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. 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

  2. 0,4·120=48 кВт или 50 кВ·А.

  3. 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

  4. 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.

  5. 3. Расчетную нагрузку жилого дома (послеаварийный режим) определяем в соответствии с п.2.4 ВСН 97-83 по формуле

  6. 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. 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. 2. Приведенные данные не учитывают применения в жилых зданиях электрического кондиционирования, электроводонагрева и электроотопления.

  3. 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. 1. Коэффициенты представляют собой отношение максимальной суточной получасовой нагрузки трансформаторов к текущей получасовой нагрузке в часы вечернего максимума

  2. 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. 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. 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.

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

4.20. Для выбора схем электроснабжения отдельных потребителей на напряжении 10 кВ и 0,4 кВ целесообразно выделять районы города, характеризующиеся наличием: а) в основном только электроприемников второй и третьей категории; б) большого числа потребителей, имеющих электроприемники первой категории.

В случае, когда потребитель питается от одной сети, обеспечивающей комплексное электроснабжение электроприемников всех категорий, имеющихся в составе данного потребителя (жилой дом, общественное здание и др.), что, как правило, и имеет место, поскольку экономически нецелесообразно осуществлять электроснабжение электроприемников первой категории отдельного потребителя (жилой дом, общественное здание) по одной схеме сети, а электроприемников второй и третьей категории этого же потребителя - по другой, т.е. сооружать две отдельные сети. Под числом электроприемников соответствующей категории понимается число потребителей, имеющих электроприемники первой категории. В противном случае, т.е. когда целесообразно экономически выполнять электроснабжение электроприемников первой категории одного и того же потребителя (жилой дом, общественное здание и др.) по одной сети, а электроприемники второй и третьей категории этого же потребителя по другой сети, в качестве потребителей рассматриваются отдельные группы электроприемников первой категории, с одной стороны, и второй и третьей категории - с другой, одного и того же потребителя (жилого дома, общественного здания и др.).

4.21. Для электроснабжения районов города с потребителями, имеющими в основном электроприемники только второй и третьей категорий, на напряжении 10 кВ следует применять петлевую схему с однотрансформаторными ТП без РП или с РП (см. рис.18, п.4.32 ВСН 97-83).

4.22. Применение схемы с РП рекомендуется при значительных расстояниях между ЦП и пониженном уровне надежности электроустановок, когда схема без РП не обеспечивает достаточно высокий уровень надежности распределительной сети 10 кВ, выполненной по петлевой схеме (20 лет).

В соответствии с п.4.28 ВСН 97-83 целесообразность сооружения распределительной сети с РП должна обосновываться в каждом конкретном случае технико-экономическими расчетами.

4.23. Для электроснабжения районов города с большим числом потребителей, имеющих электроприемники первой категории, на напряжении 10 кВ рекомендуется двухлучевая схема с двусторонним питанием с двухтрансформаторнымн ТП без РП (см. рис.20; 23, 24, п.4.31 ВСН 97-83).

Рис.23. Двухлучевая схема распределительной сети напряжением 10 кВ с двусторонним питанием от одного ЦП

1 - подстанция, ЦП. Совмещенный максимум нагрузок городских электрических сетей на шинах напряжением 10 кВ, МВт; 2 - ТП 10/0,4 кВ с одним трансформатором, номер 13/Совмещенный максимум нагрузок, кВт; 3 - то же, с двумя трансформаторами с секционированными шинами; 4 - линии напряжением 10 кВ с указанием марки и сечения кабеля и длины в км; 5 - номер линии распределительной сети/сумма максимумов нагрузок трансформаторов ТП, присоединенных к линии, кВт

Рис.24. Двухлучевая схема распределительной сети напряжением 10 кВ с двусторонним питанием oт разных ЦП. Условные обозначения - см. рис.23

Применение трехлучевой (в общем случае многолучевой) схемы рекомендуется при реконструкции или развитии городских электрических сетей, когда она может оказаться более экономичной, чем двухлучевая схема с двусторонним питанием (см. рис.22; рис.25).

Рис.25. Трехлучевая схема распределительной сети напряжением 10 кВ. Условные обозначения - см. рис.23

4.24. Для электроснабжения районов города с отдельными участками, имеющими большое число потребителей с электроприемниками первой категории, на напряжении 10 кВ следует применять комбинированную петлевую-двухлучевую схему с выполнением двухлучевой схемы с двухтрансформаторными ТП на участках с большим числом потребителей, имеющих электроприемники первой категории (см. рис.21, 26; п.4.35 ВСН 97-83).

Рис.26. Комбинированная двухлучевая-петлевая схема распределительной сети напряжением 10 кВ. Условные обозначения - см. рис.23

4.25. В случае применения на напряжении 10 кВ петлевой схемы с однотрансформаторными ТП для электроснабжения потребителей, имеющих электроприемники второй и третьей категории, сеть напряжением 0,4 кВ выполняется по петлевой схеме, если не требуется раздельного питания силовой и осветительной нагрузок, и по двухлучевой схеме с односторонним питанием, если требуемся раздельное питание силовой и осветительной нагрузок зданий.

Присоединение линий петлевой или двухлучевой схемы к разным ТП следует выполнять для питания жилых и общественных зданий с электрическими плитами, зданий высотой 9 этажей и более (п.4.36 ВСН 97-75), а также ЦТП в микрорайонах (кроме указанных в п.4.4 "с" ВСН 97-83) и небольших котельных (кроме указанных в п.4.4 "в" и "г" ВСН 97-83).

В остальных случаях присоединение линий к разным ТП рекомендуется при условии, если это не приводит к ухудшению экономических показателей сети более чем на 5%.

4.26. При петлевой схеме с однотрансформаторными ТП для электроснабжения отдельных потребителей, имеющих электроприемники первой категории, в соответствии с п.4.7 ВСН 97-83 на напряжении 0,4 кВ рекомендуется применение одной из следующих схем:

  • петлевой схемы или двухлучевой схемы с двусторонним питанием от разных однотрансформаторных ТП, подключенных к разным полупетлям одной линии 10 кВ или к разным магистралям 10 кВ, с АВР непосредственно у электроприемников первой категории;

  • петлевой схемы или двухлучевой схемы с односторонним питанием от разных секций одной из ТП, на которой устанавливаются два трансформатора и осуществляется деление кабельной линии на полупетли с АВР у потребителей.

Выбор той или иной схемы осуществляется с учетом их экономичности, мощности электроприемников первой категории и возможности практического выполнения.

4.27. При двухлучевой схеме на напряжении 10 кВ с двухтрансформаторными ТП сеть 0,4 кВ выполняется по двухлучевой схеме с односторонним питанием от разных секций одной ТП (см. рис.15).

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

-

_______________

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

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. 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. 2. Размер зерен в пробе грунта, взятой непосредственно с кабельной трассы, определяется просеиванием через сито.

  3. 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. 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. 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. 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. 4. На использование кабелей с номинальным напряжением 10 кВ в сети напряжением 6 кВ согласно табл.27 1,05.

  5. 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. 1. Коэффициент мощности принят равным 0,9.

  2. 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. 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. 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

670*740*

220/35/10

2х(2540)

2

4

22

51x84

610*730*

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. 1. Расчетные стоимости КТПБ приведены в целом по подстанции, включая постоянную часть затрат.

  2. 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. 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. 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. 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. 1. Глубина траншеи (900 и 1250 мм) задана от поверхности земли окончательно спланированной территории (от планировочной отметки).

  2. 2. В одной траншее рекомендуется прокладывать не более 6 силовых кабелей.

  3. 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. 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:

  1. 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;

  2. 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.

Рекомендации по применению различных марок кабелей

6.61. В данном подразделе приведены "Единые технические указания по выбору и применению электрических силовых кабелей", разработанные Всесоюзным научно-исследовательским институтом кабельной промышленности в соответствии с постановлением ГКНТ и утвержденные Минэнерго СССР, Минмонтажспецстроем СССР и Минэлектротехпром СССР, которые являются обязательными для всех отраслей народного хозяйства при проектировании и сооружении кабельных электрических сетей; приведены в сокращенном виде применительно к городским электрическим сетям с учетом изменений (табл.54-59).

Таблица 54

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**

_______________

** Применяются в соответствии с п.6.62, в.

*** Кабели на номинальное напряжение до 1 кВ включительно.

**** Подтверждаются опытом эксплуатации.

Примечание. Кабели с пластмассовой изоляцией в алюминиевой оболочке не следует применять для прокладки на трассах с наличием блуждающих токов в грунтах с высокой коррозионной активностью.

Таблица 55

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

_______________

* Для одиночных кабельных линий, прокладываемых в помещениях.

** Применяется в соответствии с п.6.62, в.

*** Применяется при наличии химически активной среды.

Таблица 56

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

-

-

-

_______________

* С жилами одинакового сечения.

Таблица 57

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

-

-

-

-

-

Примечание. Для кабелей с однопроволочными жилами в обозначение марок добавляются в скобках буквы ОЖ.

Таблица 58

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

Примечание. Для кабелей с однопроволочными жилами в обозначение марок добавляются в скобках буквы ОЖ.

Таблица 59

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

-

-

-

_______________

* Сечение жил двух- и трехжильных бронированных кабелей 2,5 мм и выше.

** Только трехжильные.

*** Шестижильные кабели имеют четыре жилы равного сечения и две жилы меньшего сечения.

Примечание. В случае применения в кабелях марок АПВГ, ПВГ, АПАШв, ПАШв, АПБбШв, ПБбШв в качестве изоляции самозатухающего полиэтилена после буквы П ставится индекс с (пример: кабель с алюминиевой жилой, с изоляцией из самозатухающего полиэтилена в оболочке из поливинилхлоридного пластиката будет иметь марку АПсВГ).

В подразделе даны также пояснения к маркам кабелей, строительные длины, масса цветного металла жил и оболочки и масса кабеля в целом.

Указания предусматривают широкое использование кабелей в алюминиевых или пластмассовых оболочках.

6.62. При выборе кабелей следует учитывать:

  • а). Приведенные в таблицах марки кабелей могут быть использованы для питания потребителей всех категорий по надежности электроснабжения.

б). За базовые марки силовых кабелей, приведенных в таблицах, приняты кабели с алюминиевыми жилами.

в). Применение силовых кабелей в свинцовой защитной оболочке следует предусматривать для случаев: подводных линий, в шахтах, опасных по газу и пыли, для прокладки в особо опасных коррозионных средах. В остальных случаях при невозможности использовать кабели в алюминиевых или пластмассовых оболочках их замена силовыми в свинцовых оболочках в каждом конкретном случае подлежит специальному техническому обоснованию в проектно-сметной документации.

г). В табл.54 и 55 приведены марки кабелей, которые расположены в убывающей последовательности, начиная с наиболее предпочтительных.

д). Марки выбираемых кабелей должны удовлетворять как условиям среды, в которой они должны работать, так и сложности трассы, по которой они должны быть проложены, и способам прокладки.

е). При определении степени коррозионной активности среды к алюминиевым оболочкам кабелей следует руководствоваться требованиями ГОСТ 9.015-74 с изм.

ж). Механические воздействия на кабель, возникающие при прокладке, определяются сложностью (конфигурацией) кабельной трассы. До разработки классификации кабельных трасс по степени сложности при определении сложных участков трасс следует руководствоваться следующим:

  • при прокладке в земле к сложным участкам трасс, на которых прокладывается одна строительная длина (указанная в технической документации на кабели), относятся: участки трасс с более чем четырьмя поворотами под углом свыше 30°; прямолинейные участки трасс с более чем четырьмя переходами в трубах длиной более 20 м или более чем двумя переходами в трубах длиной более 40 м.

з). На сложных участках трасс, где при прокладочно-монтажных или ремонтно-эксплуатационных работах возникает опасность повреждений защитного поливинилхлоридного шланга, применение кабелей марки ААШв не рекомендуется.

При применении на длинных кабельных линиях кабелей марки ААШв на отдельных сложных участках трассы рекомендуется применять вставки из кабелей других соответствующих марок, предусмотренных в табл.54 и 55 или должны быть применены специальные меры, исключающие повреждения поливинилхлоридного шланга.

и). В условиях возможного появления значительных растягивающих усилий для прокладки следует применять кабели, бронированные круглыми или плоскими стальными проволоками.

Под значительными растягивающими усилиями понимают усилия, возникающие в процессе эксплуатации кабелей, проложенных в насыпных, болотистых, пучинистых и многолетнемерзлых грунтах, в воде, а также на вертикальных участках и др.

     Пояснения к маркам кабелей, приведенных в таблицах 54-59

Буква А в начале обозначает алюминиевые жилы, ее отсутствие - медные. Исключение составляют кабели с бумажной изоляцией, пропитанной нестекающим составом, марка которых начинается с буквы Ц.

Буква А на втором или последующем местах обозначает алюминиевую оболочку, буква С - свинцовую, а буква О перед ними указывает, что каждая из жил кабеля имеет отдельную оболочку.

Остальные индексы приводятся во второй части наименования марки и указывают на типы защитных покровов, состоящие:

  1. 1. Из внутреннего (подушки), не имеющего индекса при самой простой конструкции и имеющего индексы при добавлении в конструкцию подушки дополнительных материалов, а именно:

    Л - ленты поливинилхлоридные, полиамидные или другие равноценные в 1 слой;

  2. 2л - то же, в несколько слоев;

  3. п - выпрессованный полиэтиленовый защитный шланг;

  4. пс - защитный шланг из кассполена;

  5. в - то же, поливинилхлоридный.

    Индекс б обозначает отсутствие подушки.

  6. 2. Из брони, имеющей обозначения:

    Б - броня из стальных лент;

    П - броня из стальных оцинкованных плоских проволок;

    К - то же, круглых.

  7. 3. Из наружного, который при самой простой конструкции не имеет индекса (отсутствие наружного покрова обозначается индексом Г).

Дополнительные элементы в наружном покрове обозначаются:

  • н - негорючий состав;

    Шп - ленты поливинилхлоридные, полиамидные или другие равноценные и полиэтиленовый защитный шланг;

    Шв - то же, но поливинилхлоридный.

Пример. Кабель марки АОАБ - с алюминиевыми жилами, с алюминиевой оболочкой для каждой жилы, бронированный стальными лентами.

Буква У в конце обозначает кабели с пропитанной бумажной изоляцией с повышенными температурами нагрева жил, выпускаемые по ТУ 16.705.249-82.

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. 1. Для кабелей напряжением 1,6 и 10 кВ приводятся минимальные значения строительной длины в партии.

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

  2. 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. 1. Стоимость линий дана без учета вводов в здание.

  2. 2. Стоимость ввода проводом 2А16 длиной до 25 м с подставной опорой - 64,4 руб.

  3. 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