4.11. Определение технико-экономических показателей передачи

электроэнергии по сети 0,38 кВ населенного пункта

В настоящее время, характеризуемое переходным периодом экономических реформ, в том числе и реформированием электроэнергетики, выполнение расчетов себестоимости передачи энергии затруднено по многим причинам. Главными причинами являются отсутствие на сегодняшний день фиксированных цен на электрооборудование линий электропередачи и подстанции, постоянно изменяющиеся тарифы на электроэнергию, связанные с отказом от централизованного энергоснабжения и введением конкурентного рынка. Поэтому приведенные ниже расчеты носят достаточно условный характер и выполнены в чисто учебных целях, чтобы показать один из способов определения приведенных затрат и себестоимости электроэнергии в сетях низкого напряжения.

При выполнении приняты следующие исходные положения:

1. Капитальные затраты на элементы сетей принимались в ценах 1991г. (табл. 51 56). Такой же принималась оплата одной условной единицы 28 руб./год.

2. Нормы реновационных отчислений для ВЛ 0,38 кВ и электрооборудования подстанций 10/0,4 кВ также приняты в соответствии с постановлением СМ бывшего СССР, а амортизационные отчисления  в соответствии с нормативами бывшего Госплана СССР, действовавшими до 1991 г.

В учебном процессе при выполнении курсовых и особенно дипломных проектов студенты по указанию руководителя должны внести в исходные технико-экономические показатели коррективы, соответствующие официальному уровню инфляции или решать задачу посредством современных сегодня бизнес-планов.

Прежде чем провести расчеты технико-экономических показателей спроектированной сети 0,38 кВ, необходимо определить потери мощности и электрической энергии в ней, так как эти параметры играют важную роль в этих расчетах.

1. Определение потерь мощности и энергии в линиях 0,38 кВ. Возможен непосредственный прямой расчет потерь мощности в ВЛ и КЛ по величинам активного сопротивления каждого участка сети и протекающего по нему тока. Для линии № 1, отходящей от ТП-2 и состоящей из одного участка и двух параллельно проложенных кабелей, потери мощности

кВт.

Для разветвленных линий подобный расчет вручную достаточно трудоемок и его упрощают с помощью коэффициента связи (К_н/м) между U и Р (63) и коэффициента разветвления К_раз. Потери мощности в процентах (Р_%) определяют по выражению (63). Потери мощности в кВт находятся по формуле

где S_г и cos  соответственно расчетная мощность и коэффициент мощности головного участка, значения которых для линий 0,38 кВ ТП-2 принимаются по табл. 56 и 57.

Потери электрической энергии

кВт.

Время максимальных потерь  зависит от многих факторов – коэффициента заполнения графика загрузки линии, коэффициента формы и т.п. Анализ типовых графиков потребителей показал, что значение  можно оценить по приближенной формуле

,

где K_з – коэффициент заполнения сезонного или годового графика нагрузки, а Т – число часов, для которого вычисляются потери, для года Т = 8760 ч. Учитывая, что для годового графика K_з = Т_max/8760, время максимальных потерь можно определить по выражению

. (70)

Рекомендуемые значения Т_max и  для годовых графиков нагрузки принимаются в соответствии с табл. 50.

В табл. 69 для всех ВЛ населенного пункта (кроме короткой кабельной линии №1 от ТП-2) приведены все необходимые данные для определения потерь мощности и электроэнергии. В силу сокращения объема данного пособия электрический расчет для линий ТП-3 в разд. 4.6 не включен, но в табл. 69 приведены данные по мощностям головных участков.

Таблица 69