Выбранное экономически целесообразное сечение проводов воздушных линий и жил кабелей должно удовлетворять ряду технических ограничений по:
– механической прочности;
– потерям на корону и уровню радиопомех;
– длительно допустимому нагреву;
– потерям напряжения.
Условие механической прочности. По условиям механической прочности рекомендуется применять на воздушных линиях провода сечением не менее указанных в таблице 4.1 [6]. Районы по ветровому давлению и гололеду приведены в таблице П.3.
Таким образом, проверка выбранного экономически целесообразного сечения провода по условию механической прочности сводится к условию
. (4.4)
Таблица 4.1 – Минимально допустимые сечения сталеалюминиевых проводов 
воздушных линий по условиям механической прочности
| Характеристика воздушной линии | , мм2
|
| Воздушные линии, сооружаемые на одноцепных опорах в районах по гололеду: | |
| до II | 35/6,2 |
| в III-IV | 50/8 |
| в V и более | 70/11 |
| Воздушные линии, сооружаемые на двухцепных или многоцепных опорах | 120/19 |
В случае несоблюдения неравенства (4.4) необходимо увеличить сечение провода до значения .
Условие ограничения потерь на корону и уровня радиопомех. По условиям ограничения потерь мощности на корону и уровня радиопомех рекомендуется применять на воздушных линиях провода диаметром не менее указанных в таблице 4.2 [6].
Таблица 4.2 – Минимально допустимые диаметры проводов 
воздушных линий 110-220 кВ и соответствующие им сечения сталеалюминиевых проводов 
по условиям ограничения потерь на корону и уровня радиопомех
 , кВ
| ||
| , мм
| 11,4 | 21,6 |
| , мм2
| 70/11 | 240/32 |
Так как каждому значению соответствует вполне определенная марка провода, то проверка выбранного экономически целесообразного сечения провода по условию ограничения потерь на корону и уровня радиопомех сводится к условию
|
|
. (4.5)
В случае несоблюдения неравенства (4.5) необходимо увеличить сечение провода до значения .
Условие длительно допустимого нагрева. Для проводов воздушных линий на основе практики эксплуатации установлено значение длительно допустимой температуры нагрева проводов 
, равной 70 °С [6]. В справочных данных для расчетной температуры воздуха 
, равной 25 °С, приводятся соответствующие длительно допустимые токи 
, при протекании которых провод нагревается до длительно допустимой температуры. Значения приведены в таблице П.4.
Если фактическая температура воздуха 
(таблица П.3) отличается от расчетной температуры воздуха, то значение длительно допустимого тока может быть скорректировано по выражению:
, (4.6)
где 
– поправочный коэффициент на температуру воздуха, учитывающий отличие фактической температуры воздуха от расчетной. Значения приведены в таблице П.5.
Тогда проверка выбранного экономически целесообразного сечения провода по условию длительно допустимого нагрева сводится к условию
, (4.7)
где 
– ток, протекающий по линии в режиме наибольших нагрузок.
В случае несоблюдения неравенства (4.7) необходимо увеличить сечение провода до значения, при котором неравенство (4.7) будет выполняться.
Сечения проводов воздушных линий должны удовлетворять условиям длительно допустимого нагрева не только в нормальных, но и в послеаварийных режимах [6]. Необходимо рассматривать такие послеаварийные режимы, которые приводят к наибольшему увеличению тока, протекающего по линии. В качестве послеаварийных режимов рассматриваются отключения одной цепи двухцепных радиальных и магистральных линий или головных участков в кольцевой сети.
|
|
Условие ограничения потерь напряжения. Сечения проводов линий 35 кВ и выше проверке по допустимым потерям напряжения не подлежат, так как уменьшение потерь напряжения путем увеличения сечений линий экономически нецелесообразно по сравнению с применением трансформаторов с устройством регулирования под нагрузкой (РПН) и устройств компенсации реактивной мощности [4].
Поэтому рассчитанные в этом разделе величины потери напряжения до наиболее удаленных точек в нормальном и, особенно, в послеаварийном режиме, нужно соотнести с возможностями серийных устройств РПН и сделать вывод, можно ли будет на всех подстанциях обеспечить встречное регулирование напряжения.
Проверка сечений проводов линий с точки зрения достаточного регулировочного диапазона трансформаторов с устройствами РПН выполняется с помощью соотношения:
, (4.8)
где 
− наибольшая сумма потерь напряжения на линиях сети между ИП и наиболее электрически удаленной точкой сети для режима наибольших нагрузок в процентах; 
− допустимая потеря напряжения в сети с точки зрения достаточности регулировочного диапазона трансформаторов с РПН.
Наибольшая сумма потерь напряжения в процентах определяется по выражению:
. (4.9)
Потери напряжения до электрически наиболее удаленных точек сети определяются путем суммирования потерь напряжения по участкам. В радиально-магистральной сети электрически наиболее удаленные точки обычно совпадают с точками, наиболее удаленными географически. В кольцевой сети электрически наиболее удаленными точками считаются точки потокораздела.
|
|
Потери напряжения для участка определяются по формуле:
. (4.10)
Активные (
) и реактивные (
) сопротивления линий определяются по формулам:
, Ом; 
, Ом; (4.11)
где 
и 
– длина участка в км и количество цепей; 
, 
– погонные активное и реактивное сопротивления, Ом/км. Значения погонных сопротивлений приведены в таблицах П.6 и П.7; 
и 
– активная и реактивная составляющие потока приведенной мощности на участке.
Наиболее тяжелый послеаварийный режим в радиально-магистральной сети это обычно режим, возникающий после отказа одной из цепей головного участка магистрали. Так как потокораспределение при этом не изменяется, то расчет потери напряжения для этого режима производят так же, как и для нормального режима, но с учетом изменившихся сопротивлений поврежденного участка.
В кольцевой сети наиболее тяжелым послеаварийным режимом можно считать режим, возникающий после отказа наиболее загруженного головного участка кольца. При этом полностью меняется потокораспределение, так как сеть из кольцевой превращается в радиально-магистральную. Поэтому вначале следует рассчитать потокораспределение в послеаварийном режиме, затем потерю напряжения по участкам, а потом – потерю напряжения до электрически наиболее удаленных точек.
Значение определяется с учетом напряжения ИП, диапазона регулирования трансформаторов с РПН, нормируемого напряжения на стороне НН трансформаторов. Ориентировочное значение приведены в таблице 4.3.
Таблица 4.3 – Значения допустимых потерь напряжения проектируемой сети с точки зрения достаточного регулировочного диапазона трансформаторов с устройствами РПН
 , кВ
| , %
| |
| нормальный режим | послеаварийный режим | |
Задание 6
Выбрать экономически целесообразные сечения проводов для схемы варианта 1, принимая для всех подстанций одно и то же время наибольшей нагрузки 
=3800 ч. Действительные мощности нагрузок подстанций принять по результатам выполнения задания 4.
Решение:
Для участка сети 14.
Наибольший ток одной цепи линии 
рассчитывается по мощности, протекающей по линии в режиме наибольших нагрузок по выражению (4.3):
А.
Расчетную токовую нагрузку определим по выражению (4.2):
244,11 А.
Сечение проводников выбираем по экономической плотности тока по формуле (4.1). Плотность тока, при числе часов использования максимума нагрузки 
3800 ч., равна 0,9 А/мм2.
мм2.
Сечение, полученное по выражению (4.1), округляем до ближайшего (большего или меньшего) стандартного с учетом технических ограничений (4.4), (4.5), а также исходя из анализа удельной стоимости 1 км ВЛ (для ВЛ, сооружаемые на двухцепных опорах, 
мм2, а 
мм2 для с ВЛ с 110 кВ, экономически целесообразные сечения проводов для ВЛ 110 кВ 150 и 240 мм2) принимаем 
240 мм2.
Аналогично проводим расчеты для остальных участков, и результаты помещаем в таблицу 4.4.
Таблица 4.4 –Выбор сечений провода для схемы вариант 1
| Участок | |||||
 , А
| 232,49 | 168,77 | 119,59 | 219,03 | 113,97 |
 , А
| 244,11 | 177,21 | 125,57 | 229,98 | 119,67 |
 , мм2
| 271,24 | 196,90 | 139,52 | 255,53 | 132,97 |
 , мм2
| |||||
 , мм2
| |||||
 , мм2
|
Задание 7
Выбрать экономически целесообразные сечения проводов для схемы варианта 2, принимая для всех подстанций одно и то же время наибольшей нагрузки =3800 ч. Действительные мощности нагрузок подстанций принять по результатам выполнения задания 5.
Решение:
Магистральный участок
Выбор сечений провода для линий магистрального участка 1456 произведен в задание 6.
Кольцо 1231
Для участка сети 12.
Наибольший ток одной цепи линии рассчитывается по мощности, протекающей по линии в режиме наибольших нагрузок по выражению (4.3):
А.
Расчетную токовую нагрузку определим по выражению (4.2):
272,58 А.
Сечение проводников выбираем по экономической плотности тока по формуле (4.1). Плотность тока, при числе часов использования максимума нагрузки 3800 ч., равна 0,9 А/мм2.
мм2.
Сечение, полученное по выражению (4.1), округляем до ближайшего (большего или меньшего) стандартного с учетом технических ограничений (4.4), (4.5), а также исходя из анализа удельной стоимости 1 км ВЛ (для ВЛ, сооружаемые на одноцепных опорах в IV районе по гололеду, 
мм2, а 
мм2 для с ВЛ с 
110 кВ, экономически целесообразные сечения проводов для ВЛ 110 кВ 150 и 240 мм2) принимаем 
240 мм2.
Аналогично проводим расчеты для остальных участков, и результаты помещаем в таблицу 4.5.
Таблица 4.5 – Выбор сечений провода для схемы вариант 2
| Участок | ||||||
| , А
| 232,49 | 168,77 | 119,59 | 259,60 | 178,45 | 49,49 |
| , А
| 244,11 | 177,21 | 125,57 | 272,58 | 187,38 | 51,97 |
| , мм2
| 271,24 | 196,90 | 139,52 | 302,86 | 208,20 | 57,74 |
| , мм2
| ||||||
| , мм2
| ||||||
| , мм2
|
Задание 8
Произвести проверку выбранных сечений в задании 6: по условию длительно допустимого нагрева; по допустимым потерям напряжения. Район проектирования сети Северный Кавказ.
Решение:
Проверка условия длительно допустимого нагрева
Для участка сети 14.
Допустимый ток по нагреву с учетом поправки на температуру воздуха определяем по формуле (4.6):
А,
где 
= 1,05 из таблицы П.5 для средней июльской температуры Северного Кавказа (таблица П.3); 
– допустимый длительный ток для неизолированных проводов марок АС определяем по таблице П.4.
Послеаварийный режим
Для двухцепных радиально-магистральных линий ток послеаварийного режима определяется по выражению: 
:
А.
Аналогично проводим расчеты для остальных участков, и результаты помещаем в таблицу 4.6.
Таблица 4.6 – Проверка выбранных сечений по условию длительно допустимого нагрева
| Участок | |||||
 , мм2
| |||||
| , А
| 232,49 | 168,77 | 119,59 | 219,026 | 113,97 |
 , А
| 464,98 | 337,54 | 239,18 | 438,051 | 227,95 |
 , А
| 640,5 | 640,5 | 472,5 | 640,5 | 472,5 |
Выбранное экономически целесообразное сечения провода проходит по условию длительно допустимого нагрева, т.к. выполняется условие (4.7) для нормального и послеаварийного режима.
Проверка условия ограничения потерь напряжения
Проверяем выбор сечений проводов линий с точки зрения достаточного регулировочного диапазона трансформаторов с устройствами регулирования под нагрузкой с помощью соотношения (4.8).
Для участка сети 14.
Активные () и реактивные () сопротивления определяются по формулам (4.11):
Ом; 
Ом.
Определим потери напряжения в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (4.10):
кВ; 
%;
кВ; 
%.
Аналогично проводим расчеты для остальных участков, и результаты помещаем в таблицу 4.7.
Таблица 4.7 – Проверка выбранных сечений по допустимым потерям напряжения
| Участок | |||||
| P, МВт | |||||
| Q, Мвар | 38,06 | 27,78 | 19,88 | 36,61 | 19,11 |
| L, км | 22,5 | 22,5 | |||
| F, мм2 | |||||
| Ro, Ом/км | 0,118 | 0,118 | 0,204 | 0,118 | 0,204 |
| Xo, Ом/км | 0,405 | 0,405 | 0,42 | 0,405 | 0,42 |
| Rл, Ом | 1,33 | 1,33 | 3,06 | 1,77 | 2,35 |
| Xл, Ом | 4,56 | 4,56 | 6,30 | 6,08 | 4,83 |
 , кВ
| 2,54 | 1,85 | 2,28 | 3,23 | 1,67 |
| 2,31 | 1,68 | 2,07 | 2,94 | 1,52 |
 , кВ
| 5,08 | 3,70 | 4,56 | 6,46 | 3,34 |
| 4,62 | 3,36 | 4,14 | 5,87 | 3,04 |
Максимальные потери напряжения определяются путем суммирования потерь напряжения по участкам до электрически наиболее удаленной точки сети.
В нормальном режиме:
2,54+1,85+2,28=6,67 кВ;
3,23+1,67=4,9 кВ.
Максимальные потери напряжения в процентах:
2,31+1,68+2,07=6,07 %
2,94+1,52=4,45 %
Максимальная потеря напряжения в нормальном режиме 6,07 < 10%.
В послеаварийном режиме:
5,08+3,7+4,56=13,34 кВ;
6,46+3,34=9,8 кВ
Максимальные потери напряжения в процентах:
4,62+3,36+4,14=12,13 %.
5,87+3,04=8,91 кВ
Максимальная потеря напряжения в послеаварийном режиме 12,13 < 20%.
Выбранные сечения удовлетворяют условию длительно допустимого нагрева и допустимым потерям напряжения.
Задание 9
Произвести проверку выбранных сечений в задании 7: по условию длительно допустимого нагрева; по допустимым потерям напряжения. Район проектирования сети Северный Кавказ.
Решение:
Магистральный участок
Проверка сечений провода для линий магистрального участка 1456 произведена в задание 8.
Кольцо 1231
Проверка условия длительно допустимого нагрева в нормальном режиме
Допустимый ток по нагреву с учетом поправки на температуру воздуха для участка 12:
А.
Аналогично проводим расчеты для остальных участков, и результаты помещаем в таблицу 4.8.
Таблица 4.8 – Проверка выбранных сечений по условию длительно допустимого нагрева в нормальном режиме
| Магистраль 1456 | Кольцо 1231 | |||||
| Участок | ||||||
| , мм2
| ||||||
| , А
| 232,49 | 168,77 | 119,59 | 259,598 | 178,45 | 49,495 |
 , А
| 640,5 | 640,5 | 472,5 | 640,5 | 640,5 | 472,5 |
Проверка условия ограничения потерь напряжения в нормальном режиме
Проверяем выбор сечений проводов линий с точки зрения достаточного регулировочного диапазона РПН трансформаторов.
Для участка сети 12:
Активные (
) и реактивные (
) сопротивления участка
Ом; 
Ом.
Определим потери напряжения в нормальном режиме:
кВ; 
%;
Аналогично проводим расчеты для остальных участков, и результаты помещаем в таблицу 4.9.
Таблица 4.9 – Проверка выбранных сечений по допустимым потерям напряжения в нормальном режиме
| Магистраль 1456 | Кольцо 1231 | |||||
| Участок | ||||||
| P, МВт | 44,45 | 30,55 | 8,45 | |||
| Q, Мвар | 38,06 | 27,78 | 19,88 | 21,68 | 14,93 | 4,18 |
| L, км | 22,5 | 22,5 | ||||
| F, мм2 | ||||||
| Ro, Ом/км | 0,118 | 0,118 | 0,204 | 0,118 | 0,118 | 0,204 |
| Xo, Ом/км | 0,405 | 0,405 | 0,42 | 0,405 | 0,405 | 0,42 |
| Rл, Ом | 1,33 | 1,33 | 3,06 | 3,54 | 5,90 | 4,69 |
| Xл, Ом | 4,56 | 4,56 | 6,30 | 12,15 | 20,25 | 9,66 |
| , кВ
| 2,54 | 1,85 | 2,28 | 3,83 | 4,39 | 0,73 |
|
| 2,31 | 1,68 | 2,07 | 3,48 | 3,99 | 0,66 |
 , МВт
| 0,861 | 0,454 | 0,525 | 0,716 | 0,564 | 0,034 |
Максимальные потери напряжения в нормальном режиме:
Магистральный участок
2,54+1,85+2,28=6,67 кВ;
2,31+1,68+2,07=6,07 %
Кольцо 1231
Точка потокраздела – 3.
3,83+0,73=4,55 кВ
3,48+0,66=4,14 %
и
4,39 кВ; 
3,99 %
Максимальная потеря напряжения в нормальном режиме 6,07<10%, т.е. входит в пределы регулирования устройств РПН.
Выполним проверку выбранных сечений в послеаварийном режиме работы сети.
Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка 12.
При этом кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Для послеаварийного режима определяем:
– потоки мощности по участкам сети;
–наибольшие послеаварийные токи;
– потери напряжения.
Результаты расчета проведены в таблице 4.10.
Таблица 4.10 – Проверка выбранных сечений по допустимым потерям напряжения в послеаварийном режиме
| Магистраль 1456 | Кольцо 1231 | ||||
| Участок | 36,00 | 75,00 | |||
| P, МВт | 17,50 | 36,61 | |||
| Q, Мвар | 38,06 | 27,78 | 19,88 | 40,03 | 83,46 |
 , кВ
| 5,08 | 3,70 | 4,56 | 3,07 | 6,46 |
| 4,62 | 3,36 | 4,14 | 2,79 | 5,87 |
 , А
| 464,98 | 337,54 | 239,18 | 210,09 | 438,04 |
| , А
| 640,5 | 640,5 | 472,5 | 472,50 | 640,50 |
Максимальные потери напряжения в послеаварийном режиме:
Кольцо 1231 
2.79+5.87=8,66 %
Магистраль 1456 
4,62+3,36+4,14=12,13 %
Максимальная потеря напряжения в послеаварийном режиме 12,13<20 %, т.е. входит в пределы регулирования устройств РПН. Условие длительно допустимого нагрева для нормального и послеаварийного режима. Следовательно, выбранные сечения удовлетворяют всем техническим ограничениям.
Вопросы к заданиям 6-9
1. От каких факторов зависит расчетная токовая нагрузка?
2. В чем существо метода экономической плотности тока для определения сечений проводов?
3. Каковы условия проверки выбранных проводов?
4. Чем обусловлена допустимая температура для кабелей и проводов?
5. Какие режимы работы проводов должны проверяются по допустимому току?
Тема 5
Выбор номинальной мощности и числа трансформаторов на подстанции.
Теоретическая часть
При отсутствии подробной информации о графиках нагрузки проектируемых подстанций, в соответствии с существующей практикой проектирования, допускается упрощенный выбор мощности трансформаторов из условия допустимой перегрузки трансформаторов в послеаварийных режимах:
, (5.1)
где 
– наибольшая нагрузка на шинах низшего напряжения подстанции с учетом мощности установленных конденсаторных батарей по условию не превышения предельных значений коэффициента реактивной мощности (1.5) и условию выполнения баланса реактивной мощности в проектируемой сети (3.6); 
– число трансформаторов, устанавливаемых на подстанции; 
– коэффициент допустимой перегрузки трансформатора в послеаварийном режиме работы.
В соответствии с ГОСТом 14209-97 в послеаварийном режиме допускается перегрузка двухобмоточных трансформаторов на 40 % номинальной мощности, т.е. = 1,4. В соответствии с ТУ № 3411-001- 498-90-270-2005 в послеаварийном режиме допускается перегрузка автотрансформаторов на 20% номинальной мощности, т.е. = 1,2. Такие перегрузки допускаются на время максимума нагрузки продолжительностью не более 4 часов в сутки на протяжении 5 суток при условии, что коэффициент загрузки трансформатора в режиме, предшествующем послеаварийному, составлял не более 0,8 (0,7 для автотрансформатора).
Основные каталожные и расчетные данные трансформаторов приведены в таблицах П.8-П.10.
Задание 10
Выбрать силовые трансформаторы для проектируемой сети вариант 1 и вариант 2. Определение потерь мощности в нормальном режиме наибольших нагрузок для вариантов 1 и 2. В состав потребителей всех подстанций входят потребители I категория.
Решение:
При наличии на подстанциях потребителей I категории выбираем двухтрансформаторные подстанции.
Для вариантов 1 и 2 наибольшая нагрузка на шинах низшего напряжения подстанции мы берем из таблице 1.2 (расчетные нагрузки подстанций с учетом компенсации реактивной мощности по условию не превышения предельных значений коэффициента реактивной мощности по условию (1.5)), т.к. по условию выполнения баланса реактивной мощности в проектируемой сети (3.6) не было необходимо устанавливать дополнительные компенсирующие устройства ни для одного из вариантов.
Наибольшая нагрузка на шинах НН подстанции с учетом установленных компенсирующих устройств составит:
36+j14,4=38,77 МВ∙А;
39+j15,75=42,06 МВ∙А;
22+j8,4=23,55 МВ∙А;
17+j6,45=18,18 МВ∙А;
41+j16,35=44,14 МВ∙А.
Определим требуемые мощности трансформаторов из условия допустимой перегрузки двухобмоточных трансформаторов в послеаварийных режимах на 40% номинальной мощности по выражению (5.1):
38,77/1,4=34,01 МВ∙А;
42,06/1,4=36,89 МВ∙А;
23,55/1,4=20,66 МВ∙А;
18,18/1,4=15,95 МВ∙А;
44,14/1,4=38,72 МВ∙А.
Технические данные всех трансформаторов сводим в таблицу 5.1.
Таблица 5.1 – Результат выбора трансформаторов
| № п/ст | Тип трансформатора | 
МВ∙А
| пределы регули-рования | Каталожные данные | расчетные данные | |||||||
 ,кВ
| 
|  ,
| 
|  ,
|  ,
| 
| 
| |||||
| BH | HH | % | кВт | кВт | % | ом | ом | Квар | ||||
| ТРДН-40000/110 | ±9х1,78% | 10,5 | 10,5 | 0,65 | 1,4 | 34,7 | ||||||
| ТРДН-40000/110 | ±9х1,78% | 10,5 | 10,5 | 0,65 | 1,4 | 34,7 | ||||||
| ТРДН-25000/110 | ±9х1,78% | 10,5 | 10,5 | 0,7 | 2,54 | 55,9 | ||||||
| ТДН-16000/110 | ±9х1,78% | 10,5 | 0,7 | 4,38 | 86,7 | |||||||
| ТРДН-40000/110 | ±9х1,78% | 10,5 | 10,5 | 0,65 | 1,4 | 34,7 |
Вопросы к заданию10
1. Чем определяется выбор числа трансформаторов на подстанции?
2. Что такое перегрузочная способность трансформаторов?
3. От каких параметров работы трансформатора зависит его перегрузочная способность?
Список используемой литературы
1. Электротехнический справочник: В 4 т. Т. 3. Производство, передача и распределение электрической энергии / под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. (гл. ред. А.И. Попов). – М.: Издательский дом МЭИ, 2009. – 964 с.
2. Предельные значения коэффициента реактивной мощности // Приказ Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации от 22.02.2007 № 49 «О порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договорах энергоснабжения)».
3. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с.
4. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д. Л. Файбисовича. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: ЭНАС, 2012.
5. Сборник «Укрупнённые стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 35-1150 кВ» 324 тм - т1 для электросетевых объектов ОАО «ФСК ЕЭС» (СТО 56947007-29.240.124-2012). Утверждён приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 09.07.2012 № 385.
6. Правила устройства электроустановок. – 7-е изд.
Приложение 1
Справочные данные для решения заданий
Таблица П.1 – Технические характеристики конденсаторных установок УКЛ
Таблица П.2 Нормированные значения плотности тока для ВЛ
| Проводники | Плотность тока, А/мм2, при числе часов использования максимума нагрузки, Тmax, ч/год | ||
| более 1000 до 3000 | более 3000 до 5000 | более 5000 | |
| Неизолированные провода и шины: медные алюминиевые | 2,0 1,0 | 1,7 0,9 | 1,4 0,8 |
Таблица П.3 – Справочные данные по температурам, ветровым и гололедным районам
Продолжение таблица П.3 – Справочные данные по температурам, ветровым и гололедным районам
Таблица П.4 – Допустимые длительные токи и мощности для неизолированных проводов марок АС, АСК (допустимая температура нагрева +70 °С при температуре воздуха +25 °С)
Таблица П.5 – Поправочные коэффициенты на температуру воздуха для неизолированных проводов
Таблица П.6 – Расчетные данные ВЛ 35–150 кВ со сталеалюминиевыми проводами
Таблица П.7 – Расчетные данные ВЛ 220 кВ со сталеалюминиевыми проводами
| Таблица П.8 – Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 35 кВ | 
| Таблица П.9 – Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 110 кВ | 
| ||
| Таблица П.10 – Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 220 кВ | 
| ||||
 | |
 |
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
к практическим занятиям по дисциплине
«Электроэнергетические системы и сети»
для студентов направления подготовки бакалавриата
140400.62 Электроэнергетика и электротехника