4. Вибір і обґрунтування перерізів проводів пл 10кв

Розрахункове навантаження магістральної частини для перевірки вибраного постійного перерізу проводу визначається методом знаходження еквівалентної (приведеної) потужності, за формулами:

, кВт; , кВАр (7)

Розрахунок

кВт;

кВАр;

Повне еквівалентне навантаження магістральної частини лінії з відгалуженнями визначається за формулою:

, кВА (8)

кВА;

Вибір перерізу проводу на відгалуженнях проводиться за допомогою таблиці 4.

Вибір перерізу проводу на відгалуженнях виконується за економічною густиною струму [2, 3, 7], за формулою:

, мм² (9)

де j_EK– економічна густина струму. Згідно [7] можна прийняти j_EK=1,3 А/мм².

Розрахунковий струм визначають за формулою:

, А (10)

де S_m– максимальне повне навантаження, кВА.

U_H– номінальна лінійна напруга, кВ.

Розрахунок

мм2 мм2 мм2

За таблицею 4 приймаємо стандартний алюмінієвий провід перетином 20 мм² марки А=25.

Для магістральної лінії обираємо алюмінієвий провід перетином 70 мм² марки А-70.

5. Перевірка проводів на допустиму втрату напруги

де - допустимі втрати напруги, приймаються згідно завдання;

- втрати напруги в ПЛ 10 кВ, які розраховуються за формулою:

, % (11)

де - активний опір лінії який розраховується за формулою:

, Ом (12)

- реактивний опір лінії який розраховується за формулою:

, Ом (13)

деr₀, x₀– відповідно питомий активний і індуктивний опори ліній електропередачі [2, додаток 1];

l – довжинаі– тої ділянки лінії, км.

Розрахунок

Питомі активні опори:

А-25- 1,14 Ом/км;

А-70- 0,412 Ом/км.

Питомий індуктивний опір для алюмінієвих проводів усіх перерізів приймаємо 0,4 Ом/км.

Ом/км Ом/км Ом/км Ом/км Ом/км Ом/км Ом/км Ом/км 4,56 Ом/км Ом/км Ом/км Ом/км

Ом/км Ом/км Ом/км Ом/км Ом/км Ом/км Ом/км Ом/км Ом/км Ом/км Ом/км Ом/км

Втрати напруги в ПЛ 10 кВ для магістралі:

%

Перевірка

_{4,3 % > 7 % - умова виконується, обираємо провід марки А-70.}

Втрати напруги в ПЛ 10 кВ для відгалужень:

%

%

_%

_{Перевірка}

_{4,74 %, 4,04 %, 3,79 % < 7 % - умова виконується, приймаємо провід}

_{марки А-25.}

6. Техніко-економічні розрахунки

Згідно [4] основним критерієм оцінки ефективності технічного проекту прийнято поточний річний чистий прибуток:

П=Д-З, тис.грн. (14)

де Д – доход від реалізації електричної енергії за рік ;

З – річні приведені затрати.

Доход від реалізованої активної електричної енергії, відпущеної з шин 10 кВ підстанції, визначаються за формулою:

Д=Ц_т∙Р_мах∙Т_м, тис.грн. (15)

де Ц_т – тариф на продаж електричної енергії, грн./кВт∙год;

Р_мах– максимальне розрахункове навантаження на ділянці (0-1), кВт;

Т_м– число годин максимального навантаження(див. умови завдання).

_{Розрахунок}

Д= грн

Річні затрати визначаються за формулою:

, тис.грн. (16)

де Е – коефіцієнт ефективності (норма прибутку) капітальних

вкладень, Е=0,1…0,12 [3];

α_Р – коефіцієнт реновації, який при нормативному строку служби

електрообладнання 15 років приймається 0,0315 (3,15), [13];

α_K – коефіцієнт відрахувань на капітальний ремонт, для ПЛ – 10 кВ

на з/б опорах приймається – 0,006 (0,6%);

К – капітальні вкладення в електричну мережу;

В_О – витрати на обслуговування, тис.грн.;

В_ЕЛ – витрати на транспортування електричної енергії в лініях електропередачі, тис.грн.;

В_ЕТ – витрати на передачу електричної енергії в трансформаторах,

тис.грн.;

В_Н – витрати на надійність електропостачання.

Капітальні вкладення в електричну мережу, які складаються із капітальних вкладень в ПЛ-10 кВ [2, додаток 23] і ТП 10/0,4 кВ[2, додаток 25] розраховуються за формулою:

, тис.грн., (17)

де К_Л- капітальні вкладення в лінії електропередачі, тис.грн.;

К_ТП- капітальні вкладення в трансформаторні підстанції, тис.грн.

Капітальні вкладення в лінії електропередачі розраховуються за формулою:

, тис.грн., (18)

де а₀– питома вартість 1 км лінії електропередачі [2, додаток 23];

l– довжина лінії, км.

Визначаємо капітальні вкладення на сучасний стан за формулою:

,грн. (19)

де К_П – коефіцієнт переведення (К_П =5),

К_Д – вартість обладнання визначена за довідниками на рівні 1990 року.

_{Розрахунок}

_{КЛ=(2,4·8)·22+(1,7·8)·22,7=422,4+374=796,4 тис. грн.}

_{КТП=8·2,19·12=210,24 тис. грн.}

К= тис.грн.

Витрати на обслуговування, визначаються за формулою:

тис.грн., (20)

де γ = 47,5 грн/у.о. – вартість обслуговування однієї умовної одиниці;

n_УО. – кількість умовних одиниць на ЛЕП та ТП [2, додаток 30]:

для ПЛ-10кВ на з/б опорах – 1,7;

для ПЛ-10кВ на дерев’яних опорах – 2,6;

для ТП-10/0,4кВ – 4,0;

_{Розрахунок}

В_0Л =47,5·1,7·(3+5+5+3,5+4+3+2+5+4+5,5+4,5+5)=3997,12грн.

В_0ТП =47,5·4·12= 2280 грн.

В₀=3997,12+2280=6277,12 грн.

Витрати на транспортування електричної енергії в лініях електропередачі визначаються за формулою:

В_ЕЛ=В_а.л.+В_р.л, тис.грн., (21)

де В_а.л.– грошові витрати на транспортування активної енергії вкожній ділянці ПЛ, тис.грн.;

В_р.л. - грошові витрати на перетікання реактивної електричної енергіїна кожній ділянці ПЛ.

Грошові витрати на транспортування активної енергії в кожній ділянці ПЛ:

, тис. грн., (22)

де а - вартість 1 кВт∙год. електричної енергії (береться із завдання).

τ – число годин втрат [2, табл. 14.3, стор.417].

Грошові витрати на перетікання реактивної електричної енергії на кожній ділянці ПЛ:

, тис.грн., (23)

де q = (0,02…0,03)– питома доля витрат на передачу реактивної енергії, кВт/кВАр [10].

_{Розрахунок}

_Ва.л= _грн.

_{Вр.л.= грн.}

_ВЕЛ= _грн.

Витрати на передачу електричної енергії в трансформаторах 10/0,4

кВ визначаються за формулою:

В_ЕТ=В_а.т.+В_р.т, тис.грн., (24)

де В_а.т. – вартість витрат на передачу активної енергії в

трансформаторах, тис.грн;

В_р.т. - вартість витрат на передачу реактивної енергії в

трансформаторах, тис.грн.

Вартість втрат активної електричної енергії в трансформаторах:

, тис. грн. (25)

Вартість втрат реактивної електричної енергії в трансформаторах:

, тис. грн. (26)

де S_P– розрахункове навантаження, кВА;

S_H – номінальна потужність, кВА;

ΔР_х.х., ΔР_к.з. – втрати активної потужності, наведені в каталогах, [2,

стор. 473], кВт;

τ – число годин втрат, [2, стор 417], год;

І_х.х. – струм холостого ходу трансформатора, %;

Т_В – число годин роботи силового трансформатор за рік,

8760 год/рік;

U_к% - напруга короткого замикання, наведена в каталогах.

_{Розрахунок}

В_а.т.1 =0,25·((1,25)²·1·2000+0,17·8760)=1153,5 грн.

В_р.т.1 =0,25·0,025·((1,25)²·40·2000·(4,7/100)+8760·40·(3/100))=102,42 грн.

В_{ЕТ 1}=1153,5+102,42=1255,97 грн.

В_а.т.2= 0,25·((1,1)²·1,47·2000+0,24·8760)=1414,9 грн.

В_р.т.2=0,25·0,025·((1,1)²·63·2000·(4,7/100)+8760·63·(2,8/100))=141,36 грн.

В_{ЕТ 2}=1414,95+141,36=1556,31 грн.

В_а.т.3= 0,25·((1)²·2,27·2000+0,33·8760)=1857,7 грн.

В_р.т.3=0,25·0,025·((1)²·100·2000·(4,7/100)+8760·100·(2,6/100))=201,1 грн.

В_{ЕТ 3}= 1857,7+201,1=2058,8 грн.

В_а.т.4= 0,25•((1)²•2,27•2000+0,33•8760)=1857,7 грн.

В_р.т.4=0,25•0,025•((1)²•100•2000•(4,7/100)+8760•100•(2,6/100))=201,1 грн.

В_{ЕТ 4}=1857,7+201,1=2058,8 грн.

В_а.т.5= 0,25·((0,75)²·2,27·2000+0,33·8760)=1361,13 грн.

В_р.т5=0,25·0,025·((0,75)²·100·2000·(4,7/100)+8760·100·(2,6/100))=175,39 грн.

В_{ЕТ 5}=1361,13+175,39 =1536,52 грн.

В_а.т.6= 0,25•((1)²•2,27•2000+0,33•8760)=1857,7 грн.

В_р.т.6=0,25•0,025•((1)²•100•2000•(4,7/100)+8760•100•(2,6/100))=201,1 грн.

В_{ЕТ 6}=1857,7+201,1=2058,8 грн.

В_а.т.7= 0,25·((1,3)²·2,27·2000+0,33·8760)=2640,85 грн.

В_р.т.7=0,25·0,025·((1,3)²·100·2000·(4,7/100)+8760·100·(2,6/100))=241,63 грн.

В_{ЕТ 7}=2640,85+241,63=2882,48 грн.

В_а.т.8= 0,25·((1,12)²·1,47·2000+0,24·8760)=1447,58 грн.

В_р.т.8=0,25·0,025·((1,12)²·63·2000·(4,7/100)+8760·63·(2,8/100))=143 грн.

В_ЕТ8=1447,58+143=1590,58 грн.

В_а.т.9=0,25•((1,25)²•1•2000+0,17•8760)=1153,5 грн.

В_р.т.9=0,25•0,025•((1,25)²•40•2000•(4,7/100)+8760•40•(3/100))=102,42 грн.

В_{ЕТ 9}=1153,5+102,42=1255,97 грн.

В_а.т.10= 0,25·((1)²·1·2000+0,17·8760)=872,3 грн.

В_р.т.10=0,25·0,025·((1)²·40·2000·(4,7/100)+8760·40·(3/100))=89,2 грн.

В_{ЕТ 10}=872,3+89,2=961,5 грн.

В_а.т.11= 0,25·((1,1)²·2,27·2000+0,33·8760)=2096,05 грн.

В_р.т.11=0,25·0,025·((1,1)²·100·2000·(4,7/100)+8760·100·(2,6/100))=213,43 грн

В_{ЕТ 11}=2096,05+213,43=2309,48 грн.

В_а.т.12= 0,25•((1,1)²•1,47•2000+0,24•8760)=1414,9 грн.

В_р.т.12=0,25•0,025•((1,1)²•63•2000•(4,7/100)+8760•63•(2,8/100))=141,36 грн.

В_{ЕТ 12}=1414,95+141,36=1556,31 грн.

Витрати на надійність електропостачання, які оцінюються як системний недовідпуск електричної енергії споживачам, визначаються за формулою:

, грн./рік, ( 27)

де y_0a =3,5…4 грн./кВт∙год – питомі збитки від аварійної

довгострокової перерви [5, додаток 7];

λ_а – частота аварійних відмов, (0,06…0,08) відмова/км∙рік [5,додаток8];

t_a– середнє значення часу відновлення електропостачання,

4,1…4,7год [5, додаток 8];

Р_0-1– розрахункове активне навантаження головної ділянки лінії,кВт;

L_Σ – сумарна довжина лінії електропередачі, км.

_{Розрахунок}

В_Н=4·0,08·4,7·419,84·52,5=33150,5 грн./рік

Розрахункові економічні показники доцільно оформити у вигляді таблиці 5.

Таблиця 5 - Економічні показники

№ п/п	Назва елементу ел.передачі	Економічні показники, символи										Приміт-ка
		К	ЕК	αрК	αкК	Вал	Врл	Ват	Врт	Воб	Вн
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12		13
	Повітряні лінії	796,4	-	-	-	7094	59	-	-	6277,12	-
	Трансформаторні підстанції	210,24	-	-	-	-	-	19128,03	1812,15	2280	-
Підсумок		1006,6	120,79	31,7	6,039	7094	59	19128,03	1812,15	6505,12	33150,5

За формулою (14) визначаємо прибуток:

П=514304 – 67438,53=446865,46 грн. =446,8 тис.грн.

Рентабельність проекту визначається за формулами:

, або . (28)

Розрахунок

R_y.o.= 446,8/1006,6 = 0,44 у.о.

Період повернення капіталу(строк окупності капітальних вкладень) визначається за формулою:

років (29)

Розрахунок

Т_ок=1/0,44 = 2,27 рік

Собівартість електричної енергії, що відпускається з шин 10 кВ РТП, визначається:

грн./кВт∙год, (30)

де - підсумок витрат, стовпці 4-12 таблиця 5;

P_max– розрахункове навантаження РТП;

Т_М – число годин максимуму навантаження.

Розрахунок

С=(120790+31700+6039+7094+59+19128,03+1812,15+6505,12+33150,5)/

/419,84·3500=0,21 коп.