Кузнецов Дмитрий Владимирович. Исследование комбинированных воздушно-кабельных линий напряжением 10 кВ в системе электроснабжения ООО «Знаменский СГЦ»

2
УДК: 621.315.24
Аннотация
Целью выпускной квалификационной работы является исследование
комбинированных воздушно-кабельных линий напряжением 10 кВ в системе
электроснабжения ООО «Знаменский СГЦ».
В первой главе выполнен ретроспективный анализ существующих
решений
применяемых
при
проектировании
и
строительстве
линий
электропередач напряжением 10 кВ.
Во второй главе рассмотрены инновационные решения, применяемые в
кабельно-воздушных линиях электропередач напряжением 10 кВ, а именно
универсальный кабель. Описана конструкция и типы исполнения кабеля.
В третьей главе выполнена разработка проектного решения для внешнего
электроснабжения комбикормового завода ООО «Знаменский СГЦ». На
примере строительства новой линии электропередач, с использованием
универсального кабеля, выявлены основные преимущества и недостатки
универсального кабеля.
В четвёртой главе произведено технико-экономическое обоснование
выбора
кабельно-воздушной
универсального
кабеля
линии
для
электропередач
внешнего
комбикормового завода ООО «Знаменский СГЦ».
Стр. 85, рис. 27, табл. 12, библ. 34 наименований.
с
использованием
электроснабжения
3
УДК: 621.315.24
The summary
The purpose of the qualification work is the study of combined air-cable lines
with a voltage of 10 kV in the power supply system of LLC «Znamensky SGC».
The first chapter contains a retrospective analysis of existing solutions used in
the design and construction of 10 kV transmission lines.
In the second chapter, innovative solutions used in cable-air power lines with a
voltage of 10 kV, namely the universal cable, are considered. The design and types of
cable design are described.
In the third chapter, a design solution for the external power supply of the feed
mill LLC «Znamensky SGC» was completed. On the example of building a new
power line, using a universal cable, the main advantages and disadvantages of a
universal cable are revealed.
The fourth chapter carried out a feasibility study on the choice of cableoverhead power lines using a universal cable for external power supply feed mill
LLC «Znamensky SGC».
Pp. 85, fig. 27, table 12, the bibl. 34 items.
4
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ .................................................................................................................. 7
1 Ретроспективный анализ существующих решений применяемых при
проектировании и строительстве линий электропередач напряжением 10 кв ..... 9
1.1 Воздушные линии электропередач.................................................................... 10
1.1.1 Основные элементы исполнения воздушных линий .................................... 10
1.1.2 Опоры воздушных линий ................................................................................ 12
1.1.3 Провод применяемый для воздушных линий ............................................... 17
1.2 Кабельные линии электропередач ..................................................................... 18
1.2.1 Устройство кабельной линии 10 кВ ............................................................... 19
1.2.2 Способ прокладки кабельной линии .............................................................. 21
Вывод .......................................................................................................................... 23
2 Инновационные решения, применяемые в кабельно-воздушных линиях
электропередач напряжением 10 кв ........................................................................ 24
2.1 Кабельно-воздушная линия, выполненная универсальным кабелем ............ 24
2.2 Виды и конструкция универсального кабеля ................................................... 28
2.3 Защитные мероприятия при применении универсального кабеля ................ 32
2.4 Электрические факторы и воздействие на сеть ............................................... 33
3 Разработка проектного решения для электроснабжения ООО «Знаменский
СГЦ».
Применение
кабельно-воздушной
линии
с
использованием
универсального кабеля ............................................................................................. 37
3.1 Краткая характеристика и анализ комбикормового завода ООО «Знаменский
СГЦ» ........................................................................................................................... 37
3.1.1 Описание предприятия .................................................................................... 37
3.1.2 Краткое описание технологического процесса ............................................. 39
5
3.1.3 Место расположение, климатические условия ............................................. 40
3.1.3 Определение электрических нагрузок ........................................................... 41
3.2 Выбор варианта исполнения и прохождения линии электропередач для
электроснабжения комбикормового завода ООО «Знаменский СГЦ» ............... 46
3.2.1 Основные данные ............................................................................................. 46
3.2.2 Выбор оптимального решения исполнения ЛЭП ......................................... 47
3.3 Выбор количества и места расположения ТП в населенном пункте ............. 51
3.4 Расчет электрической нагрузки на шинах ТП 10/0,4 кВ, выбор номинальной
мощности трансформаторов и типов ТП ................................................................ 53
3.5 Выбор типа трансформаторной подстанции .................................................... 53
3.5.1 Выбор КТП №1 мощностью 1600 кВ·А......................................................... 55
3.5.2 Выбор КТП № 1 мощностью 1000 кВ·А........................................................ 57
3.6 Выбор основных вариантов схем электроснабжения комбикормового завода
ООО «Знаменский СГЦ» .......................................................................................... 58
3.6.1 Двойная магистральная схема электроснабжения 10 кВ ............................. 59
3.7.2 Кольцевая схема электроснабжения 10 кВ .................................................... 60
3.7 Режимы работы схем электроснабжения .......................................................... 61
3.7.1 Двойная магистральная схема электроснабжения КВЛ-10 кВ.................... 61
3.7.2 Кольцевая схема электроснабжения 10 кВ .................................................... 64
Вывод .......................................................................................................................... 67
4 Технико-экономическое обоснование выбора кабельно-воздушной линии
электропередач
с
использованием
универсального
кабеля
для
электроснабжения ООО «Знаменский СГЦ» ......................................................... 68
4.1 Капитальные вложения на реализацию двухцепной магистральной и
кольцевой схемы электроснабжения 10 кВ ............................................................ 68
6
4.2 Эксплуатационные издержки при реализации двухцепной магистральной и
кольцевой схемы электроснабжения ....................................................................... 69
4.2.1 Для двухцепной магистральной схемы электроснабжения ......................... 69
4.2.2 Для кольцевой схемы электроснабжения ...................................................... 70
4.3 Определение экономического эффекта при использовании различных
вариантов схем электроснабжения .......................................................................... 71
4.3.1 Расчет надежности электроснабжения потребителей населённого пункта в
зависимости от схем электроснабжения ................................................................. 71
Вывод .......................................................................................................................... 77
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ......................................................................................................... 79
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ......................................................................................... 82
7
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность работы.
В результате широкого и повсеместного использования электроэнергии
энергетика стала важной отраслью, от которой зависит развитие всего народного
хозяйства.
Вопрос обеспечения надежности электроснабжения и эффективного
функционирования потребителей возник с появлением первых электрических
сетей и остается актуальным по настоящее время.
Одним из основных показателей любой системы электроснабжения
является надежность, т.е. бесперебойность подачи электроэнергии [20].
Надежность электроснабжения непосредственно связана с аварийными
отключениями распределительных сетей [7]. Наибольшее число аварийных
отключений, которые происходят из-за природных факторов, приходится на
воздушные линии напряжением 6-10 кВ, на них приходится около 70 % всех
нарушений электроснабжения.
В данной работе мы рассмотрим применение нового современного
решения – универсальный кабель [7] 10 кВ класса «вода – земля – воздух», при
строительстве или реконструкции новых кабельно-воздушных линий, который
должен стать востребованным во многих регионах нашей страны.
Рассмотрим основные преимущества и недостатки универсального
кабеля. Особенности конструкции и материалы, из которых он изготовлен.
Возможность использования в разных регионах нашей страны, в зависимости
от
климатических
условий.
Рассмотрим
защитные
мероприятия
при
применении универсального кабеля.
Разработаем проектное решение для строительства новой линии
электропередач для системы внешнего электроснабжения комбикормового
завода ООО «Знаменский СГЦ». Прекращение электроснабжения объекта, в
случае аварии, приведет к срыву основных технологических процессов,
поэтому для электроснабжения комбикормового завода будут широко
8
внедряться мероприятия по повышению надежности электроснабжения. На
данном примере рассмотрим возможность применения универсального кабеля.
Выберем и обоснуем оптимальную трассу прохождения кабельновоздушной линии 10 кВ.
Определим основные электрические нагрузки комбикормового завода,
что позволит выбрать оптимальное количество и место расположения ТП с
учетом удобства их размещения и обслуживания.
Рассчитаем электрическую нагрузку на шинах ТП 10/0,4 кВ, выберем тип
и мощность трансформаторных подстанций.
Также составим основные варианты схем электроснабжения, рассмотрим
режимы отключений схем при различных вариантах к.з.
Рассчитаем капитальные вложения и эксплуатационные издержки для
двух вариантов схем электроснабжения населённого пункта. Выберем
оптимальную.
Структура работы.
Работа состоит из аннотации, введения, четырех глав, заключения,
библиографического списка (34 наименований). Общий объем 85 страниц.
9
1 РЕТРОСПЕКТИВНЫЙ АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ РЕШЕНИЙ
ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ И СТРОИТЕЛЬСТВЕ ЛИНИЙ
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ НАПРЯЖЕНИЕМ 10 КВ
Линии электропередачи (ЛЭП) – основной элемент системы передачи и
распределения электроэнергии. Основными двумя способами выполнения
линий электропередач являются: воздушный и кабельным. На энергоемких
предприятиях применяют также токопроводы, на генераторном напряжении
электростанций – шинопроводы, в производственных и жилых зданиях –
внутренние проводки.
Выбор типа линии электропередачи, ее конструктивного исполнения,
определяется следующими факторами:
1) назначением линии;
2) местом расположения (прокладки);
3) номинальным напряжением;
4) передаваемой мощностью;
5) дальностью электропередачи;
6) климатическими условиями;
7) площадью и стоимостью занимаемой (отчуждаемой) территории;
8) экономической целесообразностью передачи электрической энергии;
9) требованиями электробезопасности и технической эстетики.
Выбор типа исполнения линии электропередач производится на стадиях
принятия проектных решении.
В данном разделе формулируются требования, которыми должны
удовлетворять линии электропередачи, условия их выполнения и на их основе
представляются некоторые принципы и варианты конструктивного исполнения
линий электропередачи.
Подробно остановимся на основных вариантах исполнения линий
электропередач.
10
1.1 Воздушные линии электропередач
Воздушные линии электропередачи (ВЛ) – самый распространенный и
простой способ передачи электроэнергии в виду их относительно низкой
стоимости. По данной причине применение воздушной линии рассматривается
в первую очередь при проектировании и строительстве [22].
Воздушные линии предназначены для передачи и распределения
электроэнергии по проводам, расположенным на открытом воздухе и
поддерживаемым с помощью опор и изоляторов. Из-за простоты конструкции
воздушные ЛЭП сооружаются и эксплуатируются в самых разнообразных
климатических
условиях
и
географических
районах,
однако,
очень
чувствительны к атмосферному воздействию (ветер, гололед, дождь, изменение
температуры). Поэтому при проектировании воздушных линий необходимо
обязательно учитывать атмосферные явления, загрязнение воздуха, условия
прокладки (слабозаселенная местность, территория города, предприятия) и др.
Из вышесказанного можно сделать вывод, что материалы и конструкции
обязательно должны удовлетворять ряду требований:
1) экономически приемлемая стоимость;
2) хорошая электропроводность и достаточная механическая прочность
материалов проводов и тросов;
3) стойкость к коррозии;
4) стойкость к химическим воздействиям;
5) линии должны быть электрически и экологически безопасны;
6) занимать минимальную территорию [22].
1.1.1 Основные элементы исполнения воздушных линий
Основными элементами построения воздушных линий являются опоры,
провода, грозозащитные тросы, изоляторы и линейная арматура.
По конструктивному исполнению опор наиболее распространены одно- и
двухцепные ВЛ.
Трасса линии – полоса земли, представляющая собой протяженный
участок открытой территории, на котором установлены опоры. На трассе
11
воздушной линии одновременно могут быть построены до четырех цепей.
Каждая цепь высоковольтной ВЛ объединяет три провода (комплекта
проводов) трехфазной линии, в низковольтной – от трех до пяти проводов. В
целом конструктивная часть воздушной линии характеризуется типом опор,
длинами пролетов, габаритными размерами, конструкцией фаз, количеством
изоляторов (рисунок 1.1).
Рисунок 1.1 – Конструкционная схема одноцепной воздушной линии:
а) 1- анкерная опора, 2 – промежуточная опора;
б) основные характеристики габаритного пролета ВЛ
Длины пролетов ВЛ выбирают по экономическим соображениям, т. к. с
увеличением длины пролетов возрастает провис проводов, необходимо
увеличить высоту опор Н, чтобы не нарушить допустимый габарит линии h
(рис. 1. б), при этом уменьшится количество опор и изоляторов на линии.
Габарит линии – величина, характеризующая наименьшее расстояние от
нижней точки провода до земли (земли, рек, озер, линий связи, шоссейных и
железных дорог и т.п.) – должен был таким, чтобы обеспечить безопасность
движения людей и транспорта под линией. Это расстояние регламентируется
ПУЭ [1] и зависит от номинального напряжения линии, условий местности
(населенная, ненаселенная).
Основные конструктивные размеры воздушной линии приведены в
таблице 1.1. Конструкция фазы ВЛ обычно определяется количеством проводов
в этой фазе. Расщепленной – называют фазу выполненной несколькими
проводами. Расщепленные фазы высокого и сверхвысокого напряжения
используют при прохождении трассы воздушной линии через какие-либо
12
препятствия. При этом в одной фазе используют два провода при 330 (220) кВ,
три – при 500 кВ, от 4 до 5 при 750 кВ, от 8 до 12 – при 1150 кВ.
Таблица 1.1
Конструктивные размеры ВЛ
Расстояние
Номинальное
между
Длинна
Высота
напряжение, кВ фазами D, пролета l, м опоры Н, м
м
Габарит линии h, м
<1
0,5
40-50
8-9
6-7
6-10
1
50-80
10
6-7
35
3
150-200
12
6-7
110
4-5
170-250
13-14
6-7
150
5,5
200-280
15-16
7-8
220
7
250-350
25-30
7-8
330
9
300-400
25-30
7,5-8
500
10-12
350-450
25-30
8
750
14-16
450-750
30-41
10-12
1150
12-19
-
33-54
14,5-17,5
1.1.2 Опоры воздушных линий
Опоры
воздушных
линий
–
конструкции,
предназначенные
для
подвешивания проводов на необходимой высоте над землей, водой и
инженерными сооружениями. Кроме проводов, на опорах подвешивают
стальные заземленные тросы для защиты идущих по опорам проводов, от
прямых ударов молнии и связанных с этим перенапряжением.
Существует огромное количество различных типов и конструкций опор.
В зависимости от назначения опоры ВЛ разделяют на промежуточные и
анкерные.
Промежуточные опоры – служат для поддерживания проводов на прямых
участках линии. Доля промежуточных опор в среднем составляет от 80 до 90%,
так как в основном воздушные линии построены прямо, без поворотов. Провода
к ним крепятся с помощью поддерживающих (подвесных) гирлянд изоляторов
13
или штыревых изоляторов. Промежуточные опоры в нормальном режиме
испытывают нагрузку в основном от собственного веса проводов, тросов и
изоляторов.
Анкерные опоры – устанавливают в местах жесткого крепления
проводов; они делятся на концевые, угловые, промежуточные и специальные.
Анкерные опоры, рассчитаны на продольные и поперечные составляющие
натяжения
проводов
(натяжные
гирлянды
изоляторов
расположены
горизонтально), испытывают наибольшие нагрузки, поэтому они значительно
дороже и сложнее промежуточных; число их на каждой линии должно быть
минимальным. Испытывают постоянное натяжение, концевые и угловые
опоры, устанавливаемые в конце или на повороте линии, проводов и тросов:
одностороннее или по равнодействующей угла поворота; промежуточные
анкерные,
устанавливаемые
на
протяженных
прямых
участках,
также
рассчитываются на одностороннее натяжение, которое может возникнуть при
обрыве части проводов в примыкающем к опоре пролете.
Специальные опоры бывают следующих типов:
1) переходные – для больших пролетов пересечения рек, ущелий;
2) ответвительнные – для выполнения ответвлений от основной линии;
3) транспозиционные – для изменения порядка расположения проводов
на опоре.
Наряду с назначением (типом) конструкция опоры определяется
количеством цепей ВЛ и взаимным расположением проводов (фаз). Опоры
и линии выполняются в одно- или двухцепном варианте, при этом провода на
опорах могут размещаться следующим образом:
1) треугольником;
2) горизонтально;
3) обратной «елкой»;
4) шестиугольником;
5) «бочкой».
14
Расположение проводов и тросов в зависимости от типа и конструкции
опор приведено на рисунке 1.2.
Рисунок 1.2 – Расположение проводов и тросов на опорах
Несимметричное расположение фазных проводов по отношению друг к
другу (рисунок 1.2) обуславливают неодинаковость индуктивностей и емкостей
разных фаз. Для обеспечения симметрии трехфазной системы и выравнивания
по фазам реактивных параметров на длинных линиях (более 100 км)
напряжением 110 кВ и выше осуществляют перестановку (транспозицию)
проводов в цепи с помощью соответствующих опор. При полном цикле
транспозиции каждый провод (фаза) равномерно по длине линии занимает
последовательно положение всех трех фаз на опоре. Схема транспозиции
проводов приведена на рисунке 1.3.
Рисунок 1.3 – Схема транспозиции проводов
Для изготовления опор применяют различные материалы. Заводы
выпускаю
опоры
из
трех
железобетонные, металлические.
основных
видов
материала:
деревянные,
15
Деревянные опоры изготавливают из сосны или лиственницы и
применяют на линиях напряжением до 110 кВ в лесных районах. Однако, в
последнее время данный тип опор практически не используется. Типы
деревянных опор изображены на рисунке 1.4.
Основными элементами опор являются:
1) пасынки (приставки);
2) стойки;
3) траверсы;
4) раскосы;
5) подтраверсные брусья;
6) ригели.
Деревянные опоры просты и дешевы в изготовлении, удобны в
транспортировке. Основной их недостаток – недолговечность из-за гниения
древесины,
несмотря
на
ее
обработку
антисептиком.
Применение
железобетонных пасынков (приставок) увеличивает срок службы опор
от 20 до 25 лет.
Рисунок 1.4 – Применение деревянных опор и типов опоры:
а) промежуточная 0,38-10 кВ; б) промежуточная на 0,38-35 кВ;
в) угловая промежуточная 6-35 кВ; г) промежуточная на 35 кВ;
д) промежуточная свободностоящая на 35-220 кВ
Железобетонные опоры (рисунок 1.5) широко применяются на линиях
напряжением до 750 кВ. В настоящее время, при строительстве новой линии
16
электропередач в основном используют железобетонные опоры. Они могут
быть свободностоящими (промежуточными) и с оттяжками (анкерными).
Железобетонные опоры лишены основного недостатка деревянных опор,
они гораздо долговечнее деревянных, просты в эксплуатации, дешевле
металлических.
Рисунок 1.5 – Применение железобетонных опор на ВЛ и тип опор:
а) промежуточная 6-10 кВ; б) угловая промежуточная на 6-35 кВ;
в) анкерно-угловая одноцепная на оттяжках на 35-220 кВ; г) промежуточная
двухцепная на 110-220 кВ; д) промежуточная одноцепная портальная
на 330-500 кВ
Металлические (стальные) опоры (рисунок 1.6) применяют на линиях
напряжением 35 кВ и выше. К основным элементам относятся:
1) стойка;
2) траверса;
3) трубостойка;
4) оттяжка;
5) фундамент.
Они прочны и надежны, но занимают большую площадь, требуют для
установки сооружения специальных железобетонных фундаментов и в
процессе эксплуатации должны окрашиваться для предохранения от коррозии.
Металлические опоры используются в тех случаях, когда технически
сложно и неэкономично сооружать ВЛ на деревянных и железобетонных
опорах (переходы через реки, ущелья, выполнения отпаек от ВЛ и т.п.).
17
Рисунок 1.6 – Применение металлических опор на ВЛ и тип опоры:
а) промежуточная одноцепная башенного типа на 35-330 кВ; б) промежуточная
двухцепная башенного типа на 35-330 кВ; в) промежуточная одноцепная на
оттяжках 110-330 кВ; г) промежуточная портальная на оттяжках 330-500 кВ;
д) промежуточная свободно стоящая (типа «рюмка») на 500-750 кВ;
е) промежуточная на оттяжках (типа «набла») на 750 кВ
1.1.3 Провод применяемый для воздушных линий
Провод – электротехническое изделие, служащее для соединения
источника
электрического
тока
с
потребителем.
Наряду
с
хорошей
электропроводностью (возможно меньшим электрическим сопротивлением),
достаточной механической прочностью и устойчивостью против коррозии, они
должны
удовлетворять
условиям
экономичности.
Хотя
медь
обладает
наибольшей проводимостью, медные провода из-за высокой стоимости редко
используются. В основном применяют провода из наиболее дешевых металлов
алюминия, стали, специальных сплавов алюминия.
Типы проводов:
1) неизолированный
провод
–
провод,
состоящий
из
стального
сердечника и алюминиевых проволок. Самый простой и распространённый тип
провода применяемый на ВЛ;
2) изолированный провод (самонесущий изолированный провод, СИП) –
многожильный провод, представляет собой жгут скрученный из изолированных
фазных жил, сделанных из алюминия и нулевой несущей жилы. Фазные жилы
оснащены изоляцией, сделанной из светостабилизированного полиэтилена
18
повышенного давления окрашенного в черный цвет, который обладает
устойчивостью к ультрафиолетовым излучениям. В центре нулевой жилы
находится
стальной
сердечник,
скрученный
вокруг
алюминиевыми
проволоками;
3) защищённый провод – изолированный провод, имеющий поверх
электрической изоляции оболочку, предохраняющую электроизоляцию от
механических повреждений.
1.2 Кабельные линии электропередач
Кабельная
линия
электропередачи
(КЛ)
–
линия
для
передачи
электроэнергии, состоящая из одного или нескольких параллельных кабелей с
соединительными,
стопорными
и
концевыми
муфтами
(заделками)
и
крепежными деталями [34].
Кабельные линии прокладывают там, где строительство воздушных
линий невозможно из-за стесненной территории, неприемлемо по условиям
техники безопасности, нецелесообразно по экономическим, архитектурнопланировочным показателям и другими требованиям. Наибольшее применение
КЛ нашли при передаче и распределении электрической энергии на
промышленных
предприятиях
и
в
городах
(системы
внутреннего
электроснабжения) при передаче электрической энергии через большие водные
пространства [34].
Достоинства и преимущества кабельных линии по сравнению с
воздушными:
1) неподверженность атмосферным воздействиям, вследствие чего,
большую надежность и безопасность в эксплуатации;
2) скрытность трассы и недоступность для посторонних лиц;
3) меньшая повреждаемость;
4) компактность линии;
5) возможность широкого развития электроснабжения потребителей
городских и промышленных районов.
19
Именно поэтому, несмотря на их большую стоимость (в среднем от 2 до 3
раз для линий от 6 до 35 кВ и от 5 до 6 раз для линий 110 кВ и выше),
трудоемкость сооружения и сложность в обслуживании кабельные линии
широко применяют в сетях внешнего и внутреннего электроснабжения [34].
1.2.1 Устройство кабельной линии 10 кВ
Кабельные линии 10 кВ служит для передачи электроэнергии от
производителя конечному потребителю. Кабельная линия состоит из одного
или нескольких силовых кабелей с соединительными и концевыми муфтами
[34].
Прокладку кабельной линии ведут или непосредственно в земле или в
специальных кабельных сооружениях. Конструкции силовых кабелей зависят
от класса напряжения [34].
Наиболее распространены трех- и четырехжильные силовые кабели с
бумажной изоляцией. Для напряжения 10 кВ их выполняют с поясной
изоляцией в общей свинцовой оболочке для всех жил. На рисунке 1.7 показан
трехжильный кабель с секторными жилами на напряжение 10 кВ. Каждая жила
изолирована от другой специальной кабельной бумагой 2, пропитанной
специальной массой, в состав которой входят масло и канифоль. Все жилы от
земли изолированы поясной изоляцией 4 также из пропитанной бумаги. Для
обеспечения герметичности кабеля на поясную изоляцию накладывают
свинцовую оболочку без швов. От механических повреждений кабель защищен
броней 8 из стальной ленты, а от химических воздействий – асфальтированным
джутом [34].
В настоящее время заводы выпускающие кабели, свинцовое покрытие
заменили алюминиевым либо пластмассовым (сопрен, винилит).
Конструктивное обозначение силовых кабелей состоит из нескольких
букв: если первая буква А – жилы кабеля алюминиевые, если таковой нет –
жилы из меди; вторая буква обозначает материал изоляции жил (Р – резина, Вполивинилхлорид, П – полиэтилен, для кабелей с бумажной изоляцией буква не
ставится); третья буква обозначает материал оболочки (С – свинец, А–
20
алюминий, Н и HP – негорючая резина-найрит, В и ВР – поливинилхлорид, СТ
– гофрированная сталь); четвертая буква обозначает защитное покрытие (А –
асфальтированный кабель, Б – бронированный лентами, Г – голый (без
джутовой оплетки), К – бронированный круглой стальной оцинкованной
проволокой, П – бронированный плоской стальной оцинкованной проволокой).
Буква Н в конце обозначения говорит о том, что защитный покров негорючий,
Т – указывает на возможность прокладки кабеля в трубах, Шв или Шп
означают, что оболочка кабеля заключена в поливинилхлоридный или
полиэтиленовый шланг. Буква Ц в начале названия говорит о том, что
бумажная изоляция пропитана массой на основе церезина.
Рисунок 1.7 – Конструкция силового кабеля:
I — сечение силовых кабелей: а — двужильные кабели с круглыми и
сегментными жилами; б—трехжильные кабели с поясной изоляцией и
отдельными оболочками; в— четырехжильные кабели с нулевой жилой
круглой, секторной и треугольной формы; 1 — заполнитель; 2 — изоляция
жилы; 3 — токопроводящая жила; 4— оболочка; 5— наружный защитный
покров; 6— экран на токопроводящей жиле; 7 — бронепокров; 8 — нулевая
жила; 9 — поясная изоляция. II — силовой трехжильный кабель марки ААБ: 1
— токопроводящие жилы; 2,4 — фазовая и поясная изоляции; 3 —
наполнители; 5 — оболочка; 6 — защитный покров оболочки (подушка); 7 —
броня из стальных лент; 8 — наружный защитный покров
21
Трехжильные
кабели
с
изоляцией
из
сшитого
полиэтилена
на
номинальное напряжение 10 кВ, кроме того, имеют экраны из медных проволок
и медной ленты, накладываемые на каждую отдельную жилу, либо общий
экран [34].
Токопроводящие жилы бывают основными и нулевыми. Основные жилы
предназначены для передачи по ним электрической энергии. Нулевые жилы
предназначены
для
прохождения
разности
токов
фаз
(полюсов)
при
неравномерной их нагрузке. Они присоединяются к нейтрали источника тока.
Жилы защитного заземления являются вспомогательными жилами кабеля и
предназначены для соединения не находящихся под рабочим напряжением
металлических частей электроустановки, к которой подключен кабель с
контуром защитного заземления источника тока.
1.2.2 Способ прокладки кабельной линии
Для определения способа прокладки кабельной линии, необходимо
определить условия трассы, по которой будет проложен кабель. Существует
множество вариантов прокладывания кабельной линии. Способы прокладки в
земляных траншеях, блоках, туннелях, кабельных туннелях, коллекторах, по
кабельным эстакадам, а так же по перекрытиям зданий изображены на
рисунке 1.8.
Рисунок 1.8 – Способы прокладки кабелей и кабельные сооружения:
а) земляная траншея; б) коллектор; в) туннель; г) канал; д) эстакада; е) блок
На территории городов, промышленных предприятиях кабельные линии,
в большинстве случав, прокладывают в земляных траншеях (рис. 1.8, а). Для
защиты кабеля от повреждений из-за прогибов на дне траншеи создают мягкую
22
подушку из песка. При прокладке в одной траншее нескольких кабелей до
10 кВ расстояние по горизонтали между ними должно быть не менее 0,1 м,
между кабелями от 20 до 35 кВ – 0,25 м. Кабель засыпают небольшим слоем
такого же грунта и закрывают кирпичом или бетонными плитами для защиты
от механических повреждений. После этого кабельную траншею засыпают
землей. В местах перехода через дороги и на вводах в здания кабель
прокладывают в асбестоцементных или иных трубах. Это защищает кабель от
вибраций и обеспечивает возможность ремонта без вскрытия полотна дороги.
Прокладка в траншеях – наименее затратный способ кабельной
канализации ЭЭ.
Затруднительно прокладывать кабель в местах прокладки большого
количества кабелей, где агрессивный грунт и блуждающие токи ограничивают
возможность их прокладки в земле. Поэтому наряду с другими подземными
коммуникациями используют специальные сооружения: коллекторы, туннели
каналы, блоки и эстакады [34].
Коллектор (рис. 1.8, б) служит для совместного размещения в нем разных
подземных коммуникаций: кабельных силовых линий и связи, водопровода по
городским магистралям и на территории крупных предприятий.
При большом числе параллельно прокладываемых кабелей, например, от
здания мощной электростанции, применяют прокладку в туннелях (рис. 1.8, в).
При этом улучшаются условия эксплуатации, снижается площадь поверхности
земли, необходимая для прокладки кабелей. Однако стоимость туннелей весьма
велика. Туннель предназначен только для прокладки кабельных линий. Его
сооружают под землей из сборного железобетона или канализационных труб
большого диаметра, емкость туннеля — от 20 до 50 кабелей [34].
Если число кабелей меньше, тогда применяют кабельные каналы (рис.
1.8, г), находящиеся под землей или выходящие на уровень поверхности земли.
Кабельные эстакады и галереи (рис. 1.8, д) используют для надземной
прокладки кабелей. Данный вид кабельных сооружений широко применяют
там, где прокладка силовых кабелей в земле является опасной из-за оползней,
23
обвалов, вечной мерзлоты и т. п. В кабельных каналах, туннелях, коллекторах и
по эстакадам кабели прокладываются по кабельным кронштейнам.
В крупных городах и на больших предприятиях кабели иногда
прокладываются в блоках (рис. 1.8, е), представляющих асбестоцементные
трубы, стыки, которые заделаны бетоном. Однако в них кабели плохо
охлаждаются, что снижает их пропускную способность. Поэтому прокладывать
кабели в блоках следует лишь при невозможности прокладки их в траншеях.
В зданиях, по стенам и перекрытиям большие потоки кабелей
укладывают в металлические лотки и короба. Одиночные кабели могут
прокладываться открыто по стенам и перекрытиям или скрыто: в трубах, в
пустотелых плитах и других строительных частях зданий.
Вывод
В первой главе был проведен ретроспективный анализ существующих
решений
применяемых
электропередач.
при
Рассмотрены
проектировании
основные
и
способы
строительстве
линий
построения
линий
электропередач выполненными воздушными линиями электропередач. Так же
описаны основные типы опор, виды проводов, применяемы при строительстве
ВЛ, материалы из которых их изготавливают.
Помимо воздушных линий электропередач были рассмотрены кабельные
линии. Прокладку кабельной линии ведут или непосредственно в земле или в
специальных кабельных сооружениях, таких как блоки, туннели, кабельные
туннели, коллекторы, кабельные эстакады, а так же по перекрытия зданий.
Линии электропередач 10 кВ и выше выполняют специальным силовым
кабелем. Конструкции силовых кабелей зависят от класса напряжения.
Рассмотрели основные плюсы и минусы как воздушных линии
электропередач, так и кабельных линий электропередач.
24
2 ИННОВАЦИОННЫЕ РЕШЕНИЯ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ В КАБЕЛЬНОВОЗДУШНЫХ ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ НАПРЯЖЕНИЕМ 10 КВ
Распределительные электрические сети
традиционно делились на
подземные кабельные линии, выполненные в кабельном исполнении, и
воздушные
линии,
выполненные
неизолированным
или
защищенным
проводом. В городах преобладают кабельные линии, в то время как в сельской
местности доминирующее положение занимают воздушные линии.
Универсальные кабели являются относительно новым решением для
сетей среднего класса напряжения. Они предназначены для прокладки, как по
стандартным опорам воздушной линии, так и в земле без использования какихлибо соединительных муфт. Универсальные кабели позволяют построить ЛЭП
от 6 до 35 кВ там, где невозможно использовать классические технические
решения или предъявляются повышенные требования к надёжности [32].
2.1 Кабельно-воздушная линия, выполненная универсальным кабелем
В современных кабельно-воздушных линиях применяют универсальный
кабель [7] класса «вода – земля – воздух», который
востребованным
во
многих
регионах
нашей
должен стать
страны.
Применение
универсального кабеля дает следующие преимущества:
–
прокладка
в
стеснённых
условиях,
когда
ширина
коридора
недостаточна для строительства обычной ВЛЗ от 10 до 35 кВ, например, в
плотной жилой застройке;
–
отсутствие электрического поля, слабое магнитное поле;
–
совместная подвеска с телекоммуникационными линиями;
–
совместная подвеска двух и более цепей от 10 до 35 кВ на общих
опорах;
–
совместная подвеска линий от 10 до 35 кВ с линиями 0,4 кВ и
линиями связи на общих опорах;
–
возможно строительство КВЛ-10 кВ в габаритах ВЛ-0,4 кВ или даже
строительство КВЛ-35 кВ в габаритах ВЛ-10 кВ;
25
–
кабель обеспечивает возможность перехода воздушной кабельной
линии в подземную или в подводную без монтажа сложных узлов перехода;
–
в районах с повышенной гололёдной и ветровой нагрузкой;
–
в
районах
с
повышенным
загрязнением
от
промышленных
предприятий или у морских побережий, где загрязнение изоляторов на ВЛ
приводит к их частым перекрытиям и увеличению затрат на эксплуатацию;
–
в лесных массивах, где воздушные линии с неизолированными
проводами представляют опасность из-за возможности возникновения пожара
при обрыве проводов;
–
в районах со скальным грунтом, где обустройство кабельных траншей
требует больших капиталовложений;
–
снижение расходов на расчистку просек;
–
в лесных массивах, где вырубка широких просек невозможна на
основании
каких-
либо
условий
(сохранение
естественного
пейзажа,
лавиноопасность в горной местности и т.д.).
Медные самонесущие кабели EXCEL и FXCEL [7] имеют очень малый
вес и наружный диаметр, что позволяет использовать недорогие крюки и
зажимы, применяемые при строительстве ВЛИ-0,4 кВ.
Кабели, называемые универсальными, имеют несколько важных общих
качеств. Они должны обладать стойкостью к различным условиям при
установке под землёй, в воде и над землёй (в воздухе). Для укладки под землёй
кабель должен быть стойким к нежелательным воздействиям и легко
укладываемым (зарываемым). Для укладки в воде важное значение имеет,
чтобы плотность кабеля обеспечивала его погружение.
Например, для крепления проводов СИП-3 на типовой промежуточной
опоре потребуется: траверса, 3 штыревых изолятора, 3 или 6 спиральных вязок
и устройство грозозащиты. Для подвески кабеля EXCEL достаточно крюка М16
и небольшого поддерживающего зажима.
С механической точки зрения совместная подвеска кабеля EXCEL и
провода СИП-2 (СИП-4) на общих опорах эквивалентна обыкновенной
26
двухцепной линии 0,4 кВ, что фактически позволяет использовать опоры 0,4 кВ
(стойки СВ95-3 и СВ110-5) для строительства линий 10 кВ.
Сравнительные массогабаритные характеристики кабеля EXCEL и
провода СИП-2 приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1
Сравнительные массогабаритные характеристики кабелей
Марка
Диаметр, мм
Масса, кг/км
СИП-2 3х35+50
30
614
СИП-2 3х50+70
35
842
СИП-2 3х95+95
44
1423
EXCEL 3x10/10-10
29
830
Кабели
EXCEL
и
FXCEL
удобно
применять
для
подключения
трансформаторных подстанций на тупиковых ответвлениях от магистрали
ВЛ-10 кВ.
Так же к достоинствам можно отнести высокие электрические параметры
универсального кабеля, относительно низкие эксплуатационные расходы,
возможность монтажа КВЛ при морозе до минус 15 °С, перспективы
применения универсального кабеля как при загородном строительстве, так и
при проведении ремонтных работ – и получаем достойную альтернативу
воздушным
линиям
от
6
до
35
кВ,
строящимся
с
применением
неизолированных проводов, решение, позволяющее снизить финансовые и
временные затраты на строительство и монтаж КВЛ.
В европейских странах широко используются самонесущие кабели для
строительства сервисных линий:
1) для аварийного электроснабжения;
2) для обходных кабельных перемычек при реконструкции участка ЛЭП;
3) для временного электроснабжения строительных площадок или
крупных массовых мероприятий.
27
Например, в Польше для этих целей применяют самонесущие кабели с
уже установленными концевыми муфтами или адаптерами. На кабельном
барабане оставляют длинный внутренний конец кабеля (15-20 метров) для
подсоединения его к опоре или к трансформатору без разматывания всего
кабеля с барабана. Кабель прокладывается по существующим или временным
деревянным/композитным опорам, устанавливаемым на бетонные основания.
Необходимо учитывать, что допустимый длительный ток кабеля зависит
от его количества на барабане, т.к. ухудшается охлаждение: Данные по
допустимому длительному току кабеля приведены в таблице 2.2.
Таблица 2.2
Максимальные значения допустимого длительного тока кабеля
Метраж EXCEL 3x10/10-10
на барабане
Iдоп, А
0 м – полностью развёрнут
71
500 м
15 – 25 (5 – 6 часов)
Концы кабеля наматывают в боковом отсеке барабана, чтобы не
повредить при транспортировке.
Рекомендуемая максимальная длина кабеля позволяет обеспечить
расстояние между последним витком кабеля и торцом щеки барабана («зазор с
землей»). Это расстояние составляет 150 мм для малых барабанов и 250 мм.
Данный запас требуется для повторного сматывания кабеля на барабан
непосредственно на месте монтажа, так как возврат кабеля на барабан в «поле»
не обеспечит плотного заводского качества намотки.
28
Таблица 2.3
Рекомендованная длина барабана для сервисной линии
Рекомендованная длина, м
Диаметр
EXCEL 3x10/10-10
AXCES 3x70/25-10
барабана, мм
K20IT
300
200
2000
K22IT
400
300
2200
K24IT
600
400
2400
K26IT
800
600
2600
Тип барабана
2.2 Виды и конструкция универсального кабеля
В кабельно-воздушных линиях применяют специальные универсальные
кабели, которые бывают с несущим тросом и без.
Самонесущие кабели без троса EXCEL, FXCEL, а ASCES без троса [7].
Для
значительного
повышения
надёжности
электроснабжения,
воздушные линии электропередачи должны быть стойкими к воздействию
нагрузки от гололёда, бурь и упавших деревьев. Лёгкие и невероятно прочные
самонесущие кабели, благодаря своей конструкции, являются лучшим
решением для самых суровых условий эксплуатации.
Кабели EXCEL и FXCEL удовлетворяют требованиям ПУЭ [1] по
условиям механической прочности, а кабель AXCES вдвое прочнее провода
СИП-3 аналогичного сечения. Специальная конструкция кабеля не допускает
распространения продольных механических повреждений при его обрыве:
Фото кабелей EXCEL (слева) и AXCES (справа) изображены на
рисунке 2.1.
Рисунок 2.1 – Обрыв универсально кабеля
29
Обрыв локализован на небольшом участке. Таким образом, надежность
кабельно-воздушных линий, выполненной с применением самонесущих
кабелей будет значительно выше надежности ВЛЗ, выполненной проводом
СИП-3.
Герметизация токопроводящих жил и несущего троса предохраняет
кабель от продольного распространения влаги от точки повреждения, а
конструкция экрана полностью ограничивает попадание влаги внутрь кабеля и
исключает возможность возникновения водных триингов в толще изоляции и
последующего пробоя. Возможность подвески универсального кабеля на одной
опоре с другими линиями электропередачи, а также с проводами радиовещания
и телефонных линий, перспективы применения уже построенных деревянных и
железобетонных опор удешевляют стоимость строительства КВЛ, а трудности
хищения данного кабеля снижают интерес охотников за цветным металлом.
В самонесущем кабеле типа EXCEL / FXCEL / AXCES кабельные жилы
являются элементами, воспринимающими наибольшую часть растягивающего
напряжения в кабеле. Поскольку жилы находятся под электрическим
напряжением, это усилие не может быть приложено непосредственно к жилам,
осевые усилия должны передаваться через внешнюю оболочку и систему
изоляции, не повреждая их.
Кабели EXCEL / FXCEL / AXCES сконструированы таким образом, что
разные слои не проскальзывают друг относительно друга, что позволяет
использовать их в качестве самонесущих воздушных кабелей, проложенных по
стандартным опорам ВЛ.
Кабели имеют специальную конструкцию, которая не допускает
распространения механических повреждений вдоль кабеля при его обрыве.
30
Рисунок 2.2 – Конструкция самонесущего кабеля типа
EXCEL / FXCEL / AXCES
Самонесущий
кабель типа EXCEL / FXCEL / AXCES изображен на
рисунке 2.2 и состоит из следующих элементов:
1) токопроводящая жила – медная однопроволочная (EXCEL), медная
многопроволочная (FXCEL), из алюминиевого сплава (AXCES);
2) электропроводящий слой по жиле;
3) изоляция – сшитый полиэтилен (XLPE);
4) экран по изоляции – электропроводящий слой по изоляции,
легкосъёмный;
5) разделительный слой – сетчатый экран из лужёных медных проволок;
6) экран
–
алюмополимерная
лента,
препятствующая
также
проникновению влаги в кабель в поперечном направлении;
7) оболочка – СПЭ, стойкая к истиранию и воздействию УФ-излучения;
Кабели с несущим тросом типа Multi Wiski [23].
Универсальные кабели с несущим тросом типа Multi Wiski [23]
применяются для прокладки в сложных условиях в земле, в воде или в воздухе.
Кабель обеспечивает возможность перехода воздушной кабельной линии в
подземную или в подводную без устройства переходов из кабельной в
воздушную линии [7]. Его можно монтировать на одной опоре с другими
31
линиями электропередачи, а также с проводами радиовещания и телефонных
линий.
Рисунок 2.3 – Конструкция кабеля с несущим тросом типа Multi Wiski
Кабель с несущим тросом типа Multi Wiski (рисунок 2.3) состоит из
следующих элементов:
1) токопроводящая
жила
–
алюминиевая,
многопроволочная,
уплотненная, круглой формы, герметизированная водоблокирующими нитями
и лентами;
2) экран
по
жиле
–
электропроводящий
пероксидно-сшиваемый
полиэтилен;
3) изоляция – пероксидно-сшиваемый полиэтилен;
4) экран по изоляции – электропроводящий пероксидно-сшиваемый
полиэтилен;
5) разделительный
слой
–
обмотка
из
полупроводящей
водоблокирующей ленты;
6) экран
–
алюмополимерная
лента,
препятствующая
также
проникновению влаги в кабель в поперечном направлении;
7) оболочка – атмосферостойкий полиэтилен высокой плотности;
8) несущий трос – скручен из стальных оцинкованных проволок,
герметизирован водоблокирующими нитями;
32
9) оболочка несущего троса – атмосферостойкий полиэтилен высокой
плотности.
2.3 Защитные мероприятия при применении универсального кабеля
Применение универсального кабеля вместо провода позволяет сохранить
за счет этого допустимых уровней напряженностей электрического и
магнитного полей, а также требований по защите людей и животных от
поражения электрическим током. Однако в любом случае необходимо
соблюдать защитные мероприятия.
Основные защитные мероприятия:
1) мероприятия по обеспечению защиты населения от воздействия
электромагнитного поля.
1.1) установить ширину санитарно-защитной зоны КВЛ-10 кВ на
расстоянии 2 м от вертикального положения крайних кабелей. Размер
санитарно-защитной зоны принимается с учетом максимального отклонения
кабелей
от
точки
подвески,
вне
электромагнитных
полей
на
обеспечиваются
ниже
минимально
которой
окружающую
факторы
среду
допустимых
воздействия
гарантированно
параметров,
регламентированного СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03.
1.2) в пределах санитарно-защитной зоны КВЛ-10 кВ с применением
самонесущего кабеля на расстоянии менее 2 м от вертикального положения
проводов крайних фаз не должно находиться жилых строений.
1.3) расчетная величина уровня магнитного поля частотой 50 Гц вокруг
внешней оболочки кабеля на расстоянии 1 метр не превышает нормируемого
значения 4 А/м по ГН 2.18/2.2.4.2262-07 для зон жилой застройки (рисунок 2.4).
1.4) соблюдение норматива по напряженности электрического поля
согласно СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 обеспечивается за счет применения
самонесущего
кабеля
с
общим
электрическое поле внутри себя.
заземленным
экраном,
замыкающим
33
2) Защита от перенапряжений.
Защита изоляции КВЛ-10 кВ от перенапряжений обеспечивается при
помощи установки ограничителей перенапряжений (ОПН) и заземления экрана
на концах самонесущего кабеля.
Рисунок 2.4 – Расчетная величина уровня магнитного поля вокруг кабеля
AXCES 3x70/16-10
Расчетная величина интенсивности магнитного поля вокруг внешней
оболочки кабеля на расстоянии 1 метр не превышает нормируемого значения
5 мкТл (4 А/м) по ГН 2.18/2.2.4.2262 – 07 для зон жилой застройки.
2.4 Электрические факторы и воздействие на сеть
Кабельная сеть отличается по своим электрическим свойствам от сети,
построенной на воздушных линиях с неизолированными или изолированными
проводами, независимо от того, уложен ли кабель под землёй или подвешен
34
между опорами. С установленным между опорами воздушным кабелем можно
обращаться так же, как и с подземным кабелем. Применяются те же самые
способы заземления и обращения с токами замыкания на землю при
повреждениях [21].
В электрическом аспекте вышеупомянутые различия обусловлены тем,
что кабельное решение является емкостным, в то время как воздушная линия реактивным.
При выборе автоматического выключателя следует принимать во
внимание тот факт, что у кабеля с малой нагрузкой угол фазы ёмкостного тока
может достигать 90°. Прерывание слабого ёмкостного тока может оказаться для
автоматического выключателя столь же трудным, как и прерывание тока
короткого замыкания [21].
Следует избегать подключения или отклонения одной фазы на кабельных
линиях большой протяженности при помощи, например, высоковольтных
плавких предохранителей, поскольку такая операция создаёт ассиметричный
ток утечки на землю при повреждении. Этот ассиметричный ток утечки на
землю при повреждении можно обнаружить при помощи защитных устройств,
установленных выше в сети, что, в свою очередь, вызвало бы отключение
участков сети.
Токи утечки на землю.
Использование в сети кабеля означает, что ёмкостный ток утечки на
землю возрастает на величину от 30 до 50 раз по сравнению с
неизолированными изолированными проводами. А это означает повышенные
требования к компенсационной и отключающей способности автоматических
выключателей.
Заземление
инсталляций
чаще
всего
определяется
в
правилах
безопасности. В высоковольтной сети с непрямым заземлением ток утечки на
землю зависит от подсоединения сети к земле. Ёмкостный ток утечки на землю
в кабельной сети может быть от 0,7 до 2,8 А/км в зависимости от размера жилы
и уровня напряжения [21].
35
Наиболее распространенным способом снижения тока утечки на землю
является подключение реактивного элемента нулевой точки между землёй и
нулевой точкой системы. Это создаст противофазу тока, которая будет
полностью или частично компенсировать ток утечки на землю.
Падение напряжения.
Добротность напряжения является определением, по разным критериям
характеризующим качество подачи электрической энергии в сети. Как высокое,
так и низкое напряжение оказывают влияние на добротность, и когда линия с
неизолированными или изолированными проводами заменяется кабелем,
добротность напряжения, как правило, улучшается. Среднее реактивное
сопротивление (импеданс) уменьшается, мощность короткого замыкания в сети
возрастает, а колебания напряжения понижаются.
Как было отмечено выше, кабельная линия представляет собой
ёмкостную нагрузку, в то время как линия с неизолированными или
изолированными проводами – индуктивную нагрузку. Это означает, что
падение напряжения в линии EXCEL / AXCES становится ниже, нежели в
линии с неизолированными или изолированными проводами, поскольку
падение индуктивного напряжения в кабеле практически равно нулю.
Реактивное сопротивление обычной воздушной линии имеет величину около
0,4 Ом/км, a AXCES – 0,09 Ом/км (таблица 2.4). Эти значения действительны
для нагрузки тока 100 А при температуре 20 °С.
Таблица 2.4
Рекомендованная длина барабана для сервисной линии
Тип
Сопротивление,
кабеля
Ом/км
Падение
Падение
Общий
напряжения/км при
напряжения/км при
импеданс,
линейном
линейном
Ом/км
напряжении 12 кВ и
напряжении 24 кВ и
нагрузке 100 А, %
нагрузке 100 А, %
AXCES
0,32
0,33
0,48
0,24
СИП–3
0,31
0,48
0,7
0,35
36
Из таблицы видно, что при условиях нормальной нагрузки применение
кабеля AXCES позволяет увеличить длину сети между подстанциями от
40
до
50%
по
неизолированными
сравнению
или
со
стандартной
изолированными
воздушной
проводами.
Это
линией
с
обеспечивает
возможность усиления сетей в отношении проблем падения напряжения за счёт
перехода на AXCES. Падение напряжения на AXCES с площадью поперечного
сечения 95 мм2 сравнимо с падением напряжения на СИП–3 с площадью
поперечного сечения 240 мм2.
Прямые разряды молнии
Вероятность прямого разряда молнии на универсальном кабеле типа
EXCEL / AXCES™, установленном на воздушной линии, ниже, чем при
использовании неизолированных или изолированных проводов и не превышает
значения этой величины при подземной укладке кабеля.
Причина этого заключается в том, что EXCEL / AXCES являются
экранированными объектами, и поэтому их потенциал является потенциалом
земли вокруг кабеля. Окружающий кабель воздух ионизироваться не будет, как
это происходит на неизолированном или изолированном проводе, и молния не
"видит" кабель так, как она "видит" неизолированный или изолированный
провод. Наружная полиэтиленовая оболочка также изолирует заземлённый
экран, что тоже снижает риск прямого разряда. Кабель, установленный на
открытом участке воздушной линии, конечно же, с большей вероятностью
подвержен разряду, нежели уложенный под землёй кабель.
Прямой разряд на кабель вероятно вызовет повреждение, которое
подлежит устранению независимо от того, установлен ли кабель под землёй
или в воздушной линии. Одним из способов снижения риска прямого разряда
на воздушной линии является установка заземляющего провода над кабелем.
Это может также обеспечить дополнительную защиту при падении на линию
дерева, особенно на EXCEL с его несколько меньшей механической
прочностью.
37
3 РАЗРАБОТКА ПРОЕКТНОГО РЕШЕНИЯ ДЛЯ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ООО «ЗНАМЕНСКИЙ СГЦ». ПРИМЕНЕНИЕ
КАБЕЛЬНО – ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
УНИВЕРСАЛЬНОГО КАБЕЛЯ
3.1
Краткая
характеристика
и
анализ
комбикормового
завода
ООО «Знаменский СГЦ»
3.1.1 Описание предприятия
Комбикормовый завод ООО «Знаменский СГЦ» производительностью
примерно 30 т/час с элеватором вместимостью на 50000 т, предназначен для
приема зерна и мучнистого сырья, послеуборочной обработки зерна, сушки,
хранения зерна, минерального и мучнистого сырья, производства рассыпного и
гранулированного
комбикорма
для
свиней
разных
возрастных
групп.
Мощность предприятия 237000 т комбикорма в год.
Все основные технологические операции, связанные с приемом, сушкой,
очисткой, транспортировкой зерна, производство комбикорма, мучнистого
сырья механизированы и автоматизированы [24].
На территории предприятия расположены:
–
автомобильные весы грузоподъемностью 60 т на два проезда;
–
автомобильные весы на один проезд;
–
устройство приема зернового сырья с автотранспорта;
–
отделение предварительной и первичной очистки;
–
зерносушильное отделение;
–
зернохранилище вместимостью 50000 т;
–
хранилище мучнистого сырья вместимостью 400 т;
–
приемное устройство мучнистого сырья;
–
склад оперативного хранения зернового и мучнистого сырья;
–
комбикормовый цех производительностью 30 т/час;
–
силосный склад готовой продукции с отпуском на автотраспорт;
–
склад шрота вместимостью 1500 т;
38
–
склад белково-минерального сырья вместимостью 1500 т;
–
приемно-отпускное устройство с железной дороги;
–
административно-бытовой корпус;
–
лабораторный корпус;
–
зарядная станция;
–
подсобно-вспомогательный корпус;
–
транспортерная эстакада;
–
склад растительного сырья вместимостью 80 т;
–
насосная.
Для сокращения межцеховых транспортных коммуникаций здания и
сооружения, связанные технологическим процессом, блокированы.
Генеральный план комбикормового завода ООО «Знаменский СГЦ»
представлен на рисунке 3.1.
Рисунок 3.1 – Генеральный план
Сырьем для производства комбикормов является зерно, побочные
кормовые продукты мукомольного и крупяного производств (отруби, мучка
гречневая, дроблена просяная, овсяная, сечка), маслозаводов, предприятий
сахарной, крахмально-паточной, мясной и молочной, рыбной промышленности,
кормовые
продукты
предприятий
бродильных
производств,
минерального производства, азотистые вещества, минеральные добавки.
сырье
39
Режим работы предприятия – в 3 смены по 8 часов 330 дней в году.
Штатная численность составляет 62 человека.
3.1.2 Краткое описание технологического процесса
Прибывающие автомобили с зерном взвешивают на весах, установленных
на двух проездах; одновременно лаборант проводит входной контроль
поступающего сырья. В приемные бункеры производится разгрузка двух
автомобиле-разгрузчиках проездного типа АВС-50М11, расположенные в
пункте приема зернового сырья с автотранспорта. После этого зерно из
бункеров скребковыми конвейерами типа КПС(3)-400 подается в нории типа
НС-175, а нории, в свою очередь, подают зерно далее на четыре машины
предварительной очистки типа А1-БЗО-100, где зерно разделяется на две
фракции: фуражное зерно и негодные отходы.
Следующим этапом идет определение влажности зерна, в зависимости от
нее, зерно направляется либо на первичную очистку на машины БИС-100 , либо
в бункер активного вентилирования, откуда оно поступает в нории НС-175 для
загрузки в шахту зерносушилки 1750-GЕХ. Когда процесс сушки зерна
завершен, оно поступает на первичную очистку.
Машины БИС-100 производят первичную очистку зерна, где оно
разделяется на два потока: очищенное зерно и фуражные отходы. Очищенное
зерно взвешивается на весах, затем нориями и конвейерами направляется в
зернохранилище вместимостью 50000 т.
Негодные и фуражные отходы норией НС-50 и винтовым конвейером
У21-БКВ-32-32 подаются в бункера, откуда затем вывозятся автотранспортом
по назначению.
Зерно, завершившее процесс очистки и сушки, скребковым конвейером
передается в нории НС-175 для подачи на надсилосные конвейеры 2КПС(3)400, которые загружают силоса. В зернохранилище предусмотрена аэрация,
вентиляция и кондиционирование.
Мучнистое сырье автотранспортом подвозится к приемному устройству и
разгружается в приемный бункер. Затем
из бункера приемного устройства
40
скребковыми конвейерами
2КПС(3)-400
и норий НС-175 подается на
скальператор А1-БЗО, где очищается от крупных примесей. После очистки
сырье
подается на надсилосный скребковый конвейер, который загружает
силоса.
Зерновое сырье и побочные продукты системой норий и скребковых
конвейеров загружаются в силоса зернового, мучнистого и шротового сырья.
Оттуда, согласно рецептуре, шнековыми питателями дозирующего типа КВ
компоненты подаются на весы бункерные ВБ-2000, откуда системой
транспортеров и норий транспортируются в бункер над дробилками,
установленный в комбикормовом цехе.
Компоненты дозируются и измельчаются на молотковых вертикальных
дробилках ДМВ-15Р до получения нужной крупности. Дозированная и
измельченная порция подается в смеситель горизонтальный СП-6000 для
смешивания.
Из бункеров рассыпной корм подается на линию гранулирования, где
происходит контроль фракций: мелкая фракция возвращается в гранулятор, а
крупная – подается в накопительный бункер для финишного напыления термо
нестабильных компонентов и масла с целью получения гранул необходимой
твердости.
Готовый комбикорм, пройдя магнитную очистку от металлических
примесей, системой конвейеров загружается в склады готовой продукции,
откуда транспортируется по назначению.
3.1.3 Место расположение, климатические условия
Комбикормовый завод ООО «Знаменский СГЦ» расположен в Орловском
районе Орловской области. Располагается в 10 км от города Орёл.
При проектировании инженерных коммуникаций необходимо знать в
какой климатической зоне находится комбикормовый завод ООО «Знаменский
СГЦ».
Комбикормовый
завод
ООО
«Знаменский
СГЦ»
находится
в
умеренно-континентальном климате. Зима умеренно холодная. Первая её
41
половина несколько мягче второй, с частыми оттепелями. В январе – феврале в
основном держится морозная погода, иногда возможны сильные морозы.
Февраль – самый суровый месяц зимы. Март холодный, климатическая весна
наступает в первых числах апреля. Лето сменяется периодами жары и
относительной прохлады. Возможны как периоды сильной жары без дождей,
так и периоды обложных дождей и прохладной погоды. Осень довольно тёплая.
По климатическим характеристикам территория, где расположен завод по
производству комбикормов относится ко второму району по ветру (скорость
ветра составляет 29 м/с) и к третьему району по гололеду (толщина стенки
гололеда – 20 мм). Среднегодовая температура в поселке минус 5,6 °C.
Выпадает около 394 мм осадков в год. Самый теплый месяц года – июль со
средней температурой 24,6 °C. Средняя температура в январе минус 15,7 °C с
минимальной температурой до минус 30 °C. Это самая низкая средняя
температура в течение года.
Эти
данные
определят
возможность
использования
различных
материалов, необходимость дополнительной защиты от холода или жары для
оборудования,
необходимость
использования
особых
конструктивных
материалов.
3.1.3 Определение электрических нагрузок
Для проектирования систем электроснабжения завода по производству
комбикормов ООО «Знаменский СГЦ» необходимо иметь представление о
характере электрических нагрузок. Прежде всего, следует определить нагрузку
на вводе в отдельные объекты, в качестве которых могут быть лаборатории,
различные корпуса, склады, насосные станции, а также котельная.
Величины электрических нагрузок отдельных электроприемников и их
групп
являются
исходными
данными
для
проектирования
системы
электроснабжения. По своей природе электрические нагрузки, изменяющиеся
во времени случайные величины. При проектировании обычно используют
расчетные нагрузки, то есть наибольшие значения активной мощности за
промежуток времени 0,5 ч в конце расчетного периода. Различают дневной Sд и
42
вечерний Sв, где суммируется мощности различных цехов и мощность
осветительной нагрузки в этих цехах, максимумы нагрузок. Нагрузки цехов
представлены в таблице 3.1 и таблице 3.2.
Таблица 3.1
Осветительная нагрузка цехов
№
Наименование объекта
1
1
2
Автомобильные весы
Устройства приема зерна с автотранспортом в
два проезда
Отделение предварительной и первичной
очистки
Зерносушилка с бункером активного
вентилирования
Зернохранилище вместимостью 50000 т
Склад оперативного хранения зернового и
мучнистого сырья
Приемное устройство мучнистого сырья
Комбикормовый цех
Силосный склад готовой продукции отпуском
на автотранспорт
Склад шрота вместимостью 1500 т
Склад белково-минерального сырья
вместимостью 1500 т
Приемно-отпускное устройство с железной
дорогой
Административно-бытовой корпус
Лабораторный корпус
Зарядная
Подсобно-вспомогательный корпус
Транспортерные эстакады
Насосная
Противопожарная насосная станция
Котельная
Водонапорная башня
Канализационная насосная станция
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
Осветительная нагрузка
цехов, кВ⸳А
3
1,2
2,1
10,23
20
10
8
9
35
18,1
10,3
9,97
12,3
1,52
2,1
4,1
2,9
10,1
5,9
5,1
7,1
1,8
0,5
43
Вечерняя полная мощность Sв определяется суммированием мощности
цеха и мощность осветительной нагрузки в этом цехе:
кВ  А
S в  Sц  S о .
(3.1)
Рассчитаем вечернюю полную мощность Sв насосной по формуле 3.1:
кВ  А
Sв  42, 22  5,9  48,12 .
Расчет полной вечерней нагрузки остальных цехов аналогичен данному
расчету. Результаты расчета приведены в таблице 3.2.
Таблица 3.2
Электрические нагрузки
№
Наименование объекта
1
1
2
Автомобильные весы
Устройства приема зерна с
автотранспортом в два проезда
Отделение предварительной и
первичной очистки
Зерносушилка с бункером активного
вентилирования
Зернохранилище вместимостью 50000 т
Склад оперативного хранения зернового
и мучнистого сырья
Приемное устройство мучнистого сырья
Комбикормовый цех
Силосный склад готовой продукции
отпуском на автотранспорт
Склад шрота вместимостью 1500 т
Склад белково-минерального сырья
вместимостью 1500 т
Приемно-отпускное устройство с
железной дорогой
Административно-бытовой корпус
Лабораторный корпус
Зарядная
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Максимальная электрическая
нагрузка на вводе, кВ⸳А
Дневная, Sд
Вечерняя Sв
3
4
0,7
1,9
24,27
26,37
351,72
361,95
83,81
83,81
103,37
113,37
105,34
113,34
30,34
694,38
39,34
729,38
26,59
44,69
84,71
95,01
30,68
40,65
23,6
35,9
5,88
5,88
11,49
7,4
7,98
15,59
44
Продолжение табл. 3.2
Подсобно-вспомогательный корпус
Транспортерные эстакады
Насосная
Противопожарная насосная станция
Котельная
Водонапорная башня
Канализационная насосная станция
16
17
18
19
20
21
22
8,43
26,67
42,22
27,69
37,73
8,24
1,3
11,33
36,77
48,12
32,79
44,83
10,04
1,8
Ориентировочную суммарную электрическую нагрузку всего завода по
производству комбикорма ООО «Знаменский СГЦ» определяют одним из
методов:
1) Метод
суммирования
электрических
нагрузок
с
помощью
коэффициента одновременности:
n
S д   k 0   S дi ;
i 1
n
S в   k 0  S в i  S ул ,
(3.2)
(3.3)
i 1
где Sдi, Sвi – полная дневная и вечерняя электрическая мощность на вводе i – го
потребителя, кВ⸳А;
Sул – электрическая нагрузка уличного освещения, кВ⸳А;
k0 – коэффициент одновременности;
n – количество потребителей в населенном пункте, шт.
2) Метод суммирования электрических нагрузок с помощью добавок:
n 1
S д   S д max   S дi ;
i 1
n 1
S в   S в max   S в i  S ул ,
(3.4)
(3.5)
i 1
где
Sд
max,
Sв
max
– наибольшая полная дневная и вечерняя электрические
мощности всех потребителей комбикормового завода ООО «Знаменский СГЦ»;
 Sдi,
 Sвi – добавки к значениям остальных дневной и вечерней
электрических нагрузок.
45
При выборе способа суммирования электрических нагрузок необходимо
учитывать, что если нагрузки потребителей отличаются по величине больше
чем в 4 раза, то применение коэффициента одновременности в этом случае не
рекомендуется [2]. Коэффициенты одновременности и добавки выбираем в
соответствие с таблицами 3.5 и 3.6 [2].
Расчет дневной нагрузки.
Расчёт
дневной
нагрузки
жилой
зоны
рассчитывается
методом
суммирования электрических нагрузок с помощью добавок:
кВ  А
Sд = ko ·(Si);
Sд=1·(0,7+24,27+351,72+83,81+103,37+405,34+30,34+694,38+
+26,59+84,71+30,68+23,6+5,88+5,88+11,49+8,43+26,67+
+42,22+27,69+37,73+8,24+1,3)=1735,04.
кВ  А
Расчет вечерней нагрузки.
Расчёт
вечерней
нагрузки
жилой
зоны
рассчитывается
методом
суммирования электрических нагрузок с помощью добавок:
кВ  А
Sв = ko ·(Si);
Sв=1·(1,9+26,37+361,95+103,81+113,37+113,3+39,34+
+729,38+44,69+95,01+40,65+35,9+7,4+7,98+15,59+
+11,33+36,77+48,12+32,79+44,83+10,04+1,8)=1922,36.
кВ  А
Наружное освещение (вечерний режим).
Электрическая нагрузка наружного освещения определяется типом
светильника, шириной освещаемой зоны и их покрытием.
При дальнейшем рассмотрение данного проекта, необходимо произвести
расчёт
потребляемой
мощности,
на
освещение
дорог
проходящих
в
производственной зоне. Из методических указаний выбираем соответствующие
нормы в зависимости от типа и ширины проезжей части дорог, удельная
мощность осветительных установок для улиц асфальта – бетонными типами
покрытия шириной до 5 м, составляет 6 Вт/м длины улицы [8]. Для данного
типа покрытия характерно освещение с газоразрядными источниками света.
46
Расчётную мощность наружного освещения Рул.осв., Вт, вычисляем по
формуле:
Pул.осв.  Pуд  L ,
где
(3.5)
L – протяжённость дорог, м;
Руд – удельная мощность осветительных установок, Вт/м. Руд равна
6 Вт/м [8] .
Рассчитаем освещение:
PУЛ.ОСВ = 3760 ⋅ 6 = 22560,
[Вт]
К вечерней нагрузке необходимо прибавить наружное освещение. Тогда
нагрузка будет составлять:
S = Sв + Рул.осв. ,
S = 1922,36 + 22,56 = 1944,92 .
(3.6)
кВ  А
Произведен анализ комбикормового завода ООО «Знаменский СГЦ»,
посчитаны электрические нагрузки потребителей и суммарная нагрузка. Так как
расчетная мощность вечером больше, чем днем, следовательно, все остальные
расчеты выполняем для режима вечерней нагрузки.
3.2 Выбор варианта исполнения и прохождения линии электропередач
для электроснабжения комбикормового завода ООО «Знаменский СГЦ»
3.2.1 Основные данные
Схема электроснабжения представляет собой совокупность довольно
сложных систем. Предприятие является полностью электрифицированным
предприятием. В числе электроприемников имеются потребители I, II, и III
категории [4 – 6].
По условиям надежности электроснабжения потребители электроэнергии
комбикормового цеха относятся:
1) к потребителям I категории – противопожарная насосная станция,
котельная, подсилосные задвижки силосного склада готовой продукции [31];
2) к потребителям II и III категории – остальные потребители [31].
Установленная полная мощность по объекту составляет 1944,92 кВ⸳А.
47
Внешнее электроснабжение будет осуществляется от трансформаторной
подстанции ПС-110/35/10 кВ системы «Орелэнерго».
Расстояние от ПС до комбикормового завода ООО «Знаменский СГЦ»
составляет ориентировочно 1 км.
На ПС 110/35/10 кВ установлены два трансформатора ТМН мощностью
2500 кВ·А, с токами короткого замыкания Iк.з. равном 9800 А.
Со стороны 110 кВ установлены:
1) коммутационные аппараты;
2) разъединитель типа РНДЗ2-220/1000 У1 с приводом ПР-У1;
3) отделитель типа ОД-220/630 У1 с приводом ПРО-У1;
4) короткозамыкатель типа КЗ-220 У1 с приводом ПРК-У1.
Основные виды защит трансформатора:
1) дифференциальная
токовая
продольная
защита,
без
выдержки
времени;
2) максимальная токовая защита с выдержкой времени;
3) токовая отсечка;
4) защита от замыканий на землю.
3.2.2 Выбор оптимального решения исполнения ЛЭП
Необходимо разработать проектное решение [29], с установкой одной или
несколькими трансформаторными подстанциями, произвести строительство
линии электропередач к данным ТП, рассчитать их мощность с учетом
возможного развития и расширения комбикормового завода в дальнейшем, для
обеспечения завода качественной электрической энергией.
Выбор системы напряжений распределения электроэнергии должен
осуществляться в процессе разработки схем перспективного развития сетей на
основе анализа роста перспективных электрических нагрузок.
При
новом
строительстве,
расширении
и
реконструкции
сетей
напряжением 0,4 и 10 кВ необходимо рассматривать варианты проектных
решений сети с нейтралью заземленной через дугогасящий реактор с
48
автоматической компенсацией емкостных токов и нейтралью заземленной
через резистор.
Основным
магистральный
принципом
и
кольцевой
построения
принцип,
сетей
следует
принимать
предусматривающий
построение
(формирование) линий электропередачи (магистралей) в разветвленной сети
между двух центров питания через точку потокораздела с обеспечением
нормированного качества напряжения всех потребителей в зоне действия
магистрали при отключении одного из центров питания (послеаварийный
режим).
Наикротчайший путь для прохождения линии электропередачи проходит
через населенный пункт, а так же проходит по землям лесного фонда,
протяженность линии составляет ориентировочно 1 км.
Сам комбикормовый завод ООО «Знаменский СГЦ» окружен с двух
сторон лесами, земля принадлежит Лесному фонду РФ.
Земли лесного фонда – одна из категорий земель Российской Федерации.
Включает в себя лесные земли (земли, покрытые лесной растительностью и не
покрытые ею, но предназначенные для ее восстановления, – вырубки, гари,
редины, прогалины и другие) и предназначенные для ведения лесного
хозяйства нелесные земли (просеки, дороги, болота и другие). Строительство
стандартной воздушной линии на этих землях очень затруднительно.
Выбор номинального напряжения сети внешнего электроснабжения
осуществляется по формуле:
U ном 
где
1000
,
500/L  2500/S1ц
[кВ]
(3.7)
L – длина линии от энергосистемы до ТП предприятия, L равно 1 км;
S1ц – мощность, передаваемая по одной цепи, которая определяется как
расчетная мощность ТП, кВ·А.
S1ц  S р.общ / 2,
[кВ·А]
S1ц  1944, 92 / 2  972, 46,
[кВ·А]
(3.8)
49
U ном 
1000
 7,17.
500/1  2500/972,46
[кВ]
Округлив полученное значение в большую сторону до ближайшего
стандартного, принимаем напряжение Uном питающей сети внешнего
электроснабжения равным 10 кВ.
На
данном
этапе
выбор
системы
внешнего
электроснабжения
комбикормового завода может производиться без экономических расчетов.
Строительство линии электропередач 10 кВ в обход населенного пункта
увеличит протяженность линии в 3 раза, что значительно увеличит стоимость
всего объекта. Следовательно, строительство линии электропередач 10 кВ
вокруг населённого пункта не целесообразно.
Значит необходимо построить линию электропередач в черте поселка.
Основная проблема, возникающая при проектировании, связана с тем, что
необходимо провести линию электропередач напряжением 10 кВ в черте
поселка. Сделать это стандартными способами, а именно строительством
воздушной линии электропередач или кабельной линии не представляется
возможным.
Строительство воздушной линии электропередач невозможно в связи с
недостатком свободного места для прохождения трассы воздушной линии
электропередач. Для воздушной линии, выполненной изолированным проводом
ВЛЗ-10 кВ ширина охраной зоны (в границах населенного пункта) составляет
5м в обе стороны от ВЛ-10 кВ. Если построить ВЛ-10 кВ в черте поселка, то
некоторые участки жителей будут обременены охраной зоной ВЛ-10 кВ.
Строительство кабельной линии в черте поселка затруднена в связи с
обилием
коммуникаций.
Прокладка
кабельной
линии
методом
ГНБ
осуществляется без вскрытия грунта и рытья траншей. Обычно к этому методу
прибегают в том случае, когда подземные коммуникации в определенном
районе
размещены
достаточно
плотно.
Такой
метод
предполагает
строительство всех коммуникаций в местах, где работы нельзя проводить
50
открытым способом. Этому могут препятствовать автомобильные и железные
дороги, реки и овраги. Однако, данный вариант экономически не выгоден.
Единственным вариантом прохождения линии электропередач является
существующая линия ВЛ-0,4 кВ. Населенный пункт был образован в начале
2000-х годах, железобетонные опоры ВЛ-0,4 кВ в хорошем состоянии и не
имеют дефекты. Поэтому, универсальный самонесущий кабель типа EXCEL /
FXCEL
/
AXCES,
благодаря
его
характеристикам,
можно
повестить
совместным подвесом по существующим опорам линии электропередач ВЛ-0,4
кВ.
В связи с тем, что трасса КВЛ-10 кВ проходит в зоне жилой застройки, в
пределах охранной зоны должны соблюдаться в полном объеме правила
охраны электрических сетей, установленные в «Правилах установления
охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий
использования земельных участков, расположенных в границах таких зон»
утверждённые Постановлением Правительства РФ №160 от 24 февраля 2009 г.
[26].
На основании этого при проектировании и строительстве КВЛ-10 кВ
необходимо выдержать следующую охранную зону: вдоль кабельно-воздушной
линии электропередачи – в виде части воздушного пространства и участка
поверхности земли (на высоту, соответствующую высоте опоры воздушной
линий
электропередачи),
ограниченной
параллельными
вертикальными
плоскостями, отстоящими по обе стороны линии электропередачи от крайних
кабелей при неотклонённом их положении на расстоянии 2 м [33].
Аналогично поступим и с прохождением линии электропередач в лесу по
землям лесного фонда. Совместным подвесом по существующим опорам линии
электропередач ВЛ-0,4 кВ подвесим универсальный кабель. Так как охранная
зона универсального кабеля не больше охранной зоны ВЛ-0,4 кВ, поэтому не
потребуется увеличивать ширину просеки и получать разрешение на ее
расширение.
51
3.3 Выбор количества и места расположения ТП
Критерием
выбора
оптимального
количества
трансформаторных
подстанций для электроснабжения завода по производству комбикорма ООО
«Знаменский СГЦ» является минимум приведенных затрат.
Однако на данном этапе проектирования еще неизвестны исходные
данные, необходимые для определения этого критерия. Поэтому рекомендуется
ориентироваться на дополнительные критерии выбора количества ТП. К таким
критериям относятся протяженность ВЛ-0,4
кВ, суммарная
мощность
подстанций и значения провала напряжения при запуске асинхронных
электродвигателей.
Подстанции,
питающие
потребителей
первой
второй
категории
надежности, должны выполняться двухтрансформаторными. В случае выхода
из строя одного из трансформаторов оставшийся в работе трансформатор
должен обеспечить электроснабжение всех потребителей I и II категорий на
время
замены
поврежденного
трансформатора.
При
этом
часть
неответственных потребителей (III категория) с целью снижения нагрузки
трансформатора может быть отключена.
Для
потребителей
III
категории
допускается
применение
однотрансформаторной подстанции с резервированием по стороне низкого
напряжения без применения АВР.
При
выборе
места
расположения
трансформаторных
подстанций
руководствуются мощностью цехов, категорией надежности потребителей и их
местоположением, а также наличием высоковольтной нагрузки.
Число типоразмеров трансформаторов должно быть минимальным. При
наличии распределительных устройств для подключения потребителей выше
1 кВ трансформаторные подстанции выполняются совмещенными с РУ [5].
Окончательное
обслуживания,
расположение
удобства
ее
подстанции
размещения
и
выбирается
возможности
с
учетом
взаимного
резервирования между ТП по ВЛИ-0,4 кВ, что необходимо для потребителей
первой и второй категории надежности электроснабжения [5].
52
По предварительным прогнозам, на территории комбикормового завода
ООО
«Знаменский
СГЦ»
будет
ориентировочно
установлены
две
трансформаторные подстанции. Для потребителей I и II будет установлена
двухтрансформаторная
однотрансформаторная
подстанция,
а
подстанция.
для
потребителей
Место
для
III
категории
расположения
трансформаторной подстанции, выбирается в центре электрических нагрузок
(ЦЭН), присоединенных к данной подстанции.
Окончательное местоположение подстанций выбираем с учетом удобства
ее
размещения
и
согласно
проекту,
по
которому
было
определено
местоположение ТП на стадии строительства всего комплекса.
Местоположение подстанций показано на рисунке 3.2.
Рисунок 3.2 – Местоположение новой подстанции
Совместная подвеска универсального кабеля EXCEL ВЛ-10 кВ по опорам
ВЛИ-0,4 кВ, позволит снизить капитальные затраты на строительство сети.
Монтаж нового участка линии ВЛ-10 кВ и ТП может быть осуществлён за
три – четыре дня. В результате строительства КВЛ-10 кВ по наикротчайшему
пути позволило снизить потери напряжения на данном участке линии, а значит
обеспечить необходимый уровень качества электрической энергии.
53
3.4 Расчет электрической нагрузки на шинах ТП 10/0,4 кВ, выбор
номинальной мощности трансформаторов и типов ТП
Электрическую нагрузку ТП-10/0,4 кВ получают, суммируя нагрузки
головных участков отходящих линий (по добавкам мощностей или с помощью
kо).
В вечернем максимуме нагрузки необходимо учитывать также нагрузку
наружного освещения с коэффициентом одновременности, равным единице. За
расчетную нагрузку принимают большую (в целом для линии или подстанции)
из Sд и Sв. В нашем случае, это вечерняя нагрузка.
Номинальную мощность трансформаторов на ТП 10/0,4 кВ выбирают по
экономическим интервалам нагрузок в зависимости от расчетной полной
мощности,
среднесуточной
температуры
окружающей
среды
и
вида
электрической нагрузки [2].
Для того чтобы рассчитать электрическую нагрузку ТП-10/0,4 кВ №1
суммируем нагрузки всех отходящих линий с помощью коэффициента
одновременности.
Расчёт мощности ТП №1:
S расч.ТП  k0  ( Sц )  1340, 70.
кВ  А
По экономическим интервалам нагрузок принимаем трансформатор
ТМГ-1600 кВ·А напряжением 10/0,4 кВ [2].
Расчёт мощности ТП №2:
S расч.ТП  k0  ( Sц )  604, 22.
кВ  А
По экономическим интервалам нагрузок принимаем трансформатор
ТМГ-1000 кВ·А напряжением 10/0,4 кВ [2].
3.5 Выбор типа трансформаторной подстанции
Принимаем
комплектную
трансформаторную
подстанцию
(КТП)
киоскового типа, на напряжение 10/0,4 кВ трехфазного переменного тока
частотой 50 Гц климатического исполнения У и категории размещения I по
ГОСТ 15150 предназначены для приема, преобразования и распределения
54
электрической энергии в системах электроснабжения с глухозаземленной
нейтралью потребителей сельских, поселковых, городских, промышленных и
др. объектов.
КТП рассчитаны для использования в районах с умеренным климатом
(при значениях температуры воздуха от минус 45°С до плюс 40°С) на высоте до
1000 м над уровнем моря при ветровых нагрузках до 36 м/сек и гололеда — до
20 мм [6].
На отходящих фидерах установлены стационарные выключатели.
Высокая работоспособность и надежность обеспечивается применением на
линиях современной коммутационной аппаратуры (выключателей Modeion
DC160). Для защиты от
однофазных к.з. использованы
независимые
расцепители. На стороне НН нейтраль силового трансформатора заземлена
наглухо. В цепи 0,4 кВ установлен рубильник или разъединитель. Блочная
компоновка подстанции, наличие двухстороннего доступа к шкафам УВН и
силового трансформатора, освещение панелей РУНН и УВН с измерительными
приборами, наличие розеток 220 В/6,3 А для подключения ручного
инструмента, а также электрических и механических блокировок от ошибочных
действий
персонала,
предусмотренные
конструкцией,
обеспечивают
дополнительные удобства при производстве работ по обслуживанию, ремонту и
модернизации КТП. В КТП на отходящих линиях установлены стационарные
автоматы. Патроны высоковольтных предохранителей установлены внутри
шкафа. Подстанции обеспечивают учет активной электрической энергии [6].
В трансформаторной подстанции имеются электрические и механические
блокировки, обеспечивающие безопасную работу обслуживающего персонала.
В КТП имеется фидер наружного уличного освещения, который включается и
отключается автоматически. Для создания нормальных условий работы
низковольтной аппаратуры схемой предусмотрен обогрев.
Конструкция цельнометаллического корпуса и основания обеспечивает ее
механическую прочность при транспортировке и монтаже без остаточных
деформаций и повреждений.
55
Срок службы при соблюдении правил технического обслуживания и
своевременной замене отработавших свой ресурс аппаратов — не менее
25 лет [6].
3.5.1 Выбор КТП № 1 мощностью 1600 кВ·А
КТП
предназначены
потребителей
(фермерских
для
электроснабжения
хозяйств,
сельскохозяйственных
садово-огороднических
участков),
отдельных населенных пунктов и небольших объектов, относящихся к III
категории по надежности электроснабжения.
Высоковольтный ввод в КТП – воздушный.
КТП подключается к КВЛ посредством разъединителя, который
поставляется комплектно с подстанцией (устанавливается на ближайшей
опоре) [6].
КТП обеспечивают учет активной электрической энергии. По требованию
заказчика возможна установка счетчика реактивной энергии, а также счетчика
любой модификации (совмещенного, электронного и т. д.).
Для создания нормальных условий работы индукционного счетчика
предусмотрен обогрев [6].
В
КТП
имеется
фидер
уличного
освещения,
который
оснащен
устройством ручного (автоматического) включения и отключения. Возможно
исполнение КТП без фидера уличного освещения (по требованию заказчика).
В КТП предусматриваются следующие виды защит [6]:
1) от атмосферных перенапряжений;
2) от междуфазных коротких замыканий;
3) от перегрузки и коротких замыканий линий 0,4 кВ;
4) от коротких замыканий цепей обогрева и цепей освещения КТП.
КТП имеют электрические и механические блокировки, обеспечивающие
безопасную работу обслуживающего персонала.
Достоинства КТП [6]:
1) безопасны для окружающей среды;
56
2) конструкция способствует быстрому монтажу и пуску на месте
эксплуатации, а также быстрому демонтажу при изменении места установки;
3) имеют резиновые уплотнения на дверях;
4) имеют привлекательный эстетический вид;
5) комплектуются
современными
масляными
герметичными
трансформаторами серии ТМГ.
2КТП-П/В/В-1600-10/0,4
У1
комплектная
двухтрансформаторная
подстанция наружной установки трехфазного переменного тока частотой 50 Гц,
представляет собой электротехническое устройство, предназначенное для
приема, преобразования (по уровню напряжения при помощи силовых
трансформаторов), передачи и распределения электрической энергии [6].
Применяется в сетях электроснабжения [6]:
1) промышленных предприятий;
2) сельских и городских населенных пунктов;
3) строительных площадок и других объектов.
Двухтрансформаторные подстанции 2КТП-63 бывают двух типовых
исполнений [6]:
1) тупиковые;
2) проходные.
Технические характеристики трансформаторной подстанции 2КТПП/В/В-1600-10/0,4 У1 приведены в таблице 3.3.
Таблица 3.3
Характеристика 2КТП-П/В/В-1600-10/0,4 У1 [8]
Наименование параметра
Значение параметра
Количество силовых трансформаторов, шт
два
Мощность силовых трансформаторов, кВ·А
1600
Номинальное напряжение на стороне ВН, кВ
10
Номинальное напряжение на стороне НН, кВ
0,4
Номинальный ток трансформатора на стороне ВН, А
94,1
Номинальный ток трансформатора на стороне НН, А
2100
57
Рисунок 3.3 – Принципиальная схема КТП мощностью 1600 кВ·А
3.5.2 Выбор КТП № 2 мощностью 1000 кВ·А
КТП-02 1000 кВ·А комплектная однотрансформаторная подстанция
наружной установки. КТП № 2 выбрана аналогично КТП № 1.
Технические
характеристики
трансформаторной
подстанции
КТП-02 1000 кВ·А приведены в таблице 3.4.
Таблица 3.4
Характеристика КТП-02 1000 кВ·А [6]
Наименование параметра
Значение параметра
Количество силовых трансформаторов, шт
один
Мощность силовых трансформаторов, кВ·А
1000
Наименование параметра
Значение параметра
Номинальное напряжение на стороне ВН, кВ
10
Номинальное напряжение на стороне НН, кВ
0,4
Номинальный ток трансформатора на стороне ВН, А
68,5
Номинальный ток трансформатора на стороне НН, А
1520
58
Рисунок 3.4 – Принципиальная схема КТП мощностью 1000 кВ·А
3.6 Выбор основных вариантов схем электроснабжения комбикормового
завода ООО «Знаменский СГЦ»
Схем построения распределительных сетей довольно много. Выбор
схемы зависит от требования высокой степени надежности электроснабжения, а
также от территориального расположения потребителей относительно ТП и
относительно друг друга [5].
Следует
учитывать,
что
к
электрической
сети
предъявляются
определенные технико-экономические требования, с учетом которых и
производится выбор наиболее приемлемого варианта.
Экономические требования сводятся к достижению по мере возможности
наименьшей стоимости передачи электрической энергии по сети, поэтому
следует стремиться к снижению капитальных затрат на строительство сети.
Необходимо также принимать меры к уменьшению ежегодных расходов на
эксплуатацию
электрической
сети.
Одновременный
учет
капитальных
вложений и эксплуатационных расходов может быть произведен с помощью
59
метода приведенных затрат. В связи с этим оценка экономичности варианта
электрической сети производится по приведенным затратам [4].
Выбор наиболее приемлемого варианта, удовлетворяющего техникоэкономическим требованиям – это один из основных вопросов при
проектировании любого инженерного сооружения, в том числе и электрической
сети.
Рассмотрим схемы электрических сетей, а также проанализируем их
достоинства и недостатки с тем, чтобы выбрать наилучшие варианты для
технико-экономического сравнения.
3.6.1 Двойная магистральная схема электроснабжения 10 кВ
Воздушные линии (ВЛ) электропередачи 10 кВ обеспечивают передачу
электроэнергии от электрических подстанций до конечных потребителей
(населённых пунктов, предприятий) и формируют основу распределительных
электрических сетей.
Предлагаю рассмотреть вариант распределительной сети 10 кВ по схеме с
двойной
магистралью,
первая
магистраль
будет
запитывать
однотрансформаторную КТП-10/0,4 кВ 1000 кВ·А и двухтрансформаторную
существующую КТП-10/0,4 кВ 1600 кВ·А, а вторая магистраль будет
запитывать только двухтрансформаторную существующую КТП-10/0,4 кВ
1600
кВ·А.
Данное
решение
позволит
обеспечить
более
надежное
электроснабжение объектов первой и второй категории.
Двойная магистральная схема электроснабжения КВЛ-10 кВ показана на
рисунке 3.5.
Рисунок 3.5 – Двойная магистральная схема электроснабжения 10 кВ
60
3.7.2 Кольцевая схема электроснабжения 10 кВ
Предлагаю рассмотреть вариант распределительной сети 10 кВ по
кольцевой схеме.
Кольцевая схема питания – это непрерывная заканчивается на одной
системе шин. Начало и конец этой кольцевой магистрали подключаются к
системе шин (каждый своим выключателем), часто, для повышения удобства
эксплуатации шины секционируются нормально включенным секционным
выключателем.
При
этом
начало
и
конец
кольцевой
магистрали
подсоединяются к разным секциям шин. Связь между двумя подстанциями
системы электроснабжения – это непрерывный фидер без отпаек, соединяющий
шины двух подстанций с выключателями на каждом конце. В сетях широко
применяется распределительная сеть 10 кВ выполненная по кольцевой схеме.
Эта схема дает возможность двухстороннего питания каждой ТП. При
повреждении какого-либо участка каждая ТП будет получать питание, согласно
обеспеченной надежности электроснабжения потребителей. Данная схема
изображена на рис. 3.6.
Рисунок 3.6 – Распределительная сеть 10 кВ по кольцевой схеме
Достоинства [5]:
1) схема обладает высокой надежностью;
2) использование разъединителей только для ремонтных работ.
61
Недостатки [5]:
1) сложный
выбор
трансформаторов
тока,
выключателей
и
разъединителей, установленных в кольце.
3.7 Режимы работы схем электроснабжения
3.7.1 Двойная магистральная схема электроснабжения КВЛ-10 кВ
Нормальный режим работы.
Рассмотрим вариант, при котором два фидера основной электростанции,
от ТП 110/35/10 кВ, до комбикормового завода «Знаменский СГЦ», выполнены
универсальным кабелем марки AXCES и от электростанции до КТП № 1 и № 2
имеют совместный подвес на общих опорах ВЛ-0,4 кВ.
При нормальном режиме работы трансформатор № 1 трансформаторной
подстанций ТП № 1 запитаны от фидера № 1 основной электростанции.
Трансформаторы № 2 подстанций ТП № 1 и трансформатор № 1 ТП № 2
запитаны от фидера № 2 основной электростанции. Трансформаторы находятся
в параллельной работе, секционирующий выключатель трансформаторной
подстанции находится в отключенном положении (рисунок 3.7).
Рисунок 3.7 – Нормальный режим работы двойной магистральной схемы
электроснабжения
Аварийный режим работы № 1.
Рассмотрим вариант устойчивого короткого замыкания в точке К1. При
к.з. в точке К1 порядок работы схемы следующий:
1) после неудачного АПВ (автоматическое повторное включение)
отключается
автоматический
электростанции;
выключатель
фидера
№
1
основной
62
2) автоматические выключатели № 1 трансформаторных подстанций
ТП № 1, ТП № 2 отключатся ввиду отсутствия напряжения со стороны фидера
№ 1 основной питающей подстанции, после выдержки времени чуть большей
(на ∆t=0,5 сек) времени работы АПВ фидера № 1;
3) ввиду
отсутствия
напряжения
со
стороны
автоматических
выключателей № 1 трансформаторных подстанций ТП № 1, ТП № 2 включатся
соответственно
секционирующие
трансформаторных
подстанций
и
автоматические
запитают
выключатели
трансформаторы
№
1
соответствующих подстанций от фидера № 2 основной электростанции
(рисунок 3.8).
Рисунок 3.8 – Аварийный режим работы при к.з. в точке К1
Аналогично система работает и при к.з. в любой другой точке на
фидере № 1 основной электростанции.
Аварийный режим работы № 2
Рассмотрим вариант устойчивого короткого замыкания в точке К2.
При к.з. в точке К2 порядок работы схемы будет следующий:
1) после неудачного АПВ (автоматическое повторное включение)
отключается
автоматический
выключатель
фидера
№
2
основной
электростанции;
2) автоматические выключатели № 2 трансформаторных подстанций
ТП № 1, ТП № 2 отключатся ввиду отсутствия напряжения со стороны фидера
№ 2 основной электростанции, после выдержки времени чуть большей (на
∆t=0,5 сек) времени работы АПВ фидера № 2;
63
3) ввиду
отсутствия
напряжения
со
стороны
автоматических
выключателей № 2 трансформаторных подстанций ТП № 1, ТП № 2, включатся
соответственно
секционирующие
автоматические
выключатели
трансформаторных подстанций и запитают трансформатор № 2 подстанции
ТП № 1 от фидера № 1 основной электростанции (рисунок 3.9).
Рисунок 3.9 – Аварийный режим работы при к.з. в точке К2
Остальные виды к.з. в двойной магистральной схеме электроснабжения
приведены на рисунке 3.10 и в таблице 3.5.
Рисунок 3.10 – Схема с возможными местами к.з. для двойной
магистральной схемы электроснабжения
64
Таблица 3.5
Режимы работы двойной магистральной схемы электроснабжения при к.з. в
различных точках
Точка
к.з.
Положение коммутационного аппарата
КТП1
КТП2
Q1
Q
Q2
Q1
Q2
К1
-
+
+
-
+
К2
+
+
-
+
-
К3
+
+
-
+
-
К4
-
+
+
-
+
магистральная
схема
Примечание
Все подстанции
запитаны
Все подстанции
запитаны
Все подстанции
запитаны
Все подстанции
запитаны
Вывод:
Двойная
электроснабжения
подключения
трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ в данном случае является хорошим
решением, однако имеет ряд недостатков, а именно:
1) большое количество переключений в подстанциях;
2) при
устойчивых
к.з.
на
фидерах
вся
нагрузка
ложится
на
резервирующий фидер;
3) при серьезных повреждениях на двойной линии (например, опора
сбита автомобилем) существует вероятность отсутствия напряжения на обоих
фидерах.
3.7.2 Кольцевая схема электроснабжения 10 кВ
Нормальный режим работы.
Рассмотрим вариант, при котором два фидера основной питающей
подстанции выполнены проводом марки AXCES и ТП-10/0,4 кВ имеют
кольцевую связь, выключатель № 2 на ТП № 2 работает в режиме АВР
(рисунок 3.11).
65
Рисунок 3.11 – Нормальный режим работы кольцевой схемы
электроснабжения
При нормальном режиме работы трансформаторы подстанций ТП № 1
запитаны от фидера № 2 основной подстанции. Секционирующий выключатель
на трансформаторной подстанции № 1 находится в включенном положении.
Подстанция ТП № 2 запитана от фидера № 1 основной электростанции.
Аварийный режим работы № 1
Рассмотрим вариант устойчивого короткого замыкания в точке К1. При
к.з. в точке К1 порядок работы схемы следующий:
1) автоматический выключатель фидера №1 основной подстанции после
неудачного АПВ (автоматическое включение питания) отключается;
2) автоматический выключатель № 2 трансформаторной подстанций
ТП № 2, включится ввиду отсутствия напряжения со стороны фидера № 1
основной электростанции, после выдержки времени чуть большей (на ∆t=0,5
сек) времени работы АПВ автоматического выключателя № 1 ТП № 2
(рисунок 3.12).
Рисунок 3.12 – Аварийный режим работы при к.з. в точке К1
66
После всех переключений ТП № 1, ТП № 2 запитаны от фидера №2
основной подстанции.
Аварийный режим работы № 2
Рассмотрим режим работы при к.з. в точке К2 (рисунок 3.13).
Рисунок 3.13 – Аварийный режим работы при к.з. в точке К2
Порядок работы схемы следующий:
1) автоматический выключатель № 2 трансформаторной подстанции
ТП № 1, отключатся из-за к.з№
2) ввиду отсутствия напряжения со стороны фидера № 2 основной
электростанции включится выключатель № 1 ТП № 1. Выключатель должен
включаться после выдержки времени чуть большей времени переключения
выключателей № 2 ТП № 2. В результате ТП № 1 и ТП № 2 запитаны от фидера
№ 1 основной подстанции.
Остальные виды к.з. в кольцевой схеме электроснабжения приведены на
рисунке 3.14 и в таблице 3.6.
Рисунок 3.14 – Схема с возможными местами к.з. для двухцепной
магистральной схемы электроснабжения
67
Таблица 3.6
Режимы работы кольцевой схемы электроснабжения при к.з.
в различных точках
Точка
к.з.
Положение коммутационного аппарата
КТП1
КТП2
Q1
Q
Q2
Q1
Q2
К1
+
+
+
-
+
К2
+
+
-
+
-
К3
-
+
-
+
-
Примечание
Все подстанции
запитаны
Все подстанции
запитаны
Все подстанции
запитаны
Вывод
В данной главе на примере комбикормового завода ООО «Знаменский
СГЦ» рассмотрены возможность применения универсального кабеля для
внешнего электроснабжения. Выбраны и обосновали оптимальную трассу
прохождения
кабельно-воздушной
универсального
позволило
кабеля
существенно
AXCES.
линии
10
кВ,
Использование
сократить
трассу
линии
с
использованием
универсального
10
кВ,
кабеля
пройти
по
наикротчайшему пути, через населенный пункт, а так же по землям лесного
фонда. Протяженность линии составляет 1 км.
Определены основные электрические нагрузки комбикормового завода,
что позволило выбрать оптимальное количество и место расположения ТП с
учетом удобства их размещения и обслуживания. Рассчитаны электрические
нагрузки на шинах ТП 10/0,4 кВ, выбраны тип и мощность трансформаторных
подстанций.
Чтобы
максимально
снизить
возможность
прекращения
электроснабжения объекта, в случае аварии, что приведет к срыву основных
технологических
процессов,
были
широко
внедрены
мероприятия
по
повышению надежности электроснабжения. Также составлены основные
варианты схем электроснабжения, рассмотрены режимы отключений схем при
различных вариантах к.з.
68
4 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА КАБЕЛЬНОВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
УНИВЕРСАЛЬНОГО КАБЕЛЯ ДЛЯ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ООО «ЗНАМЕНСКИЙ СГЦ»
4.1 Капитальные вложения на реализацию двухцепной магистральной и
кольцевой схемы электроснабжения 10 кВ
Рассчитаем
капитальные
вложения
на
реализацию
двухцепной
магистральной схемы электроснабжения 10 кВ.
Капитальные вложения на установку КТП и строительство КВЛ-10 кВ
складываются из стоимости оборудования, затрат на его доставку, установку,
затрат на дополнительные комплектующие линии электропередачи (ЛЭП)
(зажимы, арматура, крепеж, изоляторы).
Капитальные вложения (К) определяются по формуле [4]:
К = Ц + М + Т,
где
(4.1)
Ц – стоимость комплектующих изделий, руб;
М – затраты на монтаж установки, руб. (от 15 до 25 % от Ц);
Т – транспортные расходы, руб. (составляют от 10 до 15 % от Ц).
Стоимость
двухтрансформаторной
2КТП-10/0,4
кВ
1600
кВ·А,
1000
кВ·А,
производства компании ООО "Энерджи" составляет 1050000 руб.
Стоимость
однотрансформаторной
КТП-10/0,4
кВ
производства компании ООО "Энерджи" составляет 600000 руб.
Следовательно:
Ц = 1650000.
[руб.]
Транспортные расходы на их доставку:
Т = 0,10  Ц;
Т = 0,10 × 1650000 = 165000.
(4.2)
[руб.]
Затраты на монтаж:
М = 0,15  Ц;
М = 0,15  1650000 = 247500.
(4.3)
[руб.]
69
Итого капитальные вложения составят:
К = 1650000 + 165000 + 247500 = 2062500.
[руб.]
Рассчитаем капитальные вложения на строительство ЛЭП 10 кВ.
Стоимость 1 км линии выполненной AXCES 3х70/16-10, производства ООО
"ЭНСТО РУС" 1500000 руб., выполненной магистральной и кольцевой схемой.
Для двухцепной магистральной схемы:
Ц = 2,1  1500000 = 3150000.
[руб.]
Транспортные расходы на их доставку:
Т = 0,10  3150000 = 315000.
[руб.]
Затраты на монтаж:
М = 0,15  315000 = 472500.
[руб.]
Итого капитальные вложения составят:
К = 3150000 + 315000 + 472500 = 3937500.
[руб.]
Для кольцевой схемы:
Ц = 2  1500000 = 300000.
[руб.]
Транспортные расходы на их доставку:
Т = 0,10  3000000 = 300000.
[руб.]
Затраты на монтаж:
М = 0,15  3000000 = 450000.
[руб.]
Итого капитальные вложения составят:
К = 3000000 + 300000 + 450000 = 3750000.
[руб.]
Общие капитальные вложения для двухцепной магистральной схемы
электроснабжения:
К = 2062500 + 3937500 = 6036000.
[руб.]
Общие капитальные вложения для кольцевой схемы электроснабжения:
К = 2062500 + 3750000 = 5812500.
4.2
Эксплуатационные
издержки
при
[руб.]
реализации
двухцепной
магистральной и кольцевой схемы электроснабжения
4.2.1 Для двухцепной магистральной схемы электроснабжения
Издержки на эксплуатацию (Э) определяются по формуле 4.4:
70
Э = А + ТР + Пр,
где
(4.4)
А – амортизационные отчисления, руб./год;
ТР – расходы на ремонт и техническое обслуживание системы, руб./год;
Пр – прочие прямые расходы, руб./год.
Отчисления на амортизацию (А) определяем по формуле 4.5:
А = На × К,
где
(4.5)
На – норма отчислений на амортизацию, составляющая 10 %.
А = 0,1 × 971250 = 97125.
[руб./год]
Затраты на ремонт и техническое обслуживание (ТР) системы рассчитаем
по формуле:
ТР = НТР × К,
где
(4.6)
НТР – норма отчислений на ТО и ТР системы (принимаем 5 %).
ТР = 0,05 × 971250 = 48563.
[руб./год]
Прочие прямые (Пр) затраты определяются в зависимости от величины
всех прямых затрат:
Пр = НПР × (А + ТР),
где
[руб./год]
(4.7)
НПР – отчисления на прочие расходы (5 %).
Пр = 0,05 × (97125 + 48563)=7285.
Итого
эксплуатационные
издержки
[руб./год]
на
реализацию
двухцепной
магистральной схемы составят:
Э = 97125 + 48563 + 7285 = 152973.
[руб./год]
4.2.2 Для кольцевой схемы электроснабжения
Отчисления на амортизацию (А):
А = 0,1 × 937500 = 93750.
[руб./год]
Затраты на ремонт и техническое обслуживание (ТР) системы:
ТР = 0,05 × 937500 = 46875.
[руб./год]
Прочие прямые (Пр) затраты:
Пр = 0,05 × (93750 + 46875) = 7032.
[руб./год]
71
Итого эксплуатационные издержки на реализацию кольцевой схемы
составят:
Э = 93750 + 46875 + 7032 = 147658.
[руб./год]
Рассчитаны капитальные вложения и эксплуатационные издержки для
двух вариантов схем электроснабжения.
4.3 Определение экономического эффекта при использовании различных
вариантов схем электроснабжения
Оценка экономической эффективности энергосберегающих проектов
проводится во всех случаях вложения капитала в энергосбережение.
Основная
цель
оценки
экономической
эффективности
энергосберегающих проектов – это выбор наилучшего, наиболее эффективного
энергосберегающего проекта из предложенных.
Этапы
оценки
экономической
эффективности
энергосберегающих
проектов:
1) формирование определенного количества конкурирующих проектов
(обычно от 3 до 5 проектов);
2) приведение рассматриваемых проектов к сопоставимым условиям;
3) расчет показателей экономической эффективности проектов;
4) сравнение проектов и выбор наилучшего проекта.
4.3.1 Расчет надежности электроснабжения потребителей населённого
пункта в зависимости от схем электроснабжения
Бесперебойность
снабжения
потребителей
электрической
энергией
является основным показателем качества систем электроснабжения. Степень
бесперебойности электроснабжения оценивается надежностью электрических
сетей. При анализе надежности работы принято оценивать показатели
надежности одинаково для всех элементов, входящих в состав электрических
сетей.
Линии 10 кВ могут быть секционированы с использованием линейных
разъединителей
или
автоматических
возможностью включения резерва (АВР).
выключателей,
в
том
числе
с
72
При расчете надежности электрической сети 10 кВ вначале выделяют
зону устойчивого повреждения, а всю сеть рассматривают как совокупность
таких зон, разделенных коммутационными аппаратами с устройствами
релейной защиты и противоаварийной автоматики. Для каждой зоны
электрической
сети
определяется
её нагрузка,
длительность
и
число
отключений и рассчитывается ожидаемый годовой недоотпуск электроэнергии
потребителям.
Просуммировав
значения
недоотпуска
электроэнергии
по
всем
выделенным зонам, получим недоотпуск электроэнергии конкретной линии.
Ожидаемый годовой недоотпуск электрической сети будет равен сумме этих
показателей по всем линиям данной сети.
Таким образом, расчет надежности электроснабжения потребителей
распределительной сети 10 кВ необходимо вести отдельно для каждой линии
10 кВ с учетом особенностей её схемы, степени автоматизации и способов
резервирования, расположения и мощности потребителей.
Надежность ТП рассчитаем по принципу последовательного соединения
элементов, при котором выход из строя хотя бы одного из них приводит к
отказу всей системы.
Для расчета надежности электроснабжения определим некоторые
показатели надежности. Статистические данные взяты на основе анализа
надежности электроснабжения потребителей, подключенных к сетям АО
«ОРЕЛОБЛЭНЕРГО».
Для кабельно-воздушных линий, возьмем значения отказов из опыта
МКС «Мосэнерго».
Вероятность безотказной работы:
Pi 
где
N i  ni
,
Ni
Pl – вероятность безотказной работы;
Ni – общее число однородных элементов (шт.);
(4.8)
73
ni – число поврежденных однородных элементов за анализируемый
период (шт.).
Для разъединителя:
2093  2
 0,999 .
2093
PРАЗ 
Для вакуумного выключателя:
260  1
 0,996 .
260
PВВ 
Для линии выполненной проводом марки AXCES 3х70/16-10:
9  0,5
 0,944 .
9
Pl 
Частота отказа:
аl 
где
n(t )
,
N i  t
[год-1/км]
(4.9)
Ni – общее число однородных элементов (шт.);
n(∆t) – количество отказов за исследуемый период;
∆t – интервал исследуемого времени.
Для разъединителя:
а РВ 
2
 0,00095 .
2093 1
[год-1/км]
Для вакуумного выключателя:
а ВВ 
0,1
 0,0004 .
260 1
[год-1/км]
Для линии выполненной проводом марки AXCES 3х70/16-10:
аl 
0,5
 0,055 .
9
[год-1/км]
Интенсивности отказов λc для всех элементов ТП ( на 100 шт.):
i 
где
аi
100 ,
Pi
al – частота отказа кабельных линий;
Pl – вероятность безотказной работы.
[год-1/км]
(4.10)
74
Для разъединителя:
 РАЗ. 
0,00095
100  0,095 .
0,999
Для вакуумного выключателя:
 ВВ 
0,0004
100  0,04 .
0,996
Для линии выполненной проводом марки AXCES 3х70/16-10:
l 
0,055
 0,058 .
0,944
Определим значения коэффициента простоя q для всех элементов сети по
формуле:
qав   в ; qпл  mTв ,
где
(4.11)
qав – коэффициент аварийного простоя;
qпл – коэффициент планового простоя.
Для разъединителя:
qав.(рв) = 0,095 ∙ 0,009 = 0,00085;
qпл. (рв) = 0,33 ∙ 3,7 = 1,22.
Для вакуумного выключателя:
qав.(вв) = 0,04 ∙ 0,0004 = 0,00016;
qпл. (вв) = 0,38 ∙ 6,6 = 2,5.
Для линии выполненной проводом марки AXCES 3х70/16-10:
𝑞ав. = 0,058 ⋅ 0,055 = 0,003.
Коэффициент планового простоя не рассчитываем, поскольку ремонт
воздушных линий с использованием кабеля AXCES 3х70/16-10 не планируется.
75
Таблица 4.1
Данные для расчета надежности электроснабжения
Элемент схемы ТП
Условное
обознач.
Λc на
100 шт.
m
Tв, ч
Tпл.,
ч
τв, год
Разъединитель 10 кВ
РВ
0,095
0,33
3,7
7,7
0,009
Вакуумный выкл.
10 кВ
ВВ
0,04
0,38
6,6
6,2
0,0004
КВЛ-10 кВ
КВЛ
0,058
-
0,055
-
0,058
где
λc – интенсивность отказов;
m – количество плановых ремонтов;
Tв – время восстановления;
τв – количество отключений в год;
qпл – коэффициент планового простоя.
Как в первом, так и во втором варианте на линии установлено одинаковое
оборудование, два варианта отличаются только длинной линий.
Расчетная схема представлена в виде блочных схем на рисунке 4.1:
Рисунок 4.1 – Упрощенная схема для расчета надежности элементов схемы
1 – КВЛ-10 кВ, 2 – вакуумный выключатель,
3 – высоковольтный разъединитель
Суммарную интенсивность отказов для последовательно соединенных
элементов определяем по формуле:
n
посл   i ,
i 1
где λi – интенсивность отказов i – го элемента.
(4.12)
76
Получим:
λпосл.. = 0,04+0,095+0,058 = 0,193.
Определяем
время
восстановления
[откл/год]
последовательного
соединения
элементов схем в аварийном режиме:
Tв.посл(авар) 
где
n
1
посл
T
i 1
i вi
,
(4.13)
Твi – время восстановления i-го элемента.
Получим:
Tв.посл(авар) =
1
∙(0,04∙6,6+0,00095∙3,7+
0,193
+ 0,058∙0,055) = 1,4
[ч]
Тогда при последовательном соединении элементов коэффициент
аварийного простоя:
n
qав.посл.   iТ вi ,
[ч/год]
(4.14)
qав.посл. = 0,04∙6,6+0,00095∙3,7+0,058∙0,055 = 0,27.
[ч/год]
(4.14)
[ч]
(4.15)
i 1
Определим среднее время одного планового ремонта:
Tпл. ср.
где
1

 mц
mц
mТ
j 1
i
плj
,
mц – количество плановых ремонтов в течение, ремонтного цикла;
Тплjmax – длительность планового ремонта элемента, максимальная из всех
отключаемых в j-м простое.
Получим:
Tпл.ср. 
=
1
 (Tпл.( ВВ)  mi ( ВВ)  Т пл.( РВ)  mi ( РВ) ) 
( mi )
1
(0,038+0,33)
⋅ (6,2 ⋅ 0,038 + 7,7 ⋅ 0,33) = 7,54.
[ч]
Коэффициент планового простоя последовательной цепи:
(4.15)
77
𝑞пл = ∑Тпл.𝑖 ⋅ 𝑚𝜄. ,
где
[ч]
(4.16)
Тплi – частота плановых ремонтов последовательной цепи.
qпл. = 6,2 ⋅ 0,038 + 7,7 ⋅ 0,33 = 2,78.
[ч]
Недоотпуск электроэнергии в аварийном режиме найдем из соотношения:
Wав.= Pi ∙ li ∙ аl ∙ Tp,
где
[кВт∙ч/год]
(4.17)
li – длина линии, км;
Pi – средняя нагрузка на линии, кВт;
Tp – среднее время восстановления электроснабжения, ч.
Для проводов марки AXCES 3х70/16-10 среднее время ремонта
составляет 3 ч.
Рассматривая два варианта построения сети 10 кВ, магистральную и
кольцевую следует отметить, что в аварийном режиме все ТП переключаются
на резервный фидер и остаются запитанными.
Принимаем следующие данные для расчетов:
1 вариант:
длину линии принимаем равной 2100 м.
Wав.вар1 =0∙2,1∙0,055∙3 = 0.
[кВт∙ч/год]
2 вариант:
длину линии принимаем равной 2000 м.
Wав.вар2 =0∙2∙0,055∙3 = 0.
[кВт∙ч/год]
Ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям определяется по
формуле:
Уав.год
= Ууд ∙ Wнд.ав..
[руб./год]
(4.18)
Однако, в нашем случае и в первом, и во втором варианте ущерб от
недоотпуска электроэнергии потребителям будет равен 0.
Вывод
В данном разделе определен уровень надежности электроснабжения
потребителей и произведено технико-экономическое сравнение различных
вариантов схем сети.
78
При сравнении вариантов определены ожидаемые значение ущерба при
возможных перерывах электроснабжения. Ущерб в этом случае носит
вероятностный характер. Задача сводилась к определению математического
ожидания (среднего значения) ущерба за определенный период эксплуатации,
обычно за 1 год.
Рассчитаны капитальные вложения и эксплуатационные издержки для
двух вариантов схем электроснабжения.
При
проектировании
сетей
определятся
уровень
надежности
электроснабжения потребителей, и производится технико-экономическое
сравнение различных вариантов схем сети.
Определены
вероятностные
характеристики,
от
которых
зависит
надежность схемы.
Выбрана
оптимальная
схема
внешнего
электроснабжения
комбикормового завода ООО «Знаменский СГЦ». Кольцевая схема имеет ряд
преимуществ над магистральной схемой. Кольцевая схема имеет меньшую
протяжённость, а так же по экономическим показателям данная схема
выгодней.
79
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В первой главе данной выпускной квалификационной работы был
проведен ретроспективный анализ существующих решений применяемых при
проектировании и строительстве линий электропередач. Рассмотрены основные
способы построения линий электропередач выполненными воздушными
линиями электропередач, типы опор, виды проводов, применяемые при
строительстве ВЛ, материалы из которых их изготавливают. Так же были
рассмотрены кабельные линии, а именно виды силовых кабелей, конструкцию
и основные способы прокладки кабельной линии. Определены плюсы и минусы
как воздушных линии электропередач, так и кабельных линий электропередач.
Во
второй
главе
данной
выпускной
квалификационной
работы
рассмотрен универсальный кабель 10 кВ класса «вода – земля – воздух».
Применение
нового
современного
решения
при
строительстве
или
реконструкции кабельно-воздушных линий, должно стать востребованным во
многих регионах нашей страны. Рассмотрены основные преимущества и
недостатки универсального кабеля, особенности конструкции и материалы, из
которых он изготовлен, возможность использования в разных регионах нашей
страны, в зависимости от климатических условий. Описаны защитные
мероприятия при применении универсального кабеля. Определена расчетная
величина уровня магнитного поля вокруг внешней оболочки кабеля AXCES
3x70/16-10 на расстоянии 1 метр, которая не превышает нормируемого
значения 5 мкТл (4 А/М) по ГН 2.18/2.2.4.2262 – 07 для зон жилой застройки.
Так же рассмотрено воздействие на сеть при использовании универсально
кабеля. Кабельная линия представляет собой ёмкостную нагрузку, в то время
как
линия
с
неизолированными
или
изолированными
проводами
–
индуктивную нагрузку. Это означает, что падение напряжения в линии
выполненной универсальным кабелем EXCEL / AXCES ниже, нежели в линии с
неизолированными или изолированными проводами, поскольку падение
индуктивного напряжения в кабеле практически равно нулю. Это означает, что
80
в универсальном кабеле потери напряжения ниже, чем в линиях с
неизолированными или изолированными проводами.
В третьей главе разработано проектное решение для строительства линии
электропередач для системы внешнего электроснабжения комбикормового
завода ООО «Знаменский СГЦ». На примере комбикормового завода ООО
«Знаменский СГЦ» рассмотрена возможность применения универсального
кабеля для внешнего электроснабжения, а именно выбрана и обоснована
оптимальная трасса прохождения кабельно-воздушной линии 10 кВ, с
использованием
универсального
кабеля
AXCES.
Использование
универсального кабеля позволило существенно сократить трассу линии 10 кВ,
пройти по наикротчайшему пути, через населенный пункт, а так же по землям
лесного фонда. Протяженность линии составит 1 км. Без использования
универсального кабеля необходимо было бы строить линию в обход
населенного пункта и земель лесного фонда, протяжённость линии в таком
случае составила бы не менее 3 км.
Определены основные электрические нагрузки комбикормового завода
ООО «Знаменский СГЦ», что позволило выбрать оптимальное количество и
место расположения ТП с учетом удобства их размещения и обслуживания.
Рассчитана электрическая нагрузка на шинах ТП 10/0,4 кВ, выбраны тип и
мощность трансформаторных подстанций.
Чтобы максимально снизить
возможность прекращения электроснабжения объекта, в случае аварии, что
приведет к срыву основных технологических процессов, были широко
внедрены мероприятия по повышению надежности электроснабжения. Также
составлены основные варианты схем электроснабжения, рассмотрены режимы
отключений схем при различных вариантах к.з.
Из-за огромного количества плюсов, которые мы увидели
при
использовании универсального кабеля, убедились, что данный вариант
исполнения линии электропередачи подходит лучше всего.
В четвертой главе данной выпускной квалификационной работы
определен уровень надежности электроснабжения потребителей и произведено
81
технико-экономическое сравнение различных вариантов схем сети. При
сравнении вариантов определено ожидаемое значение ущерба при возможных
перерывах электроснабжения. Ущерб в этом случае носит вероятностный
характер. Задача была сведена к определению математического ожидания
(среднего значения) ущерба за определенный период эксплуатации, а именно за
1 год. Рассчитаны капитальные вложения и эксплуатационные издержки для
двух вариантов схем электроснабжения.
Последним этапом исследования стал выбор оптимальной схемы
внешнего электроснабжения комбикормового завода ООО «Знаменский СГЦ».
Кольцевая схема имеет ряд преимуществ над магистральной схемой. Кольцевая
схема имеет меньшую протяжённость, а так же по экономическим показателям
данная схема выгодней.
82
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Правила устройства электроустановок. Передача электроэнергии. 7-е
изд. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. – 160 с.
2. Лещинская, Т.Б. Электроснабжение сельского хозяйства/ Учебники и
учеб. пособия для студентов высш. учеб. Заведений / Т.Б. Лещинская, И.В.
Наумов. - М.: КолосС, 2008. – 655 с.
3. Кнорринг, Г.М Справочная книга для проектирования электрического
освещения/ - Л.: Энергия, 2010г. – 384 с.
4. Хорольский, В.Я Технико - экономические расчеты распределительных
электрических сетей / Хорольский, В.Я., Таранов М.А., Петров Д.В. – Ростовна-Дону, изд. «Терра Принт» 2009. – 336 с.
5. Костючеко, Л.П. Проектирование систем сельского электроснабжения:
Учеб. пособие/ Костючеко Л.П. – Краснояр. гос. аграр. ун-т. – Красноярск.,
2003. – 144 с.
6. Минский трансформаторный завод | [Электронный ресурс] – Режим
доступа: http://metz.by/products/catalog/31.html (дата обращения: 22.12.2018) –
Загл. с экрана.
7. Комплектующие для линий электропередачи ENSTO | [Электронный
ресурс] – Режим доступа: https://www.ensto.com/globalassets/brochures/overheadlines/russian/brochures/201802/-----2.pdf (дата обращения: 12.06.2018) – Загл. с
экрана.
8.
ENSTO
|
[Электронный
ресурс]
–
Режим
доступа:
http://gkatom.com/media/catalog/vendor/ensto/-4.4.-----6-20-.------iv-vii--.pdf (дата
обращения: 12.06.2018) – Загл. с экрана.
9.
Александров,
Д.С.
Надежность
и
качество
электроснабжения
предприятий: Учебное пособие / Александров Д.С., Щербаков Е.Ф. –
Ульяновск : УлГТУ, 2010. – 155 с.
83
10. Сорокин, Н.С. Проектирование электрической сети района / курсовое
и дипломное проектирование: Учебное пособие / Сорокин Н.С. – Орел 2014. –
29 с.
11. Правила устройства электроустановок [Текст] / 7-е изд., перераб. и
доп.- М.: ДЕАН 2004. – 656 с.
12. Костин, В.Н. Электропитающие системы и электрические сети./
Учебно-методический комплекс (учебное пособие) / В.Н. Костин. – СПб. Издво СЗТУ, 2007. – 154 с.
13. Водяников, В.Т. Экономическая оценка средств электрификации и
автоматизации
сельскохозяйственного
производства
и
систем
сельской
энергетики: Учебное пособие [Текст] / В.Т. Водяников.- М.: МГАУ,
2007. – 400 с.
14. Нормы и расценки на выполнение работ по ремонту и реконструкции
ЛЭП и оборудования ТП (РП) по состоянию на 2018 г.
15. Ерошенко, Г.П. Эксплуатация электрооборудования. / Ерошенко, Г.П.,
Коломиец, А.П., Кондратьева, Н.П., Медведько, Ю.А., Таранов, М.А. –
Москва.: КолосС, 2008. – 344 с.
16.
Cлышалов,
В.К.
Основы
расчета
надежности
систем
электроснабжения: учеб. пособие / Cлышалов, В.К. – ГОУВПО «Ивановский
государственный энергетический университет им. В.И. Ленина». – Иваново,
2012. – 80 с.
17. Плиско, А. Л. Основы теории и расчёта надёжности систем
электроснабжения: методические указания к решению задач / сост. А. Л.
Плиско, Д. С. Александров. – Ульяновск: УлГТУ, 2011. – 29 с.
18. Папков, Б.В. П 174 Вероятные и статистические методы оценки
надежности элементов и систем электроэнергетики: теории, примеры, задачи:
учебное пособие / Б.В. Папков, В.Л. Осокин. – Старый оскол: ТНТ,
2017. – 424 с.
19. Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок. – СПБ.:
Издательство ДЕАН, 2015. – 176 с.
84
20.
Показатели
хозяйства
|
надежности
[Электронный
систем
электроснабжения
ресурс]
–
Режим
сельского
доступа:
https://cyberleninka.ru/article/n/pokazateli-nadezhnosti-sistem-elektrosnabzheniyaselskogo-hozyaystva (дата обращения 11.10.2018) – Загл. с экрана.
21. Руководство по универсальным кабелям | [Электронный ресурс] –
Режим доступа: https://www.slo.lv/upload/catalog/kabeli_vadi/ericsson_universal_
cable_rus.pdf (дата обращения 17.12.2018) – Загл. с экрана.
22. Электрические системы и сети. Часть 1: учебное пособие / В.В.
Афонин, К.А. Набатов. – Тамбов : Изд-во ФГБОУ ВПО «ТГТУ», 2013. – 80 с. –
100 экз. – ISBN 978-5-8265-1196-1.
23.
Универсальный
AHXAMK-WM
|
кабель
[Электронный
Мульти-Виски
ресурс]
–
(Multi-Wiski)
Режим
доступа:
6-35
кВ
http://ms-
proekt.ru/produkciya/kabelnye-linii-6-35-kv/universalnyy-kabel-multi-viski-6-35-kv/
universalnyy-kabel-multi-viski-multi-wiski-6-35-kv-ahxamk-wm-tehnicheskieharakteristiki (дата обращения 11.12.2017) – Загл. с экрана.
24. Комплекс (линия) производства комбикормов | [Электронный ресурс]
– Режим доступа: http://opti-line.ru/korm.html (дата обращения 19.12.2017) –
Загл. с экрана.
25. Сибикин, Ю.Д. Справочник по эксплуатации электроустановок
промышленных предприятий. 5-е изд. – М.: Высшая школа, 2002. – 248 с.
26. О порядке установления охранных зон объектов электросетевого
хозяйства
и
особых
условий
использования
земельных
участков,
расположенных в границах таких зон | [Электронный ресурс] – Режим доступа:
http://pravo.gov.ru/proxy/ips/?docbody=&prevDoc=102165726&backlink=1&&nd=
102127988 (дата обращения 28.12.2018) – Загл. с экрана.
27. Акимова, Н.А., Котеленц, Н.Ф., Сентюрихин, Н.И. Монтаж,
техническая эксплуатация и ремонт электрического и электромеханического
оборудования. Учебное пособие для студентов учреждений среднего проф.
образования. – М.: Мастерство, 2002. – 296 с.
28. Князевский, Б.А., Липкин, Б.Ю. Электроснабжение промышленных
85
предприятий. Учебник. 2-е изд. – М.: Высшая школа, 1979. – 431 с.
29. Проектирование электрических сетей 0,38 и 10 кВ в сельской
местности|
[Электронный
ресурс]
–
Режим
доступа:
http://electricalschool.info/main/elsnabg/430-proektirovanie-jelektricheskikhsetejj.html (дата обращения 15.09.2017) – Загл. с экрана.
30. Лесных, В.В. Проблемы оценки экономического ущерба, вызванного
перерывами в электроснабжении / В.В. Лесных, Т.Б. Тимофеева, В.С. Петров //
Экономика региона. — 2017. — Т. 13, вып. 3. — С. 847-858.
31. Королева, Т.Г. Внутризаводское электроснабжение и режимы. Расчет
электрических нагрузок: учебное пособие для вузов/ Т.Г. Королева. – Орел:
ОрелГТУ, 2010. – 132 с.
32. Сафонов, В.И. Надежность систем электроснабжения: Учебное
пособие / В.И. Сафонов, П.В. Лонзингер – Челябинск: Издательский центр
ЮУрГУ, 2014. – 90 с.
33. Эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт ВЛ 110 – 1150 кВ:
учебно-практическое пособие | [Электронный ресурс] – Режим доступа:
https://e.lanbook.com/book/72326 (дата обращения 09.12.2018) – Загл. с экрана.
34. Кабельные линии электропередачи | [Электронный ресурс] – Режим
доступа: http://studopedia.net/9_48998_kabelnie-linii-elektroperedachi.html (дата
обращения 15.02.2018) – Загл. с экрана.