Реконструкция электроснабжения села

 

Найдем суммарное значение нагрузок ТП на линиях. Расчет рассмотрим на примере участка 8-9. На этом участке находиться четыре ТП (ТП-419,ТП-437,Т-15,ТП-14). В соответствии с [2] коэффициент одновременности для четырех ТП равен kод=0,825. Тогда суммарная активная нагрузка ТП на линии 8-9 будет составлять:

 кВт.

Аналогично рассчитываются суммарные  нагрузки ТП на всех остальных участках линий. Полученные значения сводим в таблицу 1.2.

 

1.3 Определение потерь мощности и отклонения напряжения

 

При передаче энергии от электрических  станций к потребителям во всех звеньях  электрических сетей имеются  потери активной мощности. Эти потери возникают как в кабельных и воздушных линиях различных напряжений, так и в трансформаторах подстанций.

В среднем потери в сетях энергосистемы  составляют примерно 10% от отпускаемой  электрической энергии в сети электроснабжающих организаций. Значительная часть этих потерь расходуется в линиях передачи всех напряжений и меньшая часть – в трансформаторах (ТР).

 

Таблица 1.2 – Полученные значения нагрузок по линиям

Участок линии	Составляющие ТП	Суммарная активная нагрузка ТП на линии, , кВт
1	2	3
1-2	ТП-16, ТП-246, ТП-245, ТП-448, ЗТП-7, ТП-301	1105,7677
2-4-Туровка	ТП-425, ТП-424, ТП-6, ТП-9, ТП-418, ТП-8, ТП-10, ЗТП-350	1215,8124
Центр	ТП-426	375,27
5-8	ТП-318, ТП-360	285,543
7-8-Передел	ТП-12, ТП-353, ТП-236, ТП-422, ТП-13	375,161
8-9	ТП-14, ТП-15, ТП-419, ТП-437	408,581
Активная нагрузка на РП		3766,13

 

Потери активной и реактивной мощности в общем виде для трансформаторов и для линий определяется по формулам:

 

, (1.9)

, (1.10)

 

где , – потери активной и реактивной мощности соответственно, кВт,

(кВАр);

, – активная и реактивная нагрузка, кВт, (кВАр);

, – активное и реактивное сопротивления линии либо трансформатора, Ом.

Параметры линий и  трансформаторов выбираем из [4–8] и  заносим в таблицы 1.3, 1.4.

 

Таблица 1.3 – Параметры  используемых сечений проводов линий

Марка провода	Удельное активное сопротивление, Ом/км	Удельное реактивное сопротивление, Ом/км	Расчетный диаметр, мм
АС-35	0,85	0,3582	8,4
А-35	0,92	0,3655	7,5
А-50	0,64	0,354	9
АС-50	0,65	0,3498	9,6
АС-70	0,46	0,407	11,4

 

Таблица 1.4 – Параметры  используемых трансформаторов

Марка трансформатора	Номинальная мощность, кВА	Потери, кВт		, кВАр	, %	, %	, Ом	, Ом
ТМ-25/10У1	25	0,13	0,6	0,8	4,5	3,2	96	180
ТМ-40/10У1	40	0,19	0,88	1,2	4,5	3	55	112,5
ТМ-63/10У1	63	0,26	1,28	1,26	4,5	2	32,25	71,43
ТМ-100/10У1	100	0,36	1,97	2,6	4,5	2,6	19,7	45
ТМ-160/10У1	160	0,56	2,65	3,84	4,5	2,4	10,35	28,13
ТМ-250/10У1	250	0,82	3,7	5,75	4,5	2,3	5,92	18
ТМ-400/10У1	400	1,05	5,5	8,4	4,5	2,1	3,44	11,25

 

Схемы замещения для  расчетов потерь в трансформаторах  и на линиях приведены на рисунках 1.2 и 1.3.

Рассмотрим пример расчета  потерь мощности в трансформаторе Т1 ТП-15 и на участке линии 1.

По формулам (1.9), (1.10) находим  потери активной и реактивной мощности на низкой стороне трансформатора:

 Вт;

 ВАр.

Мощность на высокой  стороне трансформатора с учетом потерь в трансформаторе:

 

, (1.11)

, (1.12)

 

где – мощность на низкой стороне трансформатора, кВт;

 – потери мощности в трансформаторе, кВт.

Следовательно:

кВт;

кВАр.

Активные и реактивные сопротивления  на участке линии определяется в зависимости от ее длины:

 

, (1.11)

, (1.12)

 

где , – удельные активное и реактивное сопротивления линии, Ом/км;

 – длина линии, км.

 

 

 

Тогда:

 Ом,

 Ом.

Найдем потери мощности в линии в соответствии с (1.9), (1.10):

 кВт,

 кВАр.

Потери мощности в  остальных линиях и трансформаторах  находятся аналогично. Полученные результаты сведены в таблицах 1.5, 1.6.

Потери напряжения ищутся по формуле:

 

, (1.14)

 

где % – потери напряжения;

 – номинальное напряжение, кВ.

Полученные значения потерь напряжения на линиях сведены  в таблицу 1.6.

 

Таблица 1.5 – Потери мощности в трансформаторах 

Номер ТП	Номер ТР	Мощность ТР	Потери на низкой стороне		Мощность на высокой стороне
			, кВт	, кВАр	, кВт	, кВАр
1	2	3	4	5	6	7
15	1	250	4,484	1,363	258,144	128,106
419	2	40	2,4308	4,972	45,1808	57,244
437	3	25	2,824	5,294	37,674	40,8145
14	4	160	4,4103	11,983	170,1004	139,671
422	5	40	1,149	2,351	43,339	21,611
13	6	100	2,490	5,688	142,626	68,391
236	7	100	5,067	1,573	108,093	137,373
353	8	25	0,953	1,786	26,283	21,486
12	9	160	4,124	1,1203	164,354	134,796
360	10	250	9,0331	2,747	259,923	333,299
318	11	63	1,7256	3,822	69,186	33,978
426	12	400	7,564	2,475	383,884	314,607
9	19	160	3,299	8,965	167,859	83,359
418	18	63	1,726	3,822	69,186	33,978
8	20	100	2,485	5,677	106,025	52,644
10	21	63	1,523	3,374	64,923	31,784
16	13	160	3,302	8,972	167,942	83,366
448	14	160	4,5347	1,232	172,535	141,746
246	15	160	2,8041	7,619	154,564	76,475
245	16	250	2,506	7,619	192,326	94,639
301	17	301	1,3826	4,5247	420,876	540,85
7	25	2х160	13,294	36,12	338,86	433,14
425	22	100	2,6838	6,1305	110,269	54,838
424	23	100	2,6838	6,1305	110,269	54,838
6	24	63	1,947	4,312	64,367	52,192
350	350	2х400	2,6806	8,773	803,55	966,232

 

Таблица 1.6 – Потери мощности и напряжения в линиях

№ линии	Длина линии, км	Марка провода	Потери мощности		Потери напряжения, %	Суммарные потери напряжения на линии, %
			, кВт	, кВАр
1	2	3	4	5	6	7
1	0,2	АС-35	0,14	0,059	0,053	10,569
4	0,4	АС-35	0,018	0,0076	0,0195
3	0,7	АС-35	170,45	71,83	1,391
2	0,6	АС-35	158,52	66,8047	1,454
5	0,9	А-35	280,38	2,34	2,589
6	0,1	АС-35	0,002	0,000841	0,0045
7	2,9	А-50	0,792	0,44	0,438
8	1	А-50	0,196	0,108	0,118
9	0,4	А-50	0,356	0,124	0,108
10	0,4	АС-35	0,0039	0,00165	0,012
11	0,4	А-50	0,424	0,235	0,118
12	0,5	А-50	1,231	0,681	0,224
13	0,4	А-35	0,65	0,261	0,144
14	0,5	А-35	209,18	83,105	2,044
15	0,5	АС-50	156,401	84,168	1,852
16	0,3	АС-35	0,62	0,265	0,132	0,564
17	0,7	АС-50	1,124	0,6048	0,252
18	0,5	АС-50	162,296	87,339	0,181
22	0,4	АС-50	0,154	0,00831	0,0227	8,139
23	0,4	АС-50	0,1819	0,979	0,0781
24	0,3	АС-50	0,027	0,0147	0,0262
25	0,5	АС-50	0,0169	0,0091	0,0267
26	2,4	АС-50	3,236	1,741	0,806
19	0,2	АС-35	0,571	0,595	0,1057
20	0,7	АС-35	14,928	6,291	0,943
21	0,8	А-50	23,582	13,0438	1,194
27	0,2	А-50	8,698	4,811	0,3694
28	0,4	А-50	19,143	10,588	0,778
29	0,4	А-50	22,887	12,659	0,844
33	0,5	АС-50	5,1327	2,762	0,4301
30	0,7	АС-50	86,279	46,431	2,1471
31	0,1	АС-50	12,862	6,922	0,315

 

 

В таблице (1.7) указаны отклонения напряжения у удаленных потребителей.

 

Таблица 1.7 – Отклонение напряжения у удаленных потребителей

Номер ТП	15	419	422	426	16
Потеря напряжения, %	14,55	19,83	15,57	5,61	12,38

 

Определим ориентировочные  потери электроэнергии по методу , использующий число часов наибольших потерь мощности [6]:

 

 кВт·ч, (1.15)

где – суммарные потери активной мощности, кВт;

 – время максимальных потерь, ч.

Время максимальных потерь определяем по графику из [6] при и числе часов использования максимума ч, тогда ч. Следовательно:

 кВт·ч/год.

В соответствии с [11] для сельскохозяйственных приемников электроэнергии установлены  следующие пределы отклонения напряжения от номинального значения:

• на зажимах приемников электроэнергии животноводческих комплексов и птицефабрик – от -5% до +5%;
• на зажимах приемников электроэнергии остальных потребителей – от -7,% до +7,5%.

В нашем случае для  большинства электроприемников  потери напряжения превышают допустимые нормы. Учитывая все вышеупомянутое и то, что нагрузка имеет тенденцию роста, а также не выполняются нормы надежности для потребителей I и II, в данном дипломном проекте предлагается реконструкция сети электроснабжения села Фрунзе. Одним из оптимальных вариантов по уменьшению потерь мощности и снижению отклонения напряжения является сооружение ТП глубокого ввода на питающем напряжении 35 кВ и последующей реконструкции распределительной сети 10 кВ, питающей село Фрунзе.

 

2 ВЫБОР ПОДСТАНЦИИ 35/10 кВ

 

2.1 Выбор места расположения  ПС

 

Расположение ПС выбирается в соответствии с [12] вблизи центра нагрузок, координаты которого х и у определяются согласно выражениям:

 

, (2.1)

, (2.2)

 

где – расчетная мощность;

 и  – координаты отдельных крупных сельскохозяйственных потребителей;

 – число потребителей.

Расчетное место расположения проектируемой ПС изображено крестиком на рисунке 1.1. Полученный центр нагрузок попадает на топографический центр села, где расположено много разнородных потребителей. В данном месте не эстетично и экономически не выгодно строить новую подстанцию. Следовательно, предлагается реконструировать имеющийся РП, который находится на незначительном удалении от центра.