Председатель Совета. директоров ССУЗов В. П. Попов. Председатель ПЦК И. Н. Хлынова. Зам директора по УР О. О

Председатель Совета

директоров ССУЗов                                                   В.П. Попов

образования Волгоградской области»

 

Рассмотрено и одобрено на заседании предметно-цикловой комиссии специальных энергетических дисциплин специальностей 140206, 140208, 140212 ФГОУ СПО Волгоградский энергетический колледж (Протокол заседания № 8 от 02.04.2010 г.).

Председатель ПЦК                                                    И.Н. Хлынова

Составлено в соответствии с государственными требованиями к минимуму содержания и уровню подготовки выпускника по специальности 140212, 140206, 140208  

Зам директора по УР                                                 О.О. Барабанова

Автор: Н.С. Турова – преподаватель специальных дисциплин группы специальностей энергетического профиля ФГОУ СПО ВЭК, высшей квалификационной категории.

Рецензенты:

И.Н. Хлынова   – преподаватель специальных дисциплин специальностей энергетического профиля ФГОУ СПО ВЭК, высшей квалификационной категории, председатель ПЦК специальных дисциплин энергетического профиля;

П.В. Прокофьев – заместитель декана факультета электрификации и автоматизации сельского хозяйства по науке ФГОУ ВПО Волгоградской государственной сельскохозяйственной академии.

 

 

Рецензия

на учебное пособие «Сборник справочных материалов для самостоятельной работы студентов по специальным дисциплинам энергетического профиля» преподавателя

Туровой Н.С.

Учебное пособие представляет Сборник справочных материалов для организации самостоятельной работы студентов по дисциплинам:

- Электрические сети энергетических систем;

- Проектирование электрических сетей;

- Электрические сети;

- Электрооборудование электрических станций, сетей и систем;

- Экономика отрасли.

Предназначено для закрепления полученных теоретических основ по вышеперечисленным дисциплинам и закрепления практических навыков пользования справочными, нормативными материалами необходимые студентам при выполнении практических работ, курсового и дипломного проектов, а также в будущей профессиональной деятельности.

Учебное пособие включает три раздела:

- силовые трансформаторы;

- расчетные и каталожные данные воздушных и кабельных электрических
линий;

- материалы для технико-экономических расчётов применяемых при
выполнении курсовых и дипломных проектов.

Предоставленное учебное пособие «Сборник справочных материалов для самостоятельной работы студентов по специальным дисциплинам энергетического профиля соответствует ГОС СПО в части требования к минимуму содержания и уровню подготовки выпускников средних учебных заведений энергетического профиля и может быть рекомендован для работы на очной и заочной формах обучения, а также для начинающих преподавателей в качестве учебного пособия.

Рецензент:

Заместитель декана факультета электрификации и автоматизации сельского хозяйства по науке Волгоградской Государственной Сельскохозяйственной Академии

П.В. Прокофьев

Рецензия

на учебное пособие «Сборник справочных материалов для самостоятельной работы студентов по специальным дисциплинам энергетического профиля»

преподавателя Туровой Н.С.

Учебное пособие, разработанное Н.С. Туровой включает справочные материалы, подобранные из различных электротехнических справочников, ПУЭ, материалов института промышленного развития «Информэлектро» применяемых при изучении дисциплин энергетического профиля. Данное пособие позволяет студентам повысить уровень знаний и умений, обусловленных требованиями ГОС СПО второго поколения к уровню подготовки выпускников по данным специальностям, и облегчает самостоятельную работу студентов при проведении расчетов в практических работах, курсовом и дипломном проектах, а также позволяет приобрести навыки пользования справочными материалами, необходимыми им в дальнейшем обучении и будущей профессиональной деятельности.

Рецензент: преподаватель специальных
Энергетических дисциплин ВЭК

И.Н. Хлынова

 

 

 

Пояснительная записка

Настоящее учебное пособие «Сборник справочных материалов» для самостоятельной работы студентов специальностей энергетического профиля представляет сборник справочных материалов по дисциплинам: Электрические сети энергетических систем.

- Проектирование электрических сетей.

- Общий курс электрических сетей.

- Электрические сети промышленных предприятий.

- Электрические сети.

- Электрооборудование электрических станций, сетей и систем.

- Экономика отрасли.

Представленные в сборнике материалы соответствуют ГОС СПО в части требований к минимуму содержания и уровню подготовки выпускников энергетического профиля.

Учебное пособие включает разделы:

- Силовые трансформаторы.

- Расчетные и каталожные данные воздушных и кабельных электрических линий.

Материалы для технико-экономических расчетов принимаемых при выполнении курсовых и дипломных проектов.

В разделах представлены типы и основные справочные данные силовых трансформаторов, материалы по выбору сечения проводов, и токоведущих жил кабелей различными методами, конструктивные и расчетные данные проводов воздушных линий электропередачи, выписки из ПУЭ необходимые для правильного выбора проводов по условиям короны, радиополях и климатических районов по гололеду.

Также представлены все необходимые справочные материалы для выбора и проверки проводов и токоведущих жил кабелей по нагреву.

Кроме того, представлены справочные материалы для самостоятельной работы при проведении технико-экономических расчетов в курсовых и дипломных проектах.

При этом более рационально используется время на аудиторных занятиях, повышается качество знаний, широко внедряются элементы самостоятельной работы при выполнении практических работ, курсовых и дипломных проектов.

Такая структура пособия позволяет использовать его на учебных занятиях, а также в процессе самостоятельной работы студентов при выполнении практических работ, курсовых и дипломных проектов.

Полученные студентами навыки использования справочными материалами помогут им в дальнейшем обучении и будущей профессиональной деятельности.

Содержание

Раздел 1. Силовые трансформаторы.. 9

1. Габариты трансформаторов. 10

2. Трёхфазные двухобмоточные трансформаторы 35 кВ.. 11

3. Трёхфазные двухобмоточные трансформаторы 110 кВ.. 12

4. Трёхфазные трёхобмоточные трансформаторы 110 кВ.. 13

5. Трёхфазные двухобмоточные трансформаторы 150 кВ.. 13

6. Трёхфазные трёхобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы 150 кВ.. 14

7. Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 220 кВ.. 14

8. Трехфазные трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы 220 кВ.. 15

9. Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 330 кВ.. 16

10. Трехфазные и однофазные автотрансформаторы 330 кВ.. 16

11. Трехфазные и однофазные двухобмоточные трансформаторы 500-750 кВ (без регулирования напряжения) 17

12. Трехфазные и однофазные автотрансформаторы 500–750–1150 кВ.. 18

13. Последовательные регулировочные трансформаторы.. 19

14. Линейные регулировочные трансформаторы.. 19

Раздел 2.Расчетные и каталожные данные воздушных и кабельных электрических линий 21

15. Кривая τ = f(Т) 22

16. Рекомендуемые значения экономической плотности тока, А/мм³, для воздушных и кабельных линий напряжением до 500 кВ.. 23

17. Конструктивные и расчетные данные голых и алюминиевых проводов. 23

18. Конструктивные и расчетные данные сталеалюминиевых проводов марок АС, АСКС, АСКП и АСК 24

19. Расчетные данные алюминиевых проводов марки А и проводов из алюминиевого сплава марок АН, АЖ (ГОСТ 839-80) 25

20. Расчетные данные сталеалюминиевых проводов марок АС, АСК (ГОСТ 839-80) 26

21. Индуктивные сопротивления воздушных линий, Ом/км.. 27

22. Емкостные проводимости воздушных линий, См/км × 10^-6 28

23. Внешние индуктивные сопротивления х’_о воздушных линий со стальными
проводами, Ом/км.. 28

24. Минимальный диаметр проводов по условиям короны и радиопомех, мм.. 29

25. Расчетные данные ВЛ 35-150 кВ со сталеалюминиевыми проводами. 29

26. Расчетные данные ВЛ 220 кВ и выше со сталеалюминиевыми проводами. 30

27. Усредненное значение коэффициента α_Т. 30

28. Экономические интервалы токовых нагрузок для сталеалюминиевых проводов
ВЛ 35–750 кВ (при полной номенклатуре сечений) 31

29. Рекомендуемая область применения проводов различных марок. 32

30. Допустимые длительные токи мощности для неизолированных сталеалюминиевых проводов марок АО, АСК, АСКП, АСКС при температуре воздуха +25 °С.. 33

31. Поправочные коэффициенты на температуру воздуха для неизолированных
проводов (к табл. 7.12) 33

32. Значения годовой и сезонных эквивалентных температур охлаждающего воздуха
по населенным пунктам РФ.. 34

33. Допустимые аварийные перегрузки (в долях номинального тока) трансформаторов классов напряжения до 110 кВ включительно, без учета начальной (предшествующей) нагрузки. 38

34. Токовые нагрузки голых медных (М), алюминиевых (А), сталеалюминиевых (АС)
и стальных (ПСО, ПС) проводов» А.. 39

 

35. Допустимые токовые нагрузки (А) на провода и шнуры с медными и
алюминиевыми жилами с резиновой и полихлорвиниловой изоляцией. 40

36. Допустимые токовые нагрузки (А) на провода с медными жилами и резиновой изоляцией в металлических защитных оболочках и кабели напряжением до 1000 В
с медными и алюминиевыми жилами с резиновой изоляцией в свинцовой, полихлорвиниловой или негорючей резиновой оболочках, бронированные и небронированные. 40

37. Допустимые нагрузки (А) на кабели напряжением до 1 кВ с бумажной пропитанной изоляцией в слоистой полихлорвиниловой оболочке, прокладываемые в земле или
на воздухе (максимальная допустимая температура жил +65⁰С) 41

38. Допустимые нагрузки (А) на кабели с медными жилами с бумажной изоляцией, пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами, в свинцовой или
алюминиевой оболочке, прокладываемые в земле и в воздухе. 41

39. Допустимые нагрузки (А) на кабели с алюминиевыми жилами с бумажной
изоляцией, пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами, в свинцовой
или алюминиевой оболочке, прокладываемые с земле и на воздухе. 42

40. Кабели с обеднённо-пропитанной изоляцией в общей свинцовой оболочке. 42

Раздел 3. Материалы для технико-экономических расчетов, применяемых при выполнении курсовых и дипломных проектов. 43

41. Стоимость сооружения воздушных линий 35 кВ, тыс. руб./км.. 44

42. Стоимость сооружения воздушных линий 110 кВ, тыс. руб./км.. 44

43. Стоимость сооружения воздушных линий 150 кВ, тыс. руб./км.. 45

44. Стоимость сооружения воздушных линий 220 и 330 кВ, тыс. руб./км.. 46

45. Стоимость сооружения воздушных линий 500, 750 и 1150 кВ, тыс. руб./км.. 46

46. Стоимость сооружения переходов ВЛ 110–750 кВ через водные преграды.. 47

47. Базовые показатели стоимости ВЛ 35-1150 кВ на стальных и железобетонных
опорах. 47

48. Типовые схемы РУ 35-750 кВ (рисунок) 47

49. Типовые схемы РУ 35-750 кВ (таблица) 49

50. Стоимость ОРУ 35-220 кВ по блочным и мостиковым схемам 50

51. Стоимость ячейки (на один комплект выключателя) ОРУ 35–1150 кВ
с выключателями. 50

52. Стоимость трансформаторов 35-220 кВ, тыс. руб. 51

53. Стоимость трансформаторов 330 кВ, тыс. руб. 51

54. Стоимость трансформаторов 500 кВ, тыс. руб. 52

55. Стоимость трансформаторов 750 и 1150 кВ, тыс. руб. 52

56. Стоимость линейных регулировочных трансформаторов. 52

57. Стоимость синхронных компенсаторов и статических тиристорных компенсаторов. 52

58. Тарифы на электроэнергию для потребителей мощностью более 750 кВ-А
на розничном и оптовом рынках, коп./кВт-ч *. 53

59. Амортизационные отчисления 53

60. Ежегодные издержки на ремонты и обслуживание элементов электрической сети, % капитальных затрат. 54

61. Комплектные конденсаторные установки. 54

62. Конденсаторы для продольной компенсации. 54

63. Основные технические данные синхронных компенсаторов 55

 

Раздел 1. Силовые трансформаторы

Таблица 5.11

1. Габариты трансформаторов

 

Габариты	Группа	Диапазон мощностей, кВА	Класс напряжения, кВ
I		до 20	до 35 включительно
		25-100
II		160-250
		400-630
III		1600-2500
		4000-6300
IV		10000-32000
		свыше 32000
V		до 16000	110 и150
		25000-32000
VI		40000-63000	110 и 150
		до 63000	220 и 330
VII		80000-200000	110 и 150
		80000-200000	220 и 330
VIII		свыше 200000	до 330 включительно
		Независимо от мощности	свыше 330
		Для электропередач постоянного тока независимо от мощности	Независимо от напряжения

Примечание.

Трансформаторы, имеющие мощность или напряжение, не соответствующие стандартной шкале, относятся к габариту и группе ближайшей стандартной мощности или напряжения.

 

Таблица 5.12

2. Трёхфазные двухобмоточные трансформаторы 35 кВ

 

Тип	Sном, МВ А	Пределы регулирования	Каталожные данные						Расчетные данные
			Uном обмоток, кВ		uк,  %	DРк кВт	D Рx кВт	Iх,%	Rт, Ом	Xт, Ом	DQx, квар
			ВН	нн
тм-100/35	0,1	±2×1,5%		0,4	6,5	1,9	0,5	2,6			2,6
тм-160/35	0,16	±2×1,5%		0,4; 0,69	6,5	2,6; 3,1	0,7	2,4	127; 148		3,8
тм-250/35	0,25	±2×1,5%		0,4; 0,69	6,5	3,7; 4.2	1,0	2,3	72; 82		5,7
ТМН(ТМ)-400/35	0,4	±6×1,5%		0,4; 0,69	6,5	7,6; 8,5	1,9	2,0	23,5; 26,2		12,6
ТМН (тм)- 630/35	0,63	±6×1,5%		0,4; 0,69; 6,3; 11	6,5	11,6; 12,2	2,7	1,5	14,9; 14,2	79,6
ТМН (ТМ)- 1000/35		±6×1,5%		0,4; 0,69; 6,3; 11	6,5	16,5; 18	3,6	1,4	7,9; 8,6	49,8	22,1
ТМН (ТМ)-1600/35	1,6	±6×1,5%		6,3; 11	6,5	23,5; 26	5,1	1,1	11,2; 12,4	49,2	17,6
ТМН (ТМ). 2500/35	2,5	±6×1,5%		6,3; 11	6,5	23,5; 26	5,1	1,1	4,6; 5,1	31,9	27,5
ТМН(ТМ)-4000/35	4,0	±6×1,5%		6,3; 11	7,5	33,5	6,7	1,0	2,6
ТМН(ТМ)-6300/35	6,3	±6×1,5%		6,3; 11	7,5	46,5	9,2	0,9	1,4	14,6	56,7
тд-10000/35		±2×2,5 %	38,5	6,3; 10,5	7,5		14,5	0,8	0,96	11,1
ТМН-10000/35		±9×1,3%	36,75	6,3; 10,5	7,5		14,5	0,8	0,88	10,1
тднс- 10000/35		±8×1,5%	36,75	6,3; 10,5	8,0		12,5	0,6	0,81	10,8
тд- 16000/35		±2×2,5%	38,5	6,3; 10,5	8,0			0,6	0,52	7,4
тднс- 16000/35		±8×1,5%	36,75	6,3-6,3; 10,5-10,5				0,55	0,45	8,4
ТРДНС 25000/35		±8×1,5%	36,75	6,3-6,3; 10,5-10,5	9,5			0,5	0,25	5,1
ТРДНС 32000/35		±8×1,5%	36,75	6,3-6,3; 10,5-10,5	11,5			0,45	0,19	4,8
ТРДНС 40000/35		±8×1,5%	36,75	6,3-6,3; 10,5-10,5	11,5			0,4	0,14	3,9
ТРДНС 63000/35		±8×1,5%	36,75	6,3-6,3; 10,5-10,5	11,5			0,3	0,1	2,5

Примечание.

1. Регулирование напряжения осуществляется на стороне ВН путем РГШ или ПБВ.

2. Трансформаторы типа ТМ, указанные в скобках, имеют ПБВ ±2×2,5% на стороне ВН.

Таблица 5.13

3. Трёхфазные двухобмоточные трансформаторы 110 кВ

 

Тип	Sном, МВ А	Пределы регулирования	Каталожные данные						Расчетные данные
			Uном, кВ		uк,  %	DРк кВт	D Рx кВт	Iх,%	Rт, Ом	Xт, Ом	DQx, квар
			ВН	нн
ТМН-2500/110	2,5	+ 10×1,5% -8×1,5%		6,6; 11	10,5		5,5	1,5	42,6	508,2	37,5
тмн-6300/110	6,3	±9×1,78%		6,6; 11	10,5		11,5	0,8	14,7	220,4	50,4
тдн- 10000/110		±9×1,78%		6,6; 11	10,5			0,7	7,95
тдн- 16000/110		±9×1,78%		6,6; 11; 34,5	10,5			0,7	4,38	86,7
ТРДН-25000/110 (ТРДНФ-25000/110)		±9×1,78%		6,3-6,3; 6,3-10,5; 10,5-10,5	10,5			0,7	2,54	55,9
тднж- 25000/110		±9×1,78%		27,5	10,5			0,7	2,5	55,5
тд- 40000/110		±2×2,5%		3,15; 6,3; 10,5	10,5			0,65	1,46	38,4
ТРДН- 40000/110		±9×1,78%		6,3-6,3; 6,3-10,5; 10,5-10,5	10,5			0,65	1,4	34,7
ТРДЦН-63000/110 (ТРДН)		±9×1,78%		6,3-6,3; 6,3-10,5; 10,5-10,5	10,5			0,6	0,87
ТРДЦНК-63000/110		±9×1,78%		6,3-6,3; 6,3-10,5; 10,5-10,5	10,5			0,6	0,8		3?8
тдц- 80000/110		±2×2,5 %		6,3; 10,5; 13,8	10,5			0,6	0,71	19,2
ТРДЦН-80000/110 (ТРДН, грдцнк)		±9×1,78%		6,3-6,3; 6,3-10,5; 10,5-10,5	10,5			0,6	0,6	17,4
тдц- 125000/110		±2×2,5 %		10,5; 13,8	10,5			0,55	0,37	12,3	687,5
ТРДЦН-125000/110		±9×1,78%		10,5-10,5	10,5			0,55	0,4	11,1	687,5
тдц- 200000/110		±2×2,5%		13,8; 15,75	10,5			0,5	0,2	7,7
тдц- 250000/110		±2×2,5%		15,75	10,5			0,5	0,15	6,1
тдц- 400000/110		±2×2,5%			10,5			0,45	0,08	3,8

Примечания.

1. Регулирование напряжения осуществляется за счет РПН в нейтрали, за исключением трансформаторов типа ТМН-2500/110 с РПН на стороне НН и ТД с ПБВ на стороне ВН.

2. Трансформаторы типа ТРДН могут изготавливаться также с нерасщепленной обмоткой НН 38,5 кВ, трансформаторы 25 МВ-А – с 27,5 кВ (для электрификации железных дорог).

Таблица 5.14

4. Трёхфазные трёхобмоточные трансформаторы 110 кВ

 

Тип	Sном, МВ-А	Каталожные данные									Расчетные данные
		Uном, обмоток, кВ			uk, %			ΔPk, кВт	ΔPx, кВт	Ix, %	Rт, Ом			Хт, Ом			Qх, квар
		ВН	СН	НН	В-С	в-н	с-н				ВН	СН	НН	ВН	СН	НН
ТМТН-6300/I10	6,3		38,5	6,6; 11	10,5					1,2	9,7	9,7	9,7	225,7		131,2	75,6
ТДТН-10000/110			11,5; 22,0; 34,5; 38,5	6,6; 11	10,5					1,1				142,2		82,7
ТДТН-16000/110*			22,0; 34,5; 38,5	6,6; 11	10,5					1,0	2,6	2,6	2,6	88,9
ТДТН-25000/110			11; 22,0; 34,5; 38,5	6,6; 11	10,5	17,5	6,5			0,7	1,5	1,5	1,5	56,9		35,7
ТДТНЖ-25000/110			38,5; 27,5	6,6; 11; 27,5	10,5 (17)	17 (10,5)				0,9	1,5	1,5	1,5		0 (33)	33 (0)
ТДТН-40000/110*			11;22; 34,5; 38,5	6,6; 11	10,5 (17)	17 (10,5)				0,6	0,8	0,8	0,8	35,5	(22,3)	22,3 (0)
ТДТНЖ-40000/110			27,5; 35,5	6,6; 11; 27,5	10,5 (17)	17 (10,5)				0,8	0,9	0,9	0,9	35,5	0 (20,7)	20,7 (0)
ТДТН-63000/110* (ТДЦТН. ТДТНМ)			11; 34,5; 38,5	6,6; 11	10,5		6,5			0,7	0,5	0,5	0,5	22.0		13,6
ТДТН-80000/110* (ТДЦТН, ТДЦТНК)			38,5	6,6; 11	11 (17)	18,5 (10,5)	7 (6,5)			0,6	0,4	0,4	0,4	18,6 (21,7)	(10,7)	11,9 (0)

* При X_т обмотки СН равном нулю, обмотки НН изготавливаются с U_H0M, равным 6,3 или 10,5 кВ.

Примечание.

Все трансформаторы имеют РПН ±9×1,78% в нейтрали ВН, за исключением трансформатора ТНДТЖ-40000 с РПН ±8×1,5% на ВН. Трансформаторы ТДТН-10000, 16000, 25000, 40000, 63000/110 имеют также ПБВ на стороне 34,5 и 38,5 кВ ±(2×2,5%).

Таблица 5.15

5. Трёхфазные двухобмоточные трансформаторы 150 кВ

 

Тип	Sном, МВ-А	Пределы регулирования	Каталожные данные						Расчетные данные
			Uном обмоток, кВ		uk, %	ΔPk, кВт	ΔPx, кВт	Ix, %	Rт, Ом	Xт,Ом	ΔQх, квар
			ВН	НН
ТДН-16000/150		±8´1,5%		6,6; 11				0,8	8,3
ТРДН-32000/150		±8´1,5%		6,3-6,3; 6,3-10,5; 10,5-10,5	10,5			0,7	3,54
ТРДН-63000/150		±8´1,5%		6,3-6,3; 6,3-10,5; 10,5-10,5	10,5			0,65	1,48	41,6
ТЦ-250000/150, ТДЦ-250000/150		—		10,5; 13,8; 15,75				0,5	0,3

Примечание.

Регулирование напряжения осуществляется за счет РПН в нейтрали ВН (трансформаторы
16-63 МВА) или ПБВ (трансформатор 250 МВА).

Таблица 5.16

6. Трёхфазные трёхобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы 150 кВ

 

Тип		Пределы регулирования	Каталожные данные											Расчетные данные						ΔQх, квар
			Uном, обмоток, кВ			uк ,%			ΔPk, кВт			ΔPх, кВт	Iх,%	Rт, Ом			Хт,Ом
			ВН	СН	НН	ВС	ВН	СН	ВС	ВН	СН			ВН	СН	НН	ВН	СН	НН
ТДТН-16000/150		±8×1,5%		38,5	6,6; 11	10,5				—	—		1,0	4,7	4,7	4,7			103.5
ТДТН-25000/150		±8×1,5%		38,5	6,6; 11	10,5				—	—		0,9	2,9	2,9	2,9	112,5		67,5
ТДТНЖ-25000/150		±8×1,5%		27,5; 38,5	6,6; 11; 27,5		10,5			—	—		0,9	2,9	2,9	2,9	112,5		67,4
ТДТН-40000/150		±8×1,5%		38,5	6,6; 11	10,5				—	—		0,8	1,45	1,45	1,45			42,2
ТДТН-63000/150		±8×1,5%		38,5	6,6; 11	10,5				—	—		0,7	0,9	0,9	0,9	44,7		26,8
АТДТНГ-100000/150		±4×2,5 %			6,6	5,3							1,5	0,54	0,2	14,2	6,6	6,6	30,9

Примечания.

1. Для автотрансформатора мощность обмотки НН равна 20 % номинальной.

2. Регулирование напряжения осуществляется за счет РПН в нейтрали ВН или (для автотрансформатора 100 МВ-А) на стороне СН.

Таблица 5.17

7. Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 220 кВ

 

Тип	Sном, МВА	Пределы регулирования	Каталожные данные						Расчетные данные
			Uном обмоток, кВ		uк,%	ΔPk, кВт	ΔPх, кВт	Iх,%	Rт, Om	Хт, Ом	ΔQх, квар
			ВН	НН
ТРДН-40000/220		±8×1,5%		6,6-6,6; 11-11				0,9	5,6	158,7
ТРДЦН-63000/220 (ТРДН)		±8×1,5%		6,6-6,6; 11-11				0,8	3,9	100,7
ТДЦ-80000/220		±2×2,5 %		6,3; 10,5; 13,8				0,6	2.9	80,5
ТРДЦН-100000/220		±8×1,5%		11-11; 38,5				0,7	1,9	63,5
ТДЦ- 125000/220		±2×2,5%		10,5; 13,8				0,5	1,4	51,5
ТРДЦН- 160000/220		±8×1,5%		11-11; 38,5				0,6	1,08	39,7
ТДЦ-200000/220		±2×2,5%		13,8; 15,75; 18				0,45	0,77	32,2
ТДЦ-250000/220		—		13,8; 15,75				0,45	0,6	25,7
ТДЦ-400000/220		—		13,8; 15,75; 20				0,4	0,29	16,1
ТЦ-630000/220		—		15,75; 20	12,5			0,35	0,2	11,6
ТЦ- 1000000/220		—			11,5			0,35	0,2	6,7

Примечания.

1. Регулирование напряжения осуществляется в нейтрали ВН.

2. Трансформаторы с расщепленной обмоткой могут изготавливаться также с нерасщепленной обмоткой НН на 38,5 кВ.

Таблица 5.18

8. Трехфазные трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы 220 кВ

 

Тип	Sном, МВА	Пределы регулирования	Каталожные даннье											Расчетные данные						ΔQх, квар
			Uном обмоток, кВ			uк,%			ΔPk, кВт			ΔPх, кВт	Iх,%	Rт, Ом			Хт, Ом
			ВН	СН	НН	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН			ВН	СН	НН	ВН	СН	НН
ТДТН-25000/220		±12´1%		38,5	6,6; 11	12,5		6,5		—	—		1,2	5,7	5,7	5,7
ТДТНЖ-25О0О/220		±8´1,5%		27,5; 38,5	6,6; 11; 27,5	12,5		6,5		—	—		1,2	5,7	5,7	5,7
ТДТН-40000/220		±12´1%		38,5	6,6; 11	12,5		9,5		—	—		1,1	3,6	3,6	3,6
ТДТНЖ-40000/220		±8´1,5%		27,5; 38,5	6,6; 11; 27,5			9,5		—	—		1,1	3,9	3,9	3,9
АТДЦТН- 63000/220/110		±6´2%			6,6,11; 27,5; 38,5		35,7	21,9		—	—		0,5	1,4	1,4	2,8			195,6
АТДЦТН- 63000/220/110/0,4*		±8´1,5% ПБВ на 0,4 кВ-±2´2,5 %			0,4		—	—		—	—		0,4	1,2	1,2				—	—
АТДЦТН- 125000/220/110  (в знаменателе - выпуск после 1985 г.)		±6´2%			6,3; 6,6; 10,5; 11; 38,5	11/ 11	31/ 45	19/ 28	290/ 305	—	—	85/ 65	0,5	0,5/ 0,52	0,5/ 0,52	1,0/ 3,2	48,6/ 49,0		82,5/ 131
АТДЦТН- 125000/220/110/0,4*		±6´2% ПБВ на 0,4 кВ-±2´2,5 %			0,4					—	—		0,25	0,52	0,52				—	—
АТДЦТН- 200000/220/110		±6´2%			5,3; 6,6 10,5; 11; 15,75; 38,5					—	—		0,5	0,3	0,3	0,6	30,4		54,2
АТДЦТН- 250000/220/110		±6´2%			10,5; 38,5	11,5	33,4	20,8		—	—		0,5	0,2	0,2	0,4	25,5		45,1

* Предназначены для связи электрических сетей напряжением 220 и 110 кВ и питания собственных нужд ПС мощностью 0,63 и 1,25 МВ-А напряжением 0,4 кВ соответственно.

Примечания.

1. Для AT мощность обмотки НН равна 50 % от номинальной.

2. Регулирование напряжения осуществляется за счет РПН в нейтрали ВН (±8×1,5 %; +12×1 %) или на стороне СН (± 6×2 %).

Таблица 5.19

9. Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 330 кВ

 

Тип	Sном, МВА	Пределы регули-рования	Каталожные данные						Расчетные данные
			Uном обмоток, кВ		uк,%	ΔPk, кВт	ΔPх, кВт	Iх,%	Rт, Ом	Хт, Ом	ΔQх, квар
			ВН	НН
ТРДНС-40000/330		±8´1,5%		6,3-6,3;6,3-10,5; 10,5-10,5				1,4	12,3
ТРДЦН-63ООО/ЗЗО		±8´1,5%		6,3-6,3; 6,3-10,5; 10,5-10,5				0,7	7,3
ТДЦ-125000/330		—		10,5; 13,8				0,5	2,78
ТДЦ-200000/330		—		13,8; 15,75; 18				0,45	1,68	66,2
ТДЦ-250000/330		—		13,8; 15,75				0,45	1,2	52,9
ТЦС-400000/330, ТДЦ-40000О/330		—		15,75; 20				0,4	0,6
ТЦ-630000/330		—		15,75; 20; 24				0,35	0,4
ТЦ-1000000/330		—			11,5			0,4	0,26	13,2
ТЦ-1250000/330		—						0,75	0,2	10,6

 

Таблица 5.20

10. Трехфазные и однофазные автотрансформаторы 330 кВ

 

Тип

Sном, МВА

Каталожные данные

Расчетные данные

Um, обмоток, кВ

uк,%

ΔPk, кВт

ΔPх, кВт

Iх,%

Rт, Ом

Хт, Ом

ΔQх, квар

ВН

СН

НН

В-С

В-Н

С-Н

В-С

В-Н

С-Н

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

АТДЦТН- 125000/330/110

6,3; 10,5; 15,75; 38,5

—

—

0,5

1,3

1,3

2,6

91,5

213,4

АТДЦТН-2О0ООО/330/ 110

6,6; 10,5; 38,5

22,5

—

—

0,5

0,8

0,8

2,0

58,5

126,6

АТДЦТН- 250000/330/150

10,5; 38,5

10,5

0,5

1,07

0,08

4,3

186,2

АТДЦТН- 240000/330/220

11; 38,5

7,3/ 9,6

70/ 74

430/ 560

0,5

0,4/ 0,53

0,4/ 0,53

7,3/ 7,2

39,2/ 59,2

278,4/ 312,1

АОДЦТН- 133000/330/220

330/Ö3

230/ Ö3

10,5; 38,5

60,4

48,5

0,15

0,62

3,5

28,7

136,5

Примечания.

1. Для AT мощность обмотки НН составляет 50% номинальной, за исключением AT мощностью 200 и 250, 240 и 133 МВА, для которых она составляет 40 и 25% номинальной соответственно.

2. Регулирование напряжения осуществляется на стороне СН за счет РПН ±6´2%, за исключением AT мощностью 240 МВА, не имеющего регулирования.

3. С 2004 г. группа компаний «Тольяттинский Трансформатор» выпускает трансформаторы напряжением 330 кВ и выше.

Таблица 5.21

11. Трехфазные и однофазные двухобмоточные трансформаторы 500–750 кВ (без регулирования напряжения)

 

Тип	Sном, МВА	Каталожные данные						Расчетные данные (на три фазы)
		Uном обмоток, кВ		uк,%	ΔPk, кВт	ΔPх, кВт	Iх,%	Rт, Ом	Хт, Ом	ΔQх, квар
		ВН	НН
ТДЦ-250000/500, ТЦ-250000/500			15,75				0,45	2,65
ТДЦ-400000/500,			13,8; 15,75; 20				0,4	1,4	89,5
ТЦ-400000/500			13,8; 15,75; 20				0,4	1,4	89,5
ТЦ-630000/500			15,75; 20; 24				0,35	0,9	61,3
ТЦ-1000000/500				14,5			0,38	0,55
ОЦ-533000/500 *			15,75; 24	13,5			0,3	0,45	23,3
ОРЦ-417000/750*			20; 24				0,3	0,96	69,3

* Обмотка НН выполняется расщепленной на две мощностью 50 % каждая.

Таблица 5.22

12. Трехфазные и однофазные автотрансформаторы 500–750–1150 кВ

 

Тип	Sном, МВА	Пределы регулирования	Каталожные данные												Расчетные данные (на 3 фазы)
			Uном обмоток, кВ			S,обмоток, %			uк,%			ΔPk, кВт	ΔPх, кВт	Iх,%	Rт, Ом			Xт, Ом			ΔQх, квар
			ВН	СН	НН	ВН	СН	НН	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН				ВН	СН	НН	ВН	СН	НН
АТДЦТН-250000/500/110 до 1985г.		±8´1,4% РПН  в нейтрали ВН			10,5; 11; 38,5				10,5					0,45	1,7	0,47	3,52	107,5		132,5
АТДЦТН-250000/500/110 после 1985г.		±8´1,4% РПН в нейтрали ВН			10,5; 11; 38,5						18,5			0,45	2,28	0,28	5,22	137,5	0	192,5
АТДЦТН- 500000/500/220		+8´1% -8´1,25% РПН  в линии СН		—			—		11,5	—	—			0,3	1,05	—	1,05	57,5	—	—
АОДЦТН- 167000/500/220		±6´2,1% РПН в линии СН	500/Ö3	230/Ö3	11; 13,8; 15,75 20; 38,5			30; 40; 50			21,5			0,4	0,65 0,58 0,66	0,32 0,39 0,31	2,8 2,9 2,7	61,1		113,5
АОДЦТН-167000/500/330		±8´1,5% РПН  в линии СН	500/Ö3	330/Ö3	10,5; 38,7				9,5					0,3	0,48	0,45	2,4	33,8
АОДЦТН- 267000/500/220		±8´1,4% РПН в линии СН	500/Ö3	230/Ö3	10,5; 15,5; 20,2			25; 30; 45	11,5					0,35	0,28	0,28	1,12; 0,9; 0,6	39,8		75,6
АОДЦТН- 333000/750/330		±10% РПН в линии СН	750/Ö3	330/Ö3	15,75									0,35	0,49	0,49	1,36	59,1		98,5
АОДЦТН- 417000/750/500		±5% РПН в нейтрали ВН	750/Ö3	500/Ö3	10,5; 15,75			12; 8	11,5					0,2	0,12	0,12	2,2; 3,24	55,1
АОДЦТ- 667000/1150/500		—	1150/Ö3	500/Ö3					11,5					0,35	0,83	0,42	3,7	80,9		150,4

Таблица 5.23

13. Последовательные регулировочные трансформаторы

 

MBA	Тип регулировочного трансформатора	Тип силового автотрансформатора	Каталожные данные									Расчетный данные ΔQх, квар
			Uном автотрансформатора, кВ			Uном обмоток, кВ		uк,%	ΔPk, кВт	ΔPх, кВт	Iх,%
			ВН	СН	НН	возбуж-дающей	регулировочной
	ВРТДНУ- 240000/35/35	АТДЦТГ-240000/220	230 230		38,5	38,5	±24,2 +24,9 -26,2	10,9-0-10,5 11,1-0-11,3	154 178	40	3,8 3,8
		АТДЦТГ-240000/330 (АТДИТ)					±33,8	11,8-0-11,8			3,8
							+31,4 -33,1	10-0-10,1			4,0
							+38,3 -40,4	12,8-0-13			3,8
					38,5	38,5	+24,9, -26,2	11,1-0-11,3			3,8
	одцГнп- 92000/150	АОДЦГН-333000/750/330	750/Ö3	330/Ö3	15,75	—	—	6,67			0,7

 

Таблица 5.24

14. Линейные регулировочные трансформаторы

 

Тип	Sном МВА	Uном кВ	Каталожные данные						Расчетные данные
			ΔPk, кВт		ΔPх, кВт		Iх, %		X, Ом	ΔQст, квар
			Положение переключателя							Положение переключателя
					1;23	11-13		11-13		1;23	11-13
ЛТМН-16000/10		6,6; 11			9,5	3,5		2,35	0,04-0,1
ЛТДН-40000/10(ЛТЦН)		6,6; 11			18.5		3,5	2,5	0,02-0,04
ЛТДН-63000/35		38,5					3,1	2,1	0,33
ЛТДН-100000/35		38,5					3,5	1,5	0,2

Примечание.

Каталожные и расчетные данные приведены к U_ном и проходной мощности. Положения 1 и 23 соответствуют максимальному и минимальному напряжениям ±10×1,5 % U_ном; 11-13 – нулевые положения переключателя.

Раздел 2.

Расчетные и каталожные данные воздушных и кабельных электрических линий

 

Рис. 4-3.

15. Кривая τ = f(Т)

 

Таблица 4-3

16. Рекомендуемые значения экономической плотности тока, А/мм2, для воздушных и кабельных линий напряжением до 500 кВ

 

Проводники	При использовании максимума нагрузки Т, ч
	1000-3000	3000-5000	5000-8760
Голые провода и шины медные	2,5	2,1	1,8
То же алюминиевые:
Европейская часть, Закавказье, Забайкалье и Дальний Восток	1,3	1,1	1,0
Центральная Сибирь, Казахстан и Средняя Азия	1,5	1,4	1,3
Кабели с бумажной и провода с резиновой и поливиниловой изоляцией с медными жилами	3,0	2,5	2,0
То же с алюминиевыми жилами:
Европейская часть, Закавказье, Забайкалье и Дальний Восток	1,6	1,4	1,2
Центральная Сибирь, Казахстан и Средняя Азия	1,8	1,6	1,5
Кабели с резиновой и с пластмассовой изоляцией с медными жилами	3,5	3,1	2,7
То же с алюминиевыми жилами:
Европейская часть, Закавказье, Забайкалье и Дальний Восток	1,9	1,7	1,6
Центральная Сибирь, Казахстан и Средняя Азия	2,2	2,0	1,9

Таблица II.1-1

17. Конструктивные и расчетные данные голых и алюминиевых проводов

 

Номи-нальное сечение, мм2	Расчетные данные проводов марки М					Номинальное сечение, мм2	Расчетные данные проводов марок А н АКП
	Расчетное сечение, мм2	Диаметр, мм	Сопротивление постоянному току при 20 С, Ом/км	Разрыв-ное усилие, кгс*	Масса 1 км провода, кг		Расчетное сечение, мм2	Диаметр, мм	Сопротивление постоянному току при 20 С, Ом/км	Разрывное усилие, кгс*		Масса 1 км провод а, кг
										Проволока марки AT	Проволока марки АТП
	5,85	2,7	3,03				15,9	5,1	1,8
	9,89	3,6	1,79				24,9	6,4	1,14
	15,9	5,1	1,13				34,3	7,5	0,83
	24,9	6,4	0,720				49,5	9,0	0,576
	34,61	7,5	0,515				69,2	10,7	0,412
	49,4	9,0	0,361				92,4	12,3	0,308
	67,7	10,7	0,276				117,0	14,0	0,246
	94,0	12,6	0,191				148,0	15,8	0,194
	117,0	14,0	0,154				183,0	17,5	0,157
	148,0	15,8	0,122				239,0	20,0	0,120
	183,0	17,6	0,099				288,0	22,1	0,100
		19,9	0,077				346,0	24,2	0,083
		22,1	0,063				389,0	25,6	0,074
		25,6	0,046				442,0	27,8	0,065

*Для перевода кгс в кН данные таблицы умножить на 10^-2

Таблица II.1-2

18. Конструктивные и расчетные данные сталеалюминиевых проводов марок АС, АСКС, АСКП и АСК

 

Номинальное сечение, мм2 (алюминий /сталь)	Расчетное мм сечение, мм2		Диаметр, мм		Сопротивление постоянному току при 20 °С, Ом/км, r0	Разрывное усилие, кгс		Масса 1 км провода, кг			Модуль упругости Е, МПа-103	Температур- ный коэффи- циент удлинения a, 10-4 К-1
	алюминия	стали	провода	стального сердечника		алюм. проволока марки AT	алюм. проволока марки АТП	без смазки	со смазкой
									АСКС	АСКП
50/8,0	48,2	8,04	9,6	3,2	0,692	16,42			3,0	3,0	82,5	19,2
70/11	68,0	11,3	11,4	3,8	0,420	2 298			4,5	4,5	82,5	19,2
76/72	68,4	72,2	15,8	11,0	0,420	9 325					133,36	14,54
95/16	95,4	15,9	13,5	4,5	0,299	3 185	3 270		6,0	6,0	82,5	19,2
95/15	91,7	15,0	13,5	5,0	0,314	3 202	3 385		8,5		82,27	19,28
96/141	91,2		19,8	15,4	0,316		17 673				146,03	14,1
120/19		18,8	15,2	5,6	0,245	4 064	4 182				81,82	19,3
120/27		26,6	16,5	6,6	0,249						88,56	18,4
150/19		18,8	16,8	5,5	0,195	4 500					78,46	19,84
150/24		24,2	17,1	6,3	0,194	5 108	5 331				82,13	19,27
150/34		31,3	17,5	1,5	0,196		6 З06				88,9	18,34
185/24		24,2	18,9	6,3	0,154		5 922				78,68	10,81
185/28		29,0	18,8	6,9	0,159	6 081					81,92
185/43		43,1	19,6	8,4	0,156						88,9	18,34
185/128			23,1	14,7	0,155	17 648	18 023				118,60	15,47
205/27		26,6	19,8	6,6	0,140		6 500				78,76	19,80
240/32		31,7	21,6	7,2	0,118	7 409					78,76	19,8
240/39		38,6	21,6	8,0	0,122	8 0I3	8 249				82,27	19,28
240/56		56,3	22,4	9,6	0,120	9 778	50 019				88,90	18,34
300/39		38,6	24,0	8,0	0,096	8 935	9 236				78,57	19,81
300/48		47,8	24,1	8,9	0,098	9 969	10 116				82,13	19,27
300/66		65,8	24,5	10,5	0,100	12 191	12 479				88,46	18 38
300/204			20,2	18 6	0,097	27 398	27 845				118,69	15,47
330/27		26,6	24,4	6,6	0,089	8 437	9 087				73,36	20,74
330/43		43,1	25,2	8,4	0,087	10 078	10 575				78,76	19,8
400/22		22,0	26,6	6,0	0,073	8 910					70,21	21,36
400/51		51,1	27,5	9,2	0,073		12 160				78,76	19,8
400/64		63,5	27,7	10,2	0,074	12 783	13 173				82,19	19,28
400/93		93,2	29,1	12,5	0,071	16 767	17 173				88,56	18, 4
450/56		56,3	28,8	9,6	0,067	12 962	13 396				78,76	19,8
500/27		26,6	29,4	6,6	0,060	11 849	11 570				70,21	21,36
500/64		63,5	30,6	10,2	0,060	14 628	15 118				78,72	19,8
500/336		33,6	37,5	23,9	0,069	45 112	45 602				118,69	15,47
650/71		71,2	32,4	10,8	0,063		16t 944				78,76	19,8
600/72		72,2	33,3	11,0	0,050		18 312				78,17	19,89

 

Таблица 3.6

19. Расчетные данные алюминиевых проводов марки А и проводов  из алюминиевого сплава марок АН, АЖ (ГОСТ 839-80)

 

Номинальное сечение, мм2 (алюминий/сталь)	Число проводок, шт.	Номинальный диаметр проволок. мм	Расчетные данные провода
			Сечение, мм2	Диаметр провода, мм	Сопротивление постоянному току при 20-С, Ом/км	Удельная масса провода, кг/км (без смазки)
А     50			49,5		0,558
		3,55	69,3	10,7	0,42
		4,1	92,4	12,3	0,315
		2,8	117,0		0,251
		3,15	148,0	15,8	0,197
		3,5	182,8	17,5	0,161
			238,7		0,123
		3,15	288,3	22,1	0,102
		3,66	389,2	25,6	0,075
		4,15	500,4	29,1	0,05
		3,5	586,8	31,5	0,05
		3,8	691,7	34,2	0,043
		4,1	805,2	36,9	0,036
АН  50			49,5		0,624
		2,8	117,0		0,266
		3,15	148,0	15,8	0,211
		3,5	182,3	17,5	0,171
АЖ 50			49,5		0,676
		2,8	117,0		0,288
		3,15	148,0	15,8	0,229
		3,5	182,3	17,5	0,185

 

Таблица 3.5

20. Расчетные данные сталеалюминиевых проводов марок АС, АСК (ГОСТ 839-80)

 

Номинальное сечение, мм2 (алюминий / сталь)	Алюминиевая часть провода		Расчетные данные провода
	Число прово-лок	Диаметр проволок, мм	Сопротивление пост, току при 20 °С, Ом/км	Диаметр провода, мм	Сечение, мм2		Отношение сечения алюминия к стальной части	Удельная масса провода кг/км
					Алюминия	Стали
35/6,2		2,8	0,777	8,4	36,9	6,15
50/8		3,2	0,595	9,6	48,2	8,04
70/11		3,8	0,422	11,4		11,3
95/16		4,5	0,301	13,5	95,4	15,9
120/19*		2,4	0,244	15,2		18,8	6,25
150/24*		2,7	0,204	17,1		24,2	6,14
185/29*		2,98	0,159	18,8			6,24
185/43		2,8	0,156	19,6		43,1	4,29
240/32		3,6	0,118	21,6		31,7	7,71
240/39*		3,4	0,122	21,6		38,6	6,11
240/56		3,2	0,120	22,4		56,3	4,29
300/39			0,096	24,0		38,6	7,31
300/48*		3,8	0,098	24,1		47,8	6,16
300/66		3,5	0,100	25,5	288,5	65,8	4,39
300/67		3,5	0,100	24,5	288,5	67,3	4,29
300/30		2,98	0,086	24,8		29,1	11,55
330/43		2,8	0,087	25,2		43,1	7,71
400/18		3,4	0,076	26,0		18,8	20,27
400/51		3,05	0,073	27,5		51,1	7,71
400/64		4,37	0,074	27,7		63,5	6,14
400/93		4,15	0,071	29,1		93,2	4,35
500/26		3,9	0,058	30,0		26,6	18,86
500/64		3,4	0,058	30,6		63,5	7,71
600/72		3,7	0,050	33,2		72,2	8,04
1000/86		4,1	0,029	42,4	1003,2	56,3	17,96

* Провод марки АСК изготавливается для указанных сечений.

 

Таблица II.1-3

21. Индуктивные сопротивления воздушных линий, Ом/км

Среднее геометрическое значение между фазами, м	Диаметры проводов d, мм
0,6	0,359	0,347	0,337	0,329	0,322	0,316	0,305	0,245	—	—	—	—	—	—
0,8	0,376	0,364	0,356	0,347	0,340	0,333	0,322	0,312	—	—	—	—	—	—
1,0	0,391	0,379	0,370	0,361	0,354	0,347	0,336	0,326	—	—	—	—	—	—
1,25	0,404	0,393	0,383	0,376	0,368	0,362	0,350	0,340	—	—	—	—	—	—
1,5	0,416	0,404	0,394	0,386	0,379	0,372	0,362	0,351	—	—	—	—	—	—
1,75	0,426	0,415	0,404	0,396	0,389	0,383	0,371	0,363	—	—	—	—	—	—
2,0	0,433	0,422	0,413	0,404	0,396	0,391	0,379	0,370	0,361	0,354	0,347	—	—	—
2,5	—	—	0,426	0,419	0,411	0,404	0,393	0,383	0,376	0,368	0,362	—	—	—
3,0	—	—	0,437	0,429	0,422	0,416	0,404	0,394	0,386	0,379	0,372	—	—	—
3,5	—	—	0,448	0,439	0,432	0,426	0,415	0,404	0,396	0,389	0,383	—	—	—
4,0	—	—	0,456	0,448	0,441	0,433	0,422	0,413	0,404	0,396	0,391	0,379	0,370	0,361
4,5	—	—	—	—	0,448	0,441	0,432	0,419	0,412	0,404	0,398	0,386	0,378	0,369
5,0	—	—	—	—	0,455	0,448	0,436	0,429	0,419	0,411	0,404	0,393	0,383	0,376
5,5	—	—	—	—	0,461	0,454	0,442	0,432	0,425	0,418	0,410	0,399	0,389	0,381
6,0	—	—	—	—	0,466	0,460	0,448	0,436	0,429	0,422	0,416	0,404	0,394	0,386
6,5	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	0,421	0,410	0,400	0,391
7,0	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	0,426	0,415	0,404	0,396
7,5	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	0,430	0,419	0,409	0,400
8,0	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	0,433	0,422	0,413	0,404
8,5	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	0,438	0,426	0,416	0,408

Примечание.    

Индуктивные сопротивления линий с диаметрами проводов, не указанными в таблице, определяются интерполяцией.

 

Таблица II. 1-4

22. Емкостные проводимости воздушных линий, См/км × 10^-6

 

Среднее геометрическое расстояние между фазами, м	Диаметры проводов d, мм
3,0	2,73	2,82	2,90	2,95	3,01	3,06	—	—	—
3,5	2,66	2,73	2,82	2,87	2,93	2,98	—	—	—
4,0	2,61	2,68	2,75	2,82	2,87	2,92	3,01	3,08	3,16
4,5	2,56	2,62	2,70	2,76	2,82	2,86	2,94	3,02	3,10
5,0	2,53	2,60	2,66	2,71	2,76	2,82	2,89	2,97	3,03
5,5	2,49	2,56	2,62	2,67	2,72	2,77	2,86	2,93	2,99
6,0	2,46	2,53	2,59	2,64	2,68	2,73	2,82	2,90	2,95
6,5	—	—	—	—	—	2,70	2,77	2,85	2,91
7,0	—	—	—	—	—	2,66	2,73	2,82	2,87
7,5	—	—	—	—	—	2,64	2,71	2,78	2,84
8,0	—	—	—	—	—	2,61	2,68	2,75	2,82
8,5	—	—	—	—	—	2,59	2,66	2,73	2,78

 

Таблица II. 1-5

23. Внешние индуктивные сопротивления х’о воздушных линий  со стальными проводами, Ом/км

 

Среднее геометрическое расстояние между фазами, м	Марки проводов
	ПСО-3,5	ПСО-4	ПСО-5	ПС-25	ПС-35	ПС-50	ПС-70	ПС-95
	Расчетное сечение проводов, мм2
	9,6	12,6	19,6	—	—	—	—	—
	Расчетный диаметр проводов, мм
	3,5			5,6	7,8	9,2	11,5	12,6
0,4	0,341	0,332	0,318	0,311	0,290	0,281	—	—
0,6	0,368	0,359	0,345	0,336	0,317	0,308	0,295	—
0,8	0,384	0,375	0,361	0,354	0,333	0,324	0,311	0,303
1,0	0,398	0,389	0,375	0,368	0,347	0,338	0,325	0,317
1,25	—	0,403	0,389	0,381	0,361	0,352	0,339,	0,331
1,5	—	0,414	0,400	0,393	0,372	0,363	0,350	0,342
2,0	—	—	—	0,412	0,391	0,382	0,369	0,361
2,5	—	—	—	0,426	0,405	0,396	0,383	0,375
3,0	—	—	—	0,437	0,416	0,406	0,394	0,386

Таблица 3.7

24. Минимальный диаметр проводов по условиям короны и радиопомех, мм

 

Напряжение ВЛ, кВ

Фаза с проводом

одиночным два и более   11,4(АС70/11) —   15,2(АС120/19) — 21,6(АС240/32)

—

24,0(АС300/39)

33,2(АС600/72)

2×21,6(2×АС240/32) 3×15,2(3×АС120/19) 3×17,1(3×АС150/24)

—

2×36,2(2×АС700/86) 3 ×24,0(3×АС300/39) 4×18,8(4×АС185/29)

—

4×29,1(4×АС400/93) 5×21,6(5×АС240/32)

Примечания.

1. Для ВЛ 220 кВ минимальный диаметр провода 21,6 мм относится к горизонтальному расположению фаз, а в остальных случаях допустим с проверкой по радиопомехам.

2. Для ВЛ 330 кВ минимальный диаметр провода 15,2 мм (три провода в фазе) относится к одноцепным опорам.

 

Расчетные данные ВЛ 35 кВ и выше со сталеалюминиевыми проводами приведены в табл. 3.3 и 3.9.

Таблица 3.8

25. Расчетные данные ВЛ 35-150 кВ со сталеалюминиевыми проводами

 

Номинальное сечение, мм2 (алюминий/ сталь)	rа Ом/км при 200С	150 кВ		110 кВ		35 кВ
		x1уд, Ом/км	b1уд, См/км 10-6	x1уд, Ом/км	b1уд, См/км 10-6	x1уд, Ом/км
70/11	0,422	—	—	0,444	2,547	0,432
95/16	0,301	—	—	0,434	2,611	0,421
120/19	0,244	0,441	2,565	0,427	2,658	0,414
150/24	0,204	0,434	2,611	0,420	2,707	0,406
185/29	0,159	0,429	2,645	0,413	2,747	—
240/32	0,118	0,420	2,702	0,405	2,808	—

Примечания.

1, Зарядная мощность b_о подсчитана для ВЛ 110–330 кВ по среднеэксплуатационному напряжению 1,05 U_ном.

2. Усредненные среднегеометрические расстояния между фазами приняты следующими:

 

Класс напряжения, кВ
Среднегеометрическое расстояние, м	3,5	5,0	6,5	8,0	11,0	14,0	22,7

 

Таблица 3.9

26. Расчетные данные ВЛ 220 кВ и выше со сталеалюминиевыми проводами

 

Номинальное сечение, мм	Число проводов в фазе, шт.	rа Ом/км при 20 0С	1150 кВ		750 кВ		500 кВ		330 кВ		220 кВ
			x1уд Ом/км	b1уд См/км 10-6	x1уд Ом/км	b1уд См/км 10-6	x1уд Ом/км	b1уд См/км 10-6	x1уд Ом/км	b1уд См/км 10-6	x1уд Ом/км	b1уд См/км 10-6
240/32		0,1180	—	—	—	—	—	—	—	—	0,435	2,604
		0,0590	—	—	—	—	—	—	0,331	3,79	—	—
240/56		0,0240	—	—	0,308	3,76	—	—	—	—	—	—
300/39		0,0960	—	—	—	—	—	—	—	—	0,429	2,645
		0,0480	—	—	—	—	—	—	0,328	3,41	—	—
300/48		0,0123	0,266	4,433	—	—	—	—	—	—	—	—
300/66		0,330	—	—	—	—	0,31	3,97	—	—	—	—
		0,0200	—	—	0,288	4,11	—	—	—	—	—	—
330/43		0,0290	—	—	—	—	0,308	3,604	—	—	—	—
		0,0109	0,27	4,38	—	—	—	—	—	—	—	—
400/51		0,0730	—	—	—	—	—	—	—	—	0,42	2,701
		0,0365	—	—	—	—	—	—	0,323	3,46	—	—
		0,0243	—	—	—	—	0,306	3,623	—	—	—	—
		0,0146	—	—	0,286	4,13	—	—	—	—	—	—
400/64		0,0187	—	—	0,289	4,13	—	—	—	—	—	—
500/64		0,0590	—	—	—	—	—	—	—	—	0,413	2,740
		0,0295	—	—	—	—	—	—	0,32	3,497	—-	—
		0,0197	—	—	—	—	0,304	3,645	—	—	—	—
		0,0148	—	—	0,303	3,9	—	—	—	—	—	—

 

Таблица 4.9

27. Усредненное значение коэффициента α_Т

 

 

Напряжение ВЛ, кВ	kм	Тм, час/год
		До 4000	4000–6000	Более 6000
35-330	1,0	0,8	1,0	1,3
	0,8	0,9	1,2	1,6
	0,6	1,1	1,5	2,2
500-750	1,0	0,7	0,9	1,1
	0,8	0,8	1,0	1,4
	0,6	0,9	1,4	1,9

Таблица 7.8.

28. Экономические интервалы токовых нагрузок для сталеалюминиевых проводов ВЛ 35–750 кВ (при полной номенклатуре сечений)

 

Напряжение, кВ

Тип опор

Материал опор

Район по гололеду

Предельная экономическая нагрузка на одну цепь, А, при сечении мм2:

Объединенные энергосистемы европейской зоны ЕЭС CCCP

 

	Одноцепные	Железобетон	I–II III–IV	— —				—	—	—	—	—
		Сталь	I–II III–IV	—				—	—	—	—	—
	Двухцепные	Железобетон	I–II III–IV					—	—	—	—	—
		Сталь	I–II III–IV					—	—	—	—	—
	Одноцепные	Железобетон	I–II III–IV	—	— —			220 230	370 370	—	—	—
		Сталь	I–II III–IV	—		—		215 200	370 370	—	—	—
	Двухцепные	Железобетон	I–II III–IV					215 210	340 340	—	—	—
		Сталь	I–II III–IV			—		220 210	340 340	—	—	—
	Одноцепные	Железобетон, сталь	I–IV	—	—	—	—	—
	Двухцепные Одноцепные Одноцепные Одноцепные	Железобетон, сталь Железобетон, сталь Железобетон, сталь Сталь	I–IV I–IV II–IV II–IV	—	—	—	—	—	— —	1120 1620	1545 Свыше 1620	—

 

ОЭС Казахстана и Средней Азии
	Одноцепные	Железобетон	I–II III–IV	—	110 90			—	—	—	—	—
		Сталь	I–II III–IV	—	130 110			—	—	—	—	—
	Двухцепные	Железобетон	I–II III–IV					—	—	—	—	—
		Сталь	I–II III–IV		145 100			—	—	—	—	—
	Одноцепные	Железобетон	I–II III–IV	—	— —	150 140		235 250	400 400	—	—	—
		Сталь	I–II III–IV	—		—		230 215	400 400	—	—	—
	Двухцепные	Железобетон	I–II III–IV					230 225	380 380	—	—	—
		Сталь	I–II III–IV			—		240 230	380 380	—	—	—
	Одноцепные Двухцепные	Железобетон, сталь Железобетон, сталь	I–IV I–IV	—	—	—	—	—
	Одноцепные	Железобетон, сталь	II–IV	—	—	—	—	—	—

Продолжение табл. 7.8

 

Напряжение, кВ

Тип опор

Материал опор

Район по гололеду

Предельная экономическая нагрузка на одну цепь, А, при сечении мм2:

ОЭС Сибири

 

Одноцепные

Железобетон

I–II

—

—

—

—

—

—

III–IV

—

—

—

—

—

—

Сталь

I–II

—

—

—

—

—

III–IV

—

—

—

—

—

—

Двухцепные

Железобетон

I–II

—

—

—

—

—

III–IV

—

—

—

—

—

Сталь

I– II

—

—

—

—

—

III–IV

—

—

—

—

—

Одноцепные

Железобетон

I–II

—

—

—

—

III–IV

—

—

—

—

—

Сталь

I–II

—

—

—

—

III–IV

—

—

—

—

Двухцепные

Железобетон

I–II

—

—

—

III–IV

—

—

—

Сталь

I–II

—

—

—

—

III–IV

—

—

—

Одноцепные

Железобетон

I–IV

—

—

—

—

—

Двухцепные

–

I–IV

—

—

—

—

—

Одноцепные

Сталь

II–IV

—

—

—

—

—

—

Примечания:

1. Определение расчетного тока см. §4.10.

2. Количество проводов в фазе принято: для ВЛ 35–220 кВ1, 330 кВ2, 500 кВ3, 750 кВ4.

Таблица 3.2

29. Рекомендуемая область применения проводов различных марок

 

Область применения	Марка провода	Номинальное сечение, мм2	Отношение сечений алюминиевой части провода к сечению стального сердечника
Районы с толщиной стенки гололеда до 20 мм	АС АЖ	До 185 240 и более 120-185	6-6,25 7,71-8,04
Районы с толщиной стенки гололеда более 20 мм	АС	До 95 120-400 500 и более	4,29-4,39 7,71-8,04
На побережье морей, соленых озер, в районах засоленных песков, в промышленных районах, где сталеалюминиевые провода разрушаются от коррозии	АСК, АСКС, АСКП	120-300	6,11-6,25
Сети сельскохозяйственного назначения напряжением до 110 кВ	А Ж	50-240 50-185	— —

Таблица 7.12.

30. Допустимые длительные токи мощности для неизолированных  сталеалюминиевых проводов марок АО, АСК, АСКП, АСКС при температуре воздуха +25 °С

 

	Номинальное		Ток, А			Мощность, МВт, вне помещений при напряжении, кВ
сечение, мм2		вне помещений		внутри помещений
35/6,2					10,0		—	—	—	—	—
50/8					12,0		—	—	—	—	—
70/11					15,2		47,6	—	—	—	—
95/10					18,9		59,3	80,9	—	—	—
120/19							70,1	95,6	—	—	—
120/27				—	21,5		67,4	92,0	—	—	—
150/19					25,7		80,9	110,3	—	—	—
150/24					25,7		80,9	110,3	—	—	—
150/34				—	25;7		80,9	110,3	—	—	—
185/24					29,7		93,5	127,5	—	—	—
185/29					29,2		91,7	125,1	—	—	—
185/43				—	29,5		92,6	126,3	—	—	—
240/32					—		108,8	148,4			—
240/39					—		109,7	149,6			—
240/56				—	—		109,7	149,6			— -
300/39					—		—	—
300/48					—		—	—
300/66				—	—		—	—
330/27				—	—		—	—	—	—
400/22					—		—	—
400/51					—		—	—
400/64				—	—		—	—
500/27					—		—	—
500/64					—		—	—
600/72					—		—	—	—	—	—
700/86					—		—	—	—	—	—

Примечания:

1. Для ВЛ 330 и500 кВ мощность приведена на одна провод и должна быть увеличена в соответствии с количеством проводов в фазе.

2. Мощность рассчитана при U=1,05U_ном cos j-0,9.

3. Поправочные коэффициенты на температуру воздуха приведены в табл. 7.13.

Таблица 7.13.

31. Поправочные коэффициенты на температуру воздуха для неизолированных проводов (к табл. 7.12)

 

Расчетная температура воздуха, °С	Нормированая температура провода, 0С	Поправочные коэффициенты при температуре воздуха, °С
		-5		+5	+10	+15	+20	+25	+30	+35	+40	+45	+50
+25	+70	1,29	1,24	1,20	1,15	1,11	1,05	1,0	0,94	0,88	0,81	0,74	0,67

Таблица 1.37.

32. Значения годовой и сезонных эквивалентных температур охлаждающего воздуха по населенным пунктам РФ

Среднее значение J _охлi следует определять измерениями или следует принимать данные местной метеослужбы или данные СНиП.

Допускается принимать значения годовой и сезонных эквивалентных температур охлаждающего воздуха по населенным пунктам РФ, приведенные в таблице.

 

Населенный пункт	Эквивалентная температура, 0С
	годовая	зимняя*	летняя**
Абакан	8,7	-19,3	17,6
Алдан	4,8	-20,1	14,6
Алма-Ата	14,3	-5,9	22,2
Андижан	18,6	-0,3	26,3
Актюбинск	12,1	-14,1	20,9
Архангельск	5,8	-11,4	14,0
Астрахань	15,7	-5,3	24,1
Ачинск	7,5	-16,7	16,3
Ашхабад	21,6	-4,2	15,3
Баку	17,8	4,9	24,8
Барнаул	9,4	-10,4	18,2
Батуми	16,1	7,5	21,6
Белгород	11,5	-6,7	19,3
Белорецк	6,9	-15,1	15,2
Березники	7,5	-14,3	16,0
Бийск	8,6	-16,9	17,4
Биробиджан	10,0	-19,0	18,9
Благовещенск	10,4	-19,6	19,7
Благовещенское	9,2	-16,8	17,9
Братск	7,1	-20,1	16,3
Брест	11,0	-3,4	17,9
Брянск	9,7	-7,6	17,4
Бухара	18,7	1,3	26,3
Верхоянск	2,9	-20,1	13,2
Вильнюс	9,9	-4,4	17,0
Винница	10,7	-4,9	17,8
Витебск	9,4	-6,7	16,9
Владивосток	10,0	-11,7	17,4
Владимир	8,8	-10,2	16,8
Волгоград	14,5	-7,9	23,0
Вологда	7,4	-10,8	15,5
Воркута	0,5	-19,4	9,4
Воронеж	11,0	-8,4	19,0
Ворошиловград	13,3	-5,9	21,2
Гомель	10,4	-5,8	17,7
Гродно	10,1	-4,1	17,1
Грозный	15,0	-2,3	22,8
Гурьев	15,5	-8,3	24,3
Джамбул	14,2	-4,6	22,1
Днепропетровск	13,6	-4,4	21,3
Донецк	12,6	-5,6	20,4

Продолжение табл. 1.37

 

Населенный пункт	Эквивалентная температура, 0С
	годовая	зимняя*	летняя**
Дудинка	0,2	-15,5	9,9
Душанбе	18,2	3,0	25,7
Евпатория	14,8	0,8	22,1
Екатеринбург	7,8	-14,9	17,6
Ереван	16,4	-1,9	23,9
Житомир	10,8	-4,6	18,0
Запорожье	13,8	-4,0	21,6
Зея	7,4	-20,1	16,7
Зыряновск	8,4	-20,1	17,6
Иваново	8,1	-10,8	16,1
Ивано-Франковск	10,9	-3,7	17,7
Игарка	2,1	-20,1	12,0
Ижевск	10,1	-13,4	17,4
Иркутск	7,1	-19,1	16,0
Йошкар-Ола	8,6	-12,5	16,9
Казань	9,4	-12,5	17,8
Калининград	8,8	-2,4	16,5
Калинин	8,1	-9,1	15,9
Калуга	8,8	-6,9	16,5
Кандалакша	4,5	-10,6	12,5
Караганда	10,1	-14,3	18,9
Кемерово	7,8	-17,7	16,7
Керчь	15,1	0,4	22,6
Кзыл-Орда	16,3	-7,7	24,7
Киев	11,2	-4,8	18,9
Кировабад	17,1	2,5	24,4
Киров	7,9	-13,1	16,4
Кировоград	12,9	-4,6	19,4
Кировск	2,9	-11,3	10,9
Кишинев	13,4	- 2,9	20,6
Кокчетав	9,6	-15,1	18,3
Комсомольск-на-Амуре	9,3	-20,1	18,3
Кострома	8,2	-10,7	14,3
Краснодар	14,9	-0,7	22,3
Красноярск	8,0	-15,9	16,7
Кременчуг	12,3	-4,5	20,5
Кривой Рог	13,3	-4,1	20,9
Курган	8,8	-16,9	17,4
Курган-Тюбе	19,9	3,7	27,3
Курск	10,6	-7,7	18,4
Кутаиси	16,8	6,2	22,8
Санкт-Петербург	8,6	-6,8	16,4
Липецк	10,9	-8,9	19,0
Луцк	10,9	-3,6	17,8
Львов	9,9	-3,9	16,5
Магадан	2,5	-19,4	11,1
Магнитогорск	8,6	-15,5	17,1
Мариуполь	13,6	-4,1	21,5

Продолжение табл. 1.37

 

Населенный пункт	Эквивалентная температура, 0С
	годовая	зимняя*	летняя**
Махачкала	16,0	0,8	23,7
Минск	9,5	-5,9	16,8
Минусинск	8,8	-19,3	17,7
Мирный	4,6	-20,1	16,8
Могилев	9,7	-6,5	15,1
Мончегорск	3,8	-11,8	11,8
Москва	10,1	-8,2
Мурманск	3,4	-9,5	10,7
Нальчик	13,3	-3,5	20,9
Нарын	8,8	-14,6	16,2
Нарьян-Мар		-15,7	10,3
Нахичевань	18,1	-1,5	25,8
Невинномысск	13,7	-3,4	21,2
Нижний Новгород	8,9	-10,9	17,1
Нижний Тагил	6,5	-14,7	14,8
Николаев	14,2	-2,5	21,8
Николаевск-на-Амуре	6,3	-20	15,1
Новгород	8,3	-7,6	16,0
Новокузнецк	8,3	-16,3	17,0
Новороссийск	15,8	3,5	22,7
Новосибирск	8,3	-17,7	17,2
Норильск	0,7	-20,1	10,5
Одесса	13,8	-1,3	21,3
Омск	8,4	-17,8	17,1
Орджоникидзе	11,8	-3,7	18,9
Орел	9,9	-8,4	17,8
Оренбург		-13,4	20,7
Оймякон	2,2	-20,1	12,4
Ош	15,9	-1,6	23,5
Павлодар	10,9	-16,7	19,8
Пенза	10,4	-11	18,6
Пермь	8,2	-14,3	16,7
Петрозаводск	7,1	-8,8	15,1
Петропавловск	8,8	-17,3	17,5
Петропавловск-Камчатский	5,2	-7,6	11,9
Полтава		-5,9	19,7
Пржевальск	9,2	-5,9	16,0
Псков	8,8	-6,5	16,3
Пятигорск	13,1	-3	20,7
Рига	8,9	-4,8	15,8
Ровно	10,7	-4,1	17,7
Ростов-на-Дону		-4,6	21,9
Рубцовск	10,1	-16,5
Рязань	9,6	-9,9	17,7
Самара	11,1	-12,5	19,6
Самарканд		1,5	24,4
Саранск	10,0	-10,9	18,3

Продолжение табл. 1.37

 

Населенный пункт	Эквивалентная температура, 0С
	годовая	зимняя*	летняя**
Саратов	12,5	-10,6	21,0
Семипалатинск		-15	20,9
Симферополь	13,7	0,0	20,8
Смоленск		-7,6	16,5
Советская Гавань	6,5	-15,4
Сочи	15,7	5,9	21,9
Ставрополь	13,5	-2,5	20,9
Сумгаит	17,0	4,2	23,9
Сумы	10,9	-6,9	18,5
Сургут	5,6	-19,9	14,9
Сухуми	16,1	6,5	21,9
Сыктывкар	6,5	-14,1	15,0
Таганрог	14,4	-4,1	22,4
Тайшет	7,3	-18,5	16,4
Талды-Курган	13,5	-15,1	21,7
Тамбов	10,9	-9,5
Таллин	8,2	-4,2	15,3
Ташкент	17,9	-0,9	25,7
Тбилиси	16,4	2,2	23,5
Темир	13,3	-13,4	22,3
Тернополь	10,6	-4,2	17,6
Тобольск	7,8	-17	16,6
Тольятти	11,4	-11,4	19,8
Томск	7,5	-17,8	16,4
Туапсе		5,2	22,4
Тула	9,4	-8,9	17,3
Тюмень	8,6	-15,3	16,2
Ужгород	12,9	-1,1	19,6
Улан-Удэ	8,3	-20,1	17,6
Ульяновск		-12,4	18,4
Уральск	12,5	-12,8	21,3
Уссурийск	10,7	-17,1
Усть-Каменогорск	11,2	-15	19,9
Уфа	9,9	-13,1	18,3
Фергана		-0,6	25,6
Фрунзе		-3,8	22,8
Хабаровск	10,8	-18,6	19,7
Ханты-Мансийск	6,7	-18,5	15,8
Харьков	12,1	-6,3	19,8
Херсон	14,2	-2,1	21,8
Хмельницкий	10,7	-4,4	17,8
Целиноград	9,9	-16,3	18,8
Чебоксары	9,1	-11,9	17,4
Челябинск	9,2	-11,3	17,8
Череповец	7,7	-10,2	15,8
Черкассы	11,7	-4,9	19,2
Чернигов	11,1	-5,7	18,5
Черновцы	11,6	-3,6	18,6

Продолжение табл. 1.37

 

Населенный пункт	Эквивалентная температура, 0С
	годовая	зимняя*	летняя**
Чимкент		-1,2	25,1
Чита	7,5	-20,1	16,8
Элиста	14,7	-5,4	22,9
Южно-Сахалинск	7,5	-11,6
Якутск	6,4	-20,1	16,6
Ярославль	7,9	-10,6	15,8

 

 

* Декабрь, январь, февраль.

** Июнь, июль, август.

 

Таблица 1.38

33. Допустимые аварийные перегрузки (в долях номинального тока) трансформаторов классов напряжения до 110 кВ включительно, без учета начальной (предшествующей) нагрузки

 

Продолжительность перегрузки в течении суток, ч

Температура охлаждающего воздуха во время перегрузки

-20 оС и ниже

-10 оС

0 оC

10 оС

20 оС

30 оС

40 оС

М, Д

ДЦ

М, Д

ДЦ

М, Д

ДЦ

М, Д

ДЦ

М, Д

ДЦ

М, Д

ДЦ

М, Д

ДЦ

0,5

1,8 1,7 1,7 1,6 1,6

1,9 1,8 1,7 1,6 1,6 1,6 1,5 1,5

1,9 1,7 1,6 1,6 1,5 1,5

1,8 1,7 1,6 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5

1,8 1,6 1,5 1,5 1,5 1,5

1,7 1,6 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5

1,9 1,7 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4

1,6 1,6 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4

1,8 1,6 1,4 1,3 1,3 1,3 1,3

1,5 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4

1,9 1,7 1,4 1,3 1,2 1,2 1,2 1,2

1,5 1,4 1,4 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3

1,7 1,4 1,3 1,2 1,1 1,1 1,1 1,1

1,4 1,3 1,3 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2

Таблица П.2-1

34. Токовые нагрузки голых медных (М), алюминиевых (А), сталеалюминиевых (АС) и стальных (ПСО, ПС) проводов», А

 

Медные		Алюминиевые		Сталеалюминиевые		Стальные
Марка провода	Допу- стимая нагрузка	Марка провода	Допу- стимая нагрузка	Марка провода	Допу- стимая нагрузка	Марка провода	М, Д
							М, Д
М-6		А-16		АС-35/62		ПСО-3
М-10		А-25		АС-50/8		ПСО-3, 5
М-16		А-35		АС-70/11		ПСО-4
М-25		А-50		АС-95/16		ПСО-5
М-35		А-70		АС-120/19		ПС-25
М-50		А-95		АС-150/24		ПС-35
М-70		А-120		АС-185/24		ПС-50
М-95		А-150		АС-240/39		ПС-70
М-120		А-185		АС-300/48		ПС-95
М-150		А-240		А С-330/43		—	—
М-185		А-300		АС-400/51		—	—
М-240		А-400		АС-500/64		—	—
М-300		А-500		АС-600/72		—	—

 

Примечания.

1. Нагрузки даны для проводов, изготовленных ранее по ГОСТ 839–59 при расположении их на открытом воздухе. В связи с уменьшением верхних пределов активных сопротивлений алюминиевых и сталеалюминиевых проводов по ГОСТ 839–74 длительно допустимые токовые нагрузки сталеалюминиевых проводов могут быть увеличены на 4–5% по сравнению с указанными в таблице.

2. Для определения допустимых нагрузок промежуточных марок сталеалюминиевых проводов следует пользоваться формулой пересчета [5-5].

Таблица П.2-2

35. Допустимые токовые нагрузки (А) на провода и шнуры с медными и алюминиевыми жилами с резиновой и полихлорвиниловой изоляцией

 

Номинальное сечение токопро-водящей жилы, мм2	Проложенные открыто	Проложенные в одной трубе
		два одножильных	три одножильных	четыре одножильных	один двухжильный	один трех-жильный
0,5 0,75 1,5 2,5	11/— 15/— 17/— 23/— 30/24 41/32 50/39 80/55 100/80 140/105 170/130 215/165 270/210 330/255 385/295 510/— 605/—	— — 16/— 19/— 27/20 38/28 46/36 70/50 85/60 115/85 135/100 185/140 225/175 275/215 315/245 — —	— — 15/— 17/— 25/19 35/28 42/32 60/47 80/60 100/80 125/95 170/130 210/165 255/200 290/220 — —	— — 14/— 16/— 25/19 30/23 40/30 50/39 75/55 90/70 115/85 150/120 185/140 225/175 260/200 — —	— — 15/— 18/— 25/19 32/25 40/31 55/42 80/60 100/75 125/85 160/125 195/150 245/120 295/230 — —	— — 14/— 15/— 21/16 27/21 34/26 50/38 70/55 85/65 100/75 135/105 175/135 215/165 250/190 — —

Примечания.

1. При определении числа проводов, проложенных в одной трубе, нулевой рабочий провод четырехпроводной системы трехфазного тока в расчет не принимается.

2. Цифры до косой черты относятся к проводам с медными жилами, после косой черты – к проводам с алюминиевыми жилами.

Таблица

36. Допустимые токовые нагрузки (А) на провода с медными жилами и резиновой изоляцией в металлических защитных оболочках и кабели напряжением до 1000 В с медными и алюминиевыми жилами с резиновой изоляцией в свинцовой, полихлорвиниловой или негорючей резиновой оболочках, бронированные и небронированные

Номинальное сечение токопроводящей жилы, мм2	Провода и кабели с медными жилами			Кабели с алюминиевыми жилами
	одножильные	двухжильные	трехжильных	одножильные	двухжильные	трехжильных
1,5		19/33	19/27	—	—	—
2,5		27/44	25/38		21/34	19/29
		38/55	35/49		29/42	27/38
		50/70	42/60		38/55	32/46
		70/105	55/90		55/80	42/70
		90/135	75/115		70/105	60/90
		115/175	95/150		90/135	75/115
		140/210	120/180		105/160	90/140
		175/265	145/225		135/205	110/175
		215/320	180/275		165/245	140/210
		260/385	220/330		200/295	170/255
		300/445	260/385		230/340	200/295
		350/505	305/435		270/390	235/335
		405/570	350/500		310/440	270/385
		—	—		—	—

Примечания. 1. Допустимые нагрузки относятся к проводам и кабелям как с заземляющей жилой, так и без нее.   

2. Цифры до косой черты относятся к проводам и кабелям, прокладываемым на воздухе, после косой черты – к кабелям, прокладываемым в земле.

3. Для одножильных проводов и кабелей нагрузки даны для прокладки их на воздухе.

Таблица П.2-4

37. Допустимые нагрузки (А) на кабели напряжением до 1 кВ с бумажной пропитанной изоляцией в слоистой полихлорвиниловой оболочке, прокладываемые в земле или на воздухе (максимальная допустимая температура жил +650С)

 

Номинальное сечение токопроводящей жилы, мм2	С медными жилами		С алюминиевыми жилами
	трехжильные	четырехжильные	трехжильные	четырехжильные
	35/50 45/70 65/90 85/125 110/150 135/190 170/230	35/40 45/60 65/80 80/115 105/135 130/170 155/205	25/40 35/55 50/70 65/95 85/115 105/145 I30/175	25/30 85/16 50/60 60/90 80/105 100/130 120/160

 

Примечание.

Цифры до косой черты относятся к кабелям, прокладываемым на воздухе, после косой черты – к кабелям, прокладываемым к земле.

 

 

Таблица П.2-5

38. Допустимые нагрузки (А) на кабели с медными жилами с бумажной изоляцией, пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами, в свинцовой или алюминиевой оболочке, прокладываемые в земле и в воздухе

 

Номинальное сечение токопроводящей жилы, мм2	Одножильные до 1 кВ	Двухжильные до 1 кВ	Трехжильные			Четырехжиль-ные до 1 к В
			до 3 кВ	6 кВ	10 к В
	Максимальная допустимая температура жил, °С
2,5	—/40 80/55 105/75 140/95 175/120 235/160 285/200 360/245 440/305 520/360 595/415 675/470 755/525 880/610	45/30 60/40 80/55 105/75 140/95 185/130 225/150 270/185 325/225 380/275 435/320 500/375 — —	40/28 55/37 70/45 95/60 120/80 1С0/105 190/125 235/155 285/200 340/245 390/285 435/330 490/375 570/430	— — — 80/55 105/65 135/90 160/110 200/145 245/175 295/215 340/250 390/290 440/325 510/375	— — — — 95/60 120/85 150/1,05 180/135 215/165 265/200 310/240 355/270 400/305 400/350	— 50/35 60/45 85/60 115/80 150/100 175/120 215/145 265/185 310/215 350/260 395/300 450/340 —

Примечания.

1. Допустимые нагрузки на одножильные кабели даны для работы при постоянном токе.

2. Цифры до косой черты относятся к кабелям, прокладываемым в земле, после косой черты – для прокладки в воздухе.

 

Таблица П.2-6

39. Допустимые нагрузки (А) на кабели с алюминиевыми жилами с бумажной изоляцией, пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами, в свинцовой или алюминиевой оболочке, прокладываемые с земле и на воздухе

 

Номинальное сечение токопроводящей жилы, мм2	Одножильные до 1 кВ	Двухжильные до 1 кВ	Трехжильные			Четырехжиль-ные до 1 к В
			до 3 кВ	6 кВ	10 к В
	Максимальная допустимая температура жил, °С
2,5	—/31	35/23	31/22	—	—	—
	60/42	46/31	42/20	—	—	38/27
	80/55	60/42	55/35	—	—	46/35
	110/75	80/55	75/46	60/42	—	65/45
	135/00	110/75	90/60	80/50	75/46	90/60
	180/125	140/100	125/80	105/70	90/65	115/75
	220/155	175/115	145/95	125/85	115/80	135/95
	275/190	210/140	180/120	155/110	140/105	165/110
	340/235	250/175	220/155	190/135	165/130	200/140
	400/275	290/210	260/100	225/165	205/155	240/165
	460/320	335/245	300/220	260/190	240/185	270/200
	520/360	385/290	335/255	300/225	275/210	305/230
	580/405	—	380/290	340/250	310/235	345/260
	675/470	—	440/330	390/290	355/270	—

Примечания.

1. Допустимые нагрузки на одножильные кабели даны для работы при постоянном токе.

2. Цифры до косой черты относятся к кабелям,прокладываемым в земле, после косой черты — для прокладки в воздухе.

 

Таблица П.2-7

40. Кабели с обеднённо-пропитанной изоляцией в общей свинцовой оболочке

 

Номинальное сечение токопроводящей жилы, мм2	Допустимые нагрузки, А			Номинальное сечение токопроводящей жилы, мм2	Допустимые нагрузки, А
	в земле	на воздухе	в воде		в земле	на воздухе	в воде
	90/70 120/90 145/110 180/140	65/50 90/70 110/85 140/110	100/75 140/110 175/135 220/170		220/170 265/205 310/240 355/275	170/130 210/160 245/190 290/225	275/210 335/260 385/295 450/345

Примечание.

Цифры до косой черты относятся к кабелям с медными жилами, после косой – с алюминиевыми.

Раздел 3. Материалы для технико-экономических расчетов, применяемых при выполнении курсовых и дипломных проектов

Таблица 9.4.

41. Стоимость сооружения воздушных линий 35 кВ, тыс. руб./км

 

Опоры	Район по гололеду	Провода сталеалюминиевые сечением, мм2
		70/11	95/16	120/19	150/24
Стальные одноцепные	I	12,2	12,4	13,1	13,3
	II	14,4	14,1	14,1	14,3
	III	16,5	16,0	16,0	17,7
	IV	18,2	17,8	17,4	21,3
Стальные двухцепные	I	17,3	18,1	19,2	19,5
	II	20,1	20,1	20,4	21,4
	III	24,2	24,2	25,2	25,5
	IV	27,2	27,2	28,9	29,3
Стальные двухцепные с подвеской одной цепи	I	15,4	15,7	16,2	16,2
	II	17,9	17,3	17,3	17,5
	III	21,5	20,8	21,4	20,9
	IV	24,2	23,4	23,7	24,0
Железобетонные одноцепные	I	—	9,4	10,3	10,9
	II	—	10,6	10,8	11,2
	III	—	12,2	12,3	12,3
	IV	—	13,7	13,6	13,4
Железобетонные двухцепные	I	—	15,3	14,l	14,8
	II	—	16,7	14,5	15,3
	III	—	19,5	17,3	17,8
	IV	—	21,7	18,8	19, 1
Железобетонные двухцепные с подвеской одной цепи	I	—	12,8	11,4	11,7
	II	—	13,9	11,7	12,2
	III	—	16,6	14,0	14,1
	IV	—	18,4	15,2	15,1
Деревянные двухсточные бестросовые	I	5,0	5,4	5,9	6,7
	II	5,5	5,8	5,0	6,8
	III	6,0	6,3	6,4	7,1
	IV	6,7	6,8	6,9	7,5

Примечание:

При определении стоимости сооружения воздушных линий используется поправочные коэффициенты

Таблица 9.5

42. Стоимость сооружения воздушных линий 110 кВ, тыс. руб./км

 

Опоры	Район по гололеду	Провода сталеалюминиевые сечением, мм2
		70/11	95/16	120/19	150/24	185/29	240/32
Стальные одноцепные	I	14,5	14,8	15,6	16,0	17,4	18,7
	II	16,5	16,4	16,9	16,9	18,0	18,8
	III	19,4	19,1	19,0	19,0	19,7	20,0
	IV	21,5	20,6	20,6	20,6	21,0	21,7
Стальные двухцепные	I	21,6	22,1	23,7	24,6	27,8	30,6
	II	24,6	24,4	25,2	25,7	28,5	30,7
	III	29,2	28,2	28,3	28,6	30,4	32,1
	IV	32,8	30,8	31,0	31,6	31,8	34,4
Стальные двухцепные с подвеской одной цепи	I	19,5	19,4	20,8	21,2	23,3	24,8
	II	22,2	21,5	22,0	22,0	24,0	24,9
	III	26,4	24,8	25,8	25,4	26,8	27,3
	IV	28,7	27,1	27,0	27,2	28,0	29;2
Железобетонные одноцепные	I	10,5	11,1	10,8	11,5	12,6	14,0
	II	12,0	12,0	11,4	11,7	12,9	14,0
	III	14,6	14,3	13,1	13,2	13,8	15,1
	IV	16,5	15,9	14,4	14,1	15,3	16,6
Железобетонные двухцепные	I	15,8	16,9	17,0	20,0	22,0	24,0
	II	17,8	17,8	18,1	20,0	22,0	24,0
	III	21,4	21,0	20,4	22,2	23,6	25,0
	IV	24,4	23,3	22,2	23,9	25,2	27,0
Железобетонные двухцепные с подвеской одной цепи	I	13,7	14,3	14,1	16,6	17,3	18;4
	II	15,5	15,1	15,0	16,6	17,3	18,4
	III	18,6	17,8	16,9	18,4	18,6	19,2
	IV	21,2	19,7	18,4	19,8	19,9	20,8
Деревянные двухсточные бестросовые	I	4,9	5,4	5,6	6,5	7,2	—
	II	5,2	5,5	5,7	6,6	7,2	—
	III	5,7	6,0	6,2	8,8	7,5	—
	IV	6,2	6,6	6,9	7,4	7,9	—

Таблица 9.6

43. Стоимость сооружения воздушных линий 150 кВ, тыс. руб./км

 

Опоры	Район по гололеду	Провода сталеалюминиевые сечением, мм2
		120/19	150/24	185/29	240/32
Стальные одноцепные	I	15,9	16,6	17,5	18,8
	II	17,2	17,4	18,0	18,9
	III	18,6	18,7	19,1	19,5
	IV	20,2	20,8	21,0	21,8
Стальные двухцепные	I	25,4	27,2	30,6	33,0
	II	26,2	28,0	30,6	33,0
	III	28,0	30,0	32,5	33,8
	IV	30,0	31,8	34,2	35,8
Стальные двухцепные с подвеской одной цепи	I	22,3	23,4	25,4	27,4
	II	24,1	24,1	25,4	27,4
	III	24,6	25,8	27,5	28,0
	IV	26,4	27,5	28,9	29,7
Железобетонные одноцепные	I	13,0	13,0	14,4	15,1
	II	13,5	13,1	14,4	15,1
	III	14,8	14,2	15,5	15,7
	IV	16,3	15,4	16,4	16,5
Железобетонные двухцепные	I	20,9	22,2	23,8	26,2
	II	21,2	22,4	23,8	26,2
	III	21,4	24,2	25,5	26,9
	IV	23,2	26,0	26,8	29,4
Железобетонные двухцепные с подвеской одной цепи	I	17,6	18,3	19,2	20,4
	II	17,9	18,5	19,2	20,4
	III	18,1	19,8	20,4	21,0
	IV	19,7	21,3	21,4	22,3

Таблица 9.7

44. Стоимость сооружения воздушных линий 220 и 330 кВ, тыс. руб./км

 

Опоры	Район по гололеду	220 кВ				330 кВ
		Провода сталеалюминиевые сечением, мм2
		240/32	300/39	400/51	2×240/32		2×300/39	2×400/51
Стальные одноцепные	I–II	21,0	21,6	23,8	37,3		38,5	42,5
	III	22,9	23,1	25,0	39,6		40,8	44,0
	IV	24,5	24,7	26,6	41,4		42,7	45,0
Стальные двухцепные	I–II	34,4	36,2	41,3	70,4		74,0	80,2
	III	37,8	38,7	42,8	73,8		77,5	82,4
	IV	40,6	41,1	44,5	77,2		81,0	84,0
Стальные двухцепные с подвеской одной цепи	I–II	28,8	29,5	31,0	55,5		57,0	59,4
	III	31,1	31,4	31,9	59,7		61,2	61,7
	IV	33,1	33,3	33,5	61,7		63,2	65,1
Железобетонные одноцепные	I–II	16,4	17,3	19,4	33,1		35,0	38,0
	III	17,3	18,2	20,0	34,8		36,8	39,6
	IV	18,9	19,2	21,8	36,6		38,6	40,4
Железобетонные двухцепные	I–II	27,8	30,0	33,8	—		—	—
	III	30,6	31,2	35,0	—		—	—
	IV	33,2	33,8	39,0	—		—	—
Деревянные тросовые	I–II	16,8	17,8	20,6	—		—	—
	III	18,0	18,2	20,8	——		—	—
	IV	18,2	18,6	21,2	—		—	—

 

 

Таблица 9.8

45. Стоимость сооружения воздушных линий 500, 750 и 1150 кВ, тыс. руб./км

Таблица 9.9

46. Стоимость сооружения переходов ВЛ 110–750 кВ через водные преграды

 

Напряжение, кВ	Количество цепей	Марка и сечение проводов, мм2	Длина пере-ходного пролета, м	Формула перехода1	Высота опор, м	Габарит до воды, м	Полная стоимость, тыс. руб.
		С 200		K-A-A-K		27,5
		С 200		К-П-П-К
		АС 300/204		К-П-П-К
		АС 240/56		К-П-П-К		17,7
		АС 300/204		К-П-П-К		29,5
		АС 300/204		К-П-П-К		30,8
		AC 500/336		К-П-П-К
		AC 500/336		К-П-П-К

Таблица 7.5

47. Базовые показатели стоимости ВЛ 35-1150 кВ на стальных и железобетонных опорах (цены 1991 г.)

 

Напря-жение ВЛ, кВ	Характеристика промежуточных опор	Провода стале-алюминиевые сечением, шт. мм2	Количество цепей на опоре, шт.	Базовые показатели стоимости ВЛ, тыс. руб./км
				стальные опоры	железобетонные опоры
	Свободностоящие	до 150
	Свободностоящие	до 150
	Свободностоящие
	Свободностоящие	— —			— —
	Двухстоечные свободностоящие	— —		— — — —
	Свободностоящие	2×300 — 2×400 —			— — — —
	Двухстоечные с внутренними связями	2×300 2×400		— —
	Свободностоящие двухстоечные, с внутренними связями	3×300 3×330 3×400		—
	С оттяжками	3×400 3×500			— —
	С оттяжками	5×300 5×400			— —
	С оттяжками  (для ВЛ Алтайская-Итат)	8×330			—
ВЛ постоянного тока (по проектным материалам)
±300	Свободностоящие	4×500 (полюс)			—
±500	С оттяжками	2×1000 (полюс)			—
±750	С оттяжками	4×1000 (полюс)			—

Рис. 4.8. 48. Типовые схемы РУ 35-750 кВ. Цифры соответствуют номерам типовых схем

Таблица 4.4

49. Типовые схемы РУ 35-750 кВ

 

Номер типовой схемы по рис. 4.8.	Наименование схемы	Область применения			Дополнительные условия
		Напряжение, кВ	Сторона подстанции	Кол-во присоединяемых линий
	Блок (линия–трансформатор) с разъединителем	35-330	ВН		1. Тупиковые ПС, питаемые линией без ответвлений. 2. Охват трансформатора линейной защитой со стороны питающего конца или передача телеотключающего импульса
3Н	Блок (линия-трансформатор) с выключателем	35-220	ВН		Тупиковые и ответвительные ПС
4Н	Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий	35-220	ВН		1. Тупиковые и ответвительные ПС. 2. Недопустимость применения отделителей
5Н	Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий	35-220	ВН		1. Проходные ПС 2. Мощность трансформаторов до 63 МВА включительно
5АН	Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов	35-220	ВН		1. Проходные ПС 2. Мощность трансформаторов до 63 МВА включительно
	Четырехугольник	220-750	ВН		На напряжении 220 кВ – при мощности трансформаторов 125 МВА и более
	Расширенный четырехугольник		ВН		1. Отсутствие перспективы увеличения количества линий 2. Наличие двух ВЛ, не имеющих ОАПВ
	Одна секционированная система шин		ВН, СН, НН	3 и более	—
	Одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателем	110-220	ВН, СН	3 и более	Количество радиальных ВЛ не более одной на секцию
	Две несекционированные системы	110-220	ВН, СН	3-13	При невыполнении условий для применения схемы 12
	Две секционированные системы шин с обходной	110-220	СН	Более 13	1. При невыполнении условий для применения схемы 12. 2. На 220 кВ при 3-4 трансформаторах по 125 MB А и более при общем числе присоединений 12 и более. 3. При необходимости деления сети для снижения токов КЗ
	Трансформаторы – шины с присоединением линий через два выключателя	330-750	ВН, СН	330-500 кВ-4, 750 кВ-3	Отсутствие перспективы увеличения количества ВЛ
	Трансформаторы – шины с полуторным присоединением линий	330-750	ВН, СН	5-6	—
	Полуторная схема	330-750	ВН, СН	6 и более	–

Примечание.

Количество присоединений равно количеству линий плюс два трансформатора
(за исключением схем 1 и 3Н, предусматривающих установку одного трансформатора).

Таблица 7.15

50. Стоимость ОРУ 35-220 кВ по блочным и мостиковым схемам (цены 1991 г.)

 

Схема ОРУ на стороне ВН	Номер схемы	Стоимость ОРУ, тыс. руб.
		35 кВ	110 кВ	220 кВ
Блок линия-трансформатор с разъединителем
Блок линия-трансформатор с отделителем
Блок линия-трансформатор с выключателем	3Н
Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой
Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии	4Н
Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов
Мостик с выключателем в перемычке и в цепях линий (или трансформаторов)	5Н (5АН)

Таблица 7.16

51. Стоимость ячейки (на один комплект выключателя) ОРУ 35–1150 кВ с выключателями* (цены 1991 г.)

 

Напряжение, кВ	Стоимость ячейки (на один комплект выключателя), тыс. руб.
	Воздушный	Масляный	Элегазовый
	—	4,6**	—
			—
		—
		—
		—	—
		—
1150 (включатель–отключатель)		—

* Для схем с числом выключателей более трех.

** Ячейка ЗРУ 10 кВ, включая соответствующую часть здания.

Таблица 7.17

52. Стоимость трансформаторов 35-220 кВ, тыс. руб. (цены 1991 г.)

 

 

Мощность, МВА	Трансформатор					Автотрансформатор
	35/НН	110/НН	110/35/НН	220/НН	220/35/НН	220/110/НН
2,5		—	—	—	—	—
		—	—	—	—	—
6,3				—	—	—
				—	—	—
				—	—	—
				—		—
						—
	—				—
	—			455*	—	—
	—	—	—		—	—
	—		—	540*	—
	—	—	—		—	—
	—	500*	—	735*	—
	—	580*	—	825*	—
	—	845*	—	1125*	—	—
	—	—	—	1625*	—	—
	—	—	—	2020*	—	—

*с ПБВ

Примечание:

При определении стоимости ОРУ 35-1150 кВ и трансформаторов используется поправочные коэффициенты

Таблица 7.18

53. Стоимость трансформаторов 330 кВ, тыс. руб. (цены 1991 г.)

 

 

 

Мощность, МВА	Трансформатор 330/НН	Автотрансформатор
		330/220	330/110
	700*	—
	920*	—
	960*		—
3×133	—		—
	1240*	—	—
	1830*	—	—
	2350*	—	—
	2900*	—	—

*с ПБВ

Таблица 7.19

54. Стоимость трансформаторов 500 кВ, тыс. руб. (цены 1991 г.)

 

Мощность, МВА	Трансформатор 500/НН	Автотрансформатор
		500/330	500/220	500/110
	1160*	—	—
	1420*	—	—	—
	—	—	1760**	—
	2040*	—	—	—
	2700*	—	—	—
3×167				—
3×267	—	—		—

*с ПБВ

** Без компенсационной обмотки

Таблица 7.20

55. Стоимость трансформаторов 750 и 1150 кВ, тыс. руб. (цены 1991 г.)

 

Мощность, МВА	Трансформатор		Автотрансформатор
	750/НН	1150/НН	750/500	750/330	1150/500
3×333	—	—	—		—
3×417	5700*	7400*		—	—
3×667	—	—	—	—

* с ПБВ

Таблица 7.21

56. Стоимость линейных регулировочных трансформаторов (цены 1991 г.)

 

Тип	Мощность, МВА	Стоимость, тыс. руб.
ЛТМН-16000/10
ЛТДН-40000/10
ЛТДН-63000/35
ЛТДН-100000/35
ВРТДНУ-240000/35/35

Таблица 7.22

57. Стоимость синхронных компенсаторов и статических тиристорных компенсаторов (цены 1991 г.)

 

Тип СК, СПС	Мощность, Мвар	Стоимость, тыс. руб.
		Двух СК, СТК	В т.ч. при вводе первого СК, СТК
КСВБ-50-11
КСВБО-50-11
КСВБ-100-11
КСВБО-100-11
КСВБ-160-15
КСВБО-160-15
СТК с конденсаторной частью СТК без конденсаторной части	–100 + 100

Таблица 6.3

58. Тарифы на электроэнергию для потребителей мощностью
более 750 кВ´А на розничном и оптовом рынках, коп./кВт´ч *

 

 

 

Уровни напря- жения   Тарифы	Розничный рынок	Регулируемый сектор	Конкурентный сектор	Предельные уровни средних тарифов на услуги по передаче электроэнергии через сети АО-энерго
	Средний тариф потребителей в пересчете на одну ставку	Суммарное среднее значение тарифа, Трас	Суммарное среднее значение тарифа, Трас
Центральный округ
ВН	109,5	85,5	80,5
СН				51,5
НН	143,5	172,5	167,5
Северо-западный округ
ВН		94,5		33,5
СН	135,5	124,5		63,5
НН			152,5
Южный округ
ВН			85,5
СН	116,5	134,5		72,5
НН			146,5
Приволжский округ
ВН		87,5		23,5
СН	109,5	124,5		60,5
НН			144,5
Уральский округ
ВН		85,5		20,5
СН			98,5
НН			138,5
В среднем по европейской зоне
ВН	103,3	88,6	83,2	25,7
СН	123,5	120,7	115,3	57,8
НН	146,7	155,3	149,9	92,4

* По материалам журнала «Новости электротехники». №1 (71). 2004.

Таблица 6.1

59. Амортизационные отчисления (утверждены постановлением Правительства РФ от 1 января 2002 г. №1)

 

Наименование элементов электрических систем	Срок полезного использования, лет	Коэффициент амортизации, ар
Трансформаторы, выключатели, разъединители, отделители, преобразователи статические	от 15 до 20 включит.	6,7-5 %
Генераторы к паровым, газовым и гидравлическим турбинам. Синхронные компенсаторы	от 25 до 30 включит.	4-3,3 %
ВЛ на металлических опорах	от 10 до 15 включит.	10-6,7 %
ВЛ на ж/б опорах	от 15 до 20 включит.	6,7-5 %
Кабели с медной жилой	свыше 30 лет	свыше 3,3 %
Провода и другие кабели	от 20 до 25	5-4%

Примечание.

Приведенные данные основаны на зарубежном опыте; в отечественной проектной практике они пока не нашли широкого применения.

Таблица 6.2

60. Ежегодные издержки на ремонты и обслуживание элементов электрической сети, % капитальных затрат

 

Наименование элементов энергетических систем	Затраты на обслуживание	Ремонты	Общие отчисления
Электрооборудование и распределительные устройства (кроме ГЭС): до 150 кВ 220 кВ и выше	3,0 2,0	2,9 2,9	5,9 4,9
Электрооборудование и распределительные устройства ГЭС: до 150кВ 220 кВ и выше	3,0 2,0	2,5 2,5	5,5 4,5
ВЛ 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах	0,4	0,4	0,8
ВЛ 35–220 кВ на деревянных опорах	0,5	1,6	2,1
КЛ 10 кВ со свинцовой оболочкой, проложенные: – в земле и помещениях – под водой – с алюминиевой оболочкой, проложенные в земле и в помещениях – с пластмассовой изоляцией, проложенные в земле и помещениях	2,0 2,0   2,0   2,0	0,3 0,6   0,3   0,3	2,3 2,6   2,3   2,3
КЛ 20–35 кВ со свинцовой оболочкой, проложенные: – в земле и помещениях; – под водой	2,0 2,0	0,4 0,8	2,4 2,8

Таблица П.4-2                                                                                        Таблица П.4-3

61. Комплектные конденсаторные установки

 

62. Конденсаторы для продольной компенсации

Тип Напряжение, кВ Мощность, квар   Тип конденсатора КПМ-1-50-1 КПМ 0,6-50-1 УКД38-150Н 0,38    

Номинальное
напряжение, В

УК-0,38-300Н 0,38     УК-0,38-450Н 0,38           УК-0,38-600Н 0,38     Номинальный ток, А   83,3 УК-0,38-750Н 0,38           УK-0,38-900H 0,33     Мощность, квар     КУ-6-ПЛ             КУ-6-ПЛ             КУ-10-ПЛ             КУ-10-ПЛ            

Таблица П.4-4

63. Основные технические данные синхронных компенсаторов (ГОСТ 609-GG, переиздание 1973 г.)

 

Тип	Номинальная мощность при опережающем токе, кВА	Мощность при отстающем токе при работе без возбуждения, кВА	Номинальное напряжение, кВ	Частота вращения, об./мин.	Потери при номинальной мощности, кВт
КС-10			6,3; 10,5
КС-16			6,3; 10,5
КС-25			10,5	750; 1000
КСВ-32			10,5	750; 1000
КСВ-50			10,5
КСВ-100			10,5

Примечание.    

При специальной схеме регулирования допускается мощность при отстающем токе 0,65 номинальной.