Ежегодные издержки на эксплуатацию

 

Таблица 1.36

Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов

электрических систем, % капитальных затрат

 

Наименование элементов системы	Норма амортизационных отчислений	Затраты на обслуживание	Всего издержки на амортизацию и обслуживание
общая	в т. ч.
капиталь- ный ремонт	реновация
ВЛ 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах	2,4	0,4	2,0	0,4	2,8
ВЛ 35–220 кВ на деревянных опорах КЛ до 10 кВ:	4,9	1,6	3,3	0,5	5,4
КЛ 110–220 кВ, проложенные: - в земле и помещениях - под водой	2,5 3,0	0,5 1,0	2,0 2,0	2,0 2,0	4,5 5,0
Силовое электрооборудование и распределительные устройства (кроме ГЭС): - до 150 кВ - до 220 кВ и выше	6,4 6,4	2,9 2,9	3,5 3,5	3,0 2,0	9,4 8,4
Электрооборудование и распределительные устройства ГЭС: - до 150 кВ - до 220 кВ и выше	5,8 5,8	2,5 2,5	3,3 3,3	3,0 2,0	8,8 7,8

 

 

Подстанции

 

Таблица 1.37

Открытые распределительные устройства 35–330 кВ

по блочным и мостиковым схемам

 

Схема ОРУ	Номер типовой схемы	Стоимость, тыс. руб., при напряжении, кВ
Блок линия-трансформатор: с разъединителем с предохранителем с отделителем с выключателем	–	2,4 2,7 4,1 5,4	11,5 – 12,7 36,0	14,0 – 20,1 61,0	18,9 – 26,4	21,0 – – –
Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой		13,0	36,3	51,9		–
Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформатора		18,5	75,0			–
Мостик с выключателями в перемычке и цепях трансформаторов	–	–				–
Мостик с отделителями в цепях трансформаторов и дополнительной линией, присоединенной через два выключателя		–			–	–

 

Таблица 1.38

Ячейки ОРУ 35–1150 кВ с выключателями

(для схем с количеством выключателей более трех)

 

Напряжение, кВ	Расчетная стоимость ячейки с выключателем, тыс. руб.
воздушным	масляным
при отключаемом токе
до 40	более 40	до 30	более 30
		–	–	–
220*		–		–
			–	–
			–	–
			–	–
750**		–	–	–
		–	–	–
1150**		–	–	–

 

^* Для схемы расширенного четырехугольника.

^** Для ячеек с включателями-отключателями.

 

Таблица 1.39

Оборудование ВЧ связи линейной ячейки

 

Напряжение, кВ
Увеличение стоимости линейной ячейки, тыс. руб.

 

Таблица 1.40

Закрытые распределительные устройства 6–10 кВ

 

Схема	Расчетная стоимость, тыс. руб.	Схема	Расчетная стоимость, тыс. руб.
Две секции:	Четыре секции:
14 отходящих линий		42 отходящих линии
26 отходящих линий		48 отходящих линии
48 отходящих линий		52 отходящих линии
		Ячейка КРУ с выключателем	2,3

Примечания. 1) Расчетная стоимость ЗРУ приведена с учетом стоимости здания; стоимость ячейки КРУ не учитывает строительной части здания. 2) В стоимости ЗРУ не учтены токоограничивающие реакторы.

 

Таблица 1.41

Трансформаторы 35 кВ

 

Мощность, МВА	Трансформаторы двухобмоточные
без РПН	с РПН	с расщепленной обмоткой НН и РПН
Стоимость, тыс. руб.
трансформатора	расчетная	трансформатора	расчетная	трансформатора	расчетная
0,1		1,6	–	–	–	–
0,16	1,3	2,2	–	–	–	–
0,25	1,7	2,9	–	–	–	–
0,40	2,3	4,3	6,3	8,8	–	–
0,63	3,1	6,4	8,3	11,6	–	–
1,0	4,0	9,3	11,0	15,4	–	–
1,6	5,0	10,1	12,0	16,7	–	–
2,5	7,0	12,2	15,0	21,2	–	–
4,0	9,0	15,2	18,0	25,7	–	–
6,3	11,0		21,0	30,5	–	–
				41,8	–	–
				61,2	–	–
	–	–	–	–
	–	–	–	–
	–	–	–	–
	–	–	–	–

 

Таблица 1.42

Трансформаторы 110 кВ

 

Мощность, МВА	Трансформаторы двухобмоточные	Трансформаторы трехобмоточные с РПН
без РПН	с РПН	с расщепленной обмоткой НН и РПН
Стоимость, тыс. руб.
трансфор-матора	расчетная	трансфор-матора	расчетная	трансфор-матора	расчетная	трансфор-матора	расчетная
2,5	–	–			–	–	–	–
6,3	–	–			–	–
	–	–			–	–
	–	–			–	–
	–	–	–	–

Окончание табл. 1.42

 

	–	–	–	–
	–	–	–	–
			–	–
			–	–			–	–
			–	–	–	–	–	–
			–	–	–	–	–	–
			–	–	–	–	–	–

 

Таблица 1.43

Трансформаторы 150 кВ

 

Мощность, МВА	Трансформаторы двухобмоточные	Трансформаторы трехобмоточные с РПН
без РПН	с РПН	с расщепленной обмоткой НН и РПН
Стоимость, тыс. руб.
трансформатора	расчетная	трансформатора	расчетная	трансформатора	расчетная	трансформатора	расчетная
	–	–			–	–
	–	–	–	–	–	–
	–	–	–	–			–	–
	–	–	–	–	–	–
	–	–	–	–
	–	–	–	–			–	–
			–	–	–	–	–	–

 

Таблица 1.44

Трансформаторы и автогенераторы 220 кВ

 

Мощность, МВА	Трансформаторы двухобмоточные	Автотрансформаторы с РПН
без РПН	с расщепленной обмоткой НН и РПН	трехобмоточные РПН
Стоимость, тыс. руб.
трансфор-матора	расчетная	трансформатора	расчетная	трансформатора	расчетная	трансформатора	расчетная
	–	–	–	–			–	–
	–	–					–	–
	–	–			–	–
			–	–	–	–	–	–
	–	–			–	–	–	–
			–	–	–	–
	–	–			–	–	–	–
			–	–	–	–
			–	–	–	–
			–	–	–	–	–	–
			–	–	–	–	–	–
			–	–	–	–	–	–

 

Таблица 1.45

Трансформаторы и автотрансформаторы 500 кВ

 

Мощность, МВА	Трансформаторы двухобмоточные без РПН	Автотрансформаторы с РПН
500/330	500/220	500/110
Стоимость, тыс. руб.
трансформатора	расчетная	трансформатора	расчетная	трансформатора	расчетная	трансформатора	расчетная
			–	–	–	–
	–	–	–	–
			–	–	–	–
			–	–			–	–
			–	–	–	–	–	–
			–	–	–	–	–	–
3´167	–	–					–	–
3´267	–	–	–	–			–	–
3´533			–	–	–	–	–	–

 

Таблица 1.46

Трансформаторы и автотрансформаторы 750 и 1150 кВ

 

Мощность, МВА

Трансформаторы двухобмоточные без РПН

Автотрансформаторы

750/20

1150/20

750/220

750/330

750/500

1150/500

Стоимость, тыс. руб.

трансфор-матора

расчетная

трансфор-матора

расчетная

трансфор-матора

расчетная

трансфор-матора

расчетная

трансфор-матора

расчетная

трансфор-матора

расчетная

3´267

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

3´333

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

3´417

–

–

–

–

–

–

3´667

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

 

Таблица 1.47

Линейные и последовательные регулировочные трансформаторы

 

Тип	Мощность, МВА	Стоимость, тыс. руб.
трансформатора	расчетная
ЛТМН-16000/10		26,5
ЛТДН-40000/10		33,8
ЛТЦН-40000/10		36,7
ЛТДН-63000/35		40,6
ЛТДН-100000/35
ОДЦНТП-92000/150	3´92
ВРТДНУ-240000/35/35

 

Таблица 1.48

Синхронные компенсаторы

 

Тип	Номинальная мощность, МВАр	Номинальное напряжение, кВ	Стоимость, тыс. руб.
компенсатора	расчетная*
КСВБ-50-11				330/520
КСВБО-50-11		390/650
КСВБ-100-11				670/1020
КСВБО-100-11		740/1150
КСВБ-160-15		15,75		1200/1900
КСВБО-160-15		1600/2500
КСВБ-320/20				2400/4000

 

* В числителе установка первого, в знаменателе двух СК.

 

Таблица 1.49

Шунтовые конденсаторные батареи

 

Номинальное напряжение, кВ	С конденсаторами КС2-1,05-60	С конденсаторами КС2-1,05-125
мощность, МВАр	расчетная стоимость, тыс. руб.	мощность, МВАр	расчетная стоимость, тыс. руб.
установленная	располагаемая*	установленная	располагаемая*
	2,9	2,4		6,0	4,9
	5,0	3,8		10,5	7,9
	17,3	13,5		36,0	28,0
	52,0	44,5		108,0	93,0

 

* Располагаемая мощность конденсаторных батарей соответствует напряжению сети, превышающему номинальное на 10 %.

 

Таблица 1.50

Статические тиристорные компенсаторы

 

Тип	Номинальная мощность, МВАр	Номинальное напряжение, кВ	Стоимость, тыс. руб.
компенсатора	расчетная
СТКМ
СКРМ	12,5 6,3

 

Примечания. 1) Расчетная стоимость СТКМ приведена для наружной установки шунтирующих реакторов. 2) Стоимости СКРМ приведены без учета коммутационной аппаратуры.

 

Таблица 1.51

Управляемые реакторы для группового регулирования

конденсаторных батарей

 

Тип	Номинальная мощность, МВАр	Номинальное напряжение, кВ	Стоимость, тыс. руб.
реактора	расчетная
РТДЦНП
РМН	2,5

 

 

Таблица 1.52

Установки продольной компенсации

 

Напряжение, кВ	110–220
Расчетная стоимость, тыс. руб./МВАр	8,6	9,2	11,5	13,8

 

Таблица 1.53

Токоограничивающие реакторы 6–10 кВ (комплект – три фазы)

 

Одинарные реакторы	Сдвоенные реакторы
тип	номинальный ток, А	стоимость, тыс. руб.	тип	номинальный ток, А	стоимость, тыс. руб.
реактора	расчетная	реактора	расчетная
Наружная установка
РБНГ		5,4	10,8	РБСНГ	2´1000	10,2	15,2
	5,7	11,1	2´1600
	8,8	14,2	2´2500	11,8	16,6
Внутренняя установка
РБ, РБГ, РБУ		2,2	12,3	РБС, РБСГ, РБСД, БСДУ, РБСУ	2´1000	3,2	15,5
	3,5	13,6	То же и РБСДГ	2´1600	5,2	17,5
РБГ, РБД, РБДГ, РБДУ, РБДГ		4,6	15,1	РБСДГ	2´2500	6,5
	8,8	19,3

 

Примечание. Стоимости реакторов внутренней установки даны с учетом стоимости здания.

 

Таблица 1.54

Токоограничивающие реакторы 110–220 кВ (комплект – три фазы)

 

Номинальное напряжение, кВ	Номинальный ток, А	Мощность, МВАр	Стоимость*, тыс. руб.
реактора	расчетная
		3´86
		3´127

^* Данные ориентировочные.

Линии электропередач

Таблица 1.55

Поправочные коэффициенты и стоимости сооружения воздушных линий

 

Условия прохождения трассы ВЛ	Материал опор
железобетон	сталь	дерево
35–110 кВ	220–750 кВ	35–110 кВ	220–750 кВ
Скоростной напор ветра: 6,0–7,5 Н/м2 более 7,5 Н/м2	1,06 1,1	1,06 1,1	1,06 1,15	1,06 1,15	1,08 1,1
Горные условия	1,5	1,35	1,6	1,32	1,7
Городская и промышленная застройка	1,7	–	1,6	1,62	1,4
Болотистая трасса	2,1	1,7	1,46	1,16	1,5

Окончание табл. 1.55

 

Поймы рек	1,18	1,1	1,14	1,09	1,35
Особо гололедный район (по отношению к стоимости в IV)	1,28	1,21	1,27	1,27	1,29
Прибрежные и загрязненные районы при длине пути утечки: до 2 см/кВ	1,09	1,05	1,02	1,02	1,05
более 2 см/кВ	1,17	1,17	1,05	1,05	1,19

 

Таблица 1.56

Стоимость сооружения воздушных линий 35 кВ, тыс. руб./км

 

Опоры	Район по гололеду	Провода сталеалюминевые сечением, мм2
70/11	95/16	120/19	150/24
Стальные одноцепные	I II III IV	12,2 14,4 16,5 18,2	12,4 14,1 16,0 17,8	13,1 14,1 16,0 17,4	13,3 14,3 17,7 21,3
Стальные двухцепные	I II III IV	17,3 20,1 24,2 27,2	18,1 20,1 24,2 27,2	19,2 20,4 25,2 28,9	19,5 21,4 25,5 29,3
Стальные двухцепные с подвеской одной цепи	I II III IV	15,4 17,9 21,5 24,2	15,7 17,3 20,8 23,4	16,2 17,3 21,4 23,7	16,2 17,5 20,9 24,0
Железобетонные одноцепные	I II III IV	– – – –	9,4 12,2 13,7	10,3 10,8 12,3 13,6	10,9 11,2 12,3 13,4
Железобетонные двухцепные	I II III IV	– – – –	15,3 16,7 19,5 21,7	14,1 14,5 17,3 18,8	14,8 15,3 17,8 19,1
Стальные двухцепные с подвеской одной цепи	I II III IV	– – – –	12,8 13,9 16,6 18,4	11,4 11,7 14,0 15,2	11,7 12,2 14,1 15,1
Деревянные двухсточные бестросовые	I II III IV	5,0 5,5 6,0 6,7	5,4 5,8 6,3 6,8	5,9 6,0 6,4 6,9	6,7 6,8 7,1 7,5

 

Таблица 1.57

Стоимость сооружения воздушных линий 110 кВ, тыс. руб./км

 

Опоры	Район по гололеду	Провода сталеалюминевые сечением, мм2
70/11	95/16	120/19	150/24	185/29	240/32
Стальные одноцепные	I II III IV	14,5 16,5 19,4 21,5	14,8 16,4 19,1 20,6	15,6 16,9 19,0 20,6	16,0 16,9 19,0 20,6	17,4 18,0 19,7 21,0	18,7 18,8 20,0 21,7

Окончание табл. 1.57

 

Стальные двухцепные	I II III IV	21,6 24,6 29,2 32,8	22,1 24,4 28,2 30,8	23,7 25,2 28,3 31,0	24, 25,7 28,6 31,6	27,8 28,5 30,4 31,8	30,6 30,7 32,1 34,4
Стальные двухцепные с подвеской одной цепи	I II III IV	19,5 22,2 26,4 28,7	19,4 21,5 24,8 27,1	20,8 22,0 25,8 27,0	21,2 22,0 25,4 27,2	23,3 24,0 26,8 28,0	24,8 24,9 27,3 29,2
Железобетонные одноцепные	I II III IV	10,5 13,0 14,6 16,5	11,1 12,0 14,3 15,9	10,8 11,4 13,1 14,4	11,5 11,7 13,2 14,1	12,6 12,9 13,8 15,3	14,0 14,0 15,1 16,6
Железобетонные двухцепные	I II III IV	15,8 17,8 21,4 24,4	16,9 17,8 21,0 23,3	17,0 18,1 20,4 22,2	20,0 20,0 22,2 23,9	22,0 22,0 23,6 25,2	24,0 24,0 25,0 27,0
Стальные двухцепные с подвеской одной цепи	I II III IV	13,7 15,5 18,6 21,2	14,3 15,1 17,8 19,7	14,1 15,0 16,9 18,4	16,6 16,6 18,4 19,8	17,3 17,3 18,6 19,9	18,4 18,4 19,2 20,8
Деревянные двухсточные бестросовые	I II III IV	4,9 5,2 5,7 6,2	5,4 5,5 6,0 6,6	5,6 5,7 6,2 6,9	6,5 6,6 8,8 7,4	7,2 7,2 7,5 7,9	– – – –

 

Таблица 1.58

Стоимость сооружения воздушных линий 150 кВ, тыс. руб./км

 

Опоры	Район по гололеду	Провода сталеалюминевые сечением, мм2
120/19	150/24	185/29	240/32
Стальные одноцепные	I II II IV	15,9 17,2 18,6 20,2	16,6 17,4 18,7 20,8	17,5 18,0 19,1 21,0	18,8 18,9 19,5 21,8
Стальные двухцепные	I II II IV	25,4 26,2 28,0 30,0	27,2 28,0 30,0 30,8	30,6 30,6 32,5 34,2	33,0 33,0 33,8 35,8
Стальные двухцепные с подвеской одной цепи	I II II IV	22,3 24,1 24,6 26,4	23,4 24,1 25,8 27,5	25,4 25,4 27,5 28,9	27,4 27,4 28,0 29,7
Железобетонные одноцепные	I II II IV	13,0 13,5 14,8 16,3	13,0 13,1 14,2 15,4	14,4 14,4 15,5 16,4	15,1 15,1 15,7 16,5
Железобетонные двухцепные	I II II IV	20,9 21,2 21,4 23,2	22,2 22,4 24,2 26,0	23,8 23,8 25,5 26,8	26,2 26,2 26,9 29,4
Стальные двухцепные с подвеской одной цепи	I II II IV	17,6 17,9 18,1 19,7	18,3 18,5 19,8 21,3	19,2 19,2 20,4 21,4	20,4 20,4 21,0 22,3

Таблица 1.59

Стоимость сооружения воздушных линий 220 и 330 кВ, тыс. руб./км

 

Опоры	Район по гололеду	220 кВ	330 кВ
Провода сталеалюминевые сечением, мм2
240/32	300/39	400/51	2´240/32	2´300/39	2´400/51
Стальные одноцепные	I–II III IV	21,0 22,9 24,5	21,6 23,1 34,7	23,8 25,0 26,6	37,3 39,6 41,4	38,5 40,8 42,7	42,5 44,0 45,0
Стальные двухцепные	I–II III IV	34,4 37,8 40,6	36,2 38,7 41,1	41,3 42,8 44,5	70,4 73,8 77,2	74,0 77,5 81,0	80,2 82,4 84,0
Стальные двухцепные с подвеской одной цепи	I–II III IV	28,8 31,1 33,1	29,5 31,4 33,3	31,0 31,9 33,5	55,5 59,7 61,7	57,0 61,2 63,2	59,4 61,7 65,1
Железобетонные одноцепные	I–II III IV	16,4 17,3 18,9	17,3 18,2 19,2	19,4 20,0 21,8	33,1 34,8 36,6	35,0 36,8 38,6	38,0 39,6 40,4
Железобетонные двухцепные	I–II III IV	27,8 30,6 33,2	30,0 31,2 33,8	33,8 35,0 39,0	– – –	– – –	– – –
Деревянные тросовые	I–II III IV	16,8 18,0 18,2	17,8 18,2 18,6	20,6 20,8 21,2	– – –	– – –	– – –

 

Таблица 1.60

Стоимость сооружения воздушных линий 500, 750 и 1150 кВ, тыс. руб./км

 

Опоры	Район по гололеду	500 кВ	750 кВ	1150 кВ
Провода сталеалюминевые сечением, мм2
3´300/66	3´330/43	3´400/51	3´500/64	5´240/56	5´300/66	5´400/51	8´330/39
Стальные с оттяжками	II III IV	48,3 49,3 51,5	49,0 51,0 53,0	53,4 55,3 57,4	62,0 63,6 66,0	– –	– –	– –	– –
Стальные свободностоящие	II III IV	62,2 65,8 70,5	63,7 67,2 72,0	68,6 72,0 77,0	79,5 83,2 87,0	– – –	– – –	– – –	– – –
Железобетонные	II III IV	48,4 50,3 53,0	49,9 52,0 54,4	52,4 54,3 57,0	63,5 65,3 68,5	– – –	– – –	– – –	– – –

 

Таблица 1.61

Стоимость сооружения переходов ВЛ 110–750 кВ через водные преграды

 

Напряжение, кВ	Количество цепей	Марка и сечение проводов	Длина переходного пролета, м	Формула перехода*	Высота опор, м	Габарит до воды, м	Полная стоимость, тыс. руб.
		С 200		К-А-А-К		27,5
	С 200		К-П-П-К
	АС-300/204		К-П-П-К
	АС-240/56		К-П-П-К		17,7
		АС-300/204		К-П-П-К		29,5
	АС-300/204		К-П-П-К		30,8
	АС-500/336		К-П-П-К
	АС-500/336		К-П-П-К

Окончание табл. 1.61

 

		2´АС-500/336		К-П-П-К
	2´АС-300/204		К-П-П-К
500 и 220		3´АС-500/336		К-П-П-К		26,5
	АС-500/336
		2´АС-500/336		К-А-А-К
	2´АСКС 500/336
			К-А-ПА-К	101 и 50
			К-А-А-К	58 и 47	26,3
		2´АС-500/336		К-П-П-К
	2´АС-500/336		К-П-П-К

 

* В формуле перехода опоры обозначены: К – концевая, А – анкерная, П – промежуточная, ПА – анкерно-промежуточная.

 

Таблица 1.62

Кабельные линии 6 и 10 кВ

 

Сечение, мм2	Стоимость, тыс. руб./км
АСБУ	ААБлУ, ААБ2лУ	ААШвУ	ААШпУ
6 кВ
	7,7/12,0	6,6/9,8	6,4/9,4	6,2/9,0
	8,2/12,9	7,1/10,7	6,8/10,2	6,6/9,8
	8,9/14,4	7,6/11,8	7,4/11,4	7,2/10,9
	9,6/15,9	8,1/12,8	7,9/12,4	7,6/11,8
	10,5/17,7	8,7/13,9	8,5/13,6	8,2/12,9
	11,3/19,2	9,4/15,4	9,2/14,9	8,7/14,1
	12,7/21,9	10,3/17,2	10,2/17,0	9,7/16,0
10 кВ
	8,3/13,2	7,1/10,7	6,9/10,4	6,7/10,0
	9,0/14,6	7,5/11,7	7,3/11,4	7,0/10,7
	9,9/16,5	8,1/12,8	7,9/12,4	7,6/11,8
	10,5/17,6	8,6/13,7	8,4/13,4	8,1/12,8
	11,3/19,2	9,1/14,8	9,0/14,5	8,7/13,9
	12,2/21,0	9,9/16,4	9,8/16,1	9,4/15,4
	13,5/23,7	10,9/18,3	10,9/18,3	10,1/16,8

 

Примечание. В числителе приведена стоимость линии с одним, в знаменателе – с двумя кабелями в траншее.

 

Таблица 1.63

Кабельные линии 35 кВ

 

Сечение, мм2	Стоимость кабеля АОСБУ, тыс. руб./км
	27,6/52,5
	28,2/53,8

 

 

Таблица 1.64

Кабельные линии 110 кВ

 

Сечение, мм2	Стоимость, тыс. руб./км
МВДТ	МНСК	МНАггШву	АПвП
	–	260/380	–	–
	–	–	240/350	–
	–	–	–	170/250
	44/660	–	–	–
	–	290/420	250/370	190/280

 

Таблица 1.65

Кабельные линии 220–500 кВ

 

Напряжение, кВ	Марка кабеля	Сечение, мм2	Стоимость, тыс. руб./км
	МВДТ		700/1000
	МВДТ		640/930
	МНСК		360/530
	МВДТ		790/1150
	МВДТ		960/1400

 

Примечание. Примечания к табл. 1.63–1.65 те же, что и для табл. 1.62.

 

Фактор надежности

 

Таблица 1.66

Среднее время восстановления элементов

электрических сетей Т _В, 10^–3, лет/отказ

 

Элемент	Напряжение, кВ
Воздушные линии: одноцепные	1,7	1,3	1,1	1,0	1,0
двухцепные (отказ одной цепи)	–	–	0,2	0,4	0,8
двухцепные (отказ двух цепей)	–	–	4,0	3,0	2,5
Трансформаторы и автотрансформаторы: при отсутствии резервного трансформатора в системе
при наличии резервного трансформатора в системе	–	–
Выключатели			4,8	2,8	1,3
Отделители и короткозамыкатели	–	–	0,4	0,4	0,4
Сборные шины	0,7	0,6	0,4	0,25	0,25

 

Примечания. 1) Среднее время восстановления повреждений фазы (однофазного трансформатора) при установленной на подстанции резервной фазе составляет 1,1 × 10^–3 лет/отказ без перекатки и 9 × 10^–3 лет/отказ с перекаткой фазы. 2) Время восстановления электроснабжения при повреждении выключателей в схемах с обходной системой составляет 0,06 × 10^–3 лет/отказ, а в схемах многоугольников, полуторных и мостиковых, – 0,03 × 10^–3 лет/отказ. 3) При обслуживании подстанций выездными бригадами время восстановления путем переключения в РУ следует увеличивать на 0,06 × 10^–3 лет/отказ.

 

 

Таблица 1.67

Коэффициенты плановых простоев на одну цепь ВЛ

за единицу оборудования K _П = 10^–3, отн. ед.

 

Элемент	Напряжение, кВ
Воздушные линии
Трансформаторы и автотрансформаторы		9,5	8,5	7,5	6,0
Выключатели воздушные
Выключатели масляные	–	–	8,5	6,5
Сборные шины (на одно присоединение)	0,7	0,6	0,4	0,2	0,2
Отделители и короткозамыкатели	–	–

 

Таблица 1.68

Параметры потока отказов w, отказ/год,

и средняя частота плановых простоев

w_п, простой/год, элементов электрических сетей

 

Элемент	w	wп
при напряжении, кВ
Воздушные линии1:
одноцепные	0,4	0,5	0,6	1,1	1,4					–
двухцепные (отказ одной цепи)	–	–	0,5	0,9	1,1	–	–	–	–	–
двухцепные (отказ двух цепей)	–	–	0,1	0,2	0,3	–	–	–	–	–
Трансформаторы и автотрансформаторы2	0,04	0,04	0,02	0,02	0,01
Выключатели воздушные3: в цепях ВЛ	0,2	0,2	0,15	0,1	0,08
в других цепях	0,08	0,07	0,06	0,05	0,04
Выключатели масляные3: в цепях ЛВ	–	–	0,07	0,03	0,02	–	–
в других цепях	–	–	0,01	0,01	0,01	–	–
Сборные шины4	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01
Отделители и короткозамыкатели3	–	–	0,04	0,02	0,01	–	–

 

¹⁾ w – на 100 км, w_п – на ВЛ.

²⁾ на единицу; для однофазных – на фазу.

³⁾ на единицу.

⁴⁾ w – на присоединение; w_п – на секцию.

Примечание. Отказы выключателей, приводящие к отключению смежных цепей, составляют 60 % общего количества отказов.

 

Приложение 2