- •Зміст розрахунково-пояснювальної записки.
- •3.Розрахунок потужності споживачів електричної енергії заданого населеного пункту
- •3.1. Визначення електричних навантажень на вводах споживачів електричної енергії
- •3.2. Розрахунок сумарної потужності заданого населеного пункту
- •4. Електричний розрахунок мережі 10 кВ.
- •Розрахунок струмів короткого замикання.
- •Вибір електричної апаратури розподільчого пристрою 10 кВ (комірки лінії 10 кВ) районної трансформаторної підстанції
- •7. Вибір релейного захисту комірки лінії 10 кВ районної трансформаторної підстанції
- •8.Розрахунок системи електропостачання заданого населеного пункту
- •8.1. Розрахунок оптимальної кількості та вибір місць розташування споживчих трансформаторних підстанцій тп-10/0,4 кВ.
- •8.2. Розрахунок навантажень лінії електропередачі напругою 0,38 кВ.
- •8.3 Вибір перерізу проводів ліній електропередачі 0,38 кВ
- •8.4. Розрахунок номінальної потужності споживчих трансформаторних підстанцій
- •9. Техніко-економічні показники системи електропостачання.
- •Висновки
- •Використана література
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 сумуванням навантажень окремих ліній 0,38 кВ за допомогою добавок (окремо по денному і вечірньому максимумах).
У вечірнє навантаження потрібно включити навантаження вуличного освітлення Рв.о. .
Рв = Рвб + Р(Рвмі)+Рв.о.
де Рвб – вечірня потужність лінії з найбільшим навантаженням, кВт;
Рвмі - вечірня потужність і-тої лінії з меншим навантаженням, кВт;
Рв.о. -. потужність вуличного освітлення, кВт.
(ТП №1)
Рв=99+88(+50) +88(+50) +88(+50)+16,5=265,5 кВт
(ТП №2)
Рд=128+123,2(+86)=214 кВт
Потужність трансформаторів споживчих ТП-10/0,4 кВ вибираємо за розрахунковою потужністю Sр, за яку беруть найбільшу з розрахункових денних або вечірніх потужностей. У свою чергу повні денна Sд та вечірня Sв потужності визначають за розрахунковими навантаженнями (Рд та Рв) на шинах ТП з врахуванням відповідних коефіцієнтів потужності для ТП .
(ТП №1) кВА
Для населеного пункту вибираємо трансформаторну підстанцію (ТП №1) типу: КТП-400/10/0,4-У1, параметри:
Потужність, кВА 400
Номінальна напруга з боку високої напруги кВ 10
Номінальна напруга з боку низької напруги кВ 0,4
Частота,Гц 50
(ТП №2)
кВА
Для господарського двору вибираємо трансформаторну підстанцію (ТП №2) типу: КТП-400/10/0,4-У1, параметри:
Потужність, кВА 400
Номінальна напруга з боку високої напруги кВ 10
Номінальна напруга з боку низької напруги кВ 0,4
Частота,Гц 50
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 ВА;
б) витрати на обслуговування ВОБС, які включають витрати на зарплату персоналу мереж, загальномережові витрати на поточний ремонт;
в) вартість втрат електроенергії (відшкодування втрат електроенергії) ВW.
Тоді формула для розрахунку щорічних витрат буде мати вигляд:
В = ВА + ВОБС + ВW.
Амортизаційні відрахування ВА визначаються за формулою (окремо для ТП та ліній 0,38 кВ):
ВА = ЕА ·К ·КП/100 ,
де ЕА – норма відрахувань на амортизацію, 15 % ;
К – капітальні вкладення (вартість) об'єкта, 190000 грн;
КП – поправочний коефіцієнт, який враховує зміну вартості (КП =2,5).
Витрати на обслуговування ВОБС (теж окремо для ТП і ліній 0,38 кВ) знаходять за формулою:
ВОБС = λnУО ,
де λ = 28·КП– середньостатистичні витрати по експлуатації на одну умовну одиницю обладнання, грн./у.о.;
nУО – кількість умовних одиниць обладнання,
( nУО=2,5+2,5+2,2*5,5=19,3у.о.).
де 2,5 у.о. – ТП 10/0,4 з одним Т потужністю більше 100кВА
2,2 у.о. – ЛЕП до 1кВ на дерев’яних опорах на 1 км
ВОБС =19,3·70=1351 грн ,
Щорічні витрати на покриття втрат електроенергії ВП знаходять за такими формулами:
а) для лінії: ;
б) для трансформатора: ,
де SМ – максимальна потужність навантаження, кВА;
SН – номінальна потужність трансформатора, кВА;
UН – номінальна лінійна напруга лінії електропередачі, кВ;
rО – питомий активний опір провода, Ом/км ;
L – довжина лінії електропередачі, км;
ΔРКЗ, ΔРХХ – відповідно втрати потужності короткого замикання та холостого ходу трансформатора, кВт;
ТВ – час роботи трансформатора, год/рік. (у випадку роботи трансформатора на протязі всього року ТВ = 8760 год/рік);
τ – річне число годин втрат (час втрат), год/рік;
СП – питомі витрати на покриття втрат електроенергії, відповідно в лініях і трансформаторах, грн/(кВт·год).
Питомі витрати на покриття втрат електроенергії видає кафедра.
Кількість електроенергії W, відпущеної з шин 0,4 кВ:
W = РМ ТМ,
де РМ – максимальна потужність на шинах 0,4 кВ ТП, кВт;
ТМ – число годин використання максимуму навантаження, год/рік .
W =332·2000=664000 кВт·год/рік
В =71250+1351+231677+556=304834 грн/рік
С=304834/66400=0,46грн/кВт·год
Густина навантаження лінії 0,38 кВ SО знаходиться діленням повної максимальної потужності SМ на шинах 0,4 кВ ТП на загальну довжину ліній 0,38 кВ L, тобто:
SО = SМ / L .
SО1 =88/1,3= 67,7 кВт/км
SО2 =88/1,3=67,7 кВт/км
SО3 =99/1,4=70,1 кВт/км
SО4 =88/1,3=67,7 кВт/км
SО5 =160/0,7=228,6 кВт/км
SО6 =154/0,5=308 кВт/км