Плавка гололеда на проводах линий электропередачи напряжением 6

Содержание

Приложение 6

Плавка гололедно-изморозевых отложений на ответвлениях производится по схеме, приведенной на рис. 64.

Ступени вторичного напряжения выбираются в следующей последовательности:

а) на линии выделяются ответвления и участки магистрали, гололед на которых не монет быть расплавлен при номинальном напряжении;

Рис. 64. Схема плавки гололеда на ответвлениях с использованием передвижной подстанции:

1 — питающая ВЛ напряжением U_n = 35 — 110 кВ с полным удельным сопротивлением Z₁, Ом/км, длиной l₁, км; 2 — питающий трансформатор 35 — 110/60 — 20 кВ номинальной мощностью W₁, кВ·А, и напряжением к.з. Uк₁, 3 — ВЛ напряжением U_ном = 6 — 20 кВ, к которой присоединяется передвижная подстанция. Полное сопротивление ВЛ ∑Z_il_i, Ом, равно сумме полных сопротивлений отдельных участков с удельным полным сопротивлением Z_i, Ом/км, и соответствующей длиной l_i, км; 4 — трансформатор (автотрансформатор) передвижной подстанции номинальной мощностью W₂, кВ·A, напряжением к.з. Uк₂ %. Вторичное напряжение передвижного трансформатора U₂ = U_номК, кВ·А, где К — коэффициент трансформации соответствующей ступени; 5 — ответвление, полное сопротивление которого ∑Z_il_i, Ом, равно сумме полных сопротивлений отдельных участков с удельным полным сопротивлением каждого Z_j, Ом/км, и соответствующей длиной l_j, км.

б) для каждого из участков определяются токи и мощность плавки на всех возможных ступенях напряжения (рассматриваются ступени в диапазоне от 100 В до номинального напряжения через каждые 100 В).

Приложение 3

Правила пользования номограммой (рис. )

1. На шкале L откладывается длина самого большого пролета ВЛ с проводом марки ПС (точка А).

2. От точки А проводится горизонтальная линия до пересечения с кривой, соответствующей расчетной стреле провеса (точка В).

3. От точки В проводится вертикальная линия до пересечения с кривой, соответствующей марке провода и необходимой скорости ветра (точка D).

4. Из точка D проводится горизонтальная прямая до пересечения со шкалой I (точка Е).

5. На шкале I читаем величину допустимого тока.

6. Опустив из точки В перпендикуляр на шкалу Т (точка С), получим температуру провода при данном токе и скорости ветра (см. рис. 14).

Рис. 14. Номограмма для определения допустимого тока плавки гололеда на ВЛ со стальными проводами в зависимости от стрелы провеса и скорости ветра

Таблица А.19

Состояние защиты цепи воздушной линии электропередачи

от грозовых перенапряжений (тросами)

№ опоры	Тип опоры	Грозозащита в середине пролета	Примечание
Наименьшее допустимое расстояние по вертикали между тросом и верхней фазой в середине пролета, м	Расстояние по вертикали между тросом и верхней фазой на опоре, м	Расстояние по вертикали между тросом и верхней фазой в середине пролета <а>, м	Величина нарушения допустимого расстояния между тросом и верхней фазой, м

<а> Расстояния по вертикали между тросом и проводом ВЛ в середине пролета без учета отклонения их ветром по условиям защиты от грозовых перенапряжений должны быть не менее наименьшего допустимого расстояния по вертикали между тросом и верхней фазой в середине пролета и не менее расстояния по вертикали между тросом и проводом на опоре.

———————————

<*> Для каждой цепи ВЛ заполняют отдельную таблицу.

А.2.14 Наличие зданий и сооружений в охранной зоне ВЛ электропередачи представлено в таблице А.20.

Плавка гололеда на проводах

Плавка гололеда на проводах — удаление гололёда с проводов контактной сети и линий продольного электроснабжения, воздушных линий СЦБ и др. При плавке гололеда по проводам кратковременно пропускается электрическое ток для нагрева их до температуры плавления льда. Различают плавку гололеда, при которой прекращается электроснабжение потребителей (е отключением от питающей линии), и плавку гололеда с сохранением электроснабжения потребителей. В зависимости от толщины слоя гололёда, температуры окружающего воздуха, скорости ветра и плотности тока в проводах процесс плавки гололеда длится 10—25 мин. Обычно гололёд образуется на проводах не по всей длине линии, поэтому сила тока при плавке гололеда не должна превышать длительно допустимого для такого режима значения во избежание опасного перегрева проводов на той части линии, где отсутствует гололёд. На участках контактной сети постоянного тока для П. г. используют способ КЗ: ток напряжением 3,3 кВ тяговой подстанции подаётся в контактную сеть участка, конец которого предварительно заземляется. Проходящий по проводам ток КЗ повыш. плотности обеспечивает П. г., однако напряжение вдоль участка контактной сети изменяется от 3,3 кВ до нуля, поэтому движение ЭПС прекращается. На двухпутных участках постоянного тока П. г. выполняют от резервного выпрямит, агрегата, создающего ток в петле, образованной соединёнными в конце межподстанционной зоны проводами контактной сети обоих путей. На двухпутных участках переменного тока для П. г. питание контактной сети осуществляется от различных шин распределительного устройства 27,5 кВ или 2 X 25 кВ тяговой подстанции. Движение ЭПС при разнофазном удалённом КЗ не прекращается. Для предотвращения образования гололёда на проводах контактной сети применяют профилактический противогололёдный подогрев, который осуществляют, не нарушая графиков движения поездов; ток пропускают по проводам в течение всего периода, когда возможен гололёд. Плавку гололеда на проводах высоковольтных линий СЦБ (ВЛ СЦБ) выполняют двумя способами: постоянный током напряжение 3,3 кВ и переменный током напряжение 6—10 кВ. П. г. постоянный током осуществляют по трём фазам ВЛ СЦБ параллельно путём отбора мощности от шин тяговой подстанции. Подключение к этим шинам производят с помощью спец. ячейки с быстродействующим автоматом в распределит. устройстве 3,3 кВ. Ячейку соединяют с камерой ВЛ СЦБ кабельной перемычкой. Заземление линии производят на ср. точку дроссель-трансформатора сигнальной точки. При П. г. переменным током обогреваемую линию с одного конца закорачивают, а с другого подводят к ней ток напряжение 6—10 кВ от тяговой подстанции 1. При этом способе П. г. требуются значительные мощности районных трансформаторов (до 5000 кВ-А), поэтому устанавливают перемычку от шин 6—10 кВ непосредственно к ВЛ СЦБ. Допустимая длина зоны П. г. постоянный током при стальных проводах линии 8— 15 км и при стале-алюминиевых — 16— 29 км, а для переменного тока соответственно 3,6—20 и 15—50 км.

Приложение 2

Расчет плавки гололеда в повторно-кратковременном режиме, характеризуемой чередованием периода протекания тока (рабочий период) с бестоковыми паузами, отличается от расчета длительного режима плавки.

При использовании этого метода необходимо руководствоваться следующим:

1. Максимально допустимая температура нагрева провода на участках, свободных от гололеда при температуре воздуха -5 °С и ниже или скорости ветра 4 м/с и более, определяется в соответствии с п.п. и настоящих Руководящих указаний.

При более высокой температуре воздуха и меньшей скорости ветра в качестве максимально допустимой принимается температура провода на 10 °С ниже.

2. Ток плавки определяется по формуле ().

3. По кривым (рис. — ) для определенного тока плавки и максимально допустимой температуры нагрева провода определяется продолжительность нагрева τ_р (рабочий период) провода до максимально допустимой температуры.

4. Суммарное время плавки τ_(с) определяется по формуле

(4)

где γ — объемный вес льда, г/см3;

d — диаметр провода без гололеда, см;

в — толщина стенки гололеда, см;

D — наружный диаметр провода, покрытого гололедом, см;

t₂ — абсолютное значение температуры воздуха, °С;

с — теплоемкость материала провода, Вт·с/(г·°С) (для, стали 0,462, для алюминия 0,92, Вт·с/(г·°С);

γ_n — объемный вес материала провода, г/см3;

S — сечение провода, см2;

I — ток плавки, А;

R₂₀ — сопротивление 1 м провода при температуре 20 °С, Ом;

U — скорость ветра, м/с.

Рис. 4. Зависимость нагрева провода АС-70 от режима плавки

Рис. 5. Зависимость нагрева провода АС-50 от режима плавки

Рис. 6. Зависимость нагрева провода АС-35 от режима плавки

Рис. 7. Зависимость нагрева провода АС-25 от режима плавки

Рис. 8. Зависимость нагрева провода АС-70 от режима плавки

Рис. 9. Зависимость нагрева провода А-50 от режима плавки

Рис. 10. Зависимость нагрева провода А-35 от режима плавки

Рис. 11. Зависимость нагрева провода А-25 от режима плавки

Рис. 12. Зависимость нагрева провода ПС-35 от режима плавки

Рис. 13. Зависимость нагрева провода ПС-25 от режима плавки

Значения ∑сγ_nS для 1 м провода:

Марка провода	*∑сγ_nS* Вт·с/°С**	Марка провода	*∑сγ_nS* Вт·с/°С**	Марка провода	*∑сγ_nS* Вт·с/°С**
А-25	61,4	АС-25	70,4	ПС-25	90
А-35	85,5	АС-35	114,2	ПС-35	126
А-50	123	АС-50	149,3	—	—
А-70	172	АС-70	209,5	—	—
А-95	232	АС-95	294,5	—	—

5. Число циклов, необходимое для плавки

(5)

Полученное значение n округляется до целого числа в большую сторону. Коэффициент 1,2 учитывает возможность изменения погодных условий по трассе, отличия фактического сопротивления провода от расчетного и погрешности при определении плотности и размеров гололеда.

6. Бестоковая пауза для алюминиевых и сталеалюминевых проводов сечением 25 и 35 мм2 для проводов ПС-25 принимается равной 3 мин; сечением 50 и 70 мм2 и для провода ПС-35 — 4 мин; для проводов сечением 95 мм2 — 5 мин.

Если плавка производится при безветрии, время бестоковой паузы для всех марок проводов принимается равный 10 мин.

Увеличение времени бестоковой паузы сверх рекомендованного нежелательно, так как это приводит к увеличению продолжительности планки из-за чрезмерного охлаждения провода и гололедной муфты.

В течение всей плавки рабочий период плавки и продолжительность пауз не должны изменяться.

Пример расчета:

На ВЛ с проводом АС-70 предполагается плавка гололеда током 900 А.

Линия в середине пролета длиной 115 м пересекает автодорогу; габарит ВЛ (Г) при температуре 15 °С составляет 7,3 м при стреле провода f_n = 2,0 м.

По табл. допустимый габарит Г_доп составляет 4,5 п. Стрела провеса нагретого провода f_τ определяется по формуле:

f_τ = f_n + (Г — Г_доп)

(6)

Ее значение может быть не более:

f_τ = 2 + (7,3 — 4,5) = 4,8 м.

Этой стреле провеса соответствует напряжение в проводе σ_τ определяемое по формуле:

(7)

где g₁ — удельная нагрузка на провод от собственного веса провода, равная 3,47·10-3 кгс/м·мм2;

l — длина пролета, м.

При исходных условиях это напряжение составляет

Из уравнения состояния провода в пролете

(8)

где Е — модуль упругости провода, кгс/мм2;

α — коэффициент температурного линейного расширения провода.

Определяем максимально допустимую по условиям габарита температуру t_τ:

откуда максимально допустимая температура t_τ = 225 °С, что значительно больше температуры, допустимой по условиям механической прочности.

За максимально допустимую принимаем температуру 130 °С.

Продолжительность нагрева до этой температуры по кривым рис. составляет τ_р = 80 с.

Суммарное время плавки при толщине стенки гололеда 2 см, ветре 3 м/с и температуре воздуха -10 °С:

Число циклов n определяется по формуле ()

Для плавки необходимо шесть включений тока длительностью 80 с с бестоковой паузой 4 мин.

Таблица А.10

Состояние опор воздушной линии электропередачи

(деревянная опора)

Деревянная опора

№ опоры

Тип опоры

Загнивание древесины стойки

Загнивание древесины подкоса

Загнивание древесины приставки

Загнивание древесины траверсы

Обгорание и расщепление древесины стойки

Обгорание и расщепление древесины подкоса

Обгорание и расщепление древесины приставки

Обгорание и расщепление древесины траверсы

Наличие загнивания сердцевины древесины стоек, подкоса (глухой звук при ударе молотком)

Обрыв проволок (срыв болтовых соединений) бандажа сопряжения стойки и приставки опоры

Отсутствие или ослабление гаек на болтах соединения стойки и подкоса, болтах хомута для соединения стойки и приставки

Растрескивание и отслоение бетона железобетонной приставки с оголением арматуры

Примечание

<а> Прочие дефекты вносят в таблицу в виде примечаний к опоре.

А.2.5 Состояние фундаментов опор ВЛ приведено в таблице А.11.

Приложение 1

УТВЕРЖДАЮ:

Главный инженер предприятия электрических сетей «_____» ____________ 197_ г.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА ПЛАВКИ ГОЛОЛЕДА НА ПРОВОДАХ ВЛ 10 кВ

Фидер № 606, участок плавки гололеда АБ Ток плавки подается с подстанции (от ячейки № 606)

Очередность операций

1. Снять крышку блока в токовых цепях измерения на фидере № 606.

2. Вывести местную токовую защиту (МТЗ) на фидере № 606.

3. Включить разъединитель плавки РПГ-4 на участке плавки гололеда.

4. Включить масляный выключатель ВМ-4.

После окончания плавки операции произвести в обратной последовательности.

Условия плавки

1. Потребители фидера № 606 не отключаются.

2. Предупредить потребителей, обозначенных знаком X, о необходимости отключения электродвигателей на время плавки.

Связь

Телефонная с диспетчером электрических сетей с ближайших почтовых отделений.

Условные обозначения на схеме

X — потребители, которых следует предупредить о необходимости отключения электродвигателей,

АБ — участок плавки гололеда.

Плавка гололеда на проводах линий электропередачи напряжением 6 - 10 кВ

Марка провода	Допустимый ток, А	Протяженность участка с данным проводом, км	Сопротивление участка плавки, Ом	Ток плавки А	Мощность, необходимая для плавки MBA	Продолжительность плавки, мин
А-50	215	7,68
А-35	175	14,58	28,9	210	3,83	25
АС-25	130	6,48
Согласовано	Разработал
Начальник РЭС		Начальник службы РЭС
Начальник ОДС		Номер карты ()
Начальник МС РЗАИТ
Начальник подстанции

ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ВЛ С СОВМЕСТНОЙ ПОДВЕСКОЙ ПРОВОДОВ.

5.1.На опорах ВЛ напряжением до 1000 В могут быть подвешены провода, обслуживаемые различными организациями/ провода уличного освещения, радиотрансляционной сети, сигнализации , и поэтому эксплуатация этих ВЛ имеет специфические особенности.

5.2.При совместной подвеске проводов провода ВЛ до 1000 В должны располагаться выше проводов наружного освещения, PC, ЛC. При этом расстояние по вертикали от нижнего провода ВЛ до верхнего провода других сетей, независимо от их взаимного расположения, должно быть:

на опоре — не менее 1,5м.
в пролете — 1,0м.

Расстояние по горизонтали не менее 200 см.

5.3.При ремонтах ВЛ в местах переходов и пересечений с другими ВЛ или линиями связи, сигнализации, радиотрансляции, если провода ВЛ расположены над ними, необходимо, чтобы провода пересекающей ВЛ имели двойное крепление и были многопроволочными. Сращивание проводов в пролетах пересечений не допускается.

5.4.Ремонт опор ВЛ с совместной подвеской проводов других сетей производится силами владельца линий.

5.5.При проектировании, строительстве, реконструкции и капремонте линий энергопредприятие должно предусмотреть возможность совместной подвески проводов ВЛ и ПВ.

5.6.Владельцы ВЛ и проводов ПВ ежегодно до 1 июня совместно рассматривают перечень намеченных к строительству и реконструкции ВЛ с совместной подвеской проводов. Один экземпляр согласованного перечня передается предприятию связи.

5.7.При плановом капремонте ВЛ, связанном с заменой стоек опор, работы по переносу проводов ЛС и ПВ на новые опоры должны производиться одновременно соответственно с владельцами ВЛ и ПВ, ЛС. При этом владельцы ВЛ должны известить владельцев проводов ПВ и ЛС за три месяца до его начала, а при ликвидации последствий стихийных явлений необходимо срочно сообщать владельцу проводов ПВ.

5.8.Если при строительстве/реконструкции/ новой ВЛ, вместо непригодной, возникает необходимость оставить опоры ВЛ на старой трассе для обеспечения дальнейшего функционирования ПВ, владелец ПВ обязан приобрести их в соответствии с законодательством у владельца ВЛ после демонтажа проводов электропередачи. В противном случае опоры ВЛ демонтируются их владельцем.

5.9.Владельцы ВЛ и проводов ПВ ежегодно проводят совместное обследование ВЛ с совместной подвеской проводов ПВ. При обследовании указанных ВЛ уточняется протяженность совместной подвески проводов ПВ, выявляются дефекты и нарушения требований ПТЭ, ПУЭ. В листке осмотра указывается протяженность совместной подвески проводов, ответственные и сроки устранения выявленных дефектов.

5.10.Владельцы ВЛ и ПВ для обеспечения оперативных связей должны обмениваться списками лиц, ответственных за эксплуатацию ВЛ и ПВ. На диспетчерских пунктах РЭС должны быть однолинейные схемы ВЛ с нанесенными проводами ПВ и коммутационными аппаратами.

5.11.Ответственность за техническое состояние ВЛ несет ее владелец, в т.ч. всей строительной части. За техническое состояние проводов ПВ, установочной арматуры и приспособлений несет владелец проводов ПВ.

5.12.Договор на компенсацию затрат, которые понесли энергопредприятия за выполненные работы заключаются ежегодно до 1 декабря между предприятиями связи и электрических сетей.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 12.1.051 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Расстояния безопасности в охранной зоне линий электропередачи напряжением свыше 1000 В

ГОСТ 27.002 Надежность в технике. Термины и определения

ГОСТ 15467 Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 15845 Изделия кабельные. Термины и определения

ГОСТ 17613 Арматура линейная. Термины и определения

ГОСТ 18311 Изделия электротехнические. Термины и определения основных понятий

ГОСТ 24291 Электрическая часть электростанции и электрической сети. Термины и определения

ГОСТ 27744 Изоляторы. Термины и определения

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

Таблица А.9

Состояние опор воздушной линии электропередачи

(металлическая опора)

Металлическая опора

№ опоры

Тип опоры

Дефект металлоконструкций

Коррозионное поражение

Дефект оттяжек опор

Примечание

Деформация элементов (уголков)

Отрыв/отсутствие уголков

Местное ослабление поперечного сечения несущего элемента, % потери сечения

Дефекты сварных швов

Дефекты болтовых соединений

Нарушение контакта с фундаментом

Коррозия металлоконструкций, %; коррозионные потери сечения

Щелевая коррозия в местах соединений металлических элементов с появлением трещин и разрушением сварных швов

Трещины, коррозионные потери сечения анкерных болтов и петель анкерных плит, % потери сечения анкерных болтов/петель

Коррозия металлических деталей опоры

Отсутствие соосности стоек и подножников у опор с оттяжками

Дефекты болтовых соединений оттяжек

Изменение тяжения в оттяжках

Повреждение оттяжек опор, внутренних связей железобетонных опор, нарушение креплений оттяжек к опоре и к фундаментам, неисправность устройств регулирования длины оттяжек

Уменьшение площади поперечного сечения оттяжки (обрывы проволок, коррозия), % уменьшения сечения

<а> Прочие дефекты вносят в таблицу в виде примечаний к опоре.

Приложение 5

Если мощность трансформатора недостаточна для плавки гололеда, производится замена трансформатора более мощным или отключение части потребителей.

Выбор варианта производится в предлагаемой последовательности:

а) по известным токам плавки, нагрузка потребителей и мощности трансформатора определяется фактический коэффициент перегрузки трансформатора К_пер при плавке гололеда на каждой из линий;

б) определяются значения коэффициента П_i

(9)

где I_i — ток нагрузки i-той линии;

I_ном.т — номинальный ток трансформатора;

в) сопоставлением фактических и допустимых кратностей перегрузки определяются линии, которые должны быть отключены во время плавки по условию

К_пер — П_i ≤ К;

(10)

г) замена трансформатора большим по мощности необходима при условии

Плавка гололеда на проводах линий электропередачи напряжением 6 - 10 кВ

(11)

где К_n и К_n₊₁ — стоимости трансформаторов меньшей и большей мощности соответственно, тыс. руб.;

А_n и А_n₊₁ — годовые стоимости потерь электроэнергии в тех же трансформаторах, тыс. руб.;

Е_н = 0,12 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

Р_а = 0,063 — коэффициент амортизационных отчислений;

W_n — мощность установленного на подстанции трансформатора, кВ·А;

n — предполагаемое количество плавок в течение года;

У_i — удельный ущерб при отключении нагрузок, принимаемый в зависимости от характера потребителей, руб./кВ·ч;

t_плi — время плавки гололеда на i-той линии, ч;

t_n — время переключений (принимается на основании опыта эксплуатации), ч;

В случае, если условие () не выполняется, замена трансформатора невыгодна.

Пример экономического сравнения вариантов

На подстанции 35/10 кВ установлен один трансформатор ТМП-4000/35 мощностью 4000 кВ·А. От подстанции отходят четыре линии напряжением 10 кВ, на каждой из которых предусмотрена плавка гололеда. Основные параметры плавки и данные о предполагаемом ущербе от отключения потребителей приведены в табл. 1.

Нагрузка, предшествующая началу плавки, равна номинальной мощности трансформатора. Предполагается проведение двух плавок в течение гололедного сезона.

Номер линии	Длина линии, км	Ток нагрузки, А	Ток плавки, А	Время плавки, мин	Удельный ущерб у потребителей в результате отключения, руб./кВт·ч при
варианте 1	варианте 2
1	24	73	278	10	0,05	0,15
2	21	50	116	14	0,15	0,2
3	23	42	296	10	0,05	0,2
4	14	70	300	10	0,15	0,15

Требуется определить оптимальный режим работы подстанции при двух вариантах заданных величин удельных ущербов.

Вариант 1

1. Определяется нагрузка трансформатора при поочередной плавке гололеда на каждой из линий:

I₁ = I_пл₁ + I_нагр₂ + I_нагр₃ + I_нагр₄ = 440 А.

I₂ = I_пл₂ + I_нагр₁ + I_нагр₃ + I_нагр₄ = 301 A.

I₃ = I_пл₃ + I_нагр₁ + I_нагр₂ + I_нагр₄ = 489 А.

I₄ = I_пл₄ + I_нагр₁ + I_нагр₂ + I_нагр₃ = 465 А.

2. Производится сравнение перегрузки во время плавки с перегрузочной способностью трансформатора, представленной кривыми на рис. .

Результаты приведены в табл. 2.

Таблица 2

Показатель	Значения показателей для линий №
1	2	3	4
К_пер	1,91	1,31	2,13	2,02
t_пл	10	14	10	10
К_доп	1,8	1,7	1,8	1,8

Допустимая перегрузка трансформатора не превышается только при плавке на линии № 2.

Требуется решить, целесообразно ли отключать нагрузку при плавке гололеда на остальных линиях или производить замену трансформатора.

Учитывая значения П₁ = 0,32; П₂ = 0,22; П₃ = 0,18; П₄ = 0,31, полученные по данным табл. и формуле (), можно принять, что при плавке на линии № 1 отключается линия № 3; при плавке на линии № 3 — линия № 4 и при плавке на линии № 4 — линия № 2.

3. На основании условия () определяется необходимость замены трансформатора или отключения части нагрузок.

Основные данные для расчета приведены в табл. 3.

Таблица 3

Мощность трансформатора, ВА	Стоимость трансформатора К, тыс. руб.	Годовая стоимость потерь А, тыс. руб.
4000	15,01	0,935
6300	18,55	0,712

где

В результате получаем 4,1 ≈ 4,102. Следовательно, для обеспечения плавки гололеда достаточно отключить часть нагрузки трансформатора.

Вариант 2

Путем сравнения по формуле () определяем целесообразность замены трансформатора мощностью 4000 кВ·А трансформатором мощностью 6300 кВ·А.

Таблица А.1

Поопорная ведомость

№ опоры

Тип опоры

Координаты опоры

Угол поворота трассы

Площадь земли, под опорой ВЛ, отведенная в постоянное пользование

Наличие птицезащитных устройств

№ опор, ограничивающих пролет

Длина пролета, м

Длина анкерного пролета, м

Наименование местности

Характеристика местности (угодья)

Площадь охранной зоны в пролете ВЛ, га

Примечание

(East)

(№orth)

<а> Наименование местности:

— населенная местность — земли городов в пределах городской черты в границах их перспективного развития на 10 лет, курортные и пригородные зоны, зеленые зоны вокруг городов и других населенных пунктов, земли поселков городского типа в пределах поселковой черты и сельских населенных пунктов в пределах черты этих пунктов, а также территории садово-огородных участков;

— труднодоступная местность — местность, недоступная для транспорта и сельскохозяйственных машин;

— ненаселенная местность — земли, не отнесенные к населенной и труднодоступной местности;

— застроенная местность — территории городов, поселков, сельских населенных пунктов в границах фактической застройки;

— трасса ВЛ в стесненных условиях — участки трассы ВЛ, проходящие по территориям, насыщенным надземными и (или) подземными коммуникациями, сооружениями, строениями.

<б> Для каждого пролета ВЛ в поопорную ведомость вносятся соответствующие характеристики местности:

— пашня (земли под посадку сельскохозяйственных культур);

— просека (при прохождении ВЛ по естественным и искусственным древостоям и сплошным кустарникам, а также садам и паркам);

— кустарник (отдельно стоящие кусты, занимающие менее 50% площади пролета в границах полосы съемки);

— лесополосы, отдельные деревья;

— болото (в том числе заболоченные участки);

— овраг;

— выгон (пастбище, луг);

— огороды (в том числе садово-огородные участки вне черты населенных пунктов);

— пустырь (прочие земли, не подпадающие под вышеуказанные определения характеристик местности);

— частные владения, фермерские усадьбы, садовые некоммерческие товарищества;

— реки, озера, пруды, ручьи, водохранилища, каналы;

— горная местность;

— населенная местность.

При наличии в одном пролете участков с разными характеристиками местности в поопорной ведомости участки указывают поочередно — по направлению трассы ВЛ.

А.2.2 Примеры ведомостей измерений расстояния от проводов ВЛ электропередачи до поверхности земли и пересекаемых объектов приведены в таблицах А.2 - .