Приём и контроль качества работ

10.5.1 Приёмку и контроль качества работ по устройству свайных фундаментов следует выполнять в соответствии с указаниями п. 15.5 СП 50-102-2003. Приёмка фундаментных конструкций должна производиться по результатам приёмочного контроля на основе проектной и исполнительно-производственной документации.

Перед погружением сваи техническая инспекция Заказчика должна принять сваю в соответствии с её конструкцией и дать разрешение на её погружение. После погружения свай, для проверки соответствия несущей способности свай расчётным нагрузкам, установленным в проекте, необходимо предусмотреть контрольные испытания свай динамическими (при необходимости статическими) нагрузками, в том числе и выдёргивающими, по ГОСТ 5686-94. Количество испытываемых свай назначается
по участкам, различающимися инженерно-геологическими условиями. Крепление опоры к свайным фундаментам запрещается до приёмки свай и устранения дефектов, выявленных
в процессе приёмки.

10.5.2 Приёмка работ по устройству свайных фундаментов должна производиться на основании: рабочей документации и проекта производства работ; технологических регламентов на производство работ; паспортов заводов-изготовителей на погружаемые сваи, и цементно-песчаный (или бетонный) раствор заполнения; журнала учёта входного контроля качества материалов и конструкций; общего журнала работ; исполнительных схем на погружение свай с указанием их отклонений в плане, по глубине и по вертикали; журналов погружения свай; акта на геодезическую разбивку осей сооружения и закрепление строительных осей; сводных ведомостей погруженных свай; документации по результатам опытных работ, включающей результаты испытаний свай. В состав основных показателей, контролируемых при устройстве фундаментов из свай, входят их положение в плане, отметки голов и вертикальность оси свай.

10.5.3 Должна выполняться оценка работ по подготовке и устройству закрепления опор, предусмотренного без фундаментной конструкции, а также работ по выполнению столбчатого фундамента мелкого заложения, устраиваемого в открытом котловане. Результаты приёмки работ, скрываемых последующими работами, оформляются актами освидетельствования скрытых работ (приложение В СНиП 12-01-2004).

10.5.4 Результаты приёмки отдельных конструкций должны оформляться актами промежуточной приемки конструкций (приложение Г СНиП 12-01-2004).

11 Основные требования к отводу земель под ВЛ 6(10) кВ

11.1 ВЛ напряжением 6(10) кВ размещаются на обособленных земельных участках, отнесённых в установленном порядке к землям промышленности и иного специального назначения или землям поселений и предназначенных для установки опор указанных линий.

11.2 Обособленные земельные участки, отнесённые к одной категории земель и предназначенные (используемые) для установки опор одной ВЛ, могут быть учтены
в государственном земельном кадастре в качестве одного объекта недвижимого имущества (единого землепользования) с присвоением одного кадастрового номера.

11.3 Полосы земель для ВЛ и КЛ электропередачи необходимы для временного краткосрочного пользования на период их строительства, а земельные участки для размещения опор ВЛ напряжением 6(10) кВ, наземных сооружений КЛ электропередачи, понижающих подстанций, распределительных и секционирующих пунктов 2 для бессрочного (постоянного) пользования. Земельные участки для монтажа опор
2 для временного краткосрочного пользования.

11.4 Минимальный размер земельного участка для установки опоры ВЛ напряжением 6(10) кВ включительно определяется как площадь контура, равного поперечному сечению опоры на уровне поверхности земли.

11.5 Минимальный размер земельного участка для установки опоры ВЛ напряжением 6(10) кВ при переходах и использовании опор в габаритах 35-110 кВ определяется как:

- площадь контура, отстоящего на 1 метр от контура проекции фундамента опоры на поверхность земли (для опор на оттяжках - включая оттяжки), - для земельных участков, граничащих с земельными участками всех категорий земель, кроме предназначенных для установки опор с ригелями глубиной заложения не более 0,8 м земельных участков, граничащих с земельными участками сельскохозяйственного назначения;

- площадь контура, отстоящего на 1,5 метра от контура проекции фундамента опоры на поверхность земли (для опор на оттяжках - включая оттяжки), - для предназначенных для установки опор с ригелями глубиной заложения не более 0,8 м земельных участков, граничащих с земельными участками сельскохозяйственного назначения.

11.6 Конкретные размеры земельных участков для установки опор ВЛ напряжением 6(10) кВ определяются исходя из необходимости закрепления опор в земле, размеров и типов опор, несущей способности грунтов и необходимости инженерного обустройства площадки опоры с целью обеспечения её устойчивости и безопасной эксплуатации.

11.7 Размеры земельных участков (частей земельных участков), которые используются хозяйствующими субъектами в период проведения инженерных изысканий при проектировании воздушных линий электропередачи напряжением 6(10) кВ, определяются проектной документацией на проведение указанных работ.

11.8 Земельные участки (части земельных участков), используемые хозяйствующими субъектами в период строительства, реконструкции, технического перевооружения и ремонта ВЛ напряжением 6(10) кВ, представляют собой полосу земли по всей длине ВЛ, ширина которой превышает расстояние между осями крайних фаз на 2 м с каждой стороны.

11.9 Ширина полос земель и площади земельных участков, предоставляемых во временное краткосрочное пользование, для временных сооружений на период строительства объектов электрических сетей, а также площади земельных участков, предоставляемых в постоянное, бессрочное и во временное краткосрочное пользование при техническом перевооружении, реконструкции, модернизации и расширении линий электропередачи и подстанций, определяются проектом, в соответствии с [2] и [3], утверждённым Заказчиком в установленном порядке.

11.10 Ширина полос земель для ВЛ напряжением 6(10) кВ, сооружаемых на землях, покрытых лесом, должна приниматься по согласованию с организациями и лицами во владении которых находятся эти земли, с учётом требований ПУЭ (п.п. 2.5.206-2.5.209) и в соответствии с [3], предъявляемых к ширине просек для ВЛ.

11.11 Ширина полос земель, предоставляемых на период строительства ВЛ, сооружаемых на унифицированных и типовых опорах, должна быть не более величин, приведённых в таблице 11.1.

Таблица 11.1 Ширина полос земель, предоставляемых на период строительства одноцепных ВЛ 6(10) кВ

 

Опоры воздушных линий электропередачи	Ширина полос предоставляемых земель, м, при монтаже опор, кВ
	6(10)	35	110
Железобетонные	8	9	10
Стальные	8	11	12
Деревянные	8	10	12

 

11.12 Ширина полос земель для ВЛ, строящихся на землях населённых пунктов, территориях предприятий, в труднопроходимой местности (в болотах, тундре, пустынях, горных условиях, затапливаемых поймах рек и т.п.) и на не унифицированных или не типовых опорах, а также для строительства переходов через естественные и искусственные препятствия и временных дорог, необходимых на период строительства, определяется проектом.

11.13 Площадки земельных участков, предоставляемых во временное пользование для монтажа унифицированных и типовых опор (нормальной высоты) ВЛ в местах их размещения (дополнительно к полосе предоставляемых земель, указанных в таблице 11.1), должны быть не более приведённых в таблице 11.2

Таблица 11.2 Площади земельных участков, предоставляемые для монтажа опор
ВЛ 6(10) кВ

 

Опоры воздушных линий электропередачи	Площади земельных участков в м2, предоставляемые для монтажа опор, кВ
	6(10)	35	110
1. Железобетонные
1.1. Свободностоящие с вертикальным расположением проводов	160	200	250
1.2. Свободностоящие с горизонтальным расположением проводов	-	-	400
1.3. Свободностоящие многостоечные	-	-	-
1.4. На оттяжках (с 1-й оттяжкой)	-	500	550
1.5. На оттяжках (с 5-ю оттяжками)	-	-	1400
2. Стальные
2.1. Свободностоящие промежуточные	150	300	560
2.2. Свободностоящие анкерно-угловые	150	400	800

11.14 Ширина полос земель, предоставляемых во временное краткосрочное пользование для КЛ электропередачи на период строительства, должна приниматься для линий напряжением 6(10) кВ не более 6 м.

11.15 Использование земель над КЛ и под проводами ВЛ по назначению должно осуществляться землевладельцами и землепользователя с соблюдением действующих Правил охраны электрических сетей.

11.16 При прохождении ВЛ в насаждениях защитных лесов (I группы), парках и фруктовых садах ширина просеки рассчитывается по формуле:

A = D + 2(B + a + K),                                                               (1)

где А – ширина просеки, м;

D – расстояние по горизонтали между крайними, наиболее удалёнными проводами фаз, м;

В – наименьшее допустимое расстояние по горизонтали между крайним проводом ВЛ и кроной деревьев, м (эти расстояния должны быть не менее 3 м.);

а – горизонтальная проекция стрелы провеса провода и поддерживающей гирлянды изоляторов, м;

K – радиус горизонтальной проекции кроны с учётом перспективного роста в течение 25 лет с момента ввода ВЛ в эксплуатацию, м.

Радиусы проекций крон деревьев основных лесообразующих пород принимаются равными, м:

– сосна, лиственница – 7,0;

– ель, пихта – 5,0;

– дуб, бук – 9,0;

– липа – 4,5;

– берёза – 4,5;

– осина – 5,0.

Для других пород деревьев радиусы проекций крон определяются при конкретном проектировании по данным владельца насаждений.

11.17 В эксплуатационных лесах (II и III групп) ширина просеки принимается равной большему из двух значений, рассчитанных по формуле, приведённой в п. 5.2.17,
и по формуле:

А = D + 2Н,                                                                  (2)

где D – расстояние по горизонтали между крайними, наиболее удалёнными проводами фаз, м;

Н – высота насаждений с учётом перспективного роста, м.

11.18 Для ВЛ с защищённым проводом ширина просек в насаждениях должна приниматься не менее расстояния между крайними проводами плюс 1,25 м в каждую сторону независимо от высоты насаждений. При прохождении ВЛ с защищённым проводом по территории фруктовых садов с деревьями высотой более 4 м расстояние от крайних проводов до деревьев должно быть не менее 2 м.

11.19 Отдельные деревья или группы деревьев, растущие вне просеки и угрожающие падением на провода или опоры ВЛ, должны вырубаться.

11.20 В понижениях рельефа, на косогорах и в оврагах просека прорубается с учётом перспективной высоты насаждений, при этом, если расстояние по вертикали от верха крон деревьев до провода ВЛ более 9 м, просека прорубается только под ВЛ по ширине, равной расстоянию между крайними проводами плюс по 2 м в каждую сторону.

11.21 По всей ширине просеки по трассе ВЛ должна быть произведена её очистка от вырубленных деревьев и кустарников, корчёвка пней или срезка их под уровень земли и рекультивация.

12 Основные требования к элементам ВЛ 6(10) кВ

Требования к проводу, применяемому к подвеске на ВЛ 6(10) кВ

12.1.1 Сечение применяемого к подвеске сталеалюминиевого провода марки АС
по ГОСТ 839-80 должно определяться расчётом и в соответствии с требованиями ПУЭ, но не менее 50 мм².

12.1.2 Защищённый провод на ВЛ может применяться по требованию ТЗ на проектирование, ТУ на электроснабжение, а также при прохождение ВЛ по побережью морей, в районах с загрязнённой атмосферой.

12.1.3 Выбор сечения провода должен быть подтверждён расчётом механической прочности и несущей способности применяемых опор и выполняться исходя из схемы электроснабжения по величине отклонения от номинального напряжения на последнем линейном потребителе расчётного участка при исчезновении напряжения на одном из двух источников питания вдольтрассовой ВЛ (НТП-99). В максимальном режиме допускается снижение напряжения при редких пусках не более 15%, в нормальном режиме не более 10%. При этом повышение напряжения не должно превышать 5% от номинального. Отклонение от номинального напряжения на проектируемом участке с распределённой нагрузкой определяется по формуле:

В случае с нераспределённой нагрузкой ∆U должно быть умножено на 2.

12.1.4 Провода должны рассчитываться на расчётные нагрузки нормального, аварийного и монтажного режимов ВЛ, приведённых в приложении Д на основании данных по максимальному тяжению провода, указанных в типовых альбомах с учётом климатических характеристик (п.7.7).

При этом напряжения в проводах не должны превышать допустимых значений, приведённых в таблице 12.1.1.

Таблица 12.1.1 Допустимое механическое напряжение в проводах ВЛ 6(10) кВ

 

Провода	Допустимое напряжение, % предела прочности при растяжении		Допустимое напряжение, Н/мм2
	при наибольшей нагрузке и низшей температуре	при среднегодовой температуре	при наибольшей нагрузке и низшей температуре	при среднегодовой температуре
Сталеалюминиевые площадью поперечного сечения алюминиевой части провода, мм2:
35-95 при А/С от 5,99 до 6,02	40	30	120		90
120 и более при А/С от 6,11 до 6,25	45	30	135		90
Защищённые провода	40	30	114		85

 

12.1.5 В механических расчётах проводов следует принимать физико-механические характеристики, приведённые в табл. 12.1.2.

Таблица 12.1.2 Физико–механические характеристики проводов

 

Провода	Модуль упругости, 104 Н/мм2	Температурный коэффициент линейного удлинения, 10-6 град-1	Предел прочности при растяжении δр, Н/мм2, провода
Сталеалюминиевые с отношением площадей поперечных сечений А/С:
8,04-7,67	7,70	19,8	270
6,28-5,99	8,25	19,2	290
Защищённые провода	6,25	23,0	294

Требования к изоляторам, применяемым на ВЛ 6(10) кВ

12.2.1 Изоляторы, применяемые на ВЛ 6(10) кВ должны соответствовать требованиям ПУЭ п.2.5.97 – 2.5.105.

12.2.2 Изоляторы на ВЛ для изоляции и крепления проводов должны применятся на напряжение не ниже 20 кВ.

На вновь строящихся ВЛ должны применяться подвесные изоляторы. Для реконструируемых ВЛ могут применяться как подвесные, так и штыревые изоляторы:

– на металлических опорах – подвесные полимерные (в соответствии
с ОТТ-29.240.20-КТН-128-10 с Изм. №1);

– на железобетонных опорах – стеклянные или полимерные (штыревые или подвесные в зависимости от типа опор).

12.2.3 Выбор изоляторов производится с учётом климатических условий (температура, влажность) и условий загрязнения согласно требований ПУЭ глав 1.9, 2.5
и в соответствии с таблицей 12.2.1 и опыта эксплуатации существующих ВЛ.

Таблица 12.2.1 Рекомендуемые области применения полимерных изоляторов

 

Полимерный нормального исполнения	Районы с 1-2-й СЗ при любых видах загрязнения, в том числе районы с труднодоступными трассами ВЛ
Полимерный специального исполнения	Районы с 2-3-й СЗ при любых видах загрязнения, в том числе районы с труднодоступными трассами ВЛ

 

12.2.4 Конструкции поддерживающих и натяжных гирлянд должны обеспечивать возможность удобного производства строительно-монтажных работ.

12.2.5 Крепление проводов к подвесным изоляторам следует производить при помощи глухих поддерживающих или натяжных зажимов.

12.2.6 Крепление проводов к штыревым изоляторам следует производить при помощи спиральных или проволочных вязок, или специальными зажимами.

12.2.7 Применяемые на ВЛ изоляторы должны иметь сертификаты соответствия. Применение изоляторов допускается только после проведения заводом изготовителем их испытаний и приёмки в установленном порядке.

Требования к линейной арматуре и её антикоррозионной защите

12.3.1 Для крепления провода к металлическим опорам должны применяться траверсы по типовым чертежам.

12.3.2 Крепление проводов к подвесным изоляторам следует производить при помощи глухих поддерживающих или натяжных зажимов.

Крепление проводов к штыревым изоляторам следует производить проволочными, спиральными вязками или специальными зажимами.

12.3.3 Расчётные усилия в поддерживающих и натяжных зажимах, узлах крепления и кронштейнах в нормальном режиме не должны превышать 40% их механической разрушающей нагрузки.

12.3.4 Соединения проводов в пролётах ВЛ следует производить при помощи соединительных зажимов, обеспечивающих механическую прочность не менее 90% разрывного усилия провода.

В одном пролёте ВЛ допускается не более одного соединения на каждый провод.

В пролётах пересечения ВЛ с инженерными сооружениями соединение проводов ВЛ не допускается.

Соединение проводов в петлях анкерных опор должно производиться при помощи зажимов.

Провода разных марок или сечений должны соединяться только в петлях анкерных опор.

12.3.5 Крепление неизолированных проводов к штыревым изоляторам на опорах ВЛ, за исключением опор для пересечений, рекомендуется выполнять одинарным и, как правило, на шейке изолятора с внутренней его стороны по отношению к стойке опоры.

12.3.6 Для исключения коррозионного воздействия агрессивных сред на металлоконструкции опор, все траверсы, хомуты, кронштейны и крепёж изготавливаются из стали марки С 345 по ГОСТ 27772-88 для климатического района строительства
до минус 65⁰ С (СНиП II-23-81*), покрытого цинком путём горячего цинкования.

12.3.7 Вся линейная арматура (зажимы, ушки, серьги, коромысла) должна быть изготовлена либо из цветного металла, либо из стали марки С 345 по ГОСТ 27772-88 для климатического района строительства до минус 65⁰ С (СНиП II-23-81*) и иметь сертификаты соответствия.

Требования к опорам, применяемым на ВЛ 6(10) кВ

12.4.1 Опоры ВЛ разделяются на два основных вида:

– анкерные опоры, полностью воспринимающие тяжение проводов в смежных
с опорой пролётах;

– промежуточные, которые не воспринимают тяжение проводов или воспринимают его частично.

На базе анкерных опор могут выполняться концевые, анкерно-угловые опоры. Промежуточные и анкерные опоры могут быть прямыми и угловыми.

Опоры могут выполняться свободностоящими или с оттяжками.

Промежуточные и анкерные опоры могут быть гибкой и жёсткой конструкции.

К опорам жёсткой конструкции относятся опоры, отклонение верха которых
(без учёта поворота фундаментов) при воздействии расчётных нагрузок по второй группе предельных состояний не превышает 1/100 высоты опоры. При отклонении верха опоры более 1/100 высоты опоры относятся к опорам гибкой конструкции.

Опоры анкерного типа могут быть нормальной и облегчённой конструкции.

12.4.2 Анкерные опоры следует применять в местах, определяемых условиями работ на ВЛ при её сооружении и эксплуатации, а также условиями работы конструкции опоры.

На ВЛ 6(10) кВ с проводами, закреплёнными на штыревых изоляторах, расстояние между анкерными опорами не должно превышать 1,0 км. На ВЛ 6(10) кВ с подвесными изоляторами расстояние между анкерными опорами не должно превышать 2,0 км.

На ВЛ, проходящих по горной или сильно пересечённой местности в районах по гололёду III и более, рекомендуется устанавливать опоры анкерного типа на перевалах
и в других точках, резко возвышающихся над окружающей местностью.

12.4.3 Металлоконструкции узлов должны состоять из транспортабельных узлов, обеспечивающих их сборку на месте монтажа.

12.4.4 Применяемые металлические опоры при проектировании ВЛ 6(10) кВ должны соответствовать требованиям ОТТ-29.240.20-КТН-128-10 с Изм. №1.

12.4.5 Качество металлов, применяемых для изготовления металлоконструкций опор, должно быть подтверждено сертификатом.

12.4.6 На металлических опорах должно быть наличие узлов:

– для присоединения опоры к ЗУ с помощью разъёмного болтового соединения;

– для крепления на опоре информационных и постоянных знаков (не менее двух
на каждой опоре на высоте 1500 – 2000 мм от основания стойки);

12.4.7 Конструкции опор должны быть унифицированными типовыми и предусматривать необходимые приспособления и узлы для монтажа одного из следующих видов оборудования:

– АПС;

– РЛНД;

– двух кабельных муфт с РЛНД;

– ОМП с кронштейнами для ОПН и предохранителей.

12.4.8 Для подъёма персонала на опору должны быть предусмотрены следующие мероприятия:

1) обеспеченность подъёма на опору по её элементам конструкции или с применением съёмной лестницы;

2) на железобетонных опорах любой высоты должна быть обеспечена возможность подъёма на нижнюю траверсу с вышек, по инвентарным лестницам или с помощью специальных инвентарных подъёмных устройств.

12.5 Требования к коммутационной аппаратуре, применяемой на
ВЛ 6(10) кВ

12.5.1 На вновь строящихся и реконструируемых ВЛ должны применяться АПС, включённые в реестр ТУ и ТТ на материалы и оборудование, закупаемые группой компаний ОАО «АК «Транснефть».

АПС должен состоять из следующих элементов:

– модуль коммутационный (МК) на базе вакуумного выключателя;

– низковольтный шкаф управления (ШУ) защиты и контроля;

– соединительный кабель между МК и ШУ;

– ОПН;

– трансформаторы напряжения (ТН);

– устройство оперативного питания шкафа управления в аварийном режиме при исчезновении напряжения.

Установка низковольтного ШУ защиты и контроля АПС должна быть предусмотрена в блок-боксе ПКУ. При расположении АПС на расстоянии более 150 м от блок – бокса ПКУ низковольтный ШУ допускается устанавливать на опорах ВЛ с АПС.

Применяемые на ВЛ АПС должны иметь встроенный комплект релейной защиты на базе микропроцессорного терминала с функциями управления по каналам телемеханики, применяемой на ЛЧ МН. Микропроцессорный терминал должен соответствовать требованиям ОТТ-29.020.00-КТН-008-10.

АПС должны выполнять следующие основные функции:

– оперативные переключения;

– автоматическое отключение повреждённого участка линии и восстановление электроснабжения неповреждённых потребителей;

– автоматическое повторное включение (АПВ);

– автоматический ввод сетевого резервного питания (АВР);

– ведение журналов оперативных и аварийных событий в линии;

– самодиагностика;

– местное и дистанционное управление.

АПС должны удовлетворять характеристикам, приведённым в таблице 12.5.1

Таблица 12.5.1 Характеристики АПС

Наименование параметра	Значение параметра
1. Тип выключателя	вакуумный
2. Вид привода	электромагнитный с малым током потребления (с магнитными защелками)
3. Номинальное напряжение, кВ	6; 10
4. Наибольшее рабочее напряжение, кВ	7,2; 12
5. Номинальные ток при частоте 50 Гц, А	400	630	800	630	800
6. Собственное время включения (не более), мс	90
7. Собственное время отключения (не более), мс	45
8. Полное время отключения (не более), мс	55
9. Номинальный ток отключения, кА	12,5			16
10. Нормированные параметры сквозного тока КЗ, кА:
а) наибольший пик (ток электродинамической стойкости);	32			42
б) начальное действующее значение периодической составляющей, не более	12,5			16
11. Ресурс по механической стойкости без обслуживания, операций ВО	25 000
12. Ресурс по коммутационной способности без обслуживания, операций ВО:
а) номинального тока	25 000
б) номинального тока отключения	50
13. Номинальное напряжение питания вторичных цепей от внешнего источника, В	~220
14. При работе от встроенных аккумуляторных батарей АПС должен выполнять стандартные операции в течение (не менее), час:
а) при температуре окружающего воздуха +20°С	48
б) при температуре окружающего воздуха минус 45°С	12
Срок службы (не менее), лет	25

В АПС должны быть реализованы следующие виды защит и автоматики:

– токовая защита от междуфазных КЗ;

– защита от однофазных замыканий на землю;

– защита минимального напряжения;

– автоматическое повторное включение;

– автоматический ввод резервного питания.

АПС должны обеспечивать передачу в систему телемеханики в соответствии
с РД-35.240.00-КТН-207-08 следующую информацию:

– линейный АПС вдольтрассовой ЛЭП включён;

– линейный АПС вдольтрассовой ЛЭП аварийно отключён;

– наличие напряжения вдольтрассовой ЛЭП;

– готовность линейного АПС вдольтрассовой ЛЭП к телеуправлению.

АПС в соответствии с РД-35.240.00-КТН-207-08 должны принимать сигналы телеуправления от системы телемеханики:

– линейный АПС вдольтрассовой ЛЭП подготовить к телеуправлению;

– линейный АПС вдольтрассовой ЛЭП отменить телеуправление;

– линейный АПС вдольтрассовой ЛЭП включить;

– линейный АПС вдольтрассовой ЛЭП выключить.

АПС должны соответствовать следующим параметрам:

АПС должны надёжно отключать токи нормального режима и режима КЗ, а также малые индуктивные и ёмкостные токи без появления при этом опасных коммутационных перенапряжений. При проектировании вдольтрассовых ВЛ производят их выбор по следующим параметрам:

а) по напряжению электроустановки

Uуст ≤ Uном,                                                                                                       (1)

где   Uуст – номинальное напряжение установки, кВ;

Uном – номинальное напряжение выключателя, кВ;

б) по длительному току в нормальном и максимальных режимах работы

Iрасч ≤ Iном,                                                                                              (2)

Iр макс ≤ Iном,                                                                                           (3)

Где    Iрасч – расчётное значение тока в нормальном режиме, А;

Iр макс – расчётное значение тока в максимальном режиме, А;

Iном – номинальный ток выключателя, А;

в) по отключающей способности

Iпτ ≤ Iном откл,                                                                                        (4)

где Iпτ – периодическая составляющая тока КЗ, для момента расхождения контактов выключателя τ, А;

   Iном откл – номинальный ток отключения выключателя, А.

Номинальный ток отключения I_{отк.ном} – наибольший ток КЗ (действующее значение), который выключатель способен отключить при напряжении, равном наибольшему рабочему напряжению при заданных условиях восстанавливающегося напряжения и заданном цикле операций. Номинальный ток отключения определяется действующим значением периодической составляющей в момент расхождения контактов.

г) по динамической стойкости токам КЗ

i р ≤ i ном,                                                                                                   (5)

где i р – расчётный ударный ток КЗ, кА;

i ном – наибольший пик сквозного тока КЗ, кА.

Пример выбора АПС приведён в приложении Е.

При расчёте уставок релейной защиты для группы последовательно включённых АПС должно выполняться требование селективности в нормальном и максимальном режимах работы ВЛ посредством различного времени отключения АПС (чем ближе АПС расположён к месту повреждения ВЛ, тем с меньшей уставкой времени он отключается). Пример схемы вдольтрассовой ВЛ с указанием уставок РЗ и А в нормальном и максимальном режимах работы приведена в приложении Е на рисунке Е.1.

12.5.2 На вновь строящихся и реконструируемых ВЛ должны применяться РЛНД
с усиленной полимерной изоляцией и ручным приводом с электромагнитной блокировкой, включённые в реестр ТУ и ТТ на материалы и оборудование, закупаемое группой компаний ОАО «АК «Транснефть».

РЛНД, как коммутационный аппарат, предназначен для отключения и включения электрической цепи без тока и для создания видимого разрыва цепи между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт. Выбор РЛНД производят по следующим параметрам:

а) по напряжению электроустановки

Uуст ≤ Uном,                                                                                                       (6)

Где Uуст – номинальное напряжение установки, кВ;

  Uном – номинальное напряжение разъединителя, кВ;

б) по длительному току в нормальном и максимальных режимах работы

Iрасч ≤ Iном,                                                                                              (7)

Iр макс ≤ Iном,                                                                                           (8)

где Iрасч – расчётное значение тока в нормальном режиме, А;

  Iр макс – расчётное значение тока в максимальном режиме, А;

  Iном – номинальный ток разъединителя, А;

в) по динамической стойкости токам КЗ

i р ≤ i ном,                                                                                                    (9)

где i р – расчётный ударный ток КЗ, кА;

i ном – наибольший пик сквозного тока КЗ, кА.

РЛНД должны изготовляться в соответствии с требованиями ГОСТ Р 52726-2007, технических документов на конкретный тип изделий и (или) по конструкторской документации, утверждённой в установленном порядке.

Климатическое исполнение РЛНД выбирается с учётом среды, в которой предусматривается эксплуатация оборудования.

Работоспособность РЛНД, предназначенных для эксплуатации на открытом воздухе, должна обеспечиваться при давлении ветра до 1000 Па (соответствует скорости ветра
40 м/с), при давлении ветра свыше 1000 Па - по согласованию с заводом-изготовителем. Конкретные требования по работоспособности при воздействии пыли должны быть указаны в технических документах на конкретные типы изделий.

РЛНД во включённом положении должны выдерживать без повреждений, препятствующих их нормальной работе, электродинамическое и термическое воздействия сквозных токов КЗ с параметрами вплоть до следующих нормированных значений:

– номинальный кратковременный выдерживаемый ток (ток термической стойкости) I_т, указанный в технических документах на конкретное изделие;

– наибольший пик номинального кратковременного выдерживаемого тока (ток электродинамической стойкости) I_д, равный 2,5 I_тпри номинальной частоте 50 Гц;

– начальное действующее значение периодической составляющей I_н.п.

Время протекания номинального кратковременного выдерживаемого тока (время КЗ) t_к.здолжно быть указано в технических документах на конкретные типы и должно быть не более 1÷3 с.

Допустимое расстояние от РЛНД до ближайшего опорного изолятора под ошиновку или ближайшего аппарата, при котором обеспечивается гарантируемая стойкость при сквозных токах КЗ, должно быть указано в руководствах по эксплуатации.

12.5.3 Коэффициент запаса механической прочности изоляторов должен быть:

– РЛНД с полимерной изоляцией всех категорий размещения по ГОСТ 15150-69 –
не менее 1,5.

Требования по антикоррозионной защите опор

12.6.1 Антикоррозионная защита металлических опор, а также стальных элементов и деталей железобетонных опор ВЛ должна выполняться в заводских условиях.

12.6.2 Качество подготовки металлических поверхностей и антикоррозионного покрытия должно соответствовать ГОСТ 9.307-89. Защита элементов опор от коррозии должна выполняться в заводских условиях в виде горячего цинкования в соответствии с требованиями СНиП 2.03.11-85, ГОСТ 9.307-89, ОТТ-29.240.20-КТН-128-10 с Изм. № 1. Поверхность цинкового покрытия должна быть сплошной.

В случае повреждения покрытия, нанесённого методом «горячего» цинкования, нанесение защитных покрытий в полевых условиях на месте монтажа опор должно осуществляться с использованием материалов и технологий, применяемых при методе «холодного» цинкования, с защитным покрытием, равноценным заводскому. Нанесение цинконаполненных композиций выполняется в соответствии с технологической инструкцией изготовителя указанных покрытий.

Требования к ЗУ

12.7.1 На ВЛ 6(10) кВ должны быть заземлены и удовлетворять требованиям ПУЭ
п.п. 2.5.129,132-134:

1) Железобетонные и металлические опоры ВЛ 6(10) кВ;

2) Опоры, на которых установлены силовые или измерительные трансформаторы, кабельные муфты, РЛНД, ОПН, АПС и другие аппараты.

Сопротивления ЗУ опор ВЛ 6(10) кВ с оборудованием (РЛНД, ОПН, АПС и т.п.) должны удовлетворять требованиям ПУЭ п.п. 2.5.129 и не должны превышать 30 Ом.

12.7.2 Сопротивление ЗУ опор, указанных в п./п. 1) п.12.7.1 для ВЛ 6(10) кВ, проходящих в населённой местности должны быть не более приведённых в таблице 12.7.1.

Сопротивление ЗУ опор ВЛ 6(10) кВ, проходящих в ненаселённой местности,
в грунтах с удельным сопротивлением земли ρ до 100 Ом*м должно быть не более 30 Ом,
а в грунтах с удельным сопротивлением земли ρ выше 100 Ом*м – не более 0,3ρ Ом.

Таблица 12.7.1 Наибольшее сопротивление ЗУ опор ВЛ

 

Удельное эквивалентное сопротивление грунта ρ, Ом*м	Наибольшее сопротивление заземляющего устройства, Ом
До 100	10
Более 100 до 500	15
Более 500 до 1000	20
Более 1000 до 5000	30
Более 5000	6*10-3ρ

 

12.7.3 Металлические и железобетонные опоры на протяжении 200-300 м при подходе к блок-боксу ПКУ с трансформаторами, к отдельно стоящей КТП должны быть заземлены с сопротивлением не более приведённых в таблице 12.7.1 согласно ПУЭ п.4.2.153.

12.7.4 Сопротивление ЗУ трансформатора ОМП должно составлять не более 4 Ом согласно ПУЭ п.1.7.101. При удельном сопротивлении земли ρ > 100 Ом*м допускается увеличивать указанное сопротивление ЗУ в 0,01ρ раз, но величина сопротивления ЗУ должна быть не более 40 Ом.

12.7.5 Заземлители первых опор ВЛ 6(10) кВ, на подходах к ПКУ(КТП) и другим объектам, должны быть связаны с ЗУ указанных объектов не менее чем в двух точках.

12.7.6 В многолетнемёрзлых и скальных грунтах с удельным сопротивлением
ρ≥500 Ом*м рекомендуется прокладка двух объединённых у каждой опоры горизонтальных заземлителей на расстоянии 3–8 м друг от друга вдоль трассы. Пример выполнения ЗУ опор ВЛ представлен на рисунке 12.7.1

 

Рисунок 12.7.1 Схема заземления опор ВЛ в грунтах с ρ≥500 Ом*м.

 

12.7.7 При проектировании ЗУ в качестве материала заземлителя должен применяться стальной горячеоцинкованный прокат.<