Минимальное напряжение ЛЭП — 0.4 кВ (напряжение между каждым фазным проводом и нолём — 220 вольт). Такие линии обычно используются в дачных посёлках, они выглядят так.
Характерный признак — маленькие белые или прозрачные изоляторы и пять проводов (три фазы, ноль, фаза к фонарям освещения).
Для подвода напряжения к трансформаторам тех же дачных посёлков используются линии 6 и 10 кВ. 6-киловольтные линии используются всё реже.
Отличие от низковольтной линии в размере изоляторов. Здесь они гораздо больше. Для каждого провода используется один или два изолятора. Проводов всегда три.
Очень важно не путать эти линии. Я читал грустную историю про горе-строителей, которые хотели подключить бетономешалку напрямую к проводам ЛЭП и сдуру накинули крючки на 10-киловольтные провода вместо 220-вольтных.
Следующий стандартный номинал напряжения ЛЭП — 35 кВ.
Такую ЛЭП легко распознать по трём изоляторам, на которых закрепляется каждый провод.
У линии 110 кВ (110 тысяч вольт) изоляторов на каждом проводе шесть.
Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ (отпайка от ВЛ 110 кВ Афипская ВЛ 220 кВ Октябрьская 1,2 цепь)
У линии 150 кВ изоляторов на каждом проводе 8-9.
Линии 220 кВ чаще всего используются для подвода электричества к подстанциям. В гирлянде от 10 изоляторов. ЛЭП 220 кВ могут значительно отличаться друг от друга, количество изоляторов может доходить до 40 (две группы по 20), но одна фаза у них всегда передаётся по одному проводу.
Недавно в Москве на пересечении Калужского шоссе и МКАД поставили две опоры ЛЭП 220 кВ необычного вида. О них подробно рассказала nefer : http://neferjournal.livejournal.com/4207780.html. Это фото из её поста.
ЛЭП 330 кВ, 500 кВ и 750 кВ можно распознать по количеству проводов каждой фазы.
330 кВ — по два провода в каждой фазе и от 14 изоляторов.
ЛЭП 500 кВ — по три провода, расположенных треугольником, на фазу и от 20 изоляторов в гирлянде.
ЛЭП 750 кВ — 4 или 5 проводов, расположенных квадратом или кольцом, на каждую фазу и от 20 изоляторов в гирлянде.
Убедиться в точности определения напряжения можно, посмотрев, что написано на опоре ЛЭП. Во второй строке указан номер опоры ЛЭП, а в первой строке указана буква и цифра через тире. Цифра — это номер высоковольтной линии, а буква — напряжение. Буква Т означает 35 кВ, С — 110 кВ, Д — 220 кВ.
Допустимые расстояния до токоведущих частей для разных типов ЛЭП.
Информация и часть фотографий для этого поста во многом почёрпнута из статьи Как по изоляторам определить напряжение ВЛ.
Основная тема моего блога — техника в жизни человека. Я пишу обзоры, делюсь опытом, рассказываю о всяких интересных штуках. А ещё я делаю репортажи из интересных мест и рассказываю об интересных событиях.
Добавьте меня в друзья здесь. Запомните короткие адреса моего блога: Блог1.рф и Blog1rf.ru.
Второй мой проект — lamptest.ru. Я тестирую светодиодные лампы и помогаю разобраться, какие из них хорошие, а какие не очень.
Установка опор ЛЭП. Строительство ВЛ 0.4 кв.
Источник: ammo1.livejournal.com
Какие могут быть подводные камни при техприсоединении 35 кВ?
Здравствуйте.
Сейчас наша организация строит завод. Необходимо осуществить техприсоединение с максимальной мощностью 1250 кВт. По участку проходят ВЛ-35 кВ на подстанцию и ВЛ-10 кВ (АС-35) от РУ-10 кВ подстанции. Ранее была подана заявка и выданы ТУ, согласно которым необходимо в РУ-10 кВ подстанции установить новую линейную ячейку 10 кВ, проложить КЛ-10 кВ (800 м), установить КТП 10/0,4 кВ.
Итого более 11 млн. руб. Есть мысль: а что если подключиться отпайкой от проходящей ВЛ-35 кВ и установить КТП 35/0,4 кВ. Ячейку в РУ-10 кВ ставить не надо, строить линию 10 кВ тоже. Насколько я понял ещё и тариф на оплату э/э меньше будет. Какие могут быть минусы такого решения? Может в эксплуатации или при согласовании?
И вообще возможно ли это?
всё что связано с упорядоченным движением заряженных частиц
Да в принципе наверное можно, но Вы же понимаете что на это Вам будут нужные новые ТУ. На счёт отпайки если честно не знаю, может быть сделать не отпайку, а шлейф от вводной ячейки 35 кВ. Это всё на основе моих догадок т.к. среднее напряжение не моя тема.
А с чего вы взяли что будет дешевле? Это нужны новые техусловия. Более сложные расчеты и согласования режимов. Неизвестна загрузка данной ВЛ. Возможно придется менять провод. Более дорогое оборудование. Кроме того при устройстве отпайки придется влазить в защиты не только ПС35/10, но и ПС110/35.
При этом вполне там тоже возможно потребуется реконструкция и стоимость которой так же ляжет на ваши плечи. В целом надо просчитывать более предметно.
Дело в том, что ВЛ-35 кВ, проходящая по нашей площадке — это и есть единственная линия питающая ПС 35/10 кВ. Раз уж нам дали ТУ на подключение к ПС 35/10 кВ со стороны 10 кВ, значит линия 35 кВ эту нагрузку выдерживает. Вообще ПС 35/10 кВ — однотрансформаторная тупиковая, существующий трансформатор 4 МВА, существующая загрузка 1,5 МВА. Я предполагаю, что ВЛ 35 кВ рассчитана на 4 МВА минимум.
А вот по поводу защит в сети 35 кВ, действительно могут быть проблемы если линия 35 кВ защищена не только токовыми защитами. А вот токовым защитам будет всё равно где к линии 35 кВ подключились: в конце линии или за 800 м до конца. Какие ещё есть соображения? Не потребует ли появление на балансе организации оборудования 35 кВ, дополнительных организационных мероприятий или что-нибудь подобного?
ТУ на отпайку без защит маловероятно что дадут. Скорее всего все равно придется ставить что-то с защитой. Дешевле не выйдет думаю
Дешевле будет стоимость кВт-час. А это на многие многие годы. И надёжность должна получиться выше. Но всё это придётся решать с ЭСО, а им это не выгодно. Но всё равно геморрой стОит свеч.
Пробуйте!
Дело в том, что ВЛ-35 кВ, проходящая по нашей площадке — это и есть единственная линия питающая ПС 35/10 кВ. Раз уж нам дали ТУ на подключение к ПС 35/10 кВ со стороны 10 кВ, значит линия 35 кВ эту нагрузку выдерживает. Вообще ПС 35/10 кВ — однотрансформаторная тупиковая, существующий трансформатор 4 МВА, существующая загрузка 1,5 МВА. Я предполагаю, что ВЛ 35 кВ рассчитана на 4 МВА минимум.
А вот по поводу защит в сети 35 кВ, действительно могут быть проблемы если линия 35 кВ защищена не только токовыми защитами. А вот токовым защитам будет всё равно где к линии 35 кВ подключились: в конце линии или за 800 м до конца. Какие ещё есть соображения? Не потребует ли появление на балансе организации оборудования 35 кВ, дополнительных организационных мероприятий или что-нибудь подобного?
Хорошо. Линия нагрузки выдерживает. Дальше начинается вопросы защит. Если вы питаетесь по 10 то защиты в ПС 35/10. Мощность 1,25Мвт Это скорее всего 2 тупых КТП 10/0,4 по 630кВА защищенных предохранителями запитанных шлейфом. Влазим на сторону 35кВ это будут уже совсем другая ТП с полным комплектом защит. Возникают вопросы с организацией АИИСКУЭ.
Соответственно совсем другой ценник. Все это надо предметно считать. С другой стороны более низкий тариф на электроэнергию может за несколько лет компенсировать дополнительные затраты
Старые ТУ были на 982 кВт (Трансформатор 1250 кВА). Сейчас, в связи с изменениями в проекте, мощность выросла до 1250 кВт. Так что будем подавать две заявки на 10 кВ и на 35 кВ. А потом уже выбирать что подписывать. Наконец-то увидел генплан.
От ВЛ-35 кВ до запроектированной КТП 130 м, так что всё усложняется. В общем будем выбирать.
Старые ТУ были на 982 кВт (Трансформатор 1250 кВА). Сейчас, в связи с изменениями в проекте, мощность выросла до 1250 кВт. Так что будем подавать две заявки на 10 кВ и на 35 кВ. А потом уже выбирать что подписывать. Наконец-то увидел генплан.
От ВЛ-35 кВ до запроектированной КТП 130 м, так что всё усложняется. В общем будем выбирать.
Я с вами согласен. И с точки зрения надёжности тоже. Руководство поясняет, будет надо, отключим и обслужим. А сейчас экономия важней.
Смотрю ранее выданные ТУ и не могу понять что значат некоторые пункты. Местный РЭС пояснить не может — у них никогда не было техприсоединений более 670 кВт. Например пункт 11.3 про аппарат защиты от многофазных замыканий — это что реклоузер ставить на границе участка? Это какая схема получается: разъединитель 10 кВ (устанавливается сетевой организацией) -> аппарат защиты от многофазных замыканий -> выносной пункт учёта. И всё это судя по ТУ на границе балансовой принадлежности.
Это какая схема получается: разъединитель 10 кВ (устанавливается сетевой организацией) -> аппарат защиты от многофазных замыканий -> выносной пункт учёта. И всё это судя по ТУ на границе балансовой принадлежности.
Можно КРН поставить. А вообще переносите границу баланса в ячейку РУ-10, там уже вакуумник есть, учет организуете там же, но линию придется строить от ячейки, считайте что дешевле и удобнее.
Я с вами согласен. И с точки зрения надёжности тоже. Руководство поясняет, будет надо, отключим и обслужим. А сейчас экономия важней.
Смотрю ранее выданные ТУ и не могу понять что значат некоторые пункты. Местный РЭС пояснить не может — у них никогда не было техприсоединений более 670 кВт. Например пункт 11.3 про аппарат защиты от многофазных замыканий — это что реклоузер ставить на границе участка? Это какая схема получается: разъединитель 10 кВ (устанавливается сетевой организацией) -> аппарат защиты от многофазных замыканий -> выносной пункт учёта. И всё это судя по ТУ на границе балансовой принадлежности.
Судя по ТУ надо установить что то такое если ввод воздушный http://www.vakyym.ru/images/producti. pss10su_3g.jpg или КРУН если кабельный. Но при кабельной конечно лучше пункт учета перенести в ТП-35/6
По поводу учёта писали в протоколе разногласий :
«4. Техническими условиями (п.11.4) предусмотрен учёт электроэнергии с применением выносного пункта учёта на границе балансовой принадлежности. Прошу согласовать размещение оборудования учёта электроэнергии в РУ-10 кВ проектируемой КТП, в связи с тем, что данное решение позволит сократить количество электрооборудования и соединений в сети 10 кВ, что в свою очередь повысит надёжность и безопасность эксплуатации электрических сетей. Со своей стороны наша организация обязуется обеспечить беспрепятственный доступ сотрудников Вашей организации в любое время суток к КЛ и оборудованию КТП.»
И получен ответ-отписка:
«4. В соответствии с п. 144 Постановления Правительства РФ от 04.05.2012 №442 «О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии» приборы учета подлежат установке на границах балансовой принадлежности объектов электроэнергетики (энергопринимающих устройств) смежных субъектов розничного рынка — потребителей, производителей электрической энергии (мощности) на розничных рынках, сетевых организаций, имеющих общую границу балансовой принадлежности. «
Хотя в пункте 144 есть продолжение: «. а также в иных местах, определяемых в соответствии с настоящим разделом с соблюдением установленных законодательством Российской Федерации требований к местам установки приборов учета.»
Хотя в пункте 144 есть продолжение: «. а также в иных местах, определяемых в соответствии с настоящим разделом с соблюдением установленных законодательством Российской Федерации требований к местам установки приборов учета.»
Все верно написали, не на границе ставят, только если нет возможности.
Если проборы учета будет стоят в вашем РУ-10 то это как минимум потери в ЛЭП еще оплачивать.
Тут возникнут проблемы с оплатой потерь. Учет на мой взгляд гораздо удобнее в точке питания на ТП35/10 ставить.
По ТУ линия от ПС 35/10 кВ до границы нашего участка строится сетевой организацией, потом разъединитель, по зажимам которого проходит граница балансовой принадлежности и здесь ставится учёт. Мы предлагали перенести учёт в РУ-10 кВ (в десяти метрах от забора). Также мы предлагали построить линию своими силами и установить ГБП на линейном разъединителе ячейки 10 кВ в РУ-10 кВ ПС 35/10 кВ — сети тоже прислали отписку.
Автор, правильно мыслишь. Три года назад именно так и сделали, мощность 630кВт была, получили ТУ по 35кВ, поставили подстанцию типовую железнодорожную, по цене не сильно дороже КТП 10/0,4кВ. Узел учета тогда согласовывался всегда по 0,4кВ, в принципе, у нас в городе, можно в виде исключения согласовать учет по стороне 0,4кВ. в Ростехнадзор сдали, в сети сдали, ТПшка работает и бед не знает.
Учет на стороне 35кВ выполнить в такой тп тоже возможно, надо будет помучиться с металлоконструкциями.
Могу помочь с проектом.
Спасибо всем откликнувшимся. Подали заявку на 35 кВ. Вообще хотели подать две заявки на этот объект на 35 кВ и на 10 кВ, а потом выбрать когда цены известны будут. Однако сети утверждают что в работу примут только одну заявку. Хотя в правилах запрета я не нашёл (есть запрет подавать две заявки в разные сетевые организации), может плохо искал.
Источник: forum.dwg.ru