинальном напряжении кабеля с алюминиевыми жилами, кВ
	6				10
	Коэффициент нагрузки кабеля
	0,5	0,6	0,7	0,8	0,5	0,6	0,7	0,8
16	1,4	1,36	1,31	1,25	1,4	1,37	1,33	1,29
25	2,19	2,12	2,05	1,96	2,21	2,16	2,1	2,03
35	3,06	2,96	2,87	2,74	3,09	3,02	2,94	2,83
50	4,39	4,25	4,11	3,93	4,41	4,3	4,19	4,04
70	6,14	5,94	5,74	5,49	6,18	6,02	5,86	5,66
95	8,32	8,05	7,78	7,45	8,39	8,18	8	7,68
120	10,53	10,19	9,85	9,42	10,59	10,32	10,06	9,7
150	13,14	12,72	12,3	11,77	13,24	12,91	12,58	12,13
185	16,23	15,71	15,18	14,53	16,33	15,92	15,5	14,95
240	21,07	20,39	19,71	18,86	21,18	20,65	20,11	19,4

Таблица 43


Номинальное сечение токопроводящих жил, мм	Допустимый ток 1,7-секундного короткого замыкания, кА, при номинальном напряжении кабеля с алюминиевыми жилами, кВ
	6				10
	Коэффициент нагрузки кабеля
	0,5	0,6	0,7	0,8	0,5	0,6	0,7	0,8
16	0,99	0,96	0,93	0,89	0,99	0,96	0,94	0,9
25	1,55	1,5	1,45	1,39	1,56	1,52	1,48	1,43
35	2,17	2,1	2,03	1,94	2,18	2,12	2,07	1,99
50	3,1	3	2,9	2,78	3,12	3,04	2,96	2,86
70	4,33	4,19	4,05	3,87	4,36	4,25	4,14	3,99
95	5,88	5,69	5,5	5,26	5,91	5,77	5,62	5,42
120	7,43	7,19	6,95	6,65	7,49	7,3	7,11	6,86
150	9,29	8,99	8,69	8,31	9,35	9,12	8,88	8,57
185	11,46	11,09	10,72	10,26	11,52	11,23	10,94	10,55
240	14,88	14,4	13,92	13,32	14,96	14,58	14,2	13,7

Пример. Проверить на термическую устойчивость токам КЗ кабели питающей и распределительной сети, подключенные к п/станции 35/10 кВ. Параметры всех элементов системы электроснабжения и результаты расчетов приведены в табл.44.

Таблица 44


Наименование элементов	Параметры	Сопротивления, приведенные к напряжению 10 кВ, Ом		Результаты расчетов

Энергосистема	3000 MB·A	0,04	-	0,04+0,19+0,18+0,55=0,96 Ом 0,12 Ом
Районная подстанция Трансформатор ТДТН-63/110	63 MB·A 110/35/10 кВ 17%	0,3·0,62=0,19	-
ВЛ 35 кВ	6 км АС-120	0,33·0,6=0,18	0,25·(10,5/37)=0,12	1,06 Ом 5,7 кА
Понижающая подстанция Трансформатор ТМТН-16/35	16 MB·A 35/10 кВ 8%	0,55	-	-
Питающая сеть	ААБ-10 3х120	1·0,08=0,08	1·0,27=0,27	0,96+0,08+0,13=1,16 Ом 0,12+0,27+0,12=0,51 Ом
Кабельная линия	1 км
Распределительная сеть Участок ВЛ	0,4 км А3х95	0,33·0,4=0,13	0,31·0,4=0,12	1,26
Кабельные линии	1ААБ-10 3х70 2ААБ-10 3х50			4,7 кА

определен по кривой на рис.40. , , по табл.34 и 35. по табл.36.

Значения и токов КЗ на шинах 10 кВ ЦП () и на линиях 10 кВ ( и ) определены по номограмме на рис.41.

При 5,7 кА и 1,2 с минимально допустимое сечение кабеля с предварительной нагрузкой 60% согласно данным табл.42 составляет приблизительно 60 мм. В примере питающий кабель марки ААБ имеет сечение 3х120 мм.

В распределительной сети при 4,7 кА и 0,7 допустимое сечение кабеля с предварительной нагрузкой 60% по табл.41 составляет 35 мм, что меньше сечений существующих кабелей ААБ 3х50 и ААБ 3х70.

Проверка сети до 1000 В по условию обеспечения автоматического отключения линии при однофазных коротких замыканиях

5.30. Сети напряжением до 1000 В с глухим заземлением нейтрали согласно требованиям п.5.2 ВСН 97-83 должны проверяться на обеспечение автоматического отключения поврежденного участка при однофазном КЗ.

5.31. Предельные длины кабельных и воздушных линий до 1000 В, при которых обеспечивается отключение линии предохранителем (автоматом) при однофазном КЗ, приведены в приложении.

При установке в нулевом проводе специального устройства защиты, действующего на отключение трехфазной воздушной линии, при однофазном КЗ проверка сети не производится.

Компенсация емкостных токов

5.32. Компенсация емкостных токов в сетях напряжением 10 и 6 кВ выполняется в соответствии с ПУЭ (п.1.2.16) и ВСН 97-83 (п.3.9).

5.33. Компенсация емкостных токов однофазного замыкания на землю в распределительных сетях напряжением 10 и 6 кВ осуществляется, как правило, путем установки дугогасящих заземляющих реакторов на шинах 10 и 6 кВ ЦП. При раздельной работе трансформаторов ЦП и емкостном токе каждой секции, превышающем допустимые значения, дугогасящие реакторы устанавливаются на обеих секциях и мощность каждого реактора выбирается по суммарному емкостному току соответствующей секции шин.

Если емкостный ток каждой секции меньше допустимого, а суммарный ток двух секций превышает допустимый, то устанавливается один дугогасящий реактор, который присоединяется к секции с большим током замыкания на землю; в этом случае мощность катушки выбирается по суммарному емкостному току обеих секций, так как включение секций на параллельную работу может быть длительным.

5.34. Мощность катушки определяется произведением ее номинального тока на фазное напряжение сети; при этом не учитываются кратковременные эксплуатационные режимы, увеличивающие ток замыкания на землю.

5.35. Удельные значения емкостных токов однофазного замыкания на землю для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией напряжением 10 и 6 кВ приведены в табл.45, а тип и параметры дугогасящих масляных реакторов - в табл.46.

Таблица 45


Сечение кабеля, мм	Удельные емкостные токи однофазного замыкания на землю, А/км, при напряжении, кВ
	6	10
16	0,37	0,52
25	0,46	0,62
35	0,52	0,69
50	0,59	0,77
70	0,71	0,9
95	0,82	1
120	0,89	1,1
150	1,1	1,3
185	1,2	1,4
240	1,3	1,6

Таблица 46


Тип однофазного реактора	Номинальное напряжение, кВ		Мощность реактора, кВ·А	Предельные токи реактора, А
	сети	реактора
РЗДСОМ	10	11/	190	2512,5
			380	5025
			760	10050
			1520	200100
	6	6,6/	115	42,525
			230	5025
			460	10050
			920	200100
РЗДПОМ	10	11/	190	255
			480	6312,6
	6	6,6/	120	26,25,2
			300	65,513,1

Удельными показателями следует пользоваться для определения емкостного тока сети. Расчеты по упрощенной формуле менее точны.

6. КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ ЭЛЕМЕНТОВ СЕТЕЙ

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

6.1. Конструктивные решения элементов городских электрических сетей зависят от местных условий, значимости города и поселка и характера их застройки.

6.2. Требования к конструктивному выполнению элементов сети напряжением 110 (35) кВ и выше содержатся в пп.7.1-7.10 ВСН 97-83.

6.3. На стадии "Схема" определяется местоположение центров питания - подстанций напряжением 110 (35) кВ и выше и резервируется необходимая территория под их строительство.

6.4. Для подстанций глубокого ввода (ПГВ), сооружаемых по простейшим схемам, могут быть приняты ориентировочные размеры площадок, га, в зависимости от напряжения:


подстанции	220	кВ.....	до	1;
"	110	"	"	0,3;
"	35	"	"	0,2.

6.5. При сооружении ПГВ (располагаются в центре электрических нагрузок) необходимо соблюдать требуемые величины разрывов от территории подстанций до жилой застройки, которые определяются в зависимости от типа подстанций (открытая или закрытая), мощности трансформаторов, а также по допустимым уровням шума, подтвержденным акустическим расчетом.

6.6. В условиях питания ПГВ воздушными линиями проектирование подстанций должно выполняться одновременно с питающими линиями, для чего надо предусматривать коридор, габариты которого определяются напряжением линии, высотой опор и величиной охранной зоны.

6.7. Для обеспечения сохранности, создания нормальных условий эксплуатации и предотвращения несчастных случаев в соответствии с п.2.5.105. ПУЭ вдоль ВЛ устанавливаются охранные зоны в виде земельного участка и воздушного пространства, ограниченных вертикальными плоскостями, отстоящими по обе стороны линии от крайних проводов при неотклоненном их положении на расстоянии: до 20 кВ - 10, 35 кВ - 15, 110 кВ - 20, 150-220 кВ - 25, 330 кВ - 30 м. При прокладке ВЛ в городских условиях должны быть выполнены требования ПУЭ, регламентирующие пересечения и сближения ВЛ с различными сооружениями и коммуникациями на территории города, а также требования к конструктивному выполнению ВЛ.

6.8. При прохождении ВЛ по населенной местности в стесненных условиях расстояние по горизонтали от крайних проводов ВЛ при наибольшем их отклонении до ближайших выступающих частей зданий и сооружений принимается согласно ПУЭ (п.2.5.115) и должно быть не менее для линий напряжением:


до 20	кВ	2 м;
35-110	"	4 ";
150	"	5 ";
220	"	6 ".

6.9. Требования к конструктивному выполнению сетей напряжением 0,4-20 кВ содержатся в пп.7.11-7.22 ВСН 97-83.

6.10. При прокладке нескольких кабельных линий разного назначения рекомендуется соблюдать следующую последовательность (исключающую их взаимное перекрещивание), приведенную в табл.47.

Таблица 47


Ряды кабельных линий от фундаментов зданий	Назначение кабельной линии	Характер нагрузки	Напряжение кабеля, кВ
Первый	Распределительная сеть	Коммунально-бытовая и мелкомоторная нагрузка	До 1
Второй	То же	Смешанная	Св. 1
Третий	Питающая или транзитная сеть	То же	" 1

6.11. Кабельные линии распределительной сети, по которым осуществляется электроснабжение потребителей, имеющих в своем составе электроприемники первой категории, в тех случаях, когда это осуществимо по местным условиям, следует прокладывать по разным трассам, за исключением подходов к РУ ЦП, РП и ТП.

Под "разными трассами" следует понимать прокладку кабелей по разным сторонам одной улицы вне зависимости от ширины проезжей части или прокладку по разным улицам.

6.12. Кабельные линии от ЦП до РП следует, как правило, прокладывать по разным трассам. При невозможности по местным условиям выполнить прокладку по разным трассам допускается в виде исключения по общей трассе, но в разных траншеях при расстоянии между траншеями не менее 1 м.

6.13. Разрывы от трансформаторных подстанций (ТП) напряжением 10 (6)/0,4 кВ до жилых и общественных зданий при числе трансформаторов в ТП не более двух мощностью каждого до 1000 кВ·А не нормируются. Распределительные пункты (РП) напряжением 10 (6) кВ и ТП, как правило, сооружаются как отдельно стоящие здания. В обоснованных случаях допускается применение встроенных в зданиях ТП и подземных ТП и РП. При размещении ТП в общественных зданиях должны соблюдаться требования Инструкции по проектированию электрооборудования общественных зданий массового строительства.

6.14. Площадка для строительства подстанций напряжением 110 (35) кВ и выше и всех дополнительных сооружений и коммуникаций должна быть выбрана до утверждения задания на проектирование. При выборе местоположения площадки подстанции следует руководствоваться общими требованиями Норм технологического проектирования подстанций 35-750 кВ. Необходимыми требованиями при размещении подстанции в городских условиях являются: увязка проекта подстанции с архитектурой существующей и проектируемой застройки районов; обеспечение возможности доставки тяжеловесного оборудования от места его разгрузки до площадки подстанции по улицам и проездам; учет вредного воздействия промышленного шума от подстанции.

6.15. Подстанции глубокого ввода напряжением 110 кВ и выше с трансформаторами 25 MB·А и более, размещаемые непосредственно на селитебной территории, следует предусматривать закрытого типа. Минимальные расстояния от закрытых подстанций 110 кВ и выше до жилых и культурно-бытовых зданий ориентировочно составляют:


при трансфоматорах мощностью	63	МВ·А	30 м
то же	125	"	50 "
"	200	"	70 ".

6.16. При открытой установке трансформаторов и оборудования необходимо выдерживать соответствующие разрывы до жилых и общественных зданий и мест пребывания людей. Без проведения специальных шумозащитных мероприятий на подстанциях напряжением 110 кВ и выше минимальные расстояния рекомендуется принимать в соответствии с данными табл.48.

Таблица 48


Мощность трансформаторов, MB·А	Расстояние, м, от подстанции до
	жилых зданий, спальных помещений детских учреждений, поликлиник		школ и учебных заведений, гостиниц, клубов, библиотек	площадок отдыха в микрорайонах	предприятий торговли, общественного питания, коммунально-бытового обслуживания
40	Св.	300	250	150	50
63	"	700	500	350	100
125	"	1000	800	600	350

Примечание. При установке двух или нескольких трансформаторов и трансформаторов большей мощности, а также при уменьшении указанных в таблице расстояний обеспечение нормируемого уровня звукового давления в расчетных точках должно быть подтверждено специальным акустическим расчетом.

ПОДСТАНЦИИ НАПРЯЖЕНИЕМ 35-110-220 кВ

Закрытые подстанции

6.17. В центральных районах городов с многоэтажной застройкой подстанции глубокого ввода напряжением 35-220 кВ следует сооружать закрытого типа. Это позволяет размещать подстанции в районах с высокой плотностью электрических нагрузок при использовании минимальной территории. На подстанции глубокого ввода не возлагаются функции коммутационных узлов сети высокого напряжения, что определяет использование для них упрощенных схем электрических соединений. Сооружение подстанции закрытого типа с развитым РУ высокого напряжения следует предусматривать в исключительных случаях, при большом количестве отходящих кабельных линий напряжением 35-110 кВ.

Основные показатели закрытых подстанций приведены в табл.49.

Таблица 49


Характеристика подстанций	Номер типового проекта	Мощность трансфор- маторов, МВ·А	Стоимость, тыс. руб.			Площадь застрой- ки, м	Строи- тельный объем, м
			всего*	в том числе
				оборудования	СМР
С трансформаторами 35/6-10 кВ	407-3-234	до 2х25	394	233	161	465	7478
С трансформаторами 110/6-10 кВ
Исполнение:
в железобетоне	407-3-245	до 2х63	685	374	311	930	11045
в кирпиче			667	374	293	924	10969

_______________

* Предварительные данные без учета стоимости внешних инженерных сетей и затрат на благоустройство территории.

Подстанции напряжением 35 к В

6.18. Подстанции сооружаются по типовому проекту 407-3-234, разработанному Энергосетьпроектом, рассчитаны на установку трансформаторов мощностью до 2х25 MB·А и предназначены для использования в воздушной и кабельной сети в районах с обычными геологическими условиями. Все оборудование подстанции размещается в трехатажном здании размером (в плане) 18х24 м. Высота здания 15 м.

Выполнение ЗРУ-35 кВ по типовому проекту предусматривается по следующим схемам:

мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов;
два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой;
два блока с отделителями и автоматической перемычкой.

Распределительное устройство 10 кВ комплектуется из камер КРУ2-10Э. При установке трансформаторов мощностью до 16 MB·А ЗРУ-10 - двухсекционное; при установке трансформаторов мощностью 25 MB·А с расщепленными обмотками ТРДН - четырехсекционное. Предусмотрена возможность установки заземляющих реакторов - соответственно двух или четырех.

Подстанция предназначена для эксплуатации без постоянного дежурного персонала с централизованным обслуживанием. Релейная защита и автоматика выполняются на переменном оперативном токе.

Предусматривается возможность телемеханизации подстанции.

Подстанции напряжением 110 кВ

6.19. Подстанции сооружаются по типовому проекту 407-3-245, разработанному Энергосетьпроектом. Подстанция применяется в районах с обычными геологическими условиями и рассчитана на установку двух трансформаторов мощностью до 63 MB·А. На напряжении 110 кВ принимается упрощенная схема из двух блоков линия-трансформатор с перемычкой между ними (автоматической или неавтоматической) с установкой отделителей и короткозамыкателей. На напряжении 10 кВ предусматривается обычная, секционированная выключателями, система шин с двумя или четырьмя секциями. Число отходящих линий 10 кВ принимается 24, 32 или 36 в зависимости от мощности трансформатора. На стороне 10 кВ предусмотрена установка дугогасящих реакторов.

Все элементы подстанции размещаются в двухэтажном здании размером 30X30 м. На втором этаже находится РУ 110 кВ и пункт управления, на первом этаже - РУ 10 кВ, камеры силовых трансформаторов (собственных нужд) и заземляющих реакторов, помещение подпитывающих баков кабельных линий и помещение для ремонтного персонала. Здание подстанции сооружается из сборного железобетона или кирпича.

Подстанция предусматривается без постоянного дежурного персонала с централизованным обслуживанием. Релейная защита и автоматика выполняются на переменном или выпрямленном оперативном токе. Предусмотрена возможность телемеханизации подстанции, объем которой определяется при привязке.

Открытые подстанции

6.20. Подстанции напряжением 35-110-220 кВ с открытым расположением оборудования, используемые в городах и поселках для питания промышленных и коммунальных потребителей, весьма многообразны. Индустриализация строительства и монтажа подстанций, снижение трудозатрат и сокращение расхода материалов на строительные работы определили необходимость перейти от изготовления в заводских условиях узлов и деталей к производству комплектных трансформаторных подстанций КТП.

Комплектные подстанции КТПБ

6.21. Комплектные трансформаторные подстанции из блоков заводского изготовления КТПБ выпускаются Куйбышевским заводом "Электрощит" напряжением 35-110/10 и 110/35/10 кВ с упрощенными схемами электрических соединений на стороне ВН. Наряду с упрощенными схемами электрических соединений новая серия предусматривает производство КТПБ по схемам с выключателями на стороне 110 кВ.

В объем заводской поставки входит основное электротехническое оборудование (за исключением силовых трансформаторов), металлоконструкции РУ, ошиновка и вспомогательное оборудование.

КТПБ рассчитаны на использование в районах как с нормальной изоляцией по ГОСТ 9920-75* (I, II и III степень загрязненности атмосферы), так и с усиленной (IV степень загрязненности).

________________

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ 9920-89, здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

ОРУ 110 и 35 кВ выполняются из отдельных унифицированных блоков, состоящих из металлического каркаса со смонтированным оборудованием, включая элементы вторичных устройств.

Максимальная мощность трансформаторов, устанавливаемых в КТПБ, составляет 16 MB·А при напряжении 35 кВ и 40 MB·А при 110 кВ. КТПБ 220 кВ рассчитаны на установку автотрансформаторов мощностью до 125 MB·А.

На стороне 10 кВ КТПБ устанавливаются ячейки наружной установки (КРУН-К-37 и др.). Конструкции для ОРУ 110 и 35 кВ КТПБ поставляются в блоках.

Компоновка двухтрансформаторных КТПБ предусматривает возможность выполнения подстанции в две очереди с поставкой в первую очередь элементов КТПБ, относящихся к силовому трансформатору, блоков перемычки 35 и 110 кВ и блока с секционным выключателем 35 кВ. Выходы линий 10 кВ могут быть воздушными и кабельными. Основные параметры подстанций КТПБ приведены в табл.50.

Таблица 50


Схема на стороне ВН	Напря- жение, кВ	Количество, шт. и мощность трансформа- торов, МВ·А	Количество присоединяемых линий на стороне			Размеры ПС в ограде (м х м)	Расчетная стоимость, тыс. руб.
			ВН	СН	НН
Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий ВН или мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов	220/10-10	2х (4063)	2	-	42-50	51x72	670740
	220/35/10	2х(2540)	2	4	22	51x84	610730
	220/110/10	2x125	2	4	50	111x160	1170*
		2x63	2	4	50	111x80	1060*
Блок-линия - трансформатор с отделителем	110/10	1x(2,516)	1	-	5-11	21x39	110150
	110/10-10	1x(2540)	1	-	21	21x54	195220
	110/35/10	1x(6,340)	1	2	5-20	21x60	155230
Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии ВН	110/10	2х(2,516)	2	-	10-22	36x48	200270
	110/10-10	2х(2540)	2	-	42	36x54	350400
	110/35/10	2х(6,310)	2	4	10-16	36x66	280310
	110/35/10	2х(2540)	2	4	22	-	370420
Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии ВН	110/10	2х(2,516)	2	-	10-22	39x48	260340
	110/10-10	2х(2540)	2	-	42	39x51	430465
	110/35/10	2х(6,340)	2	4	10-22	39x66	340565
Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов	110/10	2х(2,516)	2	-	10-22	36x48	300380
	110/10-10	2х(2540)	2	-	42	42x60	500540
	110/35/10	2x(6,340)	2	4	10-22	36x66	410570
Мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепях линий	100/10	2х(2,516)	2	-	10-22	42x54	330410
	110/10-10	2х(2540)	2	-	22	42x60	530570
	110/35/10	2х(6,340)	2	4	10-42	42x75	440600
	35/10	2х(6,316)	2	-	8	27x39	165230
Одна рабочая секционированная выключателем система шин	35/10	2х(6,316)	2	-	8	36x39	190260

_______________

* Данные предварительные.

Примечания.

1. Расчетные стоимости КТПБ приведены в целом по подстанции, включая постоянную часть затрат.
2. Количество ячеек СН и НН соответствует комплектации завода, за исключением 220 кВ. Для другого количества ячеек стоимости КТПБ следует скорректировать.

Подстанции напряжением 110 кВ единой серии

6.22. Электропроектом разработана единая серия открытых подстанций 110 кВ, которые утверждены Госстроем СССР как типовые для электроснабжения промышленных предприятий. Подстанции могут быть использованы в городах и поселках для совместного питания коммунально-бытовой и промышленной нагрузки.

Подстанции без выключателей на стороне высшего напряжения выполняются по схемам: два блока линия - трансформатор с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии; два блока линия - трансформатор с отделителями без перемычки с усиленной изоляцией аппаратуры.

Подстанции не имеют постоянного дежурного персонала.

Распределительное устройство напряжением 10 кВ - закрытое и комплектуется из камер КРУ-10-20 УЗ. Релейная защита и автоматика выполнены на переменном токе. Максимальное количество отходящих линий при двух секциях РУ-10 кВ составляет 2433 (в зависимости от мощности трансформатора), при четырех секциях - 3254.

Основные показатели подстанций единой серии приведены в табл.51.

Таблица 51


Тип подстанции	Номер типового проекта	Мощность трансформа- тора, MB·А	Стоимость*, тыс. руб.			Габариты площадки подстанции, м
			всего	в том числе
				оборудование	СМР
110-4-2х16-10-1 (А-20)	407-3-309	6,3; 10; 16	262	168	94	54x51
110-4-2х25-10-1 (Б-20)	407-3-310	16; 25	328	227	101	54x51
110-3 (У)-2х16-10-1 (А-20)	407-3-311	6,3; 10; 16	263	173	90	51x48
110-3 (У) -2х25-10-1 (Б-20)	407-3-312	16; 25	328	232	96	51x48
110-4-2х40-10-2 (А-20-1)	407-3-262	25; 32; 40	413	267	146	54,2x51
110-4-2х40-10-2 (А-20-2)	407-3-291	25; 32; 40	431	286	145	54,2x51
110-4-2х63-10-2 (Б-20-2)	407-3-292	40; 63	502	342	160	54,2x51
110-4-2х63-10-2 (Б-20-3)	407-3-293	40; 63	530	361	169	54,2x51
110-3(У)-2х40-10-2 (А-20-1)	407-3-294	25; 32; 40	405	273	132	48,2x51
110-3(У)-2х40-10-2 (А-20-2)	407-3-295	25; 32; 40	434	292	142	48,2x51
110-3(У)-2х63-10-2 (Б-20-2)	407-3-296	40; 63	502	347	155	48,2x51
110-3(У)-2х63-10-2 (Б-20-3)	407-3-297	40; 63	532	366	166	48,2x51
110-4-2х63-10-2 (Б-31,5-1)	407-3-341.83	40; 63	610	473	137	54x51
110-4-2х80-10-2 (Б-31,5-2)	407-3-342.83	63; 80	707	557	150	54x51
110-3(У)-2х63-10-2 (Б-31,5-1)	407-3-339.83	40; 63	612	478	134	48x51
110-3(У)-2х80-10-2 (Б-31,5-2)	407-3-340.83	63; 80	712	564	148	48x51

_______________

* Данные предварительные.

Продолжение табл.51


Тип подстанции	Строи- тельный объем здания, м	Основные параметры
		ОРУ 110 кВ	ЗРУ 10 кВ
		изоляция аппаратуры	тип ячеек	номинальный ток вводных выключателей, А	ток отклю- чения, кА	количество
						секций, шт.	максимальное отходящих линий, шт.	заземляющих реакторов, шт.
110-4-2х16-10-1 (А-20)	1285	Нормальная	КРУ2-10 20У3	1600	20	2	24	-
110-4-2х25-10-1 (Б-20)	1538	"	"	3200	20	2	33	-
110-3(У)-2х16-10-1 (А-20)	1285	Усиленная	"	1600	20	2	24	-
110-3(У)-2-х25-10 1 (Б-20)	1538	"	"	3200	20	2	33	-
110-4-2х40-10-2 (А-20-1)	2698	Нормальная	"	1600	20	4	32	-
110-4-2x40-10-2 (А-20-2)	3145	"	"	1600	20	4	44	-
110-4-2х63-10-2 (Б-20-2)	3145	"	"	3200	20	4	40	4
110-4-2х63-10-2 (Б-20-3)	3592	"	"	3200	20	4	54	4
110-3(У)-2х40-10-2 (А-20-1)	2698	Усиленная	"	1600	20	4	32	4
110-3(У)-2х40-10-2 (А-20-2)	3145	"	"	1600	20	4	44	4
110-3(У)-2х63-10-2 (Б-20-2)	3145	"	КРУ2-10 20У3	3200	20	4	40	4
110-3(У)-2х63-10-2 (Б-20-3)	3592	"	"	3200	20	4	54	4
110-4-2x63-10 2 (Б-31,5-1)	3203	Нормальная	КР-10/31,593	3200	31,5	4	31	4
110-4-2Х80-10-2 (Б-31,5-2)	3649	"	"	3200	31,5	4	45	4
110-3(У)-2х63-10-2 (Б-31,5-1)	3203	Усиленная	"	3200	31,5	4	31	4
110-3(У)-2х80-10-2 (Б-31,5-2)	3649	"	"	3200	31,5	4	45	4

Примечания.

1. Область применения типовых проектов:
- расчетная температура наружного воздуха - минус 20, 30, 40 °С;
- климатические районы СССР - I, II, III;
- инженерно-геологические условия - обычные.
2. Для районов с атмосферой, не загрязненной промышленными уносами, применяются подстанции с изоляцией аппаратуры 110 кВ категории А по ГОСТ 9920-75 с изм.
3. Для районов с загрязненной атмосферой (II степень по СН 174-75*) применяются подстанции с усиленной изоляцией аппаратуры 110 кВ категории Б по ГОСТ 9920-75 с изм.

________________

* На территории Российской Федерации документ не действует. Заменены на НТП ЭПП-94. - Примечание изготовителя базы данных.

ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

6.23. Для ВЛ напряжением 35 кВ и выше используются унифицированные опоры. Обозначение опор отражает следующие признаки: вид опоры, обозначаемый буквами: П - промежуточная, У - угловая и анкерно-угловая, С - специальная (ответвительная, повышенная и т.д.); материал опор, обозначаемый буквами: Б - железобетон, Д - дерево; для металлических опор буквенное обозначение опускается; напряжение, обозначаемое цифрами 35, 110, 220 и т.д. Для ВЛ напряжением 0,4-10 кВ в городских условиях применяются железобетонные опоры и деревянные опоры с железобетонными приставками. Опоры 0,4 кВ рассчитаны также на подвеску проводов радиосети и установку светильников наружного освещения.

6.24. Линии электропередачи выполняются с проводами из алюминия (алюминиевых сплавов) и стали.

6.25. Для BЛ напряжением 35 кВ и выше применяются подвесные изоляторы тарелочного типа из фарфора или закаленного стекла. Провода ВЛ напряжением: 0,4, 6 и 10 кВ крепятся на опорах к штыревым изоляторам из стекла или фарфора. Для ВЛ напряжением 0,4 кВ широко применяются фарфоровые изоляторы ТФ и стеклянные изоляторы НС, а для ВЛ 6-10 кВ - штыревые изоляторы из фарфора или стекла, состоящие, как правило, из одной фарфоровой детали. Анкерное крепление алюминиевых проводов сечением 95-120 мм на опорах ВЛ 6-10 кВ осуществляется с помощью натяжных гирлянд, состоящих из одного изолятора подвесного типа.

Крепление гирлянд изоляторов к опорам, подвеска проводов к гирляндам и крепление тросов выполняется с помощью деталей линейной арматуры и набора узлов. Выбор арматуры ведется по каталогам ВПО Союзэлектросетьизоляция.

КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ

Общие положения

6.26. В соответствии с п.7.11 ВСН 97-83 при застройке селитебной территории городов и поселков зданиями высотой 4 этажа и выше линии электропередачи напряжением до 20 кВ должны, как правило, выполняться кабельными.

6.27. Трасса кабельной линии выбирается с учетом наименьшего расхода кабеля, существующей и намечаемой планировки района, обеспечения сохранности кабеля от механических повреждений, от коррозии (почвенной и блуждающими токами) и т.д.

6.28. Трасса кабельной линии должна быть нанесена на план с привязкой ее координат по отношению к фундаментальным постройкам или к специально установленным знакам; для линий напряжением 35 кВ и выше выполняется продольный профиль с высотными отметками с указанием муфт, кабельных колодцев и подпитывающих пунктов. Кабельные линии напряжением 10 (6)-20 кВ, отходящие от РУ ЦП в одном направлении в количестве более 20 кабелей, должны прокладываться в туннеле.

6.29. В городах и поселках кабельные линии следует, как правило, прокладывать в земле (в траншеях) по непроезжей части улиц (под тротуарами), по дворам и техническим полосам в виде газонов с кустарниковыми посадками. По улицам и площадям, насыщенным подземными коммуникациями, прокладку кабельных линий при соответствующих технико-экономических обоснованиях рекомендуется выполнять в коллекторах и туннелях совместно с другими инженерными сетями. При пересечении улиц и площадей с усовершенствованными покрытиями и с интенсивным движением транспорта кабельные линии прокладываются в блоках или трубах.

6.30. Для кабельных линий, прокладываемых по трассам, проходящим в различных грунтах и условиях окружающей среды, выбор конструкций кабелей следует производить по участку с наиболее тяжелыми условиями, если длина участков с более легкими условиями не превышает строительной длины кабеля. При значительной длине отдельных участков трассы с различными условиями прокладки для каждого из них должны выбираться соответствующие конструкции кабелей. Для кабельных трасс с различными условиями охлаждения сечения кабелей должны выбираться по участку трассы с худшими условиями охлаждения, если длина его составляет более 10 м.

6.31. Условия прокладки кабелей по городской территории приводят к необходимости увеличения сечения на отдельных участках трассы (прокладка в трубах, каналах, коллекторах и т.д.). Наибольшее сечение кабельной линии, как правило, не должно превышать 185 мм, что позволяет выполнять врезки кабелем максимального сечения 240 мм.

6.32. В городских сетях применяются преимущественно кабели с алюминиевыми жилами в алюминиевой оболочке. Для прокладки в земле рекомендуются бронированные кабели и кабели в шланговой оболочке, заменяющей броню.

6.33. Если в процессе эксплуатации или монтажа кабель подвергается значительным растягивающим усилиям, то для прокладки выбирают кабели не с ленточной броней, а с броней из круглой или плоской стальной оцинкованной проволоки. Значительные растягивающие усилия, возникающие в процессе эксплуатации кабелей, могут иметь место при их прокладке в насыпных, болотистых, пучинистых и многолетнемерзлых грунтах, в воде.

6.34. Для прокладки на дне больших рек с быстрым течением применяются только кабели с круглой проволочной броней и по возможности одной строительной длины.

При пересечении небольших несудоходных и несплавных рек и водоемов можно ограничиться применением кабелей с ленточной броней, если усилия натяжения в кабеле, ожидаемые при его монтаже, не превышают допустимых значений.

6.35. В сетях напряжением 110-220 кВ применяются маслонаполненные кабели, в которых бумажная изоляция находится под постоянным избыточным давлением.

6.36. Классификация маслонаполненных кабелей производится по длительно допустимому давлению и конструктивному исполнению. В нашей стране применяются следующие типы маслонаполненных кабелей:

кабели низкого давления в свинцовой оболочке с упрочняющим покровом, работающие при длительно допустимом давлении от 0,25 до 3 кгс/см или в алюминиевой оболочке - от 0,25 до 5 кгс/см (ранее кабели этого типа назывались кабелями среднего давления). Максимально возможная разность уровней между стопорными муфтами не должна превышать 20-25 м;
кабели высокого давления в стальной трубе с маслом под давлением 11-16 кгс/см. Максимально возможная разность уровней между стопорными муфтами определяется минимально допустимым снижением давления масла в трубопроводе до 12 кгс/см.

В сетях напряжением 110 кВ наибольшее распространение находят кабели низкого давления. Маслонаполненные кабели высокого давления марки МВДТ изготовляются напряжением 110 и 220 кВ. Прокладка трех однофазных кабелей этого типа осуществляется в предварительно проложенной стальной трубе со стенками толщиной, как правило, 10 мм, которую заполняют специальным маслом.

Трубы покрывают противокоррозионным покрытием. Поддержание давления в кабельной линии и подпитка ее маслом осуществляется от автоматически действующей насосной станции, установленной на одном или на обоих концах линии.

В настоящее время промышленностью осваивается выпуск кабелей 110 и 220 кВ с пластмассовой изоляцией.

Прокладка кабельных линий в земле

6.37. В одной траншее возможна прокладка не более 5-6 кабелей. Дальнейшее увеличение количества кабелей резко снижает их пропускную способность из-за взаимного теплового влияния.

Кабели в траншее прокладываются "змейкой" (с запасом по длине до 3%) для компенсации температурных деформаций и из-за возможных смещений почвы. Габариты кабельных траншей и охранных зон принимаются по табл.52 и рис.42.

Рис.42. Габариты траншей и охранных зон для кабельных линий напряжением до 35 кВ

Таблица 52


Тип тран- шеи	Размеры, мм			Количество кабелей одного назначения в траншее				Количество плит или кирпича на 1 км траншеи, шт.				Минимальный объем земляных работ на 1 км траншеи, м
	В	Н	В	силовых напряжением, кВ			конт- рольных	Размеры плит, мм (при толщине 50 мм)			Кирпич
				35	20	до 10		250x500	400x600	550x900
Т-1	200	900	2200	-	-	1	1-5	-	-	-	4200	180
Т-2	300	900	2300	-	1	1-2	6-10	2000	-	-	8300	270
Т-3	300	1250	2300	1	-	-	-	2000	-	-	8300	375
Т-4	400	900	2400	-	-	2-3	8-12	-	1660	-	12000	360
Т-5	500	900	2500	-	-	3-4	10-16	4000	-	-	16000	450
Т-6	630	900	2630	-	2	4-5	12-20	-	2500	1110	20000	567
Т-7	630	1250	2630	2	-	-	-	-	2500	1110	20000	788
Т-8	800	900	2800	-	-	5-6	16-26	6000	-	-	24000	720

Примечания.

1. Глубина траншеи (900 и 1250 мм) задана от поверхности земли окончательно спланированной территории (от планировочной отметки).
2. В одной траншее рекомендуется прокладывать не более 6 силовых кабелей.
3. Объемы земляных работ приведены для траншей с отвесными стенками. При необходимости рытья траншей с углами естественного откоса принимать соответствующие поправки. Траншеи глубиной до 1 м могут выполняться без откосов.
4. Охранная зона (B) выделяется для кабельных линий напряжением 1 кВ и выше, в пределах которой запрещается сбрасывать большие тяжести, выливать кислоты и щелочи, устраивать различные свалки, в том числе свалки шлака и снега; не допускается укладка других коммуникаций без согласования с организацией, эксплуатирующей кабельную линию.

6.38. Размеры земельных участков, отводимых для кабельных линий, и охранные зоны при их прокладке в земле установлены "Правилами охраны электрических сетей напряжением свыше 1000 В"* (утверждены постановлением Совета Министров СССР от 26 марта 1984 г. N 255). В пределах зоны не допускается укладка других коммуникаций без согласования с организацией, эксплуатирующей кабельную линию. Габариты для прокладки кабельных линий в земле определены ПУЭ. Защита от механических повреждений выполняется для кабелей 20-35 кВ железобетонными плитами, для кабелей до 10 кВ - плитами или кирпичом на всем протяжении (применение силикатного, также глиняного, пустотелого или дырчатого кирпича не допускается), а для кабеля до 1 кВ - только в местах частых раскопок.

________________

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют Правила установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон. - Примечание изготовителя базы данных.

6.39. Глубина заложения кабельных линий от планировочной отметки должна быть не менее: при напряжении до 20 кВ - 0,7 м, 35 кВ - 1 м, при пересечении улиц и площадей - 1 м. Кабельные маслонаполненные линии напряжением 110-220 кВ прокладываются ниже уровня промерзания грунта и должны иметь глубину заложения от планировочной отметки не менее 1,5 м.

6.40. Пример прокладки в траншее маслонаполненной двухцепной кабельной линии 110 кВ низкого давления показан на рис.43. Однофазные кабели каждой цепи располагаются по вершинам равностороннего треугольника. Кабели по всей длине защищаются от механических повреждений железобетонными плитами.

Рис.43. Прокладка двухцепной кабельной линии 110 кВ низкого давления в траншее

1 - кабель 110 кВ; 2 - контрольный кабель; 3 - засыпка просеянным грунтом; 4 - железобетонные плиты

В одной траншее с кабелями 110 кВ и выше прокладывается сигнальный кабель, который сверху защищается кирпичом.

6.41. Типовые решения по прокладке кабельных линий до 35 кВ на участках их сближения и пересечения с различными инженерными сооружениями и коммуникациями даны в типовом проекте 4.407-251 "Прокладка кабелей напряжением до 35 кВ в траншеях", разработанном ГПИ Тяжпромэлектропроект. На рис.44 приведены примеры прокладки кабелей до 35 кВ в траншеях.

Рис.44. Примеры прокладки кабелей до 35 кВ в траншеях

а - кабели 10 кВ с контрольными кабелями; б - кабели 35 кВ с кабелями 20 или 10 кВ или контрольными кабелями; в - кабели 10 кВ с кабелями 1 кВ и с кабелями другой организации или кабелями связи; г - кабели 35 кВ с кабелями 20 или 10 кВ и с кабелями другой организации; д - кабели 10 кВ с кабелями другой организации; 1 - железобетонные плиты; 2 - кирпич или железобетонные плиты; 3 - засыпка просеянным грунтом; 4 - кабель 35 кВ; 5 - кабель 20 кВ; 6 - кабель 10 кВ; 7 - кабель до 1 кВ; 8 - контрольный кабель; 9 - кабель связи; 10 - кабель другой организации

6.42. Переход кабельной линии через магистральную автодорогу или железную дорогу может быть выполнен закрытым способом методом прокола или горизонтального бурения. В отдельных случаях переход может быть выполнен методом щитовой проходки. В местах пересечения других улиц кабели прокладываются открытым способом в отдельных асбестоцементных трубах внутренним диаметром 100150 мм.

6.43. По трассе кабельной линии устанавливаются указатели колодцев и углов поворота.

6.44. Кабельная линия должна быть заземлена. Металлическая оболочка кабеля и броня соединяются между собой и с корпусом концевых, соединительных стопорных муфт, которые в свою очередь присоединяются к заземляющему контуру.

ПРОКЛАДКА КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ В СООРУЖЕНИЯХ

6.45. При большом количестве линий кабели прокладываются в специальных подземных сооружениях. На магистральных проездах используются общие подземные коллекторы, для кварталов применяются внутриквартальные коллекторы.

Для размещения только силовых и контрольных кабелей используются туннели проходного (высота - 2,1 м) и полупроходного (1,65 м) исполнения. Длина последнего не должна превышать 10-15 м.

Подземные туннели должны иметь поверх перекрытия слой земли толщиной не менее 0,5 м.

По территории подстанций поток кабелей отходящих линий прокладывается, как правило, в каналах, которые зачастую выходят за пределы ограды подстанции.

Прокладка в каналах применяется при среднем количестве кабелей в потоке 2030. Так, например, в канале размером 1200х1200 мм можно проложить 30 кабелей наружным диаметром 65 мм или 40 кабелей диаметром 50 мм.

6.46. В кабельных сооружениях кабели рекомендуется прокладывать целыми строительными длинами. Размещение кабелей в сооружениях принимается следующим: контрольные кабели и кабели связи, силовые кабели напряжением до 1 кВ, силовые кабели выше 1 кВ. Контрольные кабели и кабели связи могут размещаться и под силовыми кабелями.

6.47. При прокладке силовых кабелей в коллекторах совместно с другими инженерными сетями их расположение принимается:

а) при двухрядном расположении сетей: с одной стороны прохода, сверху, должны быть проложены кабели связи и контрольные, под ними - теплопроводы, с другой стороны прохода, сверху - силовые кабели, ниже кабели связи, внизу водопроводы;
б) при однорядном расположении: сверху должны быть расположены силовые кабели, под ними кабели связи и контрольные, ниже - теплопроводы и водопроводы.

Вертикальное расстояние между консолями для укладки силовых кабелей принимается 200 мм, для укладки контрольных кабелей и кабелей связи - 150 мм, горизонтальное расстояние в свету между силовыми кабелями - 35 мм, но не менее диаметра кабеля.

Расстояние между параллельно проложенными силовыми кабелями и трубопроводами, как правило, должно быть не менее 0,5 м, а между газопроводами и трубопроводами с горючими жидкостями - не менее 1 м.

Подводная прокладка кабельных линий

6.48. Подводные кабельные переходы сооружают через реки, каналы, озера, водохранилища, морские заливы и проливы.

Длина кабельного перехода через водные препятствия и способы заглубления кабеля, марка кабеля подводного перехода, берегоукрепительные и прочие виды работ зависят от конкретных местных гидрогеологических условий и основываются на тщательных инженерных изысканиях.

6.49. При пересечении кабельными линиями рек, каналов и др. прокладка осуществляется на участках с дном и берегами, мало подверженными размыванию, а при прокладке в море с учетом глубины, скорости и силы перемещения воды в месте перехода, профиля дна, химического состава дна и воды.

Прокладка кабелей в зонах пристаней, гаваней, паромных переправ, а также зимних регулярных стоянок судов и барж не рекомендуется.

6.50. Кабели, как правило, должны заглубляться в дно на глубину 1 м и на прибрежных и мелководных участках, а также на судоходных и сплавных путях и 2 м - при маслонаполненных кабелях. В водоемах, где периодически производятся дноуглубительные работы, кабели заглубляются в дно до отметки, согласованной с организациями водного транспорта.

6.51. Расстояние между кабелями, заглубляемыми в дно рек, каналов и т.д. с шириной водоема до 100 м, рекомендуется принимать не менее 0,25 м. Вновь сооружаемые подводные кабельные линии должны прокладываться на расстоянии от действующих кабельных линий не менее 1,25 м глубины водоема. При прокладке в воде маслонаполненных кабельных линий низкого давления на глубине 5-15 м и при скорости течения до 1 м/с расстояние между отдельными фазами рекомендуется принимать не менее 0,5 м, а между крайними кабелями параллельных линий - не менее 5 м.

6.52. При прокладке в воде трех и более кабелей напряжением до 35 кВ должен быть предусмотрен один резервный кабель на каждые три рабочих. При прокладке в воде кабельных маслонаполненных линий из однофазных кабелей должен быть предусмотрен резерв: для одной линии - одна фаза, для двух линий - две фазы, для трех и более - по проекту, но не менее двух фаз. Резервные фазы должны быть проложены таким образом, чтобы они могли быть использованы взамен действующих рабочих фаз.

Прокладка кабелей на вертикальных и крутонаклонных участках трассы

6.53. Кабели напряжением 1-6 кВ с бумажной изоляцией выпускаются не только с вязкой пропитанной изоляцией, но и обедненной изоляцией.

Указанные кабели без применения специальных устройств (например, стопорных муфт) предназначены для прокладки на трассах с разностью уровней между высшей и низшей точкой расположения кабеля, указанных в табл.53.

Таблица 53


Номинальное напряжение кабеля, кВ	Пропитка изоляции	Характеристика кабелей		Разность уровней, м, до
		Небронированные:
1; 3	Вязкая	в алюминиевой оболочке		25
		в свинцовой	"	20
		Бронированные		25
	Обедненная	в алюминиевой оболочке		Без ограничения
		в свинцовой	"	100
	Вязкая	В алюминиевой оболочке		20
		В свинцовой	"	15
6	Обедненная	В алюминиевой или свинцовой оболочке		100
10	Вязкая	То же		15
20; 35		"		15

В случае соединения отрезков кабелей с помощью свинцовых соединительных муфт необходимо руководствоваться данными табл.53 о допустимых разностях уровней и в необходимых случаях предусматривать специальные стопорные муфты.

6.54. В настоящее время промышленностью выпускаются соединительные эпоксидные муфты, выполняющие роль стопорных, что позволяет значительно расширить область применения обычных кабелей с бумажной изоляцией с вязкой пропиткой при разности уровней между высшей и низшей точками трассы, превышающей допустимые разности уровней.

6.55. В соответствии с ГОСТ 18409-73* с изм. выпускаются силовые кабели с бумажной изоляцией, пропитанной нестекающим составом, которые предназначены для прокладки на вертикальных и крутонаклонных участках трасс без ограничения разности уровней. Данные кабели являются достаточно дефицитными и применение их рекомендуется ограничивать, используя по возможности обычные кабели с пропитанной бумажной изоляцией с вязкой пропиткой согласно ГОСТ 18410-73 с изм., с применением эпоксидных соединительных муфт, выполняющих, как уже отмечалось выше, роль стопорных.

_________________

* Документ отменен без замены, здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

Защита кабелей от коррозии

6.56. Защита кабелей от коррозии включает в себя защиту от почвенной коррозии и защиту от коррозии блуждающими токами, выполняемую в соответствии с ГОСТ 9.015-74* с изм. Единая система защиты от коррозии и старения. Подземные сооружения. Общие технические требования.

________________

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ 9.602-2005, здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

Коррозионная активность грунтов, грунтовых и других вод по отношению к броне кабеля (сталь) и его оболочкам (свинец, алюминий) оценивается по данным соответствующих химических анализов по показателям, характеризующим их наибольшую коррозионную активность (низкая, средняя, высокая).

6.57. Способы защиты кабелей от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами включают рациональный выбор: трассы прокладки кабеля; конструкции защитного покрытия кабеля; использование специальных методов прокладки кабеля (каналы, туннели, коллекторы); катодную поляризацию.

Для защиты кабеля от коррозии блуждающими токами также выполняются мероприятия по ограничению величины блуждающих токов на их источниках (электрифицированные железные дороги, метрополитен, трамвай, промышленные предприятия).

6.58. Катодная поляризация осуществляется постоянным током, протекающим из грунта в кабель под действием приложенной разности потенциалов "кабель-земля".

Источником постоянного тока являются катодная станция или протекторы, представляющие собой в соединении с кабелем и окружающей средой электрохимический источник постоянного тока. По принципу действия эти два вида катодной защиты одинаковы, но защита при помощи катодной станции является более мощной. Для поддержания защитных потенциалов в требуемом диапазоне эффективно применение автоматических катодных станций.

6.59. Для расчета катодной защиты используются величины продольного, переходного и входного сопротивления, а также удельное сопротивление грунта. Величины сопротивлений существенно зависят от старения защитного покрова кабеля и от сезонных изменений температуры и влажности грунта. Точный расчет катодной защиты практически невозможен. Коррективы в защитные параметры вносятся при настройке катодной защиты.

6.60. В настоящее время выпускается кабель марки ААШпс с защитным шлангом из кассполена, имеющий высокие физико-механические характеристики и хорошие электроизоляционные свойства. Этот кабель рекомендуется использовать для прокладки в грунтах с высокой коррозионной активностью и при наличии блуждающих токов. Для прокладки в агрессивных грунтах следует применять кабель марки ААШп с защитным шлангом из полиэтилена. При применении кабелей указанных марок не требуется защита от почвенной коррозии и блуждающих токов.

Технические параметры кабелей

6.63. Строительные длины кабелей напряжением 1-35 кВ с пропитанной бумажной изоляцией по ТУ 16.705.249-82 даны в табл.60; кабелей с пластмассовой изоляцией напряжением до 3 кВ по ГОСТ 16442-80 с изм. в табл.61.

Таблица 60


Номинальное напряжение, кВ	Сечение основных жил, мм	Строительная длина не менее, м	Дополнительные данные
1	до 70	300	Допускается в партии не более 10% кабелей длиной не менее 50 м
1	95 и 120	250
1	150 и более	200
6 и 10	до 70	300	То же, 5% кабелей длиной не менее 100 м
6 и 10	95 и 120	250
6 и 10	150 и более	200	То же, 5% кабелей длиной не менее 50 м
35	все сечения	250	То же, 5% кабелей длиной не менее 100 м

Примечания.

1. Для кабелей напряжением 1,6 и 10 кВ приводятся минимальные значения строительной длины в партии.
2. Строительные длины одножильных кабелей напряжением 35 кВ согласовываются при заказе.

Таблица 61


Сечение основных жил, мм	Строительная длина, м	Дополнительные данные
1,5-16	150	Допускается в партии не более 20% кабелей длиной не менее 50 м
25-70	300	То же, не более 10% кабелей длиной не менее 50 м
95 и выше	200	"

6.64. Технические параметры (масса) трехжильных кабелей напряжением 1 кВ даны в табл.62; четырехжильных кабелей напряжением 1 кВ - в табл.63; кабелей напряжением 6 кВ - в табл.64, 65; кабелей напряжением 10 кВ - в табл.66, 67; кабелей напряжением 35 кВ - в табл.68, 69; кабелей напряжением 110 и 220 кВ - в табл.70.

Таблица 62


Сечение жил, мм	Масса цветного металла, кг/км			Масса кабеля, кг/км
	алюминиевых жил	свинцовой оболочки		АСБ	АСКл
		АСБ	АСКл
3x10	82	511	-	1351	-
3x16	131	598	-	1598	-
3x25	204	602	886	1633	3825
3x35	285	755	1077	1958	4335
3x50	408	854	1215	2277	4840
3x70	571	1036	1438	2720	5479
3x95	775	1316	1719	3328	6275
3x120	979	1474	2093	3830	7217
3x150	1228	1839	2555	4732	8516
3x185	1527	2172	2963	5545	9636
3x240	1981	2443	3572	6505	11248

Таблица 63


Сечение жил, мм	Масса алюминия, кг/км			Масса кабеля, кг/км
	жил	оболочки	всего	ААШв, ААШпс	ААШп	ААБл	ААл
3x10+1x6	98	142	240	510	478	1089	713
3x16+1x10	158	165	323	640	597	1276	861
3x25+1x16	247	195	442	773	726	1444	1004
3x35+1x16	329	216	545	934	878	1633	1159
3x50+1x25	476	279	755	1203	1139	1977	1450
3x70+1x25	639	335	974	1477	1407	2519	1943
3x95+1x35	870	377	1247	1814	1736	2733	2102
3x120+1х35	1074	420	1494	2194	2098	3160	2472
3х150+1х50	1359	464	1823	2626	2522	3672	2925
3х185+1х50	1645	630	2275	3158	3044	4295	3480
4x10	109	148	257	-	502	1154	770
4x16	174	171	345	-	633	1328	902
4x25	272	194	466	-	736	1451	1013
4x35	381	217	598	-	917	1676	1200
4x50	544	280	824	-	1193	2033	1504
4x70	761	341	1102	-	1521	2446	1961
4x95	1033	383	1416	-	1888	2898	2258
4x120	1305	429	1734	-	2320	3401	2700

Таблица 64


Сечение жил, мм	Масса цветного металла кабеля АСБ, кг/км		Масса кабеля АСБ, кг/км
	алюминиевых жил	свинцовой оболочки
3x10	82	845	2069
3x16	131	1027	2430
3x25	204	1018	2494
3x35	285	1112	2773
3x50	408	1369	3290
3x70	571	1490	3702
3x95	775	1627	4181
3x120	979	1684	4785
3x150	1138	2274	5720
3x185	1547	2455	6367
3x240	1981	2915	7580

Таблица 65


Сечение жил, мм	Масса алюминия, кг/км			Масса кабеля, кг/км
	жил	оболочки	всего	ААШв, ААШпс	ААШп	ААБл	ААл
3х10	82	219	301	833	775	1539	1060
3x16	131	275	406	1008	944	1774	1252
3x25	204	274	478	1058	995	1822	1302
3x35	285	298	583	1225	1157	2036	1482
3x50	408	352	760	1478	1404	2351	1752
3x70	571	383	954	1744	1664	2675	2035
3x95	775	420	1195	2116	2021	3082	2394
3x120	979	454	1433	2435	2333	3461	2728
3x150	1224	523	1747	2831	2722	3982	3201
3x185	1509	620	2129	3357	3228	4484	3647
3x240	1958	722	2680	4037	3896	5256	4348

Таблица 66


Сечение жил, мм	Масса цветного металла кабеля АСБ, кг/км		Масса кабеля АСБ, кг/км
	алюминиевых жил	свинцовой оболочки
3x16	131	1348	3092
3x25	204	1353	3137
3x35	285	1453	3438
3x50	408	1569	3817
3x70	571	1816	4369
3x95	775	2106	5061
3x120	979	2244	5545
3x150	1138	2503	6373
3x185	1547	2864	7239
3x240	1981	3357	9151

Таблица 67


Сечение жил, мм	Масса алюминия, кг/км			Масса кабеля, кг/км
	жил	оболочки	всего	ААШв, ААШпс	ААШп	ААБл	ААл
3x16	131	348	479	1500	1227	2166	1572
3x25	204	347	551	1534	1261	2198	1600
3x35	285	373	658	1518	1441	2429	1803
3x50	408	404	812	1792	1699	2729	2072
3x70	571	436	1007	2077	1979	3070	2362
3x95	775	505	1280	2462	2356	3625	2865
3x120	979	540	1519	2810	2698	3930	3127
3x150	1224	665	1880	3308	3176	4452	3597
3x185	1509	722	2231	3805	3664	5025	4117
3x240	1958	786	2744	4473	4321	5780	4804

Таблица 68


Сечение жил, мм	Масса алюминия, кг/км			Масса кабеля, кг/км
	жил	оболочки	всего	ААГ	ААШв	ААШп
1x120	328	505	833	1830	2248	2142
1x150	410	531	941	2020	2458	2347
1x185	505	610	1115	2265	2761	2634
1x240	656	652	1308	2574	3101	2966
1x300	820	732	1552	2929	3486	3343

Таблица 69


Сечение жил, мм	Масса цветного металла кабеля АОСБ, кг/км		Масса кабеля АОСБ, кг/км
	алюминиевых жил	свинцовой оболочки
3x120	991	7167	16918
3x150	1238	7513	17994

Таблица 70


Марка и сечение жил кабеля, мм	Масса цветного металла, кг/км			Масса кабеля, кг/км (расчетная масса)
	алюминиевых жил	свинцовой оболочки
Кабель напряжением 110 кВ
МНСК-270	2515	5380		10579
МНСК-625	5795	7050		16207
МВДТ-550	5030	6480		14869
Кабель напряжением 220 кВ
МНСК-550	5090		10040	21246
МВДТ-550	5030		9750	20616

Кабельная арматура

6.65. В практике сооружения кабельных линий применяют следующие виды кабельной арматуры:

концевые муфты и концевые заделки - для оконцевания кабелей в местах их присоединения к источнику питания или электроприемнику;
соединительные муфты - для соединения между собой кабелей при выполнении линии из двух или нескольких строительных длин кабелей и врезок;
ответвительные муфты - для присоединения ответвления к основной кабельной линии напряжением до 1 кВ; стопорные муфты - для секционирования кабелей с бумажной пропитанной изоляцией с целью ограничения стекания пропиточной массы из верхних участков в нижние, если кабель расположен вертикально или наклонно. Для кабелей с бумажной изоляцией, пропитанной нестекающей массой, равно как и для кабелей с пластмассовой и резиновой изоляцией, не содержащей пропиточной массы, применение стопорных муфт не требуется;
стопорно-переходные муфты - для соединения кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной изоляцией в общей металлической оболочке с кабелями, имеющими обедненно пропитанную бумажную изоляцию, или с кабелями, жилы которых находятся в отдельных металлических оболочках;
переходные муфты - для соединения кабелей с бумажной изоляцией с кабелями, имеющими пластмассовую или резиновую изоляцию.

6.66. Выбор конструкций муфт и заделок для силовых кабелей напряжением 135 кВ с бумажной пропитанной изоляцией (в том числе с изоляцией, пропитанной нестекающим составом) и для кабелей с пластмассовой изоляцией необходимо производить на основании технической документации на муфты для силовых кабелей с пропитанной бумажной и пластмассовой изоляцией напряжением до 35 кВ.

Марки муфт и заделок для различных классов напряжений в зависимости от условий эксплуатации выбираются по табл.71-74.

Таблица 71


Напряжение кабеля, кВ	Наименование и марка соединительной муфты для кабелей с бумажной изоляцией	Указания по применению
1	Чугунные СЧм и СЧ	Следует применять
	Эпоксидные СЭ, СЭв и СЭс	То же
	Эпоксидная СЭм	Допускается
6-10	Свинцовая СС	Следует применять
	Эпоксидные СЭ и СЭв	То же
	Алюминиевая СА	Допускается
20-35	Латунная СЛО	Следует применять
	Латунная СтЭО*	То же
	Свинцовая ССО	"

_______________

* Применяется в качестве стопорной.

Таблица 72


Напряжение кабеля, кВ	Наименование и марка концевой муфты для кабелей с бумажной изоляцией	Указания по применению
1	Мачтовая 3КМ и 4 КМ	Следует применять
	Эпоксидная КНЭ	То же
6-10	С вертикальными выводами КН	Следует применять
	Мачтовая КМ	То же
	Эпоксидная КНЭ	"
20-35	Металлическая с фарфоровым изолятором КНО	Следует применять
	Эпоксидная КНОЭц	Рекомендуется

Примечание. На напряжении 6-10 кВ выбор между концевой муфтой КН (с вертикальными изоляторами) и мачтовой муфтой КМ (с наклонными изоляторами) определяется удобством монтажа в данной электроустановке. Мачтовая муфта преимущественно применяется для присоединения к воздушным линиям.

Таблица 73


Наименование и марка заделки или муфты	Напряжение кабеля, кВ	Указания по применению в помещениях концевых заделок и муфт внутренней установки для кабелей с бумажной изоляцией
		для разности уровней 10 м и более (для нижней заделки)	сухих (относи- тельная влажность не более 60%)	влажных (относи- тельная влажность 61-75%)	сырых и особо сырых (отно- сительная влажность св. 75%)	жарких, сухих	с проводящей пылью	с химически активной средой (кроме взрывоопасных)	пожароопасных*
Эпоксидная с термоусаживаемыми поливинилхлоридными трубками КВЭтв**	1; 6; 10	Следует применять	Следует применять	Следует применять	Допускается	Рекомен- дуется	Рекомендуется при условии периодической чистки	Рекомендуется при условии предохранения от контакта с химически активными веществами в жидком виде	Рекомендуется
Эпоксидная с наиритовыми трубками КВЭн	6; 10	То же	Рекомен- дуется	Рекомен- дуется	То же	То же	То же	То же	То же
Эпоксидная с кремнийорганическими трубками КВЭн	6; 10	"	То же	То же	"	"	"	"	"
Эпоксидная с трехслойными трубками КВЭт	1; 6; 10	"	"	Следует применять	Рекомен- дуется	"	"	"	Допускается
Сухая из самосклеивающихся КВсл***	1; 6; 10	Не следует применять	"	Не следует применять	Не следует применять	"	Не следует применять	"	То же
Эпоксидная с переходом на жилы кабеля с пластмассовой изоляцией ЭВЭп	1; 6; 10	Следует применять	Допускается	Рекомен- дуется	Следует применять	Допускается	Рекомендуется	"	"
Резиновая перчатка с заполнением КВРз	6	Не следует применять	Рекомен- дуется	Допускается	Не следует применять	То же	Не следует применять	Допускается при условии предохранения от контакта с химически активными веществами в жидком виде	Не следует применять
Резиновая перчатка, но без заполнения КВР	1	То же	Следует применять	Рекомен- дуется	То же	"	Допускается при условии периодической чистки	То же	Допускается
Термоусаживаемая полиэтиленовая перчатка КВТп	1	Допускается	Допускается	Допускается	Не следует применять	Допускается	Допускается	"	Не следует применять
Свинцовая перчатка КВС	1; 6; 10	Допускается	Допускается	Допускается	Не следует применять	Допускается	Не следует применять	Допускается при условии предохранения от контакта с химически активными веществами в жидком виде	Допускается
Стальная воронка с битумным составом КBБ	1; 6; 10	Не следует применять	То же	То же	То же	Не следует применять	То же	То же	Не следует применять
Эпоксидная муфта КВЭО	20; 35	Следует применять	Следует применять	Следует применять	Следует применять	Следует применять	Рекомендуется при условии периодической чистки	"	Допускается
Эпоксидная муфта КНОЭц	20; 35	Рекомен- дуется	Рекомен- дуется	Рекомен- дуется	Рекомен- дуется	Рекомен- дуется	То же	"	То же
Металлическая с фарфоровым изолятором КНОк	20; 35	Следует применять	Следует применять	Следует применять	Следует применять	Следует применять	"	"	"

_______________

* Согласно гл.7.4 ПУЭ специальных требований к кабельным муфтам и заделкам в пожароопасных зонах не предъявляется.

** Эпоксидная заделка с термоусаживаемыми трубками во влажных и сырых помещениях применяется с дополнительной подмоткой из самосклеивающейся ленты под трубками. В этом случае марка заделки КВЭтву.

*** Заделки КВсл рекомендуется применять при разности уровней до 5 м и допускается при разностях уровней до 10 м.

Таблица 74


Напряжение кабеля, кВ	Наименование и марка	Указания по применению
	Соединительная муфта для кабелей с пластмассовой изоляцией:
1	из самосклеивающихся лент ПСсл	Следует применять
	чугунные СЧм и СЧ	Допускается
	эпоксидные СЭс, СЭм, СЭ и СЭв	"
6	из самосклеивающихся лент ПСсл	Следует применять
10	из самосклеивающихся лент ПСсл и ПСОсл	Рекомендуется
35	из самосклеивающихся лент ПСОсл	"
	Концевая муфта для кабелей с пластмассовой изоляцией:
1; 6	эластомерная ПКНР	Рекомендуется
	чугунные мачтовые 3ПКМЧ и 4ПКМЧ	Допускается
10	эластомерная ПКНРО	Рекомендуется
35	то же, ПКНРО	"
	эпоксидная из циклоалифатических смол КНОЭц	Допускается

6.67. При выборе конструкций соединительных муфт для кабелей с пропитанной бумажной изоляцией с вязкой пропиткой предпочтение следует отдавать освоенным промышленностью эпоксидным муфтам, выполняющим роль стопорных.

Применение эпоксидных соединительных муфт позволяет значительно расширить область применения кабелей с бумажной изоляцией с вязкой (обычной) пропиткой при разности уровней между высшей и низшей точками трассы, превышающей допустимые разности уровней для этих кабелей (см. табл.53) и, соответственно, значительно сократить применение достаточно дефицитных кабелей с бумажной изоляцией, пропитанной нестекающим составом (ГОСТ 18409-73 с изм.).

6.68. При выборе конструкций концевых заделок кабелей для внутренней установки в помещениях типовых ТП и РП следует учитывать, что последние относятся по классификации к понятию "сырые" (т.е. с абсолютной влажностью воздуха более 75%).

7. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ СЕТЕЙ

МЕТОДИКА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ

7.1. Обоснование решений при проектировании городских электрических сетей осуществляется путем технико-экономического сопоставления вариантов развития сети в целом или отдельных ее элементов.

7.2. Сравниваемые варианты должны давать одинаковый энергетический эффект, т.е. обеспечивать всех рассматриваемых потребителей одинаковым количеством мощности и энергии при нормированном качестве напряжения и требуемой надежности электроснабжения.

7.3. В качестве экономического критерия для выбора оптимального варианта принимаются в соответствии с Инструкцией по определению экономической эффективности капитальных вложений в развитие энергетического хозяйства приведенные затраты.

Варианты, отличающиеся по приведенным затратам на величину менее 3% (при исключении одинаковых по вариантам составляющих затрат), считаются равноэкономичными. В пределах зоны равноэкономичности выбор оптимального варианта следует производить исходя из инженерной оценки тех качеств, которые не могли быть полностью учтены в затратах (перспективность, надежность, конъюнктура с получением оборудования и др.).

7.4. При сопоставлении вариантов схем или элементов городских электрических сетей, сооружаемых в один этап и не имеющих существенных изменений за рассматриваемый период эксплуатации, расчетные затраты могут определяться по выражению

, тыс. руб./год, (1)

где - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, равный 0,12; - суммарные капитальные вложения в сетевые объекты, тыс. руб.; - ежегодные издержки производства, включающие затраты на компенсацию потерь электроэнергии в сетях, тыс. руб./год.

7.5. При сравнении вариантов, в которых рассматривается развитие электрической сети или отдельных ее элементов во времени, капитальные вложения и ежегодные издержки по каждому варианту определяются с учетом разновременности затрат по годам расчетного периода .

Учет разновременности затрат сравниваемых вариантов осуществляется путем их приведения по формуле сложных процентов к какому-либо году , одинаковому для всех вариантов.

В этом случае приведенные затраты определяются по формулам:

; (2)

, (3)

где - нормативный коэффициент учета разновременности затрат, равный 0,08; - капитальные вложения в год , тыс. руб.; - изменение издержек в каждом году расчетного периода по сравнению с предыдущим, тыс. руб./год.

В свою очередь

где - амортизационные отчисления на реновацию; - амортизационные отчисления на капитальный ремонт; - затраты на эксплуатацию, включающие затраты на текущий ремонт; - затраты на приобретение топлива, сырья и на компенсацию потерь в сетях.

Коэффициент суммарных ежегодных отчислений от капитальных вложений определяется по выражению

В формуле (3) ежегодные издержки, пропорциональные ежегодным капитальным вложениям, берутся в процентах от последних () и складываются с издержками на покрытие прироста стоимости потерь , что логично и удобно при технико-экономических расчетах электрических сетей.

Нормы ежегодных отчислений на амортизацию и обслуживание (%) приводятся в табл.75.

Таблица 75


Элемент сети	Нормы ежегодных отчислений, % от капитальных вложений
	на амортизацию*			на эксплуа- тацию и текущий ремонт	суммарные отчисления (при 12%)
	Реновация	Капитальный ремонт	Всего
Кабельные линии напряжением до 10 кВ, проложенные в земле:
со свинцовой оболочкой	2	0,3	2,3	2	16,3
с алюминиевой оболочкой	4	0,3	4,3	2	18,3
с пластмассовой оболочкой	5	0,3	5,3	2	19,3
Кабельные линии напряжением 35 кВ, проложенные в земле со свинцовой оболочкой	3	0,4	3,4	2	17,4
Кабельные линии напряжением 110-220 кВ, проложенные в земле, в помещениях, маслонаполненные	2	0,5	2,5	2	16,5
Воздушные линии напряжением до 20 кВ:
на металлических или железобетонных опорах	3	0,6	3,6	0,4	16
на деревянных опорах из пропитанной древесины и на деревянных опорах с железобетонными приставками	4	1,7	5,7	0,8	18,5
Воздушные линии напряжением 35-220 кВ:
на металлических или железобетонных опорах	2	0,4	2,4	0,4	14,8
на деревянных опорах из пропитанной древесины или непропитанной лиственницы	3,3	1,6	4,9	0,6	17,5
Силовое электротехническое оборудование напряжением, кВ:
до 20				4	22,4
35-150	3,5	2,9	6,4	3	21,4
220 и выше				2	20,4

_______________

* Приняты по данным Госплана СССР.

В принципе формулы (2) и (3) полностью идентичны и могут в равной степени использоваться в технико-экономических расчетах.

7.6. Затраты на компенсацию потерь электроэнергии в сетях в соответствии с Методическими указаниями Энергосетьпроекта для каждого варианта определяется по выражению

, тыс. руб./год, (4)

где - переменные потери мощности, зависящие от нагрузки (потери в линиях и обмотках трансформаторов); - постоянные потери мощности, не зависящие от нагрузки (потери холостого хода в трансформаторах); , - удельные затраты на компенсацию соответственно переменных и постоянных потерь, отнесенные к одному кВт·ч, определяемые по кривым на рис.45; , - время наибольших потерь соответственно для переменных и постоянных потерь мощности. определяется по кривой на рис.46 в зависимости от числа часов использования максимума перетока мощности , а 8760 ч.

Рис.45. Удельные показатели стоимости потерь электроэнергии в электрических сетях (по данным института Энергосетьпроект, информация N 09/1-85 от 15 июня 1985 г.)

1 - районы ЕЕЭС (ОЭС Центра, Юга, Северо-Запада, Средней Волги, Урала, Северного Кавказа, Закавказья); 2 - районы ОЭС Северного Казахстана и Средней Азии; 3 - районы ОЭС Сибири; 4 - районы ОЭС Дальнего Востока


Оценка стоимости потерь внепиковой электроэнергии, коп./кВт·ч
ЕЕЭС	ОЭС. С. Казахстана и Средней Азии	ОЭС Сибири
0,45	1,26	0,89

Рис.46. График зависимости времени наибольших потерь от числа часов использования максимума перетока мощности

7.7. При определении удельных затрат на компенсацию потерь следует учитывать коэффициент попадания максимума потерь в максимум энергосистемы , где - коэффициент попадания максимума нагрузки потребителя в максимум энергосистемы.

В практических расчетах городских сетей для коммунально-бытовых потребителей рекомендуется принимать равным 0,9-0,95.

7.8. Для учета потерь в общих по вариантам звеньях электрической сети более высокого напряжения при отсутствии конкретных данных коэффициент определяется по выражению формулы (5).

, (5)

где - дополнительные потери, %, электроэнергии в ступенях сети более высокого напряжения определяются по табл.76; - количество ступеней.

В этом случае затраты, определяемые по кривым (см. рис.45), умножаются на .

Таблица 76


Ступени более высоких напряжений по сравнению с напряжением рассматриваемой сети	, %
220-330 кВ	2,5
110-150 кВ	1,5
35 кВ	1
6-10 кВ	3,5

7.9. Значения коэффициентов приведения по годам расчетного периода, а также поправочного коэффициента для определения приведенных затрат на компенсацию потерь электроэнергии с учетом фактора времени даны в табл.77 и 78.

Таблица 77


	(1+0,08)	1/(1+0,08)
1	1,08	0,926
2	1,166	0,857
3	1,26	0,794
4	1,36	0,735
5	1,469	0,681
6	1,587	0,63
7	1,714	0,584
8	1,851	0,54
9	1,999	0,5
10	2,159	0,463

Таблица 78


Годы,	Значения поправочного коэффициента, при
	1	1,2	1,4	1,6	1,8	2	2,2
3	1	0,99	0,97	0,97	0,97	0,96	0,96
4	1	0,99	0,96	0,96	0,94	0,93	0,93
5	1	0,98	0,94	0,94	0,92	0,91	0,91
6	1	0,96	0,94	0,94	0,92	0,9	0,89
7	1	0,96	0,93	0,92	0,89	0,88	0,86
8	1	0,94	0,9	0,9	0,87	0,87	0,85
9	1	0,92	0,89	0,88	0,86	0,85	0,84
10	1	0,92	0,89	0,88	0,85	0,83	0,82

Продолжение табл.78


Годы,	Значения поправочного коэффициента, при
	2,8	3,2	4	5	6	8	10
3	0,96	0,96	0,95	0,95	0,94	0,94	0,93
4	0,91	0,91	0,9	0,9	0,89	0,88	0,88
5	0,89	0,88	0,88	0,87	0,86	0,86	0,86
6	0,87	0,86	0,86	0,84	0,84	0,83	0,83
7	0,86	0,84	0,82	0,81	0,8	0,79	0,79
8	0,82	0,81	0,8	0,79	0,78	0,77	0,76
9	0,8	0,8	0,78	0,76	0,75	0,74	0,74
10	0,79	0,78	0,76	0,75	0,73	0,72	0,72

Примечания.

1. - потери электроэнергии в первом году расчетного периода.
2. - потери электроэнергии в последнем году расчетного года.

Примеры технико-экономических расчетов

Пример 1. Для микрорайона новой жилой застройки сравниваются два варианта выполнения сети напряжением 0,4 кВ по петлевой схеме: 1 вариант с ТП 1х400 кВ·А, 2 вариант с ТП 1х630 кВ·А.

Основные показатели вариантов приводятся в табл.79.

Таблица 79


Наименование показателей	Единица измерения	Вариант 1 с ТП 1х400	Вариант 2 с ТП 1х630
Количество ТП	шт.	24	15
Длина кабельной сети напряжением 0,4 кВ	км	11	13,6
Нагрузка на шинах напряжением 0,4 кВ ТП	кВт	8470	8420
Потери мощности:
в трансформаторах:
переменных КЗ	"	124	98,5
постоянных холостого хода в линиях	"	26	25
	"	152	199
Капитальные вложения:
в ТП	тыс. руб.	210	148
в сети напряжением 0,4 кВ	"	46	58,5
Затраты	тыс. руб./год	76,4	66,5

В расчетах исходим из условия сооружения сети одним этапом (за год).

1. Определение затрат на компенсацию потерь в линиях и трансформаторах.

Для коммунально-бытовых потребителей принимаем 4000 ч и по кривой на рис.46 определяем 2200 ч.

При 0,95 для 2,32·10 ч по кривой 1 (районы ЕЕЭС) на рис.45 получаем значения удельных затрат на компенсацию потерь 2,6 коп./кВт·ч, а для 8760 и 1,675 коп./кВт·ч.

Для учета потерь в вышестоящих звеньях сети по табл.78 принимаем соответствующие значения и по формуле (5) определяем повышающий коэффициент

1+2.

2,6·1,17=3 коп./кВт·ч; 1,675·1,17=1,96 коп./кВт·ч.

По формуле (4) определяем затраты на компенсацию потерь для каждого варианта:

1 вариант (124+152)2200·3,0+26·8760·1,96=22,6 тыс. руб./год.

2 вариант: (98,5+199)2200·3,0+25·8760·1,96=23,9 тыс. руб./год.

2. Определение затрат на сооружение сети.

В соответствии с данными табл.75 для кабельных линий 0,4 кВ с алюминиевой оболочкой 0,183; для ТП 10/0,4 кВ 0,224.

По формуле (1) определяем расчетные затраты по обоим вариантам:

1 вариант 0,224·210+0,183·46+22,6=78 тыс. руб./год.

2 вариант 0,224·148+0,183·58,5+23,9=68,3 тыс. руб./год.

Удельные затраты соответственно равны:

78000/8470=9,2 руб./кВт·год;

68300/8420=8,1 руб./кВт·год.

На основании сравнения результатов расчетов принимается вариант выполнения сети напряжением 0,4 кВ с ТП 1х630 кВ·А.

Пример 2. Определить приведенные затраты на развитие сети за расчетный срок 5 лет.

Капиталовложения в сеть производятся ежегодно в размере 1000 руб., что при росте нагрузки позволяет поддерживать потери в сети на одном уровне.

300 руб./год.

Издержки на амортизацию и эксплуатацию составляют 10% капиталовложений 0,1+0,12=0,22. Определим затраты в каждом году развития сети по формулам (2) и (3). Затраты приводятся к первому году (1).

1. По формуле (2) определяем:

1-ый год [0,12·1000+(0,1·1000+300)]/(1+0,08)=520 руб./год;

2-ой год 520+[0,12·1000+(500-400)]/(1,08)=724 руб./год;

3-ий год 724+[0,12·1000+(600-500)]/(1,08)=912 руб./год;

4-ый год 912+[0,12·1000+(700-600)]/(1,08)=1086 руб./год;

5-ый год 1086+[0,12·1000+(800-700)]/(1,08)=1248 руб./год.

2. По формуле (3):

1-ый год (0,22·1000+300)/(1,08)=520 руб./год;

2-ой год 520+[0,22·1000+(300-300)]/(1,08)=724 руб./год

………………………………………………………………………………….

5-ый год 1086+[(0,22·1000+(300-300)]/(1,08)=1248 руб./год.

УКРУПНЕННЫЕ СТОИМОСТНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЭЛЕМЕНТОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

7.10. Укрупненные стоимостные показатели предназначены для использования в технико-экономических расчетах и для определения затрат на реконструкцию и расширение сетей на стадии схемы.

7.11. Укрупненные стоимостные показатели городских электрических сетей даны в нормах и ценах, введенных с 1 января 1984 г.

7.12. Показатели элементов распределительных сетей напряжением 0,4 и 10 (6) кВ определены для I, III - VII, XII территориальных районов по Прейскуранту на строительство городских электрических сетей (ПЭС-84, приложение к СНиП IV-15-83) и приводятся в табл.80-85 и 90-93.

Таблица 80


Наименование	Единица измерения	Стоимость РП, тыс. руб.
		общая	в том числе
			строительно-монтажные работы	оборудование
II РПВ-1ТМД	шт.	46,63	23,47	23,16
II РПК-1TM	"	43,14	15,47	27,67
II РПК-2ТМ	"	50,94	18,73	32,21
II РПК-1ТМД	"	56,94	29,18	27,76
II РПК-2ТМД	"	61,66	30,77	30,89
III РПК-2ТМ	"	64,48	23,7	41,2

Таблица 81


Тип ТП	Единица измерения	Мощность трансформатора, кВ·А	Стоимость ТП единой серии
			общая	в том числе
				строительно-мон- тажные работы	оборудование
В-21-160М3	шт.	1x100	7,2	5,35	1,85
		1x160	7,44	5,38	2,06
В-41-400М3	"	1x100	9,33	6,69	2,64
	"	1x160	9,83	6,73	3,1
	"	1x250	10,11	6,73	3,38
	"	1x400	10,7	6,73	3,97
В-42-400М4	"	2x100	15,59	8,92	6,67
	"	2x160	16,07	9,02	7,05
	"	2x250	16,61	9,01	7,6
	"	2x400	17,55	9,01	8,54
К-31-400М3	"	1x100	7,42	5,5	1,92
		1x160	7,66	5,53	2,13
		1x250	7,93	5,53	2,4
	"	1x400	8,78	5,54	3,24
К-31-630М3	"	1x630	9,87	5,78	4,09
К-42-400М4	"	2x100	14,14	7,86	6,28
	"	2x160	14,6	7,95	6,65
	"	2x250	15,16	7,95	7,21
	"	2x400	16,1	7,95	8,15
К-42-630М4	"	2x630	18,54	8,99	9,55
КСК-42-630М4	"	2x630	26,16	11,09	15,07

Таблица 82


Наименование	Стоимость телемеханизации, тыс. руб.
Оборудование и монтаж установки контролируемого пункта КП с учетом оборудования и монтажа диспетчерского пункта ДП	10
Сооружение каналов связи для телемеханизации КП или ДП	1,6

Таблица 83


Марка и сечение проводов	Стоимость 1 км ВЛ до 1 кВ в условиях городской и промышленной застройки, тыс. руб.
	Деревянные опоры на железобетонных приставках		Железобетонные опоры
	Количество опор на 1 км сети
	29	40	25	29
3А70+А35	3,68	4,89	3,77	4,3
3А50+А25	3,43	4,63	3,51	4,04
3А35+А16	3,28	4,44	3,32	3,86
3А25+А16	3,14	4,35	3,23	3,76
4А16	3,04	4,25	3,13	3,66
3А16	2,95	4,16	3,04	3,57
2А16	2,86	4,07	2,95	3,48
3А25	3,05	4,26	3,14	3,67
2А25	2,93	4,13	3,02	3,54
3А35	3,14	4,35	3,22	3,75
2А35	3	4,21	3,09	3,62

Примечания.

1. Стоимость линий дана без учета вводов в здание.
2. Стоимость ввода проводом 2А16 длиной до 25 м с подставной опорой - 64,4 руб.
3. Стоимость ввода проводом 2А16 длиной до 15 м без подставной опоры - 16 руб.

Таблица 84


Марка проводов	Стоимость монтажа подвески 1 км проводов напряжением до 1 кВ на опорах, тыс. руб.
3А70+А35	1,27
3А50+А25	1,01
3А35+А16	0,82
3А25+А16	0,73
4А16	0,63
3А16	0,54
2А16	0,45
3А35	0,72
2А35	0,59
3А25	0,64
2А25	0,51

Таблица 85


Марка и сечение проводов	Стоимость 1 км ВЛ 6-10 кВ в условиях и городской и промышленной застройки, тыс. руб.
	Деревянные опоры с железобетонными приставками									Железобетонные опоры
	Количество опор на 1 км сети
	15,5	15	18,5	17	22	20	25	29	33	15	18
А35	3,26	-	4	-	4	-	5	5,48	5,91	2,89	3,24
А50	3,77	-	4,15	-	4,16	-	5,13	5,64	6,07	3,05	3,4
А70	4	-	4,37	-	4,37	-	5,35	5,85	6,28	3,26	3,61
А95	-	4,26	-	4,55	-	4,6	-	-	-	3,51	3,86
А120	-	4,55	-	4,93	-	4,9	-	-	-	3,8	4,15

Примечание. В гр.9-11 - опоры для совместной подвески проводов напряжением 0,4 кВ и 6-10 кВ без стоимости монтажа проводов 0,4 кВ.

7.13. Для определения полной стоимости кабельной линии напряжением до 10 кВ в условиях городской застройки следует учитывать затраты на разборку и восстановление дорожного покрытия (см. табл.94).

7.14. Укрупненные стоимостные показатели элементов сетей напряжением 110 (35) кВ и выше и отдельных элементов сетей 10 (6) кВ приняты по данным Энергосетьпроекта для средних условий строительства в европейской части страны (см. табл.86-89 и 95-101).

Таблица 86


Тип опор	Районы по гололеду	Стоимость, тыс. руб., 1 км ВЛ 35 кВ в условиях городской и промышленной застройки со сталеалюминиевыми проводами АС сечением
		70/11	95/16	120/19	150/24
Металлические опоры
Одноцепные	I	18,3	18,6	19,6	19,9
	II	21,6	21,2	21,2	21,5
	III	24,8	24	24	26,6
	IV	27,3	26,1	26,5	31,9
Двухцепные	I	26	27,2	28,8	29,2
	II	30,1	30,2	30,6	32
	III	36,2	36,3	37,8	37,2
	IV	40,7	40,7	43,4	44
То же, с подвеской одной цепи	I	23,1	23,6	24,3	24,3
	II	26,9	26	25,9	26,3
	III	32,2	31,2	32,1	31,3
	IV	36,2	35	35,5	36
Железобетонные опоры
Одноцепные	I	-	14,4	15,4	16,4
	II	-	15,9	16,2	16,8
	III	-	18,2	18,4	18,4
	IV	-	20,6	20,4	20,1
Двухцепные	I	-	23	21,1	22,2
	II	-	25	21,7	23
	III	-	29,2	25,9	26,6
	IV	-	32,6	28,2	28,6
То же, с подвеской одной цепи	I	-	19,2	17,1	17,6
	II	-	20,8	17,5	18,3
	III	-	24,9	21	21,1
	IV	-	27,5	22,7	22,6
Подвеска второй цепи на двухцепных опорах	I-II	3,3	4,2	4,6	5,8

Таблица 87


Тип опор	Районы по гололеду	Стоимость, тыс. руб., 1 км ВЛ 110 кВ в условиях городской и промышленной застройки с алюминиевыми проводами АС сечением
		70/11	95/16	120/19	150/24	185/29	240/32
Металлические опоры
Одноцепные	I	21,7	22,2	23,4	24	26,1	28
	II	24,8	24,6	25,4	25,4	27	28,3
	III	29,1	28,6	28,4	28,4	29,5	30
	IV	32,3	31	30,9	30,9	31,5	32,6
Двухцепные	I	32,4	33,1	35,5	36,9	41,6	45,9
	II	36,9	36,7	37,8	38,5	42,7	46
	III	43,9	42,3	42,5	42,9	45,5	48,1
	IV	49,2	45,1	46,5	47,4	47,6	51,6
То же, с подвеской одной цепи	I	29,2	29	31,2	31,7	34,9	37,2
	II	33,3	32,2	33	33	36	37,4
	III	39,6	37,2	38,7	38,1	40,2	41
	IV	43	40,6	40,5	40,7	42	43,8
	Железобетонные опоры
Одноцепные	I	15,7	16,6	16,2	17,2	18,9	21
	II	18	18	17,1	17,5	19,3	21
	III	21,9	21,6	19,6	19,8	20,7	22,6
	IV	24,8	23,9	21,6	21,2	23	24,9
Двухцепные	I	23,7	25,3	25,5	30	33	36
	II	26,7	26,7	27,2	30	33	36
	III	32,1	31,5	30,6	33,3	35,4	37,5
	VI	36,6	35	33,3	35,8	37,7	40,5
То же, с подвеской одной цепи	I	20,6	21,4	21,2	24,9	26	27,6
	II	23,3	22,6	22,5	24,9	26	27,6
	III	27,9	26,8	25,4	27,6	28	28,8
	IV	31,8	29,5	27,6	29,7	29,9	31,2
Подвеска второй цепи на двухцепных опорах	I-II	3,6	4	4,6	5,1	6,7	8,4

Таблица 88


Тип опор	Районы по гололеду	Стоимость, тыс. руб., 1 км ВЛ 150 кВ в условиях городской и промышленной застройки с алюминиевыми проводами АС сечением
		120/19	150/24	185/29	240/32
Металлические опоры
Одноцепные	I	23,8	24,9	26,2	28,1
	II	25,8	26,1	27	28,4
	III	27,9	28	28,6	29,2
	IV	30,3	31,1	31,5	32,7
Двухцепные	I	38	40,8	45,9	49,5
	II	42	42	45,9	45,9
	III	41,7	45	48,6	50,6
	IV	45	47,6	51,4	53,5
То же, с подвеской одной цепи	I	33,4	35,1	38,1	41,1
	II	36,2	36,2	38,1	41,1
	III	36,9	38,6	41,2	42
	IV	39,6	41,3	43,4	44,5
Железобетонные опоры
Одноцепные	I	19,5	19,5	21,6	22,6
	II	20,2	19,7	21,6	22,6
	III	22,2	21,3	19,8	23,5
	IV	24,5	23,1	21,3	24,8
Двухцепные	I	31,3	33,3	35,7	39,3
	II	31,8	33,6	35,7	39,3
	III	32,1	36,3	38,2	40,3
	IV	34,8	39	40,2	44
То же, с подвеской одной цепи	I	26,4	27,4	28,8	30,6
	II	26,8	27,8	28,8	30,6
	III	27,2	29,8	30,6	31,7
	IV	29,7	31,9	32,1	33,5
Подвеска второй цепи на двухцепных опорах	I-II	4,9	5,8	5,9	8,7

Таблица 89


Тип опор	Район по гололеду	Стоимость, тыс. руб., 1 км ВЛ 220 кВ в условиях городской и промышленной застройки со сталеалюминиевыми проводами АС сечением
		300/39	400/51
Металлические опоры
Одноцепные	I-II	32,4	35,6
	III	34,6	37,5
	IV	37	40
Двухцепные	I-II	54,3	62
	III	57,6	64,1
	IV	61,6	66,5
То же, с подвеской одной цепи	I-II	44,2	46,5
	III	47,3	47,8
	IV	50	49,6
Железобетонные опоры
Одноцепные	I-II	25,8	29,2
	III	27,4	30
	IV	28,7	32,7
Двухцепные	I-II	45	50,5
	III	46,6	52,5
	IV	50,5	58,5
Подвеска второй цепи	I-II	11	16,4

Для определения их стоимости в других районах следует вводить коэффициенты: для Урала, Казахстана, Средней Азии - 1,1; для Сибири - 1,2; для Дальнего Востока - 1,3-1,4.

7.15. Укрупненные стоимостные показатели воздушных линий напряжением 35-220 кВ (см. табл.86-89) даны с учетом коэффициента (1,5) для условий городской и промышленной застройки.

7.16. Укрупненные стоимостные показатели подстанций напряжением 35 и 110 кВ приведены в разд.6 (см. табл.49, 50 и 51).

7.17. Расчетная стоимость (см. табл.50, 98-101) включает затраты на основное и вспомогательное оборудование, строительные и монтажные работы.

Таблица 90


Сечение	Стоимость прокладки 1 км кабеля напряжением 1 кВ в траншее, тыс. руб., марки
	ААШп	ААПл	ААП2л	АСКл	АВРБ
3x25	1,88/3,34	2,8/5,18	3,06/5,7	3,94/7,46	2,6/4,78
3x35	2,03/3,64	3,24/6,06	3,31/6,2	4,29/8,16	3,01/5,6
3х50	2,29/4,16	3,6/6,78	3,66/6,9	4,75/9,08	3,65/6,88
3x70	2,61/4,8	4,0/7,58	4,08/7,74	5,41/10,4	4,21/8
3x95	3,01/5,6	4,52/8,62	4,6/8,78	6,21/12	5,1/9,78
3x120	3,41/6,4	5,03/9,64	5,12/9,82	6,92/13,42	5,97/11,52
3x150	3,88/7,34	5,6/10,78	5,7/11	7,62/14,82	7,15/13,88
3x185	4,5/8,58	6,46/12,5	6,57/12,72	8,74/17,06	-
3x240	-	-	-	-	-
4x25	-	-	-	-	-
4x35	-	-	-	-	-
4x50	-	-	-	-	-
4x70	-	-	-	-	-
4x95	-	-	-	-	-
4x120	-	-	-	-	-

Продолжение табл.90


Сечение	Стоимость прокладки 1 км кабеля напряжением 1 кВ в траншее, тыс. руб., марки
	ААБл	ААБ2л	ААШв, ААШпс	АСБ	ААл
3x25	2,27/4,12	2,33/4,24	2/3,58	2,73/5,04	-
3x35	2,45/4,48	2,51/4,6	2,2/3,98	3,03/5,64	-
3x50	2,74/5,06	2,81/5,2	2,5/4,58	3,44/6,46	-
3x70	2,87/5,32	3,14/5,86	2,87/5,32	4/7,58	-
3x95	3,49/6,56	3,6/6,78	3,34/6,26	4,75/9,08	-
3x120	3,98/7,54	4,05/7,68	3,8/7,18	5,35/10,28	-
3x150	4,52/8,62	4,59/8,76	4,33/8,24	6,03/11,64	-
3x185	5,25/10,08	5,3/10,18	5,02/9,62	6,9/13,38	-
3x240	6,1/11,78	6,18/11,94	6/11,58	8,21/16	-
4x25	-	-	-	-	2,42/4,42
4x35	-	-	-	-	2,64/4,86
4x50	-	-	-	-	3,0/5,58
4x70	-	-	-	-	3,43/6,44
4x95	-	-	-	-	3,91/7,4
4x120	-	-	-	-	4,46/8,5

Примечание. До черты - стоимость 1 кабеля в одной траншее, после черты - стоимость 2 кабелей в одной траншее.

Таблица 91


Сечение	Стоимость прокладки 1 км кабеля напряжением 1 кВ в траншее, тыс. руб., марки
	ААШв, ААШпс	АСБ	ААл	ААБл
3x16+1x10	2,04/3,62	2,82/5,22	2,16/3,9	2,27/4,12
3x25+1x16	2,18/3,94	3,0/5,58	2,32/4,2	2,42/4,42
3x35+1x16	2,38/4,34	3,35/6,28	2,52/4,62	2,63/4,84
3x50+1x25	2,7/4,98	3,95/7,48	2,86/5,3	3,0/5,58
3x70+1x25	3,09/5,76	4,44/8,46	3,25/6,08	3,33/6,24
3x95+1x35	3,55/6,68	5,11/9,8	3,72/7,02	3,85/7,28
3x120+1x35	4,22/8,02	5,7/10,98	4,25/8,08	4,54/8,66
3x150+1x50	5,14/9,86	7,2/14	4,82/9,22	5,4/10,38
3x185+1x50	5,51/10,6	8,31/16,2	5,52/10,62	6,2/12

Примечание. До черты - стоимость 1 кабеля в одной траншее, после черты - стоимость 2 кабелей в одной траншее.

Таблица 92


Сечение	Стоимость прокладки 1 км кабеля напряжением 6 кВ в траншее, тыс. руб., марки
	ААл	ЦААБл	ЦААБ2л	АСБ	АСКл
3x25	3,78/6,19	4,2/7,03	4,2/7,03	4,72/8,07	6,32/11,27
3x35	4,01/6,65	4,43/7,49	4,43/7,49	5,18/8,99	6,76/12,15
3x50	4,31/7,25	4,71/8,05	4,7/8,03	5,74/10	7,38/13,32
3x70	4,71/8,05	5,12/8,87	5,11/8,85	6,22/11,07	7,93/14,49
3x95	5,23/9,03	5,7/9,94	5,7/9,94	6,93/12,43	8,77/16,11
3x120	5,68/9,93	6,17/10,91	6,16/10,9	7,64/13,85	9,63/17,83
3x150	6,27/11,11	6,76/12,09	6,79/12,13	8,54/15,65	10,65/19,88
3x185	7,03/12,63	7,39/13,35	7,42/13,41	9,32/17,21	11,54/21,65
3x240	7,81/14,19	-/-	-/-	10,67/19,91	13,64/25,85

Продолжение табл.92


Сечение	Стоимость прокладки 1 км кабеля напряжением 6 кВ в траншее, тыс. руб., марки
	ААШп	ААПл	ААП2л	ААБл	ААБ2л	ААШв, ААШпс
3x25	3,71/6,05	4,84/8,31	4,87/8,37	4,03/6,69	4,06/6,75	3,85/6,33
3x35	3,92/6,47	5,28/9,19	5,35/9,33	4,28/7,19	4,3/7,21	4,1/6,83
3x50	4,19/7,01	5,68/10	5,74/10,08	4,6/7,83	4,6/7,83	4,39/7,41
3x70	4,58/7,79	6,17/10,97	6,25/11,13	5,07/8,78	5,03/8,7	4,8/8,23
3x95	5,15/8,87	6,8/12,17	6,88/12,33	5,6/9,74	5,6/9,74	5,43/9,43
3x120	5,59/9,75	7,38/13,33	7,47/13,51	6,08/10,73	6,1/10,75	5,88/10,33
3x150	6,16/10,9	8,21/15	8,31/15,2	6,67/11,91	6,7/11,98	6,5/11,57
3x185	6,71/11,99	9,11/16,79	9,21/17	7,4/13,37	7,41/13,39	7,16/12,89
3x240	7,69/13,95	10,34/19,25	10,45/19,47	8,32/15,21	8,3/15,2	8,22/15

Примечание. До черты - стоимость 1 кабеля в одной траншее, после черты - стоимость 2 кабелей в одной траншее.

Таблица 93


Сечение	Стоимость прокладки 1 км кабеля напряжением 10 кВ в траншее, тыс. руб., марки
	ААл	ЦААБл	ЦААБ2л	АСБ	АСКл
3x25	4,29/7,21	4,56/7,75	4,55/7,74	5,54/9,71	7,11/12,85
3x35	4,47/7,57	4,78/8,19	4,76/8,18	5,85/10,33	7,48/13,59
3x50	4,77/8,17	5,12/8,87	5,11/8,86	6,30/11,23	7,98/14,59
3x70	5,21/9,05	5,56/9,75	5,63/9,89	6,97/12,57	8,69/16,01
3x95	5,71/9,99	6,14/10,85	6,16/10,84	7,87/14,31	9,82/18,21
3x120	6,16/10,89	6,72/12,01	6,72/12,01	8,52/15,61	10,56/19,69
3x150	6,68/11,93	7,49/13,55	7,34/13,25	9,33/17,23	11,36/21,29
3x185	7,43/13,43	8,21/14,99	8,2/14,98	10,2/18,97	12,89/24,35
3x240	8,42/15,41	-/-	-/-	11,55/21,67	15,07/28,71

Продолжение табл.93


Сечение	Стоимость прокладки 1 км кабеля напряжением 10 кВ в траншее, тыс. руб., марки
	ААШп	ААПл	ААП2л	ААБл	ААБ2л	ААШв, ААШпс
3x25	4,17/6,97	5,62/9,87	5,68/9,99	4,55/7,74	4,64/7,91	4,37/7,37
3x35	4,39/7,41	5,93/10,47	6,01/10,65	4,76/8,18	4,86/8,35	4,57/7,77
3x50	4,68/7,99	6,29/11,21	6,38/11,39	5,05/8,73	5,21/9,05	4,88/8,39
3x70	5,04/8,71	6,83/12,29	6,93/12,49	5,5/9,71	5,61/9,85	5,38/9,39
3x95	5,6/9,77	7,56/13,69	7,77/14,11	6,09/10,75	6,21/10,99	5,92/10,41
3x120	6,09/10,75	8,19/14,95	8,27/15,11	6,56/11,69	6,68/11,93	6,43/11,43
3x150	6,68/11,93	8,97/16,51	9,07/16,71	7,11/12,79	7,25/13,07	6,98/12,53
3x185	7,38/13,33	9,95/18,47	10,05/18,67	7,9/14,37	8,08/14,73	7,76/14,09
3x240	8,09/14,75	11,16/20,89	11,26/21,09	8,87/16,31	9,13/16,83	8,84/16,25

Примечание. До черты - стоимость 1 кабеля в одной траншее, после черты - стоимость 2 кабелей в одной траншее.

Таблица 94


Наименование работ	Единица измерения	Стоимость, руб.
Разборка и восстановление асфальтобетонных покрытий на щебеночном основании толщиной 200 мм	м	9,96
То же, на цементно-бетонном основании толщиной до 180 мм	"	15,82
Разборка и восстановление булыжного покрытия толщиной 200 мм	"	26,25
То же, бордюрного и бортового камня 150х300	м	6,72
То же, тротуаров из щебня толщиной 120 мм и асфальтобетонного покрытия	м	5,36

Таблица 95


Сечение	Стоимость прокладки 1 км кабеля напряжением 35 кВ в траншее, тыс. руб., марки
	АОСБ	ААГ, ААШп, ААШв, ААШпс
3x120	27,6/52,5	22,7/42,8
3 (1x120)
3x150	28,2/53,8	24,2/45,8
3 (1x150)
3 (1x185)	-	25,7/48,8
3 (1х240)	-	27,3/52
3 (1x300)	-	30,7/58,7
3 (1х400)		34,1/65,5

Примечания.

1. До черты - стоимость 1 кабеля в одной траншее, после черты - стоимость 2 кабелей в одной траншее.
2. Укрупненные стоимостные показатели учитывают условия прокладки кабелей в городах, в том числе затраты на разборку и восстановление асфальтобетонного покрытия.

Таблица 96


Напряжение, кB	Марка кабеля, сечение, мм	Стоимость прокладки 1 км кабеля в траншее, тыс. руб./км
		одна линия	две линии
110	МВДТ-550	440	660
110	МНСК-626	290	420
110	МНСК-270	260	380
110	МНАгШву-625	250	370
110	МНАгШву-300	240	350
110	АПвП-625	190*	280*
110	АПвП-350	170*	250*
220	МВДТ-550	640	930
220	МНСК-550	360	530

_______________

* Данные предварительные.

Примечание. Укрупненные стоимостные показатели приняты на основании Прейскуранта и смет по конкретным объектам Энергосетьпроекта.

Показатели учитывают условия прокладки в траншее по территории крупнейших городов с высокой насыщенностью подземными коммуникациями и стоимость кабеля и оборудования, строительные и монтажные работы, специальные переходы, а также разборку и восстановление асфальтобетонных покрытий.

Таблица 97


Объект	Составляющие затрат на линии электропередачи 35-300 кВ и подстанций 35-220 кВ, %
	Напряжение, кВ	Строительные работы	Монтаж	Оборудование	Прочие затраты
Линии электропередачи воздушные на опорах:
стальных	35	87	-	5	8
	110-150	88	-	5	7
	220	89		5	6
	330	84	-	10	6
железобетонных	35	86	-	5	9
	110-150	85	-	7	8
	220	87	-	7	6
	330	83	-	11	6
деревянных	35	84	-	8	8
	110-150	81	-	11	8
	220	82	-	11	7
То же, кабельные	35	6	76	15	3
	110-220	20	62	15	3
Подстанции открытого типа	35	30	11	54	5
	110-150	32	12	51	5
	220	29	12	35	4
Подстанции закрытого типа	110-220	35	7	53	6
КТПБ	35-220	14	7	73	6

Таблица 98


Реакторы токоограничивающие бетонные напряжением 6-10 кВ (комплект - три фазы)
одинарные								сдвоенные
Тип	Номиналь- ный ток, А		Стоимость, тыс. руб.				Тип			Номиналь- ный ток, А	Стоимость, тыс. руб.
			реактора		расчетная						реактора		расчетная
Наружная установка
РБНГ	1000	5,4		10,8		РБСНГ				2x1000		10,2		15,2
	1600	5,7		11,1						2x1600		10		15
	2500	8,8		14,2						2x2500		11,8		16,6
Внутренняя установка
РБ, РБГ, РБУ	1000	2,2		12,3		РБС, РБСГ, РБСД, РБСУ, РБСДУ			2x1000			3,2		15,5
	1600	3,5		13,6					2x1600			5,2		17,5
РБГ, РБД, РБДГ, РБДУ	2500	4,6		15,1		РБСДГ			2x2500			6,5		18
РБДГ	4000	8,8		19,3		-			-			-		-

Примечание. Внутренняя установка реактора учитывает стоимость здания.

Таблица 99


Тип заземляющего реактора	Номинальное напряжение, кВ	Мощность, кВ·А	Стоимость, тыс. руб.
			реактора	расчетная*
РЗДСОМ	35	1240	3,8	7
		620	2,8	5,5
		310	2,1	4
	10	1520	3,9	7
		760	2,4	4,5
		380	1,7	3,2
		190	1,3	2,5
	6	920	2,4	4,5
		460	1,7	3,2
		230	1,3	2,5
		115	1	2

_______________

* Данные предварительные.

Таблица 100


Номинальное напряжение, кВ	Батареи с конденсаторами КС2-1, 05-60		Батареи с конденсаторами КСК2-1, 05-126
	Установленная мощность, Мвар	Расчетная стоимость, тыс. руб.	Установленная мощность, Мвар	Расчетная стоимость, тыс. руб.
110	52	290	108	390
35	17,3	100	36	130
10	5	30	10,5	40
6	2,9	18	6	24

Таблица 101


Тип линейного и вольтодобавочного регулировочного трансформатора	Мощность, МВ·А	Стоимость, тыс. руб.
		трансформатора	расчетная
ЛТМН-16000/10	16	26,5	44,6
ЛТДН-40000/10	40	33,8	59,5
ЛТЦН-40000/10	40	36,7	62,4

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ

7.18. Приведенные в Пособии технико-экономические показатели могут использоваться для ориентировочной оценки стоимости сооружения сети и определения потребности в проводах, кабеле, трансформаторах и др.

7.19. В качестве экономических показателей рассматривались капитальные вложения и приведенные затраты на сеть.

7.20. При определении затрат на сооружение и реконструкцию сети стоимость оборудования, воздушных линий и кабелей принималась в нормах и ценах, вводимых с 1 января 1984 г. для I, III-VII и XII территориальных районов, приведенных в настоящем Пособии. Стоимость кабельных линий напряжением 10 и 0,4 кВ определялась для условий прокладки в земляных траншеях с учетом затрат на разборку и восстановление дорожного покрытия.

7.21. Удельные показатели отнесены к 1 кВт (1 МВт) расчетной нагрузки на шинах напряжением 0,4 кВ ТП и 1 м (1000 м) общей площади квартир.

В районах новой застройки

7.22. Технико-экономические показатели сетей напряжением 10 и 0,4 кВ определены для основных схем, выполненных в районах многоэтажной застройки. Характеристика застройки дана в табл.102. Сеть проектировалась кабельной.

Таблица 102


Наименование	Районы многоэтажной застройки (5 этажей и выше)
	А	Б
Площадь застройки, га	757	248
Плотность застройки, м*/га	до 6700	до 5200
Этажность застройки, % площади:
5	2	65
9	48	35
12 и выше	50	-
Плотность нагрузки на шинах 0,4 кВ ТП, МВт/км:
I уровень	8	7
II уровень	15	12

_______________

* м общей площади.

7.23. Показатели сети определены для двух уровней нагрузки, различающихся степенью электрификации быта:

I уровень - газовые плиты в жилых домах и электрические в общественных зданиях; II уровень - электрические плиты в жилых домах и общественных зданиях. Показатели сетей приведены в табл.103-105.

Таблица 103


Характеристика варианта	Сеть	Экономические показатели сети напряжением 10 и 0,4 кВ в районах многоэтажной застройки (5 этажей и выше)
		Плотность нагрузки
		I уровень (8-7 МВт/км)
		Удельные затраты				Расход цветного металла, кг/кВт

		руб./кВт	руб./м	руб./кВт·год	руб./м·год
I. Петлевая схема 10 кВ без РП
Петлевая схема 0,4 кВ
ТП 1х630 кВ·А загрузка трансформатора в нормальном режиме, н.р., до 100% (полное резервирование трансформаторной мощности)	10 кВ	7,2-10,2	0,15-0,12	2,3-3,1	0,05-0,04	1,5-2,2
	ТП и сеть 0,4 кВ	28,2-35,5	0,35-0,44	9,7-11,1	0,12-0,14	3,9-6
	Всего:	35,4-45,7	0,5-0,56	12,0-14,2	0,17-0,18	5,4-8,2
Деухлучевая схема 0,4 кВ
а) ТП 1х630 кВ·А загрузка до 100% в н.р. (полное резервирование)	10 кВ	7,2-10,2	0,15-0,12	2,3-3,1	0,05-0,04	1,5-2,2
	ТП и сеть 0,4 кВ	29,4-35,5	0,35-0,44	9,1-11,1	0,11-0,14	5,0-6
	Всего:	36,6-45,7	0,5-0,56	11,4-14,2	0,16-0,18	6,5-8,2
б) ТП 1х630 кВ·А загрузка до 130% в н.р. (полное резервирование)	10 кВ	7,1-9,8	0,15-0,1	2,3-3,1	0,05-0,04	1,6-2,6
	ТП и сеть 0,4 кВ	30-36,5	0,35-0,44	8,9-11,1	0,11-0,14	5,7-7,9
	Всего:	37,1-46,3	0,5-0,54	11,2-14,2	0,16-0,18	7,3-10,5
II. Петлевая схема 10 кВ с РП
Петлевая схема 0,4 кВ
ТП 1х630 кВ·А загрузка до100% в н.р. (полное резервирование)	10 кВ	8,6-12,2	0,2-0,16	2,7-3,7	0,06-0,04	1,6-2,2
	ТП и сеть 0,4 кВ	28,2-35,5	0,35-0,44	9,7-11,1	0,12-0,14	3,9-6
	Всего:	36,8-47,7	0,55-0,6	12,4-14,8	0,18-0,18	5,5-8,2
Двухлучевая схема 0,4 кВ
ТП 1х630 кВ·А загрузка до100% в н.р. (полное резервирование)	10 кВ	8,6-12,2	0,2-0,16	2,7-3,7	0,06-0,04	1,6-2,2
	ТП и сеть 0,4 кВ	29,4-35,5	0,35-0,44	9,1-11,1	0,11-0,14	5,0-6
	Всего:	38,0-47,7	0,55-0,6	11,8-14,8	0,17-0,18	6,6-8,2
III. Многолучевая схема 10 кВ без РП
Двухлучевая схема 0,4 кВ
а) ТП 2х400 кВ·А загрузка до 90%	10 кВ	8,7-10,5	0,18-0,14	2,6-3,5	0,05-0,04	1,8-2,2
	ТП и сеть 0,4 кВ	34,1-38,4	0,43-0,52	11,0-12,1	0,14-0,16	2,9-4,2
	Всего:	42,8-48,9	0,61-0,66	13,6-15,6	0,19-0,2	4,7-6,4
в)* ТП 1х630 кВ·А загрузка до 100 % с АВР на стороне 10 кВ на выключателях нагрузки	10 кВ	7,1-9,5	0,16-0,11	2,7-3,8	0,06-0,05	1,5-2,5
	ТП и сеть 0,4 кВ	29-36,6	0,4-0,47	10,0-11,4	0,12-0,14	3,8-6
	Всего:	36,1-46,1	0,56-0,58	12,7-15,2	0,18-0,19	5,3-8,5
IV. Многолучевая схема 10 кВ с РП
Двухлучевая схема 0,4 кВ
ТП 2х630 кВ·А, загрузка до 90%	10 кВ	8,4-10,8	0,18-0,2	2,5-3,1	0,07-0,09	1,8-2,1
	ТП и сеть 0,4 кВ	32,6-35	0,38-0,43	10,5-11,5	0,12-0,14	3,6-4,2
	Всего:	41,0-45,8	0,56-0,63	13,0-14,6	0,19-0,23	5,4-6,3

_______________

* Перечисление соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.

Продолжение табл.103


Характеристика варианта	Сеть	Экономические показатели сети напряжением 10 и 0,4 кВ в районах многоэтажной застройки (5 этажей и выше)
		Плотность нагрузки
		II уровень (15-12 МВт/км)
		Удельные затраты				Расход цветного металла, кг/кВт

		руб./кВт	руб./м	руб./кВт·год	руб./м·год
I. Петлевая схема 10 кВ без РП		7,1-9,6	0,2-0,21	2,0-3,1	0,06-0,05	1,7-2,3
Петлевая схема 0,4 кВ
ТП 1х630 кВ·А загрузка трансформатора в нормальном режиме, н.р., до 100%	10 кВ
Полное резервирование трансформаторной мощности	ТП и сеть 0,4 кВ	24,2-28,6	0,5-0,6	8,4-9,6	0,17-0,23	2,4-4
	Всего:	31,3-38,2	0,7-0,81	10,4-12,7	0,23-0,28	4,1-6,3
Деухлучевая схема 0,4 кВ
а) ТП 1х630 кВ·А загрузка до 100% в н.р. (полное резервирование)	10 кВ	7,1-9,6	0,2-0,21	2,0-3,1	0,06-0,05	1,7-2,3
	ТП и сеть 0,4 кВ	27,0-28,6	0,6-0,6	8,5-9,6	0,18-0,23	3,4-4
	Всего:	34,1-38,2	0,8-0,81	10,5-12,7	0,24-0,28	5,1-6,3
б) ТП 1х630 кВ·А загрузка до 130% в н.р. (полное резервирование)	10 кВ	6,6-9,0	0,16-0,19	2,0-2,8	0,06-0,05	1,7-2,3
	ТП и сеть 0,4 кВ	23,0-27,5	0,5-0,6	7,7-9,6	0,16-0,22	3,8-5,4
	Всего:	29,6-36,5	0,66-0,79	9,9-12,4	0,22-0,27	5,5-7,7
II. Петлевая схема 10 кВ с РП
Петлевая схема 0,4 кВ
ТП 1х630 кВ·А загрузка до 100% в н.р. (полное резервирование)	10 кВ	8,1-10,5	0,25-0,2	2,2-3,1	0,06-0,05	1,7-2,5
	ТП и сеть 0,4 кВ	24,2-28,6	0,5-0,6	8,4-9,6	0,17-0,23	2,4-4
	Всего:	32,3-39,1	0,75-0,8	10,6-12,7	0,23-0,28	4,1-6,5
Двухлучевая схема 0,4 кВ
ТП 1х630 кВ·А загрузка до 100% в н.р. (полное резервирование)	10 кВ	8,1-10,5	0,25-0,2	2,2-3,1	0,06-0,05	1,7-2,5
	ТП и сеть 0,4 кВ	27,0-28,6	0,6-0,6	8,5-9,6	0,18-0,23	3,4-4
	Всего:	35,1-39,1	0,85-0,8	10,7-12,7	0,24-0,28	5,1-6,5
III. Многолучевая схема 10 кВ без РП
Двухлучевая схема 0,4 кВ
а) ТП 2х400 кВ·А загрузка до 90%	10 кВ	7,2-9,6	0,2-0,2	2,3-3,1	0,07-0,07	1,5-2,1
	ТП и сеть 0,4 кВ	30,0-30	0,6-0,7	9,5-10	0,19-0,23	2,4-2,6
	Всего:	37,2-39,6	0,8-0,9	11,8-13,1	0,26-0,3	3,9-4,7
в)* ТП 1х630 кВ·А загрузка до 100% с АВР на стороне 10 кВ на выключателях нагрузки	10 кВ	7-9,3	0,2-0,2	2,3-3,7	0,07-0,06	1,4-2,3
	ТП и сеть 0,4 кВ	24,6-29,7	0,52-0,64	8,1-9,7	0,17-0,23	2,4-4
	Всего:	31,6-39	0,72-0,84	10,8-13,4	0,24-0,29	3,8-6,3
IV. Многолучевая схема 10 кВ с РП
Двухлучевая схема 0,4 кВ
ТП 2х630 кВ·А, загрузка до 90%	10 кВ	7,8-9,3	0,24-0,28	2,3-2,8	0,06-0,08	1,7-2,4
	ТП и сеть 0,4 кВ	24,6-25,2	0,52-0,6	8,7-9,3	0,19-0,23	2,7-2,6
	Всего:	32,4-34,5	0,76-0,88	11,0-12,1	0,25-0,31	4,4-5

_______________

* Перечисление соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.

Таблица 104


Характеристика варианта	Сеть	Технические показатели сети напряжением 10 и 0,4 кВ в районах многоэтажной застройки (5 этажей и выше)
		Плотность нагрузки
		I уровень (8-7 МВт/км)
		Удельная длина кабеля распределительной сети 10 и 0,4 кВ			Количество ТП
		м/м	м/кВт	км/ТП	шт./1000 м	шт./МВт	шт./1 км сети 0,4 кВ
I. Петлевая схема 10 кВ без РП
Петлевая схема 0,4 кВ
ТП 1х630 кВ·А загрузка трансформатора в н.р., до 100% (полное резервирование)	10 кВ	0,03-0,02	1,4-1,5	0,7-0,8	-	-	-
	ТП и сеть 0,4 кВ	0,03-0,06	2,5-5	1,3-3	0,02-0,03	1,8-1,7	0,7-0,4
Двухлучевая схема 0,4 кВ
а) ТП 1х630 кВ·А загрузка до 100% в н.р. (полное резервирование)	10 кВ	0,03-0,02	1,4-1,5	0,7-0,8	-	-	-
	ТП и сеть 0,4 кВ	0,04-0,06	3,1-5	1,9-4,4	0,02-0,03	1,7-1,8	0,5-0,3
б) ТП 1х630 кВ·А загрузка до 130% в н.р. (полное резервирование)	10 кВ	0,02	1-1,5	0,6-1	-	-	-
	ТП и сеть 0,4 кВ	0,04-0,06	3,3-5	2,3-7	0,02	1,4-1,5	0,4-0,3
II. Петлевая схема 10 кВ с РП
Петлевая схема 0,4 кВ
ТП 1х630 кВ·А загрузка до 100% в н.р. (полное резервирование)	10 кВ	0,02-0,01	0,7-1,2	0,4-0,6	-	-	-
	ТП и сеть 0,4 кВ	0,03-0,06	2,5-5	1,3-3	0,02-0,03	1,8-1,7	0,7-0,4
Двухлучевая схема 0,4 кВ
ТП 1х630 кВ·А - загрузка до 100% в н.р. (полное резервирование)	10 кВ	0,02-0,1	0,7-1,2	0,4-0,6	-	-	-
	ТП и сеть 0,4 кВ	0,04-0,06	3,1-5	1,9-4,4	0,02-0,03	1,7-1,8	0,5-0,3
III. Многолучевая схема 10 кВ без РП
Двухлучевая схема 0,4 кВ
а) ТП 2х400 кВ·А - загрузка до 90%	10 кВ	0,03	1,5-2,3	0,9-1,5	-	-	-
	ТП и сеть 0,4 кВ	0,03-0,06	2,7-4,6	1,7-3,3	0,02	1,6-1,5	0,6-0,4
б) ТП 2х630 кВ·А - загрузка до 90%	10 кВ	0,03	1,1-1,8	0,8-1,6	-	-	-
	ТП и сеть 0,4 кВ	0,04-0,06	3,6-4,8	3,4-4,7	0,01	1	0,3-0,2
в) ТП 1х630 кВ·А - загрузка до 100% с АВР на стороне 10 кВ	10 кВ	0,03	1,2	0,07	-	-	-
	ТП и сеть 0,4 кВ	0,04-0,07	3,1-5,5	1,9-3,8	0,02-0,03	1,7-1,8	0,5-0,3
IV. Многолучевая схема 10 кВ с РП
Двухлучевая схема 0,4 кВ
ТП 2х630 кВ·А - загрузка до 90%	10 кВ	0,02-0,03	1,0-1,8	0,7-1,2	-	-	-
	ТП и сеть 0,4 кВ	0,04-0,06	3,6-4,8	3,4-4,7	0,01	1	0,3-0,2

Продолжение табл.104


Характеристика варианта	Сеть	Технические показатели сети напряжением 10 и 0,4 кВ в районах многоэтажной застройки (5 этажей и выше)
		Плотность нагрузки
		II уровень (15-12 МВт/км)
		Удельная длина кабеля распределительной сети 10 и 0,4 кВ			Количество ТП
		м/м	м/кВт	км/ТП	шт./1000 м	шт./МВт	шт./1 км сети 0,4 кВ
I. Петлевая схема 10 кВ без РП
Петлевая схема 0,4 кВ
ТП 1х630 кВ·А загрузка трансформатора в н.р. до 100% (полное резервирование)	10 кВ	0,04-0,03	1,3-1,6	0,7-0,8	-	-	-
	ТП и сеть 0,4 кВ	0,03-0,06	1,6-2,9	0,9-1,7	0,03-0,04	1,8-1,7	1,1-0,7
Двухлучевая схема 0,4 кВ
а) ТП 1х630 кВ·А загрузка до 100% в н.р. (полное резервирование)	10 кВ	0,04-0,03	1,3-1,5	0,7-0,8	-	-	-
	ТП и сеть 0,4 кВ	0,04-0,07	2,2-4,6	1,2-2,3	0,04-0,06	1,8-1,7	0,8-0,7
б) ТП 1х630 кВ·А загрузка до 130% в н.р. (полное резервирование)	10 кВ	-	-	-	-	-	-
	ТП и сеть 0,4 кВ	0,04-0,07	2,1-3,2	1,5-2,9	0,03	1,4	0,7-0,4
II. Петлевая схема 10 кВ с РП
Петлевая схема 0,4 кВ
ТП 1х630 кВ·А загрузка до 100% в н.р. (полное резервирование)	10 кВ	0,03-0,02	0,6-1	0,3-0,5	-	-	-
	ТП и сеть 0,4 кВ	0,03-0,06	1,6-2,9	0,9-1,7	0,03-0,04	1,8-1,7	1,1-0,7
Двухлучевая схема 0,4 кВ
ТП 1х630 кВ·А - загрузка до 100% в н.р. (полное резервирование)	10 кВ	0,03-0,02	0,6-1	0,3-0,5	-	-	-
	ТП и сеть 0,4 кВ	0,04-0,07	2,2-4,6	1,2-2,3	0,04-0,06	1,8-1,7	0,8-0,7
III. Многолучевая схема 10 кВ без РП
Двухлучевая схема 0,4 кВ
а) ТП 2х400 кВ·А - загрузка до 90%	10 кВ	0,03-0,04	1,2-1,8	0,8-1,0	-	-	-
	ТП и сеть 0,4 кВ	0,04-0,05	1,9-2,4	1,2-1,8	0,03	1,5	0,8-0,7
б) ТП 2х630 кВ·А - загрузка до 90%	10 кВ	0,03	1-1,5	0,8-1,4	-	-	-
	ТП и сеть 0,4 кВ	0,04-0,07	1,9-3	2,1-3,2	0,02-0,03	1,0-0,9	0,5-0,3
в) ТП 1х630 кВ·А - загрузка до 100% с АВР на стороне 10 кВ	10 кВ	0,03	1,1	0,06	-	-	-
	ТП и сеть 0,4 кВ	0,04-0,07	2,2-4	1,2-2,2	0,04-0,06	1,8-1,7	0,8-0,5
IV. Многолучевая схема 10 кВ с РП
Двухлучевая схема 0,4 кВ
ТП 2х630 кВ·А - загрузка до 90%	10 кВ	0,02-0,03	0,7-1,7	0,5-1,1	-	-	-
	ТП и сеть 0,4 кВ	0,04-0,07	1,9-3	2,1-3,2	0,02-0,03	1,0-0,9	0,5-0,3

Таблица 105


Характеристика варианта	Сеть напряже- нием, кВ	Показатели расхода кабеля на сеть напряжением 10 и 0,4 кВ в районах многоэтажной застройки (5 этажей и выше)
		Плотность нагрузки
		I уровень (8-7 МВт/км)
		Сечение жил, мм
		240	185	150	120	95	70	50	Всего
I. Петлевая схема 10 кВ без РП
Петлевая схема 0,4 кВ
ТП 1х630 кВ·А. Загрузка трансформатора в нормальном режиме до 100% (полное резервирование)	10	-	-	0,05-0,2	0,6-0,8	0,2	0,1-0,2	0,15-0,1	1,1-1,5
	0,4	-	0,5-1,5	0,6-0,2	0,4-1,4	0,2-1,4	0,5-0,2	0,3-0,1	2,5-4,8
Двухлучевая схема 0,4 кВ
а) ТП 1х630 кВ·А. Загрузка до 100% в нормальном режиме (полное резервирование)	10	-	-	0,05-0,2	0,6-0,8	0,2	0,1-0,2	0,15-0,1	1,1-1,5
	0,4	-	0,7-1	0,3-0,8	0,8-1	1-2	0,2-0,1	0,2-0,1	3,2-5
б) ТП 1х630 кВ·А. Загрузка до 130% в нормальном режиме (полное резервирование)	10	-	-	0,05-0,2	0,6-0,8	0,1-0,2	0,05-0,1	0,2-0,1	1,0-1,4
	0,4	-	1-1,5	0,7-1	0,7-1,2	0,4-0,6	0,4-0,6	0,2-0,3	3,4-5,2
II. Петлевая схема 10 кВ с РП
Петлевая схема 0,4 кВ
ТП 1х630 кВ·А. Загрузка до 100% в нормальном режиме (полное резервирование)	10	0,2-0,3	-	0,1-0,2	0,2-0,3	0,2-0,3	0,2	0,2	1,1-1,5
	0,4	-	0,5-1,5	0,6-0,2	0,4-1,4	0,2-1,4	0,5-0,2	0,3-0,1	2,5-4,8
Двухлучевая схема 0,4 кВ
ТП 1х630 кВ·А. Загрузка до 100% в нормальном режиме (полное резервирование)	10	0,2-0,3	-	0,1-0,2	0,2-0,3	0,2	0,2	0,2	1,1-1,5
	0,4	-	0,7-1	0,3-0,8	0,8-1	1-2	0,2-0,1	0,2-0,1	3,2-4,8
III. Многолучевая схема 10 кВ без РП
Двухлучевая схема 0,4 кВ
а) ТП 2х400 кВ·А. Загрузка до 90%	10	-	-	0,1-0,2	0,5-1	0,1-0,2	0,1-0,2	0,7	1,5-2,3
	0,4	-	0,1	0,2	0,1-1	0,7-1	0,5-1	1,1-1,4	2,7-4,6
б) ТП 2х630 кВ·А. Загрузка до 90%	10	-	0,05	0,4-0,6	0,1-0,5	0,1-0,2	0,05-1	0,4-0,45	1,1-1,9
	0,4	-	0,6-0,2	0,6-0,3	0,4-1,5	0,5-0,9	0,5-0,7	1-1,2	3,6-4,8
в) ТП 1х630 кВ·А. Загрузка до 100% с АВР на стороне 10 кВ	10	-	-	0,1-0,5	0,6-0,8	0,2-0,3	0,1	0,2-0,3	1,2-2
	0,4	-	0,7-1	0,3-0,5	0,8-1,5	1	0,2-0,3	0,2-0,5	3,2-4,8
IV. Многолучевая схема 10 кВ с РП
Двухлучевая схема 0,4 кВ
ТП 2х630 кВ·А. Загрузка до 90%	10	0,2-0,3	0,05-0,1	0,2	0,3-0,6	0,1-0,3	0,1	0,45-0,5	1,2-2,1
	0,4	-	0,6-0,2	0,6-0,3	0,4-1,5	0,5-0,9	0,5-0,7	1-1,2	3,6-4,8

Продолжение табл.105


Характеристика варианта	Сеть напряже- нием, кВ	Показатели расхода кабеля на сеть напряжением 10 и 0,4 кВ в районах многоэтажной застройки (5 этажей и выше)
		Плотность нагрузки
		II уровень (15-12 МВт/км)
		Сечение жил, мм
		240	185	150	120	95	70	50	Всего
I. Петлевая схема 10 кВ без РП
Петлевая схема 0,4 кВ
ТП 1х630 кВ·А. Загрузка трансформатора в нормальном режиме до 100% (полное резервирование)	10	-	0,05-0,1	0,05-0,2	0,5-0,7	0,2	0,1-0,2	0,1	1-1,5
	0,4	-	0,2-0,8	0,2	0,4-0,8	0,2-0,8	0,4-0,1	0,2-0,1	1,6-2,8
Двухлучевая схема 0,4 кВ
а) ТП 1х630 кВ·А. Загрузка до 100% в нормальном режиме (полное резервирование)	10		0,05-0,1	0,05-0,2	0,5-0,7	0,2	0,1-0,2	0,1	1-1,5
	0,4	-	0,3-0,4	0,2-0,8	0,8	0,5-0,6	0,2-0,1	0,2-0,1	2,2-2,8
б) ТП 1х630 кВ·А. Загрузка до 130% в нормальном режиме (полное резервирование)	10	-	0,1	0,2-0,3	0,3-0,6	0,15-0,1	0,05-0,1	0,1	0,9-1,3
	0,4	-	0,7-1	0,5-0,8	0,5-1	0,2-0,5	0,1	0,1	2,1-3,5
II. Петлевая схема 10 кВ с РП
Петлевая схема 0,4 кВ
ТП 1х630 кВ·А. Загрузка до 100% в нормальном режиме (полное резервирование)	10	0,2-0,3	-	0,25-0,4	0,15-0,2	0,15-0,2	0,1-0,2	0,15-0,2	1-1,5
	0,4	-	0,2-0,8	0,2	0,5-0,8	0,4-0,8	0,1	0,2-0,1	1,6-2,8
Двухлучевая схема 0,4 кВ
ТП 1х630 кВ·А. Загрузка до 100% в нормальном режиме (полное резервирование)	10	0,2-0,3	-	0,25-0,3	0,15-0,3	0,15-0,2	0,1-0,2	0,15-0,2	1-1,5
	0,4	-	0,3-0,4	0,2-0,8	0,8	0,5	0,3-0,2	0,1	2,2-2,8
III. Многолучевая схема 10 кВ без РП
Двухлучевая схема 0,4 кВ
а) ТП 2х400 кВ·А. Загрузка до 90%	10	-	0,05-0,1	0,1-0,2	0,35-0,5	0,15-0,2	0,1	0,45-0,6	1,2-1,8
	0,4	-	0,2	0,15-0,2	0,15-0,3	0,7-0,9	0,1-0,2	0,6-0,8	1,9-2,6
б) ТП 2х630 кВ·А. Загрузка до 90%	10	0,3	0,18-0,2	0,05-0,4	0,04-0,5	0,08-0,2	0,07-0,1	0,28-0,3	1-1,7
	0,4	-	0,12-0,1	0,28-0,3	0,6-1	0,5-0,8	0,2-0,3	0,2-0,4	1,9-2,9
в) ТП 1х630 кВ·А. Загрузка до 100% с АВР на стороне 10 кВ	10	-	0,1	0,2-0,4	0,45-0,75	0,18	0,07	0,1-0,3	1,1-1,8
	0,4	-	0,3-0,2	0,2-0,3	0,8-1,3	0,5-0,6	0,3-0,4	0,1	2,2-2,9
IV. Многолучевая схема 10 кВ с РП
Двухлучевая схема 0,4 кВ
ТП 2х630 кВ·А. Загрузка до 90%	10	0,2	0,05	0,2	0,2-0,8	0,1-0,15	0,1	0,25-0,4	1,1-1,9
	0,4	-	0,12-0,1	0,28-0,3	0,6-1	0,5-0,8	0,2-0,3	0,2-0,4	1,9-2,9

Примечания.

1. В сети напряжением 0,4 кВ приняты четырехжильные кабели.
2. В табл.103, 104, 105 первые цифры расчетных показателей относятся к большей плотности нагрузки (застройка 9 этажей и выше); вторые цифры - к меньшей плотности нагрузки (застройка 5-9 этажей).

В районах существующей застройки

7.24. Технико-экономические показатели сетей напряжением 10 (6) кВ в районах существующей застройки определяются в каждом конкретном случае на основе принятых проектных решений.

7.25. Для ориентировочной оценки затрат на расширение и реконструкцию сетей напряжением 0,4 кВ, которые, как правило, в проектах (схемах) не рассматриваются, приведены укрупненные показатели стоимости и состав работ, полученные на основе анализа и обработки данных ряда конкретных проектов, выполненных Гипрокоммунэнерго.

7.26. Укрупненные удельные показатели стоимости расширения и реконструкции распределительных сетей напряжением 0,4 кВ в рублях на кВт суммарной расчетной нагрузки городских электрических сетей на шинах ТП (без нагрузки новых районов) составляют для городов с населением:


человек	15-12	руб./кВт
"	11-9	"
"	8-6	"
"	до 5	"

7.27. Примерный состав работ по реконструкции и расширению существующих городских распределительных сетей напряжением 0,4 кВ в городах различных категорий при затратах 10 тыс. руб. дан в табл.106.

Таблица 106


Наименование работ	Единица измерения	Показатели объема работ для города с населением
		св. 100 тыс. чел.	до 100 тыс. чел.
Монтаж 4-жильной кабельной линии напряжением до 1 кВ марки ААШв (ААШпс) сечением
3x95+1x35	км	0,2	-
3x70+1x25	"	0,2	0,1
3x50+1x25	"	0,2	0,1
Монтаж новых четырехпроводных воздушных линий на деревянных опорах с железобетонными приставками с проводами:
3А70+А35	"	0,3	0,4
3А50+А25	"	0,5	0,6
3А35+А16	"	0,3	0,4
3А25+А16	"	0,2	0,2
4А16	"	0,2	0,2
Монтаж однопроводных линий по существующим опорам проводом
А-70	"	0,7	1
А-50	"	0,7	1
А-35	"	0,4	0,5
А-25	"	0,3	0,3
А-16	"	0,2	0,2
Устройство вводов проводом 2х16
длиной до 25 м с подставной опорой	шт.	20	20
длиной до 15 м без подставной опоры	"	80	80

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПЕРЕВОДА СЕТЕЙ 6 кВ НА НАПРЯЖЕНИЕ 10 кВ

7.28. Для ориентировочной оценки эффективности перевода существующих сетей 6 кВ на напряжение 10 кВ рекомендуется пользоваться показателями, полученными из проектной практики.

По данным Гипрокоммунэнерго потери мощности в питающих и распределительных сетях в процентах от величины совмещенного максимума нагрузок городских электрических сетей на шинах ЦП составляют:


от	2,8	до	4,8%	при	напряжении	6	кВ;
"	1,6	"	2,6	"	"	10	"

соответственно экономия потерь при переводе сетей с 6 на 10 кВ: от 1,2 до 2,2%.

Экономия приведенных затрат на компенсацию потерь электроэнергии на 1 кВт совмещенного максимума нагрузок на шинах ЦП для времени наибольших потерь 2500 ч составляет для:


0,75-1,35	руб./кВт·год
0,6-1,1	"
0,5-0,9	"
1,0-1,9	"

Диапазон приведенных показателей дан в зависимости от удаленности ЦП от рассматриваемого района, среднего сечения и нагрузки кабелей распределительной сети напряжением 6 кВ.

Показатели соответствуют условию увеличения нагрузки на расчетный срок проекта в 1,5-2 раза по сравнению с существующим (ежегодный прирост 5% и более).

7.29. Ориентировочные значения удельных капитальных затрат на замену и реконструкцию трансформаторов в ТП при переводе сети с 6 на 10 кВ в руб./кВ·А установленной мощности приведены в табл.107.

Таблица 107


Наименование работ	Удельные капитальные затраты, руб./кВ·А, при насыщении трансформаторами мощностью 400-630 кВ·А от общей установленной мощности, %
	до 20	20-50	50-80
Замена трансформаторов при наличии в сети необходимого количества трансформаторов 10/0,4 кВ	0,7	0,6	0,5
Переключение обмоток трансформаторов 6/0,4 кВ с треугольника на звезду для использования их в сети напряжением 10 кВ	1,3	1,2	1
Перемотка высоковольтных обмоток трансформаторов 6 кВ на напряжение 10 кВ	3,7	3	2,5
Приобретение и установка в ТП новых трансформаторов 10/0,4 кВ	5,3	4,7	4,2

Примечание. Возвратные суммы от реализации существующих трансформаторов 6/0,4 кВ рекомендуется принимать от 20 до 70% стоимости нового трансформатора в зависимости от степени износа существующих.

Пример. Определить эффективность перевода сети 6 кВ на напряжение 10 кВ района города в европейской части страны при наличии напряжения 10 кВ на ЦП.

Исходные данные

Нагрузка района на шинах ЦП на расчетный срок - 18 МВт.

Среднее сечение кабелей распределительной сети 70-95 мм.

Средняя загрузка в нормальном режиме на расчетный срок 50-60%, ЦП расположен от центра района на расстоянии 2 км. Суммарная установленная мощность существующих трансформаторов 6/0,4 кВ - 10 MB·А.

На трансформаторы 400-630 кВ·А приходится 50% установленной мощности, на трансформаторы 100-250 кВ·А - 50%.

Износ существующих трансформаторов - 70%.

В сети отсутствуют трансформаторы напряжением 10/0,4 кВ.

Расчет 1. Экономия затрат на компенсацию потерь электроэнергии по данным п.7.28 составит:

1,05·18000=18 900 руб./год.

2. Стоимость замены трансформаторов в ТП по данным табл.107 составит:

4,7·10000=47000 руб.

3. Реализация трансформаторов 6/0,4 кВ.

4,7·10000·0,3=14100 руб.

4. Суммарные годовые отчисления от капитальных вложений на замену трансформаторов в ТП

0,224(47000-14100)=7400 руб./год.

5. Годовой экономический эффект от перевода сети на повышенное напряжение

18900-7400=11500 руб./год.

ПРИЛОЖЕНИЕ

ВЫБОР ПРОВОДНИКОВ ПО УСЛОВИЮ ОБЕСПЕЧЕНИЯ АВТОМАТИЧЕСКОГО ОТКЛЮЧЕНИЯ ПРИ ОДНОФАЗНЫХ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЯХ В СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В

Для электроустановок до 1000 В с глухозаземленной нейтралью требование п.1.7.79. ПУЭ с необходимой кратности тока однофазного КЗ по отношению к ближайшему защитному аппарату можно представить формулой:

, (1)

где - ток однофазного КЗ в конце защищаемой линии, А;

- номинальный ток плавкой вставки предохранителя линии, отходящей от щита низшего напряжения ТП, А.

Ток однофазного КЗ для четырехпроводной сети 380/220 В с достаточной для практических расчетов точностью можно определить по формуле

, (2)

где - сопротивление трансформатора при однофазном КЗ, мОм;

- сопротивление сети при однофазном КЗ с учетом коммутационных и защитных аппаратов, сопротивления дуги в месте КЗ и др., мОм.

Заменив в (2) через его минимальное значение из (1) и сделав соответствующие преобразования, получим:

. (3)

На основании формулы (3) составлены табл.108 и 109, в которых приведена предельная длина линии 380/220 В, отходящей от ТП, в зависимости от ее исполнения (кабельная или воздушная), марки и сечения, а также мощности и схемы соединений трансформатора.

Проверка производится при отсутствии в нулевом проводе специального устройства защиты, действующего на отключение трехфазной линии при однофазных коротких замыканиях в сети до 1000 В.

Таблица 108


Ток плавкой вставки или уставки тепло- вого расцепи- теля ав- томата, А	Сечение кабеля, мм	Предельная длина линии от ТП, м, при мощности трансформатора, кВ·А
		160				250				400				630				1000
		Схема соединения обмоток

А. 4-жильные кабели без алюминиевой оболочки
63	3x16+1x10	165		184		175		187		182		189		185		190		188		190
63	3x16+1x16	221		246		234		250		243		253		247		254		251		254
80	3x16+1x10	124		143		134		146		140		148		144		149		146		149
80	3x16+1x16	165		191		179		195		187		198		192		198		196		200
100	3x16+1x10	93		112		103		115		110		117		113		118		116		119
100	3x16+1x16	125		150		138		154		147		157		151		158		155		159
125*	3x16+1x10	69		88		79		91		85		93		89		94		92		94
125*	3x16+1x16	92		117		105		121		114		124		119		125		122		126
160*	3x16+1x10	48		66		57		70		64		71		68		72		70		73
160	3x16+1x16	64		89		77		93		86		96		90		97		94		97
80	3x25+1x10	141		163		153		166		160		169		164		170		167		170
80	3x25+1x16	198		229		214		234		225		236		230		238		235		239
80	3x25+1x25	248		285		268		292		280		296		288		297		293		299
100	3x25+1x10	106		128		118		132		125		134		129		135		132		136
100	3x25+1x16	149		180		165		185		176		188		182		189		186		190
100	3x25+1x25	187		224		206		231		219		235		227		234		232		238
125	3x25+1x10	79		100		90		104		97		106		101		107		104		108
125	3x25+1x16	110		140		126		146		137		149		142		150		147		151
125	3x25+1x25	138		175		158		182		171		186		178		187		183		189
160*	3x25+1x10	54		76		66		79		73		82		77		82		80		83
160*	3x25+1x16	76		106		92		111		103		114		108		116		112		117
160*	3x25+1x25	95		133		115		139		128		143		135		145		140		146
200*	3x25+1x10	37		58		48		62		56		64		60		65		63		66
200*	3x25+1x16	52		82		68		87		78		90		84		91		88		93
200*	3x25+1x25	65		102		84		108		97		113		104		114		110		116
100	3x35+1x10	116		139		128		143		136		146		141		146		144		147
100	3x35+1x16	165		199		193		204		166		208		201		209		205		210
100	3x35+1x35	260		313		288		322		306		328		316		329		324		332
125	3x35+1x10	86		109		98		113		106		115		110		116		114		117
125	3x35+1x16	122		155		139		161		151		164		157		166		162		167
125	3x35+1x35	192		245		220		254		238		260		248		261		256		264
160	3x35+1x10	59		82		71		86		79		89		84		90		87		91
160	3x35+1x16	84		117		102		123		113		126		119		128		124		129
160	3x35+1x35	133		185		160		194		179		200		188		202		196		204
200*	3x35+1x10	40		63		52		67		60		70		65		71		68		72
200*	3x35+1x16	57		90		75		96		86		100		92		101		97		102
200*	3x35+1x35	90		143		118		152		136		157		146		159		153		161
250*	3x35+1x10	25		48		37		52		45		55		50		56		53		56
250*	3x35+1x16	35		69		53		75		65		78		71		79		75		81
250*	3x35+1x35	56		109		84		118		102		123		112		125		119		127
125	3x50+1x16	134		170		153		176		165		180		172		181		177		183
125	3x50+1x25	184		234		211		243		228		248		237		250		245		252
125	3x50+1x50	276		351		315		364		341		372		355		374		366		378
160	3x50+1x16	92		129		111		135		124		139		131		140		136		141
160	3x50+1x25	127		177		154		186		171		191		180		193		188		195
160	3x50+1x50	190		266		230		278		256		286		270		289		281		292
200	3x50+1x16	63		99		82		105		94		109		101		110		106		112
200	3x50+1x25	86		136		113		145		130		151		140		152		147		154
200	3x50+1x50	129		204		169		217		195		225		209		228		220		231
250*	3x50+1x16	39		76		58		82		71		85		78		87		83		88
250*	3x50+1x25	54		104		80		113		97		118		107		120		114		122
250*	3x50+1x50	80		156		120		169		146		176		160		179		171		182
160	3x70+1x25	140		196		169		205		189		211		199		213		207		215
160	3x70+1x35	177		247		214		259		238		266		251		269		261		271
160	3x70+1x70	267		372		322		390		359		401		379		405		394		409
200	3x70+1x25	95		151		124		160		144		166		154		168		162		170
200	3x70+1x35	120		190		157		202		181		209		194		212		204		215
200	3x70+1x70	181		287		237		304		273		316		293		320		308		324
250	3x70+1x25	59		115		88		124		108		130		118		132		126		134
250	3x70+1x35	74		145		111		157		136		164		149		166		159		169
250	3x70+1x70	112		219		168		241		204		247		225		251		239		255
300*	3x70+1x25	-		-		57		93		76		99		87		100		94		103
300*	3x70+1x35	-		-		74		117		96		124		109		127		119		130
300*	3x70+1x70	-		-		108		177		145		188		165		191		179		196
400	3x70+1x25	-		-		34		70		54		76		64		78		72		80
400	3x70+1x35	-		-		43		89		67		96		81		98		91		101
400	3x70+1x70	-		-		65		134		102		145		122		148		137		153
200	3x95+1x35	132		208		172		221		199		230		213		232		224		236
200	3x95+1x50	169		268		221		284		255		295		273		298		288		302
200	3x95+1x95	245		387		319		411		369		426		395		431		416		437
250	3x95+1x35	82		159		122		172		149		180		164		182		174		186
250	3x95+1x50	105		204		157		220		191		231		210		234		223		238
250	3x95+1x95	152		295		226		319		276		334		304		339		323		345
320*	3x95+1x35	-		-		79		129		105		136		120		139		131		142
320*	3x95+1x50	-		-		101		165		135		175		154		178		168		182
320*	3x95+1x95	-		-		146		239		195		253		223		258		242		264
400*	3x95+1x35	-		-		47		97		74		105		89		108		99		111
400*	3x95+1x50	-		-		61		125		95		135		114		138		128		142
400*	3x95+1x95	-		-		88		181		137		195		165		200		184		206
250	3x120+1x35	87		169		130		183		158		191		174		194		185		197
250	3x120+1x70	142		275		211		298		257		311		283		316		301		321
250	3x120+1x120	191		371		285		401		347		420		382		426		406		433
320	3x120+1x35	-		-		83		136		112		145		128		148		139		151
320	3x120+1x70	-		-		136		222		182		236		208		240		226		246
320	3x120+1x120	-		-		183		300		245		318		280		324		304		332
400*	3x120+1x35	-		-		50		103		79		112		94		114		106		118
400*	3x120+1x70	-		-		82		168		128		182		154		186		172		192
400*	3x120+1x120	-		-		111		227		173		245		208		252		232		259
500*	3x120+1x35	-		-		-		-		52		86		68		88		79		92
500*	3x120+1x70	-		-		-		-		85		139		110		144		129		149
500*	3x120+1x120	-		-		-		-		115		188		148		194		174		202
250	3x150+1x50	121		236		181		255		220		266		242		270		258		275
250	3x150+1x70	154		299		229		323		279		338		307		343		327		349
250	3x150+1x150	229		445		342		482		416		504		458		511		487		520
320	3x150+1x50	-		-		116		190		156		202		178		206		193		211
320	3x150+1x70	-		-		148		241		198		256		226		261		245		267
320	3x150+1x150	-		-		220		360		295		382		336		389		365		398
400	3x150+1x50	-		-		70		144		110		156		132		160		147		164
400	3x150+1x70	-		-		89		183		139		198		167		202		186		208
400	3x150+1x150	-		-		133		273		207		295		249		302		278		311
500*	3x150+1x50	-		-		-		-		73		119		94		123		111		128
500*	3x150+1x70	-		-		-		-		93		151		120		156		140		162
500*	3x150+1x150	-		-		-		-		138		225		178		232		209		242
320	3x185+1x50	-		-		122		200		164		212		187		216		203		221
320	3x185+1x95	-		-		192		314		257		333		294		340		319		348
320	3x185+1x185	-		-		269		440		360		467		411		476		447		487
400	3x185+1x50	-		-		74		152		115		164		138		168		154		173
400	3x185+1x95	-		-		116		238		181		257		217		263		243		271
400	3x185+1x185	-		-		162		333		253		360		304		369		340		380
500*	3x185+1x50	-		-		-		-		77		125		99		129		116		134
500*	3x185+1x95	-		-		-		-		121		197		156		203		182		211
500*	3x185+1x185	-		-		-		-		169		276		218		284		256		296
600*	3x185+1x50	-		-		-		-		52		99		74		104		90		108
600*	3x185+1x95	-		-		-		-		81		156		116		163		141		170
600*	3x185+1x185	-		-		-		-		113		218		162		229		198		238
320	3x240+1x70	-		-		166		271		222		288		253		293		275		300
320	3x240+1x95	-		-		212		347		284		368		324		375		353		384
320	3x240+1x240	-		-		336		550		450		583		514		594		558		608
400	3x240+1x70	-		-		100		205		156		222		188		227		210		234
400	3x240+1x95	-		-		128		263		200		284		240		291		268		300
400	3x240+1x240	-		-		203		417		317		450		380		461		425		475
500*	3x240+1x70	-		-		-		-		104		170		134		175		158		182
500*	3x240+1x95	-		-		-		-		133		218		172		224		202		233
500*	3x240+1x240	-		-		-		-		211		344		272		356		319		369
600*	3x240+1x70	-		-		-		-		70		134		100		141		122		146
600*	3x240+1x95	-		-		-		-		89		172		128		181		156		188
600*	3x240+1x240	-		-		-		-		142		272		203		286		247		297
_______________ * Для кабелей с пропитанной бумажной изоляцией. Б. Кабели с пропитанной бумажной изоляцией и алюминиевой оболочкой
63	3x16		309		344		327		350		339		353		346		355		351		356
80	3x16		232		267		250		273		262		276		269		278		274		279
100	3x16		174		210		193		216		205		219		212		220		217		222
125	3x16		129		164		147		170		159		174		166		175		171		176
160	3x16		89		124		107		130		120		134		126		135		131		136
80	3x25		316		364		341		372		358		378		367		379		374		381
100	3x25		238		286		263		295		280		300		289		301		296		303
125	3x25		176		224		201		232		218		237		227		239		234		241
160	3x25		122		170		147		178		163		182		172		185		179		186
200	3x25		82		130		108		139		124		144		133		145		140		74
100	3x35		317		381		350		392		372		398		385		400		394		403
125	3x35		234		298		267		309		290		316		302		318		311		320
160	3x35		162		225		195		236		218		243		229		245		238		248
200	3x35		110		174		143		184		165		191		177		194		186		196
250	3x35		68		132		102		143		124		150		136		152		145		155
125	3x50		305		388		348		402		377		411		393		414		405		418
160	3x50		211		294		254		308		283		316		298		320		311		322
200	3x50		143		226		187		240		215		249		231		252		243		256
250	3x50		89		173		132		187		161		195		177		198		189		201
320	3x50		-		-		85		139		114		148		130		151		142		154
160	3x70		279		290		337		408		376		420		396		424		412		428
200	3x70		190		300		248		319		286		331		306		334		322		339
250	3x70		118		229		176		248		214		259		236		263		250		267
320	3x70		-		-		113		185		151		196		173		200		188		205
400	3x70		-		-		68		140		106		151		128		155		143		160
160	3x95		356		496		430		520		478		534		505		540		525		545
200	3x95		242		382		315		406		364		421		390		426		411		432
250	3x95		150		292		224		315		273		330		300		334		319		340
320	3x95		-		-		144		236		193		250		220		255		239		261
400	3x95		-		-		87		178		136		193		163		198		182		204
200	3x120		286		452		373		480		431		498		462		504		486		511
250	3x120		177		345		265		373		322		390		355		396		377		403
320	3x120		-		-		170		279		228		296		260		301		283		308
400	3x120		-		-		103		211		160		228		193		234		215		241
500	3x120		-		-		-		-		107		175		138		180		162		187
250	3x150		238		462		355		500		432		523		475		530		506		540
320	3x150		-		-		228		374		306		396		349		404		379		413
400	3x150		-		-		138		283		215		306		258		313		287		323
500	3x150		-		-		-		-		143		234		185		242		217		251
600	3x150		-		-		-		-		96		185		138		194		168		202
250	3x185		280		544		418		589		509		616		560		624		595		636
320	3x185		-		-		269		440		360		467		411		476		447		487
400	3x185		-				162		333		353		360		304		369		340		380
500	3x185		-		-		-		-		169		276		218		284		256		296
600	3x185		-		-		-		-		113		218		162		229		198		238
250	3x240		340		662		508		716		619		749		681		759		724		773
320	3x240		-		-		327		353		438		567		500		578		543		592
400	3x240		-		-		197		405		308		438		370		449		413		462
500	3x240		-		-		-		-		205		335		265		346		311		359
600	3x240		-		-		-		-		138		265		197		278		240		289

Таблица 109


Ток плавкой вставки или уставки тепло- вого расце- пителя ав- томата, А	Марка и сечение провода, мм	Предельная длина линии от ТП, м, при мощности трансформатора, кВ·А
		160			250			400			630				1000
		Схема соединения обмоток

Провода с алюминиевыми и сталеалюминиевыми жилами
50	AC (3x10+1х10)		179	195		187	197		193	199		196	200	198		200
63	АС (3х10+1х10)		137	153		146	156		151	157		154	158	156		158
80	АС (3х10+1х10)		103	119		111	121		117	123		120	124	122		124
100	АС (3х10+1х10)		78	93		86	96		91	98		94	98	96		99
125	АС (3х10+1х10)		57	73		66	76		71	77		74	78	76		78
63	АС (3х16+1х10)		162	181		172	184		179	186		182	187	185		187
63	АС (3х16х1х16)		206	230		218	234		227	236		231	237	234		238
63	А (3х16+1х16)		213	237		226	241		234	244		239	245	242		246
80	АС (3х16+1х10)		122	140		132	144		138	146		141	146	144		147
80	АС (3х16+1х16)		155	178		167	162		175	185		179	185	183		186
80	А (3х16+1х16)		160	184		172	188		181	151		185	192	189		193
100	АС (3х16+1х10)		92	110		102	114		108	116		112	116	114		117
100	АС (3х16+1х16)		116	140		129	144		137	146		142	147	145		148
100	А (3х16+1х16)		120	145		133	149		141	151		146	152	149		153
125	АС (3х16+1х10)		68	86		77	89		84	91		87	92	90		93
125	АС (3х16+1х16)		86	100		98	114		106	116		111	117	114		118
125	А (3х16+1х16)		89	113		102	117		110	120		114	121	118		122
160	AC (3х16+1х10)		47	65		57	68		63	70		66	71	69		72
160	AC (3х16+1х16)		59	83		72	87		80	89		84	90	88		91
160	A (3х16+1х16)		61	86		74	90		83	92		87	93	91		94
80	A (3х25+1х16)		193	222		208	227		218	230		223	231	228		232
80	AC (3х25+1х16)		178	205		193	210		202	213		207	214	211		215
80	A (3х25+1х25)		242	279		262	285		274	289		281	291	287		292
80	AC (3х25+1х25)		227	261		245	267		257	271		263	272	268		273
100	A (3х25+1х16)		145	174		160	179		170	182		176	183	180		185
100	AC (3х25+1х16)		134	162		149	166		158	169		163	170	167		171
100	A (3х25+1х25)		182	220		202	226		215	230		222	231	227		232
100	AC (3х25+1х25)		171	206		189	211		201	215		208	216	212		217
125	A (3х25+1х16)		107	136		122	141		133	144		138	145	142		147
125	AC (3х25+1х16)		99	126		113	131		123	134		128	135	132		136
125	A (3х25+1х25)		135	172		154	178		167	182		174	183	179		185
125	AC (3х25+1х25)		126	161		144	166		156	170		163	171	168		173
160	A (3х25+1х16)		74	103		89	108		99	111		105	112	109		113
160	AC (3х25+1х16)		78	96		83	100		92	103		97	104	101		105
160	A (3х25+1х25)		93	130		112	136		125	140		132	141	137		143
160	AC (3х25+1х25)		87	122		105	127		117	131		124	132	129		133
200	А (3х25+1х16)		50	79		65	84		76	88		81	89	85		90
200	АС (3х25+1х16)		46	74		61	78		70	81		75	82	79		83
200	А (3х25+1х25)		63	100		82	106		95	110		102	111	107		113
200	АС (3х25+1х25)		59	93		77	99		89	103		96	104	101		106
100	А (3х35+1х16)		162	195		179	200		190	204		197	205	201		206
100	АС (3х25+1х16)		156	188		173	193		184	196		190	198	194		199
100	А (3х35+1х25)		210	253		232	260		247	264		255	265	261		267
100	AC (3х35+1х25)		195	235		216	242		230	246		237	247	243		249
100	А (3х35+1х35)		228	274		252	282		268	287		277	288	283		290
100	АС (3х35+1х35)		264	318		292	326		310	332		321	334	328		336
125	А (3х35+1х16)		120	152		137	158		148	161		152	162	159		164
125	АС (3x35+1х16)		115	147		132	252		143	156		149	157	153		158
125	А (3х35+1х25)		155	197		177	205		192	209		200	211	206		212
125	АС (3х35+1х25)		114	184		165	190		179	195		186	196	192		198
125	А (3х35+1х35)		168	214		193	222		208	227		217	229	224		231
125	АС (3х35+1х35)		195	248		223	257		241	263		251	265	259		267
160	А (3х35+1х16)		82	115		100	121		111	124		117	125	112		127
160	AC (3х35+1х16)		80	111		96	116		107	120		113	121	118		122
160	А (3х35+1х25)		107	149		129	157		144	161		152	163	158		164
160	AC (3х35+1х25)		100	139		120	146		134	150		141	151	147		153
160	A (3х35+1х35)		116	162		140	170		156	175		165	177	172		178
160	AC (3х35+1х35)		135	188		163	197		181	202		191	204	199		206
200	A (3х35+1х16)		56	89		73	94		84	98		91	99	95		100
200	AC (3х35+1х16)		54	86		71	91		82	94		87	95	92		97
200	A (3х35+1х25)		73	115		95	122		110	127		118	128	124		130
200	AC (3х35+1х25)		68	107		88	114		102	118		109	119	115		121
200	A (3х35+1х35)		79	125		103	133		119	138		128	139	134		141
200	AC (3х35+1х35)		91	145		119	154		138	159		148	161	155		164
250	A (3х35+1х16)		35	68		52	73		63	76		70	78	74		79
250	AC (3х35+1х16)		34	65		50	71		61	74		67	75	71		76
250	A (3х35+1х25)		45	88		67	95		82	99		90	101	96		102
250	AC (3х35+1х25)		42	82		63	88		76	92		84	94	89		95
250	A (3х35+1х35)		49	95		73	103		89	108		98	109	104		111
250	AC (3х35+1х35)		57	110		85	119		103	125		113	127	121		129
125	A (3х50+1х25)		176	224		201	232		218	237		227	239	234		241
125	AC (3х50+1х25)		156	198		178	205		193	210		201	211	207		213
125	A (3х50+1х35)		211	269		241	278		261	285		272	287	280		289
125	AC (3х50+1х35)		193	246		221	255		239	261		249	262	257		265
125	А (3х50+1х50)		250	318		286	330		310	338		322	340	332		343
125	АС (3х50+1х50)		243	309		278	320		301	328		313	330	323		333
160	А (3х50+1х25)		122	170		147	178		163	182		172	184	179		186
160	АС (3х50+1х25)		108	150		130	157		145	161		152	163	159		165
160	А (3х50+1х35)		146	203		176	213		196	219		207	221	215		223
160	АС (3х50+1х35)		133	186		161	195		179	200		189	203	197		204
160	А (3х50+1х50)		173	241		209	253		232	259		245	262	255		265
160	АС (3х50+1х50)		168	234		203	245		226	252		238	255	248		257
200	А (3х50+1х25)		61	156		129	166		149	173		160	175	168		177
200	АС (3х50+1х25)		73	115		96	123		110	127		118	129	124		131
200	А (3х50+1х35)		82	130		108	139		124	144		133	145	140		148
200	АС (3х50+1х35)		91	143		118	152		137	158		146	160	154		162
200	А (3х50+1х50)		117	186		153	197		177	205		190	207	199		210
200	АС (3х50+1х50)		114	180		149	192		172	199		184	201	194		204
250	А (3х50+1х25)		51	99		76	108		93	113		102	114	109		116
250	АС (3х50+1х25)		45	88		68	95		82	100		91	101	96		103
250	А (3х50+1х35)		61	119		92	129		112	135		123	137	131		139
250	АС (3х50+1х35)		56	109		84	118		102	124		112	125	120		128
250	А (3х50+1х50)		73	142		109	153		132	160		146	162	155		165
250	АС (3х50+1х50)		71	138		106	149		129	156		142	158	151		161
320	А (3х50+1х25)		-	-		49	80		66	85		75	87	82		89
320	AC (3х50+1х25)		-	-		43	71		58	76		66	77	72		79
320	A(3х50+1х35)		-	-		59	96		79	102		90	104	98		107
320	AC (3х50+1х35)		-	-		54	88		72	94		82	96	90		98
320	А (3х50+1х50)		-	-		70	114		94	121		107	124	116		126
320	AC (3х50+1х50)		-	-		68	111		91	118		104	120	113		123
160	А (3х70+1х35)		164	229		198	240		221	247		233	249	242		252
160	А (3х70+1х50)		195	272		236	286		263	293		277	297	288		299
160	А (3х70+1х70)		223	311		269	326		300	335		316	339	329		342
200	А (3х70+1х35)		111	176		146	187		168	194		180	197	189		199
200	А (3х70+1х50)		133	210		173	223		200	231		214	234	225		237
200	А (3х70+1х70)		151	239		198	254		228	264		244	267	257		271
250	А (3х70+1х35)		69	135		103	146		126	152		138	154	147		157
250	А (3х70+1х50)		82	160		123	173		150	181		165	184	175		187
250	А (3х70+1х70)		94	183		140	198		171	207		183	210	200		213
320	А (3х70+1х35)		-	-		66	109		89	115		102	118	110		120
320	А (3х70+1х50)		-	-		79	129		106	137		121	140	131		143
320	А (3х70+1х70)		-	-		90	148		121	157		138	160	150		163
400	А (3х70+1х35)		-	-		40	82		63	89		75	91	84		94
400	А (3х70+1х50)		-	-		48	98		74	106		90	108	100		112
400	А (3х70+1х70)		-	-		54	112		85	121		102	124	114		128
250	А (3х95+1х50)		90	175		134	189		164	198		180	201	191		204
250	А (3х95+1х70)		104	202		155	219		189	229		208	232	221		236
250	А (3х95+1х95)		116	225		172	243		210	254		231	258	246		262
320	А (3х95+1х50)		-	-		86	141		116	150		132	153	144		156
320	А (3х95+1х70)		-	-		100	164		134	173		153	177	166		181
320	А (3х95+1х95)		-	-		111	182		149	193		170	196	184		201
400	А (3х95+1х50)		-	-		52	107		81	116		98	119	109		122
400	А (3х95+1х70)		-	-		60	124		94	134		113	137	126		141
400	А (3х95+1х95)		-	-		67	138		104	149		126	152	140		157
500	А (3х95+1х50)		-	-		-	-		54	89		70	91	82		95
500	А (3х95+1х70)		-	-		-	-		63	102		81	106	95		110
500	А (3х95+1х95)		-	-			-		70	114		90	117	106		122
200	А (3х120+1х70)		178	282		232	299		268	310		288	314	303		318
200	А (3х120+1х95)		197	312		257	331		297	344		318	348	335		352
200	А (3х120+1х120)		218	345		285	367		329	381		353	385	371		390
250	А (3х120+1х70)		111	215		165	232		201	243		221	246	235		251
250	А (3х120+1х95)		122	238		182	257		222	269		245	273	260		278
250	А (3х120+1х120)		135	263		202	285		246	298		271	302	288		308
320	А (3х120+1х70)		-	-		106	174		142	184		162	188	176		192
320	А (3х120+1х95)		-	-		117	192		157	204		180	208	195		213
320	А (3х120+1х120)		-	-		130	213		174	226		199	230	216		235
400	А (3х120+1х70)		-	-		64	132		100	142		120	146	134		150
400	А (3х120+1х95)		-	-		71	146		111	157		133	161	148		166
400	А (3х120+1х120)		-	-		78	161		123	174		147	178	164		184
500	А (3х120+1х70)		-	-		-	-		67	109		86	112	101		117
500	А (3х120+1х95)		-	-		-	-		74	120		95	124	112		129
500	А (3х120+1х120)		-	-		-	-		82	133		105	138	124		143


Применение	Кабель прокладывается на трассе	Тип и марка кабелей для прокладки в земле (траншеях)
		с бумажной пропитанной изоляцией		с пластмассовой и резиновой изоляцией и оболочкой*
		в процессе эксплуатации не подвергается растягивающим усилиям	в процессе эксплуатации подвергается значительным растягивающим усилиям	в процессе эксплуатации не подвергаются растягивающим усилиям
В земле (траншеях) с низкой коррозионной активностью	Без блуждающих токов	ААШпс, ААШв, ААШп, ААБл, АСБ**	ААПл, АСПл**
	С наличием блуждающих токов	ААШпс, ААШв, ААШп, ААБ2л, АСБ**	ААП2л, АСПл**
То же, со средней коррозионной активностью	Без блуждающих токов	ААШпс, ААШв, ААШп, ААБ2л, АСБ, АСБл, ААБл	ААПл, АСПл**	АВВГ*, АПсВГ, АПвВГ, АПВГ*, АПвПБ, АПБбШВ, АПвПбШв, АВБбШв, АВБбШп, АПсБбШв, АПсАШв, АВРБ, АНРБ
	С наличием блуждающих токов	ААШпс, ААШп, ААШв*', ААБ2л, ААБв, АСБл, АСБ2л	ААП2л, АСПл**
То же, с высокой коррозионной активностью	Без блуждающих токов	ААШпс, ААШп, ААШв**, ААБ2л, ААБ2лШв, ААБ2лШп, АСБл, АСБ2л**	ААП2лШв, АСП2л**
	С наличием блуждающих токов	ААШпс, ААШп, ААБв, АСБ2л, АСБ2лШв	ААП2лШв, АСП2л**


Применение	Тип и марка кабелей для прокладки в воздухе
	с бумажной пропитанной изоляцией в металлической оболочке		с пластмассовой и резиновой изоляцией и оболочкой
	при отсутствии опасности механических повреждений в эксплуатации	при наличии опасности механических повреждений в эксплуатации	при отсутствии опасности механических повреждений в эксплуатации	при наличии опасности механических повреждений в эксплуатации
Прокладка в помещениях (тоннелях), каналах, кабельных полуэтажах, шахтах, коллекторах, производственных и других помещениях:
сухих, сырых, частично затапливаемых при наличии среды, со слабой коррозионной активностью	ААГ, ААШв, ААШв	ААБлГ ААБлГ	АВРГ, АНРГ, АПвВг, АПВГ, АПвсВГ, АПсВГ	АПвБбШв*, АПсБбШв, АПвсБбШв, АНРБГ
сырых, частично затапливаемых при наличии среды со средней и высокой коррозионной активностью	ААШв, АСШв**	ААБвГ, ААБ2лШв, ААБлГ, АСБлГ, АСБ2лГ, АСБ2лШв***
Прокладка на эстакадах:
технологических		ААБлГ, ААБвГ, ААБ2лШв, АСБлГ**	-	АВВБГ, АНРБГ, АПсВБГ, АПвсБГ, АВАШв
специальных кабельных	ААШв, ААБлГ, ААБвГ*, АСБлГ	-	АВВГ, АВРГ, АНРГ, АПсВГ, АПвВГ, АПВГ, АПвсВГ, АВАШв, АПАШв	АВРБГ, АНРБГ, АВАШв
по мостам	ААШв	ААБлГ	То же	То же
Прокладка в блоках	СГ, АСГ		ABBГ, АПсВГ, АПвВГ, АПВГ
Прокладка в воде	СКл, АСКл, ОСК, АОСК


Марки кабелей силовых четырехжильных с пропитанной бумажной изоляцией (ГОСТ 18410-73 с изм.)	Сечение жил, мм, при номинальном напряжении кабелей, кВ
	1	3	20	35
ААГ, ААШв, ААШп, ААБлГ, ААП2лШв, ААБл, ААБ2л, АСГ, СГ, АСБ, АСБл, СБл, АСБн, СБн, АСБлн, СБлн, АСБГ, СБГ, АСБ2л, СБ2л, АСШв, СШв, СБШв	10-185*	-	-	-
ААПл, ААП2л, ААПлГ, АСП, СП, АСПл, СПл, АСПлн, СПлн, АСПГ, СПГ, АСП2л, СПШв	16-185*	-	-	-
АСКл, СКл	25-185*	-	-	-
ААШв-В, ААП2лШв-В, ААБл-В, ААБ2л-В, АСБ-В, АСБл-В, СБ-В, СБл-В	10-120	-	-	-
АСБн-В, СБн-В, АСБлн-В, АСБ2л-В, СБ2л-В
ААБлГ-В, ААПл-В, ААПлГ-В, СП-В, АСП-В, АСПл-В, СПн-В, АСПлн-В, СПлн-В, АСПГ-В	16-120	-	-	-
АСБГ-В, СБГ-В	10-185	-	-	-


Марки кабелей силовых трехжильных с пропитанной бумажной изоляцией (ГОСТ 18410-73 с изм.)	Сечение жил, мм, при номинальном напряжении кабелей, кВ
	1	3	6	10	20	35
ААГ, ААШв, ААШп, ААШпс, ААБл, ААБ2лШв, ААБ2лШп, ААБлВ, ААБ2л, СГ, АСГ, АСБ, СБ, СБл, АСБл, СБн, АСБн, СБлн, АСБлн, СБГ, АСБГ, СБ2л, АСБ2л, СБ2лШв, АСБ2лШв, СБ2лГ, АСБ2лГ, АСШв	6-240	6-240	10-240	16-240	-	-
СШв, СБШв	16-240	-	10-240	16-240	-	-
СПШв	25-240	-	16-240	16-240	-	-
ААПл, ААП2л, АППлГ, ААП2лГ, ААБ2лШв, СП, АСП, СПл, АСПл, СП2л, АСП2л	25-240	25-240	16-240	16-240	-	-
СПлн, АСПлн, СПГ, АСПГ, СКл, АСКл, СП2лГ, АСП2лГ	25-240	25-240	16-240	16-240	-	-
АОАБ, ОАБ, АОАБ2л, ОАБ2л, АОАБ2лГ, ОАБ2лГ, АОСБ, ОСБ, АОСБл, ОСБл, АОСБн, ОСБн, АОСБГ, ОСБГ, АОАШвБ, ОАШвБ	-	-	-	-	25-185	120-150
ААБв, ААБвГ	-	-	10-240	16-240	-	-
ААШв-В, ААП2лШв-В, ААБл-В, ААБ2л-В, ААГ-В, ААШп-В, СБ-В, АСБВ, СБл-В, АСБл-В, СБн-В, АСБн-В, СБлн-В, АСБлн-В, СБГ-В, АСБГ-В, СБ2л-В, АСБ2л-В	6-120	6-120	16-120	-	-	-
ААШв-В, ААБлГ-В, АСБГ-В, СБГ-В, АСПГ-В, СПГ-В, АСП2лГ-В, СП2лГ-В	185-240	-	-	-	-	-


Марки кабелей силовых с пропитанной нестекающим составом бумажной изоляцией (ГОСТ 18409-73 с изм.)	Число жил	Сечение жил, мм, при номинальном напряжении кабеля, кВ
		6	10	35
ЦААШв, ЦСШв, ЦАСШв	1	-	-	120-300
ЦАСБГ, ЦААПлн, ЦСБГ, ЦАСБн, ЦСБн, ЦСШв, ЦАСШв, ЦАСБШв, ЦСПШв, ЦСБШв, ЦАСП, ЦАСБл, ЦСБл, ЦСП, ЦАСПГ, ЦСПГ, ЦАСПн, ЦСПн, ЦАСПШв, ЦАСПл, ЦСПл, ЦАСКл, ЦСКл, ЦААБв, ЦААБвП	3	25-185	25-185	-
ЦАОСБ, ЦОСБ, ЦАОСБл, ЦОСБл, ЦАОСБГ, ЦАОАБ, ЦОАБ, ЦОСБГ, ЦАОАБ2л, ЦОАБ2л, ЦАОАБ2лГ, ЦОАБ2лГ	3	-	-	120-150


Марки силовых кабелей с пластмассовой изоляцией (ГОСТ 16442-80 с изм.)	Число жил	Номинальное сечение жил, мм, при номинальном напряжении, кВ
		0,66	1	3	6
ВВГ, ПВГ	1, 2 и 3*	1,5-50	1,5-240	-	-
ВВГ, ПВГ	4	2,5-50	2,5-185	-	-
АВВГ, АПВГ	1, 2, 3	2,5-50	2,5-240	-	10-240
АПВГ	4	2,5-50	2,5-185	-	-
АВБбШв, ВБбШв, АПБбШв, ПБбШв, ПБбШп, АПБбШп	2, 3, 4	4-50	6-240	6-240	-
АВАШв, ВАШв	3 и 4	-	6-240	6-240**	10-240**
ВВГ, ПВГ	5	-	1,5-2,5	-	-
АВВГ, АПВГ	5 и 6***	2,5-50	-	-	-

Пособие по проектированию городских и поселковых электрических сетей (к ВСН 97-83)

Оглавление

ПОСОБИЕ по проектированию городских и поселковых электрических сетей (к ВСН 97-83*)

1. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

НАГРУЗКИ ЖИЛЫХ ДОМОВ

НАГРУЗКИ ОБЩЕСТВЕННЫХ ЗДАНИЙ

НАГРУЗКИ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 10 (6)-20 кВ И ЦЕНТРОВ ПИТАНИЯ

НАГРУЗКИ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ ОДНОЭТАЖНОЙ ЗАСТРОЙКИ

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

НАГРУЗКА ТРАНСФОРМАТОРОВ

3. ВЫБОР СИСТЕМЫ НАПРЯЖЕНИЙ

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

АНАЛИЗ НАДЕЖНОСТИ СХЕМ

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРИМЕНЕНИЮ СХЕМ НА НАПРЯЖЕНИИ 10 кВ И 0,4 кВ

5. РАСЧЕТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

ВЫБОР ПРОВОДНИКОВ ПО ДОПУСТИМОМУ ДЛИТЕЛЬНОМУ ТОКУ НАГРЕВА

РАСЧЕТ ПОТЕРЬ НАПРЯЖЕНИЯ И МОЩНОСТИ В КАБЕЛЬНЫХ И ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЯХ И ТРАНСФОРМАТОРАХ

РАСЧЕТЫ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НАПРЯЖЕНИЯ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ

Проверка сети напряжением до 1000 В на размах изменений напряжения

Расчеты токов короткого замыкания в сетях напряжением 10 И 6 кВ

Проверка сети до 1000 В по условию обеспечения автоматического отключения линии при однофазных коротких замыканиях

Компенсация емкостных токов

6. КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ ЭЛЕМЕНТОВ СЕТЕЙ

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

ПОДСТАНЦИИ НАПРЯЖЕНИЕМ 35-110-220 кВ

Закрытые подстанции

Открытые подстанции

ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ

Общие положения

Прокладка кабельных линий в земле

ПРОКЛАДКА КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ В СООРУЖЕНИЯХ

Подводная прокладка кабельных линий

Прокладка кабелей на вертикальных и крутонаклонных участках трассы

Защита кабелей от коррозии

Рекомендации по применению различных марок кабелей

Технические параметры кабелей

Кабельная арматура

7. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ СЕТЕЙ

МЕТОДИКА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ

УКРУПНЕННЫЕ СТОИМОСТНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЭЛЕМЕНТОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ

В районах новой застройки

В районах существующей застройки

ВЫБОР ПРОВОДНИКОВ ПО УСЛОВИЮ ОБЕСПЕЧЕНИЯ АВТОМАТИЧЕСКОГО ОТКЛЮЧЕНИЯ ПРИ ОДНОФАЗНЫХ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЯХ В СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В

ПОСОБИЕ
по проектированию городских и поселковых электрических сетей (к ВСН 97-83*)