Реконструкция системы электроснабжения села Кубанка Калманского района

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство сельского хозяйства Российской Федерации

Алтайский государственный аграрный университет

Институт техники и агроинженерных исследований

Кафедра: Электрификация и автоматизация сельского хозяйства

Расчетно-пояснительная записка к дипломному проекту

Тема:

Реконструкция системы электроснабжения села Кубанка Калманского района

110302 - Электрификация и автоматизация сельского хозяйства

Дипломник:

Комаров Е.С.

Руководитель проекта:

Калинин Ц.И.

Барнаул 2009



Аннотация

Дипломная работа посвящена теме реконструкции системы электроснабжения села Кубанка Калманского района.

Дипломная работа состоит из пояснительной записки на 65 стр., где приведены 7 таблиц, 2 рисунка, а так же приложения.

Пояснительная записка состоит из:

- введения, где говорится об актуальности дипломного проекта, о его целях и задачах;

- характеристика хозяйства, где знакомимся с продукцией, выпускаемой этим предприятием;

- расчета электрической нагрузки, где производим расчет электрической нагрузки, тип светильников, выбор сечения проводников и аппаратов защиты;

- безопасность труда, где рассматриваются понятия опасностей и электробезопасности, проводится их анализ и меры по их устранению, расчет контура заземления.

- технико-экономические показатели проекта, где определяем эксплуатационные расходы для электрификации предприятия.



Содержание

Введение

1. Характеристика существующей сети электроснабжения с. Кубанка

1.1 Характеристика объекта

1.2 Проблемы, стоящие перед сетевым хозяйством

1.3 Предлагаемые пути решения

2. Расчет электрических нагрузок.

2.1 Расчет электрических нагрузок сетевого района. Расчет линии 10 кВ

2.2 Электрический расчет сети 0,4 кВ

2.3 Проверка проводов по потере напряжения

2.4 Проверка проводов по условиям нагрева

3. Механический расчет сети 0,4 кВ

3.1 Общие положения

3.2 Расчет удельных механических нагрузок по проводу

3.3 Определение расчетных условий

3.4 Расчет максимальной стрелы провеса

3.5 Составление монтажной таблицы

4. Расчет аварийных режимов и выбор электрической аппаратуры защиты на ТП 10/0,4 кВ

4.1 Расчет токов короткого замыкания

4.2 Выбор высоковольтных предохранителей на ТП 10/0,4 кВ

4.3 Выбор уставок защиты

4.4 Выбор типа и конструкции трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ

4.5 Электрическое соединение КТП

4.6 Основные сведения о СИП и преимущество ВЛИ

4.7 Конструктивное исполнение ВЛИ 0,4 кВ

4.7.1 Размотка СИП

4.7.2 Натяжение ВЛИ и ее анкерное закрепление

4.7.3 Замена роликов на промежуточные зажимы

4.7.4 Обустройство линейных ответвлений от магистрали

4.7.5 Подключение к магистрали

4.7.6 Защита ВЛИ от перенапряжений и заземление

4.7.8 Обустройство трансформаторных вводов

5. Безопасность жизнедеятельности

5.1 Общие положения

5.2 Меры обеспечения безопасности при реконструкции систем электроснабжения с. Кубанка

5.2.1 Организационные меры5.2.2 Технические меры

5.2.3 Требования по технической безопасности при реконструкции трансформаторной подстанции

5.2.4 Требования безопасности при демонтаже и монтаже ВЛ:

5.3 Расчет заземляющего устройства ТП 10/0.4 кВ

5.4 Пожарная безопасность

5.5 Молниезащита

5.6 Охрана окружающей среды

Заключение

Список литературы



Введение

Основным источником электроснабжения всех отраслей народного хозяйства являются районные энергетические системы, под которыми понимают совокупность электростанций, подстанций, электрических и тепловых сетей, связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределении электрической и тепловой энергии при общем управлении этим режимом.

Питающие сети сельскохозяйственного назначения отличаются от аналогичных сетей в других отраслях энергетики относительно небольшими передаваемыми мощностями. Это влияет главным образом на характеристики оборудования, которое требуется для повышения экономичности сетей.

Расчеты показывают, что более половины общих затрат на сельское электроснабжение составляют затраты на распределительные линии среднего и низкого напряжения. По экономическим соображениям, как правило, эти линии выполняют воздушными. У таких линий свыше 70-80% стоимости составляет стоимость строительной части. Поэтому эффективными путями снижения затрат на электроснабжение являются сокращение протяженности распределительных линий, улучшением их конфигурации, усовершенствование методов механического расчета проводов и опор, а также применение проводниковых и строительных материалов, позволяющих уменьшить стоимость строительной части линий.

От электрических сетей в сельских районах питается большое количество разнообразных потребителей. Сельские электрические сети характеризуются значительной протяженностью и относительно малой плотностью нагрузок.

Сельским районам присущи следующие типы нагрузок:

- производственные потребители (зерноперерабатывающие пункты, животноводческие фермы, мельницы, теплицы, котельные и т.п.);

- жилые дома в сельских населенных пунктах и районных центрах;

- больницы, школы, магазины и другие предприятия, обслуживающие население;

- прочие потребители, в числе которых могут быть промышленные предприятия.

Для проектирования электрических линий, подстанций и станций необходимо знать нагрузки отдельных электроприемников и их групп.

Электрическая нагрузка в сельском хозяйстве, как и в других отраслях народного хозяйства, - величина непрерывно меняющаяся: одни потребители включаются, другие отключаются. Мощность, потребляемая включенными электроприемниками, например электродвигателями, также изменяется с изменением загрузки приводимых в действие рабочих машин. Кроме того, с течением времени общая нагрузка непрерывно увеличивается, так как растет степень электрификации сельскохозяйственного производства и быта сельского населения.



1. Характеристика существующей сети электроснабжения с. Кубанка

1.1 Характеристика объекта

В дипломном проекте рассматривается село Кубанка Калманского района Алтайского края. Село специализируется на животноводстве.

Электроснабжение данного села осуществляется одной ВЛ 10 кВ, запитанной от районной трансформаторной подстанции 110 / 10 кВ, расположенной в районном центре Калманка. ВЛ 10 кВ осуществляет электроснабжение жилого и административно-общественного сектора.

К особенностям системы электроснабжения рассматриваемого села следует отнести большое количество маломощных потребителей, расположенных на достаточно небольшой территории, смешение производственных и бытовых потребителей, низкий коэффициент мощности. Число потребительских КТП 10 / 0,4 кВ 3шт.

Протяженность воздушных линий электропередачи 0,4 кВ -3,9 км.

1.2 Проблемы стоящие перед сетевым хозяйством

Распределительные сети 0,4 кВ села Кубанка построены в 1980 г. и полностью изношены. За время прошедшее с момента постройки ВЛ поменялись мощности потребителей и их расположение. Особенностью данного села является большое количество зеленых насаждений, что приводит к большим затратам рабочего времени на вырубку просек под линиями. Тяжелое экономическое положение жителей сельской местности служит причиной частых хищений проводов ВЛ и электроэнергии.



1.3 Предлагаемые пути решения проблем

Для решения этих проблем, в данном проекте, мною предложено следующие:

- провести реконструкцию существующей сети электроснабжения 0,4 кВ;

- рассчитать возможность применения самонесущих изолированных проводов.

Основанием для выполнения дипломного проекта послужило:

- данные о техническом состоянии существующих ВЛ 0,4 кВ и КТП 10 /0,4 кВ;

материалы по обследованию населенного пункта;

-технические условия на подключение к электрическим сетям.

Дипломный проект разработан в соответствии с «Правилами устройства электроустановок», «Инструкцией по проектированию городских и поселковых электрических сетей ВСН 97 - 83» , нормами и правилами технической эксплуатации.

Подсчет электрических нагрузок произведен с учетом развития села на ближайшие 7 лет с момента ввода ВЛ в эксплуатацию. Установленные и расчетные нагрузки в общественных помещениях определены по типовым проектам.

Расчетная нагрузка на вводе в сельский жилой дом и удельное перспективное электроснабжение на внутриквартирные нужды определена исходя из существующих потреблении с учетом динамики ее роста до конца расчетного периода.

Схема электроснабжения населенного пункта построена таким образом, что бы при наименьших затратах денежных средств, оборудования и материалов, они отвечали требованиям надежности и качества напряжения.



2. Расчет электрических нагрузок

2.1 Расчет электрических нагрузок сетевого района. Расчет линии 10 кВ

Электрические нагрузки являются исходными данными для сложного комплекса технических и экономических вопросов, возникающих при проектировании электроснабжения сельских районов.

Определение расчетной мощности сельскохозяйственных потребителей осложняется из-за многообразия форм ведения хозяйства, технологий и разнообразия потребителей, что не позволяет с достаточной точностью разработать удельные мощности электрифицируемого объекта.

Для облегчения задачи нахождения расчетной мощности на шинах потребительских подстанций приводятся расчетные нагрузки отдельных сельскохозяйственных потребителей, используя которые можно определить их суммарный максимум при совместном питании от общей линии электропередачи или трансформаторной подстанции.

Определение нагрузок производится с целью выбора и проверки токоведущих элементов и трансформаторов по нагреву и экономическим соображениям, а также для выбора защитных устройств.

От правильной оценки ожидаемой нагрузки зависят технико-экономические показатели проектируемой системы электроснабжения.

При определении расчетных нагрузок для различных узлов электроснабжения до и свыше 1000 В используются «Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0.38-110 кВ сельскохозяйственного назначения».

Согласно этой методике сначала находят максимальные нагрузки на вводах к потребителям, далее определяются нагрузки во всех точках сетей при помощи коэффициента одновременности.

Расчетные нагрузки участков линии напряжением 0.4 кВ и потребительских подстанций определяются суммированием максимума нагрузок (дневных и вечерних, пиковых, полупиковых, ночных) на вводах к отдельным потребителям с учетом коэффициента одновременности. Если от потребительской подстанции питаются свыше 60 % производственных потребители, то расчет ведется по дневному максимуму, а если жилые дома, то по вечернему максимуму нагрузок. При определении нагрузок ВЛ 0.4 кВ или ТП 10/0.4 кВ, питающих жилые дома или общественно-коммунальные потребители принимается один общий коэффициент одновременности для всех потребителей в зависимости от того, какая нагрузка преобладает.

Таблица 2.1

Электрические нагрузки производственных и общественных потребителей

Номера	Наименование подстанции	Установленная мощность кВт.	Расчетная нагрузка на вводе
			Дневной максимум	Вечерний максимум
1	2	3	4	5
1	Улица 1	15	6	12
2	Улица2	20	8	16
3	Мех.мастерская	80	55	25
4	Столовая	52	35	3
5	Мехток	450	320	40
6	Котельная	120	90	10
7	Улица 3	22	7	17
8	Улица 4	25	15	15
9	Гараж	45	20	10
10	Склады	16	12	1
11	Улица 5	28	9	20
12	Улица 6	33	11	25
13	Улица 7	24	7	15
14	Школа	20	12	4
15	Коровник	65	35	35

Определяем марку и сечение проводов на участках линии 10 кВ и заносим в таблицу 2.2

Определяем суммарные нагрузки по линиям с учетом добавки мощности

(2,1)

Где - большая из слагаемых нагрузок

- добавка мощности для суммирования нагрузок

Таким образом, учитывая данные из таблицы 2,1 по формуле ( 2,1) производим расчет результаты расчета сводим в таблицу 2,2

кВт

кВт

кВт

кВт

кВт

кВт

кВт

кВт

кВт

кВт

кВт

кВт

кВт

кВт

кВт



Определяем полную мощность по линиям

(2.2)

Где cosц для отдельных потребителей равен

кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

кВА

По интервалам экономических нагрузок определяем марки и сечение проводов и с учетом роста нагрузок принимаем провод сечением не менее А50, результаты заносим в таблицу 2,2

Таблица 2.2

№ участка	Р, кВт	S, кВА	Сечение провода, мм2	Марка провода
1	2	3	4	5
1	23,7	24,7	50	3Ах50+70
2	70,8	101,1	50	3Ах50+70
3	345,5	460,7	50	3Ах50+70
4	412,5	550	50	3Ах50+70
5	464,5	619,3	50	3Ах50+70
6	476,3	635,1	50	3Ах50+70
7	486,7	648,9	50	3Ах50+70
8	499,7	666,3	50	3Ах50+70
9	507,4	676,5	50	3Ах50+70
10	520,4	693,9	50	3Ах50+70
11	537,6	716,8	50	3Ах50+70
12	19,5	20,3	50	3Ах50+70
13	48	64	50	3Ах50+70
14	572,4	763,2	50	3Ах50+70
15	639,4	852,5	70	3Ах70+95

Определяем потери напряжения на каждом из участков и заносим в таблицу 2.3

(2.3)



Таблица 2.3

№ участка	Сечение провода,мм2	r, Ом/км	х, Ом/км	L, км	U, В	U%
1	50	0,63	0,435	0,25	0,37	0,0037
2	50	0,63	0,435	0,15	1,13	0,0113
3	50	0,63	0,435	0,3	10,26	0,1026
4	50	0,63	0,435	0,1	4,1	0,041
5	50	0,63	0,435	0,1	4,6	0,046
6	50	0,63	0,435	0,1	4,7	0,047
7	50	0,63	0,435	0,1	4,8	0,048
8	50	0,63	0,435	0,15	7,4	0,074
9	50	0,63	0,435	0,2	10	0,1
10	50	0,63	0,435	0,05	2,57	0,0257
11	50	0,63	0,435	0,2	10,6	0,106
12	50	0,63	0,435	0,35	0,5	0,005
13	50	0,63	0,435	0,25	1,2	0,012
14	50	0,63	0,435	0,2	11,3	0,113
15	70	0,45	0,425	0,75	47,4	0,474
всего					120,9	1,2

2.2 Электрический расчет сети 0,4 кВ

Производим расчет нагрузок для измененной схемы распределительных сетей, т.е. без использования КТП 1-48-2, а питающиеся от неё фидеры запитываем соответственно от КТП 1-48-7. В данном дипломе рассмотрена реконструкция сети 0,38 кВ питающей только жилой сектор, поэтому наибольшая нагрузка будет зимой в вечерний максимум, расчет ведем для этого периода. Расчетную нагрузку для жилых домов преимущественно новой застройки без газификации принимаем равной Р=2,2 кВт, но учитывая перспективное потребление электроэнергии на 7-ой год принимаем Р=2,8 кВт.

Разбиваем фидеры КТП по участкам и для каждого участка определяем активную нагрузку с учетом коэффициента одновременности.

(2.4)

КТП 1-48-7

Фидер №1

Участок №1

кВт

Участок №2

кВт

Фидер №2

Участок №1

кВт

Участок №2

кВт

Участок №3

кВт

Участок №4

кВт

Фидер №3

Участок №1

кВт

Участок №2

кВт

Находим полную нагрузку, учитывая что cos =0,93

(2.5)

Фидер №1

Участок №1

кВА

Участок №2

кВА

Фидер №2

Участок №1

кВА

Участок №2



кВА

Участок №3

кВА

Участок №4

кВА

Фидер №3

Участок №1

кВА

Участок №2

кВА

Определяем расчетные токи на участках сети по формуле

(2.6)

Где - ток в одном фазном проводе, А

- сумма полных мощностей потребителей на участке с учетом коэффициента одновременности, кВА

- линейное напряжение линии, кВ

Фидер №1

Участок №1

А

Участок №2

А

Фидер №2

Участок №1

А

Участок №2

А

Участок №3

А

Участок №4



А

Фидер №3

Участок №1

А

Участок №2

А

Выбор сечения проводов воздушной линии напряжением 0,38 кВ производим по экономической плотности тока .

(2.7)

Где - сечение провода, мм²

- расчетный ток линии, А

- рекомендуемая экономическая плотность тока для сельских электрических сетей, А/мм²

По полученным данным определяем сечение провода для каждого участка

Фидер №1

Участок №1

мм²



Участок №2

мм²

Для первого и второго участков выбираем провод марки 3*35+50 мм²

Фидер №2

Участок №1

мм²

Участок №2

мм²

Участок №3

мм²

Участок №4

мм²

Для первого участка выбираем провод марки 3*50+70, для второго, третьего и четвертого участков выбираем провод марки 3*35+50 мм²

Фидер №3

Участок №1

мм²

Участок №2

мм²

Для первого и второго участков выбираем провод марки 3*35+50 мм²

Результаты заносим в таблицу 2.4

Таблица 2.4

№ фидера	№ участка	Iф, А	Fрасч, мм2	Марка провода
1	2	3	4	5
1	1	8,8	14,7	3*35+50
	2	13,4	22,3	3*35+50
2	1	23,1	38,5	3*50+70
	2	9,7	16,2	3*35+50
	3	12,2	20,3	3*35+50
	4	17,2	28,7	3*35+50
3	1	15,4	25,7	3*35+50
	2	9,7	16,2	3*35+50

2.3 Проверка проводов по потере напряжения

(2.8)

где - ток в одном фазном проводе, А

- активное сопротивление линии, Ом/км

- реактивное сопротивление линии, Ом/км

- длина участка, км

Фидер №1

Участок №1

Участок №2

Фидер №2

Участок №1

Участок №2

Участок №3

Участок №4

Фидер №3

Участок №1

Участок №2

Таблица 2.5

Определение потери напряжения

№ фидера	№ участка	Iф, А	Fрасч, мм2	r0, Ом/км	х0, Ом/км	L, км	U, В	U, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	1	8,8	14,7	0,868	0,091	0,16	1,2	0,5
	2	13,4	22,3	0,868	0,091	0,64	7,4	3,4
2	1	23,1	38,5	0,641	0,101	0,56	8,3	3,8
	2	9,7	16,2	0,868	0,091	0,28	2,3	1
	3	12,2	20,3	0,868	0,091	0,68	7,1	3,2
	4	17,2	28,7	0,868	0,091	0,76	11,2	5,1
3	1	15,4	25,7	0,868	0,091	0,32	4,2	1,9
	2	9,7	16,2	0,868	0,091	0,48	4	1,8

Расчеты показали, что падение напряжения не превышает 7,5 % от номинального, значит выбранные сечения проводов подходят по падению напряжения.

2.4 Проверка проводов по условиям нагрева

Учитывая, что изолированные самонесущие провода охлаждаются менее эффективно, чем неизолированные. Проверку провода по условиям нагрева осуществляем путем сравнения максимального тока нагрузки участка сети с допустимым током участка, причем

(2.9)

Где - максимально допустимый длительный ток нагрузки, А

для 3*35+50 равен 115А

для 3*50+70 равен 140А

- максимальный ток нагрузки, А

Для провода 3*35+50 наибольший максимальный ток нагрузки будет на участке №4 фидера№2

- условие выполняется

Для провода 3*50+70 наибольший максимальный ток нагрузки будет на участке №1 фидера№2

- условие выполняется



3. Механический расчет сети 0,4 кВ

3.1 Общие положения

При определении климатических условий, в которых будет эксплуатироваться рассчитываемая ВЛ, учитываем интенсивность гололедообразования на проводах, скорость ветра, высшую и низшую температуру воздуха в районе прохождения ВЛ. Расчетные климатические условия для расчета ВЛ определяем в соответствии с картами районирования территории Российской Федерации по климатическим условиям. В соответствии с такими картами рассчитываемый район относится к III району по гололеду и к III району по скоростному напору ветра.

Для ВJIИ 0,38 кВ сооружаемой в застроенной местности и защищенной от воздействия поперечных ветров, значения нормативных скоростных напоров ветра принимаем снижение на 40% по сравнению с максимальным скоростным напором.

Расчетные температуры воздуха принимаем по данным фактических наблюдений, с округлением до значений, кратных пяти.

При расчете принимаем следующие сочетания климатических условий:

· высшая Teмпepaтypa t_МАХ, ветер и гололёд отсутствуют;

· провода покрыты гололёдом, температура -5⁰с, ветер отсутствует;

· низшая температура t_MIN , ветер и гололёд отсутствуют;

· нормативный скоростной напор ветра, температура -5⁰с, гололёд отсутствует;

· провода покрыты гололёдом, температура -5⁰с, скоростной напор ветра 25% нормативного скоростного напора ветра (скорость ветра 50%).

3.2 Расчет удельных механических нагрузок на провод

Удельная нагрузка от собственного веса провода

, (3.1)

Где - вес одного килограмма провода, кгс

- площадь поперечного сечения провода, мм²

для 3*35+50 кгс/(м*мм²)

3*50+70 кгс/(м*мм²)

Удельная нагрузка от веса льда

(3.2)

Где - толщина стенки гололеда (мм) на проводах с повторяемостью в данном районе гололедности 1 раз в 10 лет;

- диаметр провода, мм;

кгс/см - удельный вес льда

Для 3*35+50 кгс/(м*мм²)

3*50+70 кгс/(м*мм²)

Суммарная удельная нагрузка от собственного веса провода и веса гололеда:

(3.3)

Для 3*35+50 кгс/(м*мм²)

3*50+70 кгс/(м*мм²)

Удельная нагрузка на провод свободный от гололеда:

, (3.4)

где - коэффициент, учитывающий неравномерность скорости ветра по пролету

- коэффициент лобового сопротивления,

- максимальный напор ветра (Па) на провод с повторяемостью в данном районе по ветровым напорам 1 раз в 10 лет;

для 3*35+50 кгс/(м*мм²)

3*50+70 кгс/(м*мм²)

Удельная нагрузка от давления ветра на провод покрытый гололедом

(3.5)

где, ,

для 3*35+50 кгс/(м*мм²)

3*50+70 кгс/(м*мм²)

Суммарная удельная нагрузка от собственного веса провода, веса гололеда и давления ветра на провод

(3.6)

для 3*35+50 кгс/(м*мм²)

3*50+70 кгс/(м*мм²)

Суммарная удельная нагрузка от собственного веса провода, веса гололеда и давления ветра на провод, покрытого гололедом

(3.7)

для 3*35+50 кгс/(м*мм²)

3*50+70 кгс/(м*мм²)

3.3 Определение расчетных условий

Определяем наиболее тяжелые расчетные условия

Критический пролет

(3.8)

где - температурный коэффициент линейного удлинения провода, град^-1

- предел прочности при растяжении, ан/мм²

м

Заданный пролет составляет 40 м

Следовательно иможно прировнять к

Следует проверить напряжение в проводе при среднеэксплуатационной температуре, сравнив его с

Составляем уравнение состояния провода в пролете для соответствующих условий

(3.9)

где и - напряжение в материале провода, кгс/мм²

и - удельная нагрузка на провод, кгс/мм²

и - температура окружающего воздуха, С

- длина пролета, м

- коэффициент упругого удлинения материала провода, мм²/кгс

(Е - модуль упругости, кгс/мм²)

- температурный коэффициент линейного удлинения материала провода, град^-1

Упрощаем уравнение

Решаем кубическое уравнение относительно :

=3,4 кгс/мм²

кгс/мм²

Следовательно наиболее тяжелым расчетным условием является гололед при t_Г=-5С

3.4 Расчет максимальной стрелы провеса

Определяем максимальную стрелу провеса провода в пролете

Для определения критической температуры определяем напряжения в проводе при гололеде без ветра и=-5С

Составляем уравнение состояния провода в пролете

(3.10)

=9,6 кгс/мм²

Определяем критическую температуру

(3.11)

С

=40С

<

Следовательно максимальная стрела провеса будет при гололеде и =-5С

Стрелу провеса провода в пролете определяем по формуле

(3.12)

м

3.5 Составление монтажной таблицы

Составляем монтажную таблицу, которая содержит значения стрел провеса провода в пролёте, напряжения в проводе и тяжения в проводе в зависимости от температуры окружающего воздуха. Температуру воздуха принимаю с интервалом в 5⁰.

Определяем напряжения в материале провода при этих температурах и при отсутствии ветра и гололеда (то есть при gl):

4,5 кгс/мм²

м

Тяжение в проводе определяется по формуле:

(3.13)

кгс/мм²

Аналогично определяем у,T и f для других температур и расчетные данные сводим в таблицу 3.1



Таблица 3.1

Монтажная таблица для провода марки 3х35+5

t	у	Т	f	t	у	Т	f
1	2	3	4	5	6	7	8
ОС	кгс/мм2	кгс	М	ОС	кгс/мм2	кгс	М
-20	4,5	225	0,47	+5	3,2	160	0,66
-15	4,2	210	0,5	+10	3,03	151,5	0,69
-10	3,9	195	0,54	+15	2,86	143	0,74
-5	3,62	181	0,58	+20	2,7	135	0,78
О	3,4	170	0,62

Аналогичным образом производим расчеты для проводов марки 3х50+70, полученные данные сводим в таблицу 3.2

Таблица 3.2

Монтажная таблица для провода марки 3х50+70

t	у	Т	f	t	у	Т	f
1	2	3	4	5	6	7	8
ОС	кгс/мм2	кгс	М	ОС	кгс/мм2	кгс	М
-20	9,62	673,4	0,11	+5	6,6	462	0,17
-15	9	630	0,12	+10	6,08	425,6	0,19
-10	8,73	611	0,13	+15	5,57	389	0,2
-5	7,74	541,8	0,148	+20	5,05	353,5	0,23
О	7,12	498,4	0,16

электроснабжение нагрузка трансформаторный электробезопасность



4. Расчет аварийных режимов и выбор аппаратуры защиты на ТП 10/0,4 кВ

4.1 Расчет токов короткого замыкания

Определим значение токов К.з. для проверки надежности срабатывания релейной защиты, отключающих катушек автоматов и плавких предохранителей. В этом случае необходимо определять наименьшее значение токов К.з. Для сети напряжением 380/220 В это токи однофазных к.з. Очевидно, что наименьшее значение тока будет при коротком замыкании в наиболее удаленной точке воздушной линии.

Сопротивление линии напряжением 10 кВ можно не учитывать и принять Z₁₀=0. В этом случае ток однофазного К.з. определяем по приближенной формуле.

I_К1 = U_ф/(Z_т/3+Z_п) (4.1)

где Z_T -полное сопротивление трансформатора току замыкания на корпус, Ом

U_ф -фазное напряжение, В;

Z_п -полное сопротивление петли "фаза-ноль", Ом;

Z_п = (4.2)

где 1 - длина участка, км.;

r_ф - активное сопротивление фазного провода, Ом/км;

r_н - активное сопротивление нулевого провода, Ом/км;

х_ф -реактивное сопротивление фазного провода, Ом/км;

х_н-реактивное сопротивление нулевого провода, Ом/км.

Производим расчет

Фидер N1

Участок 1

Ом

I¹_КЗ =220/(1,63/3+ 0,256)=275 А.

для второго участка

Ом

I¹_КЗ =220/(1,63/3+1,02)=141 А

Фидер N2

Участок 1

Ом

I¹_КЗ =220/(1,63/3+ 0,644)=184,9 А

Участок 2

Ом

I¹_КЗ =220/(1,63/3+ 0,45)=220 А

Участок 3

Ом

I¹_КЗ =220/(1,63/3+ 1,1)=134,1 А

Участок 4

Ом

I¹_КЗ =220/(1,63/3+ 1,2)=126,4 А

Фидер N3

Участок 1

Ом

I¹_КЗ =220/(1,63/3+ 0,51)=209,5 А

Участок 2

Ом

I¹_КЗ =220/(1,63/3+ 0,77)=168 А

Рассчитываем трехфазный и двухфазный токи К.з.

U_б = 400 В -базисное напряжение

S_кз = 2100 МВА - мощность к.з. системы.

Сопротивление питающей системы:

Х_с = U²_б/S_кз (4.3)

0,4²/210000=0,0008 мОм

Сопротивление трансформатора 10/0,4 кВ S=100 кВА

RT = 31,5 мОм -активное

Х_Т = 64,7 мОм -реактивное

Сопротивление линии высокого напряжения находим по формулам:

Х_л=х*L*(U_б/U_с.н)²*10³ (4.4)

R_л=r*L*(U_б/U_с.н)²*10³ (4.5)

где - Х_л - индуктивное сопротивление линии, Ом;

R_л - активное сопротивление линии, Ом;

х - индуктивное сопротивление, Ом/км [4];

r - активное сопротивление, Ом/км [4];

L - длинна линии, км.

Х_л=0,341*20,7*(0,4/10,5)²*10³= 10,22 мОм

R_л=О,42*20,7*(0,4/10,5)²*10³= 12,59 мОм.

Находим результирующие сопротивления:

(4.6)

R_У=R_т+R_л=31,5+12,59=44,09 мОм.

Х_У=Х_Т+Х_Л+Х_С= 64,7+10,22+0,0008=74,92 мОм.

Z_У=86,93 мОм.

Периодическую составляющую тока трехфазного замыкания определяем по формуле:

I³_к0,4=U_б/(*Z_У) (4.7)

I³_к0,4=400/()=2660 А.

Ток двухфазного к.з.

I²_к0,4=* I³_к0,4 (4.8)

I²_к0,4=* 2660=2300 А



Результаты заносим в таблицу 4.1.

Таблица 4.l

Расчет токов к. з№ Фидера	ZT, Ом	Zп, Ом	I1к0,4, кА	I2к0,4 кА	I3к0,4, кА
шины 0,4 кВ	1,63	1,02		2,3	2,66
1	1,63	1,02	0,141
2	1,63	1,2	0,126
3	1,63	0,77	0,168

4.2 Выбор высоковольтных предохранителей на ТП 10/0,4 кВ

Выбор высоковольтных предохранителей типа ПК-I0 производится по номинальному напряжению, длительному току и отключающей способности. Номинальный ток плавкой вставки выбираем по условию отстройки от бросков намагничивающего тока силового трансформатора.

Плавкая вставка должна обеспечивать термическую устойчивость трансформатора.

t_доп> t_п<5с (4.9)

где t_п -время перегорания вставки при двухфазном к.з. на шинах 0,4 кВ;

t_доп -время термической устойчивости трансформатора, определяемое по формуле:

t_доп= 1500/К² (4.10)

где К- отношение двухфазного тока К.з. на шинах 0,4 кВ к номинальному току трансформатора на стороне 0,4 кВ.

К = I²_K /I_HT. (4.11)



Выбираем номинальный ток плавкой вставки

I_B.H> 2*I_HT

I_HT = 100/ 1,73*10,5 = 5,5 А

Выбираем предохранитель ПК-I0

I_B.H = 11 А.

Проверяем на термическую устойчивость

К = 2300/5,5 =418,2

t_доп = 1500/174891=0,0086 с.

0,0088 ? 0,0025 ? 5c условие выполняется

Данные заносим в таблицу 4.2

4.3 Выбор уставок защиты

На КТП-10/0,4 кВ для коммутации и защиты от К.з. линий 0,4 кВ устанавливаются автоматические выключатели серий АЕ-2000, так как по сравнению с А3100 он допускает большее число оперативных включений и отключений. Имеет большую износоустойчивость контактов и в нем возможна регулировка тока уставки теплового расцепителя. В качестве дополнительной защиты применяем реле РЭВ-571, включенное в цепь нулевого провода и воздействующее на независимый расцепитель автоматического выключателя.

Автоматический выключатель должен быть отстроен по условиям надежного несрабатывания в нормальном режиме:



I_H.T?1,25 *I_p.max (4.12)

I_э?1,25 *I_max (4.13)

где I_H.T -номинальный ток теплового расцепителя, А;

Iэ -ток срабатывания электромагнитного расцепителя, А;

I_p.max -рабочий ток нагрузки, А;

I.max -максимальный ток в линии с учетом пускового тока, А

Автоматический выключатель должен быть также настроен по условиям надежного срабатывания в аварийных режимах:

I¹_K / I_H.T?3 (4.14)

I¹_K / Iэ?1,4 (4.15)

где I¹_K - ток при однофазном к.з. в конце защищаемого участка, А.

Ток срабатывания защиты от однофазных К.з. определяется по формуле:

I_с.з. = 1,25*I_н.б (4.16)

где I_н.б.- наибольший ток в нулевом проводе, обусловленный несимметрией нагрузки.

I_н.б. = (0,3ч0,5)*I_р.mах (4.17)

Здесь следует отметить следующее. Если условия

I¹_K /I_H.T ?3 (4.18)

I¹_K / Iэ.?1,4 (4.19)

не выполняются, то на нулевом проводе устанавливают реле РЭВ - 571 и выбирают ближайшую уставку I_усл.о

Надежное срабатывание защиты обеспечивается при условии:

I¹_K ?2*I_усл.о (4.20)

Произведем выбор уставок защиты на КТП Фидер № 1

Определяем расчетный ток теплового расцепителя

I_mах=13,4 А

I_н.p. =1,25*13,4 = 16,8 А.

Выбираем автомат серии АЕ-2046 с I_н=25 А, I_н.т=16 А

Принимаем I_н.э.=3* I_н.р=48 А.

Проверяем по условию (4.18)

141/48=2,9<3

условие не выполняется, поэтому на нулевой провод устанавливаем реле РЗВ-571. Определяем ток срабатывания от однофазного К.З.

I_нб.=0,3*13,4=4 А.

I_с.з.о. = 1,25*4= 5 А

Выбираем ближайшую уставку на нулевом электромагнитном расцепителе :

I_УCT.0=(0,7... 3)*I_н.реле

где I_н.реле- номинальный ток реле. В нашем случае I_н.реле=10 А

Находим уставку:

I_УCT.0=2*10=20 А.



Проверяем выполнение условия (4.20).

141?2*20-условие выполняется.

Фидер №2

Определяем расчетный ток теплового расцепителя:

I_max=38,5 А.

I_н.p. =1,25*38,5= 48,1 А.

Выбираем автомат серии АЕ-2046 с I_н.=63 А и I_н.p=40 А.

Принимаем I_н.э. =3* I_н.p=120 А.

Проверяем по условию (4.18).

126/40=3,15>3

условие выполняется.

Фидер №3

Определяем расчетный ток теплового расцепителя:

I_max=25,7 А.

I_н.p. =1,25*25,7 = 32,1 А.

Выбираем автомат серии АЕ-2046 с I_н.=63 А и I_н.p=40 А.

Принимаем I_н.э. =3*I_н.p=120 А.

Проверяем по условию (4.18).

168/40=4,2<3 условие выполняется



Таблица 4.2

Выбор аппаратуры защиты на КТП

Наименование аппаратуры защиты.	Щит 10 кВ	Щит 0,4 кВ.
		Ф№1	Ф№2	Ф№3
1	2	3	4	5
Тип защиты.	ПК-I0	АЕ-2046	АЕ-2046	АЕ-2046
Номинальный ток, А.	11	25	63	63
Номинальный ток теплового расцепителя, А.		16	40	40
Ток срабатывания эл. магнитного расцепителя, А.		48	120	120
Уставка на нулевом проводе, А.		20

4.4 Выбор типа и конструкции трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ

В качестве потребительских ТП в сети электроснабжения с. Червово устанавливаем комплектные трансформаторные подстанции КТП 10/0,4 кВ наружной установки с трансформатором марки ТМ.

Результаты подсчета нагрузок и выбора мощности трансформаторов приведены выше.

На трансформаторах установлены устройства переключения ответвлений без возбуждения (ПБВ). Схема соединения звезда-зигзаг с выведенной нейтралью обмотки 0,4 кВ.

КТП монтируется на железобетонных стойках, устанавливаемых в пробуренных котлованах. В качестве стоек приняты типовые приставки ПТО-2,2-4,25. На концевой опоре у подстанции устанавливается комплект разеденителя типа РЛНД-1-10 с приводом типа ПРНЗ-10.

4.5 Электрическое соединение КТП

Принципиальная электрическая схема КТП напряжением 10/0,38 кВ мощностью 25... 160 кВ А (рис.5.1) РУ напряжением 10 кВ состоит из разъединителя QS с заземляющими ножами, расположенного на ближайшей опоре линии напряжением 10 кВ, вентильных разрядников FV1...FV3 для защиты оборудования от атмосферных и коммутационных перенапряжений на стороне напряжением 10 кВ и предохранителей F1...F3, находящихся в водном устройстве высшего напряжения и обеспечивающих защиту трансформатора от многофазных к.з. Предохранители соединены соответственно с проходными изоляторами и силовым трансформатором. Остальная аппаратура размещена в нижнем отсеке (шкафу), т. е. РУ напряжением 0,38 кВ. На вводе РУ установлены рубильник S, вентильные разрядники FV4...FV6 для защиты от перенапряжений на стороне напряжением 0,38кВ, трансформаторы тока ТА1...ТА3, питающие счетчик активной энергии PI, и трансформаторы ТА4, ТА5, к которым подключено тепловое реле КК для защиты силового трансформатора от перегрузки. Включение, отключение и защита отходящих линий напряжением 0,38 кВ от к.з. и перегрузки осуществляются автоматическими выключателями QF1...QF3 с комбинированными расцепителями. Для защиты линий от однофазных к.з. в нулевых проводах ВЛ№ 1...3 установлены токовые реле КА1...КАЗ, которые при срабатывании замыкают цепь обмотки независимого расцепителя. Реле настраиваются на срабатывание при однофазных к.з. в наиболее удаленных точках сети.

Линия уличного освещения от к.з. защищена предохранителями F4...F6.

При перегрузке силового трансформатора размыкающие контакты теплового реле КК, шунтирующие в нормальном режиме обмотку промежуточного реле KL, размыкаются, подавая на нее через резисторы R4 и R5 напряжение. В результате срабатывания реле KL отключаются линии № 1иЗ и выводится из работы резистор R4, увеличивая сопротивление в цепи обмотки реле KL. Это необходимо для ограничения до номинального значения (220 В) напряжения, подаваемого на обмотку реле KL после притягивания якоря, что связано с увеличением сопротивления обмотки реле. Защита от перегрузки срабатывает не более чем через 1,3 ч при токе, составляющем 1,45 номинального тока силового трансформатора.

Линии № 2 и уличного освещения защитой от перегрузки не отключаются. Для автоматического включения и отключения линии уличного освещения служит фотореле KS, а при ручном управлении этой линией используют переключатель SA2. Фотореле и переключатель SA2 воздействуют на обмотку магнитного пускателя КМ.

Для поддержания нормальной температуры вблизи счетчика активной энергии РI в зимних условиях служат резисторы R1...R3, включаемые переключателем SA1.

Для контроля наличия напряжения и освещения РУ напряжением 0,38 кВ предназначена лампа EL, включаемая переключателем SA3. Напряжение измеряют переносным вольтметром, который включают в штепсельную розетку X, расположенную в РУ напряжением 0,38 кВ. Переключатель SA3 служит для измерения напряжения всех фаз.

Для предотвращения отключения рубильника под нагрузкой предусмотрена блокировка, которая работает следующим образом. При открывании панели закрытия РУ напряжением 0,38 кВ замыкающие контакты выключателя блокировки SQ, шунтирующие обмотку промежуточного реле KL, размыкаются и реле KL срабатывает, отключая автоматические включатели линий № 7 и 3. Одновременно снимается напряжение с обмотки магнитного пускателя КМ и отключается линия уличного освещения. Размыкающие контакты выключателя блокировки SQ размыкаются и отключают автоматический выключатель линии №2 (положение контактов выключателя SQ на рис. 5.1 показано при открытой панели, закрывающей РУ напряжением 0,38 кВ).

Предусмотрены также механические блокировки, не допускающие открывания двери вводного устройства высшего напряжения при отключенных заземляющих ножах разъединителя, а также отключения заземляющих ножей разъединителя при открытой двери вводного устройства напряжением 10 кВ.

Рис. 5.1 Схема электрических соединений КТП напряжением 10/0,38 кВ, мощностью 25... 160 кВ

4.6 Основные сведения о СИП и преимущество ВЛИ

По результатам эксплуатации ВЛ 0,4 кВ с неизолированными проводами было установлено, что ежегодно в сельской местности отключение ВЛ происходят по следующим причинам: схлестывания неизолированных проводов - 50%, окисление контактов - 15 %, обрывы проводов при мокром снеге и в результате образования гололеда - 10 %, отгорание контактов на вводах в ТП 6-10/0,4 кВ - 10 % и механические повреждения проводов ВЛ крупногабаритным транспортом, комбайнами и др. - 5%.

Чтобы снизить процент отключения, в мировой практике в распределительных сетях ВЛ 0,4 кВ широко применяются самонесущие изолированные провода (СИП), обеспечивающие высокую надежность и безопасность указанных сетей. Особенно актуально их применение в сетях предназначенных для электроснабжения населенных пунктов, а так же животноводческих и птицеводческих комплексов, зернотоков и других объектов, находящихся в сельской местности.

Конструкция изолированных самонесущих проводов представляет собой пучок из трех изолированных жил, скрученных вокруг несущего троса таким образом, чтобы механическая нагрузка смонтированного провода воспринималась только несущим тросом. Жилы выполнены из одной или нескольких скрученных алюминиевых проволок круглого сечения. В качестве изоляции применяется сшитый полиэтилен черного цвета, который обладает высокой нагревостойкостью.

Несущий трос круглого сечения скрученный из семи проволок, изготовленных из алюминиевого сплава, и используется как нулевой провод. Для монтажа изолированных проводов разработаны различные виды зажимов простой конструкции. Освоено производство ответвительных зажимов для введения вводов в дома сельских жителей. Монтаж этих зажимов возможен без удаления изоляции с магистрального и ответвительного проводов.

По сравнению с традиционными воздушными линиями с неизолированными проводами, ВЛИ 0,4 кВ с проводами «АМКА» применяемые в данном проекте имеют ряд следующих преимуществ.

1. Повышение эксплуатационной надежности работы воздушных линий в 5-6 раз по следующим причинам:

- значительное снижение и даже почти полное исключение основных видов механических воздействий, характерных для ВЛ с неизолированными проводами, (набросы, схлестывания, вибрация и обрывы провод и др.) и отсутствие коротких замыканий между проводами фаз и замыкания на землю, в том числе на нулевой провод;

- уменьшение образования гололедных отложений на проводах в зонах интенсивного гололеда: меньше вес на провода, снижение интенсивности налипания снега и льда на провода, снижение вибраций проводов;

- возможность работы ВЛ в случаях повреждения опор и падения с них проводов и др.

2. повышение уровня электро-и пожаробезопасности при эксплуатации изолированных проводов:

- благодаря уменьшению числа однофазных замыканий на землю, обрывов проводов и отсутствию непосредственного контакта с токоведущими частями линий электропередачи;

- уменьшение безопасных расстояний до зданий и других инженерных сооружений;

- исключением опасности возникновения пожаров в случае падения проводов на землю;

- безопасность при выполнении работ в близи ВЛ и непосредственно при ее обслуживании, а так же при касании фазных проводов, находящихся по напряжением.

3. снижение материальных и трудовых затрат на ремонтно-техническом и оперативном обслуживании в сети ВЛИ 0,4 кВ:

- возможность сооружения ВЛИ без вырубки просек, прохождения линий в стесненных условиях, а также уменьшения ширины просек до минимума в зеленых и лесных зонах, уменьшение охраной зоны по отношению к другим ВЛ и жилым домам;

- сокращение эксплуатационных расходов за счет исключения систематической расчистки трасс, замены поврежденных изоляторов;

- сокращение объемов аварийно - восстановительных работ;

- возможность применения опор действующих проектов, а на новых ВЛИ - опор меньшей высоты;

- возможность монтажа изолированных проводов по фасадам жилых домов и другим инженерным сооружениям, а так же возможность подвески на одной опоре ВЛ проводов среднего и низшего напряжения;

- отсутствие опор, загромождающих тротуары, при прокладке проводов по фасадам зданий и др.;

- расширение диапазона работ, выполняемых под напряжением, при плановых и особенно при аварийных работах;

- простота конструктивного исполнения многоцепных линий 0,4 кВ и возможность совместной подвески проводов ВЛ 10 кВ;

- снижение реактивного сопротивления линии примерно в 3 раза по сравнению с неизолированными проводами (0,1 Ом / км по сравнению с 0,35 Ом / км для неизолированных проводов), поскольку расстояния между фазами у сплетенных в жгут проводов сведены до минимума, улучшается режим по напряжению, увеличивается пропускная способность линий и снижается потери электроэнергии; возможность применения повышенных сечений проводов (до 120 мм² и даже до 150 мм²).

4.7 Конструктивное исполнение ВЛИ 0,4 кВ

Сооружение ВЛИ -0,4 кВ, реконструируемой части сети электроснабжения с.Червово, целесообразно вести по отдельным подстанциям 10/0,4 кВ и отдельным фидерам. В целях сокращения времени отключения потребителей строительство ВЛИ целесообразно проводить в летний сезон и в минимальные сроки.

Монтаж ВЛИ начинается с установки опор.

Опоры устанавливаются согласно проекту на ВЛИ и могут реализовываться на основе стоек:

- железобетонных (типа СВ95 и СВ85),

- деревянных (типа С1 и С2),

- или металлических.

При проектировании и установке опор для ВЛИ следует учитывать климатические особенности эксплуатации в отечественных распределительных сетях: в зимний период провода линии могут потяжелеть в несколько раз за счет поочередных воздействий на них оттепели, мокрого снега и заморозков. В этих условиях более предпочтительны пропитанные деревянные опоры, устанавливаемые непосредственно в грунт.



Рисунок 7.1- Пролеты и опоры

Опора:

- Промежуточная (Рис. 7.1. поз.5),

- Анкерная (Рис.7.1. поз.7),

- Концевая (Рис.7.1. поз.1)

- Ответвительная (Рис.7.1. поз.4),

- Угловая (промежуточная или анкерная) (Рис.7.1. поз.6).

Длина пролета:

- Между соседними опорами магистрали (Рис. 7.1. поз.3) ,

- Ответвления для ввода (Рис.7.1. поз.2).

Монтаж крепежных устройств включает в себя закрепление на опорах, на фасадах зданий и сооружений металлических кронштейнов или крюков, используемых для фиксации изолированных зажимов, которые удерживают СИП.

Типы кронштейнов для каждого места закрепления комплектуются в строгом соответствии с проектом на ВЛИ и с учетом технических характеристик устанавливаемых кронштейнов.

Закрепление кронштейнов на опорах осуществляется с помощью стальной ленты из нержавеющей стали либо с помощью болтов, на фасадах зданий - с помощью болтов либо шурупов.

Ниже на рисунке 7.2. показаны два случая, когда скрепа относительно основания кронштейна (арматуры) СИП размещается в боковом секторе "А" или "С", а ее "усики" сориентированы в сторону, противоположную от кронштейна. В этих случаях прочность узла крепления близка к максимальной.

Рисунок 7.2- Размещение скрепы

Прочность узла крепления уменьшается при переходе скрепы в сектор "В" и будет дальше уменьшаться, если в секторах "А" и "С" скрепу сориентировать "усиками" в сторону кронштейна.

Предельных значений прочности (минимальной или максимальной) можно достичь на границе секторов "А" - "D" и "С" - "D".

Указанные факторы следует учитывать при проектировании и монтаже ВЛИ для определенных условий эксплуатации:

- нет необходимости выполнять узлы крепления ВЛИ особо прочными, если линия расположится в местах с повышенной опасностью ее разрушения (случайный наезд автомобиля на опору, частое падение деревьев на провода),

- видимо узлы крепления ВЛИ должны быть более прочными на открытой местности, где часты ветровые нагрузки, обледенение в зимний период,

- в зонах низкого риска можно реализовывать узлы крепления ВЛИ средней прочности, что позволит экономить на расходе ленты монтажной.

Анкерный кронштейн (Рис. 7.3. поз. 3) крепится к опоре в заданном месте с помощью монтажной ленты из нержавеющей стали, концы которой при монтаже фиксируются скрепой (Рис. 7.3. поз. 2), с использованием инструмента - лентонатяжителя.

При монтаже до окончательной затяжки ленты продольная ось анкерного кронштейна должна:

- совпадать с плоскостью подвески линии до соседней опоры для концевой и анкерной опоры, а также для угловой опоры с двумя кронштейнами,

- образовывать с плоскостью подвески линии угол не более 50є для одинарного анкерного крепления и опоры с прямоугольным сечением,

- образовывать с плоскостями подвески линий углы в пределах от 40є до 140є для двойного анкерного крепления.

1. Концевая опора

2. Угловая опора



3. Анкерная опора

4. Промежуточная опора

Рисунок 7.3- Крепление кронштейна к опоре

Анкерные зажимы совместно с анкерными кронштейнами предназначены для анкерного (конечного) закрепления линии с СИП с изолированной несущей нейтралью.

Крепление СИП к стене или к фасаду здания для организации ввода в трансформаторную подстанцию, для подключения потребителя или для перехода от ВЛ к линии, закрепленной на фасаде здания, может быть реализовано с помощью анкерного зажима и одного из кронштейнов.

Для спусков линий, отклоненных от вертикали на угол, превышающий 50є, рекомендуется использовать анкерный кронштейн, а для углов меньше 50є - настенный кронштейн.

4.7.1 Размотка СИП

Размотка жгута самонесущего провода (Рис. 7.4. поз.2) осуществляется непосредственно с барабана (Рис. 7.4. поз.1), закрепленного на раскаточной тележке, с помощью механической лебедки (Рис.7.4 поз.6), установленной с противоположного от барабана конца линии, с использованием раскаточных роликов (Рис. 7.4. поз.3), закрепленных на опорах монтируемого участка.

Для свободного прохождения жгута СИП через ролики применяются:

- вспомогательный трос (Рис.6.4. поз.5), который при размотке СИП наматывается на вал механической лебедки (Рис.6.4. поз.6),

- комплект "вертлюг-монтажные чулки" для протяжки СИП (Рис.6.4. поз.4) через ролики, обеспечивает удержание конца жгута СИП в сжатом состоянии и не позволяет жгуту перекручиваться при его протяжке.

Размотка СИП выполняется в следующей последовательности:

- с одного конца монтируемого участка устанавливается барабан с СИП на

раскаточной тележке;

- с другого конца участка устанавливается механическая лебедка со вспомогательным тросом;

- закрепляются на опорах раскаточные ролики, начиная с опоры со стороны лебедки, одновременно в них заправляется вспомогательный трос, разматываемый с барабана лебедки;

- после подтягивания троса к барабану с СИП на конце троса закрепляется монтажный чулок для троса из комплекта "вертлюг-монтажные чулки",

- на конце жгута СИП закрепляется монтажный чулок для защиты СИП из комплекта "вертлюг-монтажные чулки";

- с помощью механической лебедки жгут СИП протягивается через все роли- ки и размотка прекращается, когда жгут пройдет последний ролик и немного опустится в сторону лебедки.

Рекомендации и предостережения:

1. Применение раскаточных роликов обязательно, поскольку, имея рабочие поверхности, покрытые пластиком, они предотвращают повреждение изоляции раскатываемых проводов. Недопустима размотка СИП на земной поверхности, поскольку это может привести к повреждению и загрязнению изоляции проводов. В случае последнего при монтаже прокалывающих зажимов электрическое сопротивление контакта между зубьями зажима и проводниками СИП будет больше расчетного, а это приведет к дополнительным электрическим потерям и к преждевременному выходу из строя ВЛИ.

2. Обязательное применение вертлюга при размотке СИП предотвращает самопроизвольное раскручивание проводов в жгуте.

Если для размотки не применять вертлюг, то в отдельных местах между проводниками могут появиться заметные просветы , в которых при не расчетных механических воздействиях на ВЛИ (сильный ветер, падение дерева и т.д.) возникает опасность обрыва отдельного провода.

3. Обязательно применять монтажный чулок для жгута СИП , поскольку это ускоряет процесс раскатки и предохраняет изоляцию СИП от механических повреждений за счет равномерного распределения механической нагрузки вдоль жгута СИП при его размотке.

4.7.2 Натяжение ВЛИ и ее анкерное закрепление

После размотки жгута самонесущего провода на роликах, закрепленных на опорах, необходимо на конечной опоре закрепить несущий провод анкерным зажимом (Рис.7.5. поз.1). При этом механическая лебедка через комплект "вертлюгмонтажные чулки" (Рис. 7.5. поз.2) должна удерживать линию в натянутом положении.

Далее с помощью комплекта инструментов для натяжения: ручной лебедки PTC, закрепленной на ближней опоре (Рис.7.5. поз.3), и натяжного устройства SCT линия натягивается до требуемого проектной документацией значения силы натяжения, что контролируется с помощью динамометра DY.

Натянутая ручной лебедкой линия на ближней (начальной) опоре закрепляется с помощью анкерного зажима (Рис.7.5. поз.4).

СИП на конечной опоре освобождается из монтажного чулка, и, если это необходимо, концы проводников как фазных, так и нейтрального изолируются с помощью наконечников или колпачков (их еще называют концевыми капами.