/
Author: Карпець І.Я. Керніцький М.В. Лях В.В. Стафійчук В.Г.
Tags: електропостачання електроенергетика енергосистеми електричні мережі
Year: 2005
Similar
Text
МІНІСТЕРСТВО ПАЛИВА ТА ЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ
ГІД 34.20,178:2005
ГАЛУЗЕВИЙ ІНФОРМАЦІЙНИЙ ДОКУМЕНТ
ПРОЕКТУВАННЯ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ
НАПРУГОЮ 0,4-110 кВ
Рекомендації
~ ОБ’ЄДНАННЯ ЕНЕРГЕТИЧНИХ ПІДПРИЄМСТВ
«ГАЛУЗЕВИЙ РЕЗЕРВНО-ІНВЕСТИЦІЙНИЙ ФОНД РОЗВИТКУ ЕНЕРГЕТИКИ»
Київ 2005
ПЕРЕДМОВА
1 ЗАМОВЛЕНО Об’єднанням енергетичних підприємств «Галузевий резервно-інвестиційний фонд розвитку енергетики»
2 РОЗРОБЛЕНО Українським науково-дослідним, проекгно- вишукувальним та конструкторсько-технологічним інститутом «Укрсільенергопроект»
3 ВИКОНАВЦІ Карпець І. Я., Керніцький М. В., Лях В. В., Стафійчук В. Г.
4 УЗГОДЖЕНО Департаментом електроенергетики Міністерства палива та енергетики України (Меженний С. Я.) Об’єднанням енергетичних підприємств «Галузевий резервно-інвестиційний фонд розвитку енергетики» (Хайдурова Г. П.)
5 ЗАТВЕРДЖЕНО Заступником Міністра палива та енергетики України, Тітенко С. М.
6 НАДАНО ЧИННОСП 3 01.06.2005 р.
7 ВВОДИТЬСЯ
ВПЕРШЕ
8 СТРОК ПЕРШОЇ ПЕРЕВІРКИ 2010 рік
© ОЕП «ГРІФРЕ» 2005
Цей документ не може бути повністю чи частково відтворено, тиражовано чи
розповсюджено без дозволу Об’єднання енергетичних підприємств «Галузевий резервно-
інвестиційний фонд розвитку енергетики».
п
МІНІСТЕРСТВО ПАЛИВА ТА ЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ
ДЕРЖАВНЕ ПІДПРИЄМСТВО
Український науково-дослідний, проектно-вишукувальний
і конструкторсько-технологічний інститут
"УКРСІПЬЕНЕРГОПРОЕКТ'
ЗАТВЕРДЖЕНО
Заступник Міністра
иріергетики
С.М. Тітенко
>005 р.
ГАЛУЗЕВИЙ ІНФОРМАЦІЙНИЙ ДОКУМЕНТ
*
ПРОЕКТУВАННЯ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ
НАПРУГОЮ 0,4-110 кВ.
Рекомендації
УЗГОДЖЕНО
УЗГОДЖЕНО
Заступник директора
Департаменту електроенергетики
Міністерства палива та ене ики
о.
еженний
Виконавчий директор об’єднання
енергетичних підприємств
“Г алузевий резервно-інвестиційний
фонд розвитку енергетики”
П. Хайдурова
В.В. Лях
М.В. Керніцький
Київ - 2005
Директор
Керівник роботи,
головний інженер інституту
ЗМІСТ
Стор.
1 ГАЛУЗЬ ВИКОРИСТАННЯ .................................. 1
2 НОРМАТИВНІ ПОСИЛАННЯ.....................................1
З ВИЗНАЧЕННЯ ..............................................4
4 ЗАГАЛЬНІ ПОЛОЖЕННЯ.......................................5
5 РОЗРАХУНКОВІ РІВНІ СПОЖИВАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ
ТА ЕЛЕКТРИЧНІ НАВАНТАЖЕННЯ ..................................8
5.1 Розрахункові рівні споживання електроенергії.........8
5.2 Електричні навантаження ............................10
6 СХЕМИ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ І НАДІЙНІСТЬ
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ......................................... 10
6.1 Надійність електропостачання ........................10
6.2 Вимоги до схем електричних мереж....................14
7 ЕНЕРГООЩАДНІСТЬ МЕРЕЖІ..................................16
8 ЕНЕНРГЕТИЧНАІ ЕКОЛОГІЧНА БЕЗПЕКА РАЙОНУ
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ......................................... 17
9 ІНФОРМАЦІЙНЕ ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ ПРОЦЕСІВ ПЕРЕДАЧІ
ТА ПОСТАЧАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ......................... 20
9.1 Вимоги до системи управління .......................20
9.2 Вимоги до системи обліку електроенергії .......... 21
9.3 Вимоги до засобів передачі та обміну інформації ....22
10 ПРОЕКТУВАННЯ ЕЛЕКТРИЧНИХ ЛІНІЙ НАПРУГОЮ 0,38 кВ .......23
10.1 Загальні вимоги....................................23
10.2 Вимоги до захисту від перенапруги та заземлення....25
10.3 Вимоги до параметрів лінії.........................25
10.4 Вимоги до матеріалів і конструкцій ................27
11 ПРОЕКТУВАННЯ ЕЛЕКТРИЧНИХ ЛШІЙ НАПРУГОЮ 10 кВ ...........28
11.1 Загальні вимоги....................................28
11.2 Вимоги до захисту від перенапруги та заземлення....29
11.3 Вимоги до параметрів лінії.........................29
11.4 Вимоги до устаткування, матеріалів і конструкцій....30
12 ПРОЕКТУВАННЯ ЕЛЕКТРИЧНИХ ЛІНІЙ НАПРУГОЮ 35-110 кВ .....32
12.1 Загальні вимоги........................................32
12.2 Вимоги до захисту від перенапруги та заземлення.....32
12.3 Вимоги до параметрів лінії .........................32
12.4 Вимоги до матеріалів і конструкцій .................32
13 ПРОЕКТУВАННЯ ТРАНСФОРМАТОРНИХ ПІДСТАНЦІЙ
І РОЗПОДІЛЬЧИХ ПУНКТІВ ................................... 34
13.1 Вимоги до підстанцій 35-110 кВ ....................34
13.2 Вимоги до розподільчих пунктів 10 кВ................36
13.3 Вимоги до ТП 10/0,4 кВ .,..........................36
Додаток.....................................................40
ГАЛУЗЕВИЙ ІНФОРМАЦІЙНИЙ ДОКУМЕНТ
ПРОЕКТУВАННЯ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ
НАПРУГОЮ 0,4-110 кВ
Рекомендації
Надано чинності з 01 червня 2005 року
1 ГАЛУЗЬ ВИКОРИСТАННЯ
1.1 Цей документ поширюється на проектування нових, реконструкцію і
технічне переозброєння діючих об’єктів електричних мереж напругою 0,4-
110 кВ загального призначення і не поширюються на проектування внутрішніх
електричних мереж об’єктів виробничого призначення, громадських та
житлових будинків.
1.2 Вимоги до будівельних конструкцій елементів електричних мереж
визначаються ПУЕ та чинними будівельними нормами.
2 НОРМАТИВНІ ПОСИЛАННЯ
В цьому інформаційному документі є посилання на такі нормативні
документи:
ПУЕ Правила улаштування електроустановок.
ДСТУ 2420-94 Енергозбереження. Терміни та визначення.
ДСТУ 2790-94 Системи електропостачальні номінальною напругою
понад 1000 В: джерела, мережі, перетворювачі та споживачі електричної
енергії. Терміни та визначення.
ДСТУ 2791-94 Системи електропостачальні номінальною напругою до
1000 В: джерела, мережі, перетворювачі та споживачі електричної енергії.
Терміни та визначення.
ДСТУ 2860-94 Надійність техніки. Терміни та визначення.
ДСТУ 3230-95 Управління якістю та забезпечення якості. Терміни та
визначення.
В подальшому під мережами ПОкВ слід розуміти також і мережі напругою 150 кВ (якщо інше не
застережене в тексті документу)
ДСТУ 3429-96 Електрична частина електростанцій та електричної мережі.
Терміни та визначення.
ДСТУ 3440-96 Системи електричні. Терміни та визначення.
ДСТУ 3465-96 Системи електропостачальні загального призначення.
Терміни та визначення.
ДСТУ 3466-96 Якість електроенергії. Терміни та визначення
ДСТУ Б А.2.4-4-99 (ТОСТ 21.101-97) Основні вимоги до проектної та
робочої документації.
ДБН 360-92** Містобудування. Планування і забудова міських і
сільських поселень.
ТОСТ 721-77 Системи злектроснабжения, сети, источники, преобра-
зователи и приемники злектрической знергии. Номинальньїе напряжения
свьіше 1000 В.
ТОСТ 12.1.003-83 Система стандартов безопасности труда. Шум. Общие
требования безопасности.
ТОСТ 12.1.028-80 [СТ СЗВ 11413-78] Шум. Определение шумових
характеристик источников шума. Ориентировочньїй метод.
ТОСТ 12.1.029-80 [СТ СЗВ 1228-79] Средства и методи защити от шума.
Классификация.
ТОСТ 13109-97 Злектрическая знергия. Совместимость технических
средств злектромагнитная. Норми качества злектрической знергии в системах
злектроснабжения общего назначения.
ТОСТ 16442-80 Кабели силовьіе с пластмассовой изоляцией. Технические
условия.
ТОСТ 21128-83 Системи злектроснабжения, сети, источники, преобразо-
ватели и приемники злектрической знергии. Номинальньїе напряжения до
1000 В и допустимьіе отклонения.
ДБН А.2.2-3-2004 Склад, порядок розроблення, погодження та затверд-
ження проектної документації для будівництва.
ДБН В.2.5-23-2003 Інженерне обладнання будинків і споруд. Проек-
тування електрообладнання об’єктів цивільного призначення.
СНиП II-12-77 Норми проектирования. Зашита от шума.
СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение».
СНиП 3.05.06-85 Злектротехнические устройства.
СН 541-82 «Инструкция по проектированию наружного освешения
городов, поселков и сельских населенньїх пунктов».
Р 50-072-98 Енергозбереження. Методика розрахунку технологічних
втрат електроенергії в мережах електропостачання напругою від 0,38 до 110 кВ
включно.
ГКД 340.000.001-95 Визначення економічної ефективності капітальних
вкладень в енергетику. Методика. Загальні методичні положення.
ГКД 340.000.002-95 Визначення економічної ефективності капітальних
вкладень в енергетику. Методика. Енергосистеми і електричні мережі.
ГКД 341.004.001-94 Норми технологічного проектування підстанцій
змінного струму з вищою напругою 6-750 кВ.
ГКД 341.004.002-94 Норми технологічного проектування повітряних
ліній електропередачі 0,38-750 кВ. Проводи ліній електропередачі 35-750 кВ.
ГКД 341.004.003-94 Норми технологічного проектування енергетичних
систем та електричних мереж 35 кВ та вище.
ГКД 34.51.101-96 Вибір і експлуатація зовнішньої ізоляції електроуста-
новок 6-750 кВ на підприємствах Міненерго України.
ГКД 34.20.172-95 Типова інструкція з компенсації ємнісного струму
замикання на землю в електричних мережах 6-35 кВ.
«Концепція побудови автоматизованих систем обліку електроенергії в
умовах ринку», затверджена спільним наказом № 32/28/28/275/75/52 від
17.10.2000 р. Міністерства палива і енергетики України, НКРЕ, Державним
комітетом України з енергозбереження; Державним комітетом стандартизації,
метрології та сертифікації України; Державним комітетом будівництва,
архітектури та житлової політики України; Державним комітетом промислової
політики України.
З ВИЗНАЧЕННЯ
У цьому документі використовуються терміни та визначення прийняті в
главі 1.1 ПУЗ, ДСТУ 2420, ДСТУ 2790, ДСТУ 2791, ДСТУ 2860, ДСТУ 3230,
ДСТУ 3429, ДСТУ 3440, ДСТУ 3465, ДСТУ 3466 та додатково до них наступні:
(електрична) мережа загального призначення - електрична мережа
напругою від 0,4 до 150 кВ включно, яка відповідає вимогам ТОСТ 721 та
ТОСТ 21128, окрім мереж спеціального призначення (тягові, міського
транспорту, метрополітену та інші);
замкнута мережа - мережа, що має декілька джерел живлення хоч би для
одного вузла навантаження в нормальному режимі, або має хоч би один
замкнутий контур, або більше одного зв’язку з енергосистемою;
розімкнута мережа - мережа, що має одне джерело живлення в
нормальному режимі і не має замкнутого контуру;
структурована мережа - мережа, яку можна поділити на декілька
незалежних підмереж з такими зв’язками між собою, що у разі виходу із ладу
джерела живлення в одній з підмереж, споживачі цієї підмережі забезпечуються
електроенергією потрібної якості і в повному обсязі від інших підмереж;
джерело живлення мережі —це трансформаторні підстанції вищого
класу напруги по відношенню до цієї мережі, а в системі - також електричні
станції;
споживач (електричної енергії) - приймач чи група приймачів одного
власника;
надійність роботи мережі-здатність мережі забезпечувати безперервну
передачу та розподіл електричної енергії споживачам у відповідності з
договором на передачу електроенергії;
нормальний режим роботи мережі-режим роботи мережі, за якого
забезпечується передача та розподіл електроенергії належної якості всім
споживачам;
ПРИМІТКА. Нормальний режим може бути: економічним, якщо витрати на передачу
електроенергії мінімальні; оптимальним, якщо витрати на передачу
електроенергії мінімальні за заданих умов.
післяаварійний режим роботи мережі-режим роботи мережі, який
визначає її стан безпосередньо після усунення аварії (деякі споживачі можуть
бути відключеними від мережі, показники якості електроенергії дещо
погіршені) до повернення в попередній режим або переходу до нового
нормального режиму;
будівельні норми - міждержавні та державні стандарти, міждержавні та
державні будівельні норми і правила, інформація про чинність яких
повідомляється в «Переліку нормативних документів в галузі будівництва», що
діють на території України;
4 ЗАГАЛЬНІ ПОЛОЖЕННЯ
4.1 За складом, порядком розроблення, погодження та затвердження
проектна документація повинна відповідати вимогам ДБН А.2.2-3.
4.2 Проектування об’єктів електричних мереж здійснюється на підставі
таких документів:
- договору на виконання проектно-вишукувальних робіт;
- завдання на проектування об’єкту електричної мережі;
- архітектурно-планувального завдання;
- технічних умов на приєднання (будівництво) об’єкту електричної
мережі;
- інших вихідних даних згідно з ДБН А.2.2-3.
Не допускається розроблення проектної документації без інженерних
вишукувань нових трас ліній електропередачі та майданчиків для підстанцій а
при реконструкції їх - без уточнення раніше виконаних інженерних
вишукувань.
4.3 В проектах необхідно передбачати устаткування, будівельні
конструкції та вироби з технічними характеристиками, що відповідають
вимогам безпеки при будівництві та експлуатації і задовольняють вимоги щодо
пожежної та екологічної безпеки.
4.4 Кількість типорозмірів устаткування, будівельних конструкцій і
виробів, що застосовуються в одному проекті, визначаються параметрами
надійності, технологією будівництва та величиною витрат на експлуатацію
Варіант виконання електричної мережі приймається за умови міні-
мального терміну окупності. Термін окупності мережі визначається згідно з
ГКД 340.000.001 та ГКД 340.000.002.
4.5 При розробленні проектної документації будівництва об’єктів
електричних мереж на сельбищних територіях необхідно враховувати вимоги
ДБН 360 «Містобудування. Планування і забудова міських і сільських
поселень».
4.6 Лінії електропередавання напругою 35-110 кВ, як правило, повинні
бути повітряними крім випадків, обумовлених вимогами ДБН 360.
Кабельні лінії 0,38-10 кВ передбачаються в містах і селищах, а також
якщо:
- чинні нормативні документи не допускають будівництва повітряних
ліній:
- кабельна лінія є резервною лінією живлення для споживачів особливої
групи І категорії;
- передбачається електропостачання відповідальних споживачів
електроенергії (великі тваринницькі комплекси, птахофабрики, теплиці
та інші об’єкти);
- передбачається електропостачання споживачів, розташованих в місцях,
де кліматичні умови не сприятливі для спорудження повітряної лінії;
- лінії електропостачання проходять цінними землями та в зоні
зрошуваного землеробства.
4.7 Електричні навантаження елементів розподільчих мереж визна-
чаються згідно з Р 50-072 (розділ 7).
4.8 Визначення втрат напруги в елементах електричної мережі
здійснюється на підставі розрахунків, виходячи із допустимого відхилення
напруги у приймачів згідно з ГОСТ 13109 і рівня напруги на шинах джерела
живлення.
При цьому втрати напруги не повинні перевищувати-
- 8% в електричних лініях напругою 10 кВ;
- 6% в електричних лініях напругою 0,38 кВ (без урахування втрати
напруги у внутрішніх електропроводках).
4.9 У разі відсутності вихідних даних щодо рівня напруги на шинах
джерела живлення для розрахунку відхилення напруги у приймачів втрати
напруги в лінії 0.38 кВ рекомендується приймати:
- 6% в лініях живлення об’єктів соціальної або виробничої сфери;
- 4% в лініях живлення великих енергоємних об’єктів.
4.10 Потужність пристроїв компенсації ємнісного струму замикання на
землю в електричних мережах 6-35 кВ визначається відповідно до
ГКД 34.20.172.
4.11 Потужність пристроїв компенсації реактивної енергії, які встанов-
люються в мережах споживача визначається за технічних умов електро-
постачальної компанії згідно з «Методикою визначення економічно доцільних
обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між електричними
мережами споживача та електропередавальної організації».
4.12 Механічні навантаження конструкцій повітряних ліній повинні
визначатися згідно з главами 2.4 і 2.5 ПУЕ.
4.13 Розрахункові кліматичні умови, інтенсивність грозової діяльності,
умови галопування проводів при виборі конструкції повітряних ліній повинні
визначатися в процесі інженерних вишукувань на підставі карт кліматичного
районування та регіональних карт, а також даних спостережень енерго-
постачальних компаній.
4.14 Проектна документація на об’єкти електричних мереж, не
реалізована протягом терміну дії технічних умов, за ініціативою (договором)
замовника повинна бути переглянута проектною організацією щодо внесення
змін, пов’язаних з вимогами поновлених технічних умов.
До передачі проектної документації у будівництво замовник та проектна
організація повинні забезпечити внесення змін у проектну документацію,
пов’язаних з наданням чинності новим нормативним документам чи внесенням
змін в чинні нормативні документи.
5 РОЗРАХУНКОВІ РІВНІ СПОЖИВАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ
ТА ЕЛЕКТРИЧНІ НАВАНТАЖЕННЯ
5.1 Розрахункові рівні споживання електроенергії
5.1.1 Визначення рівня споживання електроенергії у регіоні, що
розглядається проектом електричних мереж на відповідний перспективний
період, приймається за перспективною схемою розвитку мереж, а за її
відсутності здійснюється на базі вивчення ретроспективи споживання
структурних груп споживачів. При цьому структурні групи приймаються за
звітними даними енергопостачальних компаній.
При визначенні загальної потреби в електроенергії необхідно також
враховувати витрати на власні потреби та технологічні втрати в елементах
мережі при її передачі.
5.1.2 Перспективний прогноз рівня споживання електроенергії за роками
розрахункового періоду визначається для кожної групи споживачів окремо
згідно з виразом:
іг(0=іг(о)-(і+^п)',
де - прогноз споживання електроенергії на і рік, кВт-год/рік;
Ж(0) - споживання електроенергії на початку перспективного періоду,
кВттод/рік;
- відносний перспективний середньорічний приріст споживання
електроенергії;
і - рік визначення прогнозу.
5.1.3 Відносний перспективний середньорічний приріст споживання
електроенергії, який очікується в майбутньому визначається за виразом:
™рп+™б
, ЯКЩО IV > IV X-,
2 рп о
Жг, ЯКЩО IV Л IV-
0 рп б
де м>пп - відносний річний приріст споживання електроенергії на перспективний
період, долі одиниці;
- відносний ретроспективний приріст споживання електроенергії, долі
одиниці;
\Кб - мінімальний річний приріст гарантованого споживання електроенергії,
відповідно до пункту 8.1.1, долі одиниці.
5.1.4 Відносний ретроспективний приріст споживання електроенергії
визначається за виразом:
-----------
Т=17
де умрп - відносний ретроспективний річний приріст споживання електроенергії,
долі одиниці;
Тр - кількість років ретроспективного періоду;
Т - порядковий номер року ретроспективного періоду;
№рп(Т) - споживання електроенергії в поточному порядковому номері року
ретроспективного періоду, кВттод.
5.1.5 При обчисленні балансу потреби електроенергії у регіоні витрати на
власні потреби приймаються за даними експлуатаційної організації. За
відсутності даних витрати на власні потреби рекомендується приймати на рівні
8-9% від загального споживання електричної енергії.
5.1.6 Обчислення технологічних втрат на транспортування електроенергії
в елементах мережі (лінії, підстанції) виконується згідно з Р 50-072 (розділи 5 і 6)
5.2 Електричні навантаження
5.2.1 Розрахункові питомі електричні навантаження будинків та споруд
цивільного призначення приймаються згідно з ДБН В.2.5-23.
5.2.2 Навантаження промислових споживачів приймається на підставі
проектів цих виробництв або за величиною потужності, зазначеної в договорі
на їх електропостачання.
5.2.3 Розрахунок електричних навантажень в розподільчих електричних
мережах виконується згідно з «Методическими указаниями по расчету злект-
рических нагрузок в сетях 0,4... 110 кВ сельскохозяйственного назначения».
6 СХЕМИ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ І НАДІЙНІСТЬ
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
6.1 Надійність електропостачання
6.1.1 Вимоги до категорії надійності електропостачання споживачів,
приєднаних до розподільчої електричної мережі, визначаються згідно з ПУЕ і
повинні бути забезпечені до ввідного пристрою споживача.
6.1.2 Категорія споживача щодо забезпечення надійності електро-
постачання вказується в технічних умовах передавальної організації на підставі
заяви споживача енергії.
Споживачі поділяються на гри категорії з виділенням особливої групи
споживачів 1 категорії:
- споживачі І категорії допускають перерву електропостачання на час
автоматичного відновлення живлення; для особливої групи
споживачів І категорії електропостачання повинно доповнюватись
автономним джерелом резервного живлення, який має бути власністю
абонента. Автономним джерелом резервного живлення можуть бути
стаціонарні і пересувні дизельні електростанції, газогенераторні
установки або інші аналогічні джерела живлення. Тип і потужність
автономного джерела резервного живлення та спосіб його
підключення до електричної мережі визначається в складі проекту
електропостачання об’єкту;
- споживачі II категорії допускають перерву електропостачання на час
необхідний для включення резервного живлення діями чергового
персоналу або виїзної оперативної бригади;
- споживачі III категорії - всі інші споживачі, що не входять у
визначення І та II категорії, які допускають перерву електро-
постачання згідно з ПУЕ.
Розподільча мережа для живлення споживачів І і II категорії з надійності
електропостачання повинна формуватись за умови однократного резервування.
6.1.3 Технічні засоби забезпечення певної категорії надійності
електропостачання приймаються з урахуванням наявності у електропере-
давальних організацій активних диспетчерських щитів, засобів автоматизації
управління та зв’язку.
6.1.4 Надійність електропостачання в мережах 35-110 кВ забезпечується
за рахунок наступних технічних заходів:
а) застосування схеми з двома взаємно резервованими лініями живлення
35-110 кВ від різних вузлових підстанцій 110/35/10 кВ або від різних шин однієї
підстанції 110/35/10 кВ чи 110/10 кВ, які мають 2-х стороннє незалежне
живлення;
б) застосування 2-х трансформаторних підстанцій напругою 35-110 кВ;
в) застосування 2-х кратного АПВ на лінійних вимикачах повітряних
ліній 35-110 кВ;
г) встановлення пристрою АВР з метою забезпечення відновлення
живлення підстанції 35-110 кВ, на якій він встановлений, та інших підстанціях
35-110 кВ, підключених до ПЛ 35-110 кВ. Для обмеження зони дії АВР на одній
з цих підстанцій передбачається встановлення автоматики поділу, дія якої
узгоджується з дією АВР;
д) встановлення на опорних і прохідних підстанціях фіксуючих пристроїв
визначення відстані до місця короткого замикання в лініях та регістраторів
аварійних процесів (наприклад, типу РЕКОН).
6.1.5 Забезпечення надійності електропостачання в мережах 10 кВ
здійснюється за рахунок наступних технічних заходів:
а) встановлення лінійних роз’єднувачів, стовпових вимикачів і
реклоузерів 10 кВ, які передбачаються на:
- магістралі ПЛ10 кВ для її секціонування з метою локалізації
пошкодженої ділянки;
- відгалуженнях від магістралі довжиною більше ніж 1,5 км.
б) застосування такої схеми електричних мереж 10 кВ, в якій секції шин
розподільчого пристрою 10 кВ підстанції 35-110 кВ, яка живить взаємно
резервовані лінії 10 кВ, були б для них незалежними джерелами живлення. Дві
секції шин 10 кВ 2-х трансформаторної підстанції 35-110 кВ вважаються
незалежними, якщо живлення підстанції здійснюється не менше ніж двома
лініями 35-110 кВ;
в) забезпечення кожної ліній 10 кВ засобами автоматизації, відповідними
автоматичними комутаційними апаратами і засобами виявлення місць
міжфазних коротких замикань, а саме:
- покажчиків пошкоджених ділянок, які встановлюються безпосередньо
на лінії;
- фіксуючих приладів в РУ 10 кВ підстанцій 35-110 кВ для визначення
відстані до місця пошкодження лінії живлення.
При виборі кількості і місць встановлення автоматичних комутаційних
апаратів в першу чергу повинні розглядатися заходи забезпечення надійності
електропостачання споживачів в залежності від їх категорії надійності з
урахуванням:
- схеми приєднання ТП 10/0,4 кВ, які живлять споживачів І та II
категорії надійності, (рекомендовані схеми наведені на рис. 1 і 2
додатку);
- технічного рівня і експлуатаційних параметрів устаткування,
конструкцій і матеріалів, що використовуються в мережі;
- умов експлуатації розподільчої мережі.
г) встановлення пристроїв АВР. В мережі І0 кВ застосовуються два види
АВР - мережний і місцевий:
- мережний АВР виконується в місці з’єднання двох ліній 10 кВ, які
відходять від різних підстанцій 35-110 кВ або різних секцій шин однієї
підстанції 35-110 кВ;
- місцевий АВР для включення резервного вводу 10 кВ на ТП 10/0,4 кВ
або РПІОкВ після зникнення напруги на робочому вводі і його
відключенні.
Місцевий АВР рекомендується застосовувати, якщо: Ьрез (Цих + 0,$),
де Ьрез - довжина резервної лінії 10 кВ, яку необхідно побудувати для
здійснення місцевого АВР від незалежного джерела живлення, км;
Цих ~ довжина магістрального відрізку лінії 10 кВ, яку необхідно побудувати
за схемою «захід-вихід», для живлення опорної трансформаторної
підстанції, км.
За неможливості виконання цієї умови для електропостачання споживачів
І категорії рекомендується застосовувати схему «захід-вихід». В цьому випадку
магістраль лінії 10 кВ повинна бути обладнана пристроєм (пунктом) мережного
АВР (див. рис. З додатку).
Вибір кількості і місць розташування на лінії 10 кВ автоматичних
комутаційних апаратів, що забезпечують надійність електропостачання
споживачів, здійснюється в залежності від схеми живлення ПС 35-110/10 кВ по
ПЛ 35-110 кВ, довжини магістралі ПЛ10 кВ, кількості відгалужень від
магістралі, їх довжини та наявності на лінії споживачів І та II категорії. При
цьому рекомендована довжина відрізку магістральної лінії 10 кВ, до якої
приєднані споживачі, обмежена комутаційними апаратами, не повинна
перевищувати 12 км (див. рис. 4 додатку).
6.2 Вимоги до схем електричних мереж
6.2.1 Вибір джерела живлення, конфігурації та пропускної здатності
елементів електричної мережі здійснюється з перспективою на період 15 років
за винятком трансформаторів, вибір потужності яких здійснюється з
перспективою на період 10 років.
6.2.2 Номінальна напруга електричної мережі повинна відповідати
вимогам ГОСТ721 та ГОСТ21128. Доцільність застосування тієї чи іншої
напруги в мережах визначається на основі техніко-економічного аналізу
варіантів. При рівній економічній доцільності та надійності перевага надається
варіанту з більш високою напругою, як більш перспективному. Для мереж
загального призначення напругою вище 1000 В приймаються напруги ПО, 35,
10 кВ, а для мереж до 1000 В - напруга 380В. Для зменшення кількості
ступенів напруги рекомендується застосовувати глибокий увід (наприклад:
110/10 кВ та 35/0,4 кВ). Доцільність застосування іншої напруги обґрунто-
вується техніко-економічними розрахунками.
6.2.3 Розвиток електричної мережі повинен здійснюватись у напрямку
створення структурованої мережі, яку з ростом навантаження, приєднанням
нових споживачів та інше, можна поділити на кілька підмереж з такими
зв’язками між собою, що у разі виходу із ладу джерела живлення в одній з
підмереж, її споживачі забезпечуються електроенергією потрібної якості і в
повному обсязі від іншої підмережі.
Такі підмережі повинні бути сумісні, тобто бути придатними для спільної
роботи з передачі та розподілу електричної енергії між споживачами з
дотриманням вимог норм якості електроенергії.
6.2.4 Гранична сумарна довжина ліній мережі 6-35 кВ без компенсації
ємнісних струмів замикання на землю приймається:
- для мереж, що мають електричні лінії з однаковим питомим ємнісним
струмом за виразом:
* Іп
- для мереж, що мають електричні лінії з різним питомим ємнісним
струмом за виразом:
п
1=1
^'н ' X 1гр
7=1
де Ь - гранична сумарна довжина всіх ліній електропередавання даної напруги,
км;
Ігр- значення ємнісного струму замикання на землю, А, приймається за
таблицею 1;
С7И - номінальна напруга, кВ;
іп - питомий ємнісний стум, А, приймається згідно з ГКД 34.20.172;
- довжина і-і електричної лінії, км.
Таблиця 1 Граничні значення ємнісних струмів замикання на землю
для мережі із кабельними та повітряними лініями
електропередавання
в Амперах
Характеристика мережі Напруга мережі, кВ
6 10 20 35
3 металевими та залізобетонними опорами 10 10 10 10
Без металевих та залізобетонних опор зо 20 15 10
В схемах блоків генератор-трансформатор (на генераторній напрузі) 5 5 5
Якщо сумарна довжина ліній електропередавання з ізольованою
нейтраллю перевищує визначену в 6.2.4, то застосовується компенсація
ємнісних струмів замикання на землю. При цьому, якщо ємнісний струм
замикання на землю в залежності від режиму роботи мережі коливається
більше ніж ±10%, застосовується автоматичне регулювання з плавною зміною
індуктивності. При ємнісних струмах замикання на землю більших за 50 А
рекомендується передбачати не менше двох реакторів.
7 ЕНЕРГООЩАДНІСТЬ МЕРЕЖІ
7.1 Заходи щодо зменшення технологічних втрат електроенергії (ТВЕ) в
елементах електричних мереж повинні передбачатися в процесі їх
проектування.
7.2 Розрахунки втрат електричної енергії в елементах електричної мережі
(лініях, трансформаторах) виконуються згідно з положеннями розділів 5 і 6
Р 50-072.
7.3 До заходів зменшення ТВЕ, які передбачаються на стадії розроблення
проекту електричної мережі в цілому або окремих її складових (лінії
електропередавання. трансформаторні підстанції, розподільчі пункти)
відносяться:
- обґрунтований вибір потужності трансформаторних підстанцій,
виходячи з середньорічного навантаження, що становить близько 70%
номінальної потужності трансформатора;
- зменшення відстані між проводами повітряних ліній електро-
передавання (застосування проводів з ізоляційним захисним
покриттям для ПЛ 6-35 кВ і самоутримних ізольованих проводів для
ПЛ 0,38 кВ);
застосування пристроїв компенсації реактивної потужності за умови
забезпечення оптимального коефіцієнту реактивної потужності, за
якого оптимізуються затрати на зниження ТВЕ, обумовлені
споживанням реактивної потужності;
— застосування пристроїв регулювання напруги (вольтодобавляючих
трансформаторів, конденсаторних батарей);
- збільшення перерізу проводів і кабелів.
7.4 Доцільність застосування тих чи інших засобів зниження ТВЕ
визначається на підставі техніко-економічного розрахунку за методикою
ГКД 340.000.001 та ГКД 340.000.002.
8 ЕНЕРГЕТИЧНА І ЕКОЛОГІЧНА БЕЗПЕКА
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
8.13 метою забезпечення енергетичної безпеки району електро-
постачання електрична мережа повинна відповідати наступним вимогам:
8.1.1 Пропускна здатність елементів електричної мережі повинна
задовольняти відносний перспективний середньорічний приріст споживання
електроенергії, визначений відповідно до 5.1.3. При цьому для стійкого
функціонування економіки та соціальної стабільності гарантований міні-
мальний приріст споживання електроенергії виробництвом (всі споживачі, крім
населення) повинен прийматися не менше 0,5%, а для населення не менше
1,0%.
8.1.2 Джерела живлення (підстанції 220-330 кВ, електричні станції,
розташовані на території області та живлення цільовими лініями напругою 110,
150 кВ від джерел сусідніх областей), повинні забезпечувати в нормальному
режимі роботи електричних мереж не менше 90% електричного навантаження
споживачів області, а в післяаварійному режимі - не менше ніж 80%. Решта
електроенергії може постачатися з сусідніх областей лініями напругою 35 кВ
і нижче.
8.1.3 Кожне джерело живлення (підстанція 220-330 кВ, електрична
станція, розташовані на території області та цільова лінія живлення напругою
ПО, 150 кВ від джерела сусідньої області) незалежно від потужності повинні
забезпечувати в нормальному режимі роботи електричних мереж не більше ніж
30% навантаження споживачів області.
8.2 3 метою захисту навколишнього природного середовища при
розробленні проектів електричних мереж або їх розбудови необхідно
керуватись наступними положеннями:
8.2.1 Захист населення від негативного впливу електромагнітних полів
ліній та підстанцій напругою до 220 кВ включно не потрібен, якщо рівень
напруженості електричного поля на висоті 1,8 м від землі становить не більше:
- 1 кВ/м - на території зони житлової забудови:
- 5 кВ/м - в населеній місцевості, поза зоною житлової забудови (землі в
межах міста з урахуванням перспективного розвитку на 10 років;
приміські та зелені зони; курорти; землі селищ міського типу в межах
сельбищної території; сільських населених пунктів в межах сельбишної
території), а також на території городів і садів, які знаходяться поза
межами присадибних ділянок;
- ЮкВ/м-на відрізках перетину повітряних ліній з автомобільними
дорогами НУ категорій;
- 15кВ/м-в ненаселеній місцевості (незабудована територія, яку
відвідують люди, і яка доступна для транспорту та сільськогос-
подарські угіддя);
- 20 кВ/м - у важкодоступній місцевості (недоступній для транспорту та
сільськогосподарських машин), спеціально відгороджених ділянках для
унеможливлення доступу населення.
Наведені положення також визначені чинними «Державними санітарними
нормами і правилами захисту населення від електромагнітних випромінювань»,
затверджених наказом Міністерства охорони здоров’я України від 01.08.96
№ 239, зареєстрованих Міністерством юстиції України 29.08.96 за № 488/1513.
8.2.2 Мінімальний діаметр проводу за умови корони для повітряних ліній
напругою до 150 кВ включно повинен задовольняти нерівність:
2а
—-----1п— ,
273+г а
де Ьтн - номінальна напруга лінії, кВ;
Ь - середньорічний тиск повітря на висоті розташування лінії, мм рт. ст.;
а - діаметр проводу, см;
і - середньорічна температура повітря, °С;
а — середньо-геометрична відстань між проводами, см
Середньо-геометрична відстань між проводами для 3-провідної лінії
обчислюється за формулою:
а ~ у]аАВ ’ авС ' аАС
де аАВ, аБС, аАС - відстань між проводами фаз А і В, В і С, А і С, см
8.2.3 Захист від шуму трансформаторних підстанцій в містах, селищах
міського типу та сільських населених пунктах необхідно передбачати з дотри-
манням вимог ГОСТ 12.1.003, ГОСТ 12.1.028, ГОСТ 12.1.029 та СНиП П-12.
8.2.4 Розвиток електричних мереж (нове будівництво та реконструкція
трансформаторних підстанцій, розподільчих пунктів, ліній електропередавання
та інше) необхідно передбачати з урахуванням цінності ландшафту,
особливостей рельєфу, оптимальних розмірів земельних ділянок для забудови,
скорочення трас ліній, та площі землі для тимчасового користування в період
будівництва і експлуатації.
8.2.5 Для створення умов оптимального природокористування та
екологічної безпеки в охоронній зоні повітряних ліній напругою до 35 кВ
включно, що проходять територіями, зайнятими багаторічними насадженнями,
лісами, садами, рекомендується використання проводів із захисним ізолюючим
покриттям, які забезпечують мінімальну' вирубку та підрізку дерев. Повітряні
лінії електропередавання напругою 380 В рекомендується споруджувати з
застосуванням самоутримних ізольованих проводів.
8.2.6 У разі проходження повітряних ліній електропередавання в зонах
мешкання та міграції великих птахів, для захисту їх від ураження електричним
струмом, рекомендується повітряні лінії напругою до 35 кВ включно
споруджувати з використанням проводів із захисним ізолюючим покриттям, а
повітряні лінії напругою 380 В-з застосуванням самоутримних ізольованих
проводів. У разі спорудження повітряних ліній напругою 10-110 кВ з
застосуванням голих проводів необхідно передбачати захисні пристрої, шо
унеможливлюють посадку птахів в небезпечних місцях. Крім того необхідно
передбачати запобіжні заходи щодо гніздування птахів на опорних
конструкціях електричних мереж та створення умов для гніздування за межами
підстанцій і повітряних ліній.
9 ІНФОРМАЦІЙНЕ ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ ПРОЦЕСІВ ПЕРЕДАЧ]
ТА ПОСТАЧАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ
9.1. Вимоги до системи управління
9.1.1 Комунікаційні мережі системи автоматизації управління рекомен-
дується вибирати виходячи із забезпечення енергетичних об’єктів необхідними
каналами телефонного зв’язку для потреб оперативно-диспетчерського і
виробничо-господарського управління, каналами системної автоматики і
релейного захисту, телемеханіки, каналами передачі інформації електронною
поштою і телефаксом.
Проектування і упровадження засобів зв’язку повинно здійснюватися на
підставі визначення обсягу і потоків інформації для кожного рівня управління.
Передбачувані проектом засоби зв’язку повинні забезпечувати мож-
ливість розвитку системи даного рівня на перспективу.
Засоби зв’язку на об’єктах електричних мереж повинні вибиратися з
урахуванням вимог надійності і швидкодії.
9.1.2 На підстанціях 110/35/10 кВ, 110/10 кВ і 35/10 кВ передбачається:
— центральна аварійна і попереджувальна сигналізація, яка забезпечує
місцеву сигналізацію на підстанції;
- засоби зв’язку, пристрої телемеханіки, імпульсні лічильники електро-
енергії, а на підстанціях з постійним черговим персоналом - засоби
відображення інформації ПЕВМ чергового;
— можливість організації диспетчерського і місцевого зв’язку,
диспетчерського контролю устаткування, технологічного контролю
споживання електроенергії і, за необхідності, управління комутаційним
устаткуванням;
- охоронна сигналізація.
При цьому обсяги засобів системи збирання і передавання інформації
повинні прийматися згідно з рекомендаціями «Руководящих указаний по
вьібору обьемов информации, проектированию систем сбора и передачи
информации в знергосистемах» № 13861тм-т1. М. ЗСП, 1991.
9.1.3 Електропередавальні підприємства та їх структурні підрозділи
повинні мати диспетчерські пункти (ДП), оснащені пристроями відображення
інформації та комплексом засобів зв’язку, телемеханіки, що забезпечують
оперативно-диспетчерський контроль і управління основним устаткуванням,
яке знаходиться у безпосередньому оперативному підпорядкуванні диспетчера.
9.2. Вимоги до системи обліку електроенергії
9.2.1 Система обліку електроенергії включає в себе технічний і
комерційний облік.
9.2.2 До технічного обліку електроенергії входять місця обліку
електроенергії, за результатами яких здійснюється управління передачею
електричної енергії.
Місця встановлення цих засобів обліку електричної енергії, як правило,
знаходяться в характерних точках мережі, які забезпечують інформацію про
потоки електричної енергії і дозволяють приймати рішення шодо мінімізації
втрат енергії в елементах електричної мережі. Технічний облік повинен мати
вихід на диспетчерський пункт управління електричними мережами.
При проектуванні технічного обліку електроенергії слід дотримуватися
вимог глави 1.5 чинних ПУЕ.
9.2.3 До системи комерційного обліку електроенергії входять пункти
обліку електричної енергії, які розташовані в місцях балансової належності
розподільчих мереж. Характерними місцями комерційного обліку є місця
приєднання локальної мережі до мереж енергопостачальника з одного боку, а з
другого боку - межа балансової належності споживача.
При проектуванні комерційного обліку електроенергії слід дотриму-
ватися вимог наступних нормативних документів:
- глави 1.5 та 1.6 чинних ПУЕ;
- «Концепції побудови автоматизованих систем обліку електроенергії в
умовах ринку»;
- «Правил користування електричною енергією», розділ 2;
- «Тарифів на електричну енергію»;
- «Методики встановлення одноставочних тарифів, диференційованих за
періодами часу».
9.2.4 Проектування комерційного обліку електроенергії повинно здійсню-
ватися за технічними умовами енергопостачальної компанії з урахуванням його
адаптації в системі автоматизованої системи обліку електроенергії діючої в
енергопостачальній організації.
При цьому слід надавати перевагу пристроям, які забезпечують:
- збирання і збереження облікової інформації;
- обмін обліковою інформацією з платіжними системами для забезпе-
чення регулювання споживання електроенергії абонентами;
- облік спожитої енергії для кожної тарифної зони зростаючим
підсумком за поточні і минулі облікові періоди - добу, місяць;
— визначення максимальної потужності періоду інтегрування для кожної
тарифної зони за поточні і минулі облікові періоди - добу, місяць;
- ведення бази даних вимірювальної інформації і споживачів
електроенергії;
- збереження даних при відключенні основної мережі живлення
протягом не менше 60 діб і автоматичне відновлення її працездатності
при відновленні живлення.
9.3. Вимоги до засобів передачі та обміну інформації
9.3.1 Рівень вимог до розроблення або реконструкції системи інфор-
маційного забезпечення процесів передачі та постачання електроенергії,
програмних, апаратних засобів повинен бути таким, щоб він забезпечував
подальший розвиток прийнятої системи управління даного підприємства,
включаючи вирішення нових задач інформаційного забезпечення, сумісність
апаратних і програмних засобів.
Розбудова такої системи повинна відповідати «Концепції побудови і
реконструкції АСУ електричних мереж акціонерних енергопостачальних
підприємств», затвердженої Міненерго України 29.08.96 р.
--------------------------------------------------------ГІД 34.20.178:2005
9.3.2 Обмін інформацією між різними рівнями управління може
забезпечуватися за допомогою:
- телекомплексів (наприклад, «Граніт» або зарубіжних засобів за
обов’язкової умови їх взаємної інтеграції);
- засобів радіорелейного зв’язку;
- радіозв’язку;
- супутникового зв’язку;
- волоконно-оптичних ліній зв’язку;
— телефонного зв’язку;
- засобів високочастотного зв’язку:
- обміну інформацією між ПК локальними і корпоративними обчис-
лювальними мережами.
9.3.3 При формуванні каналів і протоколів передачі даних комерційного
обліку електроенергії слід користуватися наступними положеннями:
- в цифрових каналах і каналах тональної частоти рекомендується
використовувати каналоутворюючу апаратуру, яка відповідає вимогам
міжнародного консультативного комітету з телефонії і телеграфії
(МККТТ);
- протоколи, шо використовуються для передавання даних, повинні
забезпечувати надійну і достовірну роботу комерційного обліку;
- для зв’язку необхідно в першу чергу використовувати існуючі або
створювати нові мережі передачі даних, побудовані відповідно до
чинних стандартів.
10 ПРОЕКТУВАННЯ ЕЛЕКТРИЧНИХ ЛІНІЙ
НАПРУГОЮ 0,38 кВ
10.1 Загальні вимоги
10.1.1 Проектування ліній напругою 0,38 кВ слід виконувати на
топографічних матеріалах інженерних вишукувань.
10.1.2 Повітряні і кабельні лінії напругою 0,38 кВ повинні передбачати^
з глухим заземленням нейтралі.
10.1.3 Повітряні лінії напругою 0,38 кВ рекомендується споруджувати
застосуванням самоутримних ізольованих проводів (СІП). Застосуванню
неізольованих (голих) проводів для спорудження ліній напругою 0,38 кь
допускається за відповідного обґрунтування. Допускається спорудження ліні
0,38 кВ з одночасним застосуванням неізольованих проводів і СІП.
10.1.4 Нормативний строк служби ПЛ встановлюється ~ 40 років.
Розрахунковий період масових відмов (аварій) ПЛ та кількісна оцінка
надійності при проектуванні повинні дорівнювати ~ 40 років.
10.1.5 Повітряні лінії напругою 0,38 кВ з ізольованими проводами
(ПЛІ 0,38 кВ) необхідно передбачати з урахуванням можливості підвіски
додаткових кіл. На відрізках паралельного проходження повітряних
ліній 0,38 кВ і повітряних ліній 10 кВ рекомендується передбачати їх сумісну
підвіску на спільних опорах.
10.1.6 При проектуванні повітряних ліній 0,38 кВ з сумісною підвіскою
проводів проводового мовлення напругою до 360 В та проводів зв’язку
необхідно керуватись вимогами чинних ПУЕ.
10.1.7 При проектуванні електропостачання однофазних споживачів
електроенергії (будинків і т.д.) слід передбачати рівномірний розподіл
електричних навантажень фаз. Нерівномірність навантаження фаз допускається
у межах не більше ніж 10%.
10.1.8 При проектуванні електропостачання житлових будинків більше
4-х поверхів рекомендується застосовувати кабельні лінії 0,38 кВ. Прокладка
кабельних ліній, як правило, передбачається в траншеях.
10.1.9 При проектуванні зовнішнього освітлення міст і селищ необхідно
керуватися вимогами гл. 6.1, 6.3, 6.5 ПУЕ, СНиП.23-05 та СН 541.
10.1.10 Освітлення вулиць передбачається на підставі світлотехнічних
розрахунків з забезпеченням нормованих величин яскравості дорожнього
__________________________________________________________.ГІД 34.20.178:2005
покриття, а також нормованої освітленості. Світильники вуличного освітлення
повинні відповідати вимогам ПУЕ та Норм пожежної безпеки.
10.2 . Вимоги до захисту від перенапруг та заземлення
10.2.1 На повітряних лініях 0.38 кВ необхідно передбачати заземлювальні
пристрої, призначені для повторного заземлення нульового проводу, захисту
від атмосферних перенапруг, заземлення електроустаткування, встановленого
на опорах, заземлення розрядників і ОПН.
10.2.2 Захист від перенапруг і заземлення ліній 0,38 кВ повинні відпо-
відати вимогам глав 1.7 і 2.4 ПУЕ. Заземлення кабельних ліній 0,38 кВ слід
передбачати згідно з вимогами гл. 1.7 і 2.3 ПУЕ.
10.3 Вимоги до параметрів лінії
10.3.1 Лінії 0,38 кВ рекомендується передбачати на всій довжині
трифазними проводом одного перерізу. При цьому на магістральних відрізках
переріз проводів повинен бути не менше ніж 50 мм2 (по алюмінію).
При проектуванні електропостачання одного чи групи приймачів
невеликої потужності допускається лінії виконувати неповнофазними, а переріз
проводів вибирати за електричним навантаженням конкретного об’єкту з
урахуванням мінімального перерізу, за умови забезпечення якості електричної
енергії згідно з ГОСТ 13109.
10.3.2 Вибрані проводи лінії 0,38 кВ перевіряються на:
- допустимі відхилення напруги у споживачів;
- забезпечення надійного спрацьовування плавких запобіжників або
автоматичних вимикачів у разі однофазних і міжфазних КЗ і
перевантажень;
- пуск асинхронних електродвигунів з короткозамкнутим ротором.
СІП повинні бути додатково перевірені на:
- допустимі тривалі струмові навантаження за умови нагріву у
нормальному і післяаварійному режимах (допустимі тривалі струмові
навантаження приймаються з нормативно-технічної документації для
конкретної марки проводу або кабелю);
- термічну стійкість струмам КЗ.
10.3.3 При перевірці кабельних ліній за допустимим тривалим струмом
навантаження необхідно враховувати поправочні коефіцієнти на:
- кількість працюючих кабелів, прокладених рядом в землі;
- допустиме перевантаження в післяаварійному режимі;
- фактичну температуру середовища;
- тепловий опір грунту;
- прокладку кабелів в землі в трубах при довжині понад 10 м.
10.3.4 Провідність нульового проводу ПЛ (ПЛІ) 0,38 кВ повинна бути не
меншою провідності фазного проводу. При сумісній підвісці на спільних
опорах ПЛ (ПЛІ) 0,38 кВ, підключених до незалежних джерел живлення,
необхідно передбачати самостійні нульові проводи для кожної лінії.
Переріз нульової жили силових кабелів напругою до 1 кВ із пласт-
масовою ізоляцією рекомендується приймати не меншим перерізу фазної жили.
Допускається застосування силових чотирьохжильних кабелів напругою до
1 кВ із пластмасовою ізоляцією із нульовою жилою меншого перерізу, якшо
розрахунки повного опору петлі «фаза-нуль» та режиму роботи в неповно-
фазному режимі підтверджують можливість застосування кабелю з меншим
перерізом нульової жили ніж переріз фазної жили.
10.3.5 В населених пунктах, де відсутня освітлювальна мережа, ліхтарі
вуличного освітлення приєднуються до фазної (ліхтарної) жили 5-провідної
лінії ПЛ (ПЛІ) 0,38 кВ та до спільного нульового проводу. При цьому
обов’язково передбачається улаштування обліку електроенергії на освітлення.
Допускається виконання вуличного освітлення на опорах ПЛЗ 10 кВ з
сумісною підвіскою проводів ПЛ (ПЛІ) 0,38 кВ. При цьому ліхтарі вуличного
освітлення повинні розташовуватись нижче проводів ПЛЗІОкВ на
подовженому кронштейні.
10.4 Вимоги до матеріалів і конструкцій
10.4.1 Застосування ізольованих або неізольованих проводів для
спорудження лінії напругою 0,38 кВ визначається на підставі п. 10.1.3 цих ГІД.
На ПЛІ 0,38 кВ можуть застосовуватися СІП з усіма утримними жилами
або СІП з однією ізольованою чи неізольованою утримною нульовою жилою.
Для відгалуження від ПЛ (ПЛІ) 0,38 кВ до вводів у будівлі необхідно
передбачати лише СІП з ізольованою нульовою жилою мінімальним перерізом
16 мм2.'
10.4.2 Для спорудження ПЛ (ПЛІ) 0,38 кВ можуть застосовуватися
дерев’яні, залізобетонні і металічні опори. Опори повинні відповідати вимогам
гл. 2.4 ПУЕ. Розрахунковий згинаючий момент залізобетонних опор на рівні
землі повинен бути не менше 20 кН-м.
На всіх типах опор повинна бути передбачена можливість підвішування
проводів радіомовлення (ЛРМ), проводів зв’язку (ЛЗ), кабельного телебачення
(КТ) або волоконно-оптичних ліній зв’язку (ВОЛЗ).
10.4.3 Для підвіски неізольованих проводів ПЛ 0.38 кВ застосовуються
скляні або фарфорові ізолятори, або траверси із ізоляпійного матеріалу.
Підвіска СІП на опорах ПЛІ 0,38 кВ виконується без ізоляторів з застосуванням
спеціальної лінійної арматури.
10.4.4 Прокладку кабельних ліній 0,38 кВ необхідно здійснювати з
дотриманням вимог глави 2.3 ПУЕ та СНиП 3.05.06.
Для прокладання в землі рекомендується застосовувати силові
броньовані кабелі з паперовою ізоляцією. Допускається застосовування
силових кабелів з алюмінієвими жилами з ізоляцією із зшитого поліетилену в
поліетиленовій оболонці у разі, якщо вони відповідають вимогам щодо
термічної стійкості дії струмів коротких замикань.
Кабелі з паперовою ізоляцією повинні бути просочені не стікаючою
ізоляційною масою.
Основною кабельною арматурою повинні бути термоусаджувальні
кабельні муфти різного виконання (в тому числі із зшитого поліетилену).
11 ПРОЕКТУВАННЯ ЕЛЕКТРИЧНИХ ЛІНІЙ
НАПРУГОЮ 10 кВ
11.1 Загальні вимоги
11.1.1 Лінії електропередавання напругою 10 кВ в сільській місцевості
рекомендується передбачати повітряними. Застосування кабельних ліній 10 кВ
в сільській місцевості приймається за техніко-економічного обґрунтування.
Лінії напругою 10 кВ в містах рекомендується споруджувати кабельними.
Прокладку кабельних ліній слід передбачати переважно в кабельних траншеях.
11.1.2 Нормативний строк служби ПЛ 10 кВ встановлюється ~ 40 років.
11.1.3 Проектування ліній напругою 10 кВ слід виконувати на матеріалах
топографічних інженерних вишукувань.
11.1.4 В зонах інтенсивної ожеледі, в лісних масивах і зелених
насадженнях та в населених пунктах повітряні лінії 10 кВ рекомендується
передбачати з застосуванням проводів із захисним ізолюючим покриттям
(ПЛЗб-ЮкВ).
11.1.5 Лінії 6-10 кВ передбачаються з ізольованою нейтраллю. або
заземленою через дугогасний реактор. Вибір режиму нейтралі визначається за
величиною ємнісного струму замикання на землю.
В мережах 6-10 кВ з ємнісними струмами замикання на землю, що
перевишуює значення, наведені 1.2.16 ПУЕ, необхідно передбачати їх
компенсацію з використанням керованих заземлюючих дугогасних реакторів з
плавним автоматичним регулюванням індуктивності.
При ємнісних струмах однофазного замикання на землю більше ЗО А
(в повітряних мережах) і більше 300 А (в кабельних мережах) рекомендується
розглядати варіант застосування режиму мережі з резисторним заземленням
нейтралі.
11.1.6 Одну із взаємно резервованих ліній 6-10 кВ, яка живить
2-х трансформаторну підстанцію 10/0,4 кВ із споживачами особливої групи І
категорії надійності рекомендується передбачати кабельною.
11.2 . Вимоги до захисту від перенапруг та заземлення
11.2.1 Захист електроустаткування ПЛ (ПЛЗ) 10 кВ від грозових
перенапруг та заземлення необхідно передбачати згідно з вимогами глав 1.7 та
2.5 ПУЕ.
11.2.2 Заземлення в кабельних лініях 10 кВ передбачається з дотри-
манням вимог глав 1.7 та 2.3 ПУЕ.
11.3 Вимоги до параметрів ліній
11.3.1 При реконструкції ліній напругою 6 кВ слід розглядати можливість
переведення її на напругу 10 кВ з можливим використанням встановленого
обладнання, проводів і кабелів.
11.3.2 Переріз жил кабельних ліній і проводів ПЛЗ 10 кВ вибирається за
економічною густиною струму в нормальному режимі.
Вибрані проводи і кабелі повинні бути перевірені на:
- допустимі тривалі струмові навантаження за умови нагріву в
нормальному і післяаварійному режимі (допустимі струмові наван-
таження приймаються з нормативно-технічної документації для
конкретної марки проводу або кабелю);
— термічну стійкість струмам коротких замикань;
- допустимі відхилення напруги у споживачів.
11.3.3 Мінімальний допустимий переріз проводів ПЛ (ПЛЗ) повинен
відповідати вимогам глави 2.5 ПУЕ. На магістральних відрізках
ПЛ (ПЛЗ) 10 кВ рекомендується застосовувати проводи перерізом не менше
70 мм2 (по алюмінію).
11.3.4 Лінійні роз’єднувачі 10 кВ передбачаються:
— на магістралі ПЛ (ПЛЗ) 10 кВ для ділянки магістралі лінії;
- на відгалуженнях від ПЛ (ПЛЗ) 10 кВ довжиною більше ніж 1,5 км.
11.3.5 Довжина анкерної ланки для ПЛ(ПЛЗ)10кВ з штировими
ізоляторами не повинна перевищувати:
1,5 км в І-ІІ1 районах ожеледі;
— 1,0 км в районах вище III.
На ПЛ (ПЛЗ) 10 кВ з підвісними ізоляторами довжина анкерної ланки не
повинна перевищувати 3 км.
11.3.6 3 метою захисту ПЛ 10 кВ на залізобетонних опорах від
комутаційних і грозових перенапруг необхідно застосовувати ізолятори для
напруги 20 кВ з імпульсною міцністю не нижче 180 кВ (величина найбільш
ймовірного рівня грозової перенапруги) та пристрої для обмеження
перенапруги (іскрові проміжки, ОПН, довго-іскрові, вентильні і трубчаті
розрядники).
11.3.7 У разі перевірки кабелів на допустимі тривалі струмові
навантаження за умови нагріву додатково повинні враховуватись поправочні
коефіцієнти на:
- кількість працюючих кабелів, прокладених поряд в землі;
- допустиме перевантаження в післяаварійному режимі;
фактичну температуру середовища;
- тепловий опір ґрунту;
- різницю номінальної напруги кабелю від номінальної напруги мережі;
- прокладку кабелів в землі в трубах при довжині понад 10 м
11.3.8 Проектування і прокладку кабельних ліній ЮкВ необхідно
здійснювати з дотриманням вимог глави 2.3 ПУЕ та СНиП 3.05.06.
11.4 Вимоги до устаткування, матеріалів і конструкцій
11.4.1 Автоматичні (телекеровані) пункти секціонування і АВР
рекомендується передбачати з використанням стовпового вакуумного вимикача
типу «реклоузер».
11.4.2 При проектуванні електропостачання котеджів або будівель з
навантаженням більше 25 кВ-А рекомендується застосовувати ПЛЗ 10 кВ з
встановленням КТП 10/0,4 кВ або стовпових трансформаторних підстанцій
10/0,4 кВ (індивідуальних або для групи споживачів) з однофазними або 3-х
фазними трансформаторами.
11.4.3 При реконструкції існуючих ПЛ 6-10 кВ для збільшення їх
пропускної здатності рекомендується застосовувати вольтодобавляючі транс-
форматори, які встановлюються на опорах ПЛ.
11.4.4 Для ПЛ 6-10 кВ з неізольованими проводами застосовуються
штирові ізолятори для напруги 20 кВ або інші ізоляційні матеріали з терміном
служби не менше 40 років.
11.4.5 3а умовами механічної міцності на ПЛб-ІОкВ рекомендується
застосовувати проводи марки АС. В районах з товщиною стінки ожеледі до
10 мм і швидкісним напором вітру 50 даН/м2 допускається застосування
проводів із алюмінієвого сплаву АВ-Е.
На складних відрізках траси ПЛ (великі переходи через водні перешкоди,
гори, болота та інше) допускається застосування проводів відмінних від тих, що
застосовуються на всій лінії.
В містах і селищах міського типу повітряні лінії рекомендується
споруджувати з застосовуванням проводів із захисним ізолюючим покриттям.
11.4.6 Для електропостачання споживачів І і II категорії надійності в усіх
кліматичних районах рекомендується застосовувати залізобетонні опори
підвищеної міцності з підвісними ізоляторами.
Крім того підвісні ізолятори рекомендується застосовувати:
- на магістральних відрізках ПЛ 10 кВ;
- на опорах анкерного типу (кінцевих, анкерно-кутових, перехідних).
11.4.7 При прийнятті проектного рішення щодо кріплення проводів на
опорах ПЛ рекомендується застосовувати перспективні види арматури, в тому
числі полімерні ізолятори, спіральні в’язки, затискачі різного виконання.
11.4.8 При виході з підстанцій в тісних умовах забудови, в лісових
заповідних зонах, в складних кліматичних умовах, в районах житлової забудови
вище 4-х поверхів рекомендується застосовувати кабельні лінії.
Марка кабелів в паперовій ізоляції визначається згідно з «Единьїми
техническими указаниями по вибору и применению злектрических силових
кабелей» (часть І Кабели силовне). М.:1977.
Марка сухих кабелів приймається у відповідності з технічною
документацією виробника.
12 ПРОЕКТУВАННЯ ЕЛЕКТРИЧНИХ ЛІНІЙ
НАПРУГОЮ 35-110 кВ
12.1 Загальні вимоги
12.1.1 Проектування ПЛ35-110кВ слід виконувати у відповідності з
ГКД 341.004.003 та рекомендаціями цього документу
12.1.2 Вибір трас ПЛ 35-110 кВ необхідно виконувати у відповідності до
«Руководства по инженерньїм изьісканиям трасе ВЛ 35-^150 кВ». № 3567 тм-ті.
М. Знергосетьпроект, 1996.
12.1.3 Нормативний термін служби ПЛ 35-110 кВ в розрахунках повинен
прийматися не менше ніж 50 років.
12.1.4 При проектуванні ПЛ35-110кВ в одному напрямку з існуючою
необхідне техніко-економічне обґрунтування доцільності здійснення нового
будівництва в порівнянні зі збільшенням пропускної здатності існуючої ПЛ.
12.2 . Вимоги до захисту від перенапруг та заземлення
12.2.1 Захист електроустаткування ПЛ 35-110 кВ та ПЛЗ 35 кВ від
грозових перенапруг необхідно передбачати згідно з вимогами глави 2.5 ПУЕ.
12.2.2 Заземлення повинно передбачатись у відповідності з вимогами
глави 1.7 ПУЕ та глави 2.5 ПУЕ.
12.3 Вимоги до параметрів ліній
12.3.1 Проводи ПЛ 35-110 кВ приймаються з дотриманням вимог глави
2.5 ПУЕ та ГКД 341.004.002.
12.3.2 Параметри повітряних ліній електропередавання напругою
35-110 кВ повинні відповідати вимогам ГКД 341.004.003.
12.4 Вимоги до матеріалів і конструкцій
12.4.1 Для спорудження ПЛ35-110кВ рекомендується застосовувати
сталеалюмінієві проводи, виготовлені за технічними умовами, затвердженими
Держстандартом України або імпортні проводи, сертифіковані до застосування
в Україні. На ПЛЗ 35 кВ можуть застосовуватись захищені проводи з жилою,
виконаною з ущільнених проволок із алюмінієвого сплаву, виготовлені за
технічними умовами, затвердженими Держстандартом України або імпортні
захищені проводи, сертифіковані до застосування в Україні.
Для грозозахисного троса на ПЛ35-110кВ і ПЛЗ 35 кВ слід засто-
совувати стальний канат з оцинкованого дроту із покриттям поверхні за групою
Ж перерізом не менше 35 мм2. На ПЛ (ПЛЗ) 35 кВ для грозозахисного троса
допускається застосування багатодротового стального проводу 35-^50 мм2.
На складних відрізках траси ПЛ (великі переходи через водні перешкоди,
гори, болота та інше) за умови термічної стійкості допускається застосувати
проводи і троси відмінні від тих, що застосовуються на всій лінії.
12.4.2 На ПЛ35-110кВ рекомендується застосовувати залізобетонні
вільно-стоячі опори, опори з відтяжками, та металічні опори.
На лініях 35 кВ можуть застосовуватись залізобетонні опори як на
віброваних так і на центрифугованих стояках. Залізобетонні опори на
центрифугованих стояках рекомендується застосовувати у таких випадках:
- на 2-колових лініях;
- на 1-колових лініях з перерізом проводів 120 мм2 і більше;
- в районах з рівнем забруднення атмосфери, що вимагає посиленої
ізоляції і підвищення щільності бетону;
- на лініях з великою кількістю перетинів з інженерними спорудами, що
вимагають для переходів проміжних опор підвищеного габариту при
кількості таких опор не менше 30% від загальної кількості;
- на лініях які проходять на ділянках із скельними породами,
болотистими і слабкими ґрунтами та цінними орними землями при
довжині таких ділянок не менше 30% від загальної довжини траси
лінії;
- на переходах через інженерні споруди для ПЛ (ПЛЗ), яка
проектується на опорах з віброваними стояками.
12.4.3 Стальні опори на ПЛ 35-110 кВ рекомендується застосовувати на
перетинах з інженерними спорудами (відрізки залізниць з інтенсивним рухом,
шосейні дороги), водні перешкоди (судноплавні ріки і т.д.), на стиснених
відрізках трас, в гірській місцевості, на цінних сільськогосподарських угіддях, а
також як анкерно-кутові опори на 2-колових відрізках ПЛ 35-110 кВ
12.4.4 На ПЛИОкВ необхідно застосовувати залізобетонні опори із
центрифугованими стояками.
12.4.5 На ПЛ35-110кВ повинні застосовуватись підвісні полімерні,
скляні фарфорові ізолятори або опорно-стрижневі полімерні ізолятори. Вибір
ізоляції необхідно виконувати згідно з вимогами глави 2.5 ПУЕ та
рекомендацій ГКД 34.51.101.
13 ПРОЕКТУВАННЯ ТРАНСФОРМАТОРНИХ
ПІДСТАНЦІЙ І РОЗПОДІЛЬЧИХ ПУНКТІВ
13.1 Вимоги до підстанцій 35-110 кВ
13.1.1 Проектування підстанцій з вищою напругою 35 і ПО кВ повинно
здійснюватись у відповідності з ГКД 341.004.001 та рекомендаціями цього
документу.
13.1.2 Вибір місця розташування підстанції здійснюється з урахуванням
Схеми розвитку електричних мереж напругою 35-110 кВ регіону і повинно
відповідати наступним вимогам:
- бути в центрі електричних навантажень;
- бути поблизу від існуючої під’їзної або запроектованої дороги з
урахуванням забезпечення зручних підходів повітряних і кабельних
ліній;
- розташовуватись на незатоплюваних місцях і, як правило, на місцях з
рівнем ґрунтових вод нижче закладання фундаментів.
13.1.3 На підстанціях 110/35/10 кВ, 110/10 кВ і 35/10 кВ повинні
передбачатися:
-----------------------------------------------------------ГІД 34.20.178:2005
- центральна аварійна і попереджувальна сигналізація, яка забезпечує
місцеву сигналізацію на підстанції;
- засоби зв’язку, пристрої телемеханіки, імпульсні лічильники
електроенергії, а на підстанціях з постійним черговим персоналом
також і пристрої відображення інформації, визначені технічним
завданням, на ПЕОМ чергового;
- можливість організації диспетчерського і місцевого зв’язку, диспет-
черського контролю за устаткуванням, управління комутаційним
устаткуванням, технологічного контролю споживання електроенергії;
- охоронна сигналізація.
13.1.4 Підстанції 35-110 кВ рекомендується передбачати з відкритим
розподільчим пристроєм 35-110 кВ і закритим розподільчим пристроєм 10 кВ.
Електроустаткування і апаратура підстанцій не повинна створювати електро-
магнітні перешкоди вище визначених вимогами нормативних документів.
13.1.5 Засоби релейного захисту рекомендується передбачати на сучасних
інтегральних системах контролю і управління з застосуванням мікропро-
цесорних пристроїв. При цьому в існуючих об’єктах при проектуванні
релейного захисту з мікропроцесорними пристроями необхідно враховувати
вимоги їх електромагнітної сумісності з існуючими пристроями релейного
захисту.
13.1.6 Захист електроустаткування підстанцій 35-110 кВ від грозових
перенапруг передбачається в обсязі, передбаченому главою 4.2 ПУЕ.
13.1.7 Для обмеження високочастотних перенапруг застосовуються такі
заходи:
- основні шини виконувати таким чином, щоб їх ємність на землю була
максимальною (за рахунок розташування їх на нижньому поверсі
розподільчого пристрою, збільшенням перерізу проводів);
- встановленням конденсаторів на довгих повітряних переходах до
силових трансформаторів;
- поділ обхідної системи шин з використанням ВЧ загороджувачів;
- використання розрядників з підвищеним коефіцієнтом імпульсу або
обмежувачів перенапруги (ОІШ)
13.1.8 Заземлення підстанцій 35-110 кВ передбачається у відповідності до
глави 1.7 ПУЕ. При проектуванні заземлювальних пристроїв необхідно
виконувати розрахунки розподілу струмів і потенціалів не тільки в
заземлювачах, але і в колах вторинної комутації з урахуванням всіх
електричних зв’язків.
13.2 Вимоги до розподільчих пунктів 10 кВ
13.2.1 Розподільчі пункти 10 кВ (РП 10 кВ), як правило, передбачаються з
застосуванням комірок внутрішнього встановлення КРУ 10 кВ і КСО. При
відповідному обґрунтуванні допускається спорудження РП 10 кВ з комірками
КРУ 10 кВ зовнішнього встановлення.
13.2.2 РП 10 кВ слід, як правило, виконувати з двома секціями збірних
шин з живленням взаємно резервованими лініями, підключеними до різних
секцій РУ 10 кВ одного або двох центрів живлення На секційному вимикачі
10 кВ необхідно передбачати пристрій АВР, а на кожній з повітряних ліній, що
відходять від РП 10 кВ, - улаштування АПВ.
13.2.3 Захист електрообладнання РПІОкВ від грозових перенапруг
передбачається в обсягах, передбачених гл. 4.2 ПУЕІ
13.2.4 Заземлення РП 10 кВ передбачається у відповідності до глави
1.7 ПУЕ в залежності від режиму нейтралі.
13.3 Вимоги до ТИ 10/0,4 кВ
13.3.1 Проектування ТП 10/0,4 кВ повинно здійснюватись у відповідності
до ГКД 341.004.001 та цими рекомендаціями
13.3.2 Вибір схеми приєднання ТП 10/0,4 кВ до джерела живлення
здійснюється з урахуванням схеми розвитку розподільчих мереж району, схеми
зовнішнього електропостачання об’єкту та вимог до надійності електро-
постачання у згідно з розділом 6 цих рекомендацій.
13.3.3 Вибір місця розташування ТП 10/0,4 кВ здійснюється з ураху-
ванням наступних вимог:
- бути в центрі електричних навантажень;
- бути поблизу від існуючої під’їзної або запроектованої дороги з
урахуванням забезпечення зручних підходів повітряних і кабельних
ліній;
- розташовуватись на не затоплюваних місцях і, як правило, на місцях з
рівнем ґрунтових вод нижче закладення фундаментів.
13.3.4 ТП 10/0,4 кВ повинні, як правило, передбачатись 1-трансфор-
маторними. 2-трансформаторні ТП 10/0,4 кВ передбачаються для електро-
постачання споживачів І і П категорії надійності, які не допускають перерви в
електропостачанні більше ніж на 0,5 години, а також споживачів II категорії з
розрахунковим навантаженням останніх 250 кВ-А і більше.
13.3.5 Рекомендується застосовувати наступні конструкції ТП 10/0.4 кВ:
- стовпові (СТП 10/0,4 кВ) спрощеної конструкції потужністю до
160 кВ А;
- щоглові (ЩТП 10/0.4 кВ) потужністю до 250 кВ-А;
- закриті (ЗТП 10/0,4 кВ) 1-трансформаторні потужністю 1x400 кВ-А та
2-х трансформаторні потужністю 2x250 кВ-А і більше;
- комплектні трансформаторні підстанції (КТП 10/0,4 кВ) зовнішнього
встановлення кіоскового типу.
ТП 10/0,4 кВ стовпового і щоглового типу передбачаються лише в
1-трансформаторному виконанні.
13.3.6 Для СТП і ЩТП, як правило, застосовуються герметичні масляні
або сухі малогабаритні трансформатори із зниженими втратами електроенергії.
13.3.7 3 боку напруги 10 кВ в ЗТП 10/0,4 кВ рекомендується засто-
совувати викотні комірки з вакуумними вимикачами, які одночасно виконують
функції вимикача і роз’єднувача.
Будівельна частина ЗТП може виконуватись з застосуванням цегли,
залізобетонних панелей або блоків, а також металевих конструкцій заводського
виготовлення.
13.3.8 Електропостачання побутових і виробничих споживачів
рекомендується передбачати від різних ТП 10/0,4 кВ або від різних секцій шин
розподільчого пристрою 0,4 кВ 2-х трансформаторної підстанції.
13.3.9 ТП 10/0,4 кВ, які живлять споживачів II категорії надійності з
розрахунковим навантаженням більше 120 кВ-А, що допускають перерву в
електропостачанні не більше 0,5 години, повинні мати резервне живлення з
боку ПЛІОкВ. Електропостачання споживачів з розрахунковим наванта-
женням менше ніж 120 кВ-А, може передбачатись від ТП 10/0,4 кВ, яка
живиться відгалуженням від магістралі ЮкВ довжиною не більше 0,5 км з
встановленням роз’єднувача в місці улаштування відгалуження.
13.3.10 Для електропостачання споживачів І і П категорій, які не
допускають перерви електропостачання, необхідно застосовувати 2-х транс-
форматорні ТП 10/0,4 кВ.
13.3.11 Необхідність улаштування АВР на шинах 10 і 0,4 кВ 2-х
трансформаторних ТП 10/0,4 кВ визначається при конкретному проектуванні в
залежності від наявності споживачів І і II категорії. При цьому споживачі
1 категорії повинні додатково забезпечуватись пристроями АВР безпосередньо
на вводі 0,38 кВ об’єкту.
13.3.12 ТП 10/0,4 кВ закритого типу повинні застосовуватись:
- при спорудженні ТП 10/0,4 кВ, з двома і більше лініями 10 кВ;
- для електропостачання споживачів І категорії надійності з сумарним
розрахунковим навантаженням 250 кВт і більше;
- в тісних умовах забудови міст, селищ і центрів сільських населених
пунктів;
- в районах із забрудненням атмосфери III ступеня і вище;
- в районах із сніжним покровом більше 2 м.
13.3.13 Розподільчі пристрої ТП 10/0,4 кВ закритого типу, як правило,
повинні комплектуватись із комплектних комірок 10 кВ і комплектних панелей
0,4 кВ заводського виготовлення.
13.3.14 Технічний і комерційний облік активної енергії в ТП 10/0,4 кВ
передбачається на стороні 0,4 кВ силового трансформатора.
13.3.15 ТП 10/0,4 кВ, як правило, необхідно застосовувати з вводами для
повітряних ліній 10 кВ. Кабельні вводи повинні застосовуватись:
- в кабельних мережах;
- за умов, коли застосування ПЛ на підходах до ТП 10/0,4 кВ не
можливе;
— в інших випадках, де це обґрунтовано технічними або економічними
умовами.
13.3.16 Силові трансформатори 10/0,4 кВ, як правило, приймаються з
переключенням без збудження. Для живлення комунально-побутових спожи-
вачів необхідно приймати трансформатори потужністю до 100 кВА з схемою
з’єднання обмоток «зірка-зигзаг» з виведеною нейтраллю обмотки 0,4 кВ.
13.3.17 Захист електрообладнання ТП 10/0,4 кВ від грозових перенапруг
здійснюється обмежувачами перенапруг (ОПН) або вентильними розряд-
никами, які встановлюються на шинах 10 і 0,4 кВ.
13.3.18 Заземлення ТП 10/0.4 кВ передбачається згідно з вимогами глави
1 “ПУЕ.
Додаток
Рис.1 Схеми приєднання ТП 10/0,4 кВ, які забезпечують електропостачання
споживачів І категорії
Схеми 1 і 2 застосовується відповідно для здійснення місцевого і мережного АВР.
Схеми 3,4 і 5 застосовується у випадках, коли ОТП 10/0,4 кВ. від якої живиться
споживач І категорії, використовується як пункт АВР чи пункт
автоматичного секціонування магістральної лінії.
Схеми 6 і 7 застосовуються для живлення ТП 10/0,4 кВ, розташованих на території
сільськогосподарських комплексів.
Продовження додатку
Зо ДЖ2
Схеми 1
віз джі ____________
Інр<0,5км
Ь' 1 КТП
Зо ДЖ2
Схема З
Рис.2 Схеми приєднання ТП 10/0,4 кВ, які забезпечують електропостачання
споживачів П категорії
Схема 1 застосовується для електропостачання споживачів П категорії з
розрахунковим навантаженням 120 кВт і більше.
Схеми 2 і 3 застосовуються для електропостачання споживачів П категорії з
розрахунковим навантаженням менше 120 кВт.
Продовження додатку
І гв
го-
2АПВ
ЯВ
а) Г;. місцебому резервуванні
(брез < І-Вііх +0,5
5 ': .і і-'.ере™ану резерв Діл -
заз -
Рис.З. Способи і схеми приєднання споживачів І категорії
при місцевому і мережному резервуванні
Продовження додатку
РгВ-ПАС < '2 км
ЮкВ ПС35(1Ю)кВ
Ьпас-авв®<12 км
ІРЛ-РЛ < 3,5 КМ Ірл-АВР№-Л ^,5 км
Рис.4. Секціонування магістральної лінії 10 кВ автоматичними комутаційними
апаратами і лінійними роз’єднувачами
Умовні позначення до рисунків додатку
ДЖ1, ДЖ2 - джерело живлення (1 або 2)
ОТП - опорна трансформаторна підстанція 10/0,4 кВ
КТП - комплектна трансформаторна підстанція 10/0,4 кВ тупикового типу
КТПП - комплектна трансформаторна підстанція 10/0,4 кВ прохідного типу
ГВ - головний вимикач
ВН - вимикач навантаження
(СВ)ПАС - секційний вимикач (пункт автоматичного секціонування)
АВРМІС - АВР місцевий
АВРмер - АВР мережний
УПУ - покажчик пошкодженої ділянки
РРС - ручне введення резервного живлення
2АПВ - пристрій двократного АПВ
ДВ - пристрій для вимірювання відстані ло місця пошкодження
ДА - автоматика поділу.
Видавець: ОЕП «ГРІФРЕ»
01001, м. Київ, вул. Б. Хмельницького, 4. Тел./факс: (044) 249-10-16.
Свідоцтво про внесення суб’єкта видавничої справи
до Державного реєстру видавців, виробників і розповсюджувачів
видавничої продукції
ДК№1435 від 18.07.2003.
Віддруковано з готових позитивів
у ДП «Друкарня Державного управління справами»,
01008, м. Київ, вул. Шовковична, 4а
Формат 60x84/8. Об’єм 5,58 ум. др. арк.
Зам. 937. Наклад 50 пр. 2005 р.