Реконструкция сетей электроснабжения района КТП Стройучасток ГВФ г. Якутска

• Введение
• 1. Исходные данные
• 2. Расчет нормальных режимов
• 2.1 Метод простой итерации
• 2.2 Выполнение расчетов нормальных режимов сетей 10 кВ в программе MathCAD
• 2.3 Выполнение расчетов нормальных режимов сетей 0,4 кВ в программе MathCAD
• 2.4 Расчет нормального режима существующей схемы электроснабжения КТП Стройучасток ГВФ г. Якутска
• 3. Предлагаемый вариант электроснабжение ктп стройучасток ГВФ
• 3.1 Проект электроснабжения МТП № 1
• 3.2 Проект электроснабжения МТП № 2
• 3.3 Проект электроснабжения МТП № 3
• 4. Краткая характеристика нового оборудования
• 4.1 Опоры деревянные с железобетонными приставками
• 4.2 Самонесущие изолированные провода
• 4.3 Трансформатор масляный герметичный
• 4.4 Расчет необходимого количества материалов
• 5. Охрана труда и техника безопасности
• 5.1 Техника безопасности при установке опор
• 5.2 Правила техники безопасности при сборке деревянных опор
• 5.3 Основные требования техники безопасности при монтаже проводов
• 5.4 Общие требования
• 5.5 Порядок организации работ по наряду
• 5.6 Технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ со снятием напряжения
• 5.7 Отключения
• 5.8 Проверка отсутствия напряжения
• 5.9 Работы на опорах
• 5.10 Вывод
• 6. Экология
• 6.1 Общие сведения о территории проекта
• 6.2 Влияние воздушных линий электропередачи и подстанций на окружающую среду
• 6.3 Мероприятия по уменьшению влияния электропередачи на окружающую среду
• 7. Экономика
• 7.1 Потери
• 7.2 Расчет капитальных вложений
• 7.3 Расчет срока окупаемости
• 7.4 Вывод
• Заключение
• Список использованной литературы

В настоящее время в Республике Саха (Якутия) одной из главных проблем в энергетике является низкое качество электроэнергии и огромные потери мощности, которые на некоторых участках энергосистемы республики доходят до 40% от вырабатываемой. Поэтому в последнее время ПАО «Якутскэнерго» стало уделять большое внимание повышению качества электроэнергии и сокращению потерь.

Анализ нормальных режимов электрических сетей посредством вычислительной техники является важным толчком для проведения мероприятий по снижению потерь и введению новых технических решений в области проектирования и создания электросетей.

Основной эффект в снижении технических потерь электроэнергии может быть получен за счет технического перевооружения, реконструкции, повышения пропускной способности и надежности работы электрических сетей, сбалансированности их режимов, т. е. за счет внедрения капиталоемких мероприятий.

К приоритетным мероприятиям по снижению технических потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях 0,4−35 кВ относятся:

· использование 10 кВ в качестве основного напряжения распределительной сети;

· увеличение доли сетей с напряжением 35 кВ;

· сокращение радиуса действия и строительство ВЛ (0,4 кВ) в трехфазном исполнении по всей длине;

· применение самонесущих изолированных и защищенных проводов для ВЛ напряжением 0,4−10 кВ;

· использование максимального допустимого сечения провода в электрических сетях напряжением 0,4−10 кВ с целью адаптации их пропускной способности к росту нагрузок в течение всего срока службы;

· разработка и внедрение нового, более экономичного, электрооборудования, в частности, распределительных трансформаторов с уменьшенными активными и реактивными потерями холостого хода, встроенных в КТП и ЗТП конденсаторных батарей;

· применение столбовых трансформаторов малой мощности (6−10/0,4 кВ) для сокращения протяженности сетей напряжением 0,4 кВ и потерь электроэнергии в них;

· более широкое использование устройств автоматического регулирования напряжения под нагрузкой, вольтодобавочных трансформаторов, средств местного регулирования напряжения для повышения качества электроэнергии и снижения ее потерь;

· комплексная автоматизация и телемеханизация электрических сетей, применение коммутационных аппаратов нового поколения, средств дистанционного определения мест повреждения в электрических сетях для сокращения длительности неоптимальных ремонтных и послеаварийных режимов, поиска и ликвидации аварий;

· повышение достоверности измерений в электрических сетях на основе использования новых информационных технологий, автоматизации обработки телеметрической информации.

Целью выпускной квалификационной работы является реконструкция сетей электроснабжения района КТП Стройучасток ГВФ г. Якутска для улучшения качества напряжения и снижения потерь мощности электроэнергии. Задачи дипломного проекта:

1. исследование электрических сетей 6/0,4 кВ района КТП Стройучасток ГВФ;

2. разработка рекомендаций для улучшения качества электроэнергии;

3. технико-экономическое обоснование проекта.

сеть электроснабжение реконструкция оборудование

1. Исходные данные

Центральными электрическими сетями (ЦЭС ПАО «Якутскэнерго») предоставлены токовые нагрузки КТП Стройучасток ГВФ на отходящих линиях на 04.03.2014 г., сведённые в табл.1.1, о ВЛ 6 и 0,4 кВ.

На КТП Стройучасток ГВФ действует трансформатор типа ТМ-400.

КТП Стройучасток ГВФ по линии Л-5 квартал 6 кВ от ПС «Хатын-Урях» общей протяженностью до КТП 400 м. Линия протянута: кабелем ААБл 3×185 — 220 м, ААБл 3×150 — 80 м, ААБл 3×120 — 150 м; проводом марки АС-70 — 60 м.

КТП имеет три отходящие линии: ф.8 марта, ф. Ф2, ф. Пекарского протянута проводом марки АС-50. Общая протяженность линии 0,4 кВ составляет 3610 м.

Таблица 1.1 - Токовые нагрузки КТП «Хатын-Урях № 2»

Все потребители относятся к третьей категории по надежности электроснабжения.

2. Расчет нормальных режимов

В современных электрических системах схемы питающих электрических сетей могут быть весьма сложными. Число узлов может исчисляться сотнями. Расчет таких сетей производится с помощью электронно-вычислительных машин.

MathCAD — это интегрированная среда для решения самых разнообразных задач в области экономики, физики, астрономии, строительства, математики, статистики, организации производства и др. В настоящее время MathCAD — одна из самых популярных математических систем. Она предоставляет широкий набор инструментальных, информационных и графических средств для проведения всестороннего анализа и визуализации решаемых проблем. Запись математических задач в ней наиболее приближена к их записи без использования компьютера, что существенно упрощает работу. В распоряжении пользователя имеется достаточно мощная, но простая система представления результатов расчета в виде графиков различного рода. MathCAD является прекрасным рабочим инструментом, с помощью которого можно проводить разнообразные исследования.

Расчет нормального и аварийного режима проведем с помощью специальной программы, составленной на энергетическом факультете Физико-технического института. Эта программа выполнена в среде MATCAD.

В «Универсальной программе расчета нормальных режимов» заложен метод простой итерации, алгоритм которого изложен ниже.

2.1 Метод простой итерации

Для расчета нормальных режимов используются уравнения узловых напряжений в матричной форме. Токи нагрузок и напряжения в узлах связаны уравнением:

(1.1)

где — матрицы-векторы напряжений в узлах и токов нагрузок схемы рассчитываемой сети, — квадратная матрица проводимостей схемы.

Мощности нагрузок вычисляются как:

(1.2)

При индуктивном характере реактивная мощность отрицательная (- сопряженный комплекс напряжения).

Ток i-ой нагрузки можно определить следующим образом:

. (1.3)

C учетом (1.3) уравнение (1.1) записывается следующим образом:

. (2.4)

В уравнении (1.4) U0 — напряжение в так называемом балансирующем узле под номером 0, где генерирующая мощность принимается равной бесконечности, а напряжение неизменным. Во всех остальных узлах напряжение может меняться в зависимости от режима сети. Например, для схемы, изображенной на рисунке 1.1, уравнение (1.4) будет иметь вид:

За положительные направления токов принимаются токи, направленные к узлу. Напряжения U1, U2, Un в уравнении (1.4) вычисляются итерационным путем. В первой итерации в правой части уравнения задаются напряжения, равные U0, во второй итерации — напряжения, полученные решением уравнения в первой итерации, в третьей итерации — напряжения, полученные решением уравнения во второй итерации, и т. д. Расчет можно считать законченным, если полученные напряжения в последнем расчете не отличаются от полученных в предыдущем не более чем на 0,1−0,2%.

При наличии в сети трансформатора (рисунок 1.2) он замещается П-образной схемой, параметры которой определяются через коэффициенты четырехполюсника. Матрица коэффициентов четырехполюсника, двухобмоточного трансформатора определяется как:

. (1.5)

Элементы П-образной схемы равны:

;; (1.6)

В (1.5) и (1.6) — коэффициент трансформации трансформатора; ZT — сопротивление трансформатора, приведенное к стороне напряжения U1.

Линия электропередачи может замещаться П-образной схемой, элементы которой в литературе вычисляются двумя способами. По первому способу вычисление производится приближенно. Продольное сопротивление и поперечные проводимости определяются как:

(1.7)

где , — продольное сопротивление и поперечная проводимость одного километра линии, — длина линии.

С развитием вычислительной техники начал применяться способ вычисления параметров схемы замещения через гиперболические уравнения линии с распределенными параметрами:

(1.8)

Коэффициенты, А и В равны:

(1.9)

где — постоянная распространения; - волновое сопротивление линии.

В разработанной программе метод итерации осуществлен с помощью процедуры, которая представлена на рисунке 1.4.

В этой процедуре: S1 — матрица нагрузок; U₁ — матрица напряжений; prov — проверочный узел.

2.2 Выполнение расчетов нормальных режимов сетей 10 кВ в программе MathCAD

Программа состоит из 3 блоков. Исходные данные задаются тремя блоками: в первом — параметры задающих узлов; во втором: — параметры элементов схемы; в третьем — параметры элементов, режим которых необходимо выдать на экран или на печать.

Исходные данные первого блока задаются перед процедурами расчета нормального режима.

Задаются:

самый старший по величине номер узла:

uzel: =100;

номер балансирующего узла (узел источника бесконечной мощности, который компенсирует небаланс мощности между генераторами системы и нагрузками; как правило, это шины самой мощной станции):

bazuzel: =0

(номер базисного узла — 0);

напряжение в базисном узле в кВ:

Ubaz: =115;

узел, где контролируется процесс сходимости расчета:

prov: =60

(процесс сходимости контролируется по напряжению узла 60).

Второй блок исходных данных помещается между заблокированными областями «Процедуры расчета нормального режима» и «Расчет нормального режима» .

Задаются параметры элементов электрической схемы: линий, двухобмоточных и трехобмоточных трансформаторов.

Линии задаются как:

Y: =YL (m, n, r0, x0, g0, b0, L),

где m и n — узлы, соединяемые линией; r0, x0, g0, b0 — активное и реактивное сопротивление, активная и реактивная проводимости одного километра линии; L — длина линии. Активную проводимость линий напряжением 6 — 220 кВ можно принять равной нулю. Реактивную проводимость для условий Якутии желательно задавать даже для линий 6 — 35 кВ, учитывая большие длины линий. Процедура линии электропередачи представлена на рисунке 1.5.

Параметры двухобмоточных трансформаторов вводятся в следующем виде:

Y: = YT (m, n, St, Uvn, Unn, ?Pkz, uk%, ?Pхх, Ixx%),

где m и n — узлы, соединяемые трансформатором, к узлу m трансформатор подключен выводами напряжения Uvn, к узлу n — выводами напряжения Unn; остальные — паспортные данные трансформатора, выраженные в МВА и кВ.

Трехобмоточные трансформаторы также задаются своими паспортными данными:

Y: =Y3T (v, c, n, Snom, Uvn, Ucn, Unn, ?Pkz, uk%vс, uk%vn, uk%cn, ?Pхх, Ixx%),

Где v, c, n — узлы, соединяемые трансформатором, к узлу v трансформатор подключен выводами напряжения Uvn, к узлу c — выводами напряжения Ucn, к узлу n — выводами напряжения Unn; остальные — паспортные данные трансформатора, выраженные в МВА и кВ. Проводимость, определяемая потерями холостого хода, включается к узлу v.

Параметры нагрузок вводятся следующей строкой:

S: = SU (uzel, S, Uuzel),

где uzel — номер узла с нагрузкой, S — полная мощность нагрузки, выражаемая как S = P — jQ (МВА) (индуктивная мощность задается отрицательной); Uuzel — номинальное напряжение в узле.

В третьем блоке исходных данных, который заносится после заблокированной области «Расчет нормального режима», выводятся напряжения узлов, потери мощности со стороны источника питания, а также параметры линий, двухобмоточных и трехобмоточных трансформаторов.

Параметры линий задаются, как L (m, n), где m и n — узлы, соединяемые линией.

Параметры двухобмоточных трансформаторов задаются, как T (m, n), где m и n — узлы, соединяемые трансформатором.

Параметры трехобмоточных трансформаторов задаются, как T3 (v, с, n), гдеv, c, n — узлы, соединяемые трансформатором.

Порядок задания узлов тот же, что и в исходных данных. Если порядок не совпадает, то выдается неверный результат.

Выдается сверху вниз:

номер узла;

модуль напряжения в кВ;

модуль тока в кА;

активная мощность в МВт;

реактивная мощность в МВАр;

потери активной мощности в МВт;

потери реактивной мощности в МВАр.

Вывод: На практике любая электрическая сеть содержит много узлов. С помощью этой программы можно рассчитать любую электрическую сеть с любым количеством узлов.

2.3 Выполнение расчетов нормальных режимов сетей 0,4 кВ в программе MathCAD

Исходные данные задаются тремя модулями: в первом — параметры задающих узлов; во втором: — параметры элементов схемы; в третьем — параметры элементов, режим которых необходимо выдать на экран или на печать. Исходные данные первого модуля задаются перед процедурами расчета нормального режима.

Задаются:

· самый старший по величине номер узла Uzel;

· номер балансирующего узла (узел источника бесконечной мощности);

· baz=0 (номер базисного узла — 0);

· напряжение в базисном узле в кВUzel;

· узел, где контролируется процесс сходимости расчета: kont

Второй модуль исходных данных помещается между заблокированными областями «Процедуры расчета нормального режима» и «Расчет нормального режима» .

Задаются параметры элементов электрической схемы: линий, двухобмоточных и трехобмоточных трансформаторов.

Линии задаются как:

где m и n — узлы, соединяемые линией;

r0, x0, g0, b0 — активное и реактивное сопротивление, активная и реактивная проводимости одного километра линии;

L — длина линии.

Параметры двухобмоточного трансформатора вводятся в следующем виде:

Y: =T (m, n, Sн, U2н, U1н, ?Pкз, Uкз%, ?Pхх, Ixx%, 1),

где m и n — узлы, соединяемые трансформатором, к узлу m трансформатор подключен выводами напряжения U2н, к узлу n — выводами напряжения U1н; остальные — паспортные данные трансформатора, выраженные в МВА и кВ и 1-означает глухозаземленная нейтраль.

Параметры нагрузок вводятся следующей строкой:

где yzel — номер узла с нагрузкой,

k2' - коэффициент загрузки k2'=0,35

A, B, C — мощность фаз в данном узле (Вт)

AB, BC, CA — мощности между фазами (Вт)

S — полная мощность нагрузки, выражаемая как S = P — jQ (МВА) (индуктивная мощность задается отрицательной);

Uyzel — номинальное напряжение в узле.

Программой предусмотрено выдача следующих результатов расчета:

· действующие значения напряжений во всех узлах схемы;

· общие потери активной и реактивной мощностей в рассчитываемой схеме;

· значения мощностей во всех узлах

2.4 Расчет нормального режима существующей схемы электроснабжения КТП Стройучасток ГВФ г. Якутска

С помощью «Универсальной программы расчета нормальных режимов» и параметрической схемы КТП Стройучасток ГВФ произведен расчет нормального режима 0,4 кВ.

Расчетная схема с нанесенными на них номерами узлов приведена в приложении 1. Результаты расчета сведены в таблице 2.1.

Таблица 1.1 Расчет нормального режима

3. Предлагаемый вариант электроснабжение ктп стройучасток ГВФ

Предлагается заменить линии электропередачи АС-50 на провод марки СИП-2 3×50+54,6+16 (линия электропередачи 0,4 кВ). Ввод в дом с столба осуществить проводом марки СИП-2А 2×16. Установить 3 новых МТП с трансформаторами ТМГ мощностью 63 и 2 ТМГ мощностью 160 кВА.

Расчетная схема с нанесенными на них номерами узлов приведена в приложении 2.

3.1 Проект электроснабжения МТП № 1

Питание жилого квартала осуществляется от проектируемого МТП с трансформатором ТМГ-100 кВА (трансформатор масляной герметичный). Схема электроснабжения МТП № 1 показана на демонстрационном чертеже.

Линии электропередачи напряжением 0,4 кВ выполнены воздушными с самонесущими изолированными фазными и нулевыми проводами с возможностью подключения светильников наружного освещения СИП-2 3×50+54,6+16. Линии электропередачи напряжением 6 кВ выполнены воздушными с самонесущими изолированными фазными проводами марки СИП-3 (3×50). Вводы линий электропередачи в жилые дома выполняются воздушными с изолированными фазным и нулевым проводом марки СИП-2А (2×16). Линии электропередачи подвешиваются на деревянных опорах с железобетонными приставками ВЛ-6 кВ и ВЛ-0,4 кВ.

Проект электроснабжения показан в приложении.

Протяжённость линии электропередачи 805 м, напряжение на самом удалённой точке от трансформатора равно 229 В м. Все потребители относятся к третьей категории. Анализ нормального режима показал, что напряжение у потребителей соответствует ПУЭ. Потери мощности составляют 0,343кВ или 0,1715%.

3.2 Проект электроснабжения МТП № 2

Питание жилого квартала осуществляется от проектируемого МТП с трансформатором ТМГ-160 кВА (трансформатор масляной герметичный). Схема электроснабжения МТП № 2 показана в приложении.

Линии электропередачи напряжением 0,4 кВ выполнены воздушными с самонесущими изолированными фазными и нулевыми проводами с возможностью подключения светильников наружного освещения СИП-2 3×50+54,6+16. Линии электропередачи напряжением 6 кВт выполнены воздушными с самонесущими изолированными фазными проводами марки СИП-3 (3×50). Вводы линий электропередачи в жилые дома выполняются воздушными с изолированными фазными и нулевыми проводами марки СИП-2А (2×16).

Линии электропередачи подвешиваются на деревянных опорах с железобетонными приставками ВЛ-6 кВ и ВЛ-0,4 кВ.

Проект электроснабжения показан в демонстрационных чертежах.

Протяжённость линии электропередачи 1 460 м, напряжение на самой удалённой точке от трансформатора равно 229 В м. Все потребители относятся к третьей категории. Анализ нормального режима показал, что напряжение у потребителей соответствует ПУЭ. Потери мощности составляют 1,602 кВт или 0,801%.

3.3 Проект электроснабжения МТП № 3

Питание жилого квартала осуществляется от проектируемого МТП с трансформатором ТМГ-160 кВА (трансформатор масляной герметичный). Схема электроснабжения МТП № 3 показана в приложении.

Линии электропередачи напряжением 0,4 кВ выполнены воздушными с самонесущими изолированными фазными и нулевыми проводами с возможностью подключения светильников наружного освещения СИП-2 3×50+54,6+16. Линии электропередачи напряжением 6 кВ выполнены воздушными с самонесущими изолированными фазными проводами марки СИП-3 (3×50). Вводы линий электропередачи в жилые дома выполняются воздушными с изолированными фазными и нулевыми проводами марки СИП-2А (2×16).

Линии электропередачи подвешиваются на деревянных опорах с железобетонными приставками ВЛ-6 кВ и ВЛ-0,4 кВ.

Проект электроснабжения показан в демонстрационных чертежах.

Протяжённость линии электропередачи 1 460 м, напряжение на самой удалённой точке от трансформатора равно 229 В м. Все потребители относятся к третьей категории. Анализ нормального режима показал, что напряжение у потребителей соответствует ПУЭ. Потери мощности составляют 1,537 кВт или 0,923%.

4. Краткая характеристика нового оборудования

4.1 Опоры деревянные с железобетонными приставками

Широкое применение деревянных опор обусловлено главным образом небольшой стоимостью древесины, ее достаточно высокой механической прочностью, а также природным круглым сортаментом, обеспечивающим простоту конструкций и наименьшее сопротивление ветровым нагрузкам. Высокие электроизоляционные свойства древесины позволяют применять на деревянных опорах меньшее количество подвесных изоляторов, чем на металлических или железобетонных, а на ВЛ до 10 кВ использовать легкие и дешевые штыревые изоляторы. Кроме того, в некоторых случаях отпадает необходимость в подвеске грозозащитного троса и заземлении этих опор. В качестве фундаментов для деревянных опор используют железобетонные пасынки или сваи.

Деревянные опоры примерно в 1,5 раза дешевле железобетонных и металлических, но менее долговечны. Для продления срока службы древесину опор подвергают противогнилостной обработке (антисептированию) на специальных заводах. Перспективным является использование опор из клееной древесины, конструкции которых разрабатываются в последнее время. Такую древесину изготовляют из сосновых досок, пропитанных масляным антисептиком и склеенных между собой. Применение клееной древесины позволяет повысить срок службы опор, ликвидировать скрытые пороки, а также использовать короткомерные столбы.

В России и других странах, богатых лесными ресурсами (США, Канаде, Швеции, Финляндии), на деревянных опорах сооружают ВЛ напряжением до 220 кВ.

Для изготовления деревянных опор применяют сосну, лиственницу и реже ель. Древесина сосны и лиственницы содержит много смолы и поэтому хорошо противостоит действию влаги. Стойки опор изготовляют из стволов деревьев. Прочность древесины в значительной степени зависит от влажности. При уменьшении влажности в деревянных опорах из-за усушки древесины нарушаются соединения: ослабляются гайки и бандажи. Чтобы получить древесину, пригодную для изготовления опор (с влажностью 18−22%), ее сушат. Основным способом является атмосферная, т. е. естественная сушка на воздухе, которая хотя и является длительной, но дает наилучшие результаты. В последние годы применяют высокотемпературную сушку древесины в петролатуме, а также сушку токами высокой частоты.

На прочность древесины влияют также гниль, сучки, трещины, косослой и другие повреждения. Самым опасным пороком является гниль, возникающая поражения древесины грибками. Загнившая древесина покрывается мелкими трещинами, становится трухлявой и распадается от легкого удара. Наиболее интенсивное гниение происходит при температуре 20−35°С и влажности 25−30%.

Для защиты от гниения древесину пропитывают маслянистыми и минеральными антисептиками. Лучше всего поддается пропитке сосна; наружные слои лиственницы и ели пропитываются антисептиками очень плохо. В качестве маслянистых антисептиков обычно применяют чистое креозотовое масло или креозотовое масло в смеси с мазутом, который служит растворителем. Недостатками маслянистых антисептиков являются их вредное воздействие на кожу и слизистые оболочки человека, а также горючесть. Маслянистыми антисептиками пропитывают готовые элементы деревянных опор на заводе.

При сборке опор на трассе все места, подвергавшиеся обработке, дополнительно покрывают более безопасными минеральными антисептиками: фтористым натрием, динитрофенолом, уралитом, которые разводят в воде. В ряде зарубежных стран (США, Канаде) для пропитки древесины широко применяется раствор пентахлорфенола в мазуте или керосине. Разрабатываются и испытываются и другие синтетические материалы, служащие одновременно для антисептирования и защиты древесины от возгорания.

Средний срок службы непропитанной древесины составляет примерно пять лет. Пропитка столбов маслянистыми антисептиками увеличивает этот срок до 15−25 лет. Поэтому для опор ВЛ разрешается применять только пропитанные заводским способом сосновые и еловые бревна, а в исключительных случаях непропитанную лиственницу воздушной сушки, имеющую влажность не более 25%. Опоры временных ВЛ (например, для электроснабжения строительных площадок, земснарядов и др.) также могут быть изготовлены из непропитанных столбов. Во всех случаях диаметр бревен в верхнем отрубе основных элементов опор (стоек, пасынков и траверс) должен быть для ВЛ 1, 6−35, 110 кВ и выше соответственно не менее 14, 16 и 18 см. Диаметр столбов для вспомогательных элементов для ВЛ до 1 кВ должен быть не менее 12 см, а для ВЛ выше 1 кВ не менее 14 см.

Недостатком деревянных опор является их относительно легкая возгораемость, причиной которой могут быть пожары, удары молнии и токи утечки, возникающие при загрязнении или пробое изоляторов. Для защиты от низовых пожаров расчищают от травы и кустарника площадку радиусом 2 м вокруг каждой опоры или окапывают ее противопожарной канавкой глубиной 0,4 м и шириной 0,6 м. Токи утечки обычно вызывают возгорание опоры в местах крепления изоляторов к траверсе или сочленения деревянных деталей. Хорошая затяжка болтов и плотное прилегание металлических деталей к древесине обеспечивают уменьшение электрического сопротивления и снижение токов утечки до безопасных значений.

4.2 Самонесущие изолированные провода

Существует следующие основные конструкции СИП:

1) СИП 4 — без нулевой несущей жилы из термоупрочненного сплава, представляет собой скрученные в жгут основные токопроводящие и нулевая жилы, покрытые изоляцией из светостабилизированного цельносшитого полиэтилена;

2) СИП 3 — Для воздушных линий электропередачи на номинальное напряжение 20кВ (для сетей на напряжение 10, 15,20 кВ) И 35 кВ (для сетей на 35 кВ) номинальной частотой 50 Гц в атмосфере воздуха II И III по ГОСТ 15 150–69, в том числе на побережьях морей, соленых озер, в промышленных районах и районах засоленных песков.

3) СИП 2А — вокруг изолированной нулевой несущей жилы скручены изолированные основные токопроводящие жилы. Несущая нулевая жила выполнена из алюминиевого сплава ABE высокой прочности. Изоляция выполнена из светостабилизированного цельносшитого полиэтилена;

4) СИП 2 — вокруг неизолированной несущей нулевой жилы скручены изолированные основные токопроводящие жилы. Несущая нулевая жила выполнена из алюминиевого сплава ABE высокой прочности. Изоляция выполнена из светостабилизированного цельносшитого полиэтилена. Используется для магистралей воздушных линий электропередачи (ВЛ) и линейных ответвлений от ВЛ на номинальное напряжение до 0,6/1 кВ включительно номинальной частотой 50 Гц в атмосфере воздуха типов II И III по ГОСТ 15 150–69, в том числе на побережьях морей, соленых озер, в промышленных районах и районах засоленных песков.

Конструкция СИП 2А является самой распространенной в России, поскольку она надежнее в эксплуатации, так как всю механическую нагрузку несет на себе изолированная несущая нулевая жила, а токопроводящие алюминиевые жилы не подвергаются механическим нагрузкам.

СИП предназначен для сооружения линий до 1 кВ с подвеской проводов на опорах ВЛ, фасадах зданий и сооружениях. Его рекомендуется использовать во всех климатических районах по ветровой и гололедной нагрузке при температуре окружающей среды в диапазоне температур окружающего воздуха — 60. +60° С. Также СИП используется также при сооружении ВЛ с совместной подвеской проводов ВЛ 6.10 кВ, освещения и линий проводной связи.

Преимущества СИП:

· строительство ВЛИ без специальной подготовки территории (трассы), отсутствие необходимости в вырубке просеки перед монтажом;

· простота конструктивного исполнения опор (отсутствие траверс и изоляторов);

· применение для ВЛИ серийно выпускаемых стоек, отвечающих требованиям по механической прочности для соответствующих климатических условий;

· применение на ВЛИ стоек меньшей высоты, а также уменьшения безопасных расстояний до зданий и других инженерных сооружений;

· увеличение длины пролета до 60 м.;

· отсутствие коротких замыканий (КЗ) между нулевой несущей и токопроводящими жилами;

· повышение надежности в зонах интенсивного образования гололеда и налипания мокрого снега;

· безопасная работа вблизи ВЛИ до 1 кВ;

· возможность проводить техническое обслуживание и ремонт ВЛИ под напряжением, без отключения потребителей;

· возможность прокладки СИП по фасадам зданий, что может исключить установку части опор;

· простота монтажных работ и, соответственно, уменьшение сроков строительства;

· сокращение объемов и времени аварийно-восстановительных работ;

· резкое снижение (более 80%) эксплуатационных затрат по сравнению с традиционными ВЛН. Это обусловливается высокой надежностью и бесперебойностью электроснабжения потребителей;

· высокая механическая прочность жил и, соответственно, меньшая вероятность их обрыва;

· использование СИП на ВЛИ снижает вероятность хищения электроэнергии, так как изолированные, скрученные между собой жилы исключают самовольное подключение к линии путем выполнения наброса на провода;

· значительное снижение случаев вандализма и воровства.

4.3 Трансформатор масляный герметичный

Трансформаторы изготавливаются в герметичном исполнении с полным заполнением маслом, без расширителя и без воздушной подушки. Вместо расширителя применены гофрированные баки, которые обеспечивают необходимую поверхность охлаждения без применения съёмных охладителей. Расчётный срок службы трансформатора — 25 лет

Преимущества ТМГ:

· контакт масла с окружающей средой полностью отсутствует, что исключает увлажнение, окисление и шламообразование масла;

· перед заливкой масло дегазируется, заливка его в бак производится при глубоком вакууме, что намного увеличивает электрическую прочность изоляции трансформатора;

· масло в трансформаторах ТМГ (в отличие от трансформаторов типа ТМ и ТМЗ) не меняет своих свойств в течение всего срока службы трансформатора, что исключает проведение испытаний масла трансформатора как при его хранении, так при вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации;

· не требуется проведение профилактических, текущих и капитальных ремонтов в течение всего срока эксплуатации трансформатора. Суммарные расходы на выполнение этих работ в течение срока эксплуатации трансформаторов, в зависимости от мощности, могут достигать от 40 до 63% его полной стоимости.

4.4 Расчет необходимого количества материалов

Опоры для совместного подвеса 0,4−6 кВ:

1) Промежуточные опоры для совместного подвеса 0,4−6 кВ типа

П6/0,4 с ж/б стойкой СВ105−3,6 — 9 шт.;

2) Анкерная (концевая) опора для совместного подвеса 0,4−6 кВ типа А6/0,4 кВ-ЗИП с ж/б стойкой СВ105−3,6 — 2 шт.

3) Угловая промежуточная опора для совместного подвеса 0,4−6 кВ типа УП6/0,4 — ЗИП с ж/б стойкой СВ105−3,6 — 2 шт.

ВЛИ 0,4 кВ:

1. Промежуточные опоры типа ПД1 с ж/б стойкой СВ-95−3 — 34 шт.;

2. Концевые опоры типа КД3 с ж/б стойкой СВ-95−3 — 6 шт.;

3. Угловые анкерные опоры типа УАД5 с ж/б стойкой СВ-95−3 — 15 шт.;

4. СИП-2 сечением 3×50+1×54,6 — 1 840 м;

5. СИП-2А сечением 2×16 — 1 590 м.

ВЛЗ 6 кВ:

1) СИП-3 сечением 3×35 — 640 м.

МТП:

1) МТП с трансформаторов ТМГ-100 кВА — 1 шт.;

2) МТП с трансформаторов ТМГ-160 кВА — 2 шт.

5. Охрана труда и техника безопасности

В разделе охрана труда и техники безопасности рассматриваются мероприятия, которые должны соблюдаться при эксплуатации электротехнических устройств без риска жизни, здоровью рабочего.

5.1 Техника безопасности при установке опор

Стропальщиками могут работать только рабочие не моложе 18 лет, аттестованные комиссиями, назначаемыми главным инженером механизированной колонны.

Крановщиками на грузоподъемных механизмах могут работать лица не моложе 18 лет, аттестованные специальными комиссиями. Сама установка может производиться только по схеме, которая утверждается главным инженером механизированной колонны. Всякие отступления от этой схемы категорически запрещаются.

Особые меры предосторожности должны приниматься при подъеме опор вблизи действующих высоковольтных линий электропередачи. В этих случаях следует строго руководствоваться специальными инструкциями и правилами техники безопасности. К руководству такими работами допускаются только лица, прошедшие специальное обучение и аттестованные комиссиями с участием представителей эксплуатирующей организации. В определенных случаях работы могут производиться только по наряду-допуску, выданному производителю работ, и в присутствии наблюдающего от эксплуатирующей линию организации.

При подъеме опор вблизи шоссейных и железных дорог необходимо заранее согласовать с администрацией дороги порядок подъема опоры, установить необходимые заградительные знаки и обеспечить сигнализацию для проходящего транспорта. Сам подъем должен производиться в присутствии представителя эксплуатирующей дорогу организации.

Часто несчастные случаи при установке опор происходят из-за неисправности применяемых механизмов и такелажа. Поэтому вопросу исправного состояния механизмов и такелажа и их правильному выбору должно быть уделено особое внимание.

Подъемные механизмы, приспособления и такелаж должны содержаться и испытываться в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов» .

Каждый раз перед началом работ производитель работ обязан лично осмотреть и убедиться в исправности необходимых для производственных работ подъемных и тяговых механизмов, такелажа и приспособлений, а при обнаружении дефектов не допускать их к работе до исправления.

Особое внимание следует обратить на исправность тормозных приспособлений у лебедок, отсутствие трещин у крюков блоков и полиспастов, неразработанность осей роликов, целость их тросов. Необходимо также проверить надежность якорей, прочность крепления тяговых и тормозных тросов к узлам опоры и стреле, прочность крепления тросов к тяговым и тормозным механизмам, причем должна быть исключена возможность перетирания этих тросов.

Весь применяемый в работе такелаж и все оборудование должны быть испытаны. Механизмы и приспособления, сроки испытания которых истекли, не должны допускаться к работам.

Не разрешается применение кранов, не прошедших регистрацию в органах Госгортехнадзора и не имеющих разрешения на пуск в работу. Краны, находящиеся в работе, должны подвергаться техническому освидетельствованию каждые 12 мес.

Крюк крана должен быть установлен вертикально над предметом, подлежащим подъему. Подтаскивание грузов краном запрещается. Также запрещается отрывать краном примерзший или вкопанный в землю груз. Крюк крана должен быть снабжен запорным механизмом, предотвращающим возможность выпадения стропа.

Во время подъема опоры нельзя допускать нахождения рабочих под поднимаемой опорой, действующими тросами и расчалками. Нельзя допускать нахождения рабочих в районе возможного падения опоры, крана или стрелы, а также в непосредственной близости от якоря со стороны тяжения. Все рабочие должны быть размещены на местах по указанию производителя работ, ведущего подъем, в поле зрения которого должны находиться все рабочие места. Присутствие на монтажной площадке посторонних лиц не допускается.

Команды, регулирующие подъем, подаются только производителем работ. Запрещается выполнение команд других членов бригады, за исключением команды «Стоп» любым членом бригады, которая выполняется всеми работающими немедленно.

Влезать на установленную опору для снятия такелажа разрешается только после ее надежного закрепления. При работе на установленной опоре следует не допускать нахождения людей под опорой во избежание несчастных случаев при падении с опоры инструмента, такелажа и пр. По окончании верховых работ весь инструмент, детали, болты, гайки и пр. должны быть убраны с опоры.

Установленная опора должна быть немедленно закреплена. Если же она по каким-либо причинам остается на временных расчалках, то в нерабочее время около нее должна быть выставлена охрана.

5.2 Правила техники безопасности при сборке деревянных опор

Одной из основных причин несчастных случаев при плотничных работах является употребление неисправного инструмента, поэтому необходимо следить за исправным состоянием инструмента.

При работе топором или пилой запрещается ношение фартука во избежание ранения ног.

При переносе бревен следует брать бревна разом, по команде на одно и то же плечо (правое или левое). Сбрасывать бревна следует всем одновременно, по команде. При этом следует предварительно убедиться, что на земле нет каких-либо предметов, которые могли бы от удара бревна отскочить и ушибить рабочих.

При установке А-образных конструкций на ребро должна быть предварительно проверена исправность применяемого такелажа. Влезать на установленную конструкцию разрешается только после проверки Надежности ее закрепления. При работах наверху конструкции следует учесть возможность падения инструмента или поковок и не допускать присутствия рабочих под конструкцией.

Поднятые части обязательно должны быть закреплены до ухода рабочих с места работ. В том случае, если конструкции приходится оставлять на временных расчалках, следует выставить охрану, особенно в населенных местах.

Креозотовое масло вызывает ожоги и поражение слизистых оболочек. Поэтому рабочие должны быть снабжены спецодеждой, состоящей из брезентового костюма, шлема, рукавиц и кожаных ботинок или сапог. Открытые или недостаточно защищенные части тела рекомендуется покрывать предохранительными пастами.

5.3 Основные требования техники безопасности при монтаже проводов

К верховым работам по монтажу проводов допускаются рабочие в возрасте не моложе 18 лет, прошедшие специальное медицинское освидетельствование.

Все рабочие, работающие на монтаже проводов, должны знать правила техники безопасности и пройти инструктаж по способам подачи первой помощи.

Все грузоподъемные механизмы, карабины, крюки, хомуты, монтажные зажимы, когти, монтерские пояса, люльки, лестницы и другие приспособления должны быть исправными. Работать неисправными приспособлениями, оборудованием и инструментом воспрещается.

Грузоподъемные механизмы и приспособления, монтерские пояса, люльки и такелажный инвентарь должны подвергаться периодическому осмотру и испытаниям в установленные сроки с оформлением соответствующей документации.

Воспрещается работать на опорах без монтерского пояса или с не пристегнутой к опоре цепью пояса. Пояс должен быть застегнут на все ремни.

При работах на опорах из пропитанного леса верхолазам должны быть выданы специальные костюмы и рукавицы. Эти костюмы и рукавицы следует хранить отдельно от всей другой одежды.

Барабаны с проводом и тросом перед раскаткой должны быть прочно установлены с помощью вала, диаметр которого должен соответствовать весу барабана, на специальные приспособления (кабельные домкраты, козлы, шпальные клетки). Разрешается устанавливать барабаны в специально вырытые котлованы, причем подкладки под вал должны иметь устройства, предупреждающие сползание вала при раскатке.

Раскатку проводов на косогорах следует производить сверху вниз.

Промывку концов провода и арматуры нельзя выполнять этилированным бензином.

До подъема на опоры все поврежденные места провода или троса следует устранить.

Подъем проводов на опоры, а также натяжение их следует производить в очередности сверху вниз.

При освобождении зацепившегося провода или троса нельзя находиться с внутренней стороны угла или со стороны, куда провод может выйти после освобождения.

Перед подъемом провода необходимо проверить, не примерз ли провод к земле.

Нельзя находиться под опорой или монтажной вышкой, на которой производятся работы, а также оставлять на опоре или вышке инструмент или детали.

Нельзя находиться под гирляндой изоляторов, блоками или проводами и тросами во время их подъема.

В населенных местностях на время подъема проводов устанавливаются предупредительные плакаты и посты. При раскатке и натяжении провода и троса через проезжие дороги место работ должно ограждаться предупредительными сигналами, а на расстоянии 100 м с каждой стороны от места работ выставляются сигнальщики с флажками или фонарями.

Воспрещается работать на опоре с той стороны, в которую натягивается провод или трос, а также находиться внутри угла, образуемого проводом или тросом. Нельзя располагать под проводами воздушных линий якоря, лебедки, балки или тросы. На все время монтажа провода разъемные петли на анкерных опорах должны быть разомкнуты, а смонтированные провода заземлены. Сварные соединения проводов в петлях следует выполнять после окончания монтажа проводов.

Во время грозы работы по монтажу проводов и тросов прекращаются, а люди удаляются от опор.

При работе с люлек они должны закрепляться и расчаливаться.

При работе на многоцепных натяжных гирляндах, имеющих одиночное крепление к опоре, должны быть приняты меры против возможного опрокидывания гирлянды.

Работа на переходах линий электропередачи через железные дороги или судоходные реки производится после оформления допуска к работе через железнодорожную администрацию или управление пароходства. Порядок производства работ на переходе, согласованный с железнодорожной или речной администрацией, должен точно соблюдаться.

Работы по раскатке и монтажу проводов и тросов на пересечениях воздушных линий электропередачи могут производиться только по согласованию с организациями, эксплуатирующими линии, по получении допуска к работе и после выключения линии. Порядок производства работ на пересечении указывается в допуске.

Провода монтируемой линии, идущей параллельно действующей линии электропередачи, должны надежно заземляться на все время монтажа в соответствии со специальными инструкциями.

Якоря, к которым производится временное закрепление проводов, должны быть проверены на прочность заделки их в грунте.

Всё рабочие, работающие на подъеме, натяжении и перекладке проводов и тросов, должны твердо знать сигналы и команды, связанные с производством работ.

5.4 Общие требования

Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность работ в электроустановках, являются:

оформление работ нарядом, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

допуск к работе;

надзор во время работы;

оформление перерыва в работе, перевода на другое место, окончания работы.

Ответственными за безопасное ведение работ являются:

выдающий наряд, отдающий распоряжение, утверждающий перечень работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

ответственный руководитель работ;

допускающий;

производитель работ;

наблюдающий;

член бригады.

Выдающий наряд, отдающий распоряжение определяет необходимость и возможность безопасного выполнения работы. Он отвечает за достаточность и правильность указанных в наряде (распоряжении) мер безопасности, за качественный и количественный состав бригады и назначение ответственных за безопасность, а также за соответствие выполняемой работе групп перечисленных в наряде работников.

Право выдачи нарядов и распоряжений предоставляется работникам из числа административно-технического персонала организации, имеющим группу V — в электроустановках напряжением выше 1000 В и группу IV — в электроустановках напряжением до 1000 В.

В случае отсутствия работников, имеющих право выдачи нарядов и распоряжений, при работах по предотвращению аварий или ликвидации их последствий допускается выдача нарядов и распоряжений работниками из числа оперативного персонала, имеющими группу IV. Предоставление оперативному персоналу права выдачи нарядов должно быть оформлено письменным указанием руководителя организации.

Допускающий отвечает за правильность и достаточность принятых мер безопасности, и соответствие их мерам, указанным в наряде, характеру и месту работы, за правильный допуск к работе, а также за полноту и качество проводимого им инструктажа членов бригады.

Допускающие должны назначаться из числа оперативного персонала. В электроустановках напряжением выше 1000 В допускающий должен иметь группу IV, а в электроустановках до 1000 В — группу III.

Допускающим может быть работник, допущенный к оперативным переключениям распоряжением руководителя организации.

Производитель работ отвечает:

за соответствие подготовленного рабочего места указаниям наряда, дополнительные меры безопасности, необходимые по условиям выполнения работ;

за четкость и полноту инструктажа членов бригады;

за наличие, исправность и правильное применение необходимых средств защиты, инструмента, инвентаря и приспособлений;

за сохранность на рабочем месте ограждений, плакатов, заземлений, запирающих устройств;

за безопасное проведение работы

за осуществление постоянного контроля за членами бригады.

Производитель работ, выполняемых по наряду в электроустановках напряжением выше 1000 В, должен иметь группу IV, а в электроустановках напряжением до 1000 В — группу III, кроме работ в подземных сооружениях, где возможно появление вредных газов, работ под напряжением, работ по перетяжке и замене проводов на ВЛ напряжением до 1000 В, подвешенных на опорах ВЛ напряжением выше 1000 В, при выполнении которых производитель работ должен иметь группу IV.

Производитель работ, выполняемых по распоряжению, может иметь группу III при работе во всех электроустановках.

Наблюдающий должен назначаться для надзора за бригадами, не имеющими права самостоятельно работать в электроустановках.

Наблюдающий отвечает:

за соответствие подготовленного рабочего места указаниям, предусмотренным в наряде;

за наличие и сохранность установленных на рабочем месте заземлений, ограждений, плакатов и знаков безопасности, запирающих устройств приводов;

за безопасность членов бригады в отношении поражения электрическим током электроустановки.

Наблюдающим может назначаться работник, имеющий группу III.

Ответственным за безопасность, связанную с технологией работы, является работник, возглавляющий бригаду, который входит в ее состав и должен постоянно находиться на рабочем месте. Его фамилия указывается в строке «Отдельные указания» наряда. Каждый член бригады должен выполнять требования настоящих Правил и инструктивные указания, полученные при допуске к работе и во время работы, а также требования инструкций по охране труда соответствующих организаций.

Письменным указанием руководителя организации должно быть оформлено предоставление его работникам прав: выдающего наряд, распоряжение;

допускающего, ответственного руководителя работ; производителя работ (наблюдающего), а также права единоличного осмотра.

Допускается одно из совмещений обязанностей ответственных за Допускающий из числа оперативного персонала может выполнять обязанности члена бригады.

На ВЛ всех уровней напряжения допускается совмещение ответственным руководителем или производителем работ из числа ремонтного персонала обязанностей допускающего в тех случаях, когда для подготовки рабочего места требуется только проверить отсутствие напряжения и установить переносные заземления на месте работ без оперирования коммутационными аппаратами.

5.5 Порядок организации работ по наряду

Наряд выписывается в двух, а при передаче его по телефону, радио — в трех экземплярах.

В тех случаях, когда производитель работ назначается одновременно допускающим, наряд независимо от способа его передачи заполняется в двух экземплярах, один из которых остается у выдающего наряд.

Число нарядов, выдаваемых на одного ответственного руководителя работ, определяет выдающий наряд.

Выдавать наряд разрешается на срок не более 15 календарных дней со дня начала работы. Наряд может быть продлен 1 раз на срок не более 15 календарных дней со дня продления. При перерывах в работе наряд остается действительным.

В электроустановках напряжением до 1000 В при полностью снятом напряжении со всех токоведущих частей допускается выдавать по одному наряду на выполнение работ на сборных шинах РУ, распределительных щитов, сборок, а также на всех присоединениях этих установок одновременно. Допускается выдавать один наряд для поочередного произведения однотипной работы на нескольких подстанциях или нескольких присоединениях одной подстанции.

К таким работам относятся:

протирка изоляторов;

подтяжка контактных соединений;

отбор проб и доливка масла;

переключение ответвлений обмоток трансформаторов;

проверка устройств релейной защиты, электроавтоматики, измерительных приборов;

испытание повышенным напряжением от постороннего источника;

проверка изоляторов измерительной штангой;

отыскание места повреждения КЛ.

Срок действия такого наряда 1 сутки.

Каждую из подстанций разрешается включать в работу только после полного окончания работы на ней по соответствующему наряду.

Работы по наряду на многоцепных ВЛ, пересечениях ВЛ

На каждую ВЛ, а на многоцепной ВЛ и на каждую цепь выдается отдельный наряд. Допускается выдача одного наряда на несколько ВЛ (цепей) в следующих случаях:

при работах, когда напряжение снято со всех цепей, или при работах под напряжением, когда напряжение не снимается ни с одной цепи многоцепной ВЛ;

при работах на ВЛ в местах их пересечения;

при работах на ВЛ напряжением до 1000 В, выполняемых поочередно, если трансформаторные пункты или комплектные трансформаторные пункты, от которых они питаются, отключены;

при однотипных работах на нетоковедущих частях нескольких — ВЛ, не требующих их отключения.

В наряде должно быть указано, находится ли ремонтируемая ВЛ под на веденным напряжением, какие ВЛ, пересекающие ремонтируемую линию, требуется отключить и заземлить. Такое же указание должно быть внесено в наряд относительно ВЛ, проходящих вблизи ремонтируемой, если их отключение требуется по условиям работы. При этом заземление ВЛ, пересекающих ремонтируемую линию или проходящих вблизи, должно быть выполнено до допуска к работам. Запрещается снимать с них заземления до полного окончания работ.

На отключенных ВЛ допускается рассредоточение бригады на участке протяженностью не более 2 км, за исключением работ по монтажу и демонтажу проводов (тросов) в пределах анкерного пролета большей длины. В этом случае протяженность участка работ одной бригады может определять выдающий наряд.

При работах, выполняемых на токоведущих частях под напряжением, бригада должна находиться на одной опоре (в одном промежуточном пролете) или на двух смежных опорах.

Допускается на ВЛ одному работнику, имеющему группу IV, выполнять по распоряжению следующие работы:

осмотр ВЛ в светлое время суток при благоприятных метеоусловиях, в том числе с оценкой состояния опор, проверкой загнивания деревянных оснований опор;

восстановление постоянных обозначений на опоре; замер габаритов угломерными приборами; противопожарную очистку площадок вокруг опор; окраску бандажей на опорах.

5.6 Технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ со снятием напряжения

При подготовке рабочего места со снятием напряжения должны быть в указанном порядке выполнены следующие технические мероприятия:

произведены необходимые отключения и приняты меры, препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов;

на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты;

проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;

наложено заземление (включены заземляющие ножи, а там, где они отсутствуют, установлены переносные заземления);

вывешены указательные плакаты «Заземлено», ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части, вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты.

5.7 Отключения

При подготовке рабочего места должны быть отключены:

токоведущие части, на которых будут производиться работы;

цепи управления и питания приводов, закрыт воздух в системах управления коммутационными аппаратами, снят завод с пружин и грузов у приводов выключателей и разъединителей.

В электроустановках напряжением выше 1000 В с каждой стороны, с которой коммутационным аппаратом на рабочее место может быть подано напряжение, должен быть видимый разрыв. Видимый разрыв может быть создан отключением разъединителей, снятием предохранителей, отключением отделителей и выключателей нагрузки, отсоединением или снятием шин и проводов.

После отключения выключателей, разъединителей (отделителей) и выключателей нагрузки с ручным управлением необходимо визуально убедиться в их отключении и отсутствии шунтирующих перемычек.

В электроустановках напряжением выше 1000 В для предотвращения ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов, которыми может быть подано напряжение к месту работы, должны быть приняты следующие меры:

у разъединителей, отделителей, выключателей нагрузки ручные приводы в отключенном положении должны быть заперты на механический замок.

у разъединителей, управляемых оперативной штангой, стационарные ограждения должны быть заперты на механический замок;

у приводов коммутационных аппаратов, имеющих дистанционное управление, должны быть отключены силовые цепи и цепи управления, а у пневматических приводов, кроме того, на подводящем трубопроводе сжатого воздуха должна быть закрыта и заперта на механический замок — задвижка и выпущен сжатый воздух, при этом спускные клапаны должны быть оставлены в открытом положении;

у грузовых и пружинных приводов включающий груз или включающие пружины должны быть приведены в нерабочее положение; должны быть вывешены запрещающие плакаты.

5.8 Проверка отсутствия напряжения

Проверять отсутствие напряжения необходимо указателем напряжения, исправность которого перед применением должна быть установлена с помощью предназначенных для этой цели специальных приборов или приближением к токоведущим частям, заведомо находящимся под напряжением.

В электроустановках напряжением выше 1000 В пользоваться указателем напряжения необходимо в диэлектрических перчатках.

В электроустановках напряжением 35 кВ и выше для проверки отсутствия напряжения можно пользоваться изолирующей штангой, прикасаясь ею несколько раз к токоведущим частям. Признаком отсутствия напряжения является отсутствие искрения и потрескивания. На одноцепных ВЛ напряжением 330 кВ и выше достаточным признаком отсутствия напряжения является отсутствие коронирования.

В РУ проверять отсутствие напряжения разрешается одному работнику из числа оперативного персонала, имеющему группу IV — в электроустановках напряжением выше 1000 В и имеющему группу III — в электроустановках напряжением до 1000 В.

На ВЛ проверку отсутствия напряжения должны выполнять два работника: на ВЛ напряжением выше 1000 В — работники, имеющие группы IV и III, на ВЛ напряжением до 1000 В — работники, имеющие группу III.

Проверять отсутствие напряжения выверкой схемы в натуре разрешается:

в ОРУ, КРУ и КТП наружной установки, а также на ВЛ при тумане, дожде, снегопаде в случае отсутствия специальных указателей напряжения;

в ОРУ напряжением 330 кВ. и выше и на двухцепных ВЛ. напряжением 330 кВ. и выше.

При выверке схемы в натуре отсутствие напряжения на вводах ВЛ и КЛ подтверждается дежурным, в оперативном управлении которого находятся линии.

Выверка ВЛ в натуре заключается в проверке направления и внешних признаков линий, а также обозначений на опорах, которые должны соответствовать диспетчерским наименованиям линий.

На ВЛ напряжением 6−20 кВ при проверке отсутствия напряжения, выполняемой с деревянных или железобетонных опор, а также с телескопических вышек, указателем, работающим на принципе протекания емкостного тока, за исключением импульсного, следует обеспечить требуемую чувствительность указателя. Для этого рабочую часть необходимо заземлять.

На ВЛ при подвеске проводов на разных уровнях проверить отсутствие напряжения указателем или штангой и устанавливать заземление следует снизу вверх, начиная с нижнего провода горизонтальной подвеске проверку нужно начинать с ближайшего провода.

В электроустановках напряжением до 1000 В с заземленной нейтралью при применении двухполюсного указателя проверить отсутствие напряжения нужно как между фазами, так и между каждой фазой и заземленным корпусом оборудования или защитным проводником. Допускается применять предварительно проверенный вольтметр. Запрещается пользоваться контрольными лампами.

5.9 Работы на опорах

Работы по демонтажу опор и проводов ВЛ, а также по замене элементов опор должны проводиться по технологической карте или ППР в присутствии руководителя работ.

Подниматься на опору и работать на ней разрешается только в тех случаях, когда имеется уверенность в достаточной устойчивости и прочности опоры.

Необходимость и способы укрепления опоры, прочность которой вызывает сомнение (недостаточное заглубление, вспучивание грунта, загнивание древесины, трещины в бетоне и т. п.), определяются на месте производителем или руководителем работ.

Работы по усилению опоры с помощью растяжек следует выполнять без подъема на опору, т. е. с телескопической вышки или другого механизма для подъема людей, с установленной рядом опоры, либо применять для этого специальные раскрепляющие устройства, для навески которых не требуется подниматься по опоре.

Подниматься по опоре разрешается только после ее укрепления.

Опоры, не рассчитанные на одностороннее тяжение проводов и тросов и временно подвергаемые такому тяжению, должны быть предварительно укреплены во избежание их падения.

Запрещается нарушать целостность проводов и снимать вязки на промежуточных опорах без предварительного укрепления опор.

Подниматься на опору разрешается членам бригады:

с группой III — при всех видах работ до верха опоры;

с группой II — при работах, выполняемых с отключением ВЛ, до верха опоры, а при работах на нетоковедущих частях не отключенной ВЛ — не выше уровня, при котором от головы работающего до уровня нижних проводов этой ВЛ остается расстояние 2 м. Исключение составляют работы по окраске опор.

с группой I — при всех видах работ не выше 3 м от земли (до ног работающего).

Отдельные виды работ на высоте должны выполнять работники, имеющие группы по электробезопасности, установленные настоящими Правилами для выполнения этих работ.

При подъеме на деревянную и железобетонную опоры строп предохранительного пояса следует на деревянных опорах заводить за стойку, а на железобетонных заводить за стойку или прикреплять к лазу.

Запрещается на угловых опорах со штыревыми изоляторами подниматься и работать со стороны внутреннего угла.

При работе на опоре следует пользоваться предохранительным поясом и опираться на оба когтя (лаза) в случае их применения. При работе на стойке опоры располагаться следует таким образом, чтобы не терять из виду ближайшие провода, находящиеся под напряжением. При замене деталей опоры должна быть исключена возможность ее смещения или падения.

Запрещается откапывать сразу обе стойки опоры при замене одинарных и сдвоенных приставок П и АП-образных опор. Следует заменить приставку на одной стойке опоры, закрепить бандажи и утрамбовать землю и только тогда приступать к замене приставок на другой стойке. Заменять сдвоенные приставки необходимо поочередно.

Запрещается находиться в котловане при вытаскивании или опускании приставки. Способы валки и установки опоры, необходимость и способы ее укрепления во избежание отклонения определяет руководитель работ, а если он не назначен, то работник, выдающий наряд.

В случае применения оттяжек с крюками последние должны быть снабжены предохранительными замками.

При работах на изолирующих подвесках разрешается перемещаться по поддерживающим одноцепным и многоцепным (с двумя и более гирляндами изоляторов) и по натяжным многоцепным подвескам.

Работа на одноцепной натяжной изолирующей подвеске допускается при использовании специальных приспособлений или лежа на ней и зацепившись ногами за траверсу для фиксации положения тела.

При работе на поддерживающей изолирующей подвеске строп предохранительного пояса должен быть закреплен за траверсу. Если длина стропа недостаточна, необходимо пользоваться закрепленными за пояс двумя страховочными канатами. Один канат привязывают к траверсе, а второй, предварительно заведенный за траверсу, подстраховывающий член бригады попускает по мере необходимости.

При работе на натяжной изолирующей подвеске строп предохранительного пояса должен быть закреплен за траверсу или за предназначенное для этой цели приспособление.

На поддерживающих и натяжных многоцепных изолирующих подвесках допускается закреплять строп предохранительного пояса за одну из гирлянд изоляторов, на которой работа не ведется. Запрещается закреплять этот строп за гирлянду, на которой идет работа.

В случае обнаружения неисправности, могущей привести к расщеплению изолирующей подвески, работа должна быть прекращена.

Запрещается при подъеме (или опускании) на траверсы проводов, тросов, а также при их натяжении находиться на этих траверсах или стойках под ними. Выбирать схему подъема груза и размещать подъемные блоки следует с таким расчетом, чтобы не возникали усилия, которые могут вызвать повреждение опоры.

Окраску опоры с подъемом до ее верха могут выполнять члены бригады с группой II. При окраске опоры должны быть приняты меры для предотвращения попадания краски на изоляторы и провода (например, применены поддоны).

5.10 Вывод

В разделе охраны труда приведены общие требования безопасности при производстве работ по строительству монтажу и наладке подстанции.

Приведены правила безопасности при сооружении воздушной линии 0,4 кВ требования безопасности к территории, зданиям и сооружениям подстанции.

Рассмотрены правила техники безопасности при работах на линиях, подстанции, монтаже и наладке трансформаторов

6. Экология

Раздел экология представляет собой оценку степени воздействия техногенных выбросов источников загрязнения в период строительства, влияния проектируемых воздушных линий и трансформаторных подстанций на окружающую среду и наоборот влияние окружающей среды на техногенные сооружения

6.1 Общие сведения о территории проекта

Объект проекта, электрические 6 и 0,4 кВ КТП «Стройучасток ГВФ», находится в черте г. Якутска. Город Якутск находится в зоне резко-континентального климата. Климат города чрезвычайно суровый, с очень холодными зимами и относительно жарким и коротким летом

Расчетные климатические условия энергорайона строительства линии характеризуется следующими параметрами:

Высшая температура +34°С;

Низшая температура — 64 °C;

Среднегодовая температура — 10 °C;

Средняя температура наиболее холодной пятидневки — 54 °C;

Температура при гололеде — 10 °C;

Температура при максимальном ветре — 10 °C;

Толщина стенки гололеда 5 мм;

Среднегодовая скорость ветра 2,1 м/сек;

Среднегодовая продолжительность гроз в году от 10 до 18 ч.;

Глубина сезонного оттаивания от 1 до 2-х м.

Город расположен в зоне сплошной многолетней мерзлоты, нижняя граница мерзлоты колеблется в пределах 280−300 м. Верхняя граница мерзлоты зависит от сочетания многих факторов: характеристика рельефа, экспозиции склонов, растительного покрова, характера самих грунтов. Мощность деятельного слоя достигает 2,3 м, но на превышает 2,5 м и повторяет формы рельефа местности. Грунты деятельного слоя представлены водонепроницаемыми суглинками.

Понижение температуры воздуха увеличивает допустимую по нагреву температуру и ток провода. Одновременно с этим при понижении температуры уменьшается длина провода, что при фиксированных точках закрепления повышает механические напряжения.

Повышение температуры проводов приводит к их отжигу и снижению механической прочности. Кроме того, при повышении температуры провода удлиняются и увеличиваются стрелы провеса. В результате могут быть нарушены габариты воздушной линии и изоляционные расстояния, т. е. снижены надежность и безопасность работы воздушной линии электропередачи.

Действие ветра приводит к появлению дополнительной горизонтальной силы, следовательно, к дополнительной механической нагрузке на провода, тросы и опоры. При этом увеличиваются тяжения проводов и тросов и механические напряжения их материала. Появляются также дополнительные изгибающие усилия на опоры. При сильных ветрах возможны случаи одновременной поломки ряда опор линии.

6.2 Влияние воздушных линий электропередачи и подстанций на окружающую среду

В данной выпускной квалификационной работе предлагается оптимизация ЛЭП на линии 6−0.4 кВ. Путем разработки мероприятий по снижению потерь мощности и улучшения отпускаемой энергии к потребителям. Замещение голых проводов марки АС на СИП; Поменять трансформаторы на более современные ТМГ.

Применение высоких напряжений оказывает вредное воздействие на окружающую среду, проявляющееся через две группы факторов:

1) специфические — возникающие при работе электропередачи и представляющие активные физические и химические факторы (электромагнитное поле, акустический шум, ионизация и др.);

2) неспецифические — воздействующие на окружающую живую и неживую природу в процессе строительства и обеспечения надежной эксплуатации.

Регулирование взаимодействия между техническими сооружениями электрической сети, природными системами и населением, попадающими в зону воздействия ВЛ, обеспечивается природоохранными нормами и требованиями, законодательством по охране окружающей среды. Однако озабоченность населения состоянием окружающей среды требует более глубокого изучения природных условий и ресурсов районов сооружения ВЛ и ПС и более глубокой оценки взаимодействия последних с живой и не живой природой.

Как было сказано выше, ВЛ и ПС вредно воздействуют на окружающую среду и в особенности на легкоранимую природу Севера, и в то же время сама окружающая среда, воздействуя на электропередачи, существенно снижает их надежность работы. Поэтому необходим поиск оптимальных и благоприятных путей их взаимодействия.

При сооружении и эксплуатации ВЛ и ПС окружающей среде проектируемого района может быть нанесен ущерб в результате вырубки леса:

нарушения почв и почвенного покрова; занятия определенной площади под сооружение ВЛ и ПС;

ухудшения эстетики ландшафта, потравы сельскохозяйственных культур и помех сельскохозяйственному производству;

создания электромагнитных полей и шума; создания радио — и телепомех;

создания санитарно-защитных зон с ограничением в них природопользования и др.

Электропередача оказывает воздействие на окружающую природную среду своими токоведущими рабочими и защитными элементами как при непосредственном контакте с ними объектов живой природы и человека, так и через влияние на них электрических (ЭП) и магнитных полей (МП) вблизи ВЛ и ПС. В электрическом электромагнитном поле главным составляющем является напряженность электрического поля Е, т. е. Е>Н. Это характерно для источников постоянного тока и проводников электроэнергии напряжением более нескольких киловольт. Для электромагнитных полей от источников работающих на переменных электрических токах частотой до 300 МГц, учитываются электрическая и магнитная составляющие. Этот диапазон охватывает установки промышленной частоты (50 Гц), а так же радиопередающие телевизионные устройства различных диапазонов; низкой частоты (НЧ — 30−300 кГц), средней частоты (СЧ — 300−30 МГц), и очень высокой (ОВЧ — 30−300 МГц). В этих случаях необходимо определить напряженность магнитного поля Н в амперах на метр и напряженность электрического поля Е в вольтах на метрах. В нашем случае особый интерес представляет ЭМП вблизи высоковольтных линий промышленной частоты (50 Гц). В настоящий момент в Российской Федерации их протяженность более 4,5 миллионов километров, напряжением от 6 до 1150 кВ. Основная доля приходится на воздушные (ВЛ) высоковольтные линии и лишь незначительная на кабельные (КЛ). Вблизи высоковольтных воздушных линий электропередач и открытых распределительных устройств (ОРУ) частотой 50 Гц напряженность электрических и магнитных полей высоте около 2 метров от земли можно оценить по данным специальных таблиц приведенных в справочниках.

6.3 Мероприятия по уменьшению влияния электропередачи на окружающую среду

Для защиты населения и природной среды от воздействия электромагнитного поля ВЛ и ПС, их сооружение и эксплуатация должны осуществляться с учетом необходимости обеспечения безопасных и безвредных условий проживания и работы людей путем исключения воздействия ЭП и МП. Для снижения напряженности ЭП в местах пребывания людей применяют активную и пассивную защиты или оба способа одновременно. Для защиты от МП используют только активную защиту. Активная защита от ЭП и МП включает два основных мероприятия, обеспечивающих приведенные выше нормативы: выбор трассы прокладывания ВЛ и площадки строительства ПС; соблюдение требуемых габаритов проводов ВЛ до земли. Пассивная защита от ЭП также включает два основных мероприятия, обеспечивающих достижения требуемых нормативов напряженности ЭП:

заземление всех находящихся проводящих объектов;

электростатическое экранирование.

Проектируемые объекты сооружаются для передачи и распределения электрической энергии протяженностью 2 км на напряжения 6 кВ и 0,4 кВ. Указанный технологический процесс является безотходным и не сопровождается вредными выбросами в окружающую среду (как в воздушную так и водную), а уровень шума вибрации, которые могут создаваться оборудованием, не превышают допустимых по СНиП П-12−87 величин.

При выборе трассы ВЛ желательно, чтобы жилые и другие постройки не попадали в санитарно-защитную зону. В случаях, когда это требование невыполнимо, то застройщиками должны быть приняты меры по снижению напряженности ЭП.

Защита населения и животного мира от выносимого с ПС потенциала достаточно полно определяется ПУЭ. Но особо надо подчеркнуть, что выносные заземлители заземляющих устройств рекомендуется сооружать в местах, недоступных для частого посещения людьми и животными, а линии, соединяющие заземляющее устройство ПС с выносным заземлителем, должны быть изолированы от земли на напряжение не менее напряжения на заземляющем устройстве, должна быть, также исключена возможность прикосновения к данной линии.

Анализ мероприятий по защиты птиц позволяет выделить следующие основные принципы. Для линий 6−35 кВ рекомендуется конструкции ВЛ на опорах из изоляционного материала (дерево, полимеры), а также подвески изолированного провода. В регионах массового обитания птиц необходимо ограничивать применение железобетонных опор со штыревыми изоляторами и анкерных опор с малогабаритными траверсами. Места возможной посадки птиц необходимо защищать заградителями и козырьками.

Особое внимание следует уделять проложению трасс ВЛ и размещению площадок ПС. Выбор трасс ВЛ и мест сооружения ПС производится на основе технико-экономического, ландшафтно-экологического и эколого-экономического сравнения конкурирующих вариантов с учетом условий строительства и эксплуатации ВЛ и ПС и характера возможных изменений в природе. При выборе трасс ВЛ и мест

сооружения ПС должно учитываться обеспечение минимального размера нарушения естественных ландшафтов и их компонентов, минимальное использование земель сельскохозяйственного назначения и лесных угодий.

При подготовке площадок ПС в условиях Севера устойчивость ландшафтов приобретает первостепенное значение. Основное требование при этом — сохранение естественного почвенного покрова. В многолетнемерзлых грунтах следует применять способ устройства фундаментов опор на железобетонных буроопускных и буронабивных сваях, глубина заложения которых должна противодействовать силам морозного пучения. В тундровой и лесотундровой зонах рекомендуется применять поверхностные фундаменты опор, покрытые слоем утеплителя с целью круглогодичного сохранения мерзлых грунтов под ними. При нарушении во время строительства почвенного покрова мерзлых грунтов необходимо осуществить меры по их восстановлению. В зоне многолетнемерзлых пород при рубке просек не следует производить корчевание пней, кустарников, применять при сооружении ВЛ гусеничного транспорта в период талого состояния грунтов.

Важное значение имеют также вопросы эстетического размещения ВЛ и ПС на местности. Эти требования касаются прежде всего уменьшения визуального воздействия ВЛ на окружающую среду, особенно вблизи территорий национальных парков, заповедников, памятников культуры, баз отдыха, населенных пунктов. Основным условием удовлетворения эстетических требований является повышение культуры строительства ВЛ и ПС и сохранение окружающей природы. На особо ценных территориях размещение и конструкции ВЛ и ПС должны согласовываться со специальными организациями архитектуры.

В результате улучшения качества электроэнергии на участке Стройучасток ГВФ решено провести ВЛ маркой провода СИП 2А — с длиной 1590 м., СИП2 — с длиной 1840 м., СИП3 — с длиной 640 м., построить 2 мачтовых ТП с мощностями 160 кВт и 1 мачтовый ТП с мощностью 100 кВт.

7. Экономика

7.1 Потери

Одним из основных условий расчета электрических сетей является определение их экономичности. Для выбора оптимального решения производят технико-экономические расчеты ряда вариантов, сопоставляя их между собой по техническим и экономическим показателям.

В данном дипломном проекте были предложены проекты по обеспечению качественной электроэнергией КТП Стройучасток ГВФ г. Якутска. Для определения потери активной мощности рассчитаны нормальные режимы линии 6 кВ, распределительных подстанций 6/0,4, распределительных сетей 0,4 кВ ТП.

До реконструкции:

Потери активной мощности в нормальном режиме показаны в таблице 7.1:

Таблица 7.1

Суммарные потери в нормальном режиме: ДP_до= 21,331 кВт Среднегодовое время работы линий в максимальном режиме принимаем 4500 ч.

Потери активной энергии за год:

W_до= ДP_до · 4500 = 21,331· 4500 = 95 990 кВт · ч Принимаем тариф на электроэнергию 5 руб. 9 коп. за 1 кВт · ч Общие потери в рублях за год составляют:

З_до= W_до · 5,09 = 95 990 · 5,09= 488 600 руб/год.

После реконструкции:

Потери активной мощности в нормальном режиме показаны в таблице 7.2

Таблица 7.2

Суммарные потери в нормальном режиме: ДP_после= 3,655 кВт Среднегодовое время работы линий в максимальном режиме принимаем 4500 ч.

Потери активной энергии за год:

W= ДP_после · 4500 = 3,655· 4500 = 16 450 кВт · ч Принимаем тариф на электроэнергию 5 руб. 9 коп. за 1 кВт · ч Общие потери в рублях за год составляют:

З_после= W_после · 5,09 = 16 450· 5,09= 83 730 руб/год.

Сравнение потерь до и после реконструкции:

Разница потерь в кВт:

ДP = ДP_{до -} ДP_после, ДP = 21,331 — 3,655 = 17.676 кВт Разница потерь электроэнергии в рублях:

З = З_до — З_после= 488 600 — 83 730= 404 900 руб/год

7.2 Расчет капитальных вложений

Согласно проекту необходимо построить:

ВЛИ напряжением 0,4 кВ с проводами марки «СИП-2» — 1840 м

ВЛЗ напряжением 6 кВ с проводами марки «СИП-3» — 640 м;

МТП с трансформатором ТМГ-100 кВА — 1 штук;

МТП с трансформатором ТМГ-160 кВА — 2 штуки;

" СИП-2А" для ввода — 1590 м;

Демонтаж ВЛ-0,4 кВ — 3560 м;

Демонтаж КТП — 1 шт.

Стоимость строительства ВЛЗ 6 кВ (провода марки «СИП-3) на деревянных опорах с железобетонными приставками (с учетом НДС 18%):

Стоимость материалов на 1 км линии: 600 000 руб.

Оплата основных рабочих и механизаторов на 1 км линии: 400 000 руб.

Прочие расходы на 1 км линии: 450 000 руб.

Протяженность ВЛЗ 6 кВ: 0,64 км.

Общая стоимость строительства ВЛЗ 6 кВ:

ЦВЛЗ = 0,640 · (600 000 + 400 000 + 450 000) = 928 000 руб.

Стоимость строительства ВЛИ 0,4 кВ на деревянных опорах с железобетонными приставками (с учетом НДС 18%):

Стоимость материалов на 1 км линии: 500 000 руб.

Оплата основных рабочих и механизаторов на 1 км линии: 500 000 руб.

Прочие расходы на 1 км линии: 300 000 руб.

Протяженность ВЛИ 0,4 кВ: 4,779 км.

Общая стоимость строительства ВЛИ 0,4 кВ:

ЦВЛИ = 1,490 · (500 000 + 500 000+ 300 000) = 1937 000 руб.

Стоимость СИП 2А для ввода на 1 км линии (с учетом НДС 18%): 21 000 руб.

Оплата основных рабочих и механизаторов на 1 км линии: 105 000 руб.

Прочие расходы на 1 км линии: 15 000 руб.

Общая стоимость СИП 2А:

ЦСИП 2А = 1,590 · (21 000+ 105 000 + 15 000) = 224 200 руб.

Стоимость СИП 2для совместной подвески ВЛЗ 6 кВ с ВЛИ 0,4 кВ на 1 км линии (с учетом НДС 18%): 76 000 руб.

Оплата основных рабочих и механизаторов на 1 км линии: 115 000 руб.

Прочие расходы на 1 км линии: 15 000 руб.

Общая стоимость СИП 2:

ЦСИП 2 =0,45* (76 000 + 115 000 + 15 000) = 94 760 руб.

Стоимость строительства МТП с трансформаторами ТМГ-160 кВА (с учетом НДС 18%):

Стоимость МТП с трансформатором: 158 000 руб.

Стоимость СМР: 100 000 руб.

Прочие расходы: 30 000 руб.

Общая стоимость строительства МТП:

ЦМТП160 = 2· (158 000 + 100 000 + 30 000) = 476 000 руб.

Стоимость строительства МТП с трансформаторами ТМГ-100кВА (с учетом НДС 18%):

Стоимость МТП с трансформатором: 125 000 руб.

Стоимость СМР: 100 000 руб.

Прочие расходы: 30 000 руб.

Общая стоимость строительства МТП:

ЦМТП100 = 1· (125 000 + 50 000 + 30 000) = 205 000 руб.

Стоимость демонтажа 0,4 кВ, 6 кВ и КТП (с учетом НДС 18%):

ЦД = 700 000 руб.

Единовременные капитальные вложения составят:

К = ЦВЛЗ + ЦВЛИ + ЦСИП 2А + ЦСИП 2 + ЦМТП63 + ЦМТП160 + ЦД = 3 989 760

7.3 Расчет срока окупаемости

Срок окупаемости после ввода объекта в эксплуатацию составит:

Т = К / З = 9 лет 6 месяцев

Предполагается, что срок ввода в эксплуатацию проектируемых электрических сетей составит не более 1 года (рисунок 7.1).

Рисунок 7.1 График окупаемости капитальных вложений

7.4 Вывод

Таким образом, предлагаемые мероприятия позволяют довести качество электроснабжения до нормативных параметров и значительно снизить потери активной мощности, которые сокращаются на 80 490 кВт/год, или 404 900 руб. в год при заданном тарифе. Капитальные вложения в проект составят 3 989 760 руб. Расчетный период окупаемости проекта — 9 лет и 6 месяца с начала выполнения проекта.

Заключение

В данной выпускной квалификационной работе были рассчитаны нормальные режимы распределительных сетей 0,4 кВ района Стройучасток ГВФ г. Якутска. В результате анализа нормальных режимов были сделаны следующие выводы: причинами высоких потерь мощности и напряжения являются большие длины линий 0,4 кВ, высокая удельная мощность потребителей.

Был предложен проект реконструкции сетей 6 и 0,4 кВ, предусматривающий изменение конфигурации сети 6 кВ, уменьшение длин линий 0,4 кВ за счет установки новых распределительных ТП.

Анализ нормальных режимов линии 10 кВ, а также распределительных сетей 0,4 кВ показал, что суммарные потери снижаются с 21,331 кВт до 3,655 кВт. Экономический эффект составит 404 900 руб. /год, затраты на реконструкцию составят 3 989 760 руб.

Установка герметичных трансформаторов типа ТМГ значительно снизит затраты на эксплуатацию, т.к. эти трансформаторы не нуждаются в текущем и капитальном ремонтах. Применение защищенных и изолированных самонесущих проводов снизит вредное воздействие ВЛ на окружающую среду, а также значительно сократит число несанкционированных подключений.

1. Алиев И. И. Справочник по электротехнике и электрооборудованию: Учеб. пособие для вузов. — 2-е изд., доп. — М.: Высш. школа, 2000. — 255 с.

2. Боровиков В. А. и др. Электрические сети энергетических систем. Учебник для техникумов. Изд.3-е — Л.: Энергия, 1977. — 392 с.

3. Булатов А. С. Экономика: Учебник.3-е изд., перераб. и доп. — М.: Экономисть., 2004. — 896 с.

4. Варварин В. К. Выбор и наладка электрооборудования: Спр. пособие 2-е изд. — М.: ФОРУМ, 2008 — 240 с.

5. Винокуров В. Н., Максимов Г. Н., Соломонов Н. Г., Романова Г. А. и др. Вопросы экологии и охраны окружающей среды в Якутии. Под общ. ред. Винокурова В. Н. — Якутск: «Бичик», 1993. — 80с.

6. Грудинский и др. Электротехнический справочник. — 5-е изд., исправ. — М.: Энергия, 1975. — 752с.

7. Евдокимов Ф. Е. Теоретические основы электротехники: Учебн. для средн. спец. учеб. заведений — Москва: Высш. школа, 2001. — 495с.

8. Конюхова Е. А. Электроснабжение объектов: Учеб. Пособие для студ. учреждений сред. проф. образования. — М.: Издательство «Мастерство», 2002.

9. Копылов И. П. Электрооборудование станций и подстанций. — М.: Энергоатомиздат, 1986. — 360 с.

10. Лезнов С. И., Тайц А. А. Обслуживание электрооборудования электростанций и подстанций: 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Высш. шк. — 1976. — 320 с.

11. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации установок: М.: Изд. НЦ ЭНАС, 2001. — 216 с.

12. Поспелов Г. Е., Федин В. Т. Электрические системы и сети. Проектирование. Учеб. пособие для втузов. — 2-е изд. — М.: Высш. шк., 1988. — 308 с.

13. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. / Упр. по технике безопасности и пром. санитарии Минэнерго СССР. — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 144с

14. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. / Главгосэнергонадзор Минэнерго СССР. — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 240с.

15. Правила устройства электроустановок. — 7-е изд. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003.

16. Приказ от24 июля 2013 года № 328н Об утверждении Правил по охране труда при эксплутации электроустановок.

17. Савицкая Г. В. Экономический анализ. Учебник. — М.: Новое знание, 2003. — 640с.

18. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д. Л. Файбисовича. — 3-е изд. — М.: ЭНАС, 2009. — 392 с.

19. Справочник по строительству и реконструкции линий электропередачи напряжением 0,4 — 750 кВ / по ред.Е. Г. Гологорского — М. Изд-во НЦ ЭНАС, 2003 — 344 с.

20. Шадрин А. П. Проблемы энергетики Республики Саха (Якутия); Сборник научных трудов. — Якутск.: ЯНЦ СО РАН, 1995. — 188 с.

21. Электротехнический справочник: В 4 т. Т.2. Электротехнические материалы / Под общ. ред. профессоров МЭИ В. Г. Герасимова и др. — 8-е изд., испр. и доп. — М.: Издательство МЭИ, 1995. — 440 с.: илл.