Реконструкция сетей электроснабжения для улучшения качества напряжения и снижения потерь мощности электроэнергии

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

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

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

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

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

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

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

5.8 Проверка отсутствия напряжения

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

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

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

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

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

Проверять отсутствие напряжения выверкой схемы в натуре разрешается:

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

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

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

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

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

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

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

5.9 Работы на опорах

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

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

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

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

Подниматься по опоре разрешается только после ее укрепления.

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

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

Подниматься на опору разрешается членам бригады:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Вывод

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

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

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



6. ЭКОЛОГИЯ

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

6.1 Общие сведения о территории проекта

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

Расчетные климатические условия энергорайона строительства линии характеризуется следующими параметрами:

Высшая температура +34°С;

Низшая температура -64°С;

Среднегодовая температура-10°С;

Средняя температура наиболее холодной пятидневки-54°С;

Температура при гололеде-10°С;

Температура при максимальном ветре-10°С;

Толщина стенки гололеда5 мм;

Среднегодовая скорость ветра2,1 м/сек;

Среднегодовая продолжительность гроз в годуот 10 до 18 ч.;

Глубина сезонного оттаивания от 1 до 2-х м.

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

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

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

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

6.2 Влияние воздушных линий электропередачи и подстанций на окружающую среду

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



6.3 Мероприятия по уменьшению влияния электропередачи на окружающую среду

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

- заземление всех находящихся проводящих объектов;

- электростатическое экранирование.

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

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

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

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

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

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

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

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

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



7. ЭКОНОМИКА

7.1 Потери

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

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

До реконструкции:

Потери активной мощности в нормальном режиме показаны в таблице 7.1:

Таблица 7.1

№ КТП	Потери активной мощности
Стройучасток ГВФ	21,331 кВт

Суммарные потери в нормальном режиме:

ДP_до= 21,331 кВт

Среднегодовое время работы линий в максимальном режиме принимаем 4500 ч.

Потери активной энергии за год:

W_до= ДP_до ·4500 = 21,331·4500 = 95990 кВт ·ч

Принимаем тариф на электроэнергию 5 руб. 9 коп.за 1 кВт ·ч

Общие потери в рублях за год составляют:

З_до= W_до ·5,09 = 95990 ·5,09= 488600руб/год.

После реконструкции:

Потери активной мощности в нормальном режиме показаны в таблице 7.2

Таблица 7.2

№ МТП	Потери активной мощности
МТП №1	0,343
МТП №2	1,6
МТП №3	1,712

Суммарные потери в нормальном режиме:

ДP_после= 3,655 кВт

Среднегодовое время работы линий в максимальном режиме принимаем 4500 ч.

Потери активной энергии за год:

W= ДP_после ·4500 = 3,655·4500 = 16450 кВт ·ч

Принимаем тариф на электроэнергию 5 руб. 9 коп.за 1 кВт ·ч

Общие потери в рублях за год составляют:

З_после= W_после ·5,09 = 16450·5,09= 83730 руб/год.

Сравнение потерь до и после реконструкции:

Разница потерь в кВт:

ДP = ДP_до - ДP_после

ДP = 21,331 - 3,655 = 17.676 кВт

Разница потерь электроэнергии в рублях:

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

7.2 Расчет капитальных вложений

Согласно проекту необходимо построить:

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

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

- МТП с трансформатором ТМГ-100 кВА - 1 штук;

- МТП с трансформатором ТМГ-160 кВА - 2 штуки;

- «СИП-2А» для ввода - 1590 м;

- Демонтаж ВЛ-0,4 кВ - 3560 м;

- Демонтаж КТП - 1 шт.

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

Стоимость материалов на 1 км линии: 600 000 руб.

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

Прочие расходы на 1 км линии: 450000 руб.

Протяженность ВЛЗ 6 кВ: 0,64 км.

Общая стоимость строительства ВЛЗ 6 кВ:

ЦВЛЗ = 0,640 · (600000 + 400000 + 450000) = 928000 руб.

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

Стоимость материалов на 1 км линии: 500 000 руб.

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

Прочие расходы на 1 км линии: 300 000 руб.

Протяженность ВЛИ 0,4 кВ: 4,779 км.

Общая стоимость строительства ВЛИ 0,4 кВ:

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

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

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

Прочие расходы на 1 км линии: 15 000 руб.

Общая стоимость СИП 2А:

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

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

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

Прочие расходы на 1 км линии: 15 000 руб.

Общая стоимость СИП 2:

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

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

Стоимость МТП с трансформатором: 158 000 руб.

Стоимость СМР: 100 000 руб.

Прочие расходы: 30 000 руб.

Общая стоимость строительства МТП:

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

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

Стоимость МТП с трансформатором: 125 000 руб.

Стоимость СМР: 100 000 руб.

Прочие расходы: 30 000 руб.

Общая стоимость строительства МТП:

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

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

ЦД = 700 000 руб.

Единовременные капитальные вложения составят:

К = ЦВЛЗ + ЦВЛИ + ЦСИП 2А + ЦСИП 2 + ЦМТП63 + ЦМТП160 + ЦД = 3 989760

7.3 Расчет срока окупаемости

Срок окупаемости после ввода объекта в эксплуатацию составит:

Т = К / З = 9 лет 6 месяцев

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

Рисунок 7.1 График окупаемости капитальных вложений

Вывод

Таким образом, предлагаемые мероприятия позволяют довести качество электроснабжения до нормативных параметров и значительно снизить потери активной мощности, которые сокращаются на 80490 кВт/год, или 404 900 руб. в год при заданном тарифе. Капитальные вложения в проект составят 3 989760 руб. Расчетный период окупаемости проекта - 9 лет и 6 месяца с начала выполнения проекта.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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

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

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

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



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Размещено на Allbest.ru

...