Розрахунок системи електропостачання заданого населеного пункту

8.1. Розрахунок оптимальної кількості та вибір місць розташування споживчих трансформаторних підстанцій ТП-10/0,4 кВ

 

Кількість трансформаторних підстанцій у населеному пункті можна обчислити за формулою:

,

де S_Р – повне максимальне розрахункове навантаження споживачів заданого населеного пункту, кВА;

F – площа населеного пункту, км²;

В – параметр, що залежить від напруги (для 10/0,4 кВ В = 0,06...0,07 %/км);

ΔU_ДОП – допустима втрата напруги у мережі низької напруги, %.

На плані населеного пункту розміщують ТП-10/0,4 кВ з таким розрахунком, щоб вони знаходилися у центрі навантаження, а лінії 0,38 кВ були по можливості меншої довжини.

Розміщувати ТП-10/0,4 кВ на плані населеного пункту необхідно по можливості так, щоб вони живили споживачів однакового характеру, а також прагнути до рівномірного розподілу навантаження між окремими ТП.

 Розмістивши ТП - 10/0,4 кВ на плані населеного пункту, намічають траси проходження лінії 0,38 кВ. У випадку змішаного навантаження підстанцій окремі лінії 0,38 кВ повинні по можливості живити споживачів одного характеру і мати рівномірні навантаження.

 

8.2. Розрахунок навантажень ліній електропередачі напругою 0,38 кВ

 

При визначенні розрахункового навантаження на кожній ділянці лінії 0,38 кВ рекомендується об'єднувати житлові будинки у групи від 3 до 7 об’єктів. Навантаження групи житлових будинків знаходять підсумовуванням за допомогою коефіцієнта одночасності в загальному випадку по денному Р_Д і вечірньому Р_В максимумах:

; ,

де Р_Ді, Р_Ві – розрахункові навантаження на вводі житлового будинку відповідно у денний і вечірній час, кВт;

К_О – коефіцієнт одночасності, залежить від кількості будинків, береться з додатку Д. 3.

Розрахункові навантаження окремих ділянок лінії 0,38 кВ знаходять підсумовуючи навантаження окремих споживачів, що підключені до лінії, з врахуванням одночасності попадання в максимум навантаження. Розрахунок ведуть, починаючи з кінця лінії, навантаження підсумовують за методом добавок:

Р_Д = Р_ДБ + ΔР(Р_ДМ); Р_В = Р_ВБ + ΔР(Р_ВМ),

де Р_ДБ, Р_ВБ та Р_ДМ, Р_ВМ – найбільше і менше навантаження відповідно денного та вечірнього максимумів, кВт;

ΔР(Р) - добавка від меншого навантаження до найбільшого, кВт (див. додаток Д.4).

В окремих випадках, якщо явно виражено денний або вечірній максимуми навантаження, розрахунок проводять за одним з максимумів – денним або вечірнім.

 Розрахунки навантажень ліній 0,38 кВ рекомендується робити у табличній формі.

Таблиця 13. Розрахунок навантажень ліній 0,38 кВ

Ділянка лінії	Денне навантаження, кВт				Вечірнє навантаження, кВт
	РДБ	РДМ	Р(РДМ)	РД	РВБ	РВМ	Р(РВМ)	РВ

 

 

8.3. Вибір перерізу проводів ліній електропередачі 0,38 кВ

 

 Переріз проводів на окремих ділянках ліній 0,38 кВ вибирають за мінімумом приведених затрат (за економічними інтервалами потужностей) залежно від максимальної потужності S_М (більшого з розрахункових денного S_Д або вечірнього S_В навантажень ділянки лінії). Межі економічних інтервалів для вибору перетинів проводів лінії 0,38 кВ наведено в [1].

 Повна потужність (денна S_Д та вечірня S_В) на ділянках лінії 0,38 кВ визначається за розрахунковими активними навантаженнями цих ділянок і відповідними коефіцієнтами потужності, які наведено в додатку Д. 12.

Розрахунки починають з головних ділянок лінії і дані записують у таблицю 14.

Таблиця 14. Розрахунки по вибору перерізів проводів лінії 0,38 кВ

Ділянка	Денне навантаження			Вечірнє навантаження			SМ, кВА	Провід	Втрата напруги, %
	РД, кВт	cos φ	SД, кВт	РВ, кВт	cos φ	SВ, кВт			На ділянці	Від ТП

Переріз проводів ліній 0,38 кВ потрібно перевірити на допустиму втрату напруги аналогічно тому, як це виконувалось при розрахунках лінії 10 кВ. Результати розрахунків фактичної втрати напруги записуються у табл.14.

 

 

 8.4. Розрахунок номінальної потужності споживчих трансформаторних підстанцій

Для розрахунку номінальної потужності трансформаторних підстанцій необхідно визначити потужність на шинах 0,4 кВ. Розрахункова потужність на шинах 0,4 кВ ТП знаходиться складанням навантажень окремих ліній 0,38 кВ за допомогою добавок (окремо по денному і вечірньому максимумах). У вечірнє навантаження ТП потрібно включити навантаження Р_ВО вуличного та Р_ЗО зовнішнього освітлення (див. розділ 3).

 Тоді формула для підрахунку вечірнього навантаження на шинах ТП:

Р_В = Р_ВБ + Р(Р_ВМі) +... + Р_ВО + Р_ЗО,

де Р_ВБ – потужність лінії з найбільшим навантаженням, кВт;

Р_ВМі – потужність і -ї лінії з меншим навантаженням, кВт.

Потужність трансформаторів споживчих ТП-10/0,4 кВ вибирають за розрахунковою потужністю S_Р, за яку беруть найбільшу із розрахункових денних або вечірніх потужностей. У свою чергу повні денна S_Д та вечірня S_В потужності визначають за розрахунковими навантаженнями (P_Д та P_В) на шинах ТП з врахуванням відповідних коефіцієнтів потужності для ТП (див. додаток Д.12):

.

 8.5. Техніко-економічні показники системи електропостачання.

 Основні техніко-економічні показники потрібно визначити для однієї із розрахункових ТП. Ці показники включають:

 а) собівартість передачі електричної енергії;

 б) густину навантаження лінії.

 Собівартість передачі електричної енергії знаходять шляхом ділення щорічних витрат В_S  на кількість електроенергії, відпущеної з шин 0,4 кВ споживчої ТП-10/0,4 кВ:

С = В_S/DW,

де В_S – сумарні щорічні витрати, грн./рік;

DW – кількість відпущеної з шин 0,4 кВ електроенергії споживчої трансформаторної підстанції, кВт·год.

До щорічних витрат В_S належать:

а) амортизаційні відрахування на капітальний ремонт та відновлення В_А;

б) витрати на обслуговування В_ОБС, які включають витрати на зарплату персоналу мереж, загальномережові витрати на поточний ремонт;

в) вартість втрат електроенергії (відшкодування втрат електроенергії) В_DW.

 Тоді формула для розрахунку щорічних витрат буде мати вигляд:

В_S = В_А + В_ОБС + В_DW.

 Амортизаційні відрахування В_А визначаються за формулою (окремо для ТП та ліній 0,38 кВ):

В_А = Е_А ·К ·К_П/100,

де Е_А – норма відрахувань на амортизацію, % [1];

К – капітальні вкладення (вартість) об'єкта, грн;

К_П – поправочний коефіцієнт, який враховує зміну вартості (видає кафедра).

Витрати на обслуговування В_ОБС (теж окремо для ТП і ліній 0,38 кВ) знаходять за формулою:

В_ОБС = λn_УО,

де λ = 28· К_П – середньостатистичні витрати по експлуатації на одну умовну одиницю обладнання, грн./у.о.;

n_УО – кількість умовних одиниць обладнання, визначаються згідно з [1].

 Щорічні витрати на покриття втрат електроенергії В_П знаходять за такими формулами:

а) для лінії:

;

б) для трансформатора:

,

де S_М – максимальна потужність навантаження, кВА;

S_Н – номінальна потужність трансформатора, кВА;

U_Н – номінальна лінійна напруга лінії електропередачі, кВ;

r_О – питомий активний опір провода, Ом/км [1];

L – довжина лінії електропередачі, км;

ΔР_КЗ, ΔР_ХХ – відповідно втрати потужності короткого замикання та холостого ходу трансформатора, кВт [1];

Т_В – час роботи трансформатора, год/рік. (у випадку роботи трансформатора на протязі всього року Т_В = 8760 год/рік);

τ – річне число годин втрат (час втрат), год/рік;

С_П – питомі витрати на покриття втрат електроенергії, відповідно в лініях і трансформаторах, грн/(кВт·год).

Питомі витрати на покриття втрат електроенергії видає кафедра.

Кількість електроенергії DW, відпущеної з шин 0,4 кВ:

DW = Р_М Т_М,

де Р_М – максимальна потужність на шинах 0,4 кВ ТП, кВт;

Т_М – число годин використання максимуму навантаження, год/рік [1].

Густина навантаження лінії 0,38 кВ S_О знаходиться діленням повної максимальної потужності S_М на шинах 0,4 кВ ТП на загальну довжину ліній 0,38 кВ L, тобто:

S_О = S_М / L.

 

 

Література

 

ДОДАТКИ

                                                                        4

                                                                                                                      5

ШИНИ

10 кВ РТП

                                                                                             3

 

         0                1                                      2                         6            7