Словарь сокращений и терминов по энергетике и электроэнергетике с расшифровкой - услуги электромонтажа, строительства и ремонта

MV – среднее напряжение

Содержание

AQ в энергетике что это такое

AB – аккумулятор

ABP – модуль бесперебойного питания

ATS – автоматическое переключение (резервное питание)

ADSC – автоматический выключатель сухого типа с бесступенчатым управлением конденсатором

AIMS EU – автоматизированная информационно-измерительная система учета энергоресурсов

AIMS EMS – Автоматизированная информационно-измерительная система для коммерческого выставления счетов за электроэнергию

AIMS ASE – автоматизированная информационно-измерительная система технического учета электроэнергии

ЗЕЛЕНЫЕ ЦЕЛИ – автоматизированная информационная система для раннего обнаружения образования льда

ALAR – система автоматического управления для асинхронного режима работы

РЕКЛАМА – автоматическое закрывание

APS – автоматическая пожарная сигнализация

АРМ – рабочая станция

APPN – Устройства автоматического регулирования напряжения нагрузки

ACCS – Система диспетчерского управления

ASC – асинхронный компенсатор

ASMD – автоматизированные системы мониторинга и диагностики

ATSU – автоматизированные системы управления технологическими процессами

ACS – автоматизированные системы управления

АСУП – Автоматизированная система управления технологическими процессами

AEMPS – асинхронный электромеханический преобразователь частоты

BK – конденсаторная батарея

BSC – статическая конденсаторная батарея

БПЛА – беспилотный летательный аппарат

ВДТ – высоковольтный трансформатор

SGS – вторичные основные генераторы

VCS – система видеоконференций

ВЛ – воздушная линия электропередачи

ВЛ – воздушная линия с защитным проводом

OPL – воздушная линия с самонесущими изолированными проводами

ВН – высокое напряжение

ВОЛС – волоконно-оптическая линия связи

DCS – муфта постоянного тока

VRG – группа вакуумных реакторов

TSD – питающее распределительное устройство

ВТСП – высокотемпературная сверхпроводящая

VTSP RTD – высокотемпературный токоограничивающий прибор на основе сверхпроводимости

ГИС – Географическая информационная система

ГОТВ – газовое огнетушащее вещество

ET – молниеотвод

EGR – реактор для подавления вспышки дуги

ДГУ – дизель-генераторная установка

ДЗО – дочерние и совместно контролируемые компании, занимающиеся передачей и распределением электроэнергии, в которых РОССЕТИ владеет акциями

ДЦ – диспетчерский центр

ЕНЭС расшифровывается как Единая национальная (общероссийская) электрическая сеть

ЕЭС – Единая энергетическая система

ZRU – герметичное распределительное устройство

ЗТР – неиспользуемая трансформаторная подстанция

EPS – заземляющее устройство

ИБП – источник бесперебойного питания

ИИК – Комплекс информационно-измерительных точек

ИС – Информационно-измерительная система

ИТС – показатель технического состояния

CA – распределительные устройства

КБ – конденсаторная батарея

CA – кабель – воздушная линия

CL – короткое замыкание

CL – силовая кабельная линия

КРУ – комплектное распределительное устройство

КРУЭ – распределительное устройство с воздушной изоляцией (смесь азота (N2) и кислорода (O2))

Распределительные устройства с элегазовой изоляцией (КРУЭ) – распределительные устройства с элегазовой изоляцией

GCC – комплектное стационарное односекционное распределительное устройство

КТП – комплектная трансформаторная подстанция

EPS – качество энергии

LAN – локальная вычислительная сеть

ЛНА – локальный нормативный акт Россети

ЛЭП – линия электропередач

М/с – система охлаждения свободного масла / система охлаждения свободного масла с продувкой и свободной циркуляцией масла

M/D/DC – система естественного охлаждения масла/система охлаждения обдува с естественной циркуляцией масла/система охлаждения обдува с принудительной циркуляцией масла через воздухоохладители

МТР – материально-технические ресурсы

MFC – многофункциональный микропроцессорный контроллер

IEC – Международная электротехническая комиссия

R & D – исследования и разработки

НН – низкое напряжение

RUL – Правила и положения

RGD – Техническая документация

LTS – низкотемпературная сверхпроводимость

LE – хранение энергии

NC – однофазное замыкание на землю

ОИК – Оперативный информационный комплекс

OCGT – оптический кабель, встроенный в грозозащитный трос

RTU – устройство защиты от нелинейных перенапряжений

ОЭР – опасная производственная установка

ОПС – станция управления подстанцией

ОДД – организационно-распорядительный документ РОССЕТИ

открытое распределительное устройство – открытое распределительное устройство

ОРЭМ – оптовый рынок электроэнергии и мощности

ОТС – оперативно-технологический контроль

ОТС – оперативно-технологическое управление электросетевым комплексом

ЕЭС – Единая энергетическая система

PA – автоматическая система аварийного управления

BHP – промышленная безопасность

ОКТ – обмен ветвями без возбуждения

EQR – показатели качества электроэнергии

ПП – промежуточная точка

PCS – программно-аппаратный комплекс

ОКТ – принципы технической эксплуатации подстанций и электрических сетей

EAM – регистраторы аварийных событий

RASP – регистрация чрезвычайных событий и процессов

РД – руководящий документ

DSC – сухие дугогасительные реакторы с конденсаторным управлением

RPA – Релейная защита и автоматизация

EPS – молниеотвод

DS – распределительное устройство

VAV – управление напряжением нагрузки

Релейная линия – радиорелейная линия

ДГК – дистрибьюторская компания (дочернее предприятие ПАО “Россети”)

РТС – распределительная трансформаторная подстанция

распределительный щит – распределительное устройство

Релейная панель – распределительный щит

РЭС – регион электрических сетей

SC – центр ситуационного анализа

BPS – система бесперебойного питания

AS – уровень загрязнения воздуха

SI – измерительное устройство

ISS – изолированный самонесущий кабель

RMS – меры по компенсации реактивной мощности

MV – среднее напряжение

AGS – единая система управления временем

DCS – операционная система постоянного тока

система оповещения о пожаре и управления эвакуацией

ССБ – интегрированное производственное здание

ПЭ – сшитый полиэтилен

NRC – устройство регулирования напряжения

ARPS – Информационно-поисковая и коммуникационная система

ECCN – Коммуникационная сеть конвергенции электроэнергии

СКС – сеть спутниковой связи

STATCOM – статический компенсатор на основе преобразователей напряжения.

STC – статический тиристорный компенсатор

СТО – организационный стандарт

OHSMS – Система управления охраной труда и промышленной безопасностью

OMS – система управления производственными активами

SMS – Система управления электрическими сетями

TAI – Тепловая автоматика и измерения

THR – трехфазное автоматическое повторное включение

ТН – трансформатор напряжения

ТОиР – техническое обслуживание и ремонт

ТП – трансформаторная подстанция

RTU – техническое дооснащение и переоборудование

RTG – тиристорная реакторная группа

TSN – вспомогательный трансформатор

ТТ – трансформатор тока

ТЭО – технико-экономическое обоснование

FER – Топливно-энергетические ресурсы

UBP – источник бесперебойного питания

AS – узлы доступа

SPD – устройство защиты от перенапряжений

УКВ – сверхнизкая частота (радиоволна)

RCCP – блок компенсации реактивной мощности

RCC – продольная компенсация индуктивного сопротивления

UPNKP – Несанкционированное устройство одновременной смены полюсов

CBFP – устройство резервирования неисправностей выключателя

УСО – устройство сцепления объектов

DCU – оборудование для сбора и передачи данных

RCCB – управляемое устройство для продольной компенсации сопротивления линии

UVC – ультрафиолетовый контроль

SR – управляемый шунтирующий реактор

FKU – блок компенсации фильтра

DSF – фильтрующе-симметричное устройство

CP – энергоцентр (трансформаторная подстанция) напряжением 35-110 (220)/6-20 кВ

Электросетевой комплекс России уделяет все больше внимания внедрению инновационных решений, позволяющих строить воздушные линии (ВЛ) с лучшими технико-экономическими и экологическими показателями. Данная работа основана на ряде документов, разработанных Федеральной сетевой компанией.

Юрий Гунгер, Председатель совета директоров, Группа ЭЛСИ
Геннадий Данилов, Генеральный директор, FENIX-88
Юрий Лавров, Председатель совета директоров, FENIX-88 Ltd. Факультет ТЭВН Новосибирского государственного технического университета

В электросетевом комплексе Российской Федерации все большее внимание уделяется внедрению инновационных решений, позволяющих строить воздушные линии (ВЛ) с лучшими технико-экономическими и экологическими показателями. Данная работа основана на ряде документов, разработанных под руководством ФСК ЕЭС.

В Правилах технической политики ОАО “ФСК ЕЭС”, в главе “Воздушные линии”, указано, что одной из основных задач электросетевого строительства является достижение максимальной компактности воздушных линий. В этом же документе рекомендуется использовать полимерные консольные изоляционные подвески для ВЛ 220 кВ.

Основные положения (Концепция) технической политики в электроэнергетике России до 2030 года предусматривают сокращение металлоемких подстанций и воздушных линий при создании новых сетей генерации. Кроме того, в [1] говорится о необходимости обеспечения оптимального использования земельных и лесных участков при проектировании воздушных линий.

Всем этим требованиям отвечают совместные разработки “ЭЛСИ Стальконструкция”, “Феникс-88” и Новосибирского государственного технического университета, которые повышают эффективность, экономичность и эксплуатационную надежность воздушных линий 110-220 кВ. Основные инновационные решения при строительстве воздушных линий нового поколения включают в себя изолирующие траверсы (ИТ), узкоопорные быстровозводимые опоры, новые конструкции фундаментов и линейные защитные устройства (ЛЗУ), встроенные в ИТ.

Преимущества новых решений

Максимальная эффективность от использования изоляционных балок достигается, когда они сочетаются с узкими опорными конструкциями. В этом случае использование изоляционных балок дает возможность

Снизить расход материалов на опоры на 20-25%;
исключение обрыва троса в случае падения на него дерева в результате вращения поперечного рычага с нормированной жесткостью крепления ИТ к пилону в продольном направлении;
как можно ближе к проводам воздушной линии, уменьшая напряженность электрического и магнитного поля под проводами воздушной линии и увеличивая пропускную способность воздушной линии за счет снижения волнового сопротивления при одновременном увеличении компактности канала передачи энергии.

Использование узкобазовых быстросъемных опор позволит:

чтобы сделать канал передачи энергии более компактным в поперечном сечении;
уменьшить ширину прохода и площадь участка для опор воздушных линий электропередач;
сократить время и стоимость строительства ВЛ, что важно для строительства ВЛ в северных регионах страны со сложными геологическими и климатическими условиями;
уменьшение объема земляных работ по устройству фундаментной части столбов воздушных линий электропередачи;
повысить молниестойкость воздушных линий электропередачи при прохождении через леса и низины в холмистой местности за счет естественного экранирования полюсов воздушных линий электропередачи окружающим ландшафтом.

ЛЗА, интегрированные с ИТ, позволят еще больше повысить молниестойкость ВЛ и отказаться от использования грозотросов, что упростит строительство опор, исключит аварии, вызванные обрывом грозотросов, падающих на провода ВЛ, и снизит затраты на монтаж при строительстве ВЛ.

Новые конструкции фундаментов с использованием одиночных трубчатых свай, винтовых узкозагнутых свай и групп свай, соединенных металлической подвесной конструкцией, расширяют возможности строительства воздушных линий электропередачи в районах со сложными грунтовыми условиями. Фундаменты, разработанные компанией “ЭЛСИ Стальконструкция” с использованием болтовых соединений, облегчают установку опор в полевых условиях при низких температурах.

КВЛ: международная практика

С 1960-х годов за рубежом предпринимались многочисленные попытки построить компактные воздушные линии (КВЛ) с использованием ИТ-технологий. Первые конструкции не соответствовали эксплуатационным требованиям из-за отказов полимерных изоляторов (ПИ), вызванных низким качеством технологии их изготовления и непониманием электрофизических процессов, приводящих к отказам ПИ [2]. К 2000 году за рубежом и в нашей стране были решены основные проблемы новой технологии изготовления ПИ и методов испытаний, что значительно повысило эксплуатационную надежность ПИ (изолирующих траверс) и позволило строить высокотехничные и экономичные КВЛ.

Комбинированное использование IT и узких опорных кронштейнов позволяет создавать воздушные линии, привлекательность которых обусловлена следующими соображениями.

– Сближение проводов путем жесткого крепления их к ИТ и использование при необходимости межфазных изолирующих стоек снижает импеданс линии и тем самым увеличивает предельную мощность, передаваемую при том же номинальном напряжении воздушной линии, т.е. появляется возможность передавать большую мощность по воздушной линии без необходимости перехода на большее сечение проводов.
– Воздушные линии более экологичны, так как напряженность электрического и магнитного поля под и вблизи трассы воздушной линии значительно снижается, а ширина просеки в лесных массивах уменьшается и стоимость просеки снижается [3].
– Относительно короткие пролеты и низкие, легкие быстросъемные кронштейны повышают молниестойкость воздушных линий за счет установки ЛЗА и естественного экранирования линий через окружающий ландшафт.
За последние 10-15 лет за рубежом все чаще строятся одноконтурные и двухконтурные ЭПЛ различных классов напряжения. Примером может служить линия EPL 400 кВ компании ABB&STRI, которая проходит через Норвегию, Швецию и Финляндию [4]. Промежуточные башни, используемые в данной EPL, – это башни с узким основанием и небольшой высотой (до 19 м). Вместо горизонтальной укладки проводов с расстоянием между фазами 8 м, они были уложены в треугольном расположении с расстояниями между фазами 6,4 и 5,4 м (рис. 1a, b).
Для повышения молниестойкости ВЛ отказались от грозозащитного троса и установили ЛЗА на верхней (вертикальной) изоляционной поперечине (рис. 1в). Небольшая высота кронштейна еще больше увеличивает возможности молниезащиты воздушной линии. Жесткое крепление проводника значительно сокращает расстояние проводника от столба. Ширина просеки для ВЛ значительно меньше, чем для традиционных воздушных линий (Рисунок 1e, f), а близость проводов приводит к максимально возможной компенсации электрических и магнитных полей разнородных фаз, что позволяет строить ВЛ 400 кВ в населенных пунктах, а не в обход их (Рисунок 1d).

Рисунок 1: ВЛ 400 кВ ABB&STRI с использованием изолирующих траверс и узких балок

AHV: российское законодательство

Следует отметить, что возможно строительство воздушных линий нового поколения компактным, экономичным и экологически безопасным способом путем адаптации некоторых положений седьмого издания. В частности, следует определить возможность следующих решений:

Уменьшение расстояния между ближайшими проводниками разных цепей на двухцепных башнях, например, для ВЛ 220 кВ с рекомендуемых 6 м до 4,5-5 м, что вполне осуществимо для пролетов 230-280 м узкоопорных высокоскоростных башен (п. 2.5.95 ПУЭ-7);
Уменьшение свободного расстояния между проводами и опорами, например, для ВЛ 220 кВ с рекомендуемых 2,5 м до 1,8 м, что означает, что расчетным условием будут грозовые перенапряжения, а не безопасный подъем на опору (п. 2.5.125 ПУЭ-7).

Размеры изоляции воздушной линии 400 кВ (рис. 1) между столбом и проводом (изоляционный промежуток) составляют 2,8-2,9 м. Очевидно, что учет зарубежного опыта использования уменьшенных расстояний между изоляторами в КВЛ приведет к строительству более эффективных отечественных компактных линий электропередачи.

Отечественные компоненты CVL

В настоящее время на российском рынке представлено несколько моделей узкоколейных опор, напр. Опоры, изготовленные из гнутых стальных профилей, предлагаются компанией ЭЛСИ (рис. 2).

Рис. 2 Быстровозводимые узкобалочные опоры конструкции ЭЛСИ

Компания “Феникс-88” разработала первые версии ИТ-опор для ВЛ 110-220 кВ с учетом требований [5]. Балки крепятся к столбу двумя специальными узлами, один из которых выполнен с фиксированной жесткостью крепления для обеспечения поворота балок вдоль оси HVL в случае обрыва троса (рис. 3а). Последнее обстоятельство снижает материалоемкость опоры за счет исключения этого расчетного режима разрушения при ее проектировании. Расчеты показали, что замена металлических траверс на изолирующие опоры типа ПС220П-1М для однопутной ВЛ 220 кВ снижает вес на 24%, а при использовании ИТ со встроенной ЛЗА – на 31%.

Рис. 3 Эскиз конструкции ИТ (a) и ее крепления к мачте башни (b, c)

Конструкторы “ФЕНИКС-88” и “ЭЛСИ Стальконструкция” разработали узлы крепления ИТ к узкой стойке балки (рис.3б,в) и провели механические испытания ИТ и узлов крепления на полигоне ЭЛСИ.
Для повышения эффективности одноцепной СЭЛ 220 кВ разрабатывается перспективная конструкция узкобалочной опоры без кабельных опор, с треугольным расположением кабеля в ИТ и с установкой ЛЗА на верхней фазе (рис.4).

Рисунок 4: Один из строительных объектов EPL 220 кВ с использованием IT и узкобалочных столбов с установкой ЛЗА на верхней фазе.

Перспективы использования изолирующих траверс

Конструктивно ИТ состоит из линейных полимерных изоляционных (ПИ) компонентов – стекловолоконного стержня и кремнийорганического покрытия. К преимуществам PI относятся меньший вес, простота транспортировки и установки, а также устойчивость к вандализму. Однако неопределенность фактического срока службы из-за отсутствия достаточного опыта их эксплуатации в различных климатических условиях, производственные дефекты, а также сложная и длительная процедура обнаружения изолятора, поврежденного в результате электрического пробоя на границе между стеклопластиковым стержнем и силиконовым покрытием, препятствуют более широкому использованию ПИ.

В то же время, как сообщается в [6, 7], опыт эксплуатации ПИ с силиконовыми оболочками в целом считается успешным, хотя радикального перехода от стеклянных изоляторов к ПИ ожидать не следует.

В последнее время на смену ПИ второго поколения пришли изоляторы третьего поколения с улучшенными механическими и диэлектрическими свойствами. Поэтому можно предположить, что полимерные изоляторы третьего поколения будут использоваться на ВЛ 110 и 220 кВ в ближайшем будущем.

В случае внутренней трещины ПИ (на границе раздела между полимерным покрытием и стекловолоконным стержнем) полимерное покрытие обычно остается неповрежденным, что затрудняет поиск поврежденного ПИ, хотя в этой области имеются некоторые достижения. Например, в [8] было предложено дополнить конструкцию ПИ пиротриггером, который срабатывает, когда ток электрического разряда проходит через изолятор и разрушает полимерную оболочку, позволяя визуально определить поврежденный изолятор. В [9] рассматривается возможность установки на ПИ специальной стеклянной накладки, которая меняет цвет при увеличении напряженности электрического поля, сигнализируя о необходимости замены ПИ.

В настоящее время ЗАО “Феникс-88” работает над созданием аппаратного беспроводного диагностического комплекса на базе сети ZigBee, который позволит проводить диагностику ПИ и ИТ.

Специалисты СибНИИЭ разработали систему мониторинга грозовых и молниевых условий на трассах воздушных линий. Система автоматически регистрирует и сохраняет в базе данных информацию о ситуации на ВЛ, включая короткие замыкания, которые могут быть вызваны как перекрытием изоляции ВЛ во время грозовых разрядов, так и внутренними отказами ПИ. Точность определения места повреждения в воздушных линиях составляет один пролет (около 300 м).

Можно предположить, что в ближайшем будущем улучшение качества ПИ и новые методы диагностики ПИ приведут к практическому внедрению изоляционных траверс.

Заключение

Внедрение инновационных технических решений при строительстве ВЛ должно основываться на комплексном подходе, когда на стадии проектирования конкретных ВЛ одновременно применяются новые решения и конструктивные элементы: узкие опоры; более совершенные конструкции фундаментов; ИТ с параметрами, характерными для ПИ третьего поколения; ИТ со встроенными молниеотводами; системы непрерывного мониторинга технического состояния и обнаружения поврежденных ПИ. Такой подход позволит построить ОЛ 110-220 кВ с лучшими техническими, экономическими и экологическими показателями.

Литература

СТО 56947007-29.240.55.016-2008 Нормы технологического проектирования воздушных линий электропередачи 35-750 кВ: Стандарт ФСК ЕЭС.
Шидловский А., Шумилов У., Щерба А., Золотарев В. Высоковольтные полимерные изоляторы. Киев: Сучасність, 2008. 252 с.
Голиков М. За деревьями не видно линий электропередач// Энергоэксперт. 2010. № 4.
Nordic Utilities разрабатывает новую компактную конструкцию линии на 400 кВ// ИВМР Изоляторы Новости и обзор рынка. 2002, Vol 10, No 3. P.12-17.
СТО 56947007-29.120.90.033-2009 Траверсы изолирующие полимерные для опор ОЛ 110-220 кВ. Общие технические требования, правила приемки и методы испытаний: Стандарт Федеральной сетевой компании.
Арбузов Р., Овсянников А. Современные методы диагностики воздушных линий электропередач. Новосибирск: Наука, 2009. 180 с.
Горур Р. Будущее электрических изоляторов: мнение шести американских энергетических компаний // Энергоэксперт, 2010, № 6. С. 50-53.
Патент на полезную модель № 103664 Подвесной полимерный изолятор / Гунгер Ю.Р. – М., 2010.
Gutman I. Вертолетные и наземные методы обнаружения дефектных/поврежденных изоляторов/ Всемирный конгресс ИВМР. Сеул, 2011, 17-20 апреля.

© ЗАО “Новости Электротехники
Использование материалов данного сайта допускается только с письменного разрешения редакции
При цитировании материала гиперссылка на сайт с указанием автора обязательна

(в) достаточность трансформаторов данного РУ, которая обеспечивается, если номинальная мощность наибольшего генерирующего агрегата (генератора) электростанции, присоединенного (присоединяемого) к данному РУ, не превышает начальную нагрузочную способность трансформаторов данного РУ, определенную в соответствии с пунктом 9 настоящих Методических рекомендаций.

Приказ Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации от 30 апреля 2008 г. № 216 “Об утверждении методических рекомендаций по определению исходных параметров выдачи мощности построенных (реконструированных) генерирующих объектов в условиях нормальной работы электроэнергетической системы, учитываемых при определении платы за технологическое присоединение таких генерирующих объектов к электросетевому оборудованию”.

В соответствии с Положением о Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации, утвержденным Правительством Российской Федерации 16 июня 2008 года. N 284 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 25, ст. 2566; N 38, ст. 3803; 2005, N 5, ст. 390; 2008, N 10 (ч. 2), ст. 936; N 13, ст. 1309) приказываю следующее

1. Утвердить прилагаемые Методические рекомендации по определению предварительных параметров мощности построенных (реконструированных) генерирующих объектов в нормальных режимах работы энергосистемы, учитываемых при определении платы за технологическое присоединение указанных генерирующих объектов к электросетевому оборудованию.

2 Заместитель министра А.В. Дементьев несет ответственность за контроль за выполнением настоящего приказа.

Министр

В.Б. Христенко

Методологические рекомендации
об определении предварительных параметров достижимой мощности построенных (реконструированных) генерирующих объектов в условиях нормальных режимов работы энергосистемы, учитываемых при определении платы за технологическое присоединение этих объектов к оборудованию электрической сети
(утверждено приказом Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации от 30 апреля 2008 г. № 216)

I. Общие положения

1. Настоящие Методические указания (далее – Методические указания) устанавливают порядок определения предварительных параметров генерирующей мощности строящихся (реконструируемых) генерирующих объектов в нормальных условиях функционирования энергосистемы, учитываемых при определении платы за технологическое присоединение таких генерирующих объектов к электросетевому оборудованию (далее – предварительные параметры), который рекомендуется применять сетевым организациям и лицам, обращающимся в сетевые организации за узловыми подстанциями, превышающими максимальную длину линии, установленную в Приложении 1 к настоящим Методическим указаниям.

Настоящие Методические указания не распространяются на порядок определения параметров систем электроснабжения строящихся (реконструируемых) генерирующих объектов, разрабатываемых заявителями, сетевыми организациями или привлекаемыми ими лицами в целях обеспечения электроснабжения генерирующих объектов, определения технических условий их технологического присоединения к оборудованию электрических сетей и обеспечения надежной работы энергетического оборудования в зоне расположения этих генерирующих объектов.

(2) В настоящем Руководстве используются следующие термины и определения:

Линия электропередачи – линия электропередачи;

Воздушная линия – воздушная линия электропередачи;

КЛ – кабельная силовая линия;

КЛЛ – кабельная воздушная линия электропередачи;

Распределительные устройства – распределительные устройства;

Открытое распределительное устройство – открытое распределительное устройство;

ZRU – закрытое распределительное устройство;

Распределительные устройства с элегазовой изоляцией – комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией;

КТП – комплектная трансформаторная подстанция;

ПС – электрическая подстанция;

ТЭО – технико-экономическое обоснование;

предварительная схема электроснабжения электростанции – совокупность основных предварительных технических решений и технологических параметров соединения строящихся (реконструируемых) объектов генерации электроэнергии с объектами электрической сети, обеспечивающими электроснабжение электростанции;

допустимая пропускная способность ЛЭП – допустимая активная мощность, передаваемая по линиям электропередачи при стандартизированной плотности тока;

естественная мощность линии электропередачи – активная мощность, передаваемая по линии электропередачи, при которой зарядная мощность линии электропередачи равна потерям реактивной мощности в этой линии;

Узловая подстанция – подстанция, используемая при разработке предварительного плана электроснабжения строящихся (реконструируемых) объектов генерации к объектам электросетевого хозяйства (независимо от уровня их нагрузки) для целей настоящих Методических указаний с учетом перечня узловых подстанций, утверждаемого и актуализируемого Министерством промышленности и энергетики Российской Федерации, с учетом новых узловых подстанций, строительство которых предусмотрено инвестиционной программой сетевой организации (если плановые сроки

3 Предварительные параметры включают:

количество и номинальная мощность подключаемого генерирующего оборудования (единицы, МВт);

количество и класс напряжения распределительных устройств существующих генерирующих объектов (единицы, кВ);

количество и класс напряжения новых генерирующих мощностей (единицы, кВ);

количество генерирующих ячеек, которые необходимо построить для каждого класса напряжения (единицы, кВ);

количество и мощность устанавливаемых трансформаторов связи (единицы, МВтчА);

перечень узловых подстанций, используемых в предварительном плане электроснабжения строящихся (реконструируемых) объектов генерации, и их класс напряжения (кВ);

количество и класс напряжения существующих линий электропередачи, включенных в предварительный план электроснабжения генерирующих объектов (единицы, кВ)

количество, класс напряжения и протяженность строящихся линий электропередачи (единицы, кВ, км), достаточные для составления предварительного плана электроснабжения строящихся (реконструируемых) объектов генерации (в привязке к узловой станции)

количество ячеек трехфазного распределительного устройства, ячеек управляемого шунтирующего реактора и ячеек трансформаторного оборудования (авто);

сроки выполнения отдельных видов работ, связанных с технологическим присоединением строящейся (реконструируемой) электростанции к электросетевому оборудованию (по перечню, указанному в пункте 19 настоящих Методических указаний).

4 Исходными данными для определения предварительных параметров являются:

(a) предполагаемое местоположение генерирующих объектов, планируемых к строительству (реконструкции);

b) количество и номинальная мощность генерирующих объектов, которые планируется установить, сумма номинальных мощностей существующих генерирующих объектов;

(c) класс напряжения распределительного устройства, к которому подключены линии электропередачи в рамках первоначального плана выработки электроэнергии на установке, как это требуется в разделе III настоящего Руководства;

(d) схематическую карту электрической сети в районе (предполагаемого) расположения объектов генерации, подлежащих строительству (реконструкции), с географической привязкой к объектам электроэнергетики;

(e) нормальная схема подключения к электрическим сетям в районе предполагаемого расположения строящихся (реконструируемых) генерирующих объектов.

Данные, указанные в пунктах (a), (b) и (c) настоящего параграфа, должны быть предоставлены сетевой организации заявителем.

Информация, указанная в пунктах (d) и (e) настоящего параграфа, предоставляется заявителю сетевой организацией по объектам электросетевого хозяйства, с которыми технологически связаны генерирующие объекты заявителя.

(5) Последовательность действий при определении исходных параметров выходной мощности строящихся генерирующих объектов определена в Приложении 2 к настоящему Руководству.

Последовательность действий по определению исходных параметров выходной мощности реконструированных генерирующих объектов изложена в Приложении 3 к настоящим Методическим указаниям.

II. Общие условия для определения графиков поставки первоначальной мощности

6. Первоначальная схема электроснабжения должна определяться с учетом необходимости выполнения следующих условий:

(a) достаточность пропускной способности линий электропередачи, включенных в первоначальную схему электроснабжения электростанции, которая обеспечивается, если сумма номинальных мощностей всего генерирующего оборудования электростанции не превышает мощности первоначальной схемы электроснабжения электростанции, определенной в соответствии с пунктом 7 настоящих Методических рекомендаций;

(b) достаточность начальной мощности РВ электростанции, которая обеспечивается, если сумма номинальных мощностей генерирующего оборудования электростанции, подключенного (подключаемого) к данному РВ, не превышает начальную мощность РВ электростанции, определенную в соответствии с пунктом 8 настоящего Руководства;

(c) достаточность трансформаторов ВФ, которая должна быть обеспечена, если номинальная мощность самого крупного генерирующего агрегата (генератора) электростанции, присоединенной (присоединяемой) к данной ВФ, не превышает начальную нагрузочную способность трансформаторов данной ВФ, определенную в соответствии с пунктом 9 настоящих Методических указаний.

(7) Мощность первоначального плана электроснабжения электростанции определяется как сумма начальных максимальных мощностей, передаваемых по отходящим от электростанции линиям электропередачи всех классов напряжения, как существующим, так и новым, строительство которых предусмотрено инвестиционной программой сетевой организации (если планируемый срок ввода в эксплуатацию этих линий электропередачи наступает ранее срока ввода в эксплуатацию данного генерирующего объекта) или учитывается при установлении платы за технологическое присоединение для данного

Начальная максимальная пропускная способность линии электропередачи определяется: для сетей напряжением 35 кВ и ниже – как допустимая пропускная способность линии электропередачи с учетом номинальной плотности тока, определяемая в соответствии с Приложением 4 к настоящим Методическим указаниям;

для сетей напряжением 110 кВ и выше – как естественная мощность линии электропередачи с учетом ограничения допустимой токовой нагрузки, равная произведению естественной мощности линии электропередачи, определенной согласно приложению 1 к настоящим Методическим указаниям, на коэффициент естественной мощности линии электропередачи, принимаемый равным 1 для номинального напряжения 330 кВ и выше, 1,2 – для номинального напряжения 220 кВ, 1,4 – для номинального напряжения 110 кВ.

8. Начальная мощность нагрузки электростанции GH определяется как сумма начальных максимальных мощностей, передаваемых по линиям электропередачи, отходящим от этой GH, и начальной мощности нагрузки трансформаторов этой GH.

Учитываются ЛЭП и РГ, как включенные в план существующей мощности электростанции (при строительстве (реконструкции) генерирующих объектов на действующей электростанции), так и новые, необходимые для обеспечения подачи дополнительной мощности.

(9) Начальная мощность трансформаторов РГ электростанции определяется как сумма номинальных мощностей соединительных трансформаторов (автотрансформаторов), через которые данная РГ подключена к более высоким классам напряжения, за вычетом мощности трансформатора с наибольшей мощностью, умноженной на коэффициент мощности (cos*), равный 0,85.

При этом учитываются ГФ, включенные в существующую систему эвакуации мощности электростанции (в случае строительства (реконструкции) генерирующих объектов на существующей электростанции) и новые ГФ, необходимые для обеспечения дополнительной мощности строящихся (реконструируемых) генерирующих объектов.

III. Условия для определения начальных параметров распределительного устройства

10. Количество РГК строящихся (реконструируемых) электростанций определяется исходя из условий достаточного количества трансформаторов РГК и достаточной начальной передающей мощности электростанции, определяемой в соответствии с пунктами “б” и “в” раздела 6 настоящих Методических рекомендаций.

Должны соблюдаться следующие условия:

(a) мощность всего комплекта электрооборудования, через которое строящаяся (переоборудуемая) электростанция подключена к РГ электростанции, должна обеспечивать подачу полной номинальной мощности электростанции на шины указанной РГ;

(b) новые объекты по производству электроэнергии (генераторы) должны быть подключены к следующим классам напряжения

110 кВ и ниже – если мощность нового генератора (энергоблока) составляет до 30 МВт;

не ниже 110 кВ – для мощности нового генератора (энергоблока) от 30 до 160 МВт;

не менее 220 кВ до коммутационной станции, или 330 кВ, если в районе размещения электростанции отсутствует сеть с классом напряжения, указанным, не менее 330 кВ – для нового генератора (энергоблока) мощностью от 160 до 330 МВт;

не ниже 500 кВ, или 330 кВ, если в районе расположения электростанции нет сети такого класса напряжения – не ниже 330 кВ для нового генератора (энергоблока) мощностью 330 МВт и более;

c) в случае, если реконструируемая электростанция не имеет класса напряжения, подходящего для подключения оборудования нового поколения, должно быть построено новое распределительное устройство того же класса;

(d) в случае строительства (реконструкции) электростанции с двумя и более РГ электростанции, РГ электростанции должны быть соединены посредством двух и более трансформаторов (автотрансформаторов) с номинальной мощностью не менее номинальной мощности наибольшего генератора (энергоблока) электростанции, подключенного к РГ низшего напряжения.

11. Классы напряжения распределительных устройств предварительной схемы электростанции определены в соответствии со шкалой номинальных напряжений, принятой в Единой энергосистеме России и технологически изолированных территориальных энергосистемах:

IV. Условия для определения начальных параметров линии передачи

12. 12) Количество линий электропередачи, планируемых к строительству для обеспечения мощности строящихся (реконструируемых) электростанций, определяется исходя из условия достаточной пропускной способности этих линий электропередачи, определяемой в соответствии с подпунктом “а” пункта 6 настоящих Методических рекомендаций.

Должны соблюдаться следующие условия:

(a) Строящиеся линии электропередачи должны соединять распределительные пункты электростанций с узловыми подстанциями со следующими характеристиками:

суммарная мощность электростанций (включая пуск новой генерации) не более 2 МВт – высший класс напряжения 10 (6) кВ, с подключением не менее трех линий электропередач высшего класса напряжения;

суммарная мощность электростанций (включая пуск новой генерации) не более 30 МВт – высший класс напряжения 35 (20) кВ, с подключением не менее трех линий электропередач высшего класса напряжения;

для общей мощности электростанции более 30 МВт

с высшим классом напряжения 110 кВ или 220 кВ, с подключением не менее трех линий электропередачи и не менее двух трансформаторов (автотрансформаторов) высшего класса напряжения, или

высший класс напряжения 330 кВ и более, при этом в высшем классе напряжения подключены по меньшей мере две линии электропередачи и по меньшей мере один автотрансформатор;

(b) соединение распределительного устройства электростанции с одной подстанцией должно осуществляться максимум через четыре трассы ЛЭП одного класса напряжения;

(13) При отсутствии распределительного пункта в качестве распределительного пункта генерирующей станции принимается ближайшая подстанция того класса напряжения, к которому должен быть подключен новый генерирующий объект.

(14) Классы напряжения линий электропередачи первоначального плана электроснабжения электростанции определяются в соответствии со шкалой номинальных напряжений, указанной в пункте 11 настоящего Руководства.

15. Длина линии электропередачи предварительной схемы распределения мощности электростанции определяется как расстояние по прямой линии между географическими координатами реконструируемой электростанции (предполагаемым местом расположения строящейся электростанции) и географическими координатами узловой станции (узловых станций), выбранной заявителем и согласованной сетевой организацией в порядке, предусмотренном договором технологического присоединения. При этом при определении длины ЛЭП должно быть обеспечено ее соответствие предельным значениям длины ЛЭП, указанным в Приложениях 1 и 4 к настоящим Методическим рекомендациям.

16. Если электростанция (участок земли для строительства электростанции) расположена в плотно застроенной городской или промышленной зоне, где невозможно провести воздушную линию, для подключения линии электропередачи к электростанции может быть построена КЛ или ВОЛС при условии, что длина кабельных секций не превышает предельных значений, указанных в Приложении 1 к настоящему Руководству.

(17) Исходные параметры ЛЭП, определенные в соответствии с настоящим пунктом, должны удовлетворять условиям приемлемости установленного состава ЛЭП, определенным в Приложении 2 к настоящим Методическим рекомендациям.

(18) Количество ячеек трехфазных распределительных устройств, ячеек управляемых шунтирующих реакторов и ячеек трансформаторного оборудования (авто) должно соответствовать количеству линий электропередачи, рассчитанных в соответствии с пунктом 12 настоящих Методических указаний.

Газоизолированные высоковольтные выключатели, разъединители, трансформаторы тока, трансформаторы напряжения и устройства релейной защиты ячеек выключателей должны быть включены в ячейки выключателей. Трансформаторные (реакторные) ячейки должны включать трансформаторы (реакторы), ограничители перенапряжений и релейные защитные устройства трансформаторов (реакторов).

V. Рекомендуемые сроки реализации мероприятий по технологическому присоединению генерирующих установок к электросетевому оборудованию

19. Рекомендуется реализовать мероприятия по технологическому присоединению объектов генерации к электрическим сетям в следующие сроки:

1) если договором технологического присоединения на сетевую организацию возложена обязанность по разработке плана отбора мощности от строящихся (реконструируемых) генерирующих объектов:

Разработка технического задания на разработку схемы распределения мощности электростанции и согласование его с заявителем – 30 рабочих дней

Утверждение системным оператором технического задания на разработку схемы распределения мощности электростанции – 5 рабочих дней;

Разработка схемы выдачи мощности электростанции – 200 календарных дней;

Утверждение заявителем плана выдачи мощности электростанции – 10 рабочих дней;

Утверждение плана поставки мощности электростанции системным оператором – 15 рабочих дней (в случае особо сложного технологического присоединения этот срок может быть продлен в соответствии с действующими нормативными актами Российской Федерации);

2) Разработка технических условий на технологическое присоединение – 20 рабочих дней;

3) Согласование технических условий с заявителем – 15 рабочих дней;

4) согласование технических условий с оператором системы – 15 рабочих дней (в случае особо сложного характера технологического присоединения данный срок может быть продлен в соответствии с действующими правовыми актами Российской Федерации);

5) условия технических условий, включая работы по проектированию и строительству (реконструкции) объектов электросетевого хозяйства, определяемые в соответствии с приложением № 5 к настоящим Методическим указаниям, в зависимости от потребностей строительства (реконструкции) объектов электросетевого хозяйства, определяемых исходя из иных предварительных параметров выходной мощности строящихся (реконструируемых) объектов генерации.

Приложение 1
к методическим рекомендациям, касающимся
Определение предварительных параметров для
генерирующая мощность строящихся (реконструируемых) генерирующих установок
(реконструкция) генерирующих установок под
нормальные условия эксплуатации
условия работы энергосистемы,
должны быть приняты во внимание при установлении платы за
технологическое присоединение таких
электрогенерирующие установки к электросетевым объектам
объекты электросетевого хозяйства

Естественная пропускная способность и предельная длина воздушных линий электропередачи классом напряжения 110 кВ и выше

Номинальное напряжение, кВ	Естественная мощность воздушных линий электропередач, МВт	Длина линии электропередачи, км Предельное значение длины линии электропередачи, км
110(157)	30	80
220	135	250
330	360	400
500	900	500
750	2100	1000

(1) Для воздушных линий, построенных в пределах габарита следующего класса напряжения, значение длины клемм может быть соответственно увеличено.

2. Для исходной схемы распределения электроэнергии КЛ для классов напряжения 110-330 кВ данные по естественной мощности, приведенные в настоящем приложении, должны быть умножены на поправочный коэффициент 2, а для классов напряжения 500 кВ – на поправочный коэффициент 1,25.

В то же время, предел длины CL для классов напряжения 110-500 кВ не должен превышать 10 км.

Для класса напряжения 750 кВ КЛ не применяются.

Приложение 2.
к методическим рекомендациям по
Приложение 2 Методические рекомендации по определению исходных параметров
снабжение строящихся (реконструируемых) генерирующих установок
(реконструированные) генерирующие установки под
при нормальных условиях эксплуатации
при нормальных условиях работы энергосистемы,
должны быть приняты во внимание при установлении платы за
технологическое присоединение таких
генерирующих установок к объектам электросетевого хозяйства
сетевое оборудование

Последовательность операций по определению начальных параметров питания строящихся генерирующих объектов

1) Определение исходных параметров электроснабжения электростанции со строительством одного распределительного устройства.

1.1.1 Определите состав линий электропередач, выходящих из электростанции.

1.1.1 Используя предварительную информацию, определите сумму номинальных мощностей всех генераторов планируемой к установке электростанции.

1.1.2 Используя значения, указанные в приложениях 1 и 4 к Руководству, найдите необходимое количество линий электропередачи одного класса напряжения, предполагая, что пропускная способность линий достаточна.

1.1.3 Выберите узловую подстанцию (подстанции) с классом напряжения, соответствующим суммарной мощности генератора строящейся электростанции.

1.2 Проверьте пригодность найденного состава линии электропередачи.

1.2.1 Убедитесь, что найденная структура линии соответствует следующим условиям:

Соответствие шкале номинального напряжения, принятой в ЕЭС России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах (далее – шкала номинального напряжения);

Соответствие мощности подключенных генераторов выбранному классу напряжения распределительного устройства;

Соблюдение ограничения на количество линий электропередач, соединяющих завод RG с одной узловой подстанцией;

Соблюдение ограничений на длину линий электропередач.

1.2.2 Если найденный набор ЛЭП удовлетворяет условиям, указанным в пункте 1.2.1 настоящего Приложения и в разделах II и III Методических рекомендаций, то полученный вариант исходных параметров мощности электростанции принимается для дальнейшего рассмотрения.

В противном случае выбирается другая узловая подстанция (подстанции) и повторяется процедура определения предварительных параметров в соответствии с пунктами 1.1-1.2 настоящего Приложения.

1.3 Допускается определять несколько вариантов исходных параметров электростанции при строительстве одного распределительного устройства путем выбора других узловых станций и соответствующего состава линий электропередачи других классов напряжения в соответствии с пунктами 1.1-1.2 настоящего приложения.

В этом случае выбор варианта предварительных параметров для расчета платы за технологическое присоединение генерирующего объекта к электросетевому оборудованию, среди нескольких допустимых вариантов, осуществляется по согласованию между заявителем и сетевой организацией.

2 Определение предварительных параметров выходной мощности электростанции со строительством двух подстанций.

2.1 Определение состава линий электропередач, отходящих от электростанции.

2.1.1 Используя исходную информацию, определите сумму номинальных мощностей всех генераторов электростанции, которые планируется установить.

2.1.2 Используя значения, указанные в Приложениях 1 и 4 Руководства для суммы номинальных мощностей генераторов электростанций, определите количество необходимых линий электропередачи в двух классах напряжения, предполагая, что мощность электростанций достаточна.

2.1.3 Выберите узловые подстанции двух классов напряжения, соответствующих суммарной мощности генератора, которая должна быть обеспечена соответствующим распределительным пунктом.

2.2 Проверьте пригодность определенного состава линии электропередач.

2.2.1 Убедитесь, что идентифицированный состав ЛЭП соответствует следующим условиям:

Соответствие шкале номинального напряжения;

Соответствие номинальной мощности подключенных генераторов выбранному классу напряжения распределительного устройства;

Соблюдение ограничения на количество линий электропередач, соединяющих генераторы электростанции с одной узловой подстанцией;

Соблюдение ограничений по длине линий электропередач.

2.3 Выбор и проверка достаточности распределительных трансформаторов.

2.3.1 С учетом условий, указанных в разделе 10 Методических рекомендаций, выбрать вариант распределения генераторов электростанции между РУ и определить количество и мощность соединительных трансформаторов (автотрансформаторов) при условии достаточности трансформаторов РУ.

2.4 Проверьте, достаточна ли начальная мощность РВР электростанции.

2.4.1 Проверьте выбранное распределение генераторов электростанции между РУ, чтобы убедиться, что начальная мощность РВР электростанции достаточна.

Для этого для каждого RU

Рассчитайте предварительную мощность электростанции RW;

Определите стоимость генераторов электростанции, которые планируется подключить к этой РВ.

Выбранное расположение генераторов электростанции между РВ приемлемо, если начальная мощность РВ достаточна.

2.4.2 Если найденный состав ЛЭП и трансформаторов (автотрансформаторов) со связью соответствует требованиям разделов II-IV Руководства, то полученный вариант исходных параметров мощности электростанции принимается к дальнейшему рассмотрению. В противном случае выбирается другая узловая подстанция (подстанции) и повторяется процедура в соответствии с разделами 2.1-2.4 настоящего Приложения.

2.5 Возможно определение нескольких вариантов исходных выходных параметров электростанции при строительстве двух распределительных устройств путем выбора других узловых подстанций и соответствующего состава линий электропередачи других классов напряжения в соответствии с пунктами 2.1-2.4 настоящего приложения.

При этом выбор варианта предварительных параметров для расчета платы за технологическое присоединение объекта генерации электрической энергии к электросетевому оборудованию, из нескольких допустимых вариантов, осуществляется по согласованию между заявителем и сетевой организацией.

3) Определение предварительных параметров выходной мощности электростанции со строительством трех и более подстанций.

3.1 Определение вариантов исходных параметров производится путем поиска состава линий электропередачи и вариантов распределения генераторов между генераторами электростанции таким же образом, как описано в пункте 2 настоящего Приложения.

Приложение 3
к методическим рекомендациям по
определение предварительных параметров
производство электроэнергии на строящихся электростанциях
(в стадии реконструкции) электрогенерирующие установки под
при нормальных условиях эксплуатации
при нормальных условиях работы энергосистемы,
должны быть приняты во внимание при установлении платы за
технологическое присоединение таких
генерирующих установок к объектам электросетевого хозяйства
сетевое оборудование

Последовательность действий при определении предварительных параметров генерирующей мощности реконструируемых генерирующих объектов

1) Определение генерирующей мощности существующего генерирующего объекта

1.1 Запасная мощность существующего производственного плана электростанции (величина неиспользованной мощности существующего производственного плана электростанции) определяется как разница между начальной мощностью производственного плана электростанции и общей установленной мощностью существующих генерирующих мощностей электростанции.

(2) Определите состав линии (линий) электропередач, отходящих от электростанции.

2.1 При наличии свободной мощности в существующей системе электроснабжения электростанции приемлемость существующего состава линий электропередачи электростанции определяется с учетом условий достаточности трансформаторов РЗ и достаточности мощности РЗ электростанции.

2.2 Если в существующей системе выдачи мощности электростанции отсутствует свободная мощность или она меньше номинальной мощности планируемого к установке генерирующего оборудования, технологическое присоединение реконструируемой электростанции к электросетевому оборудованию не допускается без увеличения количества линий электропередачи, идущих от электростанции.

В этом случае количество, класс напряжения и длина дополнительных линий электропередачи, отходящих от реконструированной электростанции, определяются в соответствии с процедурой, изложенной в Приложении 2 к Руководству.

3. Выбор и проверка достаточности трансформаторов распределительной сети и достаточности пропускной способности распределительной сети.

3.1 При наличии свободной мощности в существующей системе электроснабжения начальные параметры распределительного устройства переводимой электростанции определяются в следующем порядке:

3.1.1 Для каждой ВФ определяется резервная мощность существующей ВФ электростанции, которая должна быть равна разности между предварительной мощностью существующей ВФ электростанции и суммарной установленной мощностью генерирующего оборудования электростанции, подключенного к этой ВФ, при этом номинальная мощность генераторов, подключенных к обмотке низкого напряжения трансформатора связи (автотрансформатора), относится к ВФ более высокого класса напряжения.

3.1.2 Если в существующем распределительном устройстве электростанции есть свободная мощность, новый генератор(ы) может быть подключен(ы) к этому распределительному устройству в пределах его мощности.

3.1.3 Если в РГ электростанции нет свободной мощности или она меньше номинальной мощности генератора (генераторов), который планируется установить, новый генератор (генераторы) не может быть подключен к этой РГ без увеличения количества линий электропередачи, отходящих от электростанции. В этом случае существующий дефицит свободных мощностей в распределительной системе электростанции не может быть принят во внимание.

Для РСК электростанций, за исключением РСК высшего класса напряжения, помимо увеличения количества ЛЭП, отходящих от электростанции, может быть увеличено количество трансформаторов (автотрансформаторов) или их номинальная мощность, если имеется дефицит свободной мощности РСК.

3.2 Если на существующей электростанции нет свободной передающей мощности или она меньше номинальной мощности устанавливаемого генерирующего оборудования, то предварительное определение размеров распределительного устройства реконструируемой электростанции должно быть выполнено в соответствии с Приложением 2 настоящих Рекомендаций.

Приложение 4
к методическим рекомендациям, касающимся
определение предварительных параметров электроснабжения строящейся электростанции
мощность строящейся (реконструируемой) электростанции
(реконструированные) электрогенерирующие установки под
при нормальных условиях эксплуатации
работы энергосистемы,
учитывается при установлении платы за подключение для
технологическое присоединение таких
электрогенерирующие установки к электросетевым объектам
объекты электросетевого хозяйства

Допустимая нагрузка для линий электропередач (PTL/TCL) с классом напряжения 35 кВ и ниже

Напряжение, кВ	Максимальная разрешенная мощность линий электропередач, МВт	Допустимая длина ЛЭП, км 1.
10(6)	2,1/4	5/0,35
20	7,5/12,5	8/0,25
35	9,3/19	20/0,25

(1) Максимально допустимая мощность линий электропередачи, перечисленных в настоящем Приложении, основана на их допустимой мощности при номинальной плотности тока.

(2) Для линий электропередачи, построенных в пределах габарита следующего класса напряжения, допускается соответствующее увеличение предельной длины.

Приложение 5
к Руководству по определению
определение начальных параметров мощности
снабжение строящихся генерирующих линий
(в стадии преобразования) генерирующие установки под
при нормальных условиях эксплуатации
при нормальных условиях работы энергосистемы,
должны быть приняты во внимание при установлении платы за
технологическое присоединение таких
генерирующих установок к объектам электросетевого хозяйства
объекты электросетевого хозяйства

Объект	Разработка технического задания, выбор проектной компании по результатам тендера, заключение договора на выполнение проекта	Разработка проектной документации	Утверждение проектной документации системным оператором и смежными сетевыми организациями	Составление тендерной документации на строительство, проведение тендерных процедур на строительство	Строительство объекта *.	Общая продолжительность работ, связанных с проектированием и строительством объекта
Воздушные линии 500 кВ до 100 км	5	3	2	10	12	32
Воздушные линии 500 кВ 100-300 км	5	3	2	10	22	42
500 кВ воздушные линии электропередач 300-400 км	5	3	2	10	30	50
400 км 500 кВ воздушных линий электропередач	5	3	2	10	36	56
ВЛ 220 кВ до 50 км	3	3	2	9	10	27
ВЛ 220 кВ длиной 50-100 км	3	3	2	9	15	32
ВЛ 220 кВ 100-200 км	3	3	2	9	20	37
ВЛ 220 кВ протяженностью 200 км	3	3	2	9	24	41
воздушные линии электропередачи 110 кВ длиной до 50 км	3	3	2	8	6	22
ВЛ 110 кВ 50-100 км	3	3	2	8	7	23
ВЛ 110 кВ протяженностью 100-200 км	3	3	2	8	8	24
воздушные линии электропередачи 110 кВ длиной 200 км	3	3	2	9	10	27
Воздушные линии электропередачи 35 кВ до 20 км	3	3	2	5	3	16
Воздушные линии электропередачи 35 кВ до 20 км	3	3	2	5	6	19
Воздушные линии электропередачи 6-10 кВ	3	3	2	5	3	16
КЛ 500 кВ до 50 км	5	3	2	10	30	50
КЛ 330 кВ до 50 км	5	3	2	10	24	44
КЛ 220 кВ до 50 км	3	3	2	9	18	35
КЛ 110 кВ до 50 км	3	3	2	8	16	32
КЛ 35 кВ до 50 км	3	3	2	8	12	28
КЛ от 10 кВ до 50 км	3	3	2	5	10	23
КЛ 6 кВ до 50 км	3	3	2	5	10	23
Подстанция 500 кВ	5	3	2	10	28	48
Подстанция 220 кВ	4	3	2	9	22	40
Подстанция 110 кВ	4	3	2	8	18	35
Подстанция 35 кВ	3	3	2	8	12	22

Нд.	Условия строительства	Коэффициент, предельная стоимость
1	Горные условия	1,3
2	Условия городской застройки	1,6
3	На болотистых дорогах	1,16
4	На речных поймах.	1,09

Объект	Разработка технического задания, выбор проектной компании по результатам тендера, подписание договора на выполнение проектных работ	Разработка проектной документации	Координация проектной документации с системным оператором и смежными сетевыми организациями	Подготовка тендерной документации на строительство, проведение тендерных процедур на строительство	Строительство объекта	Общий срок проектирования и строительства объекта.
1	2	3	4	5	б	7
Подстанция 500 кВ	5	3	2	10	30-48	50 – 68
Подстанция 220 кВ	4	3	2	9	24-36	42-54
Подстанция 110 кВ	4	3	2	8	18-24	35-41
Подстанция 35 кВ	4	3	2	8	12-18	29-35

Объект	Разработка технического задания, выбор проектной компании по результатам тендера, подписание договора на проектирование	Разработка проектной документации	Согласование проектной документации с системным оператором и смежными сетевыми организациями	Составление тендерной документации на строительство, проведение тендерных процедур на строительство	Строительство объекта *.	Общий период проектных и строительных работ
1	2	3	4	5	7	8
Панель ВН 500 кВ	3	2	1	9	11	26
Ячейка ВЛ 220 кВ	3	2	8	9	23
Ячейка ВЛ 110 кВ	3	2	7	8	21
Ячейка воздушной линии 35 кВ	3	2	7	8	21
Высоковольтное распределительное устройство 500 кВ	3	2	9	12	27
220 кВ АТ ячейка	3	2	9	10	25
110 кВ Т-клетка	3	2	7	9	22
35 кВ Т-клетки	3	2	7	8	21
Панель 6-10 кВ	3	2	7	7	20

Дизайн

CBP-110 базируется на одноколонной, одноцепной, стальной, многогранной анкерной опоре 110 кВ. Вокруг башни имеются две открытые круговые площадки для размещения и обслуживания оборудования (на отметках +5,0 м и +7,5 м). Обе платформы имеют защитные ограждения для предотвращения падения людей и инструментов с высоты, а также для предотвращения несанкционированного проникновения. Полы и вертикальные ограждения покрыты сеткой, чтобы предотвратить накопление осадка и минимизировать сопротивление ветра. Конструктивные элементы переходного пункта и оборудование располагаются на столбе в соответствии с их функциональным назначением по высоте:

+5,0 м – площадка для размещения и обслуживания вторичного электрооборудования (до 0,4 кВ);

+7,5 м – площадка для размещения и обслуживания первичного электрооборудования (110 кВ);

+15,85 м – +23,85 м – линейная часть переходного пункта (траверса и крепление фазных проводов 110 кВ, крепление грозозащитных проводов).

Доступ персонала на столб со знака +0,0 м и перемещение между уровнями до знака +7,5 м осуществляется по лестнице, расположенной внутри корпуса столба, с выходами на знаках +0,0 м, +5,0 м и +7,5 м. Доступ на высоту между отметками +7,5 м и +23,85 м осуществляется с помощью наружных лестниц, оснащенных жесткими анкерными канатами.

Фундаменты опор ЦПП-110 подбираются индивидуально для каждого места установки в соответствии с характеристиками грунта на основании данных инженерно-геологических изысканий.

Спуск кабелей 110 кВ с кабельных заделок осуществляется в специальных кабеледержателях в защитном коробе, закрепленном снаружи на корпусе башни.

Внешний источник питания 0,4 кВ, кабели 0,4 кВ и сигнальные цепи между уровнями расположены внутри корпуса башни.

Глоссарий аббревиатур и сокращений . Исследователь 2015 .

КВЛ в электроэнергетике что такое

корпус ветеринарной амбулатории .

Словари: Словарь сокращений и аббревиатур военных и специальных служб. Составлено. A. A. Щелоков. – М.: ООО “Издательство АСТ”, ЗАО “Издательство Хелеос”, 2003 г. – 318 с., С. Фадеев. Словарь сокращений современного русского языка. – С.-Петербург: Политехника, 1997 г. – 527 с.

метро, ул.

коммуникация, власть.

Источник: http://www.stroyserver.ru/notice/14277.htm

высоковольтная кабельная линия

Источник: http://www.energy.chita.ru/scripts/lister.pl?root=

Источник: http://www.rzd.ru/agency/showarticle.html?article_id=34362&he_id=4

Глоссарий аббревиатур и сокращений . Исследователь 2015 .

Полезный сайт

Смотреть что такое “КВЛ” в других словарях:

KVL – KVL Аббревиатура. КВЛ Конструктивная линия воды. КВЛ Кировско-Выборгская линия. Компьютеризированная автомобильная лаборатория KVL … Википедия

KVL – Волокнистая плита Xylite – KVL Отделочный материал для строительной промышленности. Изготавливается из древесных отходов, агломерированных с минеральным связующим. Усилена с обеих сторон стекловолоконной тканью. Используется для отделки стен,… … Строительный словарь

KVL – структурная ватерлиния корпуса ветеринарной амбулатории … Словарь русских сокращений

SMS Seydlitz (1912) – Крейсер линии “Зейдлиц” Großer Kreuzer Seydlitz … Википедия

Непотопляемый – Схема помещений на HMS Pr. 61. Разделены на отсеки боеприпасов (1, 3, 4); отсеки шасси (2); баки (5) Непотопляемость Способность корабля оставаться на плаву … Википедия

Список памятников с техникой в Украине – Оглавление 1 Список памятников техники в Украине … Википедия

Линейные крейсера типа “Дерфлингер – Großer Kreuzer Derfflinger Klasse … Википедия

Москабельсетьмонтаж – ОАО “Москабельсетьмонтаж” Тип Открытое акционерное общество Девиз компании Связь с энергией! Год основания 1949 Местонахождение … Википедия

Технологические памятники в Украине – В этот список включены памятники военной и гражданской техники на постаментах или в любых музеях Украины. Содержание 1 Танки, САУ, БМП, отдельные танковые башни (в том числе на кораблях) … Википедия

Военные корабли проекта 12441 – Проект Страна … Википедия

3.1.6 Проволочное крепление с усиленным защитным кожухом: Крепление проводов к шпильке изолятора или к набору изоляторов для предотвращения проскальзывания проводов воздушной линии при разнице напряжений на соседних пролетах.

3 Термины, определения и сокращения

3.1 Термины и определения

В настоящем стандарте использованы термины в соответствии с СТО 70238424.27.010.001-2008, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 Воздушная линия электропередачи с неизолированными проводами: Воздушная линия электропередачи, состоящая из неизолированных проводов.

3.1.2 воздушная линия электропередачи, с изолированными проводами: Воздушная линия электропередачи, выполненная с использованием проводов с защитным изоляционным покрытием.

3.1.3 Воздушная линия, с изолированными самонесущими проводами: Воздушная линия электропередачи напряжением до 20 кВ, проложенная по самонесущим изолированным проводам.

3.1.4 Воздушная линия электропередачи с подводящими кабелями: Воздушная линия электропередачи, выполненная самонесущими силовыми кабелями с изоляцией из сшитого полиэтилена.

3.1.5 разработчик: Лицо, оказывающее услуги по строительству, реконструкции, капитальному ремонту зданий, а также инженерным изысканиям, подготовке проектной документации для их строительства, реконструкции, ремонта на принадлежащем ему земельном участке.

3.1.6 Крепление проводников в усиленных защитных оболочках: Крепление проводов к штыревому изолятору или к гирлянде изоляторов, которое предотвращает соскальзывание проводов воздушной линии при разнице напряжений в соседних пролетах.

3.1.7 Режим установки: Режим работы в условиях установки столбов и проводов.

3.1.8 изолированный самонесущий провод: Расположение скрученных проводников, механическая нагрузка которых может быть воспринята нейтральным изолированным несущим проводником или всеми жилами проводника в общей изоляции.

3.1.9 степень загрязнения изоляции: Показатель, учитывающий снижение электрической прочности изоляции электроустановки в зависимости от загрязнения.

3.1.10 воздушной линии электропередачи в закрытых помещениях: Участок линии, проходящий через территорию, насыщенную наземными и/или подземными коммуникациями, зданиями, сооружениями.

3.2 Символы и сокращения

В настоящем стандарте используются следующие сокращения:

AL – воздушная линия электропередачи;

IDL – воздушная электрическая линия с изолированными самонесущими проводами;

OPL – воздушная линия с изолированными воздушными проводами классов напряжения от 6 до 20 кВ;

ВЛК – воздушная линия электропередачи с подвесным самонесущим силовым кабелем до 20 кВ;

Читайте далее: