1.3 Расчет осветительных нагрузок

Рассчитаем осветительную нагрузку, распределенную по ТП.

Принимаем, что освещение этих улиц выполняется с однорядным расположением светильников ЖКУ 15-250-101, с лампами ДНаТ-250 (250 Вт).

Расчетная активная мощность осветительной установки:

Р_Р.ОСВ= К_С· К_ПРА· Р_НОМ·N, (1.11)

где К_С– коэффициент спроса для расчёта сети наружного освещения, принимаемый равным К_С= 1

К_ПРА– коэффициент, учитывающий потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре (К_ПРА= 1,08);

Р_НОМ– номинальная активная мощность одной лампы, кВт;

N– количество установленных ламп, шт.

Расчётная реактивная мощность находится по формуле:

Q_Р.ОСВ= Р_Р.ОСВ.·tgφ, (1.12)

Полная мощность находится:

, (1.13)

Примем cosφ=0,87 (есть индивидуальная компенсация реактивной мощности), тогдаtgφ=0,48.

Пример расчёта для ТП1:

Р_Р.ОСВ.= 1·1,08·0,26·42 = 11,79 кВт;

Q_Р.ОСВ= 11,79·0,48 = 5,66 квар;

кВА.

Результаты расчёта осветительных нагрузок (Таблице1.1).

Таблица1.1 - Результаты расчёта осветительных нагрузок

Наименование узла питания осветительной установки.	Количество светильников, шт.	РР.ОСВ,кВт	QР.ОСВ, квар	SР.ОСВ, кВА
КТП-1	42	11,79	5,66	13,08
КТП-2	51	14,32	6,87	15,89
КТП-3	16	4,49	2,16	4,98
КТП-4	27	7,58	3,64	8,41
КТП-5	31	8,70	4,18	9,66
КТП-6	42	11,79	5,66	13,08

2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

2.1 Расчет мощности ктп Для выбора мощности ктп определяется максимальная полная мощность, приходящаяся на подстанцию:

, (2.1)

где P_Σmax– суммарная активная мощность, кВт;

Q_Σmax– суммарная реактивная мощность, квар;

Суммарная расчетная активная мощность P_Σmax, определяется по формуле:

P_Σmax=P_зд.max+P_зд.1∙К₁+P_зд.2∙К₂+…+P_зд.n∙К_n+ Р_осв , (2.2)

где P_зд.max– наибольшая из электрических нагрузок, питаемой подстанцией, кВт;

P_зд.1,P_зд.2,P_зд.n– расчетные нагрузки зданий, кВт;

К₁, К₂, К_n– коэффициенты, учитывающие несовпадение максимумов нагрузки (квартир и общественных зданий) [2].

Суммарная расчетная реактивная мощность Q_Σmax, определяется по формуле:

Q_Σmax=Q_зд.max+Q_зд.1∙К₁+Q_зд.2∙К₂+…+Q_зд.n∙К_n+Q_осв , (2.3)

где Q_зд.max– наибольшая из электрических нагрузок, питаемой подстанцией, кВт;

Q_зд.1,Q_зд.2,Q_зд.n– расчетные нагрузки зданий, кВт;

К₁, К₂, К_n– коэффициенты, учитывающие несовпадение максимумов нагрузки (квартир и общественных зданий).

Пример расчета мощности КТП № 1 ( Таблица 2.1).

Таблица 2.1 - Потребители КТП № 1

№ по ГП	Р, кВт	Q, квар	S, кВА
15	194,7	57,07	202,89
16	194,7	57,07	202,89
17	125	40,00	131,24
21	54	33,48	63,54
22	204,6	88,76	223,02
23	43,2	26,78	50,83
24	142,56	46,89	150,07
25	142,56	46,89	150,07
26	142,56	46,89	150,07
Освещение	20,00	9,60	22,18

Максимальная расчетная мощность ТП равна:

P_max= 204,6+20+ (3·142,56+2·194,7+125+54+43,2) ∙ 0,9 = 1177,95 кВт ;

Q_max=88,76+9,6+(3·46,89+2·57,07+40+33,48+26,78)∙0,9= 426,57 квар ;

кВА.

Расчет мощности остальных КТП производится аналогично (Таблица 2.2).

Таблица 2.2 - Расчет мощности КТП

№ ТП	Рmax, кВА	Qmax, кВА	Smax, кВА
1	1177,95	426,57	1252,81
2	1522,52	677,39	1666,41
3	1316,40	458,95	1394,11
4	528,75	107,75	539,62
5	915,41	462,27	1025,51

2.2 Выбор места расположения КТП

Важной целью проектирования является выбор оптимального числа местоположения потребительских ТП. Районирование электрических нагрузок является неотъемлемой частью решения этой задачи.

Трансформаторную подстанцию располагаем ближе к центру электрических нагрузок (ЦЭН), так как это позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электроэнергии и значительно сократить протяженность распределительной сети низкого напряжения, уменьшив тем самым расход проводникового материала и снизить потери электроэнергии.

Координаты ЦЭН определяются по формулам:

; (2.4)

. (2.5)

Пример расчета ЦЭН для КТП №1 .

Данные об электроприемниках, питающихся от КТП №1, и их координаты ( Таблица 2.3).

Таблица 2.3- Данные электроприемников КТП№1

№ по ГП	S, кВА	x	y	S·x	S·y
15	202,89	301	483	61070,2	97996,4
16	202,89	266	428	53969,0	86837,4
17	131,24	313	329	41079,4	43179,3
21	63,54	122	428	7751,5	27193,7
22	223,02	140	467	31223,3	104151,9
23	50,83	150	457	7624,4	23229,0
24	150,07	180	343	27013,3	51475,4
25	150,07	100	348	15007,4	52225,7
26	150,07	136	309	20410,1	46372,9
Итого	1252,81			265148,6	532661,7

В результате расчета получаем:

м ;

м .

Учитывая архитектурные особенности расположения зданий место расположение ТП №1 смещаем в точку с координатами Х_офакт=205 м,Y_офакт=425 м

Расчеты ЦЭН для остальных ТП проводят аналогично(Таблица 2.4).

Таблица 2.4- Расчет ЦЭН ТП

№ ТП	X	Y	Xф	Yф
1	211,6	425,2	205	425
2	168,8	183,9	169	153
3	413,5	147,9	393	148
4	607,9	283,6	595	283
5	479,8	462,8	417	462

2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов КТП

Согласно ПУЭ электроприемники I иIIкатегории необходимо обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Для электроприемниковIIкатегории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Мощность одного трансформатора определяется по формуле:

, (2.6)

где К₃- принимаемый коэффициент загрузки трансформатора, К₃=0,7

Реактивная мощность, передаваемая через трансформаторы из сети ВН в сеть НН, определяется по выражению:

. (2.7)

Определяем реактивную мощность, которую необходимо скомпенсировать по выражению:

Q_ку=Q_р–Q_вн. (2.8)

Уточняем коэффициент загрузки трансформатора по выражению:

. (2.9)

Уточняем коэффициент загрузки трансформатора в аварийном режиме по выражению:

. (2.10)

Рассмотрим выбор трансформаторов на примере КТП №1

Мощность трансформаторов должна быть:

кВА ;

кВА .

К рассмотрению принимаем КТП с двумя трансформаторами ТМГ-1000/10/0,4 и КТП с тремя трансформаторами ТМГ-630/10/0,4

Реактивная мощность которую трансформаторы могут передать со стороны ВН равна:

квар ;

квар .

Реактивная мощность которую необходимо скомпенсировать:

Q_КУ1= 426,57 - 991,98= -565,42 квар;

Q_КУ2= 426,57 - 854,59 = -428,02 квар;

Т. к. Q_КУ< 0, то компенсирующее устройство не требуется.

Проверяем коэффициент загрузки в нормальном и аварийном режимах

;

;

;

.

Коэффициенты загрузки не превышают нормируемых.

Произведем технико-экономическое сравнение трансформаторов. Суммарные затраты на трансформаторы определяются по формуле:

З = Е·К_н.тр.+ И_п.тр.+И_{обсл.рем.ам.}, (2.11)

где Е – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;

К_н.тр– стоимость трансформатора;

И_п.тр– стоимость потерь в трансформаторе;

И_{обсл.рем.ам.}– затраты на обслуживание ремонт и амортизацию.

К_н.тр= Ц_тр·I· (1+δ_т+δ_с+δ_м), (2.12)

где Ц_тр– цена трансформатора, Ц_тр1=428 тыс. руб, Ц_тр2=298 тыс. руб [прайс МЭТЗ];

I– индекс цен оборудования (I=1),так как мы берем цены текущего года;

δ_т= 0,05 – коэффициент, учитывающий транспортно заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования;

δ_с= 0,02 – коэффициент учитывающий затраты на строительные работы;

δ_м= 0,15 – коэффициент учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования.

Стоимость потерь в трансформаторе:

, (2.13)

где С₀– стоимость 1кВт/ч электроэнергии, С₀= 4,33 руб/кВт·ч;

Т_г– годовое число часов работы трансформатора, Т_г=8760;

ΔР_хх– потери холостого хода, ΔР_хх1=1,55 кВт, ΔР_хх2=1,05 кВт;

ΔР_кз– потери короткого замыкания, ΔР_кз1=10,8 кВт, ΔР_кз2=7,6 кВт;

τ_п– время максимальных потерь, τ_п=3500 ч.

Затраты на обслуживание ремонт и амортизацию:

И_{обсл.рем.ам}= (Н_а+ Н_обсл+ Н_рем)·К_н.тр., (2.14)

где Н_а= 3,5% - норма амортизационных отчислений;

Н_обсл= 2,9% - норма обслуживания оборудования;

Н_рем= 1,0%- норма ремонта оборудования.

К_н.тр.1 = 428·2·(1+0,05+0,02+0,15) = 1044,32 тыс. руб.;

К_н.тр.2 = 298·3·(1+0,05+0,02+0,15)= 1090,68 тыс. руб.;

тыс.руб.;

тыс. руб.;

И_{обсл.рем.ам.1}= (0,035+0,029+0,01)· 1044,32 = 77,28 тыс. руб.;

И_{обсл.рем.ам.2}= (0,035+0,029+0,01)· 1090,68 = 80,71 тыс. руб.;

З₁= 0,25·1044,32+207,96+77,28= 338,57 тыс. руб.;

З₂= 0,25·1090,68+229,32+80,71= 353,61 тыс. руб.

Так суммарные приведенные затраты для двух трансформаторов ТМГ-1000/10/0,4 меньше, то их и принимаем к установке.

Выбор трансформаторов других подстанций проводится аналогично (Таблица 2.5).

Таблица 2.5 - Выбор трансформаторов ТП

№ ТП	Рmax, кВА	Qmax, кВА	Smax, кВА	SТР	Кз	Кз.ав
1	1177,95	426,57	1252,81	2х1000	0,63	1,25
2	1522,52	677,39	1666,41	2х1250	0,67	1,33
3	1216,77	422,71	1288,10	2х1000	0,64	1,29
4	528,75	107,75	539,62	2х400	0,67	1,35
5	915,41	462,27	1025,51	2х1000	0,51	1,03