Реконструкция схемы электроснабжения 0,4 кВ села Коврыгино (стр. 2 из 6)
DW16-17 = 3×29,712× 0,83×0,03×1900×10-3 = 125,29 кВт×ч
DW15-16= 3×35,792× 0,83×0,03×1900×10-3 = 242,39 кВт×ч
DW14-15 = 3×41,872× 0,83×0,03×1900×10-3 = 331,7 кВт×ч
DW12-14 = 3×47,942× 0,83×0,03×1900×10-3 = 652,48 кВт×ч
DW11-12 = 3×54,022× 0,83×0,03×1900×10-3 = 414,19 кВт×ч
DW10-11 = 3×60,12× 0,83×0,03×1900×10-3 = 512,63 кВт×ч
DW9-10 = 3×64,152× 0,83×0,03×1900×10-3 = 584,07 кВт×ч
DW7-9 = 3×70,232× 0,83×0,03×1900×10-3 = 699,98 кВт×ч
DW5-7 = 3×72,252× 0,83×0,03×1900×10-3 = 740,95 кВт×ч
DWтп-5 = 3×78,32× 0,83×0,03×1900×10-3 = 4063,9 кВт×ч
Потери энергии во всей линии:
SDW=82,58+18,70+59,83+43,75+120,41+158,56+100,98+125,29+242,39+331,7+652,48+414,19+512,63+584,07+699,98+740,95+4063,9=8952,39 кВт×ч
Для остальных участков сети расчёт проводим аналогично. Полученные при расчётах значения потерь энергии по фидерам Ф-1, Ф-2 и Ф-3, ТП–55-6-9
Определим общие потери энергии в существующей схеме электроснабжения
DWсущ = SDWф-1 + SDWф-2+SDWф-3,
1.4 Определение нагрузки трансформаторов
Нагрузки трансформаторов определяем по формуле 1.1, но при этом учитываем мощность, расходуемую уличным освещением. Для освещения территории приближенно принимаем 5,5 Вт на 1 метр линии электропередачи. Сети 0,4 кВ ТП–55-5-6 имеют 117 пролетов линий электропередачи (ЛЭП) каждый пролет составляет в среднем 30 метров, поэтому суммарная протяженность сетей составляет 3510 метров
ТП–55-6-9:
Ртп-55-6-9 = Рф2 + DРф1 +DРф3 + DРул.освещ, кВт
Ртп-55-6-9 = 144,13 + 38,2 + 28,8+19,3 = 230,43 кВт
Sтп-55-6-9 = 230,43 / 0,9 = 256,03 кВА
После определения расчетной мощности ТП, становится очевидным, что ТП–55-6-9 перегружена на 60%, что не допустимо.
Для выявления положительных или отрицательных сторон рассматриваемой схемы электроснабжения необходимо определить допустимые потери напряжения на её участках.
1.5 Определение допустимых потерь напряжения
На шинах трансформаторной подстанции 10 кВ осуществляется встречное регулирование, в режиме 100% нагрузки – 0, в режиме 25% нагрузки –2, это позволяет установить ПБВ трансформаторов 10/0,4 кВ в положение +5. В линии 10 кВ при данном режиме регулирования допустимые потери напряжения составляют – 4%, в линии 0,4кВ – 7%.
1.6 Выводы по существующей схеме электроснабжения
Выполнив расчеты существующей схемы электроснабжения села Коврыгино, были выявлены следующие отклонения от требований предъявляемым к электроснабжению сельскохозяйственных потребителей:
– трансформаторная подстанция ТП-55-6-9 оказалась перегружена на 60%, что недопустимо, при этом потери напряжения в линиях электропередачи отходящих от неё не укладываться в интервал значений допустимых потерь напряжения для данной сети (таблица 1.7). Для наиболее удалённых потребителей Ф–1 потери напряжения в процентном отношении от номинального, составляют 29,16%.
Изучив схему электроснабжения села Коврыгино и проведя расчеты перетоков мощностей по участкам сети, были определены значения потерь напряжения на этих участках. Сравнивая эти значения со значениями таблицы допустимых потерь напряжения, составленной для данной сети, были выявлены существенные различия между ними, что недопустимо при электроснабжении сельскохозяйственных потребителей.
На основании выше сказанного можно сказать, что данная схема электроснабжения села Коврыгино не эффективна и требует проведения реконструкции.
2. Реконструкция схемы электроснабжения села Коврыгино
2.1 Возможные варианты реконструкции
Возможные пути реконструкции электроснабжения села Коврыгино от ТП–55-6-9:
– необходимо поменять трансформатор ТП–55-6-9 со 160 кВА на 250 кВА;
– предлагается увеличить сечение проводов линии на головных участках,
– предлагается изменить существующую конфигурацию сети электроснабжения на более рациональную, при этом существующая трансформаторная подстанция остается на своем месте;
– в случае если вышеперечисленные мероприятия не принесут желаемых результатов, то необходимо будет, из-за большой протяженности линий электроснабжения и разбросанности потребителей разбить весь участок на две группы, поставив в каждую трансформаторную подстанцию и выбрать наиболее рациональную схему электроснабжения.
2.2 Электрический расчет вариантов реконструкции
2.2.1 Выбор трансформатора для ТП-55-6-9
В связи с тем, что в проведенных ранее расчетах был выявлен факт перегрузки ТП-55-6-9 на 60%, то предлагается заменить трансформатор на более мощный. Принимаем трёхфазный двух обмоточный силовой трансформатор ТП–250 кВА. Технические характеристики трансформатора ТП–250 кВА приведены в таблице 2.1. Габаритные размеры и масса приведена в таблице 2.2.
Таблица 2.1 Технические характеристики трансформатора ТП–250 кВА
| Тип | Sном, кВА | Сочетаниенапряжений | Схема и группа соединения обмоток | Потери, кВт | Uкз,% | Iхх,% | Вид переключенияответвленийобмоток | ||
| ХХ | КЗ | ||||||||
| ВН | НН | ||||||||
| ТП | 250 | 10 | 0,4 | Y/Yн-0 | 0,71 | 4,2 | 6,8 | 2,3 | ПБВ |
Таблица 2.2 Габаритные размеры и масса двух обмоточного трансформатора ТП–250 кВА
| Габариты, м, не более | Масса, т, не более | ||||||
| Тип | Длина, м | Ширина, м | Высота, м | Полная | Масла | Транспортная | |
| Полная | До крышки | ||||||
| ТП – 250/10 | 1,5 | 2,1 | 2,9 | 2,51 | 1,85 | – | – |
2.2.2 Замена проводов ЛЭП по фидерам ТП-55-6-9
Выполним увеличение проводов по участкам ЛЭП и проведем расчет потерь напряжения по формуле 1.3, для наиболее удаленных потребителей Ф-2. Результаты расчета по Ф-2 сведем в таблиу 2.3.
Таблица 2.3. Расчёт потерь напряжения Ф-2 при увеличении сечения проводов на головных участках
| Номер участка. | Длина участка, км. | Рв,кВт. | Qв,кВАр. | Sв,кВА. | rо,Ом/км. | xо,Ом/км. | U в,В. | U в,%. |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 130-131 | 0,045 | 6 | 1,75 | 6,25 | 0,83 | 0,308 | 0,654 | 0,172 |
| 129-130 | 0,03 | 9,6 | 5,95 | 11,3 | 0,83 | 0,308 | 0,774 | 0,204 |
| 128-129 | 0,03 | 11,4 | 7,07 | 13,41 | 0,83 | 0,308 | 0,919 | 0,242 |
| 127-128 | 0,03 | 13,2 | 8,18 | 15,53 | 0,412 | 0,283 | 0,612 | 0,161 |
| 126-127 | 0,03 | 16,8 | 10,42 | 19,77 | 0,412 | 0,283 | 0,779 | 0,205 |
| 122-126 | 0,12 | 18,6 | 11,53 | 21,88 | 0,412 | 0,283 | 3,451 | 0,908 |
| 119-122 | 0,09 | 20,4 | 12,65 | 24 | 0,412 | 0,283 | 2,838 | 0,747 |
| 118-119 | 0,03 | 24 | 14,88 | 28,24 | 0,412 | 0,283 | 1,113 | 0,293 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 110-118 | 0,13 | 25,8 | 16 | 30,36 | 0,308 | 0,274 | 4,218 | 1,110 |
| 107-110 | 0,03 | 27,6 | 17,11 | 32,47 | 0,308 | 0,274 | 1,041 | 0,274 |
| 102-107 | 0,03 | 31,2 | 19,34 | 36,71 | 0,308 | 0,274 | 1,177 | 0,31 |
| ТП-102 | 0,29 | 34,8 | 21,58 | 40,95 | 0,246 | 0,292 | 11,341 | 2,985 |
| 28,917 | 7,61 |
Дальнейший расчет данного варианта реконструкции не целесообразен, так как при увеличении сечения провода, у наиболее отдаленных потребителей по Ф–2 ТП -55-6-9 от ТП до 102-ой опоры с А–35 на А–120, с 102-ой по 118-ю опору с А–35 на А–95 и с 118-ой по 128-ую опору с А–35 на А–70 потери напряжения составят 7,61%, что более 7%, а это недопустимо.
Возможно данная проблема исчезнет если разбить весь участок на две группы, поставив в каждую группу трансформаторную подстанцию и выбрать наиболее рациональную схему электроснабжения.
2.2.3 Определение место расположения трансформаторных подстанций
Разобьем схему электроснабжения села Коврыгино на два участка и найдем координаты потребителей Рис.1., которые представлены в таблицах 2.4. и 2.5.
Место расположения трансформаторных подстанций определяется на практике как центр тяжести нагрузок. Электрическую нагрузку при этом рассматривают как «тяжесть», «силу», а координаты подстанций определяются по формулам:
2.1.где:
и 
- координаты потребителей, которые планируетсяподключить к данной подстанции;
- расчетная нагрузка потребителей, кВт 
- число потребителей.Место расположение первой трансформаторной подстанции
Место расположение второй трансформаторной подстанции
Таблица 2.4 Месторасположение 1-ой трансформаторной подстанции
| № Нагр. | P.i | X.i | Y.i | P.i*X.i | P.i*Y.i |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | 6 | 7,7 | 7,9 | 46 | 47,2 |
| 6 | 6 | 4,7 | 7,2 | 28,4 | 42 |
| 7 | 6 | 5,3 | 7,2 | 32 | 42 |
| 8 | 6 | 5,7 | 7,2 | 34,4 | 42 |
| 9 | 3 | 6,2 | 7,2 | 18,6 | 21 |
| 10 | 3 | 6,5 | 7,2 | 19,6 | 21 |
| 11 | 3 | 6,9 | 7,2 | 20,8 | 21 |
| 12 | 3 | 7,3 | 7,2 | 21,8 | 21 |
| 13 | 3 | 7,6 | 7,2 | 22,8 | 21 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 14 | 3 | 7,9 | 7,2 | 23,8 | 21 |
| 15 | 3 | 8,2 | 7,2 | 24,6 | 21 |
| 70 | 3 | 8 | 3,3 | 24 | 10 |
| 71 | 3 | 8,4 | 3,3 | 25,2 | 10 |
| 34 | 3 | 6,3 | 5,3 | 19 | 16 |
| 35 | 3 | 7,2 | 5,3 | 21,6 | 16 |
| 36 | 6 | 7,6 | 5,3 | 45,6 | 32 |
| 37 | 6 | 8,1 | 5,3 | 48,4 | 32 |
| 59 | 3 | 5,2 | 4,8 | 15,6 | 14,4 |
| 60 | 3 | 5,5 | 4,8 | 16,6 | 14,4 |
| 61 | 3 | 6,2 | 4,8 | 18,6 | 14,4 |
| 62 | 3 | 6,5 | 4,8 | 19,6 | 14,4 |
| 63 | 3 | 7,6 | 4,8 | 22,8 | 14,4 |
| 64 | 3 | 8 | 4,8 | 24 | 14,4 |
| 68 | 3 | 5,5 | 3,7 | 16,4 | 11 |
| 69 | 3 | 6,9 | 3,3 | 20,8 | 10 |
| 74 | 3 | 6,7 | 3,0 | 20 | 9 |
| 75 | 3 | 6,9 | 3,0 | 20,8 | 9 |
| 76 | 3 | 5,3 | 3,0 | 16 | 9 |
| 77 | 3 | 4,7 | 2,3 | 14 | 6,8 |
| 78 | 3 | 4,3 | 2,1 | 13 | 6,4 |
| 79 | 3 | 4,1 | 1,9 | 12,2 | 5,6 |
| 80 | 3 | 4,1 | 1,6 | 12,2 | 4,8 |
| 81 | 3 | 3,9 | 1,3 | 11,6 | 4 |
| 82 | 3 | 3,7 | 1,0 | 11 | 3 |
| 83 | 3 | 3,9 | 0,7 | 11,6 | 2 |
| 84 | 6 | 4,7 | 0,3 | 28,4 | 2 |
| 32 | 3 | 5,7 | 5,3 | 17,2 | 16 |
| 33 | 3 | 6,1 | 5,3 | 18,2 | 16 |
| 65 | 3 | 9,2 | 4,8 | 27,6 | 14,4 |
| 138 | 864,8 | 651,6 |
Таблица 2.5 Месторасположение 2-ой трансформаторной подстанции