Реконструкция сетей 10/0, 4 кВ деревни Богословка Бейского района р. Хакасия

ДипломнаяПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Так как распались организации, ранее построившие и эксплуатировавшие данные сети (оптовый потребитель) осуществлявшие расчет с энергосетями 10, а порой 110 кВ, то энергосистема вынуждены вести расчет за электропотребление с конкретным потребителем (в частности бытовым). Следовательно, все потери в некачественных сетях 0,4−10 кВ вынуждена нести энергосистема. Вследствие чего энергоснабжающей… Читать ещё >

Реконструкция сетей 10/0, 4 кВ деревни Богословка Бейского района р. Хакасия (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Введение
Электроэнергетика — есть производство электрической энергии, ее транспорта и реализации, за счет электрификации производственных процессов и развития бытовых потребителей.
В современном мире электрификация сельского хозяйства отводится особое место. На рубеже 20−21 веков экономика сельского хозяйства вынуждена перейти к интенсивному и малозатратному производству и самостоятельной переработки сельскохозяйственной продукции, что является единственным средством в достойном конкурировании на рынке сбыта.
Успеха добивается лишь те хозяйства, которые внедряют высокотехнологичное оборудование.
Для эффективной работы высокотехнологичных процессов беспрерывность их работы, что может обеспечить надежное электроснабжение и управление процессом через ЭВМ. Внедрение новых технологий требует перехода ранее существовавших производственных площадок из III категории электроснабжения во II, а порой и в I (например, инкубация яиц).
Также наблюдается бурный рост потребления электрической энергии в бытовой сфере. Появление в продаже различного электроинструмента по анализу наращивает рост потребления электроэнергии с 2,5 до 10 кВт на одну семью.
Как промышленная, так и современная бытовая аппаратура требует высокого качества напряжения, даже при пиковых нагрузках и стихийных явлениях.
Производитель электроэнергии (энергосистема) заинтересованы в рентабельности своего производства, т. е. в разумной дешевизне электроэнергии. Что позволяет быть продукции доступной и обеспечивает больший сбыт.
Рентабельность в транспорте электроэнергии основывается на следующих моментах:
1) обслуживание передаточных устройств высококвалифицированным персоналом;
2) надежность в поставке продукции (надежность схем электроснабжения);
3) сокращение потерь на транспорт.
Сокращение потерь на транспорт электроэнергии заключается в следующем:
1) обоснованная дешевизна передаточных устройств, не исключающая надежности;
2) максимальная по времени длительность эксплуатации электрических сетей;
3) максимальная загрузка передаточных устройств по экономической плотности тока;
4) сокращение издержек на ремонт и эксплуатацию.
Однако, в «перестроечное» время, в попытках выжить, многие промышленные предприятия взяли в аренду сельскохозяйственные земли совместно с населенными пунктами, тем самым, получая продукцию напрямую, исключая перепродавцов. Далее убедившись в убыточности производства сельхозпродукции неспециалистами, промышленные и строительные предприятия отказались от сельских хозяйств, сбросив населенные пункты муниципальным образованиям.
В настоящее время в сельских акционерных обществах и муниципальных унитарных предприятиях сложились неблагоприятные условия эксплуатации электрических сетей. После перестройки финансирование данных предприятий резко сократилось, произошел отток специалистов, упал профессиональный уровень штата. Эксплуатацией сетей уделялось все меньшее внимание, оборудование старело, приходило в упадок и у эксплуатирующей организации едва хватало средств поддерживать его рабочее состояние.
Также имеет место самовольное разрастание потребителей в связи с индивидуальной застройкой, в результате изменялись нагрузки, а с ними, изменялось и качество электроэнергии. Многочисленные жалобы в адрес энергоснабжающей организации оставались безответными из-за отсутствие возможности реконструировать сети. Многократные аварийные отключения формировали в людях потребность в качественной электроэнергии.
Ослабление архитектурного надзора и надзора со стороны энергоснабжающей организации дало почву для самовольного расширения земельных участков владельцами индивидуальных построек. Наблюдается нарушение охранной зоны ВЛ. Создается опасность для населения (электроопасность и пожароопасность), а также затрудняется возможность произвести плановый или послеаварийный ремонт из-за трудности подхода ремонтной технике к опорам ВЛ. Насаждения под ВЛ способствуют схлесту или обрыву проводов при ветровых нагрузках.
Так как распались организации, ранее построившие и эксплуатировавшие данные сети (оптовый потребитель) осуществлявшие расчет с энергосетями 10, а порой 110 кВ, то энергосистема вынуждены вести расчет за электропотребление с конкретным потребителем (в частности бытовым). Следовательно, все потери в некачественных сетях 0,4−10 кВ вынуждена нести энергосистема. Вследствие чего энергоснабжающей организации целесообразно выкупить бросовые сети и сократить расход на транспорт электроэнергии (потери).
1 Электрические сети 0,4 кВ деревни Богословка
1.1 Анализ имеющихся электрических сетей 0,4 кВ
В РФ действует ГОСТ 13 109–97 «Нормы качества электрической энергии у ее приемников, присоединяемых к ее сетям общего назначения».
В реальных условиях работы электрической сети параметры ее режима изменяются в достаточно широких пределах вследствие непрерывного изменения нагрузки потребителей, плановых и аварийных включениях и отключений отдельных приемников электроэнергии, элементов сети.
Для наиболее распространенных сетей трехфазного тока показателями качества отпускаемой электроэнергии является отклонение напряжения.
1.1.1 Определение нагрузок на вводах жилых домов
Расчетная нагрузка на вводе в сельский жилой дом (одноквартирный дом или квартира в многоквартирном доме, имеющие отдельный счетчик электроэнергии) без электронагревательных приборов определяется в зависимости от существующего внутриквартирного потребления. Значение существующего электропотребления принимается по данным обследования потребителей электроэнергии в сельской местности.
Примем расчетные нагрузки на вводе жилых сельских домов с электроплитами, равными 6 кВт (стр. 758).
Коэффициент участия в дневном максимуме для расчетной нагрузки на вводе в жилой дом с электроплитами kуд=0,6, а коэффициент участия в вечернем максимуме kув=1.
1.1.2 Анализ электрических нагрузок в сетях 0,4 кВ
Вычислим дневную и вечернюю нагрузку на вводе одноквартирного дома или одной квартиры.
(1.1)
Произведем суммирование нагрузок на участках сети с учетом добавочного коэффициента одновременности (табл. 47.9). Если для участков линии 0,38 кВ присоединенные потребители разнородны (например, жилые дома и производственные объекты) или нагрузки на вводах к этим потребителям различаются более чем в четыре раза, то суммирование рекомендуется проводить с помощью таблицы (табл. 47.10). При этом к большей из слагаемых нагрузок прибавляется добавка от меньшей .
(1.2)
для потребителей одинаковой мощности.
(1.3)
(1.4)
гдекоэффициент одновременности;
— количество потребителей, шт.;
-дневная или вечерняя нагрузка на вводе потребителя, кВт;
-большая из слагаемых мощностей, кВт;
-добавка к меньшей слагаемой мощности, кВт.
Рассчитаем дневные и вечерни нагрузки для ВЛ-1 ТП 44−10−2:
Рисунок 1.1 — Схема ВЛ-1 от ТП 44−10−2.
Дневные нагрузки на участках: Вечерние нагрузки на участках:
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
Расчеты для остальных линий сведем в таблицу 1.2.
Рассчитаем реактивную мощность по формуле:
(1.5)
где, — активная дневная или вечерняя мощность, протекающая по участку;
— коэффициент мощности потребителей, (табл. 47.2).
Реактивная мощность при дневных и вечерних нагрузках для ВЛ-1 ТП 44−10−2:
Таблица 1.1 — Реактивные мощности дневного и вечернего максимума нагрузок


Номер участка:	Реактивная мощность дневного максимума:	Реактивная мощность вечернего максимума:

7−8	квар	квар
6−7	квар	квар
5−6	квар	квар
4−5	квар	квар
3−4	квар	квар
10−9	квар	квар
9−3	квар	квар
0−3	квар	квар

Аналогично произведем расчеты мощностей для остальных линий. Результаты расчетов сведем в таблицу 1.2.
Таблица 1.2 — Расчетные мощности дневного и вечернего максимума нагрузок


Расчетный участок	Активная мощность, протекающая по участку	Реактивная мощность, протекающая по участку	Полная мощность, протекающая по участку
	кВт	кВт	квар	квар	кВА	кВА

ТП 44−10−2
ВЛ 1
7−8	7,20	12,00	3,09	3,48	7,82	12,50
6−7	15,00	25,30	6,45	7,34	16,30	26,35
5−6	19,20	32,60	8,25	9,45	20,87	33,95
4−5	24,98	39,90	10,74	11,57	27,15	41,56
3−4	27,08	43,50	11,64	12,61	29,43	45,31
10−9	7,20	12,00	3,09	3,48	7,83	12,50
9−3	10,51	17,52	4,52	5,08	11,42	18,25
0−3	33,08	54,70	14,22	15,86	35,95	56,98
ВЛ 2
9−8	7,20	12,00	3,09	3,48	7,82	12,50
8−7	10,51	17,52	4,52	5,08	11,42	18,25
7−6	12,61	21,12	5,42	6,12	13,07	22,00
6−5	14,72	24,72	6,28	7,17	16,00	25,75
5−4	16,82	28,32	7,23	8,21	18,28	29,50
4−0	21,02	35,62	9,03	10,33	22,85	37,10
ВЛ 3
16−15	10,36	13,87	4,45	4,02	11,26	14,45
15−14	14,56	21,17	6,26	6,34	15,82	22,05
18−17	3,60	6,00	1,55	1,74	3,91	6,25
17−14	9,20	15,60	3,96	4,52	10,00	16,25
19−14	7,20	12,00	3,09	3,48	7,83	12,50
14−13	26,35	41,87	11,33	12,14	28,64	43,61
13−10	28,45	45,47	12,23	13,18	30,92	47,36
10−9	32,65	52,77	14,03	15,30	35,49	54,97
9−8	36,85	60,07	15,84	17,42	40,50	62,75
8−7	42,05	68,00	18,08	19,72	44,62	70,83
7−6	45,25	75,30	19,45	21,84	49,18	78,44
20−6	3,60	6,00	1,55	1,74	3,91	6,25
6−5	49,45	82,50	21,26	23,93	53,75	85,94
5−0	51,55	86,10	22,16	24,97	56,03	89,69
ВЛ 4
7−6	10,00	5,00	4,3	1,45	11,76	5,55
6−0	26,00	13,00	11,18	3,77	30,59	14,44
ТП 44−10−6
ВЛ 1
17−16	7,20	12,00	3,09	3,48	7,83	12,50
16−15	10,51	17,52	4,52	5,08	11,22	18,25
15−14	20,40	39,00	8,77	11,31	22,17	40,62
14−13	26,40	54,00	11,35	15,66	28,69	56,25
13−12	30,60	61,30	26,35	17,78	33,26	63,83
19−12	6,20	6,00	2,66	1,74	6,74	6,25
12−11	42,70	79,90	18,36	23,17	46,41	83,22
11−10	44,80	83,50	35,90	24,20	48,69	86,97
24−23	5,00	6,00	2,15	1,74	5,43	6,25
23−22	13,80	21,60	9,29	6,26	15,00	22,50
22−21	18,80	25,20	8,08	7,30	8,26	26,25
21−20	26,27	40,20	11,29	11,66	29,08	41,87
20−10	39,60	47,50	17,02	13,77	43,04	49,47
10−9	78,00	126,30	33,54	36,63	84,78	131,56
9−8	80,70	129,90	34,70	37,67	87,71	135,31
8−7	85,00	133,50	36,55	38,7	92,39	139,06
7−6	91,70	144,70	39,43	41,96	99,67	150,72
29−6	5,00	6,00	2,15	1,74	5,43	6,25
6−5	98,90	155,60	42,53	45,12	107,50	162,00
5−4	107,40	170,60	46,18	49,47	116,74	177,70
27−26	6,20	6,00	2,66	1,74	6,74	6,25
26−25	8,30	8,76	3,57	2,54	9,02	9,12
25−28	7,20	12,00	3,09	3,48	7,83	12,50
25−4	16,70	32,76	7,18	9,50	18,15	34,12
0−4	121,10	198,30	52,07	57,50	132,72	206,56

1.1.3 Проверка проводов линий деревни по потерям напряжения
Потери напряжения участка линии определяются по формуле:
(1.6)
гдеактивная мощность, передаваемая по линии, кВт;
— реактивная мощность, передаваемая по линии, квар;
— активная составляющая сопротивления линии, Ом/км;
— реактивная составляющая сопротивления, Ом/км.
(1.7)
(1.8)
гдеактивное удельное сопротивление 1 км провода, Ом/км;
— реактивное удельное сопротивление 1 км провода, Ом/км;
— длина участка линии.
и выбираем по таблице 1.3 и 15.
Таблица 1.3 — Активное и реактивное погонное сопротивление провода.


Марка провода	Ом/км.	Ом/км.
АС-16	1,772	0,435
АС-50	0,529	0,397

Расчет потерь напряжения линии 1 ТП 44−10−2 .
При дневном максимуме:
В
В
В
В
В
В
В
В
При вечернем максимуме:
В
В
В
В
В
В
В
В
Расчеты для остальных линий сведем в таблицу 1.7.
По абсолютному значению потерь напряжения, из-за различного уровня напряжения, трудно судить о допустимых потерях, поэтому потери напряжения выразим в процентах от номинального напряжения по формуле:
(1.9)
где — сумма потерь напряжения при дневном или вечернем максимуме нагрузок;
— номинальное напряжение.
Потери напряжения в процентах для линии 1 ТП 44−10−2.
При дневном максимуме:
%
При вечернем максимуме:
%
Расчеты для остальных линий сведем в таблицу 1.7.
1.1.4 Допустимые потери напряжения в линиях 0,4−10 кВ
Таблица 1.4 — Допустимые потери напряжения


Элемент электроустановки	Отклонение напряжения (%) при встречном законе регулирования напряжения
	100%	25%
Шины 10 кВ	+1
Линия 10 кВ	— 6	— 1,5
Трансформатор 10/04
Надбавки	+5	+5
Потери	— 4	— 1
ПБВ	+2,5	+2,5
Линия 0,38 кВ	— 3,5
Потребитель	— 5	+5

1.2 Определение потерь электроэнергии
1.2.1 Расчет рабочих токов при дневном и вечернем максимуме нагрузок на участках линий
Произведем расчет токов дневного и вечернего максимума нагрузок для участков линий ТП 44−10−2 и ТП 44−10−6. Максимальный ток на участках линий определим по формуле:
(1.10)
где — максимальная мощность дневного и вечернего максимума участка линий, кВА;
— номинальное напряжение сети, кВ.
Рассчитаем дневные и вечерни нагрузки для ВЛ-1 ТП 44−10−2:
Таблица 1.5 — Токи при дневном и вечернем максимуме нагрузок.


Номер участка:	Рабочие токи дневного максимума:	Рабочие токи вечернего максимума:

7−8	А	А
6−7	А	А
5−6	А	А
4−5	А	А
3−4	А	А
10−9	А	А
9−3	А	А
0−3	А	А

Расчеты для остальных линий сведем в таблицу 1.7.
1.2.2 Сечения проводов по экономической плотности тока
Так как мы уже имеем действующие воздушные линии с проводами определенного сечения, то подсчитаем экономическую плотность тока и сравним с действующей. В данном случае расчет производится для участка линии с проводом одного сечения.
(1.11)
где — максимальный ток участка линии, А;
— нормированное значение экономической плотности тока,. Для сельских сетей напряжением 0,4 кВ ;
— поправочный коэффициент:
(1.12)
гдемаксимальный ток участка, А;
— полная длина линии, км.;
— длина участка линии, км.
Произведем расчет для ВЛ-1 ТП 44−10−2.
Дневной, вечерний: Экономическая плотность:
Расчеты для остальных линий сведем в таблицу 1.7.
1.2.3 Проверка проводов линии по допустимому нагреву
Проверка проводов линии по допустимому нагреву определяется по условию:
(1.13)
где, — возможный наибольший ток из возможных режимов работы линии, А;
— допустимый длительный ток для проводов имеющегося сечения (согласно ПУЭ табл. 1.3.5 [3]), А.
Таблица 1.6 — Поверка проводов линии по допустимому нагреву


Линия	Марка провода	А.	А.

ТП 44−10−2
Линия 1	АС 50	86,67
Линия 2	АС 50	56,43
Линия 3	АС 50	136,43
(участок линии 3)	АС 16	21,72
Линия 4	АС 50	46,53
ТП 44−10−6
Линия 1	АС 50	314,21
(участок линии 1)	АС 16	75,25

Как видно из таблицы для линии 1 ТП 44−10−6 условие не выполняется, что противоречит ПУЭ и небезопасно для окружающих.
1.2.4 Расчет потерь электроэнергии в линиях электропередач 0,4 кВ
Потери электроэнергии в электрических сетях состоят из потерь электроэнергии в линиях и трансформаторе. Потери электроэнергии определяют, пользуясь, понятие временных максимальных потерь .
— это время, в течении которого электрическая установка, работая с максимальной нагрузкой, имеет такие же потери энергии как при работе по действующему графику нагрузок. Для сельских электрических сетей определяют по формуле:
(1.14)
ч
гдечисло часов использования максимума нагрузок, ч по Табл. 47.14.
Потери электроэнергии в линии определяем по формулам:
(1.15)
(1.16)
гдерабочий ток дневного или вечернего максимума, А;
— активная составляющая удельного сопротивления провода, Ом/км;
— длина участка, км.
Потери электроэнергии для ВЛ 1 ТП 44−10−2.
При дневном максимуме:
При вечернем максимуме:
Расчеты для остальных линий сведем в таблицу 1.7.
1.2.5 Расчет потерь электроэнергии в трансформаторных подстанциях 10/0,4 кВ
Так как мы производим анализ действующей электрической сети 0,4 кВ, то мы уже имеем трансформаторные подстанции. Посмотрим, на сколько загружены трансформаторы. Поскольку на данных линиях нет нагрузки освещения, то пренебрежем этой нагрузкой.
Нагрузка на шинах ТП 44−10−2.
кВт
кВт
кВА
кВА
гдеактивная суммарная мощность всех линий трансформаторной подстанции;
— коэффициент мощности нагрузок трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ, таб. 47.11 где, и для коммунально-бытовой нагрузки.
Нагрузка на шинах ТП 44−10−6.
кВт
кВт
кВА
кВА
Поскольку обе трансформаторных подстанции имеют трансформаторы с кВА, то исходя из расчетов, мы видим что, их мощность избыточна, в связи с чем могут быть большие потери в электроэнергии в трансформаторах.
Потери электроэнергии в трансформаторе определяются по формуле:
(1.17)
где — потери мощности холостого хода трансформатора, кВт;
— потери мощности короткого замыкания трансформатора, кВт;
— номинальная мощность трансформатора, кВА;
— полная максимальная мощность, передаваемая через трансформатор;
— это время, в течение которого электрическая установка, работая с максимальной нагрузкой.
Для ТП 44−10−2.
Для ТП 44−10−6.
Сведем все произведенные расчеты в таблицу 1.7.
Таблица 1.7- Расчет электрической сети.


Участок ВЛ	А	А	д./в				В	В	/%	. кВт/ч	. кВт/ч

ТП 44−10−2
ВЛ 1
7−8	11,98	19,01	1,37/1,43	56,96	86,58	АС 50	0,722	1,110	5,764/8,619	11,638	29,750
6−7	24,79	40,08					1,806	2,842		60,711	158,697
5−6	31,75	51,64					1,929	3,033		82,989	219,536
4−5	41,29	63,21					3,0	3,710		168,424	394,718
3−4	44,76	68,92					2,717	4,047		164,935	391,043
10−9	11,91	19,01					0,722	1,110		11,677	29,750
9−3	17,37	27,76					1,054	1,630		24,838	63,441
0−3	54,68	86,67					9,959	15,268		738,435	1855,210
ВЛ 2
9−8	11,89	19,01	1,35/1,30	41,61	62,01	АС 50	0,772	1,110	3,771/5,886	13,966	35,700
8−7	17,37	27,76					1,054	1,630		29,806	76,129
7−6	19,88	33,46					1,518	2,357		39,043	110,603
6−5	24,34	39,17					1,769	2,760		58,527	151,573
5−4	27,80	44,87					2,025	3,116		76,349	198,896
4−0	39,32	26,43					7,017	11,395		432,753	891,319
ВЛ 3
16−15	17,12	21,98	1,43/1,46	85,14	133,48	АС 50	1,038	1,290	17,576/27,281	24,129	39,773
15−14	24,06	33,54					1,461	1,980		57,188	111,132
18−17	5,95	9,51					0,938	2,395		1,721	4,397
17−14	15,21	24,72					2,371	3,880		11,116	29,714
19−14	11,91	19,01					1,855	2,997		6,897	17,572
14−13	43,56	66,34					3,173	4,675		187,452	434,776
13−10	47,03	72,04					6,851	10,153		437,014	1025,339
10−9	63,98	83,62					3,276	4,909		336,994	575,644
9−8	61,60	95,45					4,438	6,707		374,866	900,051
8−7	67,87	107,75					4,220	6,327		379,218	955,626
7−6	74,81	119,32					5,448	8,407		552,885	1406,507
20−6	5,95	9,51					0,938	2,395		1,721	4,397
6−5	81,76	130,72					5,955	9,211		660,385	1688,105
5−0	85,23	136,43					24,830	38,342		2870,520	7355,215
ВЛ 4
7−6	17,88	8,44	1,08/1,08	61,22	29,05	АС 50	1,204	0,558	4,436/2,065	31,582	7,037
6−0	46,53	21,96					15,655	7,257		1069,428	238,204
ТП 44−10−6
ВЛ 1
17−16	11,91	19,01	2,29/1,83	46,20	103,27	АС 50	0,722	2,997	34,347/52,327	11,677	6,683
16−15	17,06	27,76					1,054	1,630		23,960	63,441
15−14	33,72	61,79					2,047	3,628		93,607	314,319
14−13	43,58	85,56					2,649	5,024		25,083	482,113
13−12	50,59	97,09					3,760	5,703		168,559	620,830
19−12	10,25	9,50					5,113	2,395		16,348	14,043
12−11	70,29	126,59					4,285	7,434		406,744	1319,268
11−10	74,06	132,29					5,364	7,768		451,545	1440,749
24−23	8,26	9,50	1,83/1,91	51,10	56,28	АС 50	0,501	2,395		3,981	4,388
23−22	22,82	31,18					1,950	2,009		42,871	80,036
22−21	12,56	39,93					2,264	2,813		15,584	152,512
21−20	44,23	63,69					2,109	2,983		128,842	267,157
20−10	65,47	75,25					3,931	4,395		352,873	466,173
10−9	128,96	200,12	1,21/1,25	238,35	359,09	АС 50	6,072	11,751		1369,129	3296,972
9−8	133,42	205,82					9,718	14,503		1758,651	4184,954
8−7	140,54	211,53					10,236	14,904		1951,261	4407,850
7−6	151,61	229,26					7,362	10,770		1513,840	3461,632
29−6	8,26	9,50					0,301	2,395		3,370	0,469
6−5	163,52	246,42					11,910	17,372		2641,541	5998,943
5−4	177,58	269,98					10,778	15,873		2596,106	6000,639
27−26	10,25	9,50	1,40/1,56	28,17	47,39	АС 50	3,731	0,558		5,063	44,579
26−25	13,72	13,87					0,666	0,652		12,397	12,670
25−28	11,91	19,01					0,722	0,893		4,671	11,900
25−4	27,61	51,90					1,675	1,958		62,757	221,752
0−4	201,88	314,21	1,21/1,25	238,35	359,09	АС 50	31,597	56,228		8723,571	21 132,346

Как показывает расчет, данная электрическая сеть неспособна, обеспечить потребителя качественной электроэнергией согласно ГОСТ 13 109–97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. и произвести её отпуск в нужном объеме.
1.3 Общая оценка состояния анализируемых сетей 0,4 кВ
Одной из первоначальных задач энергоснабжающей организации как владельца источника повышенной опасности (в частности ВЛ и ТП) максимально ограничить охранную зону ВЛ с приведением в соответствие с ПУЭ расстояний сближений со строениями и габаритов относительно земли (проезды, проходы, пересечение с другими коммуникациями).
Информация полученная из листков обходов ВЛ и ТП 1/0,4 кВ позволяет провести оценку электробезопасности электрических сетей по пунктам.
1. Не выдерживается расстояние по вертикали от проводов ответвления к вводу в здания до крыши домов (не менее 2,5 м.), расстояние приближения проводов в к кровли в свету 0,5 м.
2. Расстояние от проводов ответвлений до земли не менее 2,75 м. (ПУЭ 2.1.79), что создает опасность для людей при обслуживание зданий и сооружений.
3. Не выдержано расстояние от проводов, пересекающих проезжие части (не мнение 6 м.) и непроезжие части (3,5 м.), что не исключает касание провода при движении (ПУЭ 2.1.76).
4. Ответвление к вводам, выполненные расплетенным проводом не соответствует физико-механическим характеристикам. Провода ВЛ и ответвлений касаются веток насаждений. Не исключен обрыв проводов и зависание их на насаждениях, а следовательно вынос потенциала на землю через насаждения, что особо опасно в сырую погоду.
5. Отсутствие достаточного количества повторных заземлений нулевого провода (через каждые 100 м. (ПУЭ 2.4.26)), а следовательно невозможность развития тока однофазного замыкания на землю, до отключающей способности автоматического выключателя (порога отключения). То есть при обрыве фазного провода (замыкания на землю) на удаленном участка не отключатся защита.
6. Защитная аппаратура ВЛ 0,4 кВ загрублена (установлен АВ 1000 А.) и не обладает чувствительностью, что позволяет длительному протеканию токов короткого замыкания до моментов защиты трансформатора 10/0,4 кВ со стороны высокого напряжения (перегорают предохранители ПК 10), это способствует перегреву проводов и возникновению пожаров.
7. Отсутствует грозозащита, что создает опасность выноса потенциала высокого напряжения в электроустановки потребителя;
8. Отсутствую знаки и плакаты безопасности на ВЛ и ТП, оповещающие население о электроопасности устройств.
9. Защитные контуры заземлений на ремонтировались и не имеют протоколов замеров сопротивлений, а следовательно не гарантируют защиту людей и животных от электротравматизма при нарушении изоляции электроустановок относительно земли.
10. ТП 10/0,4 не имеют надежных ограждений и запоров, препятствующих к проникновению в электроустановку посторонних лиц.
11. Опоры 0,4 кВ и их элементы имеют высокую степень загнивания, выпучивание из грунта, отклонение от вертикали, что создают угрозу падения на сооружения, транспорт, пешеходов при ветровых нагрузках.
12. Расстояние между опорами ВЛ 0,4 кВ превышает расчетные значения а, следовательно конструкции опор работают в условиях повышенных физико-механических нагрузок.
ВЫВОД: проведенные расчеты и осмотры данных электрических сетей говорят о том, что данные сети нуждаются в полной реконструкции.
1.4 Проектирование электрической сети 0,4 кВ
1.4.1 Определение центра электрических нагрузок, числа и мощности трансформаторных подстанций
Место расположения трансформаторных подстанций определяется как центр тяжести нагрузок. Координаты подстанции определяются по формуле:
(1.18)
(1.19)
где, — координаты потребителей, которые планируется подключить к данной подстанции, у.е.;
— расчетная нагрузка потребителей, кВт.
Для ТП 44−10−2 центр нагрузок с промышленным потребителем (;). Поскольку промышленный потребитель может повлиять на качество электроэнергии и режим, то рационально будет отделить его от бытового потребителя. Центр нагрузок без промышленного потребителя (;).
Для ТП 44−10−6 центр нагрузок с координатами (;).
Для ТП 44−10−15 (промышленный потребитель) не будем вычислять центр распределения нагрузок из-за скученности потребителя, просто максимально приблизим ТП.
Поскольку на самом деле данные центры нагрузок застроены, и проведение воздушных линий 10 кВ к ним затруднено, попытаемся максимально приблизить к ним ТП, соблюдая ПУЭ, ПТЭ и правила охранной зоны.
1.4.2 Определение числа линий 0,4 кВ и трасс их прохождения
Чтобы рационально распределить мощность по линиям и придать схеме большую гибкость при оперативных переключениях, а также, чтобы уменьшить потери электроэнергии, установим число линий для:
ТП 44−10−2 — три линии;
ТП 44−10−6 — четыре линии;
ТП 44−10−15 две линии.
Трассу линий прокладываем так, чтобы не загромождать проезжей части и обойтись без дополнительных опор, при монтаже вводов в здания. Также при строительстве ЛЭП и установки ТП следует участь местонахождение других коммуникаций, поскольку их ремонту и эксплуатации могут мешать ваши электроустановки.
1.4.3 Расчет электрических нагрузок в сетях 0,4 кВ
Рассчитаем дневные и вечерни нагрузки для ВЛ-1 ТП 44−10−2:
Рисунок 1.6 — Схема ВЛ-1 от ТП 44−10−2.
Дневные нагрузки на участках: Вечерние нагрузки на участках:
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
Результаты расчетов для остальных линий сведем в таблицу 1.9.
Реактивная мощность при дневных и вечерних нагрузках для ВЛ-1 ТП 44−10−2:
Таблица 1.8 — Реактивные мощности дневного и вечернего максимума нагрузок


Номер участка:	Реактивная мощность дневного максимума:	Реактивная мощность вечернего максимума:

11−10	квар	квар
10−9	квар	квар
12−9	квар	квар
9−8	квар	квар
8−7	квар	квар
7−6	квар	квар
6−5	квар	квар
5−4	квар	квар
4−1	квар	квар
19−1	квар	квар
0−1	квар	квар

Результаты расчетов для остальных линий сведем в таблицу 1.9.
Таблица 1.9 — Расчетные мощности дневного и вечернего максимума нагрузок


Расчетный участок	Активная мощность, протекающая по участку	Реактивная мощность, протекающая по участку	Полная мощность, протекающая по участку
	кВт	кВт	квар	квар	кВА	кВА

ТП 44−10−2
ВЛ 1
11−10	3,60	6,00	1,55	1,73	3,91	6,25
10−9	5,25	8,76	2,26	2,54	5,70	9,12
12−9	3,60	6,00	1,55	1,74	3,91	6,25
9−8	7,35	12,36	3,16	3,58	7,99	12,87
8−7	11,65	20,06	5,00	5,81	12,66	20,89
7−6	15,95	27,76	6,85	8,05	17,33	28,91
6−5	20,25	35,46	8,71	10,28	22,01	36,94
5−4	24,55	43,16	10,55	12,51	26,68	44,95
4−1	28,85	50,86	12,40	14,75	31,36	52,98
19−1	6,2	6,00	2,66	1,74	3,91	6,25
0−1	30,95	54,46	13,31	15,79	33,64	56,73
ВЛ 2
10−8	7,20	12,00	3,09	3,48	7,83	12,50
8−7	9,30	15,60	3,99	4,52	10,11	16,25
7−5	16,20	27,20	6,96	7,88	17,60	28,33
5−4	34,70	42,20	14,92	12,23	37,72	43,96
4−1	43,20	27,20	18,57	16,59	46,95	59,58
14−12	7,20	12,00	3,09	3,48	7,83	12,50
12−1	10,51	17,52	4,52	5,08	11,43	18,25
1−0	49,20	67,80	21,15	20,48	53,48	70,62
ВЛ 3
8−7	10,70	13,00	4,60	3,77	11,63	13,54
7−5	14,90	20,30	6,41	5,89	16,19	21,14
10−9	7,20	12,00	3,09	3,48	7,83	12,50
9−5	10,51	17,52	4,52	5,08	11,43	18,25
5−4	23,00	34,40	9,89	9,98	25,00	35,83
4−3	25,10	38,00	10,79	11,02	27,28	39,58
3−0	27,20	41,60	11,69	12,06	29,56	43,33
ТП 44−10−6
ВЛ 1
12−10	7,20	12,00	3,09	3,48	7,83	12,50
13−10	7,20	12,00	3,09	3,48	7,83	12,50
10−8	13,39	22,32	5,76	6,47	14,55	23,25
14−8	7,20	12,00	3,09	3,48	7,83	12,50
8−6	22,69	36,32	9,75	10,53	24,66	37,83
15−6	7,20	12,00	3,09	3,48	7,83	12,50
6−5	30,89	50,92	13,28	14,77	33,57	53,04
16−5	7,20	12,00	3,09	3,48	7,83	12,50
5−4	39,29	65,52	16,89	19,00	42,71	68,25
17−4	7,20	12,00	3,09	3,48	7,83	12,50
4−0	47,69	80,12	20,07	23,23	51,84	83,46
ВЛ 2
11−9	3,60	6,00	1,55	1,74	3,91	6,25
12−9	3,60	6,00	1,55	1,74	3,91	6,25
9−8	6,70	11,16	2,88	3,23	7,29	11,62
8−7	28,60	30,70	12,30	8,90	31,10	31,98
7−6	37,10	45,70	15,95	13,25	40,32	47,60
6−4	43,80	56,90	18,83	16,50	47,61	59,27
4−2	50,50	67,10	21,71	19,46		69,89
2−0	56,50	74,40	24,29	21,56	61,41	77,50
ВЛ 3
10−9	7,20	12,00	3,09	3,48	7,83	12,50
11−9	3,60	6,00	1,55	1,74	3,91	6,25
9−8	12,60	21,12	5,42	6,12	13,69	22,00
12−8	3,60	6,00	1,55	1,74	3,91	6,25
8−7	18,90	32,02	8,13	9,28	20,54	33,50
13−7	3,60	6,00	1,55	1,74	3,91	6,25
7−6	22,50	35,62	9,67	10,33	24,46	37,10
6−5	29,20	46,82	12,56	13,58	31,74	48,77
14−5	7,20	12,00	3,09	3,48	7,83	12,50
5−4	33,40	54,12	12,56	15,69	36,30	56,37
15−4	7,20	12,00	3,09	3,48	7,83	12,50
4−0	37,60	61,32	16,17	17,78	40,87	63,87
ВЛ 4
8−7	14,40	24,00	6,19	6,96	15,65	25,00
7−6	28,60	31,30	12,30	9,08	31,08	32,60
6−5	32,80	38,60	14,04	11,19	35,65	40,20
5−3	37,00	45,90	15,91	13,31	40,22	47,81
14−12	7,20	12,00	3,09	3,48	7,83	12,50
12−11	12,60	21,12	5,41	6,12	13,69	22,00
11−10	16,80	28,42	7,22	8,24	18,26	29,00
10−9	21,00	35,70	9,03	10,35	22,82	37,18
9−3	25,20	43,00	10,84	12,47	27,37	44,79
3−2	52,70	74,70	22,66	21,66	57,28	77,81
2−1	56,90	82,00	24,47	2,78	61,85	85,41
15−14	3,60	6,00	1,55	1,74	3,91	6,25
14−1	8,30	11,27	3,57	3,27	9,02	11,74
1−0	61,70	88,70	26,53	25,72	67,06	92,39
ТП 44−10−15
ВЛ 1
1−0	20,00	10,00	8,60	2,90	21,74	10,41
ВЛ 2
2−0	10,00	5,00	4,30	1,45	10,87	5,20

1.4.4 Определение мощности трансформаторных подстанций
Для определения мощности трансформаторных подстанций, необходимо знать нагрузку уличного освещения. Для уличного освещения принимаем 100 Вт на один жилой дом и 250 Вт на производственное помещение:
(1.20)
где — количество жилых потребителей;
— количество производственных помещений.
Нагрузка освещения ТП 44−10−2:
кВт
Нагрузка освещения ТП 44−10−6:
кВт
Нагрузка освещения ТП 44−10−15:
кВт
Нагрузка на шинах ТП 44−10−2.
кВт
кВт
кВА
кВА
гдеактивная суммарная мощность всех линий трансформаторной подстанции;
— коэффициент мощности нагрузок трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ, таб. 47.11 где, и для коммунально-бытовой нагрузки.
Выбираем трансформатор с техническими данными:
Таблица 1.10 — Технические данные трансформатора мощностью 160 кВА


Тип	Номинальная мощность, кВА	Сочетание напряжения	Схема и группа соединения обмоток	Потери в ВТ	Напряжение короткого замыкания, %	Ток холостого хода, %	Вид переключения ответвления обмоток
		ВН	НН		Холостого хода при номинальном напряжении, Вт	Короткого замыкания при номинальной нагрузке, Вт
ТМ			0,4	Y/Yн-0			4,5	2,4	ПБВ

Нагрузка на шинах ТП 44−10−6.
кВт
кВт
кВА
кВА
Выбираем трансформатор с техническими данными:
Нагрузка на шинах ТП 44−10−15.
кВт
кВт
кВА
кВА
Таблица 1.11 — Технические данные трансформатора мощностью 400 кВА


Тип	Номинальная мощность, кВА	Сочетание напряжения	Схема и группа соединения обмоток	Потери в ВТ	Напряжение короткого замыкания, %	Ток холостого хода, %	Вид переключения ответвления обмоток
		ВН	НН		Холостого хода при номинальном напряжении, Вт	Короткого замыкания при номинальной нагрузке, Вт
ТМ			0,4	Y/Yн-0			4,34	4,39	ПБВ

Для производственного потребителя выбираем трансформатор (с запасом мощности для возможного развития производства) с техническими данными:
Таблица 1.12 — Технические данные трансформатора мощностью 63 кВА


Тип	Номинальная мощность, кВА	Сочетание напряжения	Схема и группа соединения обмоток	Потери в ВТ	Напряжение короткого замыкания, %	Ток холостого хода, %	Вид переключения ответвления обмоток
		ВН	НН		Холостого хода при номинальном напряжении, Вт	Короткого замыкания при номинальной нагрузке, Вт
ТМ			0,4	Y/Yн-0			4,5	2,8	ПБВ

1.4.5 Расчет рабочих токов при дневном и вечернем максимуме нагрузок на участках линий
Рассчитаем дневные и вечерни нагрузки дл ВЛ-1 ТП 44−10−2:
Таблица 1.13 — Токи при дневном и вечернем максимуме нагрузок


Номер участка:	Рабочие токи дневного максимума:	Рабочие токи вечернего максимума:

11−10	А	А
10−9	А	А
12−9	А	А
9−8	А	А
8−7	А	А
7−6	А	А
6−5	А	А
5−4	А	А
4−1	А	А
19−1	А	А
0−1	А	А

Результаты расчетов для остальных линий сведем в таблицу 1.17.
1.4.6 Выбор сечения проводов по экономической плотности тока.
Произведем расчет для ВЛ-1 ТП 44−10−2.
Дневной, вечерний: Экономическая плотность:
Аналогично произведем расчеты и для других линий. По результатам расчетов выберем провод и сведем в таблицы 1.14 и 1.17 (итоговая таблица).
Таблица 1.14 — Выбранный провод для линий по экономической плотности тока


Линия или участок линии	Экономическая плотность тока, .	Выбранный провод.

ТП44−10−2
ВЛ-1	69,37	АС-70
ВЛ-2	76,81	АС-70
ВЛ-3	51,81	АС-50
ТП44−10−6
ВЛ-1	89,50	АС-70 АС-95 на участке 0−6
ВЛ-2	97,75	АС-70 АС-95 на участке 0−8
ВЛ-3	65,38	АС-70
ВЛ-4	122,55	АС-70 АС-120 на участке 0−3
ТП44−10−15
ВЛ-1	21,06	АС-35
ВЛ-2	15,52	АС-35

1.4.7 Проверка проводов линий деревни по потерям напряжения.
Расчет потерь напряжения для линии 1 ТП 44−10−2 .
При дневном максимуме:
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
При вечернем максимуме:
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
Таблица 1.15 — Активное и реактивное погонное сопротивление провода


Марка провода	Ом/км.	Ом/км.
АС-35	0,773	0,403
АС-50	0,529	0,397
АС-70	0,420	0,392
АС-95	0,299	0,385
АС-120	0,245	0,361

Потери напряжения в процентах для линии 1 ТП 44−10−2.
При дневном максимуме:
%
При вечернем максимуме:
%
Результаты расчетов для остальных линий сведем в таблицу 1.17.
1.4.8 Расчет потерь электроэнергии в линиях электропередач 0,4 кВ
Потери электроэнергии для линии 1 ТП 44−10−2.
При дневном максимуме:
При вечернем максимуме:
Результаты расчетов для остальных линий сведем в таблицу 1.17.
1.4.9 Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах 10/0,4 кВ
Для ТП 44−10−2.
Для ТП 44−10−6.
Для ТП 44−10−15.
1.4.10 Проверка проводов линии по допустимому нагреву
Таблица 1.16 — Допустимые длительные токи для проводов со сталеалюминевыми жилами


Линия	Марка провода	А.	А.

ТП 44−10−2
Линия 1	АС 70	85,95
Линия 2	АС 70	107,00
Линия 3	АС 50	65,65
ТП 44−10−6
Линия 1	АС 70	57,32
	АС 95 участок (0−7)	126,45
Линия 2	АС 70	17,60
	АС 95 участок (0−8)	117,42
Линия 3	АС 70	96,77
Линия 4	АС 70	72,44
	АС 120 участок (0−3)	139,98
ТП 44−10−15
Линия 1	АС 35	31,42
Линия 2	АС 35	16,47

Как видно из таблицы для всех линии условие выполняется.
Сведем все произведенные расчеты в таблицу 1.17.
Таблица 1.17 — Результаты расчета электрической сети


Участок	А	А	д./в				В	В	/%	. кВт/ч	. кВт/ч

ТП 44−10−2
ВЛ 1
11−10	5,92	9,47					0,223	0,336		1,788	4,577
10−9	8,64	13,82					0,325	0,492		3,810	9,749
12−9	5,92	9,47	1,77/1,78	41,13	69,37	АС 70	0,223	0,336	2,669/4,151	1,788	4,577
9−8	12,11	19,50					0,455	0,694		7,485	19,409
8−7	19,68	31,65					0,721	1,126		19,769	51,132
7−6	26,26	43,86					0,987	1,559		35,199	98,195
6−5	33,35	55,97					1,254	1,992		56,773	159,905
5−4	40,42	68,11					1,520	2,424		83,396	236,796
4−1	47,51	80,27					3,574	5,714		115,218	657,793
19−1	5,92	9,47					0,384	0,337		1,788	4,577
0−1	50,97	85,95					0,479	0,764		33,152	94,272
ВЛ 2
10−8	11,86	18,94	1,96/1,99	59,06	76,81	АС 70	0,891	1,348	3,516/4,382	14,359	36,622
8−7	15,36	24,62					1,515	0,865		12,043	30,940
7−5	26,67	42,92					2,006	3,055		72,615	188,062
5−4	57,15	66,61					2,149	2,370		166,619	226,481
4−1	71,14	90,27					5,352	6,426		516,677	831,898
14−12	11,86	18,94					0,445	0,644		7,179	18,311
12−1	17,32	27,65					0,243	0,984		15,312	39,025
1−0	81,03	107,00					0,761	0,960		83,788	146,103
ВЛ 3
8−7	17,62	20,51	1,51/1,81	42,37	51,81	АС 50	0,788	2,319	3,774/5,564	20,447	27,704
7−5	24,53	32,03					2,195	2,753		79,259	135,135
10−9	11,86	18,94					0,530	0,813		9,263	23,625
9−5	17,32	27,65					0,774	1,187		20,168	50,351
5−4	37,88	54,28					1,697	2,332		94,502	194,046
4−3	41,33	59,97					1,848	2,576		112,50	236,860
3−0	44,79	65,65					6,510	9,166		429,408	922,524
ТП 44−10−6
ВЛ 1
12−10	11,86	18,94	2,08/2,01	53,69	89,50	АС 70 АС 95 на участке 0−6	1,155	1,786	5,164/7,066	14,710	37,515
13−10	11,86	18,94					0,557	0,893		7,355	18,557
10−8	22,04	35,23					1,075	1,661		50,800	129,799
14−8	11,86	18,94					0,557	0,893		7,355	18,557
8−6	37,36	57,32					3,642	5,406		145,969	343,606
15−6	11,86	18,94					0,557	0,893		7,355	18,557
6−5	50,86	80,36					1,510	2,201		96,292	240,392
16−5	11,86	18,94					0,557	0,893		7,355	18,557
5−4	64,72	103,41					1,938	2,832		11,463	398,075
17−4	11,86	18,94					0,557	0,893		7,355	18,557
4−0	78,54	126,45					7,521	8,501		516,660	1403,547
ВЛ 2
11−9	5,92	9,47	1,83/1,71	72,63	97,75	АС 70 АС 95 на участке 0−8	0,578	0,870	4,222/4,911	4,616	11,812
12−9	5,92	9,47					0,298	0,446		2,308	5,906
9−8	11,04	17,60					0,537	0,830		8,027	20,400
8−7	47,12	48,45					1,398	1,326		82,651	87,383
7−6	61,01	72,12					1,814	1,953		138,561	193,620
6−4	72,14	79,19					2,141	2,459		193,729	233,443
4−2	83,17	105,89					4,938	5,801		514,996	834,796
2−0	93,04	117,42					3,453	4,019		402,800	641,556
ВЛ 3
10−9	11,86	18,94	2,11/2,11	41,83	65,38	АС 70	0,348	0,661	4,609/6,421	7,335	18,557
11−9	5,92	9,47					0,578	0,330		1,832	4,689
9−8	20,74	33,33					0,767	1,164		22,492	58,088
12−8	5,92	9,47					0,578	0,330		1,832	4,689
8−7	31,12	50,76					1,151	1,764		50,640	134,729
13−7	5,92	9,47					0,578	0,330		1,832	4,689
7−6	37,06	56,21					1,370	1,963		71,817	165,213
6−5	48,09	73,89					1,778	2,581		120,958	285,489
14−5	11,89	18,94					0,438	0,661		7,392	18,557
5−4	55,00	85,41					1,959	2,983		158,177	318,448
15−4	11,86	18,94					0,438	0,661		7,355	18,557
4−0	61,92	96,77					7,442	10,975		651,574	1591,415
ВЛ 4
8−7	23,71	37,88	1,91/1,63	75,93	122,55	АС 70 АС 120 на уч. 0−3	0,876	1,322	5,271/6,243	29,395	75,030
7−6	47,09	49,39					1,741	1,755		115,951	127,554
6−5	54,01	60,91					1,994	2,127		152,534	193,997
5−3	60,94	72,44					4,499	5,060		388,377	548,789
14−12	11,86	18,94					0,438	0,661		7,355	18,557
12−11	20,74	33,33					0,762	1,164		22,492	58,088
11−10	27,67	43,94					1,022	1,566		40,034	100,957
10−9	34,57	56,33					1,278	1,967		62,490	165,919
9−3	41,47	67,86					1,502	2,370		89,926	240,794
3−2	86,79	117,89					2,148	1,747		280,401	517,361
2−1	93,71	129,41					2,397	2,220		326,898	623,413
15−14	5,92	9,47					0,219	0,330		1,832	4,689
14−1	13,67	17,79					0,505	0,621		9,771	16,548
1−0	101,61	139,98					0,649	0,816		96,084	182,325
ТП 44−10−15
ВЛ 1
1−0	31,42	15,77	1/1	31,06	14,87	АС 35	1,992	0,934	0,524/ 0,246	41,299	10,311
ВЛ-2
2−0	16,47	7,88	1/1	15,52	7,43	АС 35	1,642	0,996	0,432/ 0,262	22,696	5,195

Как показывает расчет, данная электрическая сеть способна, обеспечить потребителя качественной электроэнергией согласно ГОСТ 13 109–97 и произвести её отпуск в нужном объеме.
2 Анализ электрических сетей 10 кВ деревни Богословка
2.1 Анализ электрических нагрузок в сетях 10 кВ
Расчет проводится аналогично расчету электрических нагрузок в сетях 0,4 кВ, для расчета используем поопорные и эксплуатационные схемы сетей (смотри приложение 2), результаты замеров.
2.1.1 Определение нагрузок на линиях 10 кВ.
Рассчитаем дневные и вечерни нагрузки для ВЛ 10 кВ Ф 44−10:
Дневные нагрузки на участках: Вечерние нагрузки на участках:
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
кВт кВт
кВА кВА
Реактивная мощность при дневных и вечерних нагрузках для ВЛ-10 кВ Ф 44−10:
Таблица 2.1 — Расчет реактивной мощности дневного и вечернего максимума нагрузок


Номер участка:	Реактивная мощность дневного максимума:	Реактивная мощность вечернего максимума:

18−1	квар	квар
22−21	квар	квар
23−21	квар	квар
21−20	квар	квар
24−20	квар	квар
20−19	квар	квар
25−19	квар	квар
19−2	квар	квар
27−26	квар	квар
26−3	квар	квар
28−4	квар	квар
29−5	квар	квар
31−30	квар	квар
30−6	квар	квар
32−9	квар	квар
34−33	квар	квар
35−33	квар	квар
33−11	квар	квар
36−12	квар	квар
37−15	квар	квар
17−16	квар	квар
16−15	квар	квар
15−12	квар	квар
12−11	квар	квар
11−10	квар	квар
10−9	квар	квар
9−7	квар	квар
7−6	квар	квар
6−5	квар	квар
5−4	квар	квар
4−3	квар	квар
3−2	квар	квар
2−1	квар	квар
1−0	квар	квар

Аналогично произведем расчеты мощностей для остальных линий. Результаты расчетов сведем в таблицу 2.2.
Таблица 2.2 — Расчетные мощности дневного и вечернего максимума нагрузок


Расчетный участок	Активная мощность, протекающая по участку	Реактивная мощность, протекающая по участку	Полная мощность, протекающая по участку
	кВт	кВт	квар	квар	кВА	кВА

Ф 44−10
18−1		62,4	64,48	29,95	122,35	69,33
22−21	145,8		62,69	70,47	158,49	253,12
23−21	92,4		39,73	44,66	100,43	160,41
21−20	232,99	376,12	100,18	109,07	253,25	391,97
24−20	62,4		26,83	30,16	67,82	108,33
20−19	278,59	454,12	119,79	131,69	302,81	473,04
25−19			60,63	68,15	153,26	244,79
19−2	384,59	640,12	165,37	185,63	418,03	666,79
27−26		262,5	74,82	76,12	189,13	273,43
26−3			144,48	156,31	365,21	561,45
28−4	223,2		95,97	107,88	242,61	387,5
29−5	95,44	146,63	41,03	42,52	103,74	152,74
31−30	167,4		71,98	80,91	181,95	290,63
30−6	282,4		121,43	126,15	306,95	471,85
32−9			187,5	187,5	312,5	312,5
34−33	16,8	16,8	12,6	12,6
35−33	16,8	16,8	12,6	12,6
33−11			31,5	31,5	52,5	52,5
36−12	8,3	8,3	6,22	6,22	10,38	10,38
37−15	16,8	16,8	12,6	12,6
17−16	8,3	8,3	6,22	6,22	10,38	10,38
16−15	16,6	16,6	12,45	12,45	20,75	20,75
15−12	33,4	33,4	25,05	25,05	41,75	41,75
12−11			29,25	29,25	48,75	48,75
11−10	69,6	69,6	52,2	52,2
10−9	75,2	75,2	56,4	56,4
9−7	306,5	306,5	229,87	229,87	383,12	383,12
7−6			436,45	444,28	1103,26	1595,83
6−5			531,35	547,81	1342,39	1967,71
5−4			561,15	579,71	1418,47	2082,29
4−3			634,25	664,1	1603,26	2385,41
3−2			749,92	789,38	1895,65	2835,41
2−1			878,49	939,31	2220,65
1−0		3281,6	991,33	951,49	2305,43	3418,33
Ф 44−15
11−1			19,84	4,8	37,64	11,11
12−2	116,4		50,05	56,26	126,52	202,08
17−16	306,09	511,5	113,97	148,33	333,58	532,81
16−15	433,9	731,5	186,57	212,13	471,63	761,97
15−14	515,9	870,5	221,84	252,44	560,76	906,77
14−13	709,9	1202,5	305,25	348,72	771,63	1252,6
19−18	83,7	139,5	35,99	40,45	90,97	145,31
18−13	257,5		110,72	124,99	279,89	448,95
13−3	913,9	1542,5	392,98	447,32	993,37	1607,77
21−20	172,8		74,3	83,52	187,82	300,0
20−4	341,4		146,8	165,01	371,08	592,71
22−5	52,8		22,7	25,52	57,39	91,66
23−7	15,5	13,7	9,61	6,58	18,23	15,22
24−8			18,6	4,8	35,29	11,11
25−9			29,14	7,2	55,29	16,66
26−9			187,5	187,5	312,5	312,5
9−8		259,7	176,08	124,65	334,11	288,55
8−7	304,4		188,48	127,68	358,11	295,55
7−6	314,1		194,74		369,52	305,5
6−5			423,98	421,66	1071,74	1514,58
5−4		1519,5	440,32	440,51	1113,04	1582,81
4−3		1975,5	555,13	572,98	1403,26	2057,81
3−2		3245,2	877,2	941,1	2217,39	3380,41
2−1		3396,2	914,18	984,89	2310,87	3537,71
1−0		3402,5	923,64	986,92	2527,05	3780,55

2.1.2 Проверка проводов линий 10 кВ по потерям напряжения
Таблица 2.3 — Активное и реактивное погонное сопротивление провода


Марка провода	Ом/км.	Ом/км.
АС-35	0,773	0,403
АС-50	0,529	0,397
АС-70	0,410	0,392

Таблица 2.4 — Активное и реактивное погонное сопротивление алюминиевых жил кабеля См. [3], таблица 3.3.3, 3.3.5.


Сечение жилы	Ом/км.	Ом/км.
	0,411	0,086
	0,303	0,083
	0,240	0,081

Расчет потерь напряжения линии 10 кВ Ф 44−10.
При дневном максимуме:
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
При вечернем максимуме:
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
В
Аналогично произведем расчеты для линии 10 кВ Ф 44−15. Результаты сведем в таблицу 2.8.
Выразим потери напряжения в процентах.
Потери напряжения в процентах для линии 10 кВ Ф 44−10.
При дневном максимуме:
%
При вечернем максимуме:
%
Проведем расчеты для линии 10 кВ Ф 44−15. Результаты сведем в таблицу 2.8.
2.1.3 Допустимые потери напряжения 10 кВ
Таблица 2.5 — Допустимые потери напряжения.


Элемент электроустановки	Отклонение напряжения (%) при встречном законе регулирования напряжения
	100%	25%
Шины 10 кВ	+1
Линия 10 кВ	— 6	— 1,5

2.1.4 Расчет рабочих токов при дневном и вечернем максимуме нагрузок на участках линий.
Произведем расчет токов дневного и вечернего максимума нагрузок для участков линий 10 кВ Ф 44−10 и Ф 44−15.
Рассчитаем дневные и вечерни нагрузки для ВЛ 10 кВ Ф 44−10:
Таблица 2.6 — Токи при дневном и вечернем максимуме нагрузок


Номер участка:	Рабочие токи дневного максимума:	Рабочие токи вечернего максимума:

18−1	А	А
22−21	А	А
23−21	А	А
21−20	А	А
24−20	А	А
20−19	А	А
25−19	А	А
19−2	А	А
27−26	А	А
26−3	А	А
28−4	А	А
29−5	А	А
31−30	А	А
30−6	А	А
32−9	А	А
34−33	А	А
35−33	А	А
33−11	А	А
36−12	А	А
37−15	А	А
17−16	А	А
16−15	А	А
15−12	А	А
12−11	А	А
11−10	А	А
10−9	А	А
9−7	А	А
7−6	А	А
6−5	А	А
5−4	А	А
4−3	А	А
3−2	А	А
2−1	А	А
1−0	А	А

Аналогично проведем расчеты для Ф 44−15 и сведем в таблицу 2.8.
2.1.5 Сечения проводов по экономической плотности тока
Так как мы уже имеем действующие воздушные линии с проводами определенного сечения, то подсчитаем экономическую плотность тока и сравним с действующей.
Для ВЛ 10 кВ Ф 44−10.
Дневной, вечерний: Экономическая плотность:
Аналогично проведем расчеты для Ф 44−15 и сведем в таблицу 2.8.
2.1.6 Проверка проводов линий по допустимому нагреву
Проверка проводов линии по допустимому нагреву определяется по условию:
гдевозможный наибольший ток из возможных режимов работы линии, А;
— допустимый длительный ток для проводов имеющегося сечения (согласно ПУЭ табл. 1.3.5 [3]), А.
Таблица 2.7 — Поверка проводов линии по допустимому нагреву.


Участок линии	Марка провода или кабеля	А.	А.

Ф 44−10
18−1	А-35	7,06	4,00
22−21	А-35	9,15	14,61
23−21	ААБл 3×70	5,80	9,26
21−20	АС-50	15,20	22,63
24−20	АС-35	3,91	6,25
20−19	АС-50	17,48	27,31
25−19	АС-35	8,85	14,13
19−2	АС-50	24,13	38,49
27−26	АС-50	10,92	15,79
26−3	АС-50	21,08	32,41
28−4	АС-35	14,00	22,37
29−5	АС-50	5,99	8,82
31−30	АС-50	10,50	16,78
30−6	АС-50	17,72	27,24
32−9	АС-50	18,04	18,04
34−33	АС-50	1,21	1,21
35−33	АС-50	1,21	1,21
33−11	АС-50	3,03	3,03
36−12	АС-50	0,60	0,60
37−15	АС-50	1,21	1,21
17−16	АС-70	0,60	0,60
16−15	АС-70	1,20	1,20
15−12	АС-50	2,41	2,41
12−11	АС-50	2,81	2,81
11−10	АС-50	5,02	5,02
10−9	АС-50	5,43	5,43
9−7	АС-70	22,12	22,12
7−6	АС-70	63,69	92,13
6−5	АС-70	77,50	113,61

5−4	АС-70	81,90	120,22
4−3	АС-70	92,57	137,70
3−2	АС-70	109,46	163,71
2−1	АС-70	128,21	192,67
1−0	АС-70	133,11	197,63
Ф 44−15
11−1	АС-35	3,90	0,64
12−2	ААШВ 3×120	7,30	11,66
17−16	АВВГ 3×95	19,26	30,76
16−15	ААБл 3×70	27,23	43,99
15−14	ААБл 3×95	32,37	52,35
14−13	АС-50	44,55	72,32
19−18	АВВГ 3×70	5,25	8,39
18−13	ААШВ 3×95	16,16	25,92
13−3	АС-50	57,35	91,82
21−20	ААШВ 3×95	10,84	17,32
20−4	АС-50	21,42	34,22
22−5	АС-35	3,31	5,29
23−7	АС-50	1,05	0,89
24−8	АС-50	2,04	0,64
25−9	АС-35	3,19	0,96
26−9	АС-70	18,04	18,04
9−8	АС-70	19,29	19,66
8−7	АС-70	20,68	17,06
7−6	АС-70	21,33	17,64
6−5	АС-70	61,88	87,44
5−4	АС-70	64,26	91,38
4−3	АС-70	81,01	118,81
3−2	АС-70	128,02	195,17
2−1	АС-70	133,42	204,25
1−0	АС-70	145,90	218,27

Поскольку провод АС-70 на участке 0−1 воздушной линии 10 кВ Ф 44−15 не соответствует условиям ПУЭ (), заменим его на АС-95 при котором условие выполняется ().
2.1.7 Расчет потерь электроэнергии в линиях электропередач 10 кВ
Потери электроэнергии определяют, пользуясь, понятием временных максимальных потерь .
ч
гдечисло часов использования максимума нагрузок, ч по Табл. 47.14.
Рассчитаем потери электроэнергии в линии ВЛ 10 кВ Ф 44−10.
При дневном максимуме:
При вечернем максимуме:
Аналогично проведем расчеты для Ф 44−15 и сведем в таблицу 2.8.
Таблица 2.8- Расчет электрической сети


Участок ВЛ	А	А	д./в			В	В	/%	. кВт/ч	. кВт/ч

Ф 44−10
18−1	7,06	4,00	3,26/3,31	37,18	54,21	0,425	0,241	1,984/2,627	8,146	2,615
22−21	9,15	14,61				5,656	8,865		140,259	357,594
23−21	5,80	9,26				1,655	2,686		29,233	80,227
21−20	15,20	22,63				0,710	1,063		25,842	57,281
24−20	3,91	6,25				0,282	0,462		3,125	7,980
20−19	17,48	27,31				13,173	19,909		529,733	1293,057
25−19	8,85	14,13				0,667	1,045		16,001	40,790
19−2	24,13	38,49				2,346	3,621		130,252	331,412
27−26	10,92	15,79				5,972	8,352		150,051	312,541
26−3	21,08	32,41				3,577	5,336		173,961	411,214
28−4	14,00	22,37				2,831	4,634		112,121	286,263
29−5	5,99	8,82				6,551	9,332		90,298	195,777
31−30	10,50	16,78				1,787	2,762		43,160	110,228
30−6	17,72	27,24				3,015	4,455		122,924	290,485
32−9	18,04	18,04				8,007	8,007		327,610	327,610
34−33	1,21	1,21				0,209	0,209		0,573	0,573
35−33	1,21	1,21				0,269	0,269		0,736	0,736
33−11	3,03	3,03				0,822	0,822		5,647	5,647
36−12	0,60	0,60				0,295	0,295		0,402	0,402
37−15	1,21	1,21				0,463	0,463		1,269	1,269
17−16	0,60	0,60				0,081	0,081		0,109	0,109
16−15	1,20	1,20				0,046	0,046		0,124	0,124
15−12	2,41	2,41				0,980	0,980		5,359	5,359
12−11	2,81	2,81				0,763	0,763		4,957	4,857
11−10	5,02	5,02				1,919	1,919		23,429	23,429
10−9	5,43	5,43				2,074	2,074		25,559	25,559
9−7	22,12	22,12				25,569	25,569		1256,657	1256,657
7−6	63,69	92,13				15,855	21,661		2373,653	4966,802
6−5	77,50	113,61				2,858	3,957		520,684	1547,565
5−4	81,90	120,22				7,550	10,468		1453,713	3132,308
4−3	92,57	137,70				19,869	25,696		1971,471	6575,047
3−2	109,46	163,71				14,126	19,956		3635,381	8131,852
2−1	128,21	192,67				16,548	23,746		4987,499	11 263,341
1−0	133,11	197,63				31,455	42,961		9600,025	21 104,219
Ф 44−15
11−1	3,90	0,64	2,65/2,71	50,31	73,24	0,131	0,038	1,656/2,274	2,485	0,066
12−2	7,30	11,66				1,727	2,760		36,507	93,138
17−16	19,26	30,76				2,657	4,061		156,082	394,017
16−15	27,23	43,99				5,053	8,291		418,829	1093,075
15−14	32,37	52,35				4,543	7,402		436,343	1141,238
14−13	44,55	72,32				1,987	3,098		221,992	585,055
19−18	5,25	8,39				0,750	1,216		11,976	30,586
18−13	16,16	25,92				1,448	3,665		108,749	279,777
13−3	57,35	91,82				1,558	3,973		367,882	943,012
21−20	10,84	17,32				1,463	2,354		47,050	120,117
20−4	21,42	34,22				4,043	6,597		230,937	589,407
22−5	3,31	5,29				0,200	0,313		1,790	4,573
23−7	1,05	0,89				0,096	0,078		0,246	0,117
24−8	2,04	0,64				0,186	0,057		0,930	0,091
25−9	3,19	0,96				0,096	0,029		8,316	0,753
26−9	18,04	18,04				21,176	22,396		818,167	818,167
9−8	19,29	19,66				1,484	1,242		64,515	48,122
8−7	20,68	17,06				1,589	1,272		74,148	50,461
7−6	21,33	17,64				6,358	5,099		305,671	209,059
6−5	61,88	87,44				7,986	12,808		1161,822	2319,847
5−4	64,26	91,38				15,996	21,481		2416,329	4886,265
4−3	81,01	118,81				2,988	4,138		568,916	1223,705
3−2	128,02	195,17				31,867	45,884		6590,260	22 289,529
2−1	133,42	204,25				17,220	24,899		5401,083	12 657,944
1−0	145,90	218,27				31,038	44,547		11 533,512	25 813,038

Как показывает расчет, данная электрическая сеть способна, обеспечить потребителя качественной электроэнергией согласно ГОСТ 13 109–97 и произвести её отпуск в нужном объеме.
2.2 Расчет резервной линии 10 кВ Ф 44−13 в аварийном режиме.
Аналогично Ф 44−10, 44−15 произведем расчет для Ф 44−13. Результаты расчета сведем в таблицы 2.9, 2.10, 2.11.
Таблица 2.9 — Расчетные мощности дневного и вечернего максимума нагрузок


Расчетный участок	Активная мощность, протекающая по участку	Реактивная мощность, протекающая по участку	Полная мощность, протекающая по участку
	кВт	кВт	квар	квар	кВА	кВА

Ф 44−13
15−3	250,00	250,00	187,5	187,5	312,50	312,50
17−16	16,80	16,80	12,60	12,60	21,00	21,00
18−16	16,80	16,80	12,60	12,60	21,00	21,00
16−5	42,00	42,00	31,50	31,50	52,50	52,50
19−6	8,30	8,30	6,22	6,22	10,38	10,38
20−8	16,80	16,80	12,60	12,60	21,00	21,00
24−14	15,50	13,70	9,61	9,61	18,23	15,22
23−13	30,00	10,00	18,60	18,60	35,29	11,11
22−12	47,00	15,00	29,17	29,17	55,29	16,66
21−11	250,00	250,00	234,27	234,27	312,50	312,5
14−13	15,50	13,70	11,62	10,27	18,23	15,22
13−12	39,70	20,00	29,77	15,00	46,70	22,22
12−11	75,40	29,70	56,55	22,27	88,70	33,00
11−10	305,00	270,40	228,75	202,80	318,25	338,00
10−9	310,00	275,40	232,50	206,55	387,50	344,25
9−8	315,00	280,40	236,25	210,30	393,75	350,50
8−6	326,00	291,40	244,50	218,55	407,50	364,25
6−5	331,00	296,40	248,25	222,30	413,05	370,50
5−4	361,00	326,40	270,75	244,80	451,25	408,00
4−3	366,00	331,40	274,50	248,55	457,50	414,25
3−1	560,00	525,40	420,00	394,05	700,0	656,75
1−0	1217,00	1404,00	523,31	407,16	1322,82	1462,50

Таблица 2.10 — Поверка проводов линии по допустимому нагреву


Участок линии	Марка провода или кабеля	А.	А.

Ф 44−13
15−3	АС-50	18,04	18,04
17−16	АС-50	1,21	1,21
18−16	АС-50	1,21	1,21
16−5	АС-50	3,03	3,03
19−6	АС-50	0,60	0,60
20−8	АС-50	1,21	1,21
24−14	АС-50	1,05	0,88
23−13	АС-35	2,05	11,11
22−12	АС-70	3,21	0,97
21−11	АС-50	18,14	18,14
14−13	АС-50	1,06	0,88
13−12	АС-50	2,71	1,28
12−11	АС-50	5,14	1,91
11−10	АС-50	18,47	19,61
10−9	АС-50	22,49	19,98
9−8	АС-50	22,85	20,34
8−6	АС-70	23,65	21,14
6−5	АС-70	23,97	1,50
5−4	АС-70	26,19	23,68
4−3	АС-70	26,55	24,04
3−1	АС-70	40,63	38,11
1−0	АС-50	76,77	84,88

Как видно из таблице 2.10 условие выполняется на всех участках линии.
Таблица 2.11 — Результаты расчета электрической сети (Ф 44−13)


Участок ВЛ	А	А	д./в			В	В	/%	. кВт/ч	. кВт/ч

Ф 44−13
15−3	18,04	18,04	4,25/2,49	16,44	30,99	9,061	9,601	3,448/2,366	237,610	237,610
17−16	1,21	1,21				0,194	0,194		0,573	0,573
18−16	1,21	1,21				0,250	0,250
16−5	3,03	3,03				0,764	0,764		5,647	5,647
19−6	0,60	0,60				0,274	0,274		0,402	0,402
20−8	1,21	1,21				0,430	0,430		1,269	1,269
24−14	1,05	0,88				0,096	0,096		0,246	0,173
23−13	2,05	11,11				0,186	0,186		0,940	0,091
22−12	3,21	0,97				0,096	0,096		0,842	0,076
21−11	18,14	18,14				6,996	6,996		594,981	594,981
14−13	1,06	0,88				0,087	0,077		0,194	0,134
13−12	2,71	1,28				0,223	0,112		1,273	0,284
12−11	5,14	1,91				1,858	0,731		20,040	2,767
11−10	18,47	19,61				5,797	3,865		195,322	225,024
10−9	22,49	19,98				3,055	2,714		153,458	121,123
9−8	22,85	20,34				0,887	0,789		45,263	35,865
8−6	23,65	21,14				8,894	7,950		516,129	412,388
6−5	23,97	1,50				6,020	5,391		353,461	284,369
5−4	26,19	23,68				9,252	8,365		594,587	486,080
4−3	26,55	24,04				9,380	8,493		611,045	500,971
3−1	40,63	38,11				2,259	8,687		3600,568	3167,782
1−0	76,77	84,88				276,759	293,916		53 561,073	65 475,215

Как показывает расчет, данная электрическая сеть способна, обеспечить потребителя качественной электроэнергией согласно ГОСТ 13 109–97 и произвести её отпуск в нужном объеме.
2.3 Общая оценка состояния анализируемых сетей 10 кВ
Анализ электрической схемы сетей 10 кВ деревни Богословка и анализ характера потребителей указывает следующее:
1) воздушные линии (ВЛ) 10 кВ (Ф 44−10, 44−15, 44−13) от подстанции «Бейская опорная» (районная подстанция 110/10 кВ) до распределительного пункта (РП-1) имеют бытовые нагрузки потребителей третей категории следовательно послеаварийный ремонт указанных электроустановок допустимо производить в течение суток;
2) ВЛ 10 кВ от РП-1 (Ф 1−9, 1−10) построены для снабжения водозабора, где все ТП (за исключением ТП 1−9-4 В и 1−10−4в) производят подпитку воды из артезианских скважин в бак накопитель. ТП 1−9-4 В и 1−10−4 В осуществляют подачу воды в поселок Богословка к хозяйственно-бытовым и пожарным водопроводам и относятся к потребителям второй категории. Выполнение послеаварийного или планового ремонта на Ф 1−9 и 1−10 (по отдельно) на повлияет на технологический процесс водоснабжения деревни;
3) ВЛ 10 кВ (Ф 44−10 и 44−15) до РП-1 имеет двухцепное исполнение, следовательно послеаварийные и плановые ремонты (замена опор и их элементов, провода и т. д.) потребует погашения РП-1, а следовательно погашения водоснабжения деревни;
4) ВЛ 10 кВ Ф 44−13 (передающий бытовую нагрузку) географически приближен к Ф 1−10 (км.) это можно использовать для создания резервного питания;
5) поменять провод на ВЛ 10 кВ Ф 44−15 участок 0−1 с АС-70 на АС 95 (км), так как провод не соответствует ПУЭ по нагреву.
С целью повышения надежности схемы необходимо выполнить:
— дополнительную связь между ВЛ 10 кВ Ф 1−10 и Ф 44−13 и провести технико-экономический анализ;
— установить разъединители на длинных отпайках ВЛ в сторону ТП 44−15−9 и ТП 44−10−8 и связях для быстрого отключения поврежденных элементов сети;

Показать весь текст

Заполнить форму текущей работой