9

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

Дипломный проект на тему «Реконструкция электроснабжения западной части города Канска». В дипломном проекте рассматривался вопрос о выборе варианта реконструкции системы электроснабжения западной части города Канска. Проект выполнен по заказу МУП «КЭС» с соблюдением обязательных предъявляемых требований.

Введение

электроснабжение город нагрузка

Среди многочисленных отраслей народного хозяйства энергетика занимает ведущее положение.

Электроэнергия применяется во всех отраслях народного хозяйства. При этом уровне роста развития электрификации в общем виде отражается достигнутый технико-экономический потенциал любой страны.

Электроэнергетика является неотъемлемой частью промышленности, транспорта, сельского хозяйства, коммунального хозяйства населённых пунктов.

Главная задача энергетики - более полное удовлетворение потребностей народного хозяйства, повышение жизненного уровня населения. Это достигается путём повышения качества электроснабжения потребителей. Использование электроэнергии обуславливает существенное повышение производительности труда и является основой создания автоматизированных систем в разработке новых процессов и производств.

Существенное влияние на увеличение экономичности строительства и эксплуатации жилищно-коммунального хозяйства имеет выбор рациональных схем и методов электроснабжения. Широко применяются современные системы автоматики, а также простые и надёжные устройства защиты отдельных элементов электроснабжения. Всё это обеспечивает необходимое рациональное и экономное расходование электроэнергии во всех отраслях народного хозяйства.

Совершенствование систем электроснабжения и повышение уровня электрификации коммунальных , торговых и общественных предприятий и учреждений, наряду с электрификацией домашнего хозяйства имеет существенное значение в уменьшении затрат труда на обслуживание и самообслуживание населения, а также для улучшения состояния жилых помещений в плане санитарно-технических требований, оздоровления воздушных бассейнов населённых пунктов.

Совершенствование электроснабжения западной части города заключается в замене традиционных воздушных линий электропередачи с неизолированными проводами 0.38 кВ на линии с самонесущими изолированными проводами, что необходимо для увеличения надёжности, пропускной способности линий и снижения потерь электроэнергии. А также в замене старой схемы электроснабжения новой, более простой и современной.

1. Анализ существующей схемы электроснабжения

С застройкой частного сектора западной части г.Канска в 1950 - 60 годы была разработана схема электроснабжения посёлка и построена электрическая сеть обеспечивающая всех потребителей с перспективой до 1000 дворов. В основе расчётов при выборе мощности и количества силовых трансформаторов 6 / 0.4 кВ, сечения проводов и протяжённости линий 0.4 кВ,

Сечения кабелей и проводов ЛЭП 6 кВ, брался единичный потребитель с бытовой нагрузкой 2 кВт. И действительно в шестидесятые годы при печном отоплении и пищеприготовлении норма в 2 кВт с запасом покрывала осветительную нагрузку дома, утюг и редкий телевизор.

Построенная в шестидесятые годы электрическая сеть, состоящая из пяти КТП с трансформаторами 250 - 400 кВА, как основа существует и сегодня. Локальные реконструкции сводились к увеличению трансформаторной мощности на трансформаторных подстанциях до 400 кВА. Установки дополнительных КТП с частичным перераспределением нагрузки по сетям 0.4 кВ

В настоящее время западная часть г.Канска запитывается по двум кабельно-воздушным линиям 6 кВ от распределительного устройства 6 кВ подстанции «Городская». Существующая схема электроснабжения приведена на листе (1).

Всего в западной части установлено восемь комплектных трансформаторных подстанций (КТП) - 6/0.4 кВ тупикового типа с трансформаторами мощностью от 250 до 400 кВА.

Сети 0.38 кВ выполнены воздушными линиями, сечение проводов выполнено проводом А35 А 50, средняя длинна линии равна 400-500 метров.

Последние годы этот район интенсивно развивается, строятся новые коттеджи, расстраиваются старые дома, часть домов переходит с печного на электрообогрев. Появляется большое количество новой мощной бытовой техники. Соответственно резко увеличивается количество потребляемой электроэнергии.

В связи с резким увеличением потребления электроэнергии существующие сечения проводов не проходят ни по потерям напряжения, ни на отключение токов однофазного короткого замыкания, а мощности КТП не соответствуют нагрузкам.

Поэтому необходимо полностью пересмотреть схему электроснабжения западной части г.Канска.

2. Определение нагрузок на вводах к потребителям

2.1 Определение электрической мощности для электрокотельных устанавливаемых в индивидуальных жилых домах

В связи с переходом части домов с печного на электроотопление и установкой индивидуальных электрокотельных требуется запроектировать нагрузки на электроотопление.

При отоплении жилых и общественных зданий и сооружений тепло расходуется на возмещение теплопотерь через строительные здания и ограждения, а также теплопотерь, вызываемых инфильтрацией (проникновением) наружного воздуха через не плотности в конструкциях и периодически открываемых дверях.

Теплопотери зданий принимают по типовым или индивидуальным проектам зданий, проектам систем отопления. [30].

Потребность в теплоте за планируемый период в этих случаях определяется по формуле [39].

(2.1).

Где: - потребность в теплоте на отопление за планируемый период ГДж (Гкал). - расчётная проектная часовая нагрузка на отопление здания при расчётной температуре наружного воздуха для данной местности МВт (Гкал/ч). - усреднённая расчётная температура внутреннего воздуха отапливаемых помещений, . - средняя температура наружного воздуха за планируемый период, . - расчётная температура наружного воздуха для проектирования отопления, . - продолжительность работы системы отопления за планируемый период. 24- сутки, число часов работы централизованного отопления в сутки.

Для жилых и общественных зданий расположенных в местностях с ниже -31, принимают равной 20 . [30].

При отсутствии проектных данных расчётную часовую нагрузку на отопление вычисляют по формуле укрупнённых расчётов : [39].

ккал/ч (2.2).

Где: - полный строительный объём здания, . - удельная отопительная характеристика здания ккал/(м *ч*) [табл.2,лит6] . - поправочный коэффициент [табл3,лит6].

Так как проектные данные отсутствуют, обобщённо делим существующие дома на две группы: 1-я - одноэтажные с = 200 ; 2-я - двухэтажные (коттеджи), с = 400 .

1) ккал/ч;

2) ккал/ч;

Где: Q - расчётная часовая нагрузка на отопление для домов первой группы.

Q - расчётная часовая нагрузка на отопление для домов второй группы.

Электрическая мощность электрокотельной определяется по формуле:

; (2.3).

Где: - КПД электрокотельной, принимаемый равным 0.95.

1 кВт = 860 ккал/ч.

1) кВт;

2) кВт;

Где: Р- Электрическая мощность электрокотельной для домов первой группы.

Р- Электрическая мощность электрокотельной для домов второй группы.

2.2 Определение нагрузки на вводе в жилой дом

Жилым домом при расчёте нагрузок считается одноквартирный дом или квартира в многоквартирном доме, имеющие отдельный счётчик электроэнергии.

Расчётную нагрузку для жилого дома или квартиры в многоквартирном доме определяют в зависимости от годового потребления электроэнергии. Методикой Горэнергопроекта установлено двадцать типовых вариантов нагрузок для этой группы потребителей.

Большинство домов данного района города это одноквартирные одноэтажные дома с электрическими плитами и печным отоплением общей площадью до двухсот кубических метров. Для них по [37] выбираем удельную расчётную электрическую нагрузку Рр = 7 кВт.

Часть таких домов перешло на электроотопление. Для них к расчётной нагрузке прибавляется нагрузка на электроотопление, равная для дома такого типа Р= 11 кВт (см.п. 2.1).

Р = Рр + Р (2.4). Р = 7 + 11 = 18 кВт.

Также в этом районе есть дома повышенной комфортабельности (коттеджи), с электроплитами площадью до 400 м. Для них по [37] выбираем удельную расчётную электрическую нагрузку Рр = 10.5 кВт. Прибавляем нагрузку на электроотопление , равную для дома такого типа Р= 19.5 кВт (см.п. 2.1).

Р = Рр + Р (2.4).

Р = 10.5 + 19.5 = 30 кВт.

3. Расчёт электрических нагрузок в сетях 0.38 кВ

Проектируемая схема электроснабжения представлена на листе 4 графической части проекта.

Трассы проектируемых линий намечались намеренно на плане данного района города с существующими линиями, нанесенными при обследовании города методом визуального трассирования.

Расчёт электрических нагрузок производится суммированием нагрузок на вводе или на участках сети с учётом коэффициентов одновремённости отдельно для дневного и вечернего максимумов нагрузки.

Расчётная вечерняя и дневная нагрузки на участке линии или на шинах трансформаторной подстанции находятся по формуле:

Рд=Ко*Рдj,кВт. (3.1)

Рв=Ко*Рвj,кВт. (3.2) [10]

Где:

Ко - коэффициент одновременности, который принимается в зависимости от уровня напряжения сети по таблицам 4.1-4.3[10].

Рдj,Рвj - дневной и вечерний максимумы нагрузок j го потребителя или j го участка сети.

Если нагрузки однородных потребителей отличаются по величине более чем в четыре раза, то суммирование их производится не с помощью коэффициента одновременности, а пользуясь таблицами 4.4-4.5. [10].

Расчётная вечерняя и дневная нагрузки по участкам линии или на шинах трансформаторной подстанции в таком случае будут находится по формуле:

Р = Р + Р (3.3)

Где:

Р - расчётная активная нагрузка, кВт.

Р - большая из слагаемых нагрузок, кВт.

Р - добавка к большей слагаемой нагрузке, кВт.

Также для определения мощности подстанции необходимо учитывать нагрузку уличного освещения [13].

3.1 Расчёт электрических нагрузок коммунально-бытовых потребителей

В проектируемом районе все потребители являются коммунально-бытовыми, в частности одноквартирные жилые дома. Из за большого количества однотипных расчётов, расчёт произведён в электронной таблице Microsoft Excel. Пример расчёта приведён для линии 5, ТП №1. Расчётная схема линии приведена на рисунке 3.1. Результаты расчёта приведены в таблице (3.3).

К этой линии подключены 26 одноквартирных жилых дома. В точке 8 линия разветвляется, поэтому определим расчётные нагрузки по участкам линии, начиная с концов, при помощи коэффициентов одновременности и таблице суммирования неоднородных нагрузок [10].

Так как все потребители являются коммунально-бытовыми расчёт ведется только по вечернему максимуму нагрузок.

Рв=n*Ко*Рj (3.2)

Где:

n - количество домов;

Ко - коэффициент одновременности;

Рв - вечерний максимум нагрузок.

участок 1-2: Рв= n*Ко*Р = 4*0.75*7=21 кВт;

участок 2-3: Рв= n*Ко*Р = 6*0.56*7=23.52 кВт;

участок 3-4: Рв= n*Ко*Р = 8*0.47*7=26.32 кВт;

участок 4-5: Рв= n*Ко*Р = 11*0.42*7= 32.34 кВт;

участок 5-6: Рв= n*Ко*Р = 13*0.42*7= 38.22 кВт;

участок 6-8: Рв= n*Ко*Р = 14*0.42*7= 41.16 кВт;

участок 1-2: Рв= n*Ко*Р = 2*0.64*7=8.96 кВт;

участок 2-3: Рв= n*Ко*Р = 3*0.75*7= 15.75 кВт;

участок 3-4: Рв= n*Ко*Р = 5*0.56*7= 19.6 кВт;

участок 4-5: Рв= n*Ко*Р = 8*0.47*7=26.32 кВт;

участок 5-8: Рв= n*Ко*Р = 12*0.42*7=35.28 кВт;

участок 8-ТП: Рв=n*Ко* Р= 26*0.34*7= 61.88 кВт;

Так как нагрузки одноимённых потребителей не отличаются более чем в четыре раза, суммирование произведено с помощью коэффициентов одновременности.

Определяем полную мощность S, этого же участка по формуле:

S = Рв / cos (3.4)

cos принимаем как для ТП с коммунально-бытовой нагрузкой, cos=0.93 [10].

участок 1-2: ;

участок 2-3: ;

участок 3-4: ;

участок 4-5: ;

участок 5-6: ;

участок 6-8: ;

участок 1-2: ;

участок 2-3: ;

участок 3-4: ;

участок 4-5: ;

участок 5-8: ;

участок 8-ТП: .

Определяем реактивную мощность Q, этих же участков по формуле:

(3.5)

участок 1-2:

участок 2-3:

участок 3-4:

участок 4-5:

участок 5-6:

участок 6-8:

участок 1-2:

участок 2-3:

участок 3-4:

участок 4-5:

участок 5-8:

участок 8-ТП:

Аналогично рассчитываются остальные линии. Результаты расчёта приведены в таблице (3.3).

Так как за расчетную нагрузку коммунально-бытовых потребителей взят вечерний максимум нагрузки, как наибольший, то необходимо учесть нагрузку наружного освещения [13]

Для ТП №1 считаем нагрузку на уличное освещение по формуле:

Росв=(0.1*n)+( lуч)*Руд, кВт. (3.6)

Где:

100 - нагрузка одного осветительного прибора, Вт;

n - количество осветительных приборов;

lуч - длинна (растояние) участков линии в м;

Руд - удельная мощность, для проезжей части шириной 5-7 м, с покрытием простейшего типа и типа светильника - СПУ-200; Вт/м [12]

Росв=(100*63)+(420+390+330+150+360)*5.5*= 43.7 кВт.

3.2 Выбор мощности комплектной трансформаторной подстанции

Комплектные трансформаторные подстанции 6/0.4кВ, которые часто называют потребительскими, предназначены для питания распределительных линий 0.38 кВ, в большинстве случаев трёхфазных четырёх проводных, с заземлённой нейтралью. Используются как однотрансформаторные, так и двухтрансформаторные КТП мощностью от 25 до 630 кВА, в большинстве случаев наружной установки.

Мощность комплектных трансформаторных подстанций для питания потребителей второй и третьей категории определяется в соответствии с рекомендациями по проектировать по экономическим интервалам нагрузки [37].

Интервалы экономических нагрузок составлены по условиям нормальной работы трансформаторов с учётом допустимых для них систематических перегрузок в соответствии с видом нагрузки, расчётным сезоном и его многолетней среднесуточной температурой.

Определяем расчетную мощность на шинах 0,4 кВ КТП №1

(3.7)

кВ

Для ТП с коммунально-бытовой нагрузкой, для вечернего максимума

cos = 0.93 [18].

кВА (3.8)

По расчетному максимуму нагрузки (324кВА) для КТП №1принимаем трёхфазный двухобмоточный силовой трансформатор мощностью Sн = 400 кВА. [21].

Аналогично выбираются трансформаторы для остальных КТП. Результаты выбора и основные технические данные трансформаторов приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1. Основные технические данные трансформаторов.

№ КТП	Тип трансф-ра	Ном.мощн S. кВА.	Ном.напряжение	Потери, кВт.	Ток Х.Х %.	Напряж К.З. %.	Сх.группа соед.обм.
			В.Н.	Н.Н.	Х.Х	К.З.
КТП №1	ТМ-400/6	400	6	0.4	1.05	5.5	2.1	4.5	/ /
КТП №2	ТМ-250/6	250	6	0.4	0.82	3.7	2.3	4.5	/ /
КТП №3	ТМ-250/6	250	6	0.4	0.82	3.7	2.3	4.5	/ /
КТП №4	ТМ-250/6	250	6	0.4	0.82	3.7	2.3	4.5	/ /
КТП №5	ТМ-250/6	250	6	0.4	0.82	3.7	2.3	4.5	/ /
КТП №6	ТМ-250/6	250	6	0.4	0.82	3.7	2.3	4.5	/ /
КТП №7	ТМ-250/6	250	6	0.4	0.82	3.7	2.3	4.5	/ /
КТП №8	ТМ-250/6	250	6	0.4	0.82	3.7	2.3	4.5	/ /
КТП №9	ТМ-400/6	400	6	0.4	1.05	5.5	2.1	4.5	/ /
КТП№10	ТМ-250/6	250	6	0.4	0.82	3.7	2.3	4.5	/ /
КТП№11	ТМ-250/6	250	6	0.4	0.82	3.7	2.3	4.5	/ /
КТП№12	ТМ-400/6	400	6	0.4	1.05	5.5	2.1	4.5	/ /
КТП№13	ТМ-400/6	400	6	0.4	1.05	5.5	2.1	4.5	/ /

3.3 Выбор сечения и проводов линий

В целях, обеспечения надёжности электроснабжения потребителей электроэнергии, качества электроэнергии у потребителя, повышения производительности труда и сокращения сроков строительства линий в проекте используются самонесущие изолированные провода, СИП, марки «АМКА».

Так как по данной ВЛ осуществляется электроснабжение коммунально-бытовых потребителей используются пятипроводные СИП (одна жила используется для линии уличного освещения.

Сечение СИП выбирается с учётом следующих требований [6]:

1. Сип не должны нагреватся сверх допустимой температуры при протекании по ним расчётного тока нагрузки

Imax Iдл.доп. ; (3.7).

Где: Imax - максимальный ток линии

Iдл.доп.- длительно допустимый ток, [табл 10.2, л 5].

2. Отклонения напряжения на зажимах электроприёмников не должны превышать (-2.5+5%) для осветительной нагрузки и 5% для силовой;

3. Провода должны обладать достаточной механической прочностью.

Исходя из расчётной полной нагрузки проектируемого объекта и значения номинального напряжения рассчитывается ток линии по формуле:

Imax=S/(*Uн), А; (3.8)

Для примера выбираем сечение проводов линии фидера 5:

участок 1-2: Imax=S/ *Uн =22.58/(1.73*0.38)=34.3 А;

участок 2-3: Imax=S/ *Uн =25.29/(1.73*0.38)=38.42 А;

участок 3-4: Imax=S/ *Uн =28.3/(1.73*0.38)=42.99 А;

участок 4-5: Imax=S/ *Uн =34.77/(1.73*0.38)=52.83 А;

участок 5-6: Imax=S/ *Uн =41.09/(1.73*0.38)=62.44 А;

участок 6-8: Imax=S/ *Uн =44.25/(1.73*0.38)=67.24 А;

участок 1-2: Imax=S/ *Uн =9.63/(1.73*0.38)=14.63 А;

участок 2-3: Imax=S/ *Uн =16.93/(1.73*0.38)=25.73 А;

участок 3-4: Imax=S/ *Uн =21.07/(1.73*0.38)=32.02 А;

участок 4-5: Imax=S/ *Uн =28.3/(1.73*0.38)=42.99 А;

участок 5-8: Imax=S/ *Uн =37.93/(1.73*0.38)=57.63 А;

участок 8-ТП: Imax=S/ *Uн =66.53/(1.73*0.38)=102 А;

Аналогично рассчитываются токи остальных линий. Результаты расчёта приведены в таблице (3.3).

Согласно требованию ПУЭ ВЛ до 1 кВ , магистрали ВЛ следует выполнять СИП одного сечения. Сечения жил фазных проводов СИП ВЛ магистрали должны быть не менее 50 мм².

По [табл 10.2, л 5] принимаем СИП марки АМКА 3*50+25+70.

3.4 Определение потерь напряжения

Электрическая нагрузка вызывает потерю напряжения в элементах системы электроснабжения, определяемую как арифметическую разность напряжений на входе и на выходе элемента (в начале и в конце участка линии).

Расчёт потерь напряжения производится для определения показателей качества электроэнергии и конкретного отклонения напряжения от его номинального значения. [13].

Потеря напряжения в линии с одной нагрузкой на конце (а если линия имеет несколько участков с различной мощностью, то каждый участок рассматривается отдельно), определяется по формуле:

, В; (3.9)

Где:

P и Q - активная и реактивная мощности передаваемые по линии.

Rл и Хл - активное и реактивное сопротивление линии.

Uн - номинальное напряжение.

Активное сопротивление линии определяется по формуле:

Rл=r₀*l, Ом. (3.10)

Где:

l - длинна линии (участка) км.

r₀ - удельное электрическое сопротивление постоянному току при 20⁰C, Ом/км.

Реактивное (индуктивное) сопротивление линии (участка) определяется по формуле:

Хл= х₀* l, Ом.; (3.11)

Где:

l - длина линии (участка) км.

х₀ - удельное индуктивное сопротивление одного километра длинны линии (участка), в зависимости от сечения проводов и среднего геометрического расстояния между ними.

По абсолютному значению потерь напряжения из за различного уровня номинальных напряжений, трудно судить о допустимости потерь напряжения, поэтому потери напряжения определённые по формуле, выражают в процентах от номинального напряжения [13] по формуле:

U% = U / Uн * 100%; (3.12)

Относительные потери напряжений считают приемлемыми, если они в нормальных режимах работы в сетях низкого напряжения не превышают 5 %, а в сетях высокого напряжения 8 %. Допустимые потери напряжения определяются наличием пускорегулирующих средств в сетях, напряжением на зажимах источника питания и допустимыми отклонениями напряжения от номинального на зажимах электроприёмников. [13].

В рамках проекта для наглядности и удобства немного видоизменим формулу:

В; (3.13)

Расчёт ведём на примере линии 5 ТП №1. Так как потребители на линиях имеют разную нагрузку, расчёт ведём по участкам.

Марка провода Амка 3*50+70+25. Для этой марки провода :

r₀-удельное электрическое сопротивление постоянному току при 20 ⁰C,

r₀ =0.641 Ом/км. [табл.7.4, л5].

х₀ - удельное индуктивное сопротивление одного километра длинны линии (участка).

х₀ =0.101 Ом/км. . [табл.7.4, л5].

участок 1-2: = В;

участок 2-3: = В;

участок 3-4: = В;

участок 4-5: = В;

участок 5-6: = В;

участок 6-8: = В;

участок 1-2: = В;

участок 2-3: = В;

участок 3-4: = В;

участок 4-5: = В;

участок 5-8: = В;

участок 8-ТП:= В;

Аналогично рассчитываются потери напряжения остальных линий. Результаты расчёта приведены в таблице (3.3).

Определим потери напряжения выраженные в % от номинального напряжения для данной линии.

Сумма потерь напряжения на участках ветви линии до ТП будет равна:

U_8-ТП =18.83 В.

Потери напряжения выраженные в % от номинального напряжения определяются по формуле:

% = %; (3.13)

Полученное отклонение напряжения допустимо для данного вида нагрузки.

Аналогично рассчитываются потери напряжения в остальных линиях.

3.5 Определение потерь энергии

Потери электрической энергии являются одним из основных технико-экономических показателей работы предприятий электросетей и энергосистемы [22].

Суммарные (отчетные) абсолютные потери электроэнергии (кВт-ч) определяются, как разность между электроэнергией, отпущенной в сеть, транзитной энергией (отданной из сети) и электроэнергией, отпущенной потребителям в месте ее продажи, включая производственные нужды энергосистемы.

Суммарные относительные потери электроэнергии отношение абсолютных потерь к величине отпущенной в сеть электроэнергии.

Суммарные потери включают в себя техническую и коммерческую составляющую.

Техническая составляющая потерь - электроэнергия, физически расходуемая в элементах сети при ее транспорте, - характеризуют техническое состояние сетей, схемы и режимы их работы и определяется расчетным путем.

В сети 0,4 кВ технические потери электроэнергии вычисляются в соответствии с методикой [23], при отсутствии достоверных данных принимаются равными 8% от отпуска энергии в сеть этого напряжения.

Отпуск в сеть 0,4 кВ равен отпуску в сеть 6-10 кВ за вычетом полезного отпуска в сети 6-10 кВ и технических потерь в сети 6-10 кВ.

Коммерческая составляющая потерь обусловлена:

1. Недостатками систем учета электроэнергии:

- неисправностью и погрешностями измерительных комплексов (трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, счетчики электроэнергии, датчики импульсов, сумматоры и их линии связи);

- не одновременностью снятия показаний приборов учета;

- договорным сдвигом за оплату потребленной электроэнергии;

- определением количества электроэнергии, потребленной бытовыми потребителями, по величине её оплаты.

2. Хищениями электроэнергии.

Коммерческая составляющая потерь определяются как разность между фактическими отчетными потерями и техническими.

Потери энергии определяются как на стадии проектирования электрических сетей, так и при их эксплуатации. Существуют различные методы расчёта нагрузочных потерь. Наиболее распространённым является метод максимальных потерь, согласно которому потери энергии определяются по максимальной нагрузке и числу часов использования максимума нагрузок.

Наибольший ток, протекающий по линии в течении года, определяется по наибольшей мощности из дневного или вечернего максимума нагрузки[23]:

, А; (3.14)

Потери мощности в трёхфазной линии определяются по формуле:

, кВт; (3.15)

Где:

Rл - активное сопротивление участка линии, по которому протекает ток Imax.

R=r₀*l, Ом.

Потери энергии в трёхфазной линии определяются по формуле:

Wт=Рmax*, кВт*ч. (3.16)

Где:

- время максимальных потерь, то есть время в течении которого электроустановка, работая с максимальной нагрузкой, имеет такие же потери, как и при работе по действительному графику нагрузок.

Значение времени потерь можно определить для городских сетей из уравнения:

=0.69*Тм-584 (3.17)

Где:

Тм - число часов использования максимума нагрузки. Тм =1825 ч [23].

= 0.69*1825-584=675.25 ч.

Потери энергии в трансформаторе определяются по формауле:

Wт=8760+Pxx+Pкз*(Smax/Sн)²* , кВт*ч. (3.18)

Где:

Pxx и Pкз - потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора по каталогу.

Для упрощения вычислений потерь энергии в сетях 0.38 кВ в формулу потерь энергии подставим его составляющие в развёрнутом виде:

Wт=Рmax*= 3*I²max*( r₀*l)* кВт*ч. (3.19)

Расчёт ведём на примере линии 5 ТП №1:

Время максимальных потерь = 675.25 часов. Удельное электрическое сопротивление постоянному току 0.576 Ом/км. [23].

участок 1-2: =

= кВт*ч;

участок 2-3: =

= кВт*ч;

участок 3-4: =

= кВт*ч;

участок 4-5: =

= кВт*ч;

участок 5-6: =

= кВт*ч;

участок 6-8: =

= кВт*ч;

участок 1-2: =

= кВт*ч;

участок 2-3: =

= кВт*ч;

участок 3-4: =

= кВт*ч;

участок 4-5: =

= кВт*ч;

участок 5-8: =

= кВт*ч;

участок 8-ТП: =

= кВт*ч;

Аналогично рассчитываются потери энергии в остальных линиях. Результаты расчёта приведены в таблице (3.2).

Определим потери энергии в трансформаторе мощностью 400 кВА:

кВт*ч; (3.20)

Где:

Sном - номинальная мощность трансформатора. Раннее принят трансформатор Sном=400 кВ*А.

Smax - максимальная мощность передоваемая через трансформатор в течении года, Smax= 336.7 кВА.

Pxx =1.05 кВт., Pкз= 5.5 кВт [21].

Тогда потери энергии в трансформаторе составят:

Wт=8760* 1.05+5.5*(336.7/400)²*675.25=11818 кВт

Общие потери на трансформаторе КТП №1 составят:

Wоб = Wт + Wф1 + Wф2 + Wф3 + Wф4 +Wф5 кВт*ч (3.21)

Wоб = 11818+2452+1468+1314+1158+1285=19495 кВт*ч.

Общие потери энергии за год составят:

Wгод=Тм*Рmax, кВт*ч. (3.22)

Где:

Рmax - активная максимальная мощность на шинах.

Тогда потери энергии за год составят:

Wгод=Тм*Рmax= 1825* 320 =580788. кВт*ч.

Допустимые потери энергии определяются по формуле:

W%=(Wоб / Wгод)*100% (3.23)

W%=( 19495 / 580788 )*100%= 3.35 %

Полученное отклонение допустимых потерь не превышает допустимого значения.

Аналогично рассчитываются потери энергии для остальных КТП. Результаты расчёта приведены в таблице (3.2).

Таблица 3.2. Потери энергии

№КТП	WT	Wф1	Wф2	Wф3	Wф4	Wф5	Wобщ	Wгод	W%
1	11811	2452	1468	1314	1158	1285	19495	580788	3.35
2	9079	2266	2510	869	1035	-	15759	348575	4.39
3	9452	1569	1670	2015	1964	-	16670	343100	4.85
4	10859	1785	1569	1056	2280	3053	20622	456250	4.5
5	10859	1995	1412	1098	2077	2077	20518	456250	4.49
6	9770	955	1412	2077	2077	-	16291	370475	4.39
7	9101	808	364	1761	1807	1409	15250	308425	4.9
8	10859	2552	1761	776	4225	-	20173	456250	4.42
9	11287	2070	629	2070	3422	1818	21296	547500	3.88
10	9069	509	1355	1232	1409	1585	15159	399675	3.79
11	9621	1232	1063	911	1428	1255	15510	403325	3.84
12	11468	1606	1409	4051	4051	-	22585	565750	3.99
13	12050	1366	1585	4951	5502	-	25454	633275	4.01
Итого							244782	5869638

4. Варианты реконструкции

Предложенный в этом разделе расчет основывается на сравнении технико-экономических показателей двух схем электроснабжения западной части г.Канска.

Последние годы данный район интенсивно развивается, строятся новые коттеджи, расстраиваются старые дома, часть домов переходит с печного на электрообогрев. Появляется большое количество новой мощной бытовой техники. Соответственно резко увеличивается количество потребляемой электроэнергии.

В связи с резким увеличением потребления электроэнергии существующие сечения проводов не проходят ни по потерям напряжения, ни на отключение токов однофазного короткого замыкания, а мощности КТП не соответствуют нагрузкам. У четырёх из восьми трансформаторов амортизационный износ составил 100% (40 лет работы).

Поэтому необходимо полностью пересмотреть схему электроснабжения 6 - 0.4 кВ западной части г. Канска.

Проектом предлагается два варианта реконструкции схемы электроснабжения посёлка:

1. Количество и мощности КТП оставить без изменения. С учётом увеличивающейся нагрузки необходимо увеличить сечение проводов линий, количество отходящих линий на КТП, где это возможно, а на других КТП - выполнить перегруппировку линий 0.4 кВ.

2. Увеличить количество КТП с восьми до тринадцати штук. Выполнить перераспределение питания потребителей.

Для принятия решения по выбору схемы электроснабжения западной части города проведем технико-экономический расчет этих вариантов.

5. Технико-экономическое сравнение вариантов

5.1 Определение капитальных вложений по первому варианту

Для основных технико-экономических показателей, составим таблицу стоимости материалов и оборудования.

Таблица 5.1. Смета стоимости материалов и оборудования по состоянию на 01.01.2005г.

Наименование оборудования и материалов	Единицы измерения	Количество	Стоимость единицы оборудования, руб.	Сумма, руб.
КТП-400	шт.	4	207668	830672
А 75	км.	115	10640	1223600
Опора с ж.б. приставкой	шт.	35	4000	140000
Итого	-	-	-	2394272

Расчёт ведётся по методике изложенной в [41].

Согласно сметной стоимости материалов и оборудования найдем капиталовложения по формуле:

К= К_оi +К_мi +К_тi +Кд, (5.1)

Где:

К_оi - оптовая цена оборудования, руб.;

К_мi - затраты на монтаж и наладку оборудования, руб.;

К_тi - транспортно-складские расходы и наценки снабженческих организаций, руб.

Кд - затраты на демонтаж.;

Затраты на монтаж и наладку технологического оборудования определяем по следующей формуле:

К_м =(0,2 - 0,25)*К_о (5.2)

К_м = 0,25*2394272=598568 руб.

Транспортно-складские затраты определяем по формуле:

К_т =(0,1 - 0,12)*К_о (5.3)

К_т =0,12* 2394272=287312 руб.

Общие затраты на демонтаж определяем по формуле:

К_д =0,1*К_о (5.4)

К_д = 0,1*2298405 = 229840 руб.

Общие капиталовложения:

К=2394272 + 598568+ 287312+ 229840 =3509992 руб.

Далее определяем годовые эксплутационные расходы, связанные с обслуживанием нового оборудования по формуле:

И= И_пот + И_зп +И_ам +И_тр +И_рп (5.5)

Где: И_пот - затраты на покрытие потерь;

И_зп - затраты на заработную плату обслуживающего персонала, руб./год;

И_ам - амортизационные отчисления, руб./год;

И_тр - затраты на текущий ремонт и обслуживание, руб./год;

И_рп - прочие затраты, руб./год

Затраты на покрытие потерь определяются по формуле:

И_пот = а * Э_по руб; (5.6)

Где: а - удельные затраты на потери электроэнергии, руб/кВт*ч;

Э_пот - сумарные потери.

И_пот =0.38* 2295850 = 872423 руб;

Величина годовой суммы амортизации определяется в зависимости от балансовой стоимости оборудования и норм амортизации по формуле:

И_ам =(к_б *а_ам )/100 (5.7)

Где: к_б - балансовая стоимость оборудования, руб.;

а_ам - норма амортизации по видам основных фондов,%, а_ам=5,7 % [42].

И_ам =(4296227*5,7)/100=244884 руб.

Затраты на текущий ремонт и обслуживание оборудования определяем по формуле:

И_тр =(к_б *а_тр )/100 (5.8)

Где: а_ам - норма амортизации на текущий ремонт и обслуживание, %, а_ам =3,2 % [42].

И_тр =(4296227*3,2)/100= 137479 руб. (5.9)

Прочие расходы соответствуют 3 % от всей суммы затрат:

И_пр =3*(И_зп+ И_ам+ И_тр)/100 (5.10)

И_пр =3*( 1333456 + 244884+ 137479 )/100 =51474 руб.

И = 872423+1333456+244884+137479+51474= 2639716 руб.

5.2 Определение капитальных вложений по второму варианту

Для основных технико-экономических показателей, составим таблицу стоимости материалов и оборудования.

Таблица 5.2. Смета стоимости материалов и оборудования по состоянию на 01.01.2005г.

Наименование оборудования и материалов	Единицы измерения	Количество	Стоимость еди-ницы оборудования, руб.	Сумма, руб.
КТП-250	шт.	9	167896	1511064
СИП 3*50+25+70	км.	18.350	73465	1348082
Итого	-	-	-	2859146

Согласно сметной стоимости материалов и оборудования найдем капиталовложения по формуле:

К= К_оi +К_мi +К_тi +Кд, (5.1)

Где: К_оi - оптовая цена оборудования, руб.;

К_мi - затраты на монтаж и наладку оборудования, руб.;

К_тi - транспортно-складские расходы и наценки снабженческих организаций, руб.

Кд - затраты на демонтаж.;

Затраты на монтаж и наладку технологического оборудования определяем по следующей формуле:

К_м =(0,2 - 0,25)*К_о (5.2)

К_м = 0,2*2859146=571.829 руб.

Транспортно-складские затраты определяем по формуле:

К_т =(0,1 - 0,12)*К_о (5.3)

К_т =0,1* 2859146=285914руб.

Общие затраты на демонтаж определяем по формуле:

К_д =0,1*К_о (5.4)

К_о - стоимость демонтируемого оборудования

К_д = 0,1*2616360 = 261636 руб.

Общие капиталовложения:

К=2859146 + 571829+285914 + 261636 =3978525руб.

Далее определяем годовые эксплутационные расходы, связанные с обслуживанием нового оборудования по формуле:

Далее определяем годовые эксплутационные расходы, связанные с обслуживанием нового оборудования по формуле:

И= И_пот + И_зп +И_ам +И_тр +И_рп (5.5)

Где: И_пот - затраты на компенсацию потерь

И_зп - затраты на заработную плату обслуживающего персонала, руб./год;

И_ам - амортизационные отчисления, руб./год;

И_тр - затраты на текущий ремонт и обслуживание, руб./год;

И_рп - прочие затраты, руб./год

Затраты на покрытие потерь определяются по формуле:

И_пот = а * Э_пот руб; (5.6)

Где: а - удельные затраты на покрытие потерь электроэнергии, руб/кВт*ч;

Э_пот - суммарные потери.

И_пот =0.38* 1954795 = 742822 руб;

Величина годовой суммы амортизации определяется в зависимости от балансовой стоимости оборудования и норм амортизации по формуле:

И_ам =(к_б *а_ам )/100 (5.7)

где к_б - балансовая стоимость оборудования, руб.;

а_ам - норма амортизации по видам основных фондов,%,а_ам=5,7 % [42].

И_ам =(4627449*5,7)/100=263764 руб.

Затраты на текущий ремонт и обслуживание оборудования определяем по формуле:

И_тр =(к_б *а_тр )/100 (5.8)

Где: а_ам - норма амортизации на текущий ремонт и обслуживание, %,

а_ам =3,2 % [42].

И_тр =(4627449*3,2)/100= 148078 руб. (5.9)

Прочие расходы соответствуют 3 % от всей суммы затрат:

И_пр =3*(И_зп+ И_ам+ И_тр)/100 (5.10)

И_пр =3*( 1333456 + 263764+ 148078 )/100 =52418 руб.

И = 742822+1333456+263764+148078+52418 = 2542538 руб.

Сумма годовых затрат сведена в таблицу 5.3.

5.3 Расчёт заработной платы в РЭС Горэлекторсети обслуживающем западную часть г.Канска

Данный район находится в западной части города Канска и обслуживается организацией РЭС предприятия Горэлектросеть. Организационная структура управления энергохозяйством выглядит следующим образом:

Рисунок 5.1. Структура управления энергохозяйством

Тарифный фонд заработной платы эксплуатационных рабочих

ЗП^э_т = С^э_т· r_с·1880 = 7,45·35·1880 = 490210 руб, (5.11)

Где: -тарифная ставка эксплуатационных рабочих при повременной оплате, руб/ч;

r_c-списочный состав рабочих; 1880 - действительный годовой фонд времени одного рабочего.

r_c = 1,1· r_я = 1,1·32 = 35 чел, (5.12)

Где: r_я - явочный состав рабочих

r_я = У(Т_кстр·К_см)/Н_о = 27673,93/0,87·1000 = 32 чел, (5.13)

Где: T_кстр - среднегодовая трудоемкость ремонтных работ силового оборудования и сетей , чел.ч;

К_см - сменность предприятия;

H_о - норма межремонтного обслуживания на 1 рабочего в смену (при нормальных условиях окружающей среды H_o=1000 ч.с);

0,87-поправочный коэффициент при наличии ОРУ.

Для получения годового фонда заработной платы необходимо тарифный фонд увеличить, учитывая доплаты, относящиеся к часовому, дневному и годовому фондам:

-премии

П = 0,25·ЗП^э_т = 0,25·490210 = 122552,5 руб; (5.14)

-районный коэффициент

РК = 0,5· ЗП^э_т = 0,5·490210 = 245105 руб; (5.15)

-ночные часы

НЧ = 0,047· ЗП^э_т = 0,047·490210 = 23039,87 руб; (5.16)

-праздничные часы

ПД=2·С^э_т·0,03·1880·0,5· r_c=2·7,45·0,03·1880·0,5·35=14706,3 руб. (5.17)

Дневной фонд заработной платы

ДФЗП = ЗП^э_т+П+РК+НЧ+ПД = (5.18)

= 490210+122552,5+245105+23039,87+14706,3 = 895613,67 руб.

-отпуска и выполнение государственных обязанностей

О = 0,075· ДФЗП = 0,075·895613,67 = 67171,03 руб. (5.19)

Начисления на социальные нужды

СН=0,385·(ДФЗП+О)=0,385·(895613,67+67171,03)=370672 руб. (5.20)

Годовой фонд заработной платы

ФЗП = ДФЗП+О+СН = 895613,67+67171,03+370672,11 = 1333456,81 руб. (5.21)

5.4 Выбор варианта реконструкции электроснабжения посёлка

Таблица 5.3 Сумма годовых затрат

Вариант	Составляющие капиталовложения	Годовые эксплутационные расход	Общие затраты
	Ко Тыс. Руб.	Км Тыс. Руб.	Кт Тыс. Руб.	Кд Тыс. Руб.	К Тыс Руб.	Иам Тыс Руб.	Итр Тыс Руб.	Ипр Тыс Руб	Ипот Тыс Руб	И Тыс. Руб.
1	2394	598	287	229	3509	244	137	51	872	2639
2	2859	571	285	261	3978	263	148	52	742	2542

Критерием оптимальности для сопоставления технических решений является вариант, дающий наибольший эффект. Выбирается вариант на основе технико-экономических расчётов по единой для всех отраслей народного хозяйства методике. В соответствии с этой методикой экономическим критерием оптимального варианта является минимум приведенных затрат, определяемых по формуле:

З = Ен*К + И min (5.22)

Где:

Ен - норма дохода на капитал, Ен=0.2;

К - единовременные затраты в сооружение объекта;

И - ежегодные эксплутационные расходы.

Минимум приведенных затрат для первого варианта:

З = 0.2*3509 + 2639 = 3340 тыс.руб;

Минимум приведенных затрат для второго варианта:

З = 0.2*3978 + 2542 = 3337 тыс.руб;

Сравнение вариантов показало, что З З на 0.01 %, следовательно, варианты реконструкции электроснабжения западной части г.Канска являются равноэкономичными. Проектом предлагается для дальнейшей разработки второй вариант реконструкции электроснабжения данного района, потому что этот вариант предполагает применение новых технических решений и снижение потерь электроэнергии.

6. Расчёт токов нормального режима сети и токов к.з.

6.1 Расчёт токов нормального режима сети

Для выбора электрооборудования необходимо рассчитать токи нормального режима работы сети и определить токи короткого замыкания.

Расчёт токов нормального режима. В нормальном режиме при 100% загрузке силовых трансформаторов по линиям 6кВ протекает ток [11]:

(6.1)

По линии 0.38 кВ:

6.2 Расчёт токов короткого замыкания

Расчёт проведём в относительных единицах при базисных условиях по методике изложенной в [11]. Принимаем S_б=100МВА, U_б равным напряжению ступени к.з.

Рисунок 6.1 - Расчётная схема сети.

Параметры схемы замещения:

Система:

(6.2)

S_б - мощность трансформатора, МВА;

I_отк - номинальный ток отключения выключателя ВМПЭ - 6 [44].

Линии:

(6.3) (6.4)

где Х₀ - индуктивное сопротивление, Ом/км [5];

где r - активное сопротивление, Ом/км [5];

U_СР.Н - номинальное среднее напряжение, кВ;

? - длина линии, км;

Трансформатор:

(6.5)

U_К% - напряжение короткого замыкания, %;

(6.6)

ДP_КЗ - потери мощности в трансформаторе, кВт;

(6.7)

Рисунок 6.2 - Схема замещения.

Результирующие сопротивления до соответствующих точек К.З.:

Х_РЕЗ =Х_С1+Х_Л1 = 0+j0,291 + 0+j2.23 = 0+j2.52

Z_РЕЗ.К-1 = Х_РЕЗ = 0+j2.52

Z_РЕЗ.К-2 = Х_РЕЗ +Х_Т =0+j2.52 + 3.43+j10.7=3.43 + j13.22

Z_РЕЗ.К-3 = Х_РЕЗ +Х_л1 =3.43+j13.22 + 72.1+j11.3=75.53+j24.52

Z_РЕЗ.К-4 = Х_РЕЗ +Х_л2 =3.43+j13.22 + 48+j7.57=51.43+j20.79

Z_РЕЗ.К-5 = Х_РЕЗ +Х_л3 =3.43+j13.22 + 84+j13.25=87.43+j26.47

Z_РЕЗ.К-6 = Х_РЕЗ +Х_л4 =3.43+j13.22 + 108.1+j17.04=111.53+j30.26

Z_РЕЗ.К-7 = Х_РЕЗ +Х_л5 =3.43+j13.22 + 96.1+j15.15=99.44+j28.37

Базисные токи:

(6.8)

Токи трёхфазного короткого замыкания в расчётных точках определяются по формуле:

(6.9)

;

Токи двухфазного короткого замыкания:

(6.10)

Ударные токи короткого замыкания:

(6.11)

Ку - приняты по [44].

6.3 Расчет токов однофазного короткого замыкания.

Ток однофазного к. з. определяем по формуле [11]

,(6.12)

где - полное сопротивление трансформатора при замыкании на корпус, зависящее от мощности трансформатора и схемы соединения обмоток, Ом;- сопротивление метки фаза-ноль, Ом.

Сопротивление метки фаза-ноль определяем по формуле [11]

(6.13)

где и - удельные активные сопротивления фазного и нулевого проводов, Ом/км.

Определим токи однофазных к. з. при коротких замыканиях на концах ВЛ 0,38 кВ, отходящих от ТП-1.

Расчетная схема для определения токов однофазных к. з. приведена на рисунке 6.1, то есть остается неизменной.

Для трансформатора мощностью 400 кВА при соединении обмоток

- Ом [21].

Определяем ток однофазного к. з. в точке К-3

Сопротивление метки фаза-ноль в точке К-3 составит

Ом;

Ток однофазного к. з. в точке К-4 составит

Ом;

Ток однофазного к. з. в точке К-5 составит

Ом;

Ток однофазного к. з. в точке К-6

Ом;

Ток однофазного к. з. в точке К-7

Ом;

Расчет токов однофазного к. з. для других ТП проводим аналогично, результаты расчетов сводим в таблицы.

Таблица 6.1. Токи однофазного короткого замыкания для ТП №1

Точка к. з.	Длина петли, км	Сопротивление петли, Ом	Сопротивление трансформатора, Ом	Ток однофазного к. з., А
К-3	0,18	0,116	0,246	1161
К-4	0,12	0,077	0,246	1446
К-5	0,21	0,136	0,246	1055
К-6 К-7	0,27 0,24	0,175 0,155	0,246 0,246	894 967

7. Выбор аппаратуры защиты подстанций

7.1 Выбор автоматических выключателей

Выбираем аппаратуру защиты для ТП №1. Для защиты отходящих линий 0,38 кВ принимаем автоматические выключатели (автоматы).

Выбор автоматов производим исходя из следующих условий [34]

,(7.1)

где - номинальное напряжение автомата, В; - напряжение сети.

,(7.2)

где - номинальный ток теплового расцепителя, А; - коэффициент надежности, учитывающий разброс по току срабатывания ( [12]).

,(7.3)

где - предельно допустимый ток отключения автомата, А; - ток трехфазного к. з. в месте установки предыдущего (считая от потребителя) аппарата защиты.

Выбираем автомат для защиты линии №1 ТП №1. Определяем ток нагрузки по формуле [34]

,(7.4)

Принимаем , тогда

Для линии №1 кА. Принимаем кА. Ток срабатывания отсечки

Принимаем ток установки электромагнитного расцепителя

кА

Коэффициент чувствительности отсечки электромагнитного расцепителя

(7.5)

где - ток двухфазного к. з. в месте установки автомата.

кА.

Коэффициент чувствительности теплового расцепителя

,(7.6)

где - ток однофазного к. з. в наиболее удаленной точке защищаемого участка

Принимаем автоматический выключатель А3716ФУЗ, А.

7.2 Выбор высоковольтных предохранителей

Выбираем предохранители на стороне высокого напряжения.

Номинальный ток плавкой вставки

,(7.7)

;

А.

Принимаем предохранители ПК-6/100, номинальное напряжение 6 кВ, номинальный ток плавкой вставки - 100 А; наименьший отключаемый ток - ; наибольшая отключаемая мощность - 200 МВА.

Аналогично выбираем аппаратуру защиты для других КТП. Принятые аппараты защиты приведены в таблице (7.1).

Таблица 7.1. Аппараты защиты

№ ТП	Место установки	Тип аппарата	Примечания
1	Ввод 6 кВ Линия №1 Линия №2 Линия №3 Линия №4 Линия №5	Предохранители ПК 6/100 Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3726ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3726ФУЗ	IН.вс=100 А IН.а=100 А IН.а=100 А IН.а=250 А IН.а=100 А IН.а=250 А
2	Ввод 6 кВ Линия №1 Линия №2 Линия №3 Линия №4	Предохранители ПК 6/100 Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУ3	IН.вс=60 А IН.а=100 А IН.а=100 А IН.а=80 А IН.а=80 А
3	Ввод 6 кВ Линия №1 Линия №2 Линия №3 Линия №4	Предохранители ПК 6/100 Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ	IН.вс=60 А IН.а=80 А IН.а=80 А IН.а=100 А IН.а=100 А
4	Ввод 6 кВ Линия №1 Линия №2 Линия №3 Линия №4 Линия №5	Предохранители ПК 6/100 Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3726ФУЗ	IН.вс=60 А IН.а=100 А IН.а=80 А IН.а=100 А IН.а=100 А IН.а=250 А
5	Ввод 6 кВ Линия №1 Линия №2 Линия №3 Линия №4	Предохранители ПК 6/100 Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ	IН.вс=100 А IН.а=100 А IН.а=80 А IН.а=80 А IН.а=100 А
6	Ввод 6 кВ Линия №1 Линия №2 Линия №3 Линия №4	Предохранители ПК 6/100 Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ	IН.вс=60 А IН.а=60 А IН.а=80 А IН.а=100 А IН.а=100 А
7	Ввод 6 кВ Линия №1 Линия №2 Линия №3 Линия №4 Линия №5	Предохранители ПК 6/100 Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ	IН.вс=60 А IН.а=60 А IН.а=60 А IН.а=80 А IН.а=80 А IН.а=80 А
8	Ввод 6 кВ Линия №1 Линия №2 Линия №3 Линия №4	Предохранители ПК 6/100 Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ	IН.вс=60 А IН.а=100 А IН.а=80 А IН.а=80 А IН.а=100 А
9	Ввод 6 кВ Линия №1 Линия №2 Линия №3 Линия №4 Линия №5	Предохранители ПК 6/100 Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3726ФУЗ Автомат А3716ФУЗ	IН.вс=100 А IН.а=100 А IН.а=100 А IН.а=80 А IН.а=250 А IН.а=100 А
10	Ввод 6 кВ Линия №1 Линия №2 Линия №3 Линия №4 Линия №5	Предохранители ПК 6/100 Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ	IН.вс=60 А IН.а=60 А IН.а=80 А IН.а=80 А IН.а=80 А IН.а=80 А
11	Ввод 6 кВ Линия №1 Линия №2 Линия №3 Линия №4 Линия №5	Предохранители ПК 6/100 Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ	IН.вс=60 А IН.а=80 А IН.а=60 А IН.а=60 А IН.а=80 А IН.а=60 А
12	Ввод 6 кВ Линия №1 Линия №2 Линия №3 Линия №4	Предохранители ПК 6/100 Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3726ФУЗ Автомат А3726ФУЗ	IН.вс=100 А IН.а=100 А IН.а=100 А IН.а=250 А IН.а=250 А
13	Ввод 6 кВ Линия №1 Линия №2 Линия №3 Линия №4	Предохранители ПК 6/100 Автомат А3716ФУЗ Автомат А3716ФУЗ Автомат А3726ФУЗ Автомат А3726ФУЗ	IН.вс=100 А IН.а=100 А IН.а=100 А IН.а=250 А IН.а=250 А

8. Монтаж СИП

8.1 Общие положения

До начала монтажа СИП должны быть выполнены следующие работы [5]:

- подготовлена трасса воздушной линии электропередачи с самонесущими изолированными проводами (в дальнейшем ВЛИ);

- собраны и установлены в проектное положение опоры;

- выполнено устройство защит на переходах через инженерные сооружения;

- на вводах в здания установлена необходимая арматура для анкерного крепления проводов вводов;

доставлены на трассу барабаны с СИП и механизмы для раскатки. 1.

Монтаж СИП производится при температуре окружающего воздуха не ниже минус 20°С.

Работы по монтажу СИП выполняет бригада в следующем составе:

- электромонтёр 5 разряда (бригадир) - 1 чел. ;

- электромонтёр 4 разряда - 1 чел. ;

- электромонтёр 3 разряда - 2 чел. ;

- шофер 5 разряда - 1 чел.

Все электромонтёры должны быть оснащены:

- каской строительной по ГОСТ 12.4.087-84;

- поясом предохранительным по ГОСТ 12. 4. 089-86;

- лазами монтерскими по ТУ 34-09-10129-89;

- рукавицами по ГОСТ 12. 4. 010-75.

Для развозки по трассе ВЛИ линейной арматуры и бригадного инструмента используется бригадная машина, укомплектованная в обязательном порядке медицинской аптечкой и бачком для питьевой воды с кружкой.

Комплекты средств механизации, приспособлений и инструмента приведены в [таб.14.1, лит5]

8.2 Раскатка СИП в анкерном пролете

Технология раскатки СИП предусматривает следующие виды работ [5]:

- снятие обшивки с барабана;

- установка барабана с СИП на раскаточное устройство;

- установка механизма для раскатки СИП на анкерной опоре;

- раскатка троса-лидера с одновременной подвеской на опорах монтажных роликов;

- раскатка СИП в анкерном пролете.

Подготовка и условия выполнения раскатки.

До начала работ по раскатке СИП следует на расстоянии 10-15 м от анкерной опоры [лист7] подготовить площадку, установить и надежно закрепить на ней раскаточное устройство (колесно-кабельный транспортер или кабельные домкраты). Подкатить к раскаточному устройству барабан с СИП, подготовить комплект раскаточных роликов, перемотать из бухты на металлическую катушку трос-лидер. Состав комплекта раскаточных роликов и их количество зависят от числа промежуточных и анкерных опор в пролете. Развозка раскаточных роликов и бригадного инструмента по трассе производится бригадной машиной.

Бригада разделяется на два звена, которые ведут работы параллельно. Одно звено в составе двух электролинейщиков готовит к раскатке барабан с СИП, другое звено в составе трех электролинейщиков закрепляет на опоре механизм для раскатки СИП и производит раскатку троса-лидера с одновременной подвеской монтажных роликов и комплектов крепления поддерживающих зажимов на опорах монтируемого участка ВЛИ.

Два электромонтёра удаляют наружную обшивку, защищающую СИП при транспортировке. Поверхности щек барабана должны быть полностью освобождены от гвоздей и других острых предметов, способных повредить изоляцию СИП в процессе раскатки; в случае необходимости ремонтируют поврежденную обшивку щек барабана. Производится осмотр наружных витков провода; отмечаются обнаруженные повреждения изоляции для следующего ремонта. Разворачивают барабан с СИП относительно оси раскатки таким образом, чтобы после его установки на раскаточное устройство и в процессе раскатки провод сходил с верхней части барабана.

Лебедкой, смонтированной на раме колесно-кабельного транспортёра, устанавливают барабан. При установке на кабельные домкраты в отверстия щек барабана вставляется ось вращения, которая закрепляется в ложементах домкратов. Барабан поднимают над поверхностью земли одновременным вращением грузовых винтов домкратов.

После установки на раскаточное устройство с барабана сматывают вручную в сторону раскатки 10-15 м СИП, проверяют плавность вращения барабана и надежность его закрепления на раскаточном устройстве.