Электроснабжение сельского населенного пункта

      Для защиты силового  трансформатора от перезагрузки  предусмотрено тепловое реле. При  нормальной нагрузке трансформатора  контакты блокировочного переключателя  замкнуты, и обмотка промежуточного реле через замкнутый контакт теплового реле обтекается током. Реле срабатывает. При перегрузке контакт реле замыкается, реле обесточивается и своими размыкающими контактами замыкает цепь отключение автоматов фидеров № 1 и № 3. Тепловое реле выдерживает не менее двух часов перезагрузку в

5 %, а перезагрузку в 45 % отключает  в течение не более 1, 3 часа. 

   Фидер  уличного освещения включается  и выключается автоматически при помощи фотореле или вручную при помощи переключателя. Счетчик активной энергии через выключатель обогревается в зимнее время сопротивлениями. Лампу, подключенную к шинам через переключатель, используют для контроля наличия напряжения и для освещения РУ - 0, 38.

В КТП имеются  блокировки, не допускающие открытие двери РУ – 10 без отключения разъединителя (при помощи замка системы Гинодмана), отключение или включение рубильника ввода под нагрузкой (при помощи блокировочного переключателя). Рубильник закрыт дверкой, которую можно открыть только после поворота рукоятки. При этом размыкаются контакты и замыкаются, что приводит к обесточиванию реле и отключению фидерных автоматов.

     

 

 

 

Схемы соединения закрытых подстанций (в части высшего  напряжения) могут быть значительно  сложнее и зависят от конструктивного  значения распределительного устройства. Питающие и отходящие линии высшего напряжения, а также силовые трансформаторы могут подключаться к шинам РУ – 10 кВ такой подстанции через выключатели, например, типа ВМГ – 10, выключатели нагрузки типа ВН или ВНП, через предохранители типа ПК – 10. Подстанции, питающие ответственные потребители, обычно обеспечиваются АВР со стороны высшего и со стороны низшего напряжения, если на подстанции установлены два трансформатора. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5. ОБОСНОВАНИЯ ДОПУСТИМОЙ ПОТЕРИ НАПРЯЖЕНИЯ В СЕТИ

0, 38 кВ.

     Допустимые потери определяются из таблицы отклонений напряжений.

По существующим нормам НТПС-88 предельно  допустимые значения потерь в процентах от номинального составляет:

- в линиях 0,38 кВ, питающих преимущественно  коммунально-бытовую нагрузку 8%

- в электропроводках жилых домов  для одноэтажных 1%, а для двухэтажных  2%.

Составляем обобщенную схему электрической  сети:

 

Рис. 2 Обобщенная схема электрической  сети

 

На шинах 10 кВ районной ТП 35/10 кВ рекомендуемое отклонение напряжения: при 100 % нагрузке = 5%

                       при 25 % нагрузке = 0 %

Примем удельные потери напряжения в линии 10кВ

= 0, 55% и при 100% нагрузке получим:

 ∆U₁₀ · L₁₀ = 0, 55 · 10= 5, 5%,

Где L₁₀- длина линии 10Кв

Тогда при 25% нагрузке эти потери будут в четыре раза меньше:

0, 25 · 0,25 · (-5, 5)= (- 1, 37)%

Потери напряжения во внутренней проводки при 100% нагрузке согласно НТПС-88:

 а при 25% нагрузке равены 0, то есть.

Постоянная надбавка в трансформаторе за счет коэффициента трансформации  получается δU_пост =  +5% и не зависит от нагрузки.

Переменную надбавку в трансформаторе выбираем и получается:

 δU_пер = + 2, 5%

Потери напряжения в трансформаторе 10/0,4кВ при 100%  нагрузке должны быть равными  (-4)%, при 25% нагрузке равными (-1)%

 

 

Таблица 2. Потери и отклонения напряжения

 

Параметры элементов сети	Обозначение	Нагрузка
		100%	25%
Отклонение напряжения на шинах 10кВ РТП 35/10	δUш	+5	0
Потери напряжения в линии 10кВ	∆U10	-5, 5	-1, 37
Трансформатор 10/0,4кВ:        Постоянная  надбавка         Переменная  надбавка        Потери  напряжения	∆Uпост ∆Uпер ∆Uт	+5 2, 5 -4	+5 0 -1
Линия 0,38кВ:       Потери в наружной сети       Потери во внутренней сети	∆U0,38 ∆Uвн	7 -1	0 0
Отклонение напряжение у потребителя	∆Uп	-5	2, 62

 

Отклонение напряжения у потребителя определен алгебраическим суммированием всех отклонений, потерь и добавок напряжения от источника до потребителя:

∆ =0 + (-1, 37) +

              + 5 + 0 + (-1) + 0 + 0 = 2, 62 %≤ 5 %

 

∆U_доп = +δU_пост + δU_пер + = 5 + (-5, 5) +

              + 5 + 2, 5 + ( - 4) + (- 1) - (- 5) = 7 % ≤ 8 %

 

Таким образом допустимая потеря напряжения в линии 0,38кВ составляет :

7 %.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ  РАСЧЕТ ЛИНИИ 0.38 кВ

Расчет ведем на минимальные  приведенные затраты по экономическим интервалам. С дальнейшей проверкой по допустимым потерям напряжения.

Намечаем трассы воздушных линий  с учетом следующих требований:

 

1. Число отходящих линий должно быть не более четырех.
2. Воздушные линии недолжны пересекаться.
3. Воздушные линии не должны загораживать входы и въезды во дворы, и как можно меньше пересекать улицу.

 

Составляем расчётную  схему:

Линия 1

 

 

  8                7                6                   5                   4 1 2          3

 

 

                                                                                                                                                    

Рис. 3 Расчетная схема

 

 

Так как вечерний максимум нагрузок отдельных потребителей отличается более чем в четыре раза, то нагрузку участков определяем табличным методом, т. е. к большей нагрузке прибавляем добавки мощностей от меньших нагрузок.  [3, п.4 с.300]

 

S_3-2 = S₃ = 15 кВ·А

S_2-1 = S₃ + ∆S₂ = 42.3 + 9.2 = 51.5 кВ·А

S_1-0 = S₂ + ∆S₁ = 51.5 + 2,82 = 54.32 кВ·А

S_8-7 = S₈ = 4,5 кВ·А

S_7-6 = S₈ +∆S₇ = 4,5 + 2,7 = 7,2 кВ·А

S_6-5 = 7,2 + 2,82 = 10.09 кВ·А

S_5-4 =10,02 + 2,82 = 12,84 кВ·А

S_4-0 = 12,84 + 2.16 = 15 кВ·А

S_ТП = S_1-0 + ∆S_4-0 = 54.32 + 15 = 69,32 кВ·А

 

 

 

 

Линия 2

 15      14      13       12                         1         2       3        4         5           6

   

 

 

 

Рис. 3.1 Расчетная схема 

 

S_11-10 = S₁₁ = 10 кВ·А

S_10-9 = S₁₁ + ∆S₁₀ = 10 + 4,7 = 14,7 кВ·А

S_9-8 =14,7 + 2,82 = 17,52 кВ·А

S_8-7 = 17,52+ 2,82 = 20,34 кВ·А

S_7-6 = 20,34 + 2,82 = 23,16 кВ·А

S_6-5 = 23,16 + 2,82 = 25,98 кВ·А

S_5-4 = 25,98 + 7.9 = 33,88 кВ·А

S_4-3 = 33,88 + 2.82 = 36,7 кВ·А

S_3-2 = 36,7 + 7.3 = 44 кВ·А

S_2-1 = 44 + 2.82 =46,82 кВ·А

S_1-0 = 46,82 + 3 = 49,82кВ·А

S_16-15 = S₁₆ = 3,6 кВ·А

S_15-14 = 3,6 + 2,16 = 5,76 кВ·А

S_14-13 =5,76 + 2,16 = 7,92 кВ·А

S_{13- 12} = 7.92 + 2,16 = 10,08 кВ·А

S_12-0 = 10,08 + 2.416 = 12,24 кВ·А

S_тп = 49,82 + 12,24 = 62,06 кВ·А

 

 

Линия 3

7               6               5                         1                   2               3                   4 

 

 

 

 

 

 

Рис. 3.2 Расчетная схема

 

S_4-3 = S₄ = 4,7 кВ·А

S_3-2 = 4.7 + 2,82 = 7,52 кВ·А

S_2-1 = 7,52 + 2,82 = 10,34 кВ·А

S_1-0 = 10,34 + 2,82 = 13,16 кВ·А

S_7-6 = S₇ = 4,7  кВ·А

S_6-5 = 4,7 + 2,82 = 7,52 кВ·А

S_5-0 = 7,52 + 2,82 = 10,34 кВ·А

S_ТП = 13,16 +10,34 = 23,5 кВ·А

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6.1 РАСЧЕТ ЭКВИВАЛЕНТНОЙ НАГРУЗКИ НА УЧАСТКАХ

 

Для выбора сечений проводов на участках воздушных линий определяем эквивалентные  мощности участков по формуле:

 

S_ЭКВ = S_MAX · K_Д , где K_Д - коэффициент динамики роста нагрузок.

 

Для вновь сооружённых сетей  и для строящихся участков реконструируемой сети при ожидаемом увеличении нагрузок в 1,5-2 раза принимают коэффициент динамики роста нагрузок К_Д - 0,7

По эквивалентным мощностям  определяем основные сечения проводов согласно таблице [3. п.13 с. 306..307]

 

Линия 1

 

S_{ЭКВ 3-2} = 15  ∙0,7 = 10,5 кВ·А                                                3А25+А25

S_{ЭКВ 2-1} = 51.5 · 0, 7 = 36.02 кВ·А                                         3А50+А50

S_{ЭКВ 1-0} = 54,32· 0, 7 = 38.4 кВ·А                                         3А50+А50

S_{ЭКВ 8-7} = 4,5 · 0, 7 = 3,15 кВ·А                                      2А25+А25

S_{ЭКВ 7-6} = 7,2 · 0, 7 = 5,04 кВ·А                                              3А25+А25

S_{ЭКВ 6-5} = 10,02 · 0, 7 = 7,014 кВ·А                                        3А25+А25

S_{ЭКВ 5-4} = 12,84· 0, 7 = 8,98 кВ·А                                          3А25+А25

S_{ЭКВ 4-0} = 15 · 0, 7 = 10,5 кВ·А                                               3А25+А25

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Линия 2

 

S_{ЭКВ 11-10} = 10 · 0, 7 = 7 кВ·А                                        3А25+А25

S_{ЭКВ 10-9} = 14,7 · 0, 7 = 10,15 кВ·А                              3А50+А50

S_{ЭКВ 9-8} = 17,5 · 0, 7 = 12,26 кВ·А                              3А50+А50

S_{ЭКВ 8-7} = 20,34 · 0, 7 = 14,2 кВ·А                               3А50+А50

S_{ЭКВ 7-6} = 23,16 · 0, 7 = 16,2 кВ·А                               3А50+А50

S_{ЭКВ 6-5} = 25,98 · 0, 7 = 18,1 кВ·А                              3А50+А50

S_{ЭКВ 5-4} = 33,88 · 0, 7 = 23,7 кВ·А                               3А25+А25

S_{ЭКВ 4-3} = 36,7 · 0, 7 = 25,6 кВ·А                                 3А50+А50

S_{ЭКВ 3-2} = 44· 0, 7 = 30,8 кВ·А                                    3А35+А35

S_{ЭКВ 2-1} = 46,82· 0, 7 = 32,7 кВ·А                               3А35+А35

S_{ЭКВ 1-0} = 49,82 · 0, 7 = 34,8 кВ·А                              3А35+А35

S_{ЭКВ 16-15} = 3,6 · 0, 7 = 2,52 кВ·А                                 2А25+А25

S_{ЭКВ 15-14} = 7,92 · 0, 7 = 4 кВ·А                                    3А25+А25

S_{ЭКВ 14-13} = 10,08· 0, 7 = 5,5 кВ·А                               3А25+А25

S_{ЭКВ 13-12} = 15.3 ∙ 0.7 = 7,05 кВ·А                               3А25+А25

S_{ЭКВ 12-0} = 12,24 ∙ 0.7 = 8,5 кВ·А                                3А25+А25

 

Линия 3

S_{ЭКВ 4-3} = 4.7 · 0, 7 = 3.29 кВ·А                                              2А25+А25

S_{ЭКВ 3-2} = 7,52 · 0, 7 = 5,2 кВ·А                                              3А25+А25

S_{ЭКВ 2-1} = 10,34 · 0, 7 = 7,2 кВ·А                                              3А25+А25

S_{ЭКВ 1-0} = 10,34 · 0, 7 = 3,29 кВ·А                                            3А25+А25

S_{ЭКВ 7-6} = 4,7 · 0, 7 = 3,29 кВ·А                                               3А25+А25

S_{ЭКВ 6-5} = 7,52 · 0, 7 = 5,2 кВ·А                                                3А25+А25

S_{ЭКВ 5-0} = 10,34 · 0, 7 = 7,2 кВ·А                                              3А25+А25

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6.2 ПРОВЕРКА ПРОВОДОВ ПО ДОПУСТИМЫМ ПОТЕРЯМ НАПРЯЖЕНИЯ

 

Потери напряжения на участках определяем по формуле:

 ∆U(%) = ∆U_УД · S · L , где:

∆U_УД – удельная потеря напряжения, определяется по удельной номограмме        потерь напряжения,  [5. с. 264]

L – длина расчетного участка (км),

S – расчетная мощность участка (кВ·А). 

 

Линия 1

 

∆U_3-2(%) = 1,38 · 15 · 0, 03 = 0,621                     ∆U_2-1(%) = 0,64 · 51.5 · 0, 05 = 0,988

∆U_1-0(%) = 0, 64 · 38,02 · 0, 023 = 0,973

∆U_8-7(%) = 1.38 · 3,15 · 0, 045 = 0, 19

∆U_7-6(%) = 1,38 · 5,04· 0, 04 = 0, 27

∆U_6-5(%) = 1,38 · 7,014 · 0, 04 = 0, 38

∆U_5-4(%) = 1,38 · 8,98 · 0, 035 = 0, 43

∆U_4-0(%) = 1,38 · 10,5 · 0, 025 = 0, 36

 

Линия 2

 

∆U_11-10(%) = 1.38 · 7 · 0, 03 = 0,28

∆U_10-9(%) = 0, 64 · 10,15 · 0, 04 = 0, 25

∆U_9-8(%) = 0, 64 · 12,26 · 0, 045 = 0, 35

∆U_8-7(%) = 0, 64 · 14,2 · 0, 04 = 0, 36

∆U_7-6(%) = 0, 64 · 16,2 · 0, 04 = 0, 41

∆U_6-5(%) = 0, 64 · 18,1 · 0, 043 = 0, 49

∆U_5-4(%) = 1,38 · 23,7 · 0, 02 = 0, 65

∆U_4-3(%) = 0, 64 · 25,6 · 0, 02 = 0, 32

∆U_3-2(%) = 0, 85 · 30,8 · 0, 044 = 1,15

∆U_2-1(%) = 0, 85 · 32,7· 0, 013 = 0, 36

∆U_1-0(%) = 0, 85 · 34,8 · 0, 02 = 1,6 

∆U_16-15(%) = 1.38 · 2,52 · 0, 045 = 0,15

∆U_15-14(%) = 1.38 · 4 · 0, 045 = 00,24

∆U_14-13(%) = 1,38 · 5,5 · 0, 04 = 0, 3