Реконструкция схемы электроснабжения 0,4 кВ села Коврыгино

Современное сельскохозяйственное производство и сельский быт немыслимы без электрификации. Обогрев и вентиляция, водоснабжение, приготовление и раздача корма, уборка навоза, электрификация строительных работ, освещение и обогрев жилых помещений – это далеко не полный перечень использования электроэнергии. В связи с этим возросли требования к надежности электроснабжения сельскохозяйственных объектов, к качеству электрической энергии, к ее экономному использованию и рациональному расходованию материальных ресурсов при сооружении систем электроснабжения.

Сельскохозяйственные объекты отличаются исключительным разнообразием условий, в которых приходится работать электрооборудованию. Срок его службы, эффективность и безопасность эксплуатации в значительной мере зависят от грамотного выбора конструкции, способа монтажа и умелого использования. Отсюда – повышение роли инженеров – электриков в хозяйствах.

Сельское население в быту применяет различные электрические приборы. К приборам, облегчающим домашний труд, сокращающим затраты времени на него и создающим условия удобства и комфорта, относятся нагревательные устройства (электроплиты и электроплитки, электрокипятильники и электроводонагреватели, электрочайники и электрокастрюли, электрорадиаторы, электрокамины и электроотражатели, электроутюги), электрические холодильники, стиральные машины, электрические пылесосы и т.п.

В быт сельских тружеников начинают входить такие современные бытовые приборы, как электрокондиционеры, индукционные печи, ионизаторы воздуха, ультрафиолетовые облучатели и некоторые другие.

Данная работа посвящена решению вопросов реконструкции сетей электроснабжения 10/0,4 кВ села Коврыгино. Необходимость реконструкции связана с невыполнением требований, предъявляемым к качеству электроэнергии, а также ростом нагрузок жилого сектора.

1. Характиристика объекта проектирования и существующей схемы электроснабжения

Село Коврыгино находится на 20 км Енисейского тракта. Население 1 тысяча жителей. В поселке располагаются сельскохозяйственные предприятия, леспромхоз.

В процессе развития поселка стали строиться новые улицы, возводились и подключались новые производственные объекты, что привело к строительству новых трансформаторных подстанций различной мощности.

В настоящее время в результате увеличения установленных мощностей бытовых потребителей, связанных с улучшением бытовых условий и развитием НТП, возникла проблема перегрузки существующих ТП, к тому же существующие конфигурации сетей не обеспечивают требуемого качества электроэнергии.

В связи с резким увеличением потребления электроэнергии существующие сечения проводов не обеспечивают требования допустимых потерь напряжения, а также надежности электроснабжения. Мощности трансформаторных подстанций не соответствуют подключенным к ним нагрузкам.

Исходя из выше сказанного, необходимо пересмотреть существующую схему электроснабжения села Коврыгино ТП № 55-6-9, мощностью 160 кВА. Для более полного выявления проблем в существующей схеме электроснабжения села Коврыгино, необходимо выполнить её электрический расчёт, что и выполнено в следующей главе.

1.1 Расчёт распределения мощности по участкам сети существующей схемы электроснабжения

Расчёт распределения мощности по участкам сети проводим для вечернего и дневного максимумов нагрузок.

Суммирование нагрузок проводим по формуле:

Р = Р_б + DР_доб,)

где: Р – нагрузка на участке линии сети, кВт;

Р_б – большая из слагаемых нагрузок, кВт;

DР_доб – добавка от меньшей из составляющих нагрузок, определяется из (2), кВт.

Выполним расчет распределения мощности по участкам Ф–1 ТП–55-6-9, для вечернего и дневного максимумов нагрузок для существующего варианта. В связи с повышением комфортности бытовых условий проживания населения примем дневную максимальную мощность одноквартирного жилого дома равной 1,3 кВт, а вечернюю 3,0 кВт. Так как вечерняя максимальная мощность больше расчет будем проводить только для вечернего максимума нагрузки. Схема существующего электроснабжения представлена на листе 01.93.06.78.01 Э7

Р_в26-34 = 5 кВт.

Р_в25-26 = 5 + D3 = 5 + 1,8 = 6,8 кВт.

Р_в23-25 = 6,8 + D3 = 6,8 + 1,8 = 8,6 кВт.

Р_в22-23 = 8,6 + D3 = 8,6 + 1,8 = 10,4 кВт.

Р_в20-22 = 10,4 + D3 = 10,4 + 1,8 = 12,2 кВт.

Р_в18-20 = 12,2 + D3 = 12,2 + 1,8 = 14 кВт.

Р_в17-18 = 14 + D3 = 14 + 1,8 = 15,8 кВт.

Р_в16-17 = 15,8 + D3 = 15,8 + 1,8 = 17,6 кВт.

Р_в15-16 = 17,6 + D6 = 17,6 + 3,6 = 21,2 кВт.

Р_в14-15 = 21,2 + D6 = 21,2 + 3,6 = 24,8 кВт.

Р_в12-14 = 24,8 + D6 = 24,8 + 3,6 = 28,4 кВт.

Р_в11-12 = 28,4 + D6 = 28,4 + 3,6 = 32 кВт.

Р_в10-11 = 32 + D6 = 32 + 3,6 = 35,6 кВт.

Р_в9-10 = 35,6 + D4 = 35,6 + 2,4 = 38 кВт.

Р_в7-9 = 38 + D6 = 38 + 3,6 = 41,6 кВт.

Р_в5-7 = 41,6 + D2 = 41,6 + 1,2 = 42,8 кВт.

Р_втп-5 = 42,8 + D6 = 42,8 + 3,6 = 46,4 кВт.

Для Ф-2 и Ф-3 расчет ведем аналогично, результаты сводим в таблицы 1.1, 1.2 и 1.3.

Определение значений полных мощностей

Значения полных мощностей на участках определяем по формуле:

S_д(в) = P_д(в) / cos,

P_д(в)- активная дневная и вечерняя мощность, (кВт);

cos-коэффициент мощности в максимум нагрузки, принимаем из (1).

Пример расчёта значений полных мощностей на участках Ф–1 ТП–55-6-9, для вечернего максимума нагрузок S_в..ТП-1 =46,4/0,90=55,6кВА.

1.2 Определение потерь напряжения

Определение потерь напряжения на участках линий

Потери напряжения на участках линий рассчитываем по формуле:

,

где DU – потери напряжения в линии, В;

Р_л – максимальное значение активной мощности на участке сети, кВт;

Q_л – максимальное значение реактивной мощности на участке сети, кВА;

l – длина участка линии, км;

r_o – удельное электрическое сопротивление электрическому току, Ом/км;

х_о – индуктивное сопротивление провода, Ом/км.

Расчёт потерь напряжения, на участках Ф-1, Ф-2 и Ф-3, ТП–55-6-9 ведем по участкам линий, по формуле 1.3. Провод для основной линии используется А–35, для отпаек А–25 и А–16, расстояние между опорами 30 метров, результаты расчетов сведем в таблицы 1.1 , 1.2 и 1.3.

Максимальные потери в линиях будут наблюдаться в периоды вечернего максимума нагрузок, по этому, определение потерь напряжения в линии осуществляем для вечерних нагрузок.

Потери напряжения в линии определяются по формуле:

U%= × 100% ,  (1.4)

где -суммарные потери напряжения по участкам линии, В;

U_н = 0,38 – номинальное напряжение сети, В

1.3 Расчет потерь энергии

Потери энергии определяются как на стадии проектирования электрических сетей, так и при их эксплуатации. Наиболее распространенным является метод максимальных потерь, согласно которому потери энергии определяются по максимальной нагрузке и числу использования максимума нагрузок.

Потери энергии в трехфазной линии определяются по формуле

DW=3 I²_мах×r_оl t 10^-3, кВт×ч,

где I_мах – максимальный ток, А;

r_о – удельное сопротивление провода, Ом/км;

l – длина линии, км;

t – время максимальных потерь, то есть время в течении которого электроустановка, работая с максимальной нагрузкой, имеет такие же потери, как и при работе по действительному графику нагрузок.

Значение времени потерь t можно определить для сельских электрических сетей из уравнения:

t = 0,69 · Т_м – 584 ,

где Т_м – число часов использования максимума нагрузки в год.

Для расчетов можно принять Т_м = 3600 часов.

ф= 0,69 · 3600 – 584 = 1900

Пример расчета линии Ф–1 ТП–55-6-9 по участкам линии:

DW_26-34 = 3×8,44²× 0,83×0,03×1900×10^-3 = 82,58 кВт×ч

DW_25-26 = 3×11,48²× 0,83×0,03×1900×10^-3 = 18,70 кВт×ч

DW_23-25 = 3×14,52²× 0,83×0,03×1900×10^-3 = 59,83 кВт×ч

DW_22-23 = 3×17,56²× 0,83×0,03×1900×10^-3 = 43,75 кВт×ч

DW_20-22 = 3×20,6²× 0,83×0,06×1900×10^-3 = 120,41 кВт×ч

DW_18-20 = 3×23,63²× 0,83×0,03×1900×10^-3 = 158,56 кВт×ч

DW_17-18 = 3×26,67²× 0,83×0,03×1900×10^-3 = 100,98 кВт×ч

DW_16-17 = 3×29,71²× 0,83×0,03×1900×10^-3 = 125,29 кВт×ч

DW_15-16= 3×35,79²× 0,83×0,03×1900×10^-3 = 242,39 кВт×ч

DW_14-15 = 3×41,87²× 0,83×0,03×1900×10^-3 = 331,7 кВт×ч

DW_12-14 = 3×47,94²× 0,83×0,03×1900×10^-3 = 652,48 кВт×ч

DW_11-12 = 3×54,02²× 0,83×0,03×1900×10^-3 = 414,19 кВт×ч

DW_10-11 = 3×60,1²× 0,83×0,03×1900×10^-3 = 512,63 кВт×ч

DW_9-10 = 3×64,15²× 0,83×0,03×1900×10^-3 = 584,07 кВт×ч

DW_7-9 = 3×70,23²× 0,83×0,03×1900×10^-3 = 699,98 кВт×ч

DW_5-7 = 3×72,25²× 0,83×0,03×1900×10^-3 = 740,95 кВт×ч

DW_тп-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

DW_сущ = SDW_ф-1 + SDW_ф-2+SDW_ф-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:

Р_тп-55-6-9 = Р_ф2 + DР_ф1 +DР_ф3 + DР_{ул.освещ}, кВт

Р_тп-55-6-9 = 144,13 + 38,2 + 28,8+19,3 = 230,43 кВт

S_тп-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