Развитие сетей Калачинского РЭС: реконструкция ВЛ 0,4 кВ от ТП №64, ф1, ф

метки: Электрический, Реконструкция, Провод, Линия, Пересечение, Нести, Сечение, Нагрузка

В России находится в эксплуатации более 1 млн.км. воздушных электрических линий (ВЛ) напряжением 0,4 кВ. Технические характеристики и состояние этих ВЛ не в полной мере отвечают современным требованиям потребителей. Львиная доля их была построена в 60-70е годы. Сегодня более 125000км ВЛ-0,4 кВ находится в аварийном состоянии. В до перестроечные годы ежегодно заменялось около 50000км. В последнее десятилетие прокладывается не более 5000км новых сетей ежегодно. А между тем срок службы ВЛ, в среднем равняется 30-35 годам, то есть в ближайшее время количество аварий на них будет возрастать в геометрической прогрессии.

ВЛ 0,4 кВ построены, в основном, с использованием голых алюминиевых проводов малых сечений, которые не выдерживают гололёдных и ветровых нагрузок. Примерно 1/3 ВЛ работает больше нормативного срока и требует реконструкции в соответствии с действующими нормами.

Для устойчивого электроснабжения потребителей сельских территорий требуется восстановить или реконструировать более 450000км ВЛ- 0,4 кВ.

В новых и реконструируемых ВЛ- 0,4 кВ предусматривается применение, в основном, самонесущих изолированных проводов (СИП) различных конструкций повышенного сечения.

По оценке специалистов РАО ЕЭС в настоящее время ВЛ в России находятся в состоянии, которое позволит обеспечить надежное электроснабжение потребителей только примерно до 2015 года. Для преодоления негативных тенденций следует скоординировать инвестиционную политику и предусмотреть приоритетное выделение средств на развитие электрических сетей.

И совершенно очевидно, что сегодняшнее переоснащение ВЛ необходимо вести с применением новых технологий, одной из которых является применение ВЛИ с самонесущим изолированным проводом (СИП).

Применение СИП на ВЛ коренным образом меняет практику проектирования, строительства и обслуживания воздушных линий с СИП (ВЛИ).

Применение СИП позволяет значительно повысить уровень механизации работ, резко сократить затраты на обслуживание и увеличить нормативный срок службы линий до 40 лет, повысить надёжность электроснабжения.

В связи с этим, РАО «ЕЭС России» своим письмом от 26.06.2000 рекомендовало при выдаче технических условий на подключение абонентов, проектировании, новом строительстве и техническом перевооружении применять СИП.

Объектом исследования являются электрические сети 0,4 кВ Калачинского РЭС Восточных электрических сетей филиала ОАО«МРСК Сибири»- «Омскэнерго».

Топливно-энергетический комплекс России: состояние, проблемы ...

... на заметное место на международной арене могут лишь страны с развитым топливно-энергетическим комплексом, способные обеспечить свою энергетическую независимость и возвести на ее основе мощную экономику. Надо сказать, что Россия ... экономики, поскольку электрическая и тепловая виды ... сетей выработали свой ресурс и нуждаются в замене, причем до 20% из них находятся в аварийном состоянии. Между тем ... работ

Цель работы — анализ состояния воздушных линий 0,4 кВ и расчет проекта реконструкции ВЛ- 0,4 кВ от ТП № 64, ф1,ф2.

Реконструкция как схема развития электрических сетей

При развитии электрических сетей имеют место следующие виды работ: новое строительство, расширение и реконструкция.

Новое строительство — это сооружение новых линий электропередачи и подстанций независимо от причин, вызывающих его, а именно:

• сооружение участка сетей для присоединения новых потребителей, а также для повышения пропускной способности действующих сетей и надежности электроснабжения действующих потребителей;
• сооружение участков сетей взамен выбывающих по ветхости и износу;
• сооружение новых участков сетей в связи с изменением конфигурации действующих сетей, включая вынос сетей с мест будущей застройки, с зон затопления;

— Расширение подстанции — это установка на действующей однотрансформаторной подстанции второго трансформатора и необходимого в связи с этим оборудования, выполнение при необходимости строительных работ. Расширение сетей в основном относится только к подстанциям.

Реконструкция действующих электрических сетей это- изменение электрических параметров сетей (линий и подстанций) при сохранении (частично или полностью) строительной части объектов, а также установка дополнительных аппаратов и оборудования в этих сетях для увеличения пропускной способности или надежности электроснабжения потребителей.

Необходимость реконструкции действующих сетей возникает в связи сростом электрических нагрузок после достижения расчетных проектных нагрузок (5-7 лет по нормам) в результате расширения существующих или появления новых потребителей, присоединяемых к этим сетям, а также в связи с необходимостью повышения надежности электроснабжения потребителей.

Реконструкция позволяет повышать пропускную способность действующих сетей, улучшать качество электроэнергии и надежности электроснабжения при минимальных затратах, то есть позволяет наиболее рационально материально-технические ресурсы, что является одной из основных задач проектирования сетей.

К реконструкции относятся следующие виды работ:

• замена проводов на ВЛ 0,4 и 10 кВ на провода с большей пропускной способностью при сохранении строительной части этих ВЛ;
• перевод электрических сетей 6 кВ на напряжение 10 кВ,

замена выключателей, трансформаторов и другого оборудования в связи с моральным износом, изменением мощности или напряжения;

• установка средств компенсации реактивной мощности;
• установка секционирующих пунктов, устройств автоматизации и диспетчерско-технологического управления и связи в сетях 10 кВ;
• усиление ВЛ, на которых нагрузки от ветра и гололёда превосходят расчетные.

  2.

Реконструкция ВЛ-0.4 кВ самонесущим изолированным проводом

В последние годы в России ведется активное строительство новых и реконструкция старых линий электропередач в распределительных сетях 0,4-10кВ. Одно из современных требований, предъявляемых к реконструкции воздушных линий, — это применение самонесущих изолированных проводов (СИП).

Производство связи

... потенциальную опасность для вашего здоровья. Паниковать причины нет. Однако стоит по возможности оградить себя от потенциальных проблем со здоровьем. Ведь тем и отличается ... результатах исследований не отмечено свидетельств вредного воздействия РП на человека. Сотовая связь обеспечивается радиопередающими базовыми станциями и мобильными радиотелефонами пользователей-абонентов. Среди установленных ...

Применение СИП взамен неизолированных проводов обусловлено, прежде всего, надёжностью и безопасностью эксплуатации, снижением затрат на монтаж и эксплуатацию проводов. При строительстве ЛЭП с использованием СИП снимается большинство ограничений по монтажу, предъявляемых к неизолированным проводам, что, в свою очередь, приводит к более широкому применению СИП.

Многолетний опыт эксплуатации воздушных линий электропередачи традиционного исполнения, то есть выполненных голыми проводами, показал ряд их существенных недостатков:

• повышенную опасность для населения из-за большого числа случаев обрывов проводов;
• возможность прикосновения людей к неизолированным проводам и случайных прикосновений негабаритных предметов;

частые отключения ВЛ из-за механических набросов на провода,

схлест проводов при ветре и перекрытии ветвями деревьев;

• подверженность гололедно-ветровым воздействиям, приводящим зачастую к авариям и длительным отключениям потребителей;
• необходимость регулярного проведения обрезки ветвей деревьев и нанесение вреда деревьям ценных пород.

Повреждаемость линий традиционной конструкции практически стабильна, а причины повреждений следующие:

• отсутствие контакта на вводе и на линии — 29%;
• перегорание предохранителей — 32%;
• обрыв вводов — 32%.

Надежность самонесущих изолированных проводов складывается из следующих критериев:

на стадии строительства:

1) Возможность строительства ЛЭП с минимальными затратами, связанными с подготовкой трассы;

2) Возможность применения на ЛЭП стоек обычной длины, что иногда позволяет отказаться от строительства вторых линий по обеим сторонам улицы за счёт рационального использования габарита стоек;

• Возможность применения более коротких стоек, чем обычные;
• Возможность выполнения переходов через инженерные сооружения и естественные преграды большими пролётами;
• Возможность строительства ЛЭП без опор по фасадам зданий и сооружений;
• Возможность строительства многоцепных ЛЭП;
• Возможность применения СИП в распределительных устройствах 0,4 кВ в трубах, металлорукавах, использование СИП для внутренней электропроводки;

• Монтажные работы на ЛЭП требуют меньших трудозатрат;
• Возможность совместной подвески на опорах проводов с разным уровнем напряжения и с телефонными линиями;
• СИП позволяют использовать гибкие проектные решения обеспечивающие компактность прохождения ЛЭП по населённой местности;

на стадии эксплуатации:

1) Длительный срок эксплуатации (до 40 лет) без замены проводов и подвесной арматуры;

2) Сокращение объёмов аварийно-восстановительных работ;

• Снижение падения напряжения вследствие малого реактивного сопротивления;
• Пожаробезопасность, которая основана на исключении короткого замыкания при схлёстывании;
• Высокая безопасность обслуживания и работ вблизи ЛЭП.

Провода защищены от схлестывания;

• На проводах практически не образуется гололед;
• Существенно ограничен несанкционированный отбор электроэнергии;
• Исключено воровство проводов, так как они не подлежат вторичной переработке;
• Возможно подключение абонентов и новые ответвления под напряжением;
• Нет необходимости в вырубке просеки перед прокладкой и в процессе эксплуатации;
• Высокая механическая прочность проводов и соответственно невозможность их обрыва;
• Снижение энергопотерь в ЛЭП за счет уменьшения реактивного сопротивления изолированного провода по сравнению с «голым»;
• Возможность прокладки СИП по фасадам зданий, а также совместной подвески с проводами низкого, высокого напряжения, линиями связи, что дает существенную экономию на опорах.

Список можно продолжать, но и этого уже достаточно для того, чтобы обосновать безоговорочную необходимость использования СИП.

Кабель (электротехника)

... в действие ГОСТ Р 53768-2010 «Провода и кабели для электрических установок на номинальное напряжение 450/750 В включительно. ОТУ» и ГОСТ Р ... горения. [13] В России выпускались кабели на напряжение 110—500 кВ с необходимой арматурой. С 2005 года сняты с производства и в ... в метрополитенах Западной Европы было запрещено в конце 1970-х годов. [18] Для решения проблем, связанных с выделением HCl и ...

На основании положительного опыта применения энергосистемами самонесущих изолированных проводов, был издан директивный документ РАО «ЕЭС России» №ОБ-5145 от 26.06.2000 «О применении самонесущих изолированных проводов при строительстве и реконструкции».

3. Из истории создания самонесущего изолированного провода

Пионерами в области применения самонесущих изолированных проводов принято считать Францию и Финляндию — энергетики и проектировщики именно этих стран первыми в Европе занялись разработкой стандартов в области проектирования и правил устройства воздушных линий с изолированными (ВЛИ) и защищёнными (ВЛЗ) проводами. Впоследствии и другие страны разрабатывали свои системы воздушной подвески, но, как правило, за основу их принимались уже утверждённые в эксплуатацию европейские стандарты. провод электрический изолированный напряжение

Во Франции первые связки изолированных проводов ВЛ появились в 1955 году и представляли из себя медные жилы в резиновой изоляции с оболочкой из неопрена. Поначалу они устанавливались на фасадах зданий, заменяя голые медные провода на изоляторах. С 1962 года в качестве изоляции стали применять ПВХ, который к 1977 году был полностью вытеснен светостабилизированным полиэтиленом сетчатой структуры. В качестве токоносителя быстро распространилось применение алюминия, что объясняется его стоимостью и более привлекательным соотношением между весом и электрической проводимостью. Наконец окончательно широкое распространение получили самонесущие изолированные провода марки «Торсада», выпускаемые заводом «Каблери Де Ланс», в которых несущий провод выполнен из термоупрочнённого алюминиевого сплава «альмелек», имеет сечение 54,6 или 70 кв.мм и всегда изолирован, т.к. по французским стандартам нулевой несущий провод является токонесущим, хотя и заземлён в нескольких точках.

Разработку ВЛ с изолированными проводами в скандинавских странах подтолкнула необходимость уменьшить последствия от повреждений, вызванных суровыми климатическими условиями в данном регионе. Одновременно с этим назрела необходимость более узких трасс электролиний, особенно в условиях плотной городской застройки.

Разработка системы подвесного скрученного кабеля АМКА началась в 1958 году в Финляндии на предприятии NOKIA KABEL как системы воздушных подвесных проводов низкого напряжения. Система представляет собой скрученные вокруг голого несущего нулевого провода фазных изолированных жил, изоляция которых выполнена из термопластичного полиэтилена. Параллельно были разработаны провода со сшитым полиэтиленом марки АХКА, а также системы АМКА-Т и АХКА-Т — с изолированным несущим тросом для тропических районов с повышенной влажностью.

Система зажигания автомобиля

... Контактная система зажигания (рис.1) состоит из: катушки зажигания, прерывателя тока низкого напряжения, распределителя тока высокого напряжения вакуумного и центробежного регуляторов опережения зажигания, свечей зажигания, проводов низкого и высокого напряжения, включателя зажигания. Катушка зажигания (рис. ...

В настоящее время системой АМКА оборудовано более 170 тыс.км ВЛ-0,4кВ в Финляндии (около 80%).

Система АМКА применена также более чем в 30 странах таких частей света, как Южная Америка, Африка, Азия, Ближний и Дальний Восток: в Перу — в 1981 году, в Саудовской Аравии — с 1984 года, в Непале — с 1986 года, в горных районах Гималаев — 1989 год. Применение изолированных проводов в южных и горных районах не представляло проблемы, т.к. изоляция ВЛИ стойка к воздействию ультрафиолета и озона.

Потребность в изолированных проводах среднего класса напряжения была реализована разработкой проводов SAX. Первая прокладка изолированных проводов ВЛ-20 кВ осуществлена в 1976 году — это так называемая система ПАС — усиленные алюминиевые провода в пластмассовой изоляции. Позднее, в 1981 году в Финляндии была построена первая линия системы SAX, где изоляция проводов была выполнена из полиэтилена. В 1984 году в эксплуатацию принята вибростойкая система SAX, оборудованная также устройствами защиты от электрической дуги.

В настоящее время система SAX подразумевает и включает в себя защищённые провода с изоляцией из силаносшиваемого полиэтилена, оборудованные соответствующей линейно-сцепной арматурой, устройствами грозозащиты, виброзащиты и монтажные принадлежности, относящиеся к ним. В Швеции первые ВЛЗ появились в 1985 году — 3000 км, в Норвегии первые ВЛЗ — в 1986 году построено 2000 км.

На российском рынке СИП появились как импортная разработка в конце 80-х годов, причем одновременно двумя путями — из Финляндии (фирма Nokia ) и из Франции (компания Alkatel).

Трудно определить сейчас, кто из этих производителей первым обратил внимание на Россию, да это и не так важно. Главное, что системы СИП у них были разные. И в тех регионах, где эти фирмы вели себя наиболее активно, продвигались соответствующие системы. Чуть позже начало развиваться производство СИП и в России.

Разработка и проектирование отечественных СИП были начаты в 1987 году на Иркутском кабельном заводе. В 1991 году по ТУ 16.К71-120-91 были запущены в опытное производство провода марок САПт, САСПт, САПсш и САСПсш. Первая ВЛИ с применением этих проводов в России была смонтирована в Краснодарском крае в 1994 году в станице Васюринской Динского района. Её протяжённость составляла 3,5 км.

На сегодняшний день в России около 36 крупных кабельных заводов. Кроме того, имеется ряд небольших изготовителей. Наиболее известные на кабельном рынке следующие изготовители:

• «Камкабель» (г. Пермь на Урале) — самый крупный производитель кабеля в России, основная специализация — силовые кабели среднего напряжения;
• «Москабельмет» (Москва) — производит широкий диапазон изделий.

Имеет совместное предприятие с концерном «AББ» под названием «AББ Москабель», которое первым в России начало производство силовых кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена напряжением 10-35 кВ. В 1999 г. было создано совместное предприятие с фирмой «Fujikura» для производства волоконно-оптических кабелей. Компания также имеет долю в фирме Elkat, производящей медную катанку;

• «Электрокабель» (г. Кольчугино) — выпускает широкий ассортимент низковольтных кабелей, в 2005 году освоил производство силовых кабелей низкого и среднего напряжения с изоляцией из сшитого полиэтилена, ранее начато производство аналогичных кабелей низкого напряжения;
• «Самаракабель» (Самара) — одна из ведущих компаний — производителей кабелей связи в России, благодаря своему совместному предприятию с компанией Corning является также ведущим производителем волоконно-оптических кабелей;

— «Севкабель» (Санкт-Петербург) — производит низковольтные кабели и кабели связи широкого диапазона. Имеет несколько дочерних фирм. Недавно на заводе начато производство силовых кабелей марки NYY, был освоен выпуск силовых кабелей низкого, среднего и высокого напряжения с изоляцией из сшитого полиэтилена, был расширен ассортимент пожаробезопасных кабелей с улучшенными характеристиками.

4. Общая конструкция и виды самонесущего изолированного провода

Самонесущий изолированный провод — это конструкция изолированных самонесущих проводов из трёх изолированных жил, представляющих пучок, скрученный вокруг несущего троса таким образом, чтобы механическая нагрузка смонтированного провода воспринималась только несущим тросом.

Жилы выполнены из одной или нескольких скрученных алюминиевых проволок круглого сечения. В качестве изоляции применяются традиционный светостабилизированный полиэтилен высокой плотности или сшитый полиэтилен черного цвета, который обладает более высокой нагревостойкостью и поэтому более перспективен.

Несущий трос круглого сечения скручен из семи проволок, изготовленных из алюминиевого сплава, и может использоваться как нулевой провод. Для монтажа изолированных проводов разработаны различного типа зажимы простой конструкции. Освоено производство ответвительных зажимов для выполнения вводов в жилые дома. Монтаж этих зажимов возможен без удаления изоляции с магистрального и ответвительного проводов.

Итак, в настоящее время, существуют системы СИП обладающие определенными преимуществами и недостатками.

Рассмотрим данные системы :

• Система СИП AMKA («финская» система),
• Torsada («французская» система),
• EX Four Core ALUS («шведская» система)
• Марка СИП в России СИП-1, СИП-2А, СИП-4

Наибольшее распространение в России сейчас получили две системы СИП: финская АМКА с «голым» несущим нулевым проводом и французская «Торсада» с изолированным несущим нулевым проводом, вокруг которых скручены изолированные фазные провода. Однако в середине 70-х годов прошлого века появилась еще одна, более современная система, разработанная в Германии, в которой отсутствует отдельный несущий элемент, т.е. все фазные и нулевой провод выполняют несущие функции. Нечто подобное такой системе имеется и в «Торсада», но так выполнены лишь провода абонентского ответвления сечением не более 25 мм ² . В новой системе подобную конструкцию имеет сам магистральный провод. Парадоксально, но эта система почему-то известна в России как «шведская», еще имеет наименования АLUS, или ЕХ, или Four Core. В качестве основной она используется в Германии, Швеции, Норвегии, Великобритании, Польше, Чехии, Словакии, в Украине. В России наибольшим опытом эксплуатации четырехпроводных систем обладают энергетики Калининградской области, куда провод поступает из Польши с маркировкой AsXn и AsXsn. В Финляндии подобный провод выпускается под маркой АМК-Т. По российской терминологии четырехпроводная система обозначается как СИП-4, СИПс-4, СИПн-4, СИП-2АF или четырехпроводная система.

Система, известная у нас как французская система Torsada (производитель NEXANS), или АМКА-Т, по европейскому гармонизированному стандарту HD 626, или как СИП-2А по российской терминологии, возникла, когда появилась необходимость защитить «голый» несущий провод от влияния корродирующих элементов в воздухе. Это актуально на побережье соленых морей, на территориях с тропическим или близким к нему климатом. В России применение этой системы необходимо лишь на побережье Черного моря. Защита несущего провода в этой системе достигнута тем же изоляционным слоем, что и на фазных проводах.

СИП-2А характеризуется тем, что вокруг изолированного несущего нулевого провода скручены изолированные фазные провода. Несущий трос выполнен из алюминиевого сплава высокой прочности. Изоляция выполнена из силанольно-сшитого полиэтилена. Ее температурные характеристики: 90 ^о С в долговременном режиме, 130 ^о С в режиме длительной перегрузки (до 8 часов в сутки) и 250 ^о С в режиме токов КЗ. Высокие температурные параметры изоляции действительно говорят в пользу этого провода. Нагрузить линию в номинальном режиме сложно даже до температуры в 70 ^о С, но высокий уровень токов КЗ действительно важен при перегрузках. Поэтому обязательно нужно выяснить необходимость высокого уровня изоляции для конкретной линии и соотнести с ценовой характеристикой системы.

Но для несущего изолированного провода существует наиболее важная и очень сложная проблема — подвеска такого провода на опорах. Дело в том, что вся механическая нагрузка линии ложится на этот самый изоляционный слой.

К примеру, несущий провод 70 мм ² в СИП 3х50+70 имеет разрывную прочность около 20 кН. Соответственно, если нагрузить линию так же, как нагружают «голый» несущий провод, изоляция может разорваться, особенно при монтаже прокалывающих герметичных зажимов с режущими ножевыми зубьями. Понимая это, разработчики проектов вынуждены предусматривать достаточно короткие анкерные пролеты в линиях, причем сами подвесные элементы выполнять значительно меньшей, но нормированной разрывной прочности. При этом, во-первых, линия оказывается перенасыщенной достаточно дорогими анкерными зажимами, а во-вторых, даже при незначительной механической перегрузке или воздействии на провод арматура разрушается, причем на нескольких опорах разом.

СИП-4 — провод без несущего троса, в котором 4 проводника из уплотненных алюминиевых жил равного сечения. Изоляцией в этих проводах является термопластичный атмосферостойкий полиэтилен высокого давления (ПЭВД).

Все изолированные проводники скручены между собой, в отличие от СИП-1 и СИП-2, в которых фазные провода скручены вокруг несущего троса. Крепление такого провода осуществляется как в анкерных, так и в поддерживающих зажимах сразу за все 4 провода, поэтому и суммарная разрывная прочность и суммарная допустимая нагрузка в этом проводе больше, чем в несущем тросе проводов СИП -1А и СИП-2А равного сечения. Цена на этот провод меньше, чем на аналогичный провод СИП-1А и СИП-2А за счет того, что цена на алюминий ниже цены на алюминиевый сплав. Упрощается и процесс изготовления провода, т.к. отпадает потребность длительной термической обработке проволок из алюминиевого сплава.

Очевидно, что от внедрения провода СИП-4 выиграет как производитель, так и потребитель.

Следует отметить, что при скрутке проводов СИП-4 используется новая технология, обеспечивающая самосброс налипшего мокрого снега и гололеда. Принцип сбрасывания снега основан на нарушении состояния неустойчивого равновесия под действием дополнительной нагрузки от мокрого снега.

Кроме СИП-4 выпускаются совершенно новые марки:

СИПс-4 с изоляцией из сшитого полиэтилена.

СИПн-4 с изоляцией из полимерной композиции не распространяющей горение.

Применяемый материал изоляции определяет и свойства проводов и область их применения. Так провода с изоляцией из сшитого полиэтилена марки СИПс-4 обладают большей допустимой температурой на жиле, по отношению к проводам СИП-4 и СИПн-4, что позволяет передавать по ним и большую мощность (примерно на 30%).

Более высокая допустимая температура на жиле при коротком замыкании обеспечивают и большую устойчивость проводов СИПс-4 при режиме короткого замыкания.

5. Основные электротехнические параметры СИП (на примере СИП «Торсада»)

Эти провода изготавливаются французской фирмой «Cableris de lens» и совместным российско-французским предприятием «Элсика».

В электросетевом строительстве применяются 2 вида проводов «Торсада»: один — для магистральных участков линий электропередач, проложенный в сельской местности или в районах с малой плотностью потребления электроэнергии, другой — для ответвлений, отходящих от магистральных участков и подключаемых к абонентам электросети.

Провод «Торсада», используемый для магистральных участков электросети, состоит из несущего нулевого провода, вокруг которого скручен в жгут три фазных алюминиевых провода и (при необходимости) контрольные провода и провода наружного освещения. Провод «Торсада», применяемый для ответвлений и прокладки по фасадам зданий, состоит их фазных проводов и (при необходимости) проводов управления, скрученных в жгут. Каждый из проводов, включая несущий, защищен изоляционной оболочкой сшитого экструзиционного полиэтилена черного цвета.

Изоляция проводов «Торсада» устойчива к воздействию ультрафиолетового излучения и озона в течение всего срока службы, составляющего не менее 25 лет, а также в различных климатических условиях. Провода обладают механической и электрической стойкостью в диапазоне температур от -45 ^о С до +85^о С, влагонепроницаемостью, не поддерживают горение.

Провода «Торсада» подвешиваются на опорах воздушных линий электропередачи и прокладываются по фасадам зданий.

Фазные провода «Торсада» изготавливаются из алюминиевых жил; несущий нулевой провод из сплава «альмелек», по прочности не уступающего стали (разрывное усилие 324 Н/мм ² ).

В целях оптимизации количество соединительной арматуры сечение нулевого провода принято 54,6 мм² для фазных проводов всех сечений.

В последние годы начали выпускать фазные алюминиевые провода сечением 150 мм ² . Кроме того, разработана конструкция несущего провода сечением 70 мм² для подвески фазных проводов сечением 150 мм² , а также однофазных ответвлений на токи до 90А (с учетом их развития).

Основные технические параметры проводов «Торсада», прокладываемых на магистральных участках трассы (три фазных провода, несущий нулевой провод, провода наружного освещения), приведены в таблице 1.

Для проводов «Торсада» испытательное напряжение переменного тока составляет 4 кВ, испытательное напряжение ударной волны 1,2/50 мкс положительной и отрицательной полярности — 20 кВ.

Маркировка проводов «Торсада» выполняется следующим образом: на изоляции фазных проводов по всей их длине с интервалом в 1 метр выдавливаются и заливаются белой краской цифры 1,2 или 3; на проводе наружного освещения выдавливается «Ер1» или «Ер2», на нулевом проводе — RITILENS 286 и номер французского стандарта NEC 33-209, в соответствии с которым изготовлен провод.

Провода «Торсада» комплектуются арматурой. Комплект включает анкерную и поддерживающую арматуру, соединительную арматуру для магистральных проводов, зажимы для проводов ответвлений.

Таблица 1 — Технические характеристики изолированных проводов 0,4 кВ «Торсада»

Сечение жилы	Диаметр, мм					Общая масса СИП, кг/км	Макс. Линейное сопротив. жилы 20С/Ом/км		Сила тока в пост. Режиме, А		Масса проводников, кг/км
	мин. Жилы		проводника		«Торсада»		Фаза	НО	Фаза	НО	Фаза	НО
	Фаза	НО	Фаза	НО
3*25+54,6	5,8	*	8,6	*	24	531	1200	*	97	*	104	218
3*25+54,6+16	5,8	4,6	8,6	7,1	25	600	1200	1,910	97	74	104	218
3*25+54,6+2*16	5,8	4,6	8,6	7,1	26,5	670	1200	1,910	97	74	104	218
3*35+54,6	6,8	*	10,2	*	24,6	644	0,868	*	118	*	142	218
3*35+54,6+16	6,8	4,6	10,2	7,1	25,5	713	0,868	1,910	118	74	142	218
3*35+54,6+2*16	6,8	4,6	10,2	7,1	25,5	781	0,868	1,910	118	74	142	218
3*50+54,6	7,9	*	11,2	*	27	773	0,641	*	141	*	185	218
3*50+54,6+16	7,9	4,6	11,2	7,1	28,5	841	0,641	1,910	141	74	185	218
3*50+54,6+2*16	7,9	4,6	11,2	7,1	30	990	0,641	1,910	141	74	185	218
3*70+54,6	9,7	*	13,3	*	30	994	0,443	*	180	*	259	218
3*70+54,6+16	9,7	4,6	13,3	7,1	32,2	1063	0,443	1,910	180	74	259	218
3*70+54,6+2*16	9,7	4,6	13,3	7,1	33	11431	0,443	1,910	180	74	259	218
3*70+70	9,7	*	13,3	*	32	1034	0,443	*	213	*	259	260
3*70*70+16	9,7	4,6	13,3	7,1	33	1103	0,443	1,910	213	74	259	260	9,7	4,6	13,3	7,1	34	1172	0,443	1,910	213	74	259	260
3*150+70	13,9	*	17,3	*	40	1684	0,206	*	335	*	489	260
3*150*70+16	13,9	4,6	17,3	7,1	41	1753	0,206	1,910	335	74	489	260
3*150*70+2*16	13,9	4,6	17,3	7,1	42	1822	0,206	1,910	335	74	489	260

Выбор сечения токопроводящих жил СИП по длительности допустимому току выполняют с учетом требований, указанных в таблице 2, которые относятся и в ВЛИ до 1 кВ с неизолированными проводами, выбор сечения проводников по нагреву, по экономической плотности тока.

Необходимо иметь ввиду, что неизолированные провода ВЛН 0,4 кВ охлаждаются воздухом эффективнее, чем изолированные. Для сравнения приведем допустимые длительные токи нагрузки для неизолированных проводов марок А и АС (таб. 2).

На ВЛИ все виды механических нагрузок и воздействий на СИП воспринимает несущий нулевой провод.

Допустимые механические нагрузки в несущем проводе СИП «при этих условиях приведены в таблице 3. В механических расчетах несущего провода принимают, например, физическо-механические характеристики по технической информации на СИП, указанной в таб 4

Таблица 2 — Допустимый длительный ток для неизолированных проводов по ГОСТ 839-80.

Номинальное сечение проводов, мм 2	Ток для проводов марок, А
	А	АС
10	—	84
16	105	111
25	136	142
35	170	175
50	215	210
70	265	265
95	320	330
120	375	390
150	440	450

Таблица 3 — Допустимое механическое напряжение в несущем нулевом проводе СИП

Номинальное сечение несущего нулевого провода СИП, мм 2	Допустимое напряжение, % предела прочности при растяжении
	при наибольшей внешней нагрузке и низшей температуре	при среднегодовой температуре
25. ..35	35	30
50…95	40	30

По условиям механической прочности от расчетной толщины стенки гололеда на магистралях ВЛИ до 1 кВ и на ответвлениях в вводам применяются СИП с сечением жил несущего нулевого провода, не менее приведенных в таблице 5.

Таблица 4 — Расчетное ветровое давление на высоте 10 м над поверхностью земли

Район по ветру	Расчетное ветровое давление, W o , Па (скорость ветра, м/сек)
	Местность
	В*	А*
I	250(20)	400(25)
II	300(22)	500(29)
Ш	400(25)	650)32)
IV	550(29)	800(36)
V	700(33)	1000(40)
VI	850(37)	1250(45)
VII	1000(40)	1500(49)
Особый	I150 и более (43 и более)*	1750 и более (53 и более)**
* В — населенная местность; А — ненаселенная местность.

Таблица 5 — Расчетная толщина стенки гололеда для высоты 10 м над поверхностью земли

Район по ветру	Расчетная толщина стенки гололеда, мм
	Местность
	В*	А*
I	10	10
II	10	15
III	15	20
IV	20	25
V	25	30
VI	30	35
VII	35	40
Особый	40 и более	45 и более
* В — населенная местность; А — ненаселенная местность.

Таблица 6 — Расчетная линейная механическая нагрузка от давления ветра на провод, покрытый гололедом

Район по ветру	Расчетная линейная нагрузка от давления ветра на провод, покрытый гололедом, Q, Н/м
	Местность
	В	А
I	2	4
II	4	8
III	6	12
IV	8	16
V	10	20
VI	12	24
VII	14	28
VIII	16	32
IX	18	36
X	20	40

Таблица 7 — Расчетные механические сопротивления проводов ВЛИ до 1 кВ

Материал и номинальное сечение провода, мм 2	Расчетные механические сопротивления проводов в % от разрывного усилия
	При гололедно-ветровых нагрузках и низшей температуре, R r = R_*	При среднегодовой температуре, R*
Алюминиевые, сечением: 25…95 120	50 65	35 35
Из нетермообработанного алюминиевого сплава, сечением: 25…95120	60 65	30 30
Сталеалюминиевые, сечением: 25…95 120	60 65	35 35
Несущий провод СИП, сечением: 25. .120	50	30
* R, — гололедно-ветровые нагрузки; R— нагрузки при предельной минусовой температуре; Rсг- нагрузки при среднегодовой температуре.

Таблица 8 — Минимально допустимые сечения изолированных проводов

Расчетная толщина стенки гололеда, мм	Сечение несущего нулевого провода на магистрали ВЛИ, на линейном ответвлении от ВЛИ, мм 2	Сечение жилы на ответвлениях от ВЛИ и к вводам, мм 2
До 10	35	16
15 и более	50	16

6. Основные технические требования к ВЛИ до 1 кВ

Воздушной линией напряжения до 1 кВ с самонесущими изолированными проводами (ВЛИ) называется устройство, предназначенное для передачи электроэнергии по изолированным проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленным при помощи крюков, кронштейнов и другой линейной арматуры к опорам, к стенам зданий и сооружений. Участок проводов от распределительного устройства 0,4 кВ трансформаторной подстанции до первой опоры относится к данной ВЛИ.

Ответвлением от ВЛИ до 1 кВ к вводу называется участок проводов от опоры магистрали ВЛИ, на которой выполнено ответвление, до крепления этих проводов к стене здания (сооружения),в которое осуществляется ввод, или до крепления проводов к трубостойке, через которую осуществляется ввод в здание или сооружение.

Нормальным режимом ВЛИ до 1 кВ называется состояние ВЛИ при необорванном несущем тросе (нулевом проводе).

Аварийным режимом ВЛИ до 1 кВ называется состояние ВЛИ при оборванном несущем проводе.

Габариты, пересечения и сближения ВЛИ 0,4 кВ:

Расстояние от изолированных проводов ВЛИ до 1 кВ при наибольшей стреле провеса до поверхности земли и проезжей части улиц и дорог должно быть не менее 5,5 м., а расстояние до поверхности непроезжей части улиц при наибольшей стреле провеса СИП — не менее 4,0 м.

Расстояние от СИП до поверхности земли может быть уменьшено в труднодоступной местности до 2,5 м. и в недоступной местности (склоны гор, скалы, утесы и т.п.) — до 0,5 м.

При пересечении непроезжей части улиц ответвлениями от ВЛИ к вводам расстояние от СИП до тротуаров и пешеходных дорожек допускается уменьшить до 3,5 м.

Расстояние от поверхности земли до СИП перед вводом должно быть не менее 2,5 м.

Прохождение ВЛИ до 1 кВ над зданиями и строениями не допускается, за исключением ответвлений от ВЛИ к вводам в здания и сооружения. При этом допускается прохождение ВЛИ над крышами промышленных зданий и сооружений (кроме зданий, расположенных в пожароопасных и взрывоопасных зонах).

При этом расстояние от них до СИП предусмотрено не менее 2,5 м. Расстояние в свету от СИП до крыш зданий небольшой высоты (торговые павильоны, палатки, киоски, будки, фургоны и т.п.), на крышах которых исключено пребывание людей, допускается не менее 0,5 м.

При пересечении ВЛИ с несудоходными реками и другими водоемами наименьшее расстояние от СИП до наибольшего уровня высоких вол при наивысшей расчетной температуре воздуха допускается не менее 2 м, а до уровня льда при температуре -5°С и расчетной стенке гололеда — не менее 4,5м.

Пересечения и сближения ВЛИ до 1 кВ с ВЛН 0,4-110 кВ:

Угол пересечения ВЛИ до 1 кВ с различными сооружениями, а также с улицами и площадями населенных пунктов не нормируется.

При пересечении ВЛИ с ВЛН напряжением выше 1 кВ расстояния от проводов пересекающей ВЛН до СИП пересекаемых ВЛИ или ВЛН должны быть не менее указанных в таблице 9.

При параллельном прохождении и сближении ВЛН выше 1 кВ и ВЛИ до 1 кВ расстояния между ними по горизонтали должно быть не менее, указанных в табл.10. На участках параллельного следования ВЛИ до I кВ с ВЛН 10 кВ следует рассматривать целесообразность применения общих опор для совместной подвески на них проводов этих линий электропередачи.

В местах пересечения ВЛИ до 1 кВ между собой или с ВЛН до I кВ могут применяться промежуточные опоры и опоры анкерного типа.

Таблица 9 — Наименьшее расстояние между проводами или между проводами и тросами пересекающихся ВЛ на металлических и железобетонных опорах, а также на деревянных опорах при наличии грозозащитных устройств

Длина пролета, м	Наименьшее расстояние, м, при расстоянии от места пересечения до ближайшей опоры ВЛ, м
	30	50	70	100	120
При пересечении ВЛ 110-35 кВ между собой и с ВЛИ (ВЛИ) более низкого напряжения
До 200	3	3	3	4	—
До 300	3	3	4	4.5	5
При пересечении ВЛН 6-10 кВ между собой и с ВЛИ (ВЛИ) более низкого напряжения
До 100	2	2	—	—	—
До 150	2	2,5	2,5	—	—

При пересечении ВЛИ до 1 кВ между собой или с ВЛН до 1 кВ в пролете место пересечения следует выбирать возможно ближе к опоре верхней пересекающей ВЛИ. При этом расстояние по горизонтали от опор ВЛИ до проводов ВЛН при наибольшем их отклонении должно быть не менее 1,5 м. Для взаимопересекающихся ВЛИ это расстояние должно быть не менее 1 м.

Таблица 10 — Наименьшее расстояние по горизонтали между ВЛН 6-10 кВ и ВЛН (ВЛИ) ВЛИ до 1 кВ при их параллельном прохождении и сближении

Участки ВЛ	Наименьшее расстояние при напряжении до 10 кВ , м
Участки нестесненной трассы, между осями ВЛ	Высота наиболее высокой опоры
Участки стесненной трассы и подходы к подстанциям: между крайними проводами в не отклоненном положении	2,5
от отклоненных проводов одной ВЛ до опор другой ВЛ	2

При совместной подвеске на общих опорах неизолированных проводов ВЛН до 1 кВ и СИП ВЛИ до 1 кВ расстояние по вертикали между на опоре и в пролете при температуре окружающего воздуха + 15 °С ветра должно быть не менее 0,4м.

При совместной подвеске на общих опорах двух и более ВЛИ до 1 кВ расстояние по вертикали между ними не нормируется. Расстояние по горизонтали должно быть не менее 0,3 м.

При применении на ВЛ 6-10 (20) кВ изолированных проводов расстояние по вертикали от ближайшего из них до проводов ВЛИ до 1 кВ на общей опоре, а также в пролёте при температуре окружающего воздуха +15 °С без ветра должно быть не менее 0,3 м.

Пересечение ВЛИ до 1 кВ между собой или с ВЛИ напряжением до 1 кВ рекомендуется выполнять на перекрёстных опорах; допускается также пересечение в пролёте. Расстояние по вертикали на опоре между пересекающимися ВЛИ должны быть не менее 0,3 м.

При пересечении ВЛИ до 1 кВ между собой или с ВЛН до 1 кВ в пролёте о пересечения следует выбирать возможно ближе к опоре верхней пересекающей ВЛИ (ВЛН), при этом расстояние по горизонтали от опор ВЛИ до проводов ВЛН при наибольшем их отклонении должно быть не менее 1,5 м.

Крюки и арматура стоек железобетонных опор ВЛИ, ограничивающих пролет пересечения, а также опор, на которых производится совместная подвеска, должны быть заземлены. Сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 30 Ом.

Пересечения и сближения ВЛИ с железными и автомобильными дорогами.

Пересечения ВЛИ с автодорогами I и II категории рекомендуется, а железными дорогами следует выполнять при помощи кабельных вставок во ВЛИ. Кабельные вставки во ВЛИ должны выполняться в соответствии с требованиями главы 2.3 ПУЭ.

При пересечении ВЛИ с автодорогами расстояние по вертикали от СИП ВЛИ до поверхности проезжей части дорог при наибольшей стреле провеса СИП, должно быть в нормальном режиме работы ВЛИ не менее:

м — для автодорог I и II категории,

м — для автодорог III и IV категории.

Опоры, ограничивающие пролет пересечения ВЛИ с автодорогами, в зависимости от категории автодороги, должны быть:

• анкерного типа, металлические или железобетонные — на пересечениях с автодорогами I и II категории;
• промежуточного или анкерного типа, металлические, железобетонные или деревянные на железобетонных приставках — на пересечениях с автодорогами,III и IV категории.

Сечение нулевой жилы СИП в пролете пересечения ВЛИ с автодорогами, в зависимости от категории автодороги должно быть не менее:

• мм’ — с автодорогами I и II категории;

мм ² — с автодорогами III и IV категории.

Крепление СИП на опорах, ограничивающих пролет пересечения ВЛИ с автодорогами, в зависимости от автодороги, должно быть:

• анкерное — на пересечениях с автодорогами I и II категории;
• поддерживающее или анкерное — на пересечениях с автодорогами III и IV категории.

К пересечениям ВЛИ с автодорогами V категории предъявляются такие же требования, как к ВЛИ при их прохождении в населенной и в ненаселенной местности

При пересечении ВЛИ до 1 кВ с автодорогами, расстояние по вертикали от СИП до поверхности проезжей части дорог при наибольшей стреле провеса проводов в нормальном режиме работы ВЛИ должно быть не менее приведенных в таблице 11.

При сближении ВЛИ с автомобильными дорогами расстояние от СИП ВЛИ до дорожных знаков и несущих их тросов должно быть не менее 0,5 м. Заземление тросов, несущих дорожные знаки, не требуется.

Таблица 11 — Наименьшее расстояние при пересечении и сближении ВЛИ до 1 кВ с автомобильными дорогами.

Пересечение или сближение	Наименьшее расстояние, м
Расстояния по вертикали: от провода до полотна дороги: в нормальном режиме ВЛ	7
при обрыве провода в соседнем пролете	5
от провода до транспортных средств в нормальном режиме ВЛ	2,5
Расстояние по горизонтали: от основания опоры до бровки земляного полотна дороги при пересечении	Высота опоры
то же, но при параллельном следовании	Высота опоры плюс 5 м
то же, но на участках стесненной трассы от любой части опоры до подошвы насыпи дороги или до наружной бровки кювета: при пересечении дорог категорий I и II	5
при пересечении дорог остальных категорий	1,5
при параллельном следовании от крайнего провода при не отклоненном положении до бровки земляного полотна дороги	2

Ответвления от ВЛИ до 1 кВ к вводам в здания и сооружения

Длина пролета ответвления от магистрали ВЛИ к каждому вводу в здание или сооружение определяется расчетом в зависимости от прочности опоры, на которой выполняется ответвление, габаритов подвески проводов ответвления на опоре и на вводе, количества и сечения жил СИП ответвления, а также климатических условий (гололёдно-ветровых нагрузок) района, в котором работает данная ВЛИ.

На железобетонных опорах ВЛИ до 1 кВ необходимо для предотвращения появления напряжения не симметрии токов нагрузки в фазах вводов в здания заземлять несущий трос (нулевой провод) на каждой опоре, соединяя трос с арматурой в верхней части стойки.

На ВЛИ до 1 кВ с деревянными опорами несущий трос (нулевой провод) СИП «АМКА» необходимо крепить на изоляторе типа НФ-18, ТФ-20, установленном на стене здания, сооружения или на трубостойке, так как в противном случае появление на нулевом проводе напряжения токов несимметрии нагрузок в сети может вызвать пожар или электротравмы людей и животных.

На ответвлениях к вводу, выполняемых изолированными проводами, скрученными в жгут без несущего провода, механические нагрузки и воздействия воспринимаются каждым проводом жгута.

СИП, проложенные по стенам зданий и сооружений, должны крепиться к крюкам и кронштейнам с помощью анкерных зажимов, а между зажимами — с помощью специальных элементов, устанавливаемых на расстоянии не более 6 м. между ними.

Расстояние в свету между СИП и стеной здания (сооружения) должно быть не менее 0,1 м.

Крепление СИП, проложенных по стенам зданий или сооружений, должны осуществляться с помощью специальных крепёжных элементов, устанавливаемых на расстоянии 0,7 м. между ними при горизонтальной прокладке и 1,0 м. при вертикальной прокладке. Расстояние в свету между СИП и стеной здания или сооружения должно быть не менее 0,06 м.

При натяжке или прокладке по стенам зданий или сооружений минимальные расстояние от СИП должно быть:

• ¾ при горизонтальной прокладке над окном, входной дверью — 0,3 м;
• ¾ под балконом, окном, карнизом — 0,5 м;

• ¾ до земли — 2,5 м;
• ¾ при вертикальной подвеске: до окон, входной двери — 0,5 м;
• ¾ до балкона — 1,0 м.

Допомлнительно к изложенному выше следует руководствоваться требованияи, изложенными в ПУЭ [1, главы 2.4.94, 2.4.104, 2.4.105 и 2.4.106].

7. Характеристика сетей Калачинского РЭС

Калачинский район электрических сетей: подразделение Восточных электрических сетей филиала ОАО «МРСК Сибири»- «Омскэнерго» организован в 1976 году .

На сегодняшний день в состав РЭС входят:

Количество работающих, чел: 53

Площадь обслуживания, тыс. кв. км: 2,815

Объем обслуживания, у.е.: 5508,6

В обслуживании и эксплуатации находятся:

Трансформаторные подстанции:

/35/10 кВ — 2 шт

/10кВ 10 шт

КТП-10/0,4кВ — 395 шт

Воздушные линии:

ВЛ-10кВ 661,479 км

ВЛ-0,4кВ 511,739 км

Уличное освещение (отдельное) 12,1 км

Кабельные линии:

КЛ-10 кВ 5,32 км

КЛ-0,4 кВ 4,08 км

В настоящее время в эксплуатации Калачинского РЭС находится 511,739км

ВЛ-0,4 кВ.

Протяженность ВЛИ-0,4 кВ, выполненных самонесущим изолированным проводом, составляет 26,879км или 5,25%.

В удовлетворительном состоянии на 01.01.2012 находится 417,98км ВЛ-0,4 кВ или 81,67%, из них 55,513км ВЛ 0,4 кВ расположены в г. Калачинске.

7.1 Состояние сетей заводского микрорайона г. Калачинска

В настоящее время существующие сети 0,4 кВ выполнены на деревянных стойках с деревянными, железобетонными и железными (рельс) приставками проводом марки А-16, А- 25, и проходят по улицам Заводская и проф. Площадка.

Питание осуществляется по двум ВЛ-0,4кВ от ведомственной ТП №1 Механического завода.

Год постройки ВЛ — 0,4 кВ:

Фидер № 1- 1969год.

Фидер № 2- 1971год.

Потребители электроэнергии относятся к коммунально-бытовым.

Согласно перспективного плана развития города Калачинска на ближайшие 5 лет, прирост нагрузок коммунально-бытового назначения по ТП№64 ф-1 не планируется, на ф-2 возможно строительство жилых домов в малоэтажном исполнении.

Все потребители района относятся к III категории надежности.

Электроснабжение потребителей коммунально-бытового сектора осуществляется по воздушным линиям ВЛ-0,4 кВ, которые присоединены к ведомственной трансформаторной подстанции ТП 10/0,4 кВ №1 расположенной на территории ОАО «Механический завод Калачинский». Мощность силового трансформатора — 630 кВА. Число отходящих линий от ТП№1 — 7 шт., из них:

КЛ-0,4кВ (5шт.) используются для электроснабжения производственных цехов с повторно-кратковременной нагрузкой

ВЛ-0,4кВ (2шт.) для электроснабжения социально-бытовых объектов, когда-то принадлежащих Механическому заводу. К каждому жилому дому от ВЛ 0,4 кВ выполнено ответвление проводом А-16, до траверс зданий. Внутридомовые вводные кабели трех этажных домов выполнены АВВГ 3*25+1*25.

Для выполнения проекта необходимо произвести демонтаж существующих фидеров 1 и 2 от ТП 10/0,4 кВ №1 ОАО «Механический завод Калачинский»; демонтировать существующие опоры ( 12 одностоечных деревянных опор , 6 двухстоечных деревянных опор); 2400м (600х4) неизолированного провода. Смонтировать ВЛИ-0,4 самонесущим изолированным проводом СИП 2А на железобетонных опорах. (3 трёх стоечные опоры, 8 двух стоечных опор, 4 одностоечные опоры).

Питание потребителей осуществить от существующей подстанции 10/0,4кВ ТП№ 64, принадлежащей и находящейся на балансе Калачинского РЭС Восточных электрических сетей филиала ОАО«МРСК Сибири»-«Омскэнерго». Для возможности монтажа уличного освещения магистраль выполнить пяти проводным СИП. В РУ-0,4кВ ТП № 64 установить автоматические выключатели типа ВА57-35 ф-1 I _н =250А, ф-2 I _н =80А.

8. Расчет проекта реконструкции ВЛ 0,4 кВ от ТП № 64, ф1,ф2

8.1 Электротехнические решения

В качестве электрических расчетов необходимых для реконструкции проведено следующее:

• определены существующие и перспективные электрические нагрузки;
• выбрана оптимальная конфигурация электрической сети 0,4 кВ и схемы электроснабжения потребителей, обеспечивающей достаточную надежность;
• выбор сечения проводов ВЛ, обеспечивающую необходимую пропускную способность сети при требуемом качестве электроэнергии;
• проведена проверка принятого сечения по условиям нагрева и допустимые отклонения напряжения;
• проверка проводов на термическую стойкость от токов КЗ;
• проведен расчет потерь мощности в сети после ее реконструкции.

8.2

Районные климатические условия:

• по гололеду II
• по ветру II

Среднегодовая продолжительность гроз от 40 до 60 часов., Трасса проходит по населенной местности.

В проекте применен самонесущий изолированный провод из алюминиевого сплава с защитной изоляцией из сшитого полиэтилена СИП2А.

Для возможности монтажа уличного освещения магистраль выполнить пяти проводным СИП., Проектом предусматривается применение линейной арматуры для проводов фирмы НИЛЕД.

Расстояние от изолированных проводов до зеленых насаждений должно быть не менее 0,5 метра (ПУЭ7 2.4.8)

Расстояние от вертикали от проводов ВЛИ до поверхности земли в населенной и ненаселенной местности до земли и проезжей части улиц должны быть не менее 5 м. (ПУЭ7 2.4.55.)

Расстояние от СИП и изолированных проводов до поверхности земли на ответвлениях к вводу должны быть не менее 2,5 м. (ПУЭ7 2.4.55.)

Расстояние по вертикали от проводов или подвесных кабелей ЛС и ЛПВ в пролете пересечения при наибольшей стреле провеса провода ВЛ должно быть: от СИП и изолированных проводов — не менее 1 м. (ПУЭ7 2.4.72.)

Расстояние по вертикали от проводов ВЛ до 1 кВ до проводов или подвесных кабелей ЛС или ЛПВ при пересечении на общей опоре должно быть: между СИП и ЛС или ЛПВ — не менее 0,5 м. (ПУЭ7 2.4.72.)

Снабжение объекта строительными материалами и изделиями предусматривается со склада цех «Восточный» ОАО «Омскэлектросетьремонт» автомобильным транспортом по городу Калачинску.

Проектируемая линия ВЛ-0,4кВ проходит в основном по существующей трассе ВЛ-0,4 кВ, за исключением питающей стороны от ТП №64, принадлежащей и находящейся на балансе Калачинского РЭС Восточных электрических сетей филиала ОАО«МРСК Сибири»-«Омскэнерго»

8.3 Расчетные электрические нагрузки

В основу метода определения нагрузок при расчете электрических сетей сельскохозяйственного назначения положено суммирование расчетных нагрузок, на вводах потребителей или на шинах трансформаторной подстанции. Расчетную нагрузку групповых сетей освещения общедомовых помещений жилых зданий (лестничных клеток, вестибюлей, технических этажей и подполий, подвалов, чердаков, колясочных и т.д.), а также жилых помещений общежитий следует определять по светотехническому расчету с коэффициентом спроса, равным 1.

Расчетная нагрузка питающих линий, вводов и на шинах РУ-0,4 кВ ТП от электроприемников квартир (Р _КВ ) определяется по формуле, кВт,

Р _КВ = Р_КВ.УД * n, (1)

Q =SР _КВ * tg j (2)

где Р _КВ.УД — удельная нагрузка электроприемников квартир, принимаемая по табл. 6.1. [12] в зависимости от числа n квартир присоединенных к линии (ТП), типа кухонных плит, кВт/квартиру, Q- реактивная мощность группы потребителей.

Удельные электрические нагрузки установлены с учетом того, что расчетная неравномерность нагрузки при распределении её по фазам трехфазных линий и вводов не превышает 15 % ;

• n — количество квартир, присоединенных к линии (ТП).

Таблица 12 — Удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир жилых зданий, кВт/квартиру

Потребители электроэнергии	количество квартир
	1-3	6	9	18	24	40	60	100	200
Квартиры с плитами на природном газе	4,5	2,8	2,3	1,65	1,4	1,2	1,05	0,85	0,77

Таблица 13 — Расчет количества квартир подключенных к РУ 0,4 кВ ТП № 64

Количество квартир	АВ №1			АВ №2
	А	В	С	А	В	С
по фазам	42	42	42	7	7	7
по автоматическим выключателям	126			21
ВСЕГО	146

Р _КВ.УД , для АВ №1 принимаем = 0,8кВт.

для АВ №2 принимаем = 1,5кВт

8.3.1 Описание выбора сечений проводников линий по допустимой потере

По допустимым потерям напряжения DU _доп следует выбирать такие сечения проводников, при которых фактические наибольшие потери напряжения в них DU_нб не больше допустимых

DU _{нб ≤} DU_доп (3)

Здесь под наибольшей понимается потеря напряжения от источника питания (шин низшего напряжения подстанции) до наиболее удаленного узла сети.

Выбор сечения проводников по допустимым потерям напряжения главным образом объясняется необходимостью обеспечения требуемых отклонений напряжений на зажимах электроприемников. Речь идет об электрических сетях напряжением 0,38-10 кВ, к которым подключены электроприемники.

В воздушных и особенно кабельных линиях напряжением 0,38-10 кВ при небольших нагрузках активное сопротивление больше индуктивного R _{i л} > Х_{i л} . Как правило, Р_{i л} , > Q_{i л} , активная составляющая потери напряжения в них больше реактивной DU_а > DU_{р ,} поэтому изменением сечения в таких сетях можно добиться нужной величины потери напряжения DU_нб .

При выборе сечений проводников по допустимой потере напряжения наряду с выполнением основного условия [1] могут приниматься во внимание дополнительные условия: неизменность сечения по всей линии с несколькими нагрузками F = const , минимум расхода проводникового металла т_F : → min; минимум потерь активной мощности в линиях DР_S → min .

Необходимость выполнения первого дополнительного условия характерна для городских сетей, имеющих большое количество нагрузок, достаточно близко расположенных к друг другу. Второе условие необходимо соблюдать в сельских сетях, где из-за относительно малых нагрузок экономия металла важнее экономии потерь электроэнергии. Последнее условие, соответствующее постоянной плотности тока, наиболее характерно для промышленных сетей, имеющих достаточно большие нагрузки при малых расстояниях передачи.

8.3.2 Описание расчета режима сетей с равномерно распределенной нагрузкой

В некоторых электрических сетях (например, в сетях уличного освещения, участках цехов с одинаковым оборудованием и равномерно расположенным по длине цеха) можно выделить часть сети с равномерно распределенной нагрузкой (рисунок 1).

Для линии с равномерно распределенной нагрузкой по всей длине линии (рисунок 1, а) формулы расчета потери напряжения, вызываемая всей равномерно распределенной нагрузкой на длине L:

(4)

Рисунок 1 — Линия с равномерно распределенной нагрузкой по всей длине а) и на части длины б)

При определении потери напряжения в линии с равномерно распределенной активной нагрузкой Р можно заменить суммарной сосредоточенной нагрузкой , приложенной в середине рассматриваемой линии L/2.

На основе этого выражения и аналогичных рассуждений получаем формулу расчета потери напряжения в линии с равномерно распределенной чисто реактивной нагрузкой

(5)

где Q — суммарная сосредоточенная реактивная мощность, вычисленная по удельной реактивной мощности q(Q = qL); х_о — удельное реактивное сопротивление линии.

И, наконец, получаем формулу расчета потери напряжения для общего случая линии с равномерно распределенной активной и реактивной нагрузками

(6)

Для линии с равномерно распределенной нагрузкой на части длины линии (рисунок 9б) формула расчета потери напряжения имеет соответственно следующий вид:

(7)

х _о

х _о

• для воздушных линий напряжением: 380 В — 0,30;
• 6-10 кВ — 0,36;

• для кабельных линии напряжением: 380 В — 0,06; 6-10 кВ — 0,09.

Затем определяют реактивную составляющую потери напряжения по :

(8)

где Q _{i л} — реактивная мощность на i-м участке линии, l_{i л} — длина i-го участка линии.

Далее по допустимой потере напряжения и найденной реактивной составляющей рассчитывают активную составляющую допустимой потери напряжения

(9)

На допустимую потерю напряжения влияют многие факторы. Учесть их все весьма затруднительно.

В практических расчетах часто принимают следующие значения допустимой потери напряжения:

• для сетей напряжением 380 В от шин низшего напряжения подстанции до последнего электроприемника DU _доп = 5…6 %

Последующая часть расчета для рассматриваемых дополнительных условий несколько различна.

Для дополнительного условия F = const формулу для определения DU_{а доп} можно записать

(10)

_или (11)

где Р _{i л} — активная мощность на i-м участке сети.

Откуда

₍₁₂₎

Найденное расчетное сечение округляют до ближайшего стандартного значения F _{i л} ® F_{i л} ^ст и для него по справочной литературе находят удельное активное r_о и реактивное х_о сопротивления и в соответствии с ними рассчитывают действительную наибольшую потерю напряжения до наиболее удаленной точки

(13)

Если условие (1) выполняется, то сечения обеспечивают допустимую потерю напряжения.

При выборе сечения проводов в любых линиях, всегда должно проверяться условие по допустимому току нагрева проводов:

(14)

где, Iмакс.i -максимальный ток

Iдоп — допустимый ток

Потери мощности в элементе длины линии, расположенном на расстоянии l от начала линии, рассчитывают по формуле:

(15)

Просуммировав потери мощности в элементе длины линии, получим потери мощности во всей линии.

8.3.3 Расчет режима сетей

Выбираем сечение алюминиевых проводов по допустимой потере напряжения, принимая DU _доп = 5 %. Удельное сопротивление алюминиевых проволок r = 28,8 Ом мм² /км, удельное индуктивное сопротивление линии х_о = 0,06 Ом/км, удельное активное сопротивление линии r_о = 0,3 Ом/км, cos j = 0,96, tg j = 0,29 из таблицы 2.1.4.[11].

фидер-1

Рисунок 2 — Линия фидер -1

Активная мощность линии:

Р ₁ = Р₂ = Р₃ = 24 * 0,80 = 19,2кВт

Р ₄ =Р₃ = 27 * 0,85 = 21,60кВт

SР _ф.1 = 100,8кВт

Реактивная мощность линии

Q ₁ = Q ₂ = Q ₃ =5,57кВАр

Q ₄ = Q ₅ = 6,26кВАр

S Q _ф.1 = 29,23кВАр

Длина линии:

L 1 = 0,180км;	L 2 = 0,275км;
L 3 = 0,280км;	L 4 = 0,330км;
L 5 = 0,480км;

Допустимые потери напряжения

DU _доп = 0,05 х 380 = 19 В;

Найдем потерю напряжения в линии за счет реактивных нагрузок для фидер-1

_{n = 5}

DU _{доп р} = S Q_i l_i х_о / U_ном = (5,57*0,18+5,57*0,275+

^{i =1}

5,57*0,28+6,26*0,33+6,26*0,48) * 0,06/ 0,38 = 1,45 В

Найдем потерю напряжения в линии за счет активных нагрузок для руб.1

DU _{доп а} = DU_доп — DU_{доп р} = 19 — 1,45 = 17,55 В

Рассчитаем необходимое сечение проводов для фидер-1

_{n =5}

F _ф1 = r S P_{i л} l_{i л} / DU_{а доп} U_ном =

^{i =1}

=28,8*(19,2*0,18+19,2*0,275+19,2*0,28+21,6*0,33+21,6*0,48)/17,55*0,38 = 136,5 мм ²

По таблице 5 [1] выбираем провод СИП2А 3*150+1*95+1*16.

Стандартное сечение провода СИП2А 3*150+1*95+1*16 и его параметры: F=150мм ² ; r_о = 0,206 Ом/км; Iдоп=380*0,88= 334,4А, где 0,88 — поправочный коэффициент при температуре окружающей среды 40^о С, так как на х_о — нет данных, примем усредненное значение х_о =0,06Ом/км

Проверим допустимый и рабочий ток провода

I = Ö(Р ² + Q² )/ Ö3 х U_ном , (16)

I _ф.1 = Ö(100,8² + 29,23² )/Ö3 х 0,38 = 159,5А < I_доп = 334,4 А

Таким образом, выбранное сечение удовлетворяет условию нагрева.

фидер-2

Рисунок 3 — Линия фидер -2

Активная мощность линии:

Р ₆ = 1 * 1,5 = 1,5кВт

Р ₇ = 4 * 1,5 = 6,0кВт

Р ₈ = 8 *1,5= 12,0кВт

Р ₉ = 8 *1,5= 12,0кВт

SР _ф.2 = 31,5кВт

Реактивная мощность линии:

Q ₆ = 0,44кВАр

Q ₇ = 1,74кВАр

Q ₈ =3,48кВАр

Q ₉ = 3,48кВАр

S Q _ф.2 = 9,14кВАр

Длина линии:

L 6 = 0,03км;L7 = 0,08км;
L 8 = 0,130км;	L 9 = 0,180км;

Допустимые потери напряжения

DU _доп = 0,05 х 380 = 19 В;

Найдем потерю напряжения в линии за счет реактивных нагрузок для фидер-2

_{n = 4}

DU _{доп р} = S Q_i l_i х_о / U_ном =

^{i =1}

=(0,44*0,03+1,74*0,08+3,48*0,13+3,48*0,18) * 0,06/ 0,38 =0,2В

Найдем потерю напряжения в линии за счет активных нагрузок фидер-2

DU _{доп а} = DU_доп — DU_{доп р} = 19 — 0,2 = 18,8В

Рассчитаем необходимое сечение проводов для АВ №2

_{n =4}

F _ф.2 = r S P_{i л} l_{i л} / DU_{а доп} U_ном =

^{i =1}

= 28,8*(1,5*0,03+6,0*0,08+12,0*0,13+12,0*0,18)/18,8*0,38 = 17,1мм ²

На ВЛИ при применении СИП с изолированным нулевым несущим проводником по условия механической прочности следует применять провода с учетом требований главы 2.4 (ПУЭ) 7-го издания минимально допустимые сечения указаны в таблице 8.

Магистраль ВЛ, как правило следует выполнять проводами одного сечения.

Так как проектируемая линия находится во II районе по нормативной толщине. стенки гололеда которая составляет 10мм

По таблице 3 [1] выбираем провод СИП 3*35+1*50

Стандартное сечение провода СИП2А 3*35+1*50+1*16 и его параметры:

F = 35 мм ² ; r_о = 0,868 Ом/км;

Iдоп=160*0,88= 140,8А,

где 0,88 — поправочный коэффициент при температуре окружающей среды 40 ^о С так как на х_о — нет данных, примем усредненное значение х_о = 0,06 Ом/км

Проверим допустимый и рабочий ток провода

I = Ö(Р ² + Q² )/ Ö3 х U_ном , (17)

I _ф.1 = Ö(31,5² + 9,14² )/Ö3 х 0,38 = 49,83 < I_доп = 140,8А

Таким образом, выбранное сечение удовлетворяет условию нагрева.

Действительная наибольшая потеря напряжения до наиболее удаленной точки линии

DU _i = P_i r_о l_i + Q_i х_о l_i / U_{ном (17)}

фидер-1

DU ₅ ¢= (21,6*0,206*0,48+6,26*0,06*0,48)/0,38= 6,09 В

DU ₄ ¢= (21,6*0,206*0,33+6,26*0,06*0,33)/0,38= 4,19 В

DU ₃ ¢= (19,2*0,206*0,28+5,57*0,06*0,28)/0,38 = 3,16 В

DU ₂ ¢= (19,2*0,206*0,275+5,57*0,06*0,275)/0,38 = 3,10 В

DU ₁ ¢= (19,2*0,206*0,18+5,57*0,06*0,18)/0,38 = 2,03 В

DSU _ф.1 = DU₅

• +DU₄

• +DU₃ ¢+DU₂

• +DU₁

• = 18,57 В

DSU _ф.1 = 18,57 В < DU_доп = 19 В;

• Выбранное сечение провода СИП2А 3*150+1*95+1*16 удовлетворяет и проходит по допустимому отклонению напряжения в конце линии при нагрузке 159,5А.

фидер-2

DU ₉ ¢= (12,0*0,868 *0,18+3,48*0,06*0,18)/0,38= 5,03В

DU ₈ ¢= (12,0*0,868 *0,13+3,48*0,06*0,13)/0,38 = 3,63В

DU ₇ ¢= (6,0*0,868 *0,08+1,74*0,06*0,08)/0,38 = 1,12В

DU ₆ ¢= (1,5*0,868 *0,03+ 0,44*0,06*0,03)/0,38 = 1,03 В

DSU _ф.2 =DU₉

• +DU₈ ¢+DU₇

• +DU₆

• = 10,81В

DSU _ф.2 = 10,81В < DU_доп = 19 В;

• Выбранное сечение провода СИП2А 3*35+1*50+1*16 удовлетворяет и проходит по допустимому отклонению напряжения в конце линии при нагрузке 50А, а с учетом перспективы увеличения нагрузки потребителей имеется запас до 140А.

Рассчитаем потерю мощности во всей линии.

DР _i = P_i ² * r_о * l_i / 3U² _ном , (18)

DР ₁

• = 19,2 ² * 0,206 * 0,180/ 3 * 0,38 ² = 0,032 кВт

DР ₂

• = 19,2 ² * 0,206 * 0,275/ 3 * 0,38 ² = 0,048 кВт

DР ₃

• = 19,2 ² * 0,206 * 0,280/ 3 * 0,38 ² = 0,052 кВт

DР ₄

• = 21,6 ² * 0,206 * 0,330/ 3 * 0,38 ² = 0,058 кВт

DР ₅

• = 21,6 ² * 0,206 * 0,480/ 3 * 0,38 ² = 0,084 кВт

DР ₆

• = 1,5 ² * 0,868 * 0,03 / 3 * 0,38 ² = 0,014кВт

DР ₇

• = 6,0 ² * 0,868 * 0,08 / 3 * 0,38 ² = 0,057кВт

DР ₈

• = 12,0 ² * 0,868 * 0,13 / 3 * 0,38 ² = 0,375кВт

DР ₉

• = 12,0 ² * 0,868 * 0,18/ 3 * 0,38 ² = 0,519кВт

Суммарные потери мощности составили DSР _ВЛ = 1,239кВт, что составило DSР_ВЛ% =0,94 %.

Суммарная мощность

SР _ВЛ = 132,3кВт; SQ_ВЛ = 38,37кВАр;

Расчет токов КЗ при применении СИП2А 3*150+1*95+1*16

I_ _{З кз} max на стороне ВН тр-ра (кА): 1,376

I_ _{З кз} min на стороне ВН тр-ра (кА): 1,287

Напряжение ВН тр-ра (кВ): 10

Напряжение НН тр-ра (кВ): 0,4

Мощность тр-ра (кВА): 250

Схема соединения обмоток ВН: З

Проверяем выбранный провод СИП2А 3*150+1*95+1*16 на термическую стойкость:

I _ТС = 13,2кА — односекундный ток термической стойкости для выбранного СИП2А,

К= 1/Öt,где t — продолжительность короткого замыкания

К= 1/Ö0,1=3,16

I _ТС =13,2*3,16=41,712 > тока КЗ,

следовательно СИП2А 3*150+1*95+1*16 подходит по допустимому нагреву во время КЗ.

По условиям надежного срабатывания максимальной токовой защиты на выходе с ТП необходимо установить автоматический выключатель с параметрами I _СР ≥N*I_{расцепителя} , где N-коэффициент запаса (1,25 для автоматов с I_НОМ > 100А), I_АВ.1 = 160А*1,25 = 200А установить в РУ-0,4кВ существующей ТП №64 на фидере 1 автоматический выключатель типа ВА57Ф35 I_НОМ .=250А.

Проверяем выбранный провод СИП2А 3*35+1*50+1*16 на термическую стойкость:

I _ТС = 3,2кА — односекундный ток термической стойкости для выбранного СИП2А,

К= 1/Öt,где t -продолжительность короткого замыкания

К= 1/Ö0,1=3,16

I _ТС =3,2*3,16=10,112 > тока КЗ,

следовательно СИП2А 3*35+1*50+1*16 подходит по допустимому нагреву во время КЗ.

По условиям надежного срабатывания максимальной токовой защиты на выходе с ТП необходимо установить автоматический выключатель с параметрами I _СР ≥N*I_{расцепителя} , где N-коэффициент запаса (1,50 для автоматов с I_НОМ < 100А), I_АВ.2 = 50А*1,25= 75А установить в РУ-0,4кВ существующей ТП №64 на фидере 2 автоматический выключатель типа ВА57Ф35 I_НОМ .=80А.

Расчет потерь мощности в трансформаторе:

Табличные данные :

D Р _тр.кз = 3,7 кВт; D Р_тр.хх = 0,78 кВт

Потери в трансформаторе

D Р _тр = r_тр * (Р² +Q² ) /U² _нн = 5,92(132,3² + 38,37² ) / 380² = 1,8кВт

где r _тр = DР_кз * U² _вн / S² _вн = 3,7 * 10² / 250² = 5,92Ом

Общие суммарные потери составили:

∆∑Р = 3.039кВт, то есть

∆∑Р _% = 2,3 %.

Расчетные потери мощности на ВЛ0,4кВ от ТП-64 не превышают допустимых потерь мощности.

9. Экономическое обоснование проекта

9.1 Составление сметы для расчета капиталовложений в реконструкцию ВЛ 0,4 кВ от ТП № 64

Исходные данные:

Марка проводов СИП2А

Опоры железобетонные СВ-95 свободностоящие одноцепные

Условия

Климатический район II;

Ветровое давление — 400 Н/м ²

Район строительства — Омская область, г. Калачинск

Таблица 14 — Ведомость объемов строительных и электромонтажных работ:

Поз	Наименование работ	Тип, обозначение	Ед.изм	Кол-во
1	Демонтаж ответвлений от ВЛ- 0,4кВ к зданиям в здания и КТП	А-16, А-25,А-35	км.	12
2	Демонтаж проводов ВЛ-0,4 кВ	А-16, А-25,	км	0,47
3	Демонтаж деревянных опор ВЛ-0,4 кВ		шт.	18
4	Установка ж/б опор ВЛ-0,4 кВ	СВ- 95	шт.	16
5	СВ- 95	шт.	14
6	Подвеска изолированных проводов ВЛ-0,4 кВ	СИП2А 3*150+1*95+1*16	км	0,480
7	Подвеска изолированных проводов ВЛ-0,4 кВ	СИП2А 3*35+1*50+1*16	км	0,18
8	Устройство ответвлений от ВЛИ-0,4кВ к зданиям 3фазы	СИП2А 3*25+1*25	км	0,175
9	Устройство ответвлений от ВЛ0,4кВк зданиям 1фазы	СИП2А 2*16	км	0,125
10	Установка щитов учета 3фазных		шт	7
12	Установка щитов учета 1фазных		шт	5

9.1.1 Расчет сметы затрат на реконструкцию ВЛИ-0,4кВ

Акт технического состояния и определения стоимости материальных ценностей и иного имущества, полученных при демонтаже, разборке и ликвидации объекта основных средств

• Наименование объекта ВЛ-0,4кВ от ТП № 64 ОАО «Механический завод Калачинский»

___

Дата проведения последнего капитального ремонта, реконструкции — не проводилась

• Техническое состояние объекта ВЛ-0,4кВ заводской микрорайон г.Калачинск

— В процессе эксплуатации объекта ВЛ-0,4кВ от ТП №1 ОАО «Механический завод Калачинский» Ф1,2 износ составляет 90%, деревянные опоры имеют трещины и загнивание, на железобетонных приставках трещины и сколы с расскрытием арматуры, провод не равномерно натянуты, на проводах имеются скрутки и оплавления.

• Комиссией принято решение об оприходовании отдельных деталей, узлов, оборудования, конструкций и материальных ценностей, полученных в результате демонтажа.

Исходя из текущей рыночной стоимости, в том числе

Таблица 15 — стоимость материалов

№ пп	Наименование деталей, МЦ, оборудования	ед. изм.	кол-во	цена новой единицы тыс.руб.	% годности	фактическая стоимость единицы тыс.руб	итого
1	Ж/Б опора СВ-95	шт	16	9,031	100	9,031	144,500
2	Ж/Б подкос СВ-95	шт	14	9,031	100	9,031	126,434
3	СИП-2А 3х150+1х95+1х16	км	0,480	141,360	100	141,360	67,85
4	СИП2А 3х35+1х50+1х16	км	0,18	129,376	100	129,376	2328,768
5	СИП 2А 3х25+1х25	км	0,175	74,322	100	74,322	13,006
6	СИП 2А 2х16	км	0,125	67,658	100	67,658	8,457
7	Зажим анкерный	шт	84	0,166	100	0,166	13,944
8	Зажим натяжной	шт	42	0,269	100	0,269	11,298
9	Лента бандажная	км	0,06	0,058	100	0,058	0,003
итого							2714,26

9.1.2 Расчет заработной платы подразделения Калачинский РЭС, выполняющих работы по реконструкции ВЛ 0,4 кВ от ТП №64, ф1,ф2

Объект: Омская обл., г.Калачинск, ОАО «Механический завод «Калачинский»

Таблица 16 — Смета затрат на монтажные работы

№ п/п	Должность	Кол-во человек	Кол-во чел.-часов	Окладочный фонд с учетом затрат, руб	Доплата, руб.	Премия, руб.	Районный коэффициент, руб.	Всего, руб.
1	Старший мастер	1	4	448,41		201,78	115,017	1,185
2	Электромонтер по эксплуатации расп.сетей 4 группы	1	4	268,52	56,39	120,83	77,33	0,796
3	Электромонтер по эксплуатации расп.сетей 3 группы	1	4	225,93		101,67	49,14	0,506
итого		3	12	942,86	56,39	424,28	241,49	2,488

Расчет работы автотранспорта на реконструкции ВЛ 0,4 кВ от ТП №64

Объект: Омская обл., г.Калачинск, ОАО «Механический завод «Калачинский»

Таблица 17 — затраты на автотранспорт

№ п/п	Марка машины	Кол-во отработанных м/часов	Стоимость 1 м/час,руб. с ГСМ	Стоимость 1 м/часа,руб. без ГСМ	Сумма с ГСМ, руб.	Сумма без ГСМ, руб.	Сумма ГСМ, руб.	всего
1	УАЗ-39094	14	324,24	340,03	4959,36	4760,42	198,94	5,158
2	ГАЗ-66 (БМ-302)	14	474,40	266,18	6641,6	3726,52	2915,08	9,556
итого		28			11600,96	8486,94	3114,02	14,714

Капиталовложения в реконструкцию ВЛ-0,4кВ составляют —

К _ВЛ =2731,462 тыс.руб.

9.2 Метод оценки эффективности инвестиций без учета дисконтирования

Методы оценки эффективности инвестиций, не учитывающие дисконтирование (фактор времени), как правило, используются для оценки проектов, капитальные затраты в которые вкладываются в течение одного года либо проектов с коротким жизненным циклом (3-5 лет), или требующих для своей реализации незначительных по объему инвестиций.

Расчет критериев эффективности ведется в этом случае, исходя из средних за инвестиционный период экономических показателей или экономических показателей первого года эксплуатации, так как их можно легко и сравнительно точно определить.

9.2.1 Метод оценки эффективности инвестиций по сроку окупаемости

Срок окупаемости характеризует период времени, за который инвестированный капитал возвращается (окупается) за счет чистой прибыли:

(20)

где К- капиталовложение

Пчист — чистая прибыль

В условиях рынка для срока окупаемости не существует единого жестко заданного нормативного значения. Любая прибыль рано или поздно окупит инвестиции, вопрос лишь в том, устраивает ли инвестора этот срок окупаемости.

Проект признается эффективным, если срок окупаемости инвестиций меньше или равен заранее обусловленному сроку, определенному инвестором на основе прошлого опыта осуществления аналогичных проектов.

Основной недостаток метода срока окупаемости состоит в отсутствии учета динамики событий после того, как проект себя окупит, иными словами, он не учитывает весь период функционирования инвестиций и, следовательно, на Т _ок. не влияет прибыль, получаемая за пределами срока окупаемости. Кроме того, этот метод ориентирован не на изменение прибыльности проекта, а на определение его ликвидности.

9.2.2 Расчет экономической эффективности инвестиций по сроку окупаемости проекта

1)Годовое потребление электроэнергии по ТП №64 в год:

W _год = DSР * Т_max = 132,3* 5300 = 701190 кВт ч / год (21)

где Т _max = 5300 час;

Годовые потери электроэнергии состоят из потерь в воздушной линии и потерь в трансформаторе:

DW _пот =DW_л +DW_тр ´ + DW_тр ´´ = DSР_ВЛ * t_пот + DР_тр * t_пот + DР_хх * t; (22)

где t _пот = (0,124 + Т_max * 10^-4 )² * t = (0,124 + 4800 * 10^-4 )² * 8760 = 2809 часа

t = 8760 час.

D W _пот = 1,239* 2809 + 1,8 * 2809 + 0,78 * 8760 = 15369,35кВт ч /год

Тариф на электроэнергию на 2012 год:

кВт*час = 2,08 руб.

Чистая прибыль:

П _чист = налоги ( тариф * W_год — И_∑ ); (23)

Суммарные издержки:

И _∑ = И_ам + И_рем + И_обс + С_пот (24)

Издержки на амортизацию:

И _ам = 0,035 * К = 0,035 * 774,815 = 27,12 тыс.руб. (25)

Издержки на ремонт:

И _рем = 0,01 * К = 0,01 * 774,815 = 7,75 тыс.руб. (26)

Издержки на обслуживание:

И _обс = 0,005 * К = 0,005 * 774,815 = 3,87 тыс.руб. (27)

Стоимость потерь электроэнергии:

С _пот = ∆W_пот * τ = 15369,35 * 2,08 * 10^-3 = 32,0 тыс.руб. (28)

И _∑ = 27,12+7,75+3,87+32,0= 70,75 тыс.руб.

П _чист = 0,7 (2,08 * 10^-3 * 701190 — 70,75) = 971,41 тыс. руб.

Срок окупаемости:

Т _ок = 774,815 /971,41 = 0,8; то есть (0,8 * 12 мес)= 9,6 ≈ 10месяц.

Т _ок ≈ 10 месяцев.

Заключение

В выпускной квалификационной работе представлен проект реконструкции электрических сетей 0,4кВ в заводском микрорайоне (район стадиона) города Калачинска. На основании расчетов электрических нагрузок выбраны сечения и марка проводов ВЛ-0,4кВ по методу допустимой потери напряжения. Рассчитаны допустимый ток и потери мощности. Разработана оптимальная схема сети 0,4кВ. Проработан вопрос организации электромонтажных работ при реконструкции ВЛ-0,4кВ. В экономическом разделе составлен локальный сметный расчет, найден срок окупаемости реконструируемого участка ВЛ-0,4кВ. Срок окупаемости составляет 10 месяцев. По итогам расчетов можно сделать вывод, что реконструкция экономически целесообразна, а судя по техническому состоянию необходима.

Библиографический список

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/kursovaya/rekonstruktsiya-elektricheskih-setey/

1 Пособие по проектированию Воздушных линий электропередачи напряжением 0,38-20кВ с самонесущими изолированными и защищенными проводами. Книга 2.Система самонесущих изолированных проводов напряжением до 1кВ с изолированным нулевым несущим проводником. Логинов А.В., Логинова С.Е., Шаманов Д.Г. С-Пб: ENSTO, 2004г

2 Правила устройства электроустановок: 7-е изд., перераб. и дополн. — М.: Энергоатомиздат, 2003. — 776 с.: ил.

3 Боровиков В.А. Электрические сети энергетических систем. Учебник для техникумов- Л.: Энергия, 1977;

4 Макаров Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ, Том 1/Под И.Т. Горюнова и др. — М.: Папирус ПРО, 1999.- 608 с.:.

5 Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и 110-150 кВ, Том 2/Под И.Т. Горюнова, А.А. Любимова,- М.: Папирус ПРО, 2003. — 640 с.

Макаров Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ, Том 4/Под И.Т. Горюнова, А.А. Любимова,- М.: Папирус ПРО, 2005. — 640с.

7 Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: Учеб. пособие для студентов электроэнергетических специальностей вузов, 2-е изд. перераб. и доп. / В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперно и др.; Под ред. В.М. Блок. — М.: Высш. шк., 1990. — 383 с. : ил.

8 Рожкова Л.Д., Козулин Д.С. Электрооборудование станций и подстанций. Учеб. для техникумов. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1987.- 648 с.: ил.

9 Электротехнический справочник, т. 3, кн. 1; Производство и распределение электроэнергии: Справочное издание / (Под ред.: И.Н. Орлова) 7-е изд.,исп).

и доп. — IV.: Энергоатс миздат, 1987. — 882 с.: ил.

10 Нормативы для определения расчетных электрических нагрузок зданий (квартир), коттеджей. Изменения к РД 34.20.185-94.

Свод правил по проектированию и строительству СП 31-110-2003.4. Ведомственные строительные нормы проектирования (Электрооборудование жилых и общественных зданий)

12 Типовая инструкция по техническому обслуживанию и ремонту воздушных линий электропередачи напряжением 0,38-20 кВ с неизолированными проводами РД 153-34.3-20. 662 — 98.

13 «Ведомственные укрупненные единые расценки на ремонт и техническое обслуживание электрических сетей» СО 153-34.20.815

14 «Бюллетень информационных расценок и материалов для строителей». Сибирский региональный центр, 2000г

15 Фомина В.Н. Экономика электроэнергетики: Учебник.-М.:ИУЭ ГУУ, ВИПКэнерго, ИПК-госслужбы, 2005. — 329 с.