Таблиця 14 Розрахунки з 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.

2.8.3. 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 (пункт 2.3). 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 урахуванням відповідних коефіцієнтів потужності для ТП (додаток 14):

.

2.8.4. 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.

Необхідно розміщувати ТП-10/0,4 кВ на плані населеного пункту 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.

2.9. 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_ на кількість електроенергії, відпущеної з шин 0,4 кВ споживчої ТП-10/0,4 кВ:

С = В_/W,

де В_ – сумарні щорічні витрати, грн./рік; W – кількість відпущеної з шин 0,4 кВ електроенергії споживчої трансформаторної підстанції, кВт·год.

До щорічних витрат В_ належать:

а) амортизаційні відрахування на капітальний ремонт та відновлення В_А;

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

в) вартість втрат електроенергії (відшкодування втрат електроенергії) В_W.

Тоді формула для розрахунку щорічних витрат матиме вигляд:

В_ = В_А + В_ОБС + В_W.

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, % (15%); К – капітальні вкладення (вартість) об'єкта, грн.; К_П – поправочний коефіцієнт, який враховує зміну вартості (2,5).

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 (додаток 16).

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 проводу, Ом/км (додаток 15); L – довжина лінії електропередачі, км; ΔР_КЗ, ΔР_ХХ – відповідно втрати потужності короткого замикання та холостого ходу трансформатора, кВт; Т_В – час роботи трансформатора, год/рік (у випадку роботи трансформатора на протязі всього року Т_В = 8760 год/рік); τ – річна кількість годин втрат (час втрат), год/рік (додаток 17); С_П – питомі витрати на покриття втрат електроенергії, відповідно в лініях і трансформаторах, грн/кВт·год (18 грн/кВт·год).

Питомі витрати на покриття втрат електроенергії видає кафедра.

Кількість електроенергії W, відпущеної з шин 0,4 кВ

W = Р_М Т_М,

де Р_М – максимальна потужність на шинах 0,4 кВ ТП, кВт; Т_М – кількість годин використання максимуму, год/рік.

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 .