Электроснабжение садоводства

1 Общие положения

1.1Введение

Садоводство “Лес” Тихвинского района состоит из 212 жилых домов с плитами на газе и твёрдом топливе. Электроснабжение посёлка необходимо осуществить от воздушной линии 10 кВт которая проходит юго-западнее садоводства и имеет протяжённость 30 км. На сущесвующей ВЛ 10 кВ имеется отпайка от которой нам и следует запитать проектируемую КТП 10/0,4 кВ. На основании задания выданного проектно-конструкторским бюро АО Ленэнерго следует составить проект на следующие работы:

строительство ВЛ 0,4 кВ;

строительство КТП 10/0,4 кВт;

проверка построенных линий 0,4 кВт по потерям напряжения, мощности и энергии;

необходимо произвести технико-экономическое сравнение вариантов предлагаемых ПКБ АО Ленэнерго.

Первый вариант предусматривает электроснабжение садоводства “Лес” от двух отдельностоящих ТП (одна в северной части садоводства, другая в южной). Второй вариант предусматривает электроснабжение от одной ТП смещённой западнее от центра садоводства.

1.2 Исходные данные

Для выполнения дипломного проекта на тему электроснабжение садоводства “Лес” используются исходные данные предоставленные ПКБ АО Ленэнерго:

Генеральный план садоводства “Лес” с указанием границы территории, электроснабжение которой требуется спроектировать и точкой подключения к проектируемой отпайки существующей ВЛ 10 кВ.

Категория по надёжности всех потребителей садоводства 3.

Электрические нагрузки потребителей садоводства принять в соответствии с “Методическими указаниями по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38 – 110 кВ сельскохозяйственного назначения”. При этом удельная расчетная нагрузка на вводе для жилого дома составляет 2,6 кВт.

Климатические условия включают в себя скоростной напор ветра 50 дан/м2 и толщиной стенки гололёда для ВЛ 10 кВ – 10 мм для ВЛ 0,38 кВ – 5 мм.

Грунт суглинок.

Система распределения электрической энергии трёхфазная 4 – х проводная

Данные районной трансформаторной подстанции:

высшее напряжение 110 кВ;

низшее напряжение 10,5 кВ;

установленная мощность трансформаторов типа ТДН 210000 кВА трансформаторы работают отдельно;

мощность короткого замыкания на шинах районной подстанции 100 МВА;

уставка МТЗ по току на фидере питающем КТП 400 А;

общая длина ВЛ 10 кВ от подстанции 110/10 кВ электрически связанных между собой от одной секции составляет 30 км.

1.3 Выбор схемы распределительной сети 0,38 кВ

Поскольку все потребители садоводства относятся к третьей категории по надежности, то для уменьшения расхода материалов целесообразно применять разомкнутые радиальные сети напряжением 0,38 кВ.

Предварительно следует выбрать число и месторасположение трансформаторных пунктов (по каждому варианту отдельно), а потом с учетом расположения потребителей выбрать количество и трассы отходящих линий.

Трассы воздушных линий (ВЛ) 0,38 кВ предпочтительнее прокладывать вдоль существующих в садоводстве дорог и улиц. Такая прокладка трассы снижает затраты на строительство ВЛ, так как позволяет использовать при строительстве передвижные установки (автокран, автовышку и т. п.), не занимая сельскохозяйственных угодий (огороды, сады, пашни, леса), обеспечивают удобный ввод в здания к потребителю и создает условия для организации уличного освещения без особых дополнительных затрат.

1.4 Выбор месторасположения трансформаторных

подстанций 10/0,4 кВ

В сельских условиях плотность электрических нагрузок является весьма низкой, что при увеличении мощности трансформаторных пунктов ведет к утяжелению сети 0,38 кВ. Однако увеличение числа трансформаторных пунктов при уменьшении их средней мощности и радиусе обслуживания должно быть обосновано, так как стоимость трансформаторного пункта снижается незначительно при уменьшении мощности установленного трансформатора. В этом случая растут так же и затраты на ВЛ 10 кВ.

Для уменьшения потерь напряжения, потерь мощности и потерь электроэнергии трансформаторные подстанции должны располагаться как можно ближе к так называемому центру электрических нагрузок (ЦЭН).

Координаты ЦЭН в общем случае определяются следующим образом

X> цэн> = , (1)

Y>цэн> = , (2)

где Хi, Yi - координата i - ой нагрузки относительно произвольно выбранной точки прямоугольной системы координат, м;Рi - мощность i - го потребителя, кВт;n - общее количество потребителей.

При невозможности из - за местных условий установить трансформаторную подстанцию (ТП) точно в центре электрических нагрузок, определяют совместно с местной администрацией ведающей отводом земли близлежащих территорий, площадку для установки ТП с учетом удобства прокладки линий 0,38 кВ (вблизи трасс ВЛ 0,38 кВ).

При равномерном распределении нагрузки (к тому же все потребители однородны) ЦЭН примерно совпадает с центром садоводства (так как садоводство имеет прямоугольную форму).

1.5 Выбор трассы распределительной сети 0,38 кВ

Для выбора количества линий отходящих от ТП руководствуемся следующими соображениями:

- потребители расположенные «цепочкой», следует подключать к одной линии;

- нагрузку между линиями следует стараться распределить по возможности равномерно;

- линии 0,38 кВ не должны быть «тяжелыми» (восстановление обрывов и перетяжка проводов проводиться бригадой из одного монтера и одного водителя), т. е. Рекомендуется иметь сечение не более 95 мм при выполнении сети алюминиевым проводом.

Проложив, трассы магистральных линий с ответвлениями, намечаем точки установки опор с шагом 25 - 30 м (в зависимости от удобства проведения вводов к потребителям, наличие перекрестков и т. п.), выбираем типы опор (анкерные, угловые, переходные, промежуточные, ответвительные), нумеруем их и наносим на генеральный план.

Для первого варианта от КТП 1 предлагается проложить четыре линии.

Первая линия (Л 1) от КТП 1 на северо-восток до опоры 15 с ответвлениями от 8 опоры до 24.

Вторая линия (Л 2) от КТП 1 на северо-восток до опоры 51 с ответвлениями от опоры 28 до 34.

Третья линия (Л 3) от КТП 1 на юго-восток до опоры 67 с ответвлением от опоры 60 до 76.

Четвертая линия (Л 4) от КТП 1 на юго-восток до опоры 93 с ответвлением от опоры 79 до 85.

Первую линию (Л 1) от южной подстанции КТП 2 предлагается проложить до опоры 109 с ответвлением от опоры 102 до опоры 118.Вторая линия (Л 2) пойдет на северо-восток от КТП 2 до опоры 138 без ответвлений. Третья линия (Л 3) пойдет на юго-восток от КТП 2 до опоры 154 с ответвлением от опоры 147 до 163.

Четвертая линия (Л 4) будет проходить от КТП 2 на юго-восток до опоры 189 с ответвлением от опоры 166 до опоры 172.

Для второго варианта от КТП 1 предлагается проложить четыре линии (смотри схему на генплане) линии электропередачи 0,38 кВ. Линии Л 1 и Л 2 предлагается проложить до опоры 8 рядом по той же стороне дороги, что и КТП 1. От опоры 8 первая линия (Л 1) уходит на север до опоры 123 с ответвлениями от опоры 108 до опоры 101, от опоры 108 до опоры 115, от опоры 123 до опоры 116, от опоры 123 до опоры 130.

Линию Л 2 прокладываем от опоры 8 до опоры 39 на юг с ответвлениями от опоры 8 до опоры 15, от опоры 23 до опоры 17, от опоры 23 до опоры 30, от опоры 39 до опоры 33, от опоры 39 до опоры 46.

Линию Л3 прокладываем от КТП 1 на северо-восток до опоры 185 с ответвлениями от опоры 137 до опоры 155 и от опоры 154 до опоры 168.

Линию Л 4 прокладываем от КТП 1 на юго-восток до опоры 100 с ответвлениями от опоры 53 до опоры 67 и от опоры 69 до опоры 83.

2 Электротехнический расчет сетей 0,38 кВ и выбор

оборудования

2.1Определение месторасположения трансформаторной

подстанции для первого варианта, электроснабжения

садоводства, по которому предусматривается от двух ТП

Предварительно разбиваем территорию садоводства на две примерно равные части: южную и северную и для каждой части садоводства выбираем свою систему координат. Для южной части садоводства, выбрав за начало координат точку, которая находится в юго-западной части садоводства и, направив ось ординат с запада на восток, а ось абсцисс с юга на север определяем составляющие формулы 1 и 2.

Пример приводиться для южной части садоводства, примем участок № 1, i = 1, P>i>> >= 2,6 кВт, с координатами = 15, = 20, n = 106;

X >цэн ю>> >

Y >цэн> >ю>

Координаты центра электрических нагрузок для южной части садоводства: Х цэн ю = 227,9 м;Y цэн ю = 172,6 м

Координаты центра электрических нагрузок для северной части садоводства: Х цэн с = 224,5 м;Y цэн с = 170 м

В южной части удобная площадка для расположения ТП находится на 230 метров западнее, чем ЦЭН южной части садоводства на ней устанавливаем КТП 2.

В северной части удобная площадка для расположения ТП находится также на 230 метров западнее, чем ЦЭН, на этой площадке устанавливаем КТП1.

2.2 Основные положения по расчету электрических

нагрузок сетей сельскохозяйственного назначения

Электрические нагрузки при составление проектов вновь сооружаемых и реконструированных электрических сетей напряжением 0,38 – 110 кВ сельскохозяйственного назначения, а также при разработке схем перспективного развития таких сетей следует определять в соответствии с «Методическими указаниями по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38 – 110 кВ сельскохозяйственного назначения» [1].

В основу метода определения нагрузок при расчете электрических сетей сельскохозяйственного назначения положено суммирование расчетных нагрузок, предложенных в вероятной форме, но вводах потребителей или на шинах трансформаторных подстанций. Расчетные нагрузки жилых домов в сетях 0,38 кВ определяются с учетом достигнутого уровня электропотребления на внутриквартирные нужды, а производственных, общественных и коммунальных потребителей по нормам.

Расчетной нагрузкой считается наибольшее из средних значений полной мощности за промежуток 30 минут, которые могут возникнуть на вводе к потребителю или в питающей сети в расчетном году с вероятностью не ниже 0,95.

Различаются дневные и вечерние, расчетные активные (реактивные) нагрузки.

За расчетную нагрузку для выбора сечений провода или мощности трансформаторных подстанций принимается наибольшая из величин дневных или вечерних расчетных нагрузок полученных на данном участке линии или подстанции.

Потери или отклонения напряжения в сетях рассчитываются отдельно для режима дневных и вечерних нагрузок.

Жилым сельским домом при расчете нагрузок считается одноквартирный дом или квартира в многоквартирном доме имеющие отдельный счетчик электроэнергии.

Коэффициент одновременности представляет собой переменную величину, зависящую от количества однородных потребителей.

Фрагменты таблиц 4.1 и 4.2 из [1] для определения коэффициентов одновременности при суммировании электрических нагрузок в сетях 0,38 кВ и 6 – 10 кВ приведены соответственно в таблице 1 и в таблице 2.

Таблица 1 - Коэффициент одновременности для сетей 0,38 кВ

Количество потребителей

02

33

55

7

77

7

10

15

20

0

550

100

200

Коэффициенты одновременности для жилых домов с удельной нагрузкой свыше 2 кВт/дом

0

0.75

0.64

0.53

0.47

0.42

0.37

0.34

0.27

0.24

0.20

Таблица 2 - Коэффициенты одновременности для

суммирования электрических нагрузок сетей 6 – 10 кВ

Количество ТП

22

33

55

110

220

225 и более

Коэффициент одновременности

00,9

00,85

00,8

00,75

00,7

00,65

Расчет электрических нагрузок сетей 0,38 кВ производится исходя из расчетных нагрузок на вводах потребителей и соответствующих коэффициентов одновременности отдельно для дневного и вечернего максимумов по формулам:

P>д> = K >o>,> > (3)

P>в>= K >o> , (4)

где P>д> , P>в> - расчетная дневная, вечерняя нагрузки на участке

линии или шинах трансформаторной подстанции, кВт;

K> >>o>> >- коэффициент одновременности;

P>д>>i>> >, P>в>>i> -> >дневная и вечерняя нагрузки на вводе

i-ого потребителя или i-ого элемента сети, кВт.

Допускается определение расчетных нагрузок по одному режиму- дневному, если суммируются производственные потребители, или вечернему, если суммируются бытовые потребители. Коэффициент вечернего максимума для бытовых потребителей в этом случае принимается равный единице. В качестве расчетного максимума следует брать наибольшее значение из дневной или вечерней нагрузки. При смешанной нагрузке отдельно определяются нагрузки на участках сети с жилыми домами, с производственными и коммунальными предприятиями.

Если нагрузка потребителей 0.38 кВ различных типов отличаются по величине более, чем в 4 раза, суммирование их рекомендуется производить по таблице 4.7 из [1], фрагмент которой приведен в таблице 3.

Таблица 3-Добавки для суммирования потребителей

различных типов нагрузки

P*, кВт

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

9,5

10,0

P**, кВт

1,8

2,1

2,4

2,7

3,0

5,7

6,0

P* - наименьшая из слагаемых нагрузок, кВт;

P** - добавка к большей слагаемой нагрузке, кВт.

Нагрузки уличного освещения в сельских населённых пунктах определяются по нормам, приведенным в [1]. Удельная мощность нагрузок уличного освещения садоводства “Лес”, составляет 4,5 – 6,5 Вт/м при ширине проезжей части 6 м. При использовании светильников РКУ – 250.

Суммарная нагрузка уличного освещения определяется по формуле

, (5)

где - удельная мощность нагрузок уличного освещения, кВт;

- длина освещаемой от i - ой подстанции части дороги, км.

При использовании ламп типа ДРЛ - 250 расстояние между соседними светильниками должно составлять примерно 50 - 60м.

В проекте определение электрических нагрузок 0,38 кВ производится для следующих случаев:

-при выборе мощности трансформаторов;

-при выборе сечений проводов магистралей и ответвлений от магистралей к группам потребителей;

-при проверке выбранных сечений проводов по потере напряжения, мощности и электрической энергии.

2.3 Выбор мощности трансформаторов

При выборе номинальных мощностей трансформаторов исходим из следующего условия

S>ном.тп > 1,2  S>тп.р> (6)

где S>ном.тп >– полная стандартная номинальная мощность трансформаторной подстанции, кВА;

S>тп.р >– полная расчётная мощность трансформатора, кВА.

Активная расчетная мощность трансформаторной подстанции определяется (для каждого варианта отдельно) по следующей формуле

P>тп.р> = P>д.р >+ P>л> (7)

где P>д.р >– расчётная нагрузка всех домов подключённых к данной ТП, кВт;

P>л> – сумма всех потерь в линиях отходящих от данной ТП, кВт.

Полная расчётная мощность трансформатора (для каждого варианта отдельно) определяется по следующей формуле

S>тп.р >= , (8)

где Cos  - коэффициент реактивной мощности принятый равным 0,9.

2.3.1 Выбор трансформаторной подстанции для первого

варианта

Приведём пример для выбора трансформаторной подстанции КТП 1 по первому варианту в северной части садоводства. Определяем активную расчётную мощность трансформаторной подстанции (для электроснабжения 106 жилых домов)по формуле (7)

P>тп.р >= 41,895 + 3,016 = 44,91 кВт.

Определяем полную расчётную мощность трансформаторной подстанции по формуле (8)

S>тп.р >= = 49,9 кВА

По условию (6) выбираем мачтовую трансформаторную подстанцию

(МТП) 63/10/0,4.

Мачтовая трансформаторная подстанция представляет собой однотрансформаторную подстанцию наружной установки и служит для приёма электрической энергии трёхфазного переменного тока частотой 50 Гц, напряжением 6 или 10 кВ, преобразования в электроэнергию 0,4 кВ и электроснабжения сельскохозяйственных потребителей, отдельных населённых пунктов, небольших промышленных объектов и других потребителей в районах с умеренным климатом (от –45о С до 40о С).

МТП подключается к линии электропередач посредством разъеденителя, который устанавливается на ближайшей опоре.Для южной части садоводства выбираем трансформаторную подстанцию исходя из условия (6). Активная расчётная мощность ТП (для электроснабжения 106 жилых домов)определяется по формуле (7)

P>тп.р >= 42,65 + 3,453 = 46,103 кВт.

Полная расчётная мощность ТП определяется по формуле (8)

S>тп.р >= = 51,2 кВА

По условию (6) выбираем трансформаторную подстанцию.

В южной части садоводства устанавливается трансформатор следующей марки МТП 63/10/0,4

2.3.2 Выбор трансформаторной подстанции для второго

варианта

Для второго варианта по которому предусматривается электроснабжение садоводства от одной ТП. Мощность трансформаторной подстанции выбирается из условия (6).

Активная расчётная мощность ТП (для электроснабжения 212 жилых домов) определяется по формуле (7)

P>тп.р >= 80,18 + 9,857 = 90,037 кВт

Определяем полную расчётную мощность ТП по формуле (8)

S>тп.р >= = 100,04 кВА

Исходя из условия (6) выбираем трансформаторную подстанцию КТП – 90 160/10/0,4.

Комплектные трансформаторные подстанции(КТП) представляют собой однотрансформаторные подстанции тупикового типа наружной установки служат для приёма электрической энергии трёхфазного переменного тока частотой 50 Гц, напряжением 6 или 10 кВ, преобразования в электроэнергию 0,4 кВ и снабжения ею потребителей в районах с умеренным климатом (от –40о С до 40о С).

2.4 Выбор сечения проводов ВЛ 0,38 кВ

В соответствии с нормами технологического проектирования электрических сетей сельскохозяйственного назначения провода и кабели линии электропередачи 0,38 кВ должны быть проверены:

-на допустимые отклонения напряжения у потребителей

-допустимые длительные токовые нагрузки в нормальном и пост аварийном режимах;

-обеспечение надёжности срабатывания защиты предохранителей или автоматических выключателей при однофазных и коротких междуфазных замыканиях. Минимальные допустимые сечения алюминиевых проводов на ВЛ 0,38 кВ по условиям механической прочности должны быть: в районах с нормативной толщиной стенки гололёда 5мм, 25мм2 .

Сечение проводов вдоль магистрали ВЛ должно быть постоянным. На ВЛ отходящих от одной трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ , следует предусматривать не более двух-трех сечений проводов.

При отсутствии исходных данных для расчета отклонения напряжения у электроприёмников, потери напряжения в элементах сети 0,38 кВ рекомендуется принимать в линиях, питающих преимущественно коммунально-бытовые потребители - 8 % от номинала.

Для головного участка каждой линии по каждому варианту определяется расчетная нагрузка (Ppi) в зависимости от числа снабжаемых через эту линию жилых домов (и соответствующего коэффициента одновременности), а так же от наличия нагрузки других потребителей.

Далее определяется максимальная величина тока в фазе в нормальном режиме

I>р.ф> , (9)

По таблицам приведенным в «Правилах устройства электроустановок» (ПУЭ) производим предварительный выбор сечения неизолированного алюминиевого провода (по условию нагрева Iдл.доп  Iр.ф , где Iдл.доп - длительно допустимая токовая нагрузка на провод выбранного сечения).

Сечение нулевого провода рекомендовано применять равным сечению фазного. Уличное освещение должно включатся автоматически следовательно, вдоль каждой линии будем прокладывать еще один провод уличного освещения 25мм2.

Предварительно выбранное сечение следует проверить на допустимую потерю напряжения. Для проверки используем метод моментов нагрузки, по которому величина потерь напряжения может быть определена по следующей формуле

, (10)

где Ki - коэффициент удельных потерь напряжения, зависящий от типа исполнения линии марки и сечения провода на участке, коэффициента мощности нагрузки и количества проводов на ВЛ, %/кВткм.

Момент нагрузки на участке ЛЭП определяется по формуле

, (11)

где li - длина рассматриваемого участка, км.

Участком целесообразно считать часть линии одного сечения с постоянной нагрузкой по длине (один или несколько пролетов без ответвлений).

Далее в таблице 4 приведен фрагмент таблицы из [ ] по определению величины Кi в четырех - проводных сетях 0,38 кВ при равенстве сечений нулевого и фазных проводов. Потеря напряжения в точке «К» определяется как алгебраическая сумма потерь напряжения на участках образующих цепь питания точки «К».

Величина расчетных потерь напряжения в конце каждой линии сравнивается с допустимой величиной. При необходимости следует переходить на большее сечение провода и повторить расчет.

Таблица 4 - Удельные потери напряжения для ВЛ 0,38 кВ

Марка

Провода

Cos

А-25

А-35

А-50

А-70

А-95

А-120

0,9

0,92

0,715

0,525

0,4

0,32

0,28

0,92

0,9

0,7

0,505

0,39

0,3

0,27

0,95

0,88

0,685

0,485

0,375

0,27

0,24

2.4.1 Пример выбора сечения провода ВЛ 0,38 кВ

Приведем пример выбора сечения провода воздушной линии 0,38 кВ.

Произведем выбор сечения провода линии 1 по первому варианту. Нагрузкой для этой линии являются 32 участка (уличное освещение запитывается отдельным проводом). Тогда расчетная нагрузка для этой линии определяется по формуле

, (12)

где n - количество домов, шт. и она равна;

Р>уд >– удельная расчетная нагрузка жилых домов определяется по таблице 2.1.1 из [9] , кВт/квартиру.

Р>рл1 >= 0,55  32 = 17,6 кВт

Расчетный ток в фазе определяется по формуле 9

=29,9А (13)

Для минимально допустимого по механической прочности провода А-50 допустимый ток составляет 215 А.

Условие 226А > 29,9 А соблюдается, следовательно, по нагреву провод А-50 подходит и может быть предварительно выбран для линии 1, для остальных линий сечение провода выбирается аналогично, результаты выбранного сечения провода приведены в таблицах 5 и 6.

2.4.2 Пример определения потерь напряжения на одном

участке

Приведем пример определения потерь напряжения на одном участке. Для первого варианта.

Определим величину потерь напряжения для участка линии 2 от КТП 1 до опоры №28.Длина участка линии от КТП 1 до опоры 28 составляет 0,09км

Момент нагрузки определяется по формуле 11

М >КТП 1-28 >= 13,65  0,09 = 1,22 кВт  км

Удельное значение падения напряжения () составляет 0,505 %/кВт  км.

Падение напряжения на участке линии определяется по формуле 12

0,505  1,22 = 0,62 %

Аналогично производятся расчеты всех линий по каждому варианту. Результаты расчётов по первому и второму вариантам сведены в таблицу 5 и в таблицу 6.

Таблица 5 - Потери напряжения в сетях 0.38 кВ по первому

варианту

Номер расчетн. Участка

Падение напряжения

Тип потр.

Расч.

Max

P>pi> (кВт)

Расч. длина уч-ка li (км)

Парам.

Провода

Момент

Нагрузк. Mi=P>pi> · l>i> (кВт · км)

Удельн. Значен.

% /КВт · км

На расчетн. Участке,%

От Источ. Пит.

, %

КТП 1 ЛИНИЯ 1

КТП 1-2

32 уч.

17,6

0,03

0,53

0,505

0,27

0,27

Продолжение таблицы 5

2-3

30

16,86

0,03

0,51

0,505

0,36

0,49

3-5

28

16,1

0,06

0,97

0,505

0,49

0,98

5-7

24

14,4

0,06

0,86

0,505

0,43

1,41

17-8

22

13,86

0,025

0,35

0,505

0,17

1,58

8-9

10

10,3

0,03

0,31

0,505

0,16

1,74

9-10

9

9,9

0,03

0,29

0,505

0,15

1,89

10-12

8

9,84

0,06

0,59

0,505

0,3

2,19

12-14

4

8,92

0,06

0,54

0,505

0,27

2,46

14-15

2

5,2

0,03

4А50+

0,16

0,505

0,08

2,54

8-18

12

10,8

0,09

А25

0,97

0,505

0,49

2,07

18-19

10

10,3

0,03

0,31

0,505

0,16

2,23

19-21

8

9,84

0,06

0,59

0,505

0,3

2,53

21-23

4

8,92

0,06

0,54

0,505

0,27

2,8

23-24

2

5,2

0,03

0,16

0,505

0,8

2,88

ЛИНИЯ 2

КТП 1-28

21

13,65

0,09

1,22

0,505

0,62

0,62

28-29

10

10,3

0,03

0,31

0,505

0,16

0,78

29-31

8

9,84

0,06

0,59

0,505

0,29

1,07

31-33

4

8,92

0,06

0,54

0,505

0,27

1,34

33-34

2

5,2

0,03

0,16

0,505

0,08

1,42

28-38

11

10,67

0,105

1,12

0,505

0,57

1,19

38-40

10

10,3

0,06

0,62

0505

0,31

1,5

40-42

8

9,84

0,06

4А50+

0,59

0,505

0,29

1,49

42-43

7

9,59

0,03

+А25

0,29

0,505

0,15

1,94

43-45

6

9

0,06

0,54

0,505

0,27

2,22

45-47

5

9,35

0,06

0,56

0,505

0,28

2,5

47-49

3

7,8

0,06

0,47

0,505

0,24

2,74

49-51

2

5,2

0,06

0,31

0,505

0,16

2,9

ЛИНИЯ 3

КТП 1-53

32

17,6

0,03

0,44

0,505

0,22

0,22

53-55

30

16,86

0,025

1,01

0,505

0,51

0,73

Продолжение таблицы 5

Падение напряжения

Номер расчетн. Участка

Тип потр.

Расч.

Max

P>pi> (кВт)

Расч. Длина уч-ка li (км)

Парам.

Провода

Момент

Нагруз. Mi=P>pi> · l>i> (кВт · км)

Удельн значени

% /КВт · км

На расчетн. Участке,%

От Источ. Пит.

, %

55-58

26

15,26

0,06

1,14

0,505

0,57

1,3

58-60

22

13,86

0,075

0,6

0,505

0,35

1,65

60-61

10

10,3

0,05

0,31

0,505

0,16

1,81

61-62

9

9,9

0,03

0,29

0,505

0,15

1,96

62-64

8

9,84

0,03

4А50+

0,59

0,505

0,3

2,26

64-66

4

8,92

0,06

+А25

0,54

0,505

0,27

2,53

66-67

2

5,2

0,03

0,16

0,505

0,08

2,61

60-70

12

10,8

0,09

0,97

0,505

0,49

2,14

70-71

10

10,3

0,03

0,31

0,505

0,15

2,29

71-73

8

9,84

0,06

0,59

0,505

0,3

2,59

73-75

4

8,92

0,06

0,54

0,505

0,27

2,86

75-76

2

5,2

0,03

0,16

0,505

0,8

2,94

ЛИНИЯ 4

КТП 1-79

20

13,4

0,09

1,21

0,505

0,61

0,61

79-80

10

10,3

0,03

0,31

0,505

0,16

0,77

80-82

8

9,84

0,06

0,59

0,505

0,3

1,07

82-84

4

8,92

0,06

0,54

0,505

0,27

1,34

84-85

2

5,2

0,03

0,16

0,505

0,08

1,42

79-88

10

10,3

0,09

4А50+

0,93

0,505

0,47

1,08

88-90

8

9,84

0,06

+А25

0,59

0,505

0,3

1,38

90-92

4

8,92

0,06

0,54

0,505

0,27

1,65

92-93

2

5,2

0,03

0,16

0,505

0,08

1,73

КТП 2 ЛИНИЯ 1

КТП 2-95

34

18,36

0,055

1,01

0,505

0,51

0,51

95-97

32

17,6

0,055

0,97

0,505

0,49

1

97-100

28

16,1

0,075

1,21

0,505

0,61

1,61

100-101

26

15,26

0,03

0,46

0,505

0,23

1,84

Продолжение таблицы 5

Падение напряжения

Номер расчетн. Участка

Тип потр.

Расч.

Max

P>pi> (кВт)

Расч. длина уч-ка li (км)

Парам.

Провода

Момент

Нагруз. Mi=P>pi> · l>i> (кВт · км)

Удельн. Значен,

% /КВт · км

На расчетн. Участке,%

От Источ. Пит.

, %

101-102

24

14,4

0,025

0,36

0,505

0,18

2,02

102-103

12

10,8

0,03

0,32

0,505

0,16

2,18

103-104

10

10,3

0,03

0,31

0,505

0,15

2,33

104-106

8

9,84

0,06

4А50+

0,59

0,505

0,3

2,63

106-108

4

8,92

0,06

+А25

0,54

0,505

0,27

2,9

108-109

2

5,2

0,03

0,16

0,505

0,8

2,98

102-112

12

10,8

0,09

0,97

0,505

0,49

2,51

112-113

10

10,3

0,03

0,31

0,505

0,15

2,66

113-115

8

9,84

0,06

0,59

0,505

0,3

2,96

115-117

4

8,92

0,06

0,54

0,505

0,27

3,23

117-118

2

5,2

0,03

0,16

0,505

0,08

3,31

КТП 2 ЛИНИЯ 2

КТП2-123

22

13,86

0,14

1,94

0,505

0,98

0,98

123-126

18

12,6

0,085

4А50+

1,07

0,505

0,54

1,52

126-128

16

11,7

0,03

+А25

0,35

0,505

0,18

1,7

128-132

12

10,8

0,105

1,13

0,505

0,57

2,27

128-132

12

10,8

0,105

1,13

0,505

0,57

2,27

132-133

10

10,3

0,03

0,31

0,505

0,015

2,42

133-135

8

9,84

0,06

0,59

0,505

0,27

2,69

135-137

4

8,92

0,06

0,54

0,505

0,3

2,99

137-138

2

5,2

0,03

0,16

0,505

0,08

3,07

КТП 2 ЛИНИЯ 3

КТП2-140

32

17,6

0,055

0,97

0,505

0,49

0,49

140-142

30

16,86

0,055

1,02

0,505

0,51

1

142-145

26

15,26

0,075

1,14

0,505

0,57

1,57

145-146

25

14,75

0,03

0,44

0,505

0,22

1,79

Продолжение таблицы 5

Падение напряжения

Номер расчетн. Участка

Тип потр.

Расч.

Max

P>pi> (кВт)

Расч. Длина уч-ка li (км)

Парам.

Провода

Момент

Нагруз. Mi=P>pi> · l>i> (кВт · км)

Удельн. Значен.

% /КВт · км

На расчетн. Участке,%

От Источ. Пит.

, %

146-147

24

14,4

0,025

0,36

0,505

0,18

1,97

147-148

12

10,8

0,025

4А50+

0,27

0,505

0,14

2,11

148-150

10

10,3

0,06

+А25

0,62

0,505

0,31

2,42

150-152

6

9

0,06

0,54

0,505

0,27

2,69

152-154

4

8,92

0,03

0,27

0,505

0,14

2,83

147-157

12

10,8

0,085

0,92

0,505

0,46

2,43

157-159

10

10,3

0,06

0,62

0,505

0,31

2,74

159-161

6

9

0,06

0,54

0,505

0,27

3,01

161-163

4

8,92

0,06

0,53

0,505

0,26

3,27

КТП 2 ЛИНИЯ 4

0,505

КТП2-166

19

12,92

0,09

1,16

0,505

0,58

0,58

166-167

8

9,84

0,03

0,29

0,505

0,15

0,73

167-169

6

9

0,06

4А50+

0,54

0,505

0,27

1

169-171

2

5,2

0,06

+А25

0,31

0,505

0,16

1,16

171-172

1

2,6

0,03

0,08

0,505

0,04

1,20

166-176

11

10,67

0,14

1,49

0,505

0,75

1,33

176-178

10

10,3

0,06

0,62

0,505

0,31

1,64

178-180

8

9,84

0,06

0,59

0,505

0,3

1,94

180-181

7

9,59

0,03

0,29

0,505

0,15

2,09

181-183

6

9

0,06

0,054

0,505

0,27

2,36

183-185

5

9,35

0,06

0,56

0,505

0,28

2,64

185-187

3

7,8

0,06

0,47

0,505

0,24

2,88

187-189

2

5,2

0,06

0,31

0,505

0,16

3,04

Таблица 6-Потери напряжения в сетях 0.38 кВ по второму

Варианту

Падение напряжения

Номер расчетн. Участка

Тип потр.

Расч.

Max

P>pi> (кВт)

Расч. Длина уч-ка li (км)

Парам.

Провода

Момент

Нагруз. Mi=P>pi> · l>i> (кВт · км

Удельное значение ,

КВт · км

На расчетн. Участке,%

От Источ. Пит.

, %

КТП 1 ЛИНИЯ 1

КТП 1-1

52

24,4

0,025

0,61

0,505

0,308

0,308

1-2

50

23,8

0,025

0,59

0,505

0,29

0,598

2-4

48

23,04

0,05

1,15

0,505

0,58

1,178

4-6

46

22,3

0,05

1,11

0,505

0,56

1,738

6-7

44

21,6

0,025

4А50+

0,54

0,505

0,27

2,01

7-108

42

20,8

0,085

+А25

1,77

0,505

0,89

2,9

108-109

12

10,8

0,025

0,27

0,505

0,14

3,04

109-111

10

10,3

0,06

0,62

0,505

0,31

3,35

111-113

6

9

0,06

0,54

0,505

0,27

3,62

113-115

4

8,92

0,06

0,53

0,505

0,26

3,88

108-106

10

10,3

0,025

0,26

0,505

0,13

3,03

106-104

8

9,84

0,06

0,59

0,505

0,29

3,32

104-102

4

8,92

0,06

0,53

0,505

0,26

3,58

102-101

2

5,2

0,03

0,16

0,505

0,08

3,66

108-123

20

13,4

0,06

0,80

0,505

0,4

3,3

123-124

10

10,3

0,03

0,16

0,505

0,16

3,46

124-126

9

9,9

0,06

4А50+

0,29

0,505

0,29

3,75

126-128

6

9

0,06

+А25

0,27

0,505

0,27

4,02

128-130

4

8,92

0,06

0,26

0,505

0,26

4,28

123-121

10

10,3

0,025

0,13

0,505

0,13

3,03

121-119

8

9,84

0,06

0,28

0,505

0,28

3,31

119-117

4

8,92

0,06

0,26

0,505

0,26

3,57

117-116

2

5,2

0,03

0,16

0,505

0,08

3,65

КТП 1 ЛИНИЯ 2

КТП 1-8

56

25,8

0,205

5,29

0,505

2,67

2,67

8-9

12

10,8

0,205

0,27

0,505

0,14

2,81

9-11

10

10,3

0,06

0,62

0,505

0,31

3,12

11-13

6

9

0,06

0,54

0,505

0,27

3,39

13-15

4

8,92

0,06

0,53

0,505

0,26

3,65

Подолжение таблицы 6

Падение напряжения

Номер расчетн. Участка

Тип потр.

Расч.

Max

P>pi> (кВт)

Расч. Длина уч-ка li (км)

Парам.

Провода

Момент

Нагруз. Mi=P>pi> · l>i> (кВт · км

Удельное значение ,

КВт · км

На расчетн. Участке,%

От Источ. Пит.

, %

8-23

44

21,6

0,06

1,29

0,505

0,65

3,32

23-24

12

10,8

0,025

4А50+

0,27

0,505

0,14

3,46

24-26

10

10,3

0,06

+А25

0,62

0,505

0,31

3,77

26-28

6

9

0,06

0,54

0,505

0,27

4,04

28-30

4

8,92

0,06

0,53

0,505

0,26

4,3

23-22

10

10,3

0,025

0,26

0,505

0,13

3,45

22-20

8

9,84

0,06

0,59

0,505

0,28

3,73

20-18

4

8,92

0,06

0,53

0,505

0,26

3,99

18-17

2

5,2

0,03

0,16

0,505

0,08

4,07

23-39

22

13,86

0,075

1,04

0,505

0,52

3,84

39-40

12

10,8

0,025

0,27

0,505

0,14

3,98

40-42

10

10,3

0,06

0,62

0,505

0,31

4,29

42-44

6

9

0,06

0,54

0,505

0,27

4,56

44-46

4

8,92

0,06

0,53

0,505

0,26

4,82

39-38

10

10,3

0,025

0,26

0,505

0,13

3,97

38-36

8

9,84

0,06

0,59

0,505

0,28

4,25

36-34

4

8,92

0,06

0,53

0,505

0,26

4,51

34-33

2

5,2

0,03

0,16

0,505

0,08

4,59

КТП 1 ЛИНИЯ 3

КТП 1-138

53

24,91

0,205

5,1

0,505

2,57

2,57

138-139

20

13,4

0,03

0,4

0,505

0,2

2,77

139-141

18

12,6

0,06

0,75

0,505

0,38

3,15

141-143

14

11,2

0,06

0,67

0,505

0,34

3,49

143-144

12

10,8

0,03

0,32

0,505

0,16

3,65

144-146

10

10,3

0,06

0,62

0,505

0,31

3,96

146-148

9

9,9

0,06

0,59

0,505

0,29

4,25

148-150

6

9

0,06

0,54

0,505

0,27

4,52

150-152

4

8,92

0,06

4А50+

0,53

0,505

0,26

4,78

138-155

33

17,9

0,075

+А25

1,34

0,505

0,68

3,25

155-156

22

13,86

0,03

0,42

0,505

0,21

3,46

156-158

20

13,4

0,06

0,8

0,505

0,4

3,86

158-160

16

11,7

0,06

0,7

0,505

0,2

4,06

160-161

14

11,2

0,03

0,34

0,505

0,17

4,23

161-163

12

10,8

0,06

0,65

0,505

0,33

4,56

163-165

10

10,3

0,06

0,62

0,505

0,31

4,87

163-167

6

9

0,06

0,54

0,505

0,27

5,14

Продолжение таблицы 6

Падение напряжения

Номер расчетн. Участка

Тип потр.

Расч.

Max

P>pi> (кВт)

Расч. Длина уч-ка li (км)

Парам.

Провода

Момент

Нагруз. Mi=P>pi> · l>i> (кВт · км

Удельное значение ,

КВт · км

На расчетн. Участке,%

От Источ. Пит.

, %

150-152

4

8,92

0,06

4А50+

0,53

0,505

0,26

4,78

138-155

33

17,9

0,075

+А25

1,34

0,505

0,68

3,25

155-156

22

13,86

0,03

0,42

0,505

0,21

3,46

156-158

20

13,4

0,06

0,8

0,505

0,4

3,86

158-160

16

11,7

0,06

0,7

0,505

0,2

4,06

160-161

14

11,2

0,03

0,34

0,505

0,17

4,23

161-163

12

10,8

0,06

0,65

0,505

0,33

4,56

163-165

10

10,3

0,06

0,62

0,505

0,31

4,87

163-167

6

9

0,06

0,54

0,505

0,27

5,14

167-169

4

8,92

0,06

0,53

0,505

0,26

5,4

155-173

11

10,67

0,105

1,12

0,505

0,56

3,81

173-175

10

10,3

0,06

0,62

0,505

0,31

4,12

175-177

8

9,84

0,06

0,59

0,505

0,29

4,41

177-178

7

9,59

0,03

0,29

0,505

0,14

4,55

178-180

6

9

0,06

0,54

0,505

0,27

4,82

180-182

5

9,35

0,06

0,56

0,505

0,28

5,1

182-184

3

7,8

0,03

0,23

0,505

0,11

5,21

184-186

2

5,2

0,03

0,16

0,505

0,08

5,22

КТП 1 ЛИНИЯ 4

КТП 1-53

51

24,1

0,195

4,7

0,505

2,37

2,37

53-54

20

13,4

0,03

0,4

0,505

0,2

2,57

54-56

18

12,6

0,06

0,75

0,505

0,38

2,95

56-58

14

11,2

0,06

4А50+

0,67

0,505

0,34

3,29

58-59

13

11,05

0,03

+А25

0,33

0,505

0,17

3,46

59-61

12

10,8

0,06

0,65

0,505

0,33

3,79

61-63

10

10,3

0,06

0,62

0,505

0,31

4,1

63-65

6

9

0,06

0,54

0,505

0,27

4,37

65-67

4

8,92

0,06

0,53

0,505

0,26

4,63

53-69

31

17,2

0,06

1,03

0,505

0,52

2,89

69-70

20

13,4

0,03

0,4

0,505

0,2

3,09

70-72

18

12,6

0,06

0,75

0,505

0,38

3,47

72-74

14

11,2

0,06

0,67

0,505

0,34

3,81

74-75

13

11,05

0,03

4А50+

0,33

0,505

0,17

3,98

75-77

12

10,8

0,06

+А25

0,65

0,505

0,33

4,31

77-79

10

10,3

0,06

0,62

0,505

0,31

4,62

Продолжение таблицы 6

Номер расчетн. Участка

Тип потр.

Расч.

Max

P>pi> (кВт)

Расч. Длина уч-ка li (км)

Парам.

Провода

Момент

Нагруз. Mi=P>pi> · l>i> (кВт · км

Падение напряжения

Удельное значение ,

КВт · км

На расчетн. Участке,%

От Источ. Пит.

, %

79-81

6

9

0,06

0,54

0,505

0,27

4,89

81-83

4

8,92

0,06

0,53

0,505

0,26

5,15

69-87

11

10,67

0,075

0,8

0,505

0,4

3,29

87-89

10

10,3

0,06

0,62

0,505

0,31

3,6

89-91

8

9,84

0,06

0,59

0,505

0,29

3,89

91-92

7

9,59

0,03

0,28

0,505

0,14

4,03

92-94

6

9

0,06

0,54

0,505

0,27

4,3

94-96

5

9,35

0,06

0,56

0,505

0,28

4,58

96-98

3

7,8

0,06

0,47

0,505

0,24

4,82

98-100

2

5,2

0,06

0,31

0,505

0,16

4,98

2.5 Определение потерь мощности и электроэнергии в сети

0,38 кВ

Потери мощности () определяются отдельно для каждого варианта. При этом для каждого участка сети потери мощности определяем для режима максимальной нагрузки

, (14)

где - расчетное значение тока на участке (i-j),А;

-величина потерь напряжения на участке (i-j), В.

Расчётное значение тока на участке определяется по следующей формуле

, (15)

где - значение максимальной расчетной нагрузки на соответствующем участке, кВт.

Потери напряжения на участке определяются по следующей формуле

, (16)

где - потери напряжения на соответствующем участке,

выраженные в процентах и определенные равнее в таблице 5 и в таблице 6.

То, подставив формулы (15) и (16) в формулу (14) получим

, (17)

где - постоянный коэффициент, который определяется следующим образом

(18)

Для данного проекта задано, что cos = 0,92 поэтому в наших расчетах k=0,0192

Годовые потери электрической энергии можно определить по следующей формуле

, (19)

где - значение потерь мощности, кВт;

-годовое число часов использования максимума, зависящее от расчетной нагрузки и в общем случае различен для разных участков схемы, ч.

Ниже (в таблице 7) приведен фрагмент таблицы 4.6 из [1] для определения годового числа часов использования максимума нагрузки для сельскохозяйственных потребителей в зависимости от расчетной нагрузки (проектируемый объект относится к категории коммунально-бытовых потребителей).

Таблица 7- Годовое число часов использования максимума
нагрузки

Расчетные нагрузки, кВт

Число часов использования максимума при

Характере нагрузки, ч.

Коммунально- бытовая

Производственная

Смешанная

До 10

900

1100

1300

10-20

1200

1500

1700

20-50

1600

2000

2200

50-100

2000

2500

2800

120-250

2350

2700

3200

Приведем пример расчета потерь мощности и годовых потерь электроэнергии для первого варианта на участке линии1 от КТП 1до опоры №2

По формуле16 определяем потери мощности на участке линии

0,0192  17,6  0,27 = 0,091 кВт

ПО формуле 17 находим годовую величину потерь электроэнергии (при этом 1200 часов)

0,0911200 = 109,2 кВтч/год

Остальные расчеты выполняются аналогично и приводятся в таблице 8 и в таблице 9 соответственно для первого и второго вариантов.

Суммарные значения потерь мощности и электроэнергии по вариантам находятся суммированием значений в соответствующих графах.

Дальнейшие расчеты производятся, только для одного из вариантов который мы выберем, после произведения технико-экономического сравнения вариантов приведенного в разделе 3.

Таблица 8 - Потери мощности и электрической энергии по

первому варианту

Номер

Участка

i-j

Pmax i-j

КВт

Ui на

расчетном участке,

%

Потери

Мощности

Pi-j

кВт

Число часов

Использования максимальной нагрузки

Tmax i-j, час

Годовые

Потери

электрич. Энергии,

Wi-j,

кВт час/год

КТП 1 ЛИНИЯ 1

КТП 1-2

17,6

0,27

0,091

1200

109,2

2-3

16,86

0,26

0,081

1200

100,8

3-5

16,1

0,49

0,151

1200

181,2

5-7

14,4

0,43

0,118

1200

141,6

7-8

13,86

0,17

0,065

1200

78

8-9

10,3

0,16

0,032

1200

38,4

9-10

9,9

0,15

0,028

900

25,2

10-12

9,84

0,3

0,057

900

51,3

12-14

8,92

0,27

0,046

900

41,4

14-15

5,2

0,08

0,008

900

7,2

8-18

10,8

0,49

0,102

1200

122,4

18-19

10,3

0,16

0,032

1200

38,4

19-21

9,84

0,3

0,057

900

51,3

21-23

8,92

0,27

0,046

900

41,4

23-24

5,2

0,8

0,008

900

7,2

Р>Л1> = 0,879 кВт W>Л1> = 1035 кВт ч

КТП 1 ЛИНИЯ 2

КТП 1-28

13,65

0,62

0,170

1200

204

28-29

10,3

0,16

0,032

1200

38,4

29-31

9,84

0,29

0,055

900

49,5

31-33

8,92

0,27

0,046

900

41,4

33-34

5,2

0,08

0,008

900

7,2

28-38

10,67

0,57

0,117

1200

140,4

38-40

10,3

0,31

0,061

1200

73,2

Продолжение таблицы 8

Номер

Участка

i-j

Pmax i-j

КВт

U>i> на

расчетном участке,

%

Потери

Мощности

Pi-j

кВт

Число часов

Использования максимальной нагрузки

Tmax i-j, час

Годовые

потери

электрич. энергии,

Wi-j,

кВт час/год

40-42

9,84

0,29

0,055

900

49,5

42-43

9,59

0,15

0,028

900

25,2

43-45

9

0,27

0,047

900

42,3

45-47

9,35

0,28

0,05

900

45

47-49

7,8

0,24

0,036

900

32,4

49-51

5,2

0,16

0,016

900

14,4

Р>Л2> = 0,721 кВт W>Л2> = 762,9 кВт ч

КТП 1 ЛИНИЯ 3

КТП 1-53

17,6

0,22

0,074

1200

88,8

53-55

16,86

0,51

0,165

1200

198

55-58

15,26

0,57

0,167

1200

200,4

58-60

13,86

0,35

0,093

1200

111,6

60-61

10,3

0,16

0,032

1200

38,4

61-62

9,9

0,15

0,028

900

25,2

62-64

9,84

0,3

0,057

900

51,3

64-66

8,92

0,27

0,046

900

41,4

66-67

5,2

0,08

0,008

900

7,2

60-70

10,8

0,49

0,102

1200

122,4

70-71

10,3

0,15

0,029

1200

34,8

71-73

9,84

0,3

0,057

900

51,3

73-75

8,92

0,27

0,046

900

41,4

75-76

5,2

0,08

0,008

900

7,2

Р>Л3> = 0,912 кВт W>Л3> = 1019,4 кВт ч

КТП 1 ЛИНИЯ 4

КТП 1-79

13,4

0,61

0,157

1200

188,4

79-80

10,3

0,16

0,032

1200

38,4

80-82

9,84

0,3

0,057

900

51,3

Продолжение таблицы 8

Номер

Участка

i-j

Pmax i-j

КВт

U>i> на

расчетном участке,

%

Потери

Мощности

Pi-j

кВт

Число часов

Использования максимальной нагрузки

Tmax i-j, час

Годовые

Потери

Электрич. Энергии,

Wi-j,

кВт час/год

82-84

8,92

0,27

0,046

900

41,4

84-85

5,2

0,08

0,008

900

7,2

79-88

10,3

0,47

0,093

1200

111,6

88-90

9,84

0,3

0,057

900

51,3

90-92

8,92

0,27

0,046

900

41,4

92-93

5,2

0,08

0,008

900

7,2

Р>Л4> = 0,504 кВт W>Л4> = 538,2 кВт ч

КТП 2 ЛИНИЯ 1

КТП 2-95

18,36

0,51

0,179

1200

214,8

95-97

17,6

0,49

0,165

1200

198

97-100

16,1

0,61

0,188

1200

225,6

100-101

15,26

0,23

0,067

1200

80,4

101-102

14,4

0,18

0,049

1200

58,8

102-103

10,8

0,16

0,033

1200

39,6

103-104

10,3

0,15

0,029

1200

34,8

104-106

9,84

0,3

0,056

900

50,4

106-108

8,92

0,27

0,046

900

41,4

108-109

5,2

0,08

0,008

900

7,2

102-112

10,8

0,49

0,102

1200

122,4

112-113

10,3

0,15

0,029

1200

34,8

113-115

9,84

0,3

0,056

900

50,4

115-117

8,92

0,27

0,046

900

41,4

117-118

5,2

0,08

0,008

900

7,2

Р>Л1> = 1,061 кВт W>Л1> = 1207,2 кВт ч

КТП 2 ЛИНИЯ 2

КТП2-123

13,86

0,98

0,261

1200

313,2

123-126

12,6

0,54

0,131

1200

157,2

Номер

Участка

i-j

Pmax i-j

КВт

Ui на

расчетном участке,

%

Потери

Мощности

Pi-j

кВт

Число часов

Использования максимальной нагрузки

Tmax i-j, час

Годовые

потери

электрич. энергии,

Wi-j,

кВт час/год

126-128

11,7

0,18

0,04

1200

48

128-132

10,8

0,57

0,118

1200

141,6

132-133

10,3

0,15

0,029

1200

34,8

133-135

9,84

0,27

0,051

900

45,9

135-137

8,92

0,3

0,0513

900

46,17

137-138

5,2

0,08

0,008

900

7,2

Р>Л2> =0,689 кВт W>Л2> = 794,07 кВт ч

152-154

КТП 2 ЛИНИЯ 3

147-157

КТП2-140

17,6

0,49

0,166

1200

199,2

140-142

16,86

0,51

0,165

1200

198

142-145

15,26

0,57

0,167

1200

200,4

145-146

14,75

0,22

0,062

1200

74,4

146-147

14,4

0,18

0,049

1200

58,8

147-148

10,8

0,14

0,029

1200

34,8

148-150

10,3

0,31

0,061

1200

73,2

150-152

9

0,27

0,047

900

42,3

152-154

8,92

0,14

0,024

900

21,6

147-157

10,8

0,46

0,095

1200

114

157-159

10,3

0,31

0,061

1200

73,2

159-161

9

0,27

0,047

900

42,3

161-163

8,92

0,26

0,044

900

39,6

Р>Л3> =1,017 кВт W>Л3> = 1171,8 кВт ч

КТП 2 ЛИНИЯ 4

КТП2-166

12,92

0,58

0,144

1200

172,8

166-167

9,84

0,15

0,028

900

25,2

167-169

9

0,27

0,047

900

42,3

169-171

5,2

0,16

0,016

900

14,4

Продолжение таблицы 8

Номер

Участка

i-j

Pmax i-j

КВт

Vi на

расчетном участке,

%

Потери

Мощности

Pi-j

кВт

Число часов

использования максимальной нагрузки

Tmax i-j, час

Годовые

потери

электрич. энергии,

Wi-j,

кВт час/год

171-172

2,6

0,04

0,0019

900

1,71

166-176

10,67

0,75

0,154

1200

184,8

176-178

10,3

0,31

0,061

1200

73,2

178-180

9,84

0,3

0,057

900

51,3

180-181

9,59

0,15

0,028

900

25,2

181-183

9

0,27

0,047

900

42,3

183-185

9,35

0,28

0,05

900

45

185-187

7,8

0,24

0,036

900

32,4

187-189

5,2

0,16

0,016

900

14,4

Р>Л 4> = 0,686 кВт W>Л 4> = 725,01 кВт ч

Р>1В> = 6,469 кВт W>1В> = 7253,58 кВт ч

Таблица 9- Потери мощности и электрической энергии по

второму варианту

Номер

Участка

i-j

Pmax i-j

КВт

Ui на

расчетном участке,

%

Потери

Мощности

Pi-j

кВт

Число часов

использования максимальной нагрузки

Tmax i-j, час

Годовые

потери

электрич. энергии,

Wi-j,

кВт час/год

КТП 1 ЛИНИЯ 1

КТП 1-1

24,4

0,3108

0,144

1600

230,4

1-2

23,8

0,29

0,132

1600

211,2

2-4

23,04

0,58

0,257

1600

411,2

4-6

22,3

0,56

0,239

1600

382,4

6-7

21,6

0,27

0,112

1600

179,2

Продолжение таблицы 9

Номер

Участка

i-j

Pmax i-j

КВт

Ui на

расчетном участке,

%

Потери

Мощности

Pi-j

кВт

Число часов

использования максимальной нагрузки

Tmax i-j, час

Годовые

потери

электрич. энергии,

Wi-j,

кВт час/год

7-108

20,8

0,89

0,355

1600

568

108-109

10,8

0,14

0,029

1200

34,8

109-111

10,3

0,31

0,061

1200

73,2

111-113

9

0,27

0,047

900

63

113-115

8,92

0,26

0,044

900

39,6

108-106

10,3

0,13

0,026

1200

31,2

106-104

9,84

0,29

0,055

900

49,5

104-102

8,92

0,26

0,044

900

39,6

102-101

5,2

0,08

0,008

900

7,2

108-123

13,4

0,4

0,103

1200

123,6

123-124

10,3

0,16

0,032

1200

38,4

124-126

9,9

0,29

0,055

900

49,5

126-128

9

0,27

0,047

900

63

128-130

8,92

0,26

0,044

900

39,6

123-121

10,3

0,13

0,026

1200

31,2

121-119

9,84

0,28

0,053

900

47,7

119-117

8,92

0,26

0,044

900

39,6

117-116

5,2

0,08

0,008

900

7,2

Р>Л1> =1,965 кВт W>Л1> = 2760,3 кВт ч

КТП 1 ЛИНИЯ 2

КТП1-8

25,8

2,67

1,322

1600

2115,2

8-9

10,8

0,14

0,029

1200

34,8

9-11

10,3

0,31

0,061

1200

73,2

11-13

9,0

0,27

0,047

900

42,3

13-15

8,92

0,26

0,044

900

39,6

8-23

21,6

0,65

0,269

1600

430,4

23-24

10,8

0,14

0,029

1200

34,8

Продолжение таблицы 9

Номер

Участка

i-j

Pmax i-j

КВт

Vi на

расчетном участке,

%

Потери

Мощности

Pi-j

кВт

Число часов

использования максимальной нагрузки

Tmax i-j, час

Годовые

потери

электрич. энергии,

Wi-j,

кВт час/год

24-26

10,3

0,31

0,061

1200

73,2

26-28

9

0,27

0,047

900

42,3

28-30

8,92

0,26

0,044

900

39,6

23-22

10,3

0,13

0,061

1200

73,2

22-20

9,84

0,28

0,053

900

47,7

20-18

8,92

0,26

0,044

900

39,6

18-17

5,2

0,08

0,008

900

7,2

23-39

13,86

0,52

0,138

1200

165,6

39-40

10,8

0,14

0,029

1200

34,8

40-42

10,3

0,31

0,061

1200

73,2

42-44

9

0,27

0,047

900

42,3

44-46

8,92

0,26

0,044

900

39,6

39-38

10,3

0,13

0,061

1200

73,2

38-36

9,84

0,28

0,053

900

47,7

36-34

8,92

0,26

0,047

900

42,3

34-33

5,2

0,08

0,008

900

7,2

Р>Л2> = 2,607 кВт W>Л2> = 3619 кВт ч

КТП 1 ЛИНИЯ 3

КТП1-137

24,91

2,57

1,229

1600

1966,4

137-138

13,4

0,2

0,051

1200

61,2

138-140

12,6

0,38

0,092

1200

110,4

140-142

11,2

0,34

0,073

1200

87,6

142-143

10,8

0,16

0,033

1200

39,6

143-145

10,3

0,31

0,061

1200

73,2

145-147

9,9

0,29

0,055

900

49,5

147-149

9

0,27

0,047

900

42,3

149-151

8,92

0,26

0,044

900

39,6

Продолжение таблицы 9

Номер

участка

i-j

Pmax i-j

КВт

Vi на

расчетном участке,

%

Потери

мощности

Pi-j

кВт

Число часов

Использования максимальной нагрузки

Tmax i-j, час

Годовые

потери

электрич. Энергии,

Wi-j,

кВт час/год

137-154

17,9

0,68

0,234

1200

280,8

154-155

13,86

0,21

0,056

1200

67,2

155-157

13,4

0,4

0,103

1200

123,6

157-159

11,7

0,2

0,045

1200

54

159-160

11,2

0,17

0,036

1200

43,2

160-162

10,8

0,33

0,068

1200

81,6

162-164

10,3

0,31

0,061

1200

73,2

164-166

9

0,27

0,047

900

42,3

166-168

8,92

0,26

0,044

900

39,6

154-172

10,67

0,56

0,115

1200

138

172-174

10,3

0,31

0,061

1200

73,2

174-176

9,84

0,29

0,055

900

49,5

176-177

9,59

0,14

0,026

900

23,4

177-179

9

0,27

0,047

900

42,3

179-181

9,35

0,28

0,05

900

45

181-183

7,8

0,11

0,016

900

14,4

183-185

5,2

0,08

0,008

900

7,2

Р>Л3> = 2,699 кВт W>Л3> = 3569,5 кВт ч

КТП 1 ЛИНИЯ 4

КТП1-53

24,1

2,37

1,096

1600

1753,6

53-54

13,4

0,2

0,051

1200

61,2

54-56

12,6

0,38

0,092

1200

110,4

56-58

11,2

0,34

0,073

1200

87,6

58-59

11,05

0,17

0,036

1200

43,2

59-61

10,8

0,33

0,068

1200

81,6

61-63

10,3

0,31

0,061

1200

73,2

63-65

9

0,27

0,047

900

42,3

Продолжение таблицы 9

Номер

Участка

i-j

Pmax i-j

КВт

Vi на

расчетном участке,

%

Потери

Мощности

Pi-j

кВт

Число часов

использования максимальной нагрузки

Tmax i-j, час

Годовые

потери

электрич. энергии,

Wi-j,

кВт час/год

65-67

8,92

0,26

0,044

900

39,6

53-69

17,2

0,52

0,172

1200

206,4

69-70

13,4

0,2

0,051

1200

61,2

70-72

12,6

0,38

0,092

1200

110,4

72-74

11,2

0,34

0,073

1200

87,6

74-75

11,05

0,17

0,037

1200

44,4

75-77

10,8

0,33

0,068

1200

81,6

77-79

10,3

0,31

0,061

1200

73,2

79-81

9

0,27

0,047

900

42,3

81-83

8,92

0,26

0,044

900

39,6

69-87

10,67

0,4

0,082

1200

98,4

87-89

10,3

0,31

0,061

1200

73,2

89-91

9,84

0,29

0,055

900

49,5

91-92

9,59

0,14

0,026

900

23,4

92-94

9

0,27

0,047

900

42,3

94-96

9,35

0,28

0,05

900

45

96-98

7,8

0,24

0,036

900

32,4

98-100

5,2

0,16

0,016

900

14,4

Р>Л4> = 2,586 кВт W>Л4> = 3448 кВт ч

Р = 9,857 кВт W = 13396,8 кВт ч

2.6 Выбор автоматических выключателей

В соответствии с «Правилами устройства электроустановок» в электрических сетях напряжением до 1 кВ предусматривается защита от ненормальных режимов (глава 3.1). В нашем случае в качестве защитных аппаратов используются автоматические выключатели.

Задача расчета защит – определение уставок автоматических выключателей и оценка чувствительности защитных устройств при одно- и двухфазных коротких замыканиях в конце защищаемой зоны.

Токи срабатывания защит, действующих селективно на отключение сети, выбирают по возможности наименьшими, однако защита не должна срабатывать при кратковременных перегрузках или от пусковых токов электродвигателей.

Прежде, чем рассчитывать защиту автоматическим выключателем необходимо произвести расчет токов коротких замыканий.

Ток однофазного короткого замыкания I>к>(1) (А) для любой точки линии 0.38 кВ определяется выражением из[1]

, (20)

где U>ф>- фазное напряжение, В; для сети 0,38 кВ принимается равным 220 В;

Z> >- полное сопротивление фазного провода линии 0,38 кВ от шин

подстанции до места короткого замыкания, Ом.

Полное сопротивление> >определяется по следующей формуле

, (21)

где r> >- активное сопротивление фазного и нулевого провода, Ом/км; определяется в зависимости от марки и сечения провода или

сечения жил кабеля[1];

- индуктивное сопротивление фазного и нулевого провода Ом/км;

Активное и индуктивное сопротивление провода для каждой линии определяется по следующей формуле

r = r>уд>> > L , (22)

х = х>уд > L , (23)

где r>уд >– активное удельное сопротивление проводов по [3] составляет 0,625 Ом/км;

x>уд> – индуктивное удельное сопротивление проводов по [3] составляет 0,3 Ом/км;

L – длина линии до опоры на которой произошло короткое замыкание, км.

Приведем пример расчета сопротивлений для первой линии (Л1)

r = 0,625  0,505 = 0,316 Ом/км

x = 0,3  0,505 = 0,151 Ом/км

Определяем величину полного сопротивления для линии (Л1) по формуле 26

Z =  0,316 2 + 0,151 2 = 0,35 Ом/км

Величина однофазного тока короткого замыкания для Л1 определяется по формуле 25

I>к> = 220 = 314,3 А

2  0,35

Расчет защиты тепловым расцепителем

Тепловой расцепитель защищает сеть от перегрузки. Кроме того, он является резервной защитой для отключения токов короткого замыкания

Номинальный ток теплового расцепителя определяется по формуле

, (24)

где I>л >>max>> >– максимальный ток нагрузки линии, А;

Максимальный ток для трехфазной сети вычисляется по формуле

, (25)

где P>л >>max>> >– максимальная активная нагрузка линии без учета нагрузки

самого мощного электродвигателя, кВт;

- коэффициент мощности нагрузки линии.

В качестве номинального тока теплового расцепителя принимается ближайшее большее значение из стандартного ряда.

Коэффициент чувствительности защиты к минимальному току однофазного замыкания на нулевой провод в конце защищаемой линии (к>ч>), выполненной с помощью тепловых расцепителей, определяется по следующей формуле

, (26)

Данные результатов выбора автоматических выключателей приведены в таблице10.

Таблица 10 – технические данные выбора уставок

автоматических выключателей

линия

Марка

провода

Длит.

Допуст.

Ток

Провода

А

Расч.

Мощн.

Линии,

кВт

Расч.

Ток

А

Номин

Ток уставки т.р.

автомата

А

коэффициент

чувств.

защиты

Примеч.

Л1

4 А- 50

215

24,4

41,2

63

4,79

3

Л2

4 А- 50

215

25,8

43,6

63

4,61

3

Л3

4 А- 50

215

24,91

42,1

63

3,31

3

Л4

4 А- 50

215

24,1

40,7

63

3,34

3

2.7 Расчет заземляющих устройств на трансформаторных

подстанциях 10/0,4кВ

В проекте принята одна трансформаторная подстанция (КТП 1) мощностью 160 кВА.

Согласно ПУЭ п.1.7.62 сопротивление заземляющих устройств нейтрали со стороны 0,4 кВ для подстанций такой мощности допускается не более 4 Ом.

При общей длине воздушных линий 10 кВ ( l>В>) электрически связанных между собой (30 км в данном проекте см. исходные данные), емкостной ток замыкания на землю может быть определен по следующей формуле

, (27)

где U – междуфазное напряжение сети, кВ.

Сопротивление заземляющих устройств должно удовлетворять следующему условию

, (28)

Где в качестве U>Р > принимается 125 В, если заземляющее устройство используется одновременно до и выше 1000 В. Сопротивление этих сетей должно быть не более 4 ом.

Для сети 10 кВ, питающей садоводство “Лес” емкостной ток определяется по формуле 20

0.9 А

Следовательно сопротивление по условию 21 должно быть не более

138 Ом

Поскольку полученный результат больше допустимой величины (4 ом), то в качестве расчетного принимаем окончательно сопротивление 4 Ом.

В связи с тем, что естественные заземлители в местах расположения подстанции отсутствуют, расчетное сопротивление искусственного заземлителя так – же составляет 4 Ом ( сопротивление заземляющего выпуска из опоры ). Грунт в садоводстве согласно исходным данным суглинок, следовательно, его удельное сопротивление  по [5] составляет 200 Ом  м.

Предлагается сооружение заземлителя с расположением вертикальных электродов в виде трех лучей, направленных вдоль ВЛ 0,4 кВ. Материал, круглая сталь диаметром 20 мм, верхние концы вертикальных стержней погружены в землю на глубину 0,7 м, приварены к горизонтальным электродам из той же стали.

Расчетные удельные сопротивления грунта с учетом повышающих коэффициентов (2,2 для горизонтальных электродов и 1,5 для вертикальных [5]) составляют

>расч.г >= 2,2  200 = 440 Ом  м

>расч.в >= 1,5  200 = 300 Ом  м

Определяем сопротивление растекания одного вертикального электрода диаметром20 мм и длиной 2 м при погружении ниже уровня земли на 0,7 м определяется по следующей формуле

, (29)

где t – расстояние от уровня земли до середины электрода для нашего случая t = 1,7 м при наших условиях

Ом

Приняв расстояние между электродами 5 м и считая, что электродов в каждом луче в один ряд, не более 6 штук находим из [6] коэффициент использования вертикальных электродов К>ИВ >= 0,8.

Определяем примерное число вертикальных заземлителей по следующей формуле

(30)

Коэффициент использования горизонтальных электродов находим из [6]

К>ИГ >= 0,86.сопротивление растекания одного горизонтального электрода определяется по следующей формуле

, (31)

где t – расстояние от электродов до поверхности земли, м;

l>Г > -> >общая длина горизонтальной части заземляющего устройства.

Уточняем величину сопротивления растекания, которую должен иметь вертикальный электрод

Уточняем число вертикальных электродов

Окончательно принимаем 16 вертикальных электродов, при этом сопротивление заземляющего устройства 3,7 Ом  4 Ом это означает, что выбранное заземляющее устройство удовлетворяет требованию, изложенному в пункте 1.7.62 ПУЭ.

Заземляющее устройство соединяем сваркой с заземляющим выпуском опоры, что еще более понижает общее сопротивление растекания.

3 Экономическая часть

3.1 Технико-экономическое сравнение вариантов

Технико-экономическое сравнение в данном проекте предусматривается для двух вариантов электроснабжения садоводства. Первый вариант предусматривает электроснабжение от двух ТП, а второй вариант предусматривает электроснабжение от одной ТП. Эти два варианта необходимо сравнить по приведённым затратам.

Капитальные затраты рассчитываются для каждого варианта отдельно и определяются по следующей формуле

К>i>> >= K>ТП>>i> + K>Л>>i>> >, (32)

Где К>ТП>>i>> >– стоимость трансформаторной подстанции и её монтажа из [ ], руб;

К>Л>>i>> >– стоимость воздушной линии 0,38 кВ, справочная величина взятая из [ ], руб.

К>1> = 148000 + 515685 = 663685 руб.

К>2> = 8400 + 541260 = 625260 руб.

Расходы на электроэнергию определяются для каждого варианта отдельно по следующей формуле

С>Э>>i> = АW , (33)

где А – потери мощности воздушной линии трансформатора кВт/год;

W – стоимость электроэнергии составляет 0,27 руб/кВтч.

Потери мощности включают в себя потери в ВЛ и потери мощности в трансформаторе и определяются по следующей формуле

А = Р>с> + Р>хх> + Р>кз >, (34)

где Р>с> – потери мощности в сетях ВЛ, кВт;

Р>хх­> – потери мощности в трансформаторе при холостом ходе, кВт;

Р>кз> – потери мощности в трансформаторе при коротком замыкании, кВт.

А>1> = (6,469 + 1927,2 + 2600)2 = 9060 кВтч

А>2 >= 9,857 + 3591 + 6110 =9711 кВтч

Расход на электроэнергию определяется по формуле 20

> >С>Э1 >= 9060  0,27 =2446 руб/год

С>Э2 >= 9711 0,27 = 2621 руб/год

Эксплуатационные расходы для каждого варианта отдельно определяются по следующей формуле

С>i> = С>Э>>i> + C>То>>i>> >+ С>Р>>i>> >, (35)

где C>То>>i> – стоимость технического обслуживания составляет 5% от К>i>;

С>Р>>i> – стоимость ремонта составляет 2% от К>i> .

С>1> = 2446 + 33184 + 13273 = 48903 руб/год

С>2 >= 2621 + 31263 + 12505 = 46389 руб/год

Приведённые затраты для каждого из вариантов определяются следующим образом

З>i> = C>i>> >+ E>н>  К>i> , (36)

где Е>н> –

З>1 >= 48903 + 0,15  663685 = 148445 руб/год

З>2 >= 46389 + 0,15  625260 = 140781руб/год

Годовая экономическая эффективность определяется следующим образом

Э>г> = З>1 >– З>2> , (37)

Э>г >= 148455 – 140781 = 7674руб/год

Исходя из результатов расчетов мы видим что по приведенным затратам в данном технико – экономическом сравнении целесообразно принять второй вариант по которому электроснабжение предусматривается от одной ТП.

4 Монтаж воздушных линий напряжением 380/220 В

4.1 Общие положения

Передача и распределение электрической энергии в сельских населенных пунктах осуществляется как правило, по четырех проводной системе с номинальным напряжением 380/220 В с глухим заземлением нейтральной точки. Распределение электроэнергии от подстанций производится по трех проводной системе. Применение этих систем обусловлено необходимостью одновременного питания трехфазных двигателей напряжением 380 В и однофазных осветительных ламп и бытовых электроприборов напряжением 220 В от одного и того же трансформатора.

Воздушные линии напряжением 380/220 В выполняются неизолированными проводами с креплением проволочной вязкой на штыревых изоляторах, закрепляемых при помощи крюков или штырей на опорах.

На воздушных линиях в сельской местности принят следующий порядок расположения проводов на опорах: на самом верху фазные провода, ниже фонарный провод и в самом низу нулевой провод.

Полнофазным называется участок линии, на котором имеются фазные провода всех фаз и нулевой провод. Неполнофазным называется участок линии, на котором имеются фазные провода некоторых фаз и нулевой провод.

4.2 Монтаж заземления для ВЛ 0,38 кВ

На линиях 380/220 В с глухозаземленной нейтралью кроме заземления нулевого провода на ТП устраивают повторные заземления нулевого провода, заземление арматуры железобетонных опор, а так же устраивают грозозащитные заземления металлических штырей и крюков.

Заземлению подлежат крюки и штыри на опорах для снижения величины потенциалов грозовых перенапряжений в населенных местностях с одноэтажной застройкой на ВЛ, не экранированных высокими деревьями, трубами и т.п. Заземление устраивают на всех опорах, где имеется повторное заземление нулевого провода: на опорах с ответвлениями к вводам в школы, ясли, больницы и другие помещения, где может быть сосредоточенно много людей.

Арматуру железобетонных опор и установленные на них штыри и крюки фазных проводов, кронштейны и корпуса светильников следует заземлять путем механического соединения путем металлического соединения с заземленным нулевым проводом. Повторное заземление нулевого провода устраивается через каждые 250 м, а так же на концах линий и ответвлений длиной более 200 м независимо от материала опор и на вводах в животноводческие и птицеводческие помещения, а так же на опорах с грозозащитным заземлением.

4.3 Механизация строительно-монтажных работ

Строительно-монтажные работы на ВЛ ведутся поточно-скоростным способом специализированными отрядами входящими в механизированную колону.

Все работы на ВЛ выполняются с помощью машин, механизмов,

приспособлений, которыми оснащена механизированная колонна. Поточное строительство ведется по заранее разработанному графику с применением типовых опор, все детали которых изготовляют на заводах и полигонах железобетонных конструкций.

Бурение котлованов под промежуточные опоры осуществляют буровыми лопастными или шнековыми механизмами. Шнековые механизмы позволяют вести бурение в гравелистых грунтах, содержащих мелкие валуны. Рытье котлованов под сложные опоры выполняют экскаватором или машинами с большими размерами лопастных буров. Для установки опор должны применяться машины, имеющие грузоподъемность и вылет стрелы, соответствующие весу и длине устанавливаемых опор.

Засыпку котлованов производят выбранным грунтом с уплотнением, обеспечивающим доведение объемного веса до 1,7 т/м3.Уплотнение производят слоями по150 мм и трехкратным трамбованием. Перед закреплением опор в грунт они должны быть выверены. При этом проверяют нахождение опоры в створе линии, вертикальность опоры вдоль и поперек трассы, горизонтальность траверсы и ее перпендикулярность к оси линии.

Раскатку проводов производят при помощи трактора или автомашины с раскаточных тележек, на которых устанавливают три барабана с проводами. Концы проводов закрепляют на концевых опорах. Раскатку следует вести одновременно с трех или двух барабанов. На пяти-проводных участках линий с одной стороны раскатывается три провода, а с другой стороны опор два при обратном ходе раскаточных средств. Скорость раскатки не должна превышать 3 км/ч. Не допускаются резкие перегибы и перекручивание провода, обрезание петель и вытягивание их. Концы проводов для надежного электрического контакта соединяют термитной сваркой. Если соединение провода выполняют в пролете, что допускается для проводов одной и той же марки и сечения, то место натяжения разгружают от тяжения с помощью овального соединителя и петли. Овальные соединители применяют при анкерном креплении проводов и при двойном креплении на промежуточных переходных опорах. Овальные соединители спрессовывают обжимными клещами.

На линиях 380/220 В каждый провод натягивают отдельно с помощью трактора или автомашины. Величины стрел провеса проводов определяют в зависимости от длины пролета и температуры воздуха во время монтажа. При натягивании провода монтажную стрелу провеса регулируют визированием в первом и последнем пролетах анкерного участка. На линиях 6 – 10 кВ натягивают одновременно три провода через уравнительные блоки при помощи трактора или автомашины.

5 Техника безопасности

5.1 Техника безопасности при монтаже воздушных линий

Монтаж воздушных линий связан с подъемом людей и материалов на высоту, и по этому возникает опасность падения, ушибов и ранений.

Как правило, подъем и опускание опор ВЛ производится с помощью механизмов.

Во время опускания нижнего конца опоры в котлован никто из рабочих не должен находится в нем. Оставлять котлованы с незаконченной засыпкой на обеденный перерыв или до следующего дня не допускается.

При сооружении ВЛ в населенных пунктах руководитель работ должен обеспечить охрану сооружаемого объекта; на участке произведения работ никто из посторонних не должен находиться.

Обслуживание механизмов, применяемых на монтаже опор и проводов ВЛ, разрешается только обученным рабочим, прошедшим проверку знаний по эксплуатации механизмов и по безопасности их обслуживания.

Рабочие-монтажники должны быть обучены сигналам, согласно которых регулируется работа подъема и опускания грузов. У монтажника работающего на высоте, рабочий инструмент помещается в карманах монтерского пояса

Во избежание ранения при падении с высоты инструмента или каких либо материалов, запрещается находиться под опорой, люлькой или телескопической вышкой во время работы.

При подъеме на опору тяжелых предметов необходимо пользоваться специальной веревкой, перекинутой через блоки; подъем тяжестей производит рабочий, стоящий на земле, находясь несколько в стороне.

Для защиты рук от ранения при раскате провода необходимо пользоваться брезентовыми рукавицами.

На время работ по монтажу или демонтажу ВЛ большой протяженности отдельные смонтированные участки длиной 3-5 км необходимо заземлять и замыкать накоротко на случай появления в линии наведенного напряжения соседних линий, находящихся в работе, или от грозового облака.

5.2 Монтаж силовых трансформаторов и

распределительных устройств

При монтаже распределительных устройств, силовых трансформаторов

Работа монтажников обычно связанна с перемещением тяжести на высоту, а также с выполнением ряда слесарных работ. При этом возможны ранения и ушибы.

Подъем деталей весом более 20 кг должен производиться двумя рабочими. При массе конструкций или оборудования выше 50 кг поднимать их следует с помощью блоков лебедки.

При установке различных конструкций закрытых РУ, закрепляемых в стенах, потолках и полях зданий цементным растворам, не следует удалять поддерживающие конструкции до полного затвердевания раствора.

При подъеме на конструкцию разъединителей, отделителей и короткозамыкателей их необходимо установить в положение “включено”, так как в этом положении исключается возможность травмирования ножевыми контактами рубящего типа. Все выключатели, автоматы, электромагнитные приводы и другие, аппараты снабженные возвратным пружинами или механизмами свободного расцепления, следует перемещать в положении “отключено”.

При регулировке выключателей и разъединителей с автоматическими приводами должны быть приняты меры против непредвиденного включения или отключения приводов случайным лицом или самопроизвольно, так как при этом возможны ушибы движущимися частями механизма выключателя рабочего, производящего регулировку. Для этого плавкие вставки предохранителей в цепях управления снимаются. Если в процессе регулировки потребуется включить оперативный ток, то установка вставок предохранителей допускается только после удаления всех людей от привода выключателя.