Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Содержание
РАЗДЕЛ 1. Общая характеристика систем электроснабжения городов
2.5. Итоговые данные о потребляемой мощности в проектируемом районе.
3.1. Исходные положения проектирования…………………………………..
3.3.2. Проверка выбранных сечений жил кабелей 380В по допустимым
потерям напряжения………………………………………………….
3.4. Расчет затрат на сооружения сети 0,4 кВ (сравнение 2-х вариантов)....
4.1. Определение потокораспределения в сетях 10 кВ………………………
4.5. Проверка выбранных сечений жил кабелей 380В по допустимым
потерям напряжения……………...……………………………………….
4.6. Расчет затрат на сооружение сети 10 кВ (сравнение 2-х вариантов)......
РАЗДЕЛ 5. Качество напряжение на электроприемниках жилых и
общественных зданий микрорайона
электроснабжения городов
Под системой электроснабжения города понимается совокупность электрических сетей и трансформаторных подстанций, расположенных на территории города и предназначенных для электроснабжения его потребителей.
Система ограничивается источниками питания и вводами электрических сетей к потребителям. В качестве источников питания служат местные электростанции и понижающие подстанции напряжением 35-110 кВ и выше, питание которых осуществляется от электрических сетей энергосистем.
Основные показатели системы определяются местными условиями: размерами города, наличием источников питания, характеристиками потребителей и т.д.
Система электроснабжения малого города может включать в себя городскую электростанцию, и районную подстанцию, питающуюся от энергосистемы. Обычно указанные источники питания служат также для электроснабжения промышленных предприятий, расположенных поблизости от города.
Питание городских потребителей осуществляется с помощью распределительных сетей напряжением 6-10 кВ и 0,38 кВ, которые опираются на данные источники питания. Распределительная сеть 6-10 кВ при этом может выполняться по петлевой схеме с резервными перемычками, которые разомкнуты в нормальном режиме. В такой схеме переключение производится в «ручную», выездным персоналом, а ответственные объекты приходится выделять на отдельные линии.
Трансформаторные подстанции с трансформаторами различной мощности питают распределительную сеть 0,38 кВ, схема построения которой зависит от характера потребителей. Для питания промышленных предприятий и коммунально-бытовых потребителей могут применяться самостоятельные подстанции (ТПП), не связанные с сетью общего пользования. В зависимости от ответственности потребителей ТП могут быть автоматизированы, т.е. снабжены устройствами для автоматического переключения питания потребителя на резервную линию при внезапном выходе из работы основной линии. По мере увеличения размеров города распределительная сеть 6-10 кВ становится недостаточной для охвата всех потребителей, расположенных на его территории. Поэтому в систему электроснабжения вводятся дополнительные элементы, в частности питающая сеть 6-10 кВ и сети более высоких напряжений.
Система электроснабжения города среднего размера может быть выполнена следующим образом. Основными источниками питания являются электростанция, расположенная на территории города, и районная подстанция, связанная с энергосистемой. Сеть 35-110 кВ выполняется в виде кольца, охватывающего город, по периметру, которого располагаются дополнительные подстанции напряжением 35-110 кВ. Электроснабжающая сеть 35-110 кВ предусмотрена не только для питания города, но и для осуществления параллельной работы городских электростанций с энергосистемой, т.е. данная сеть является одновременно и элементом энергосистемы. Параметры и режимы работы этой сети определяются обменом мощностью между городскими станциями и энергосистемой и условиями питания городских подстанций 35-110 кВ.
Если напряжение сети энергосистемы совпадает с напряжением кольца, то на подстанциях предусматривается установка только трансформаторов с вторичным напряжением 6-10 кВ для питания потребителей, расположенных в районе города, прилегающем к подстанции.
В зависимости от размеров и условий города энергосистема может быть связана непосредственно и с другими подстанциями. Мощности понижающих подстанций достаточно разнообразны и для города средних размеров не превышают 25 МВА.
В схему распределительных сетей 6-10 кВ может вводиться дополнительный элемент – питающие линии и распределительные пункты с проходной мощностью 3-10 МВА. Распределительные сети строятся по схеме, обеспечивающей большую надежность электроснабжения потребителей, и имеют необходимое число автоматических устройств, для резервирования их питания.
Потребителями электроэнергии города являются также крупные промышленные предприятия, электроснабжение которых осуществляется отдельными питающими линиями 6-10 кВ и трансформаторными распределительными подстанциями (РТП). От РТП производится питание внутризаводской распределительной сети 6-10 кВ. Электроснабжение крупных коммунальных предприятий, таких как главной водопроводной станции и трамвайных подстанций, относящихся, как правило, к электроприемникам первой категории, также осуществляется с помощью самостоятельных питающих сетей 6-10 кВ, связанных с разными источниками питания.
Система электроснабжения крупного города в отличие от среднего характеризуется большим числом и мощностью источников питания. Мощность понижающих подстанций 110 кВ, связанных с энергосистемой, возрастает до 50-100 МВА и более, большое развитие получают сети 110 кВ.
Электроснабжение центральных районов города осуществляется за счёт сетей промежуточного напряжения 35 кВ и городских подстанций 35/6-10 кВ. Сеть 35 кВ выполняется, как правило, по радиальной резервируемой схеме. Подстанции 35/6 - 10 кВ имеют развитые распределительные устройства (РУ) 35 кВ, мощность подстанций может доходить до 30-40 МВА в зависимости от размеров города.
Для передачи электроэнергии непосредственно потребителям в центральные части города используются глубокие вводы высокого напряжения, которые включают в себя подстанции 110-220 кВ и питающие кабельные сети.
Выполнение остальных элементов системы аналогично рассмотренному выше примеру. Распределительная сеть 6-10 кВ характеризуется еще большей степенью автоматизации. Городские электрические сети напряжением
6-10 кВ характерны тем, что в любом из микрорайонов могут оказаться потребители всех категорий по надёжности. Для подключения городских подстанций с двумя трансформаторами номинальной мощностью до 630 кВА часто применяют двухлучевую схему с АВР на стороне низшего напряжения с контакторной автоматикой. При выходе из строя одного из лучей высшего напряжения или трансформатора нагрузка автоматически переключается на неповреждённый кабель и второй трансформатор. Данная схема надёжна в эксплуатации, обладает быстродействием (переключения производятся за 0,2-0,3с, а АВР на стороне высшего напряжения включается за 1-1,5с).
Кроме того, эта схема является самовосстанавливающейся: при возникновении напряжения на отключившейся линии схема приходит в исходное состояние без участия персонала.
В экспериментальном порядке в некоторых городах сооружаются и эксплуатируются участки сетей по замкнутой схеме, которые имеют высокую степень надёжности и большую пропускную способность, но требуют несколько большего расхода цветного металла, сложны в эксплуатации, требуют применения специальных видов релейной защиты. Для потребителей I категории приходится принимать специальные меры.
Из рассмотренного следует, что основные показатели системы электроснабжения города определяются его размерами, параметрами энергосистемы, характеристиками потребителей и другими местными особенностями.
Объектом электроснабжения является район города, состоящий из 12 микрорайонов. Все жилые дома выше 12 этажей и оборудованы электроплитами для приготовления пищи. В составе района также имеются общеобразовательные школы с количеством учащихся 1000 человек, районная больница, детский сад, торговые учреждения, милиция, общественные места питания, библиотека, АТС, ЖЭК. В данном проектируемом районе находятся потребители категорий I, II. Основой для расчета являются исходные данные:
Схематические планы застройки характерного микрорайона города и расположения группы микрорайонов – прилагаются к тексту задания.
Электроснабжение района будет осуществляться от п/ст Глубокого ввода 220/10кВ располагающегося в 3 км от рассматриваемого района. На шинах 10кВ данного источника питания расчетное значение тока КЗ равно 14 кА.
Приготовление пищи в жилых зданиях на электроплитах.
Подача горячей воды и отопление осуществляется от электропит. установки микрорайона.
2.1. Общие данные о нагрузке проектируемого района
Проектируемый район имеет общую площадь 197904 м2.
Примерно 55% от общей площади данного района занято жилыми зданиями, на остальных 45% располагаются общественные сооружения различного назначения.
Все жилые дома имеют высотность не менее 12 этажей.
Площадь одной квартиры находится в диапазоне от 35 до 90 м2, но в данном расчете принимается средняя площадь квартиры 70 м2.
Все квартиры считаются повышенной комфортности с электрическими плитами мощность до 10,5 кВт.
2.2. Расчет электрической нагрузки жилых зданий
Расчет электрических нагрузок производится от низших к высшим ступеням системы электроснабжения и включает два этапа: 1) определение нагрузки на вводе к каждому потребителю; 2) расчет на этой основе нагрузок отдельных элементов сети.
Расчетная нагрузка как потребителя, так и отдельных элементов сети принимается равной её вероятному (ожидаемому) максимальному значению за интервал времени 30 мин. Определение расчетных нагрузок жилых зданий основывается на использовании нагрузки одного потребителя, в качестве которого выступает семья или квартира при посемейном заселении домов.
Нормированные значения удельной нагрузки жилых квартир при разных видах кухонных плит для приготовления пищи и посемейном заселении квартир общей площадью до 70 м2 приведены для зимнего максимума. Удельные нагрузки квартир учитывают нагрузку освещения общедомовых помещений (лестничных клеток, подполий, технических этажей, чердаков и т.д.). Удельные нагрузки не учитывают силовую нагрузку общедомовых потребителей, освещение и силовую нагрузку встроенных (пристроенных) помещений общественного назначения, нагрузку рекламы, а также применение в квартирах бытовых кондиционеров, электроводонагревателей и электроотопления. Кроме того, удельные расчетные нагрузки не учитывают покомнатное расселение семей в квартире.
Расчетные электрические нагрузки на вводах в жилые здания определяются на основе сведений о количестве квартир, энергоносителях для приготовления пищи и количестве и номинальной мощности двигателей лифтовых установок. Количество квартир в жилом здании рассчитывается исходя из типовых решений, при которых в многосекционных жилых зданиях на одном этаже каждой жилой секции располагается 4 жилых квартиры. Число жилых секций (многосекционного жилого здания) может быть приблизительно определено исходя из размеров жилого здания по его фронтальной части и средней длины одной жилой секции в 20 - 25 м.
Расчетная электрическая нагрузка квартир, , приведенная к вводу жилого дома:
Расчётная реактивная мощность квартир ,, приведенная к вводу жилого дома:
где – удельная расчётная электрическая нагрузка электроприемников квартир (домов) [1, стр. 842]
Таблица №1. Удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир жилого здания, кВт/квартиру. [1, стр. 843]
ПотребителиЭлектроэнергии |
Количество квартир |
|||
|
60 |
100 |
200 |
400 |
|
|
Квартиры повышенной комфортности с электрическими плитами мощностью до 10,5 кВт |
2,8 |
1,95 |
1,83 |
1,72 |
* Примечание: Для данного случая рассматриваем только диапазон квартир от 60 до 400.
Расчетная нагрузка на вводе жилого здания (квартир и силовых электроприемников), кВт, определяется по выражению:
Расчетная электрическая нагрузка жилого дома , кВт:
Расчетная реактивная мощность жилого дома ,:
где – коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников. [1, стр. 843]
Полная расчетная мощность жилого дома , :
, где
Активная мощность лифтовых установок , :
Реактивная мощность лифтовых установок , :
где– коэффициент спроса по [1, стр. 844]
– количество лифтовых установок;
– установленная мощность электродвигателя лифтовой установки по паспорту;
Пример расчета для жилого дома №13:
– число этажей;
– число квартир на этаже;
Определяем количество лифтовых установок:
Общая площадь одного этажа равна 130*14=1820 м2, находим количе –
ство подъездов в доме 1820/(70*4) =6,4, соответственно, принимаем:
– число подъездов;
– количество лифтовых установок;
– число квартир в доме;
;
;
;
;
;
;
Расчёты для других жилых домов проводятся аналогично, и результаты расчета представлены в таблице №1.
Таблица №1
|
№ ж/д |
nэ |
nкв.э. |
nп |
nл |
nкв |
Ркв.уд. кВт/кв |
Ркв, кВт |
Qкв, квар |
k’c |
Pл, кВт |
Qл, квар |
Pр.ж.д. кВт |
Qр.ж.д. квар |
Sр.ж.д кВА |
|
13 |
13 |
4 |
6 |
6 |
312 |
1,83 |
571 |
114,2 |
0,75 |
31,5 |
36,9 |
599,3 |
147,4 |
617,2 |
|
14 |
14 |
4 |
4 |
4 |
224 |
1,83 |
409,9 |
81,98 |
0,8 |
22,4 |
26,2 |
430,1 |
105,6 |
442,8 |
|
16 |
16 |
4 |
7 |
7 |
448 |
1,72 |
770,6 |
154,1 |
0,75 |
36,75 |
43 |
803,6 |
192,8 |
826,4 |
|
17 |
17 |
4 |
4 |
4 |
272 |
1,83 |
497,8 |
99,55 |
0,8 |
28,8 |
33,7 |
523,7 |
129,9 |
539,5 |
|
18 |
18 |
4 |
8 |
8 |
576 |
1,72 |
990,7 |
198,1 |
0,75 |
54 |
63,2 |
1039 |
255 |
1070 |
|
22 |
22 |
4 |
4 |
8 |
352 |
1,83 |
644,2 |
128,8 |
0,75 |
54 |
63,2 |
692,8 |
185,7 |
717,2 |
|
23 |
23 |
4 |
4 |
8 |
368 |
1,83 |
673,4 |
134,7 |
0,75 |
54 |
63,2 |
722 |
191,6 |
747 |
|
24 |
24 |
4 |
7 |
14 |
672 |
1,67 |
1122 |
224,4 |
0,6 |
75,6 |
88,5 |
1190 |
304,1 |
1229 |
|
25 |
25 |
4 |
3 |
6 |
300 |
1,83 |
549 |
109,8 |
0,75 |
40,5 |
47,4 |
585,5 |
152,4 |
605 |
|
26 |
26 |
4 |
3 |
6 |
312 |
1,83 |
571 |
114,2 |
0,75 |
40,5 |
47,4 |
607,4 |
156,8 |
627,3 |
|
27 |
27 |
4 |
3 |
6 |
324 |
1,83 |
592,9 |
118,6 |
0,75 |
40,5 |
47,4 |
629,4 |
161,2 |
649,7 |
|
28 |
28 |
4 |
3 |
6 |
336 |
1,83 |
614,9 |
123 |
0,75 |
40,5 |
47,4 |
651,3 |
165,6 |
672,1 |
|
29 |
29 |
4 |
3 |
9 |
348 |
1,83 |
636,8 |
127,4 |
0,75 |
60,75 |
71,1 |
691,5 |
191,3 |
717,5 |
|
30 |
30 |
4 |
3 |
9 |
360 |
1,83 |
658,8 |
131,8 |
0,75 |
60,75 |
71,1 |
713,5 |
195,7 |
739,8 |
|
Σ |
5204 |
9880 |
2535 |
10200 |
2.3. Расчет электрической нагрузки общественных зданий.
Расчетные электрические нагрузки общественных зданий (помещений) следует принимать по проектам электрооборудования этих зданий; промышленных предприятий – по проектам электроснабжения предприятий или по соответствующим аналогам.
Пример расчета для общеобразовательной школы на 1000 учащихся со спортзалами, без электрифицированных столовых:
Пример расчета для универсама с кондиционерами (здание №5):
Общая площадь универсама:
Площадь торгового зала универсама:
Расчеты для других общественных зданий проводится аналогично, и результат расчета представлен в таблице №2.
Таблица №2
|
№ общ. здания |
Название общ. зд. |
Удельная Нагрузка |
Расчетные коэф-ты cosφ tgφ |
P, кВт |
Q, квар |
S, кВА |
|
|
1 |
Торговое учреждение |
0,25 |
0,8 |
0,75 |
67,2 |
50,4 |
84 |
|
2 |
Торговое учреждение |
0,25 |
0,8 |
0,75 |
67,2 |
50,4 |
84 |
|
3 |
Торговое учреждение |
0,25 |
0,8 |
0,75 |
67,2 |
50,4 |
84 |
|
4 |
Торговое учреждение |
0,25 |
0,8 |
0,75 |
75,6 |
56,7 |
94,5 |
|
5 |
Торговое учреждение |
0,25 |
0,8 |
0,75 |
138,6 |
103,95 |
173 |
|
6 |
McDonald (общественное питание (150 м) |
1,04 |
0,98 |
0,2 |
156 |
31,2 |
159 |
|
7 |
Здание Милиции |
0,043 |
0,9 |
0,48 |
12,4 |
6 |
13,8 |
|
8 |
АТС |
0,054 |
0,87 |
0,57 |
57,024 |
32,5 |
65,6 |
|
10 |
Столовая (600 мест) |
0,86 |
0,98 |
0,2 |
516 |
103,2 |
526 |
|
11 |
Библиотека |
0,043 |
0,9 |
0,48 |
34,4 |
16,512 |
38,2 |
|
12 |
ЖЭК |
0,043 |
0,9 |
0,48 |
25,8 |
12,4 |
28,6 |
|
19 |
Больница |
0,46 |
0,97 |
0,25 |
446,2 |
111,55 |
460 |
|
20 |
Детский сад |
0,46 |
0,97 |
0,25 |
460 |
115 |
474 |
|
21 |
Школа 1000 мест |
0,17 |
0,92 |
0,43 |
170 |
73,1 |
185 |
|
Σ |
2470 |
2.4. Определение расчетной нагрузки освещения.
В составе потребителей электроэнергии микрорайона города следует учитывать наружное освещение улиц, проездов, площадей, бульваров и внутриквартальных незастроенных территорий. Ориентировочные расчёты их электрических нагрузок могут быть сделаны по следующим данным:
Магистральные улицы районного значения, площади перед крупными общественными зданиями: 30 – 50 ;
Внутриквартальные территории: 1,2
Общая площадь микрорайона:
Расчетная активная мощность внешнего освещения внутриквартальных территорий микрорайона:
где – для внутриквартальных территорий
- коэффициент застройки, исходя из норм современного градостроения.
Расчетная активная мощность внешнего освещения улиц микрорайона:
где– для улиц
-периметр микрорайона, км
Расчетная активная мощность внешнего освещения микрорайона:
Расчетная реактивная мощность внешнего освещения микрорайона:
где ;– исходя из применения газоразрядных ламп
Расчетная активная нагрузка квартир микрорайона:
Расчетная реактивная нагрузка квартир микрорайона:
где - удельная расчётная электрическая нагрузка электроприемников 1000 квартир с электрическими плитами жилых зданий в городах с численностью населения свыше 100000 человек;
– количество квартир в микрорайоне;
– коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников;
Расчетные электрические нагрузки микрорайона в целом или его частей, включающих группы нескольких зданий, следует определять по суммарному количеству квартир, лифтовых установок жилых зданий, общественных зданий определённого назначения с учётом при этом соответствующих коэффициентов, характеризующих несовпадение максимумов нагрузок потребителей.
Расчетная активная нагрузка микрорайона:
Расчетная реактивная нагрузка микрорайона:
где- расчетные электрические нагрузки общественных зданий;
- коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий или жилых домов.
Таблица №3. Коэффициенты участия в максимуме нагрузки [1, стр. 846]
|
Название учреждения |
Торговое учреждение |
Общественное питание |
Детский сад |
Больница |
Организации и учреждения управления и т.д. |
Средние учебные заведения, библиотеки |
|
Коэф-т участия в максимуме нагрузки |
0,6 |
0,65 |
0,4 |
0,7 |
0,6 |
0,6 |
Таким образом, расчетная активная нагрузка микрорайона: Рмр=3642,8+0,9*31,5+0,6*67,2*3+0,6*75,6+156*0,65+0,65*516+0,4*460+
+0,6*34,4+0,6*170+0,7*446,2+0,6*95,224+54,36=5004,74 кВт
Расчетная реактивная нагрузка микрорайона:
Qмр=1056,4+0,9*36,86+0,6*50,4*3+0,6*103,95+31,2*0,65+0,65*103,2+0,4*115++0,6*16,512+0,6*73,1+0,7*111,55+0,6*50,9+55,45=1593,88 квар
2.5. Итоговые данные о потребляемой мощности в проектируемом районе.
Суммарная расчетная полная нагрузка микрорайона:
3.1. Исходные положения проектирования
Трансформаторные подстанции 10(6)-20/0,4 кВ выполняются с одним и двумя понижающими трансформаторами. Однотрансформаторные ТП по требованию надежности электроснабжения могут применяться как в жилых районах малоэтажной застройки, так и при зданиях до 16 этажей. Вместе с тем при зданиях 9 этажей и более может быть экономически обоснованным применение двухтрансформаторных ТП с трансформаторами мощностью по 400 или 630 кВА. При жилых зданиях 17 этажей и выше и наличии крупных общественных зданий, относящихся к первой категории, по требованиям надежности электроснабжения должны применяться ТП мощностью 2*630 кВА (10(6)-20 кВ) и в отдельных случаях 2*1000 кВА.
Анализ и определение экономической мощности ТП осуществляются при учете технико-экономических показателей не только ТП, но и распределенных сетей напряжением до 1 кВ, питающихся от ТП, и участка сетей 10(6)-20 кВ. Основной исходной информацией, определяющей экономическую мощность ТП, является поверхностная плотность нагрузок, конструктивное выполнение ТП и линий напряжением до 1 кВ, а также стоимость основного электрооборудования. Нормы рекомендуют следующие установленные мощности трансформаторов отдельно стоящих ТП 10(6)/0,4 кВ:
при плотности нагрузок – 0,8 -1,0 МВт/км2 – 1*160 кВ*А;
1,0 -2,0 МВт/км2 – 1*250 кВ*А;
2,0 -5,0 МВт/км2 – 1*400 кВ*А;
5,0 -8,0 МВт/км2 – 1*630 кВ*А;
8,0 и более МВт/км2 – 2*630 кВ*А;
3.2. Выбор мощности и типа трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ.
Рассчитаем поверхностную плотность нагрузки данного микрорайона:
МВт/км2
МВА/км2
> 8 МВА/км2
Экономическая наибольшая нагрузка, кВ*А, отдельно стоящих ТП 10(6)-20/0,4 кВ и количество питающихся от неё одноцепных кабельных линий 0,4 кВ могут быть определены по выражениям:
,кВА
кВА
SЭТП > 1000 кВА
В жилых районах городов не рекомендуется массовое применение трансформаторов 10/0,38 кВ более крупных, чем 630 кВА. Такие обоснованные рекомендации обусловлены необходимостью располагать трансформаторы относительно легко транспортируемыми в условиях городской застройки. Таким образом при SЭТП >1000 кВА целесообразно устанавливать в городских ТП два трансформатора по 630 кВА (1000 кВА). Следовательно, двухтрансформаторные ТП могут применяться не только по требованиям надежности электроснабжения, но и по условиям экономичности с учетом условий эксплуатации, а также облегчения электроаппаратуры на стороне 380В.
При взаимном резервировании трансформаторов городских ТП 10/0,38 кВ выбор номинальной мощности этих трансформаторов производится с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном режиме до 160%. В схемах РЭС, где отсутствует такое резервирование трансформаторов, допускаются систематические перегрузки до 150-170%.
Исходя из условий взаимного резервирования, целесообразно устанавливать двухтрансформаторные ТП с номинальной мощностью трансформаторов 630 кВА, 1000 кВА и так, чтобы при выходе из строя одного трансформатора ТП второй трансформатор отдельно или с трансформаторами соседних ТП, резервируемых по линиям НН, работая некоторое время с перегрузкой смог(ли) пропустить всю мощность необходимую потребителю.
Sп/авТП = Sном ТР1,8 = 6301,8 = 1134 кВА
Sп/авТП = Sном ТР1,8 = 10001,8 = 1800 кВА
В данном микрорайоне находятся здания более 17 этажей с нагрузкой более 1200 кВА соответственно, возле таких зданий целесообразно сооружать ТП мощностью 1000 кВА.
> 8 МВА/км2 ТП - 2630 (1000) кВА
кВА
SЭТП > 1000 кВА
Sр м-на = 5252,42 кВА
Ориентировочное количество ТП:
Принимаем 3ТП (21000 кВА) и 1ТП (2630 кВА) (1 Вариант)
Принимаем 10ТП (2630 кВА) (2 Вариант)
Экономически целесообразное расположение ТП на территории микрорайона приблизительно соответствует «центру нагрузок», питаемых каждой подстанцией. «Центр нагрузок» определяется аналогично центру тяжести на плоскости, где расположены силы веса некоторой группы масс, ТП должна располагаться вблизи внутриквартальных проездов на расстоянии не менее 15 м от зданий, но не должна сооружаться в центральных частях зон озеленения, отдыха, спорт- и детских площадок и т.п. так же, как и на «красной линии» квартала. Если одно из зданий рассматриваемой зоны имеет существенно большую расчетную нагрузку, то ТП следует располагать вблизи такого здания.
Перед тем, как выбрать экономически целесообразное расположение ТП на территории микрорайона необходимо выбрать четыре (по количеству ТП) группы потребителей, мощности нагрузок которых будут приблизительно равны. С учетом особенностей планировки, застройки и распределения нагрузок данного микрорайона можно выделить следующие четыре группы потребителей, которые будут обслуживаться ТП:
ТП1 обслуживает общественные здания № 1,2,3,4,5(торговые учреждения), 7(милиция), 8(АТС), 10(столовая), 11(библиотека), 12(ЖЭК), 19(больница).
Суммарная активная расчетная электрическая нагрузка всех общественных зданий, обслуживаемых ТП1 определяется по следующей формуле:
Рр ТП1 = куРр библиотека + 5куРр торговых учр.+ куРр больница + куРр милиция +куРр.АТС.+ куРр ЖЭК + куРр д.столовая
Рр ТП1 = 0,6*34,4 + 0,6*(3*67,2+75,6+138,6) + 0,7*446,2 + 0,6*12,4 + 0,6*57,024 + 0,6*25,8 + 0,65*516= 975 кВт
Суммарная реактивная расчетная электрическая нагрузка всех общественных зданий, обслуживаемых ТП1 определяется по следующей формуле:
Qр ТП1= куРр библиотекаtg библиотека + 5куРр торговых учр.tgторговых учр.+ куРр больница tg больница + куРр милиция tg милиция + куРр АТС tg АТС + куРр ЖЭК
tgЖЭК + куРр столовая tg столовая
Qр ТП1 = 0,6*16,512 + 0,6*(3*50,4+56,7+103,95) + 0,7*111,55 + 0,6*6 + 0,6*32,5 + 0,6*12,4 + 0,65*103,2=373 квар
Полная суммарная расчетная электрическая нагрузка зданий, обслуживаемых ТП1 определяется по формуле:
кВА
Коэффициент загрузки ТП1 рассчитывается по следующей формуле:
Расчет для других ТП проводится аналогично, и результат расчета представлен в таблице №4.
Таблица №4 (Вариант №1)
|
№ ТП |
Пропускаемая мощность, кВА |
Коэффициент загрузки ТП |
|
ТП1 (1,2,3,4,5(торговые учреждения), 7(милиция), 8(АТС), 10(столовая), 11(библиотека), 12(ЖЭК), 19(больница)) |
1044 |
0,8 |
|
ТП2 (6 (МcDonalds), 18,22,23 (жилые дома), 20 (детский сад), 21 (школа)) |
1549 |
0,8 |
|
ТП3 (24, 25, 26, 28, 29 (жилые дома)) |
1694 |
0,8 |
|
ТП4 (13, 14, 16, 17, 27, 30 (жилые дома)) |
1659 |
0,8 |
Таблица №4 (Вариант №2)
|
№ ТП |
Пропускаемая мощность, кВА |
Коэффициент загрузки ТП |
|
ТП1 (1,2,3,4,5(торговые учреждения), 7(милиция), 8(АТС), 10(столовая), 11(библиотека), 12(ЖЭК), 19(больница)) |
1044 |
0,8 |
|
ТП2 (18 жилой дом (только 5 подъездов), 20 (детский сад), 6 (McDonalds)) |
961,7 |
0,8 |
|
ТП3 (22, 18 (только 3 подъезда) (жилые дома)) |
934,5 |
0,8 |
|
ТП4 (23, 24 (только 2 подъезда) (жилые дома)) |
947 |
0,8 |
|
ТП5 (25 (половина), 24 (только 5 подъездов) (жилые дома)) |
989,9 |
0,8 |
|
ТП6 (29, 25 (половина) (жилые дома)) |
990,8 |
0,8 |
|
ТП7 (27, 17 (1/2), 30 (1/2) жилые дома)) |
1019,2 |
08 |
|
ТП8 (26, 28 жилые дома) |
1002,4 |
0,8 |
|
ТП9 (21 (школа), 12 (библиотека), 12,14 (жилые дома)) |
1050,08 |
0,8 |
|
ТП10 (16, 17 (1/2) жилые дома) |
975,28 |
0,8 |
Расчет центров нагрузок групп потребителей проводится с учетом следующих условий:
;
где - координаты «центра нагрузок», соответственно по
горизонтальной и вертикальной осям координат.
- сумма расчетных нагрузок, питающихся от одной ТП.
Пример расчета координат «центра нагрузок» группы потребителей, обслуживаемых ТП3 (Вариант №1):
Расчет для остальных ТП проводится аналогично, и результат расчета сведен в таблицу №5.
Таблица №5 (Вариант №1)
|
Ось\ № ТП |
ТП1 |
ТП2 |
ТП3 |
ТП4 |
|
X , см |
7,144 |
4,271 |
10,73 |
16 |
|
Y , см |
3,949 |
14,37 |
22,69 |
15 |
Окончательное расположение всех ТП (Вариант 1) представлено на рис.1:
Таблица №5 (Вариант №2)
|
№ТП/ Ось |
ТП1 |
ТП2 |
ТП3 |
ТП4 |
ТП5 |
ТП6 |
ТП7 |
ТП8 |
ТП9 |
ТП10 |
|
X , см |
7,144 |
4,3 |
2,7 |
5,4 |
9,5 |
11 |
15,5 |
13 |
13,5 |
17,3 |
|
Y , см |
3,949 |
10,3 |
14,7 |
21,8 |
23 |
23 |
19,4 |
19,8 |
12,2 |
12 |
Окончательное расположение всех ТП (Вариант 2) представлено на рис.2:
Внутриквартальные трассы линий намечаются с учётом выбранного расположения ТП и расположения зданий микрорайона. Эти трассы должны в основном располагаться вдоль контуров зданий, под пешеходными дорожками, по возможности, не пересекать зоны озеленения, спортивные и детские площадки и т.п.
Здания в непосредственной близости, от которых располагается ТП, следует питать отдельными линиями и не включать эти здания в магистральные схемы.
Для прокладки в сети 380 В выбран кабель с пластмассовой изоляцией, алюминиевой оболочкой и шлангом из поливинилхлоридного пластиката типа ААШв.
Магистраль, питающая группу потребителей, разбивается на два участка. Первый участок, рассчитанный на всю нагрузку группы потребителей, выполняется более крупным сечением, чем сечение второго участка, рассчитанного на часть нагрузки.
3.3.1. Выбор сечений жил кабелей 380 В
Расчет электрических нагрузок КЛ 380 В
С учетом ограничений по сечению КЛ (Fмакс = 185 мм2 для распределительных сетей 0,38 кВ) можно рассчитать максимально-допустимую нагрузку КЛ 0,38 кВ. Максимально-допустимая нагрузка КЛ рассчитывается по следующей формуле
,
где Iдоп – приведенный допустимый длительный ток для кабеля сечением 185 мм2 с алюминиевыми жилами и пластмассовой изоляцией, А;
Iдоп = Iдопk1k2k3k4 = 3851,151,110,90,92 = 406,9 А
где k1 – коэффициент перегрузки (для кабелей с пластмассовой изоляцией принимается k1 = 1,15); k2 – поправочный коэффициент на токи для кабелей в зависимости от температуры земли принимается k2 = 1,11); k3 – поправочный коэффициент на токи для кабелей в зависимости от количества кабелей, лежащих рядом в земле (для двух кабелей, лежащих рядом на расстоянии 100 мм k3 = 0,9); k4 – поправочный коэффициент на количество жил кабеля (для четырехжильных кабелей k4 = 0,92).
= 406,91,730,381 = 291 кВА
Исходя из максимально-допустимой нагрузки КЛ выбираем группы потребителей, которые будут питаться от отдельных магистральных КЛ.
Пример выбора кабеля для линии ТП1-1(Вариант 1):
Определяем полную нагрузку передающуюся по КЛ:
Рр, ТП1-1= ky*Pp8 + ky*Pp, 7 + ky*Pp, 1 + ky*Pp, 2 + ky*Pp, 3
Qр, ТП1-1=ky*Qp8*tgφ p8+ky*Qp7*tgφ 7+ ky*Qp1*tgφ p1+ ky*Qp2*tgφ p2+ ky*Qp3*tgφ p3
S р, ТП1-1=( Рр, ТП1-1’2+ Qр, ТП1-1’2)0,5
Рр, ТП1-1= 57,024*0,6+12,4*0,7+67,2*0,6+67,2*2*0,6=163 кВт
Qр, ТП1-1 = 0,6*32,5+6*0,7+50,4*3*0,6= 114,42 квар
S р, ТП1-1=(1632+114,422)0,5=199,9 кВА
Выбор сечений жил КЛ по экономической плотности тока.
В распределительных сетях 380 В будет применяться четырехжильный кабель с алюминиевыми жилами и пластмассовой изоляцией.
Экономически целесообразное сечение F, мм2, определяется из соотношения
F = Iрасч / jэк ,
где Iрасч – расчетный ток в час максимума энергосистемы, А; jэк – нормированное значение экономической плотности тока, А/мм2, для заданных условий работы (3000 ч Tнб 5000 ч).
Сечение, полученное в результате расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения. Расчетный ток принимается для нормального режима работы, т.е. увеличение тока в послеаварийных и ремонтных режимах не учитывается.
Расчет наибольшего тока в нормальном режиме работы:
,
где S – мощность нагрузки кабеля, кВА; Uном – номинальное напряжение кабеля, кВ; n – количество кабелей
А
Расчет экономически целесообразного сечения
Fэк = Iрасч / jэк
Fэк1 = Iрасч1 / jэк = 142/1,7 = 83,53 мм2
Округление результатов до ближайшего стандартного сечения
F1 = 95 мм2
Выбор сечений остальных КЛ проводится аналогично, и результат представлен в таблице №6.
Выбор сечений КЛ по нагреву.
Проводники любого назначения должны удовлетворять требованиям в отношении предельно допустимого нагрева с учетом не только нормальных, но и послеаварийных режимов, а также режимов в период ремонта и возможных неравномерностей распределения тока между линиями, секциями шин и т.п. При проверке на нагрев принимается получасовой максимум тока, наибольший из средних получасовых токов данного элемента сети. В качестве послеаварийного режима принимается режим при повреждении одного луча магистрали.
Расчет наибольшего тока в послеаварийном режиме работы:
,
где S п/ав – мощность нагрузки кабеля в послеаварийном режиме работы, кВА; Uном – номинальное напряжение кабеля, кВ; n п/ав – количество кабелей в послеаварийном режиме работы.
А
где - допустимый длительный ток для кабелей с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой или алюминиевой оболочке, прокладываемых в земле.
- коэффициент прокладки, учитывающий число кабелей, проложенных в траншее, приведённый в табл.
Поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле (в трубах или без труб) :
|
Расстояние между кабелями в свету, |
Коэффициент при количестве кабелей |
|||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
100 |
1 |
0,9 |
0,85 |
0,8 |
0,78 |
0,75 |
- поправочные коэффициенты на токи при расчётной температуре среды +5С для Москвы определены ниже:
Допустимые длительные токи для кабелей напряжением до 35 кВ с изоляцией из пропитанной кабельной бумаги в свинцовой, алюминиевой или поливинилхлоридной оболочке приняты в соответствии с допустимыми температурами жил кабелей.
Номинальное напряжение, кВ………………до 3 10
Допустимая температура жилы кабеля, С…+80 +60
Поправочные коэффициенты на токи………..1,08 1,12
Для кабелей, проложенных в земле, допустимые длительные токи приняты из расчёта прокладки в траншее на глубине 0,7 – 1,0 м не более одного кабеля при температуре земли +15 С и удельном сопротивлении земли 120
Следовательно, выбираем сечение жил кабеля 95 мм
Выбор сечений остальных КЛ проводится аналогично, и результат представлен в таблице №6.
Таблица №6 (Вариант №1)
|
№ линии |
S, кВА |
Iн.р. А |
Iп.а.в А |
Fэк, мм2 |
Iдоп.н.р. А |
Iдоп.п.а.в. А |
F,мм2 |
Число кабелей |
|
1 |
199,9 |
142 |
285 |
83,53 |
176,256 |
286,4 |
95 |
2 |
|
2 |
151,2 |
109,12 |
218,24 |
64,19 |
176,256 |
286,4 |
95 |
2 |
|
3 |
84 |
60,622 |
121,24 |
35,66 |
176,256 |
286,4 |
95 |
2 |
|
4 |
94,5 |
68,2 |
136,4 |
40,12 |
176,256 |
286,4 |
95 |
2 |
|
5 |
835,6 |
201,02 |
402,04 |
118,2 |
253,368 |
411,7 |
185 |
6 |
|
6 |
459,9 |
110,64 |
221,29 |
65,08 |
176,256 |
286,4 |
95 |
6 |
|
7 |
183,2 |
132,18 |
264,37 |
77,76 |
176,256 |
286,4 |
95 |
2 |
|
8 |
160,7 |
115,94 |
231,88 |
68,2 |
176,256 |
286,4 |
95 |
2 |
|
9 |
94,5 |
68,2 |
136,4 |
40,12 |
176,256 |
286,4 |
95 |
2 |
|
10 |
28,63 |
20,658 |
41,317 |
12,15 |
176,256 |
286,4 |
95 |
2 |
|
11 |
325,4 |
117,42 |
234,84 |
69,07 |
253,368 |
411,7 |
95 |
4 |
|
12 |
634 |
152,51 |
305,02 |
89,71 |
253,368 |
411,7 |
185 |
6 |
|
13 |
413,2 |
140 |
280 |
82,35 |
176,256 |
286,4 |
95 |
4 |
|
14 |
826,4 |
198,8 |
397,6 |
116,9 |
253,368 |
411,7 |
185 |
6 |
|
15 |
864,8 |
208,05 |
416,1 |
122,4 |
253,368 |
411,7 |
185 |
6 |
|
16 |
1102 |
198,83 |
265,11 |
117 |
253,368 |
411,7 |
185 |
8 |
|
17 |
833,7 |
200,56 |
401,12 |
118 |
253,368 |
411,7 |
185 |
6 |
|
18 |
739,9 |
177,98 |
355,96 |
104,7 |
253,368 |
411,7 |
185 |
6 |
|
19 |
627,3 |
150,91 |
301,82 |
88,77 |
253,368 |
411,7 |
185 |
6 |
|
20 |
779,6 |
187,54 |
375,09 |
110,3 |
253,368 |
411,7 |
185 |
6 |
|
21 |
717,5 |
172,6 |
345,19 |
101,5 |
253,368 |
411,7 |
185 |
6 |
|
22 |
605 |
145,54 |
291,09 |
85,61 |
253,368 |
411,7 |
185 |
6 |
|
23 |
1228 |
221,6 |
295,47 |
130,4 |
253,368 |
411,7 |
185 |
8 |
|
24 |
747 |
179,7 |
359,4 |
105,7 |
253,368 |
411,7 |
185 |
6 |
|
25 |
878,5 |
205,4 |
411 |
120,8 |
253,368 |
411,7 |
185 |
6 |
|
26 |
185,1 |
133,55 |
267,1 |
78,56 |
176,256 |
286,4 |
95 |
2 |
|
27 |
474,2 |
114,06 |
228,13 |
67,1 |
176,256 |
286,4 |
95 |
6 |
|
28 |
1173 |
211,66 |
282,22 |
124,5 |
253,368 |
411,7 |
185 |
8 |
|
29 |
638,2 |
153,54 |
307,08 |
90,32 |
253,368 |
411,7 |
185 |
6 |
|
30 |
159,1 |
114,81 |
229,63 |
67,54 |
176,256 |
286,4 |
95 |
4 |
Из-за различных электрических нагрузок отдельных линий, выбранные сечения жил кабелей могут охватывать значительную часть шкалы стандартных номинальных сечений. Такое многообразие сечение в пределах одной ТП затрудняет и удорожает монтажные работы и эксплутационные работы.
Поэтому целесообразно осуществлять экономически оправданную унификацию сечений жил кабелей.
В данном микрорайоне в сетях 380В применяем стандартные сечения жил кабелей 95 и 185 мм2.
Таблица №6 (Вариант №2)
|
№ линии |
S, кВА |
Iн.р. А |
Iп.а.в А |
Fэк, мм2 |
Iдоп.н.р. А |
Iдоп.п.а.в. А |
F,мм2 |
Число кабелей |
|
1 |
199,9 |
144,23 |
288,46 |
84,84 |
176,256 |
286,4 |
95 |
2 |
|
2 |
151,2 |
109,12 |
218,24 |
64,19 |
176,256 |
286,4 |
95 |
2 |
|
3 |
84 |
60,622 |
121,24 |
35,66 |
176,256 |
286,4 |
95 |
2 |
|
4 |
94,5 |
68,2 |
136,4 |
40,12 |
176,256 |
286,4 |
95 |
2 |
|
5 |
835,6 |
201,02 |
402,04 |
118,2 |
253,368 |
411,7 |
185 |
6 |
|
6 |
459,9 |
165,96 |
331,93 |
97,63 |
253,368 |
411,7 |
185 |
4 |
|
7 |
183,2 |
132,18 |
264,37 |
77,76 |
176,256 |
286,4 |
95 |
2 |
|
8 |
160,7 |
115,94 |
231,88 |
68,2 |
176,256 |
286,4 |
95 |
2 |
|
9 |
94,5 |
68,2 |
136,4 |
40,12 |
176,256 |
286,4 |
95 |
2 |
|
10 |
28,6 |
20,64 |
41,281 |
12,14 |
176,256 |
286,4 |
95 |
2 |
|
11 |
325,8 |
117,55 |
235,1 |
69,15 |
176,256 |
286,4 |
95 |
4 |
|
12 |
634,4 |
152,6 |
305,21 |
89,77 |
253,368 |
411,7 |
185 |
6 |
|
13 |
332,4 |
119,94 |
239,89 |
70,56 |
176,256 |
286,4 |
95 |
4 |
|
14 |
185 |
133,51 |
267,02 |
78,54 |
176,256 |
286,4 |
95 |
2 |
|
15 |
413,2 |
149,1 |
298,2 |
87,71 |
253,368 |
411,7 |
185 |
4 |
|
16 |
269,8 |
194,71 |
389,42 |
114,5 |
253,368 |
411,7 |
185 |
2 |
|
17 |
269,8 |
194,71 |
389,42 |
114,5 |
253,368 |
411,7 |
185 |
2 |
|
18 |
735,6 |
176,96 |
353,92 |
104,1 |
253,368 |
411,7 |
185 |
6 |
|
19 |
369,9 |
133,48 |
266,95 |
78,52 |
176,256 |
286,4 |
95 |
4 |
|
20 |
627,3 |
150,9 |
301,81 |
88,77 |
253,368 |
411,7 |
185 |
6 |
|
21 |
672,1 |
161,68 |
323,36 |
95,11 |
253,368 |
411,7 |
185 |
6 |
|
22 |
302,5 |
109,16 |
218,31 |
64,21 |
176,256 |
286,4 |
95 |
4 |
|
23 |
869,9 |
104,64 |
410 |
61,55 |
253,368 |
411,7 |
185 |
6 |
|
24 |
302,5 |
202 |
404 |
118,8 |
253,368 |
411,7 |
185 |
2 |
|
25 |
369,9 |
133,48 |
266,95 |
78,52 |
176,256 |
286,4 |
95 |
4 |
|
26 |
878 |
205,2 |
410,23 |
120,7 |
253,368 |
411,7 |
185 |
6 |
|
27 |
351 |
126,66 |
253,31 |
74,5 |
176,256 |
286,4 |
95 |
4 |
|
28 |
747 |
179,7 |
359,4 |
105,7 |
253,368 |
411,7 |
185 |
6 |
|
29 |
717,2 |
172,53 |
345,06 |
101,5 |
253,368 |
411,7 |
185 |
6 |
|
30 |
401,2 |
144,77 |
289,54 |
85,16 |
253,368 |
411,7 |
185 |
4 |
|
31 |
474 |
171,04 |
342,08 |
100,6 |
253,368 |
411,7 |
185 |
4 |
|
32 |
772,1 |
185,74 |
371,48 |
109,3 |
253,368 |
411,7 |
185 |
6 |
|
33 |
159 |
114,75 |
229,5 |
67,5 |
176,256 |
286,4 |
95 |
2 |
|
34 |
553,8 |
199,84 |
399,67 |
117,6 |
253,368 |
411,7 |
185 |
4 |
3.3.2. Проверка выбранных сечений по допустимым потерям
напряжения.
Допустимые потери напряжения в сетях 0,38 кВ в нормальных режимах равны 4-6%. Потери напряжения во внутренних сетях 380В составляют 3-5%.
Потери напряжения определяем по следующей формуле:
где - активное и реактивное сопротивление на единицу длины линии;
l – длина линии
%
Пример расчета приведен для здания №19 (Больница):
Суммарная потеря напряжения от ТП1 до здания №19 (больница) будет складываться из потерь напряжения на головном участке и на участке, следующим за ним.
Потеря напряжения на головном участке – КЛ №6:
% =0,68 %
Для остальных КЛ проверка по потерям напряжения проводится аналогично, и результат расчета представлен в таблице №7.
Таблица №7. (Вариант №1)
|
№ линии |
Длина линии, м |
Кол. КЛ |
Сечение, мм2 |
r0, км |
x0, км |
P, кВт |
Q, квар |
ΔU, В |
ΔU, % |
|
1 |
35,1 |
2 |
95 |
0,329 |
0,06 |
163,85 |
114,42 |
2,67 |
0,7 |
|
2 |
32,4 |
2 |
95 |
0,329 |
0,06 |
120,96 |
90,72 |
1,83 |
0,48 |
|
3 |
16,2 |
2 |
95 |
0,329 |
0,06 |
67,2 |
50,4 |
0,51 |
0,13 |
|
4 |
29,7 |
2 |
95 |
0,329 |
0,06 |
75,6 |
56,7 |
1,05 |
0,28 |
|
5 |
54 |
6 |
185 |
0,169 |
0,06 |
796,9 |
251,4622 |
3,37 |
0,89 |
|
6 |
40,5 |
6 |
95 |
0,329 |
0,06 |
446,2 |
111,55 |
2,59 |
0,68 |
|
7 |
16,2 |
2 |
95 |
0,329 |
0,06 |
149,16 |
106,2972 |
1,12 |
0,3 |
|
8 |
18,9 |
2 |
95 |
0,329 |
0,06 |
128,52 |
96,39 |
1,14 |
0,3 |
|
9 |
81 |
2 |
95 |
0,329 |
0,06 |
75,6 |
56,7 |
2,86 |
0,75 |
|
10 |
32,4 |
2 |
95 |
0,329 |
0,06 |
25,8 |
12,4 |
0,37 |
0,1 |
|
11 |
94,5 |
4 |
95 |
0,329 |
0,06 |
315,13 |
81,14 |
6,41 |
1,69 |
|
12 |
54 |
6 |
185 |
0,169 |
0,06 |
614,78 |
154,84 |
2,55 |
0,67 |
|
13 |
94,5 |
4 |
95 |
0,329 |
0,06 |
401,8 |
96,4 |
8,15 |
2,14 |
|
14 |
48,6 |
6 |
185 |
0,169 |
0,06 |
803,6 |
192,8 |
2,98 |
0,79 |
|
15 |
27 |
6 |
185 |
0,169 |
0,06 |
839 |
209,84 |
1,74 |
0,46 |
|
16 |
18,9 |
8 |
185 |
0,169 |
0,06 |
1068 |
271,84 |
1,16 |
0,31 |
|
17 |
40,5 |
6 |
185 |
0,169 |
0,06 |
805,74 |
214,14 |
2,51 |
0,66 |
|
18 |
59,4 |
6 |
185 |
0,169 |
0,06 |
713,5 |
195,7 |
3,28 |
0,86 |
|
19 |
54 |
6 |
185 |
0,169 |
0,06 |
607,4 |
156,8 |
2,52 |
0,66 |
|
20 |
27 |
6 |
185 |
0,169 |
0,06 |
755,22 |
193,44 |
1,57 |
0,41 |
|
21 |
48,6 |
6 |
185 |
0,169 |
0,06 |
691,5 |
191,3 |
2,6 |
0,68 |
|
22 |
35,1 |
6 |
185 |
0,169 |
0,06 |
585,5 |
152,4 |
1,58 |
0,42 |
|
23 |
54 |
8 |
185 |
0,169 |
0,06 |
1190 |
304,1 |
3,7 |
0,97 |
|
24 |
81 |
6 |
185 |
0,169 |
0,06 |
722 |
191,6 |
4,51 |
1,19 |
|
25 |
67,5 |
6 |
185 |
0,169 |
0,06 |
848,88 |
226,38 |
4,42 |
1,16 |
|
26 |
81 |
2 |
95 |
0,329 |
0,06 |
170 |
73,1 |
6,11 |
1,61 |
|
27 |
94,5 |
6 |
95 |
0,329 |
0,06 |
460 |
115 |
6,23 |
1,64 |
|
28 |
13,5 |
8 |
185 |
0,169 |
0,06 |
1140,4 |
275,28 |
0,88 |
0,23 |
|
29 |
135 |
6 |
185 |
0,169 |
0,06 |
620,9 |
147,78 |
6,4 |
1,68 |
|
30 |
48,6 |
4 |
95 |
0,329 |
0,06 |
156 |
31,2 |
1,62 |
0,43 |
Таблица №7 (Вариант №2).
|
№ линии |
Длина линии, км |
Кол. КЛ |
Сечение, мм2 |
r0, км |
x0, км |
P, кВт |
Q, квар |
ΔU, В |
ΔU, % |
|
1 |
0,036 |
2 |
95 |
0,329 |
0,06 |
164 |
114 |
5,5 |
1,44 |
|
2 |
0,036 |
2 |
95 |
0,329 |
0,06 |
121 |
90,7 |
4,1 |
1,07 |
|
3 |
0,018 |
2 |
95 |
0,329 |
0,06 |
67,2 |
50,4 |
1,1 |
0,3 |
|
4 |
0,036 |
2 |
95 |
0,329 |
0,06 |
75,6 |
56,7 |
2,5 |
0,67 |
|
5 |
0,07 |
6 |
185 |
0,169 |
0,06 |
797 |
251 |
21 |
5,7 |
|
6 |
0,04 |
4 |
185 |
0,169 |
0,06 |
446 |
112 |
8,2 |
2,16 |
|
7 |
0,016 |
2 |
95 |
0,329 |
0,06 |
149 |
106 |
2,2 |
0,58 |
|
8 |
0,018 |
2 |
95 |
0,329 |
0,06 |
129 |
96,4 |
2,2 |
0,57 |
|
9 |
0,08 |
2 |
95 |
0,329 |
0,06 |
75,6 |
56,7 |
5,7 |
1,49 |
|
10 |
0,02 |
2 |
95 |
0,329 |
0,06 |
25,8 |
12,4 |
0,5 |
0,12 |
|
11 |
0,09 |
4 |
95 |
0,329 |
0,06 |
316 |
79 |
21 |
5,7 |
|
12 |
0,04 |
6 |
185 |
0,169 |
0,06 |
615 |
154 |
11 |
2,98 |
|
13 |
0,06 |
4 |
95 |
0,329 |
0,06 |
322 |
80,6 |
17 |
4,38 |
|
14 |
0,1 |
2 |
95 |
0,329 |
0,06 |
179 |
44,9 |
15 |
4,06 |
|
15 |
0,1 |
4 |
185 |
0,169 |
0,06 |
401 |
100 |
18 |
4,85 |
|
16 |
0,054 |
2 |
185 |
0,169 |
0,06 |
262 |
65,4 |
6,5 |
1,71 |
|
17 |
0,048 |
2 |
185 |
0,169 |
0,06 |
262 |
65,4 |
5,8 |
1,52 |
|
18 |
0,016 |
6 |
185 |
0,169 |
0,06 |
714 |
178 |
5,3 |
1,38 |
|
19 |
0,05 |
4 |
95 |
0,329 |
0,06 |
359 |
89,7 |
15 |
4,06 |
|
20 |
0,04 |
6 |
185 |
0,169 |
0,06 |
608 |
152 |
11 |
2,95 |
|
21 |
0,01 |
6 |
185 |
0,169 |
0,06 |
652 |
163 |
3 |
0,79 |
|
22 |
0,04 |
4 |
95 |
0,329 |
0,06 |
293 |
73,4 |
10 |
2,66 |
|
23 |
0,03 |
6 |
185 |
0,169 |
0,06 |
844 |
211 |
12 |
3,06 |
|
24 |
0,03 |
2 |
185 |
0,169 |
0,06 |
293 |
73,4 |
4 |
1,07 |
|
25 |
0,044 |
4 |
95 |
0,329 |
0,06 |
359 |
89,7 |
14 |
3,57 |
|
26 |
0,014 |
6 |
185 |
0,169 |
0,06 |
852 |
213 |
5,5 |
1,44 |
|
27 |
0,03 |
4 |
95 |
0,329 |
0,06 |
340 |
85,1 |
8,8 |
2,31 |
|
28 |
0,01 |
6 |
185 |
0,169 |
0,06 |
725 |
181 |
3,3 |
0,88 |
|
29 |
0,042 |
6 |
185 |
0,169 |
0,06 |
696 |
174 |
13 |
3,54 |
|
30 |
0,05 |
4 |
185 |
0,169 |
0,06 |
389 |
97,3 |
9 |
2,36 |
|
31 |
0,09 |
4 |
185 |
0,169 |
0,06 |
460 |
115 |
19 |
5,01 |
|
32 |
0,07 |
6 |
185 |
0,169 |
0,06 |
749 |
187 |
22 |
5,7 |
|
33 |
0,04 |
2 |
95 |
0,329 |
0,06 |
154 |
38,6 |
5,3 |
1,4 |
|
34 |
0,012 |
4 |
185 |
0,169 |
0,06 |
537 |
134 |
3 |
0,78 |
3.4. Расчет затрат на сооружения сети 0,4 кВ:
(3 ТП – 2*1000 кВА и 1 ТП – 2*630 кВА) Вариант №1
З=Eн*∆K+ΔИ+ΔЗпот
Eн=0.12 – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;
∆K – суммарные единовременные капиталовложения (тыс. руб.);
ΔИ – суммарные единовременные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание (тыс.руб.);
ΔЗпот – суммарные затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии (тыс. руб.);
Стоимость прокладки кабельных линий, (тыс. руб.);
Kкл=k0кл*Lкл
k0кл – стоимость прокладки двух кабелей, (тыс. руб/км)
Lкл – длина кабельной линии, (км)
Затраты на сооружение БКТП:
∑Ктп=nтп*kтп, (тыс. руб.) – суммарные капиталовложения на сооружения ТП.
nтп – число ТП
Стоимость БКТП-ЕС, (тыс. руб.), Таблица №8.
|
nтп |
Установленная мощность трансформаторов, кВА |
kтп, тыс. руб. |
Ктп, тыс.руб. |
|
3 |
2*1000 |
2100 |
6300 |
|
1 |
2*630 |
1850 |
1850 |
|
∑Ктп, тыс. руб |
8150 |
Суммарные ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание:
И1000=0,063*∑Ккл+0,094* Ктп
И1000=0,063*2405,1+0,094*8150=917,621 тыс.руб/год
Определим суммарные потери активной мощности в сети 0,4 кВ:
Потери мощности в кабельных линиях:
∆Pкл=(Pкл2+Qкл2)*rкл/Uном2, (кВт)
Пример расчета для кабельной линии №1:
Pкл=164 кВт
Qкл=114 кВт
rкл=0,0066 Ом
∆Pкл=(1642+1142)*0,0115/380=0,28 кВт
Расчет для остальных КЛ проводится аналогично, и результат расчета представлен в таблице №9.
Стоимость кабельных линий (тыс. руб) при установки 3 ТП (2*1000 кВА) и 1 ТП (2*630 кВА). Таблица №8.
|
№ линии |
Кол. каб. |
F, мм2 |
Длина, м |
k0,тыс.руб |
k,тыс.руб |
|
1 |
2 |
95 |
35,1 |
450 |
15,795 |
|
2 |
2 |
95 |
32,4 |
450 |
14,58 |
|
3 |
2 |
95 |
16,2 |
450 |
7,29 |
|
4 |
2 |
95 |
29,7 |
450 |
13,365 |
|
5 |
6 |
185 |
54 |
730 |
118,26 |
|
6 |
6 |
95 |
40,5 |
450 |
54,675 |
|
7 |
2 |
95 |
16,2 |
450 |
7,29 |
|
8 |
2 |
95 |
18,9 |
450 |
8,505 |
|
9 |
2 |
95 |
81 |
450 |
36,45 |
|
10 |
2 |
95 |
32,4 |
450 |
14,58 |
|
11 |
4 |
95 |
94,5 |
450 |
85,05 |
|
12 |
6 |
185 |
54 |
730 |
118,26 |
|
13 |
4 |
95 |
94,5 |
450 |
85,05 |
|
14 |
6 |
185 |
48,6 |
730 |
106,434 |
|
15 |
6 |
185 |
27 |
730 |
59,13 |
|
16 |
8 |
185 |
18,9 |
730 |
55,188 |
|
17 |
6 |
185 |
40,5 |
730 |
88,695 |
|
18 |
6 |
185 |
59,4 |
730 |
130,086 |
|
19 |
6 |
185 |
54 |
730 |
118,26 |
|
20 |
6 |
185 |
27 |
730 |
59,13 |
|
21 |
6 |
185 |
48,6 |
730 |
106,434 |
|
22 |
6 |
185 |
35,1 |
730 |
76,869 |
|
23 |
8 |
185 |
54 |
730 |
157,68 |
|
24 |
6 |
185 |
81 |
730 |
177,39 |
|
25 |
6 |
185 |
67,5 |
730 |
147,825 |
|
26 |
2 |
95 |
81 |
450 |
36,45 |
|
27 |
6 |
95 |
94,5 |
450 |
127,575 |
|
28 |
8 |
185 |
13,5 |
730 |
39,42 |
|
29 |
6 |
185 |
135 |
730 |
295,65 |
|
30 |
4 |
95 |
48,6 |
450 |
43,74 |
|
∑Ккл, тыс. руб |
2405,1 |
Таблица №9.
|
№ линии |
Кол. каб. |
F, мм2 |
Длина, км |
∆P, кВт |
∆P,% |
|
1 |
2 |
95 |
35,1 |
0,288 |
0,176 |
|
2 |
2 |
95 |
32,4 |
0,152 |
0,126 |
|
3 |
2 |
95 |
16,2 |
0,024 |
0,035 |
|
4 |
2 |
95 |
29,7 |
0,055 |
0,072 |
|
5 |
6 |
185 |
54 |
3,983 |
0,5 |
|
6 |
6 |
95 |
40,5 |
1,762 |
0,395 |
|
7 |
2 |
95 |
16,2 |
0,112 |
0,075 |
|
8 |
2 |
95 |
18,9 |
0,1 |
0,078 |
|
9 |
2 |
95 |
81 |
0,149 |
0,197 |
|
10 |
2 |
95 |
32,4 |
0,005 |
0,021 |
|
11 |
4 |
95 |
94,5 |
2,058 |
0,653 |
|
12 |
6 |
185 |
54 |
2,293 |
0,373 |
|
13 |
4 |
95 |
94,5 |
3,318 |
0,826 |
|
14 |
6 |
185 |
48,6 |
3,506 |
0,436 |
|
15 |
6 |
185 |
27 |
2,133 |
0,254 |
|
16 |
8 |
185 |
18,9 |
2,425 |
0,227 |
|
17 |
6 |
185 |
40,5 |
2,973 |
0,369 |
|
18 |
6 |
185 |
59,4 |
3,434 |
0,481 |
|
19 |
6 |
185 |
54 |
2,245 |
0,37 |
|
20 |
6 |
185 |
27 |
1,733 |
0,23 |
|
21 |
6 |
185 |
48,6 |
2,642 |
0,382 |
|
22 |
6 |
185 |
35,1 |
1,357 |
0,232 |
|
23 |
8 |
185 |
54 |
8,605 |
0,723 |
|
24 |
6 |
185 |
81 |
4,774 |
0,661 |
|
25 |
6 |
185 |
67,5 |
5,503 |
0,648 |
|
26 |
2 |
95 |
81 |
0,57 |
0,335 |
|
27 |
6 |
95 |
94,5 |
4,369 |
0,95 |
|
28 |
8 |
185 |
13,5 |
1,963 |
0,172 |
|
29 |
6 |
185 |
135 |
5,809 |
0,936 |
|
30 |
4 |
95 |
48,6 |
0,253 |
0,162 |
|
∑Pкл, кВт |
68,59 |
Потери мощности в трансформаторах.
Выбираем трехфазные двухобмоточные трансформаторы ТМ-1000/10 и
ТМ-630/10 со следующими параметрами:
Sном тр=1000 кВА , ΔPk 1000=12,2 кВт , ΔPx 1000=2,1 кВт
Sном тр=630 кВА , ΔPk 630=7,6 кВт , ΔPx 630=1,42 кВт
Потери мощности в трансформаторах: (на примере ТП2)
ΔPт 2=2*∆Px 1000+(ΔPk 1000/2)*(Sтп2/Sном тр)2;
ΔPт 2=2*2,1+(12,2/2)*(1549/1000)2=19 кВт
Для остальных ТП расчет проводится аналогично, и результат расчета представлен в таблице №10.
|
№ ТП |
nтр |
Тип тр-ра |
Sном тр, кВА |
ΔPk, кВт |
ΔPх, кВт |
Sтп2, кВА |
ΔPт, кВт |
|
1 |
2 |
ТМ-630/10 |
630 |
7,6 |
1,42 |
1044 |
13,275 |
|
2 |
ТМ-1000/10 |
1000 |
12,2 |
2,1 |
1549 |
18,836 |
|
|
3 |
1694 |
21,705 |
|||||
|
4 |
1659 |
20,989 |
|||||
|
∑ΔPтр, кВт |
74,81 |
Расчет затрат на потери мощности в сети:
ΔЭi= ΔЭi’+ ΔЭi’’
Величину ΔЭi’ – потери называют “нагрузочными” (или условно-переменными). К ним относятся потери на нагрев линий, потери в обмотках трансформаторов и т.п.
Вторая составляющая ΔЭi’’ – не зависит от передаваемой через элемент мощности и поэтому данные потери называются условно – постоянными.
Соотношение максимальных потерь мощности и годовых потерь электроэнергии в первом случаи определяется “временем максимальных потерь” t, т.е. ΔЭi’= ΔPi*t, во втором случаи – число часов работы данного элемента за год.
Определим время максимальных потерь:
τ = (0,124+Tнб/10000)*8760
τ = (0,124+4500/10000)*8760=2886,2 ч
Суммарные условно – переменные потери:
ΔP=∑ΔPкл+∑ΔPтр 1000,+ ∑ΔPтр 630
ΔP=68,59+74,81=143,4 кВт
Условно – постоянные потери:
∑ΔPx= ΔPx*nтр_1000+ ΔPx*nтр_630
∑ΔPx=2,1*3 + 1,42*1=7,72 кВт
Издержки на возмещение потерь мощности в сети:
зэ’ и зэ’’ – удельные затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии соответственно зависящих и не зависящих от нагрузки:
зэ’ = 46*10-5 тыс. руб/кВт*ч
зэ’’ = 35*10-5 тыс. руб/кВт*ч
И∆Э= ΔP*τ* зэ’ + ΔPx*Тгод* зэ’’
И∆Э= 143,4*2886,2*46*10-5 + 7,72*8750*35*10-5=214,03 тыс.руб
Суммарные приведенные затраты:
З∑ = 0,12*(8150+2405,1)+917,621+214,03=2398,26 тыс. руб
3.4. Расчет затрат на сооружения сети 0,4 кВ:
(10 ТП – 2*630 кВА ) Вариант №2
З=Eн*∆K+ΔИ+ΔЗпот
Eн=0.12 – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;
∆K – суммарные единовременные капиталовложения (тыс. руб.);
ΔИ – суммарные единовременные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание (тыс.руб);
ΔЗпот – суммарные затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии (тыс. руб.);
Стоимость прокладки кабельных линий, (тыс. руб.);
Kкл=k0кл*Lкл
k0кл – стоимость прокладки двух кабелей, (тыс. руб/км)
Lкл – длина кабельной линии, (км)
Затраты на сооружение БКТП:
∑Ктп=nтп*kтп, (тыс. руб) – суммарные капиталовложения на сооружения ТП.
nтп – число ТП
Стоимость БКТП-ЕС, (тыс. руб.), Таблица №8.
|
nтп |
Установленная мощность трансформаторов, кВА |
kтп, тыс. руб. |
Ктп, тыс.руб. |
|
10 |
2*630 |
1850 |
18500 |
|
∑Ктп, тыс. руб. |
18500 |
Суммарные ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание:
И1000=0,063*∑Ккл+0,094* Ктп
И1000=0,063*2405,1+0,094*18500=917,621 тыс.руб/год
Определим суммарные потери активной мощности в сети 0,4 кВ:
Потери мощности в кабельных линиях:
∆Pкл=(Pкл2+Qкл2)*rкл/Uном2, (кВт)
Пример расчета для кабельной линии №1:
Pкл=164 кВт
Qкл=114 кВт
rкл=0,0066 Ом
∆Pкл=(1642+1142)*0,0115/380=0,28 кВт
Расчет для остальных КЛ проводится аналогично, и результат расчета представлен в таблице №9.
Стоимость кабельных линий (тыс. руб) при установки 3 ТП (2*1000 кВА) и 1 ТП (2*630 кВА). Таблица №8.
|
№ линии |
Кол. каб. |
F, мм2 |
Длина, км. |
k0,тыс.руб. |
K,тыс.руб. |
|
1 |
2 |
95 |
0,036 |
450 |
16,2 |
|
2 |
2 |
95 |
0,036 |
450 |
16,2 |
|
3 |
2 |
95 |
0,018 |
450 |
8,1 |
|
4 |
2 |
95 |
0,036 |
450 |
16,2 |
|
5 |
6 |
185 |
0,07 |
730 |
153,3 |
|
6 |
4 |
185 |
0,04 |
730 |
58,4 |
|
7 |
2 |
95 |
0,016 |
450 |
7,2 |
|
8 |
2 |
95 |
0,018 |
450 |
8,1 |
|
9 |
2 |
95 |
0,08 |
450 |
36 |
|
10 |
2 |
95 |
0,02 |
450 |
9 |
|
11 |
4 |
95 |
0,09 |
450 |
81 |
|
12 |
6 |
185 |
0,04 |
730 |
87,6 |
|
13 |
4 |
95 |
0,06 |
450 |
54 |
|
14 |
2 |
95 |
0,1 |
450 |
45 |
|
15 |
4 |
185 |
0,1 |
730 |
146 |
|
16 |
2 |
185 |
0,054 |
730 |
39,42 |
|
17 |
2 |
185 |
0,048 |
730 |
35,04 |
|
18 |
6 |
185 |
0,016 |
730 |
35,04 |
|
19 |
4 |
95 |
0,05 |
450 |
45 |
|
20 |
6 |
185 |
0,04 |
730 |
87,6 |
|
21 |
6 |
185 |
0,01 |
730 |
21,9 |
|
22 |
4 |
95 |
0,04 |
450 |
36 |
|
23 |
6 |
185 |
0,03 |
730 |
65,7 |
|
24 |
2 |
185 |
0,03 |
730 |
21,9 |
|
25 |
4 |
95 |
0,044 |
450 |
39,6 |
|
26 |
6 |
185 |
0,014 |
730 |
30,66 |
|
27 |
4 |
95 |
0,03 |
450 |
27 |
|
28 |
6 |
185 |
0,01 |
730 |
21,9 |
|
29 |
6 |
185 |
0,042 |
730 |
91,98 |
|
30 |
4 |
185 |
0,05 |
730 |
73 |
|
31 |
4 |
185 |
0,09 |
730 |
131,4 |
|
32 |
6 |
185 |
0,07 |
730 |
153,3 |
|
33 |
2 |
95 |
0,04 |
450 |
18 |
|
34 |
4 |
185 |
0,012 |
730 |
17,52 |
|
∑Ккл, тыс. руб. |
1734,26 |
Таблица №9.
|
№ линии |
Кол. каб. |
F, мм2 |
Длина, км |
∆P, кВт |
∆P,% |
|
1 |
2 |
95 |
0,036 |
2,957 |
1,804 |
|
2 |
2 |
95 |
0,036 |
1,692 |
1,399 |
|
3 |
2 |
95 |
0,018 |
0,261 |
0,389 |
|
4 |
2 |
95 |
0,036 |
0,661 |
0,874 |
|
5 |
6 |
185 |
0,07 |
51,63 |
6,479 |
|
6 |
4 |
185 |
0,04 |
8,937 |
2,003 |
|
7 |
2 |
95 |
0,016 |
1,104 |
0,74 |
|
8 |
2 |
95 |
0,018 |
0,955 |
0,743 |
|
9 |
2 |
95 |
0,08 |
1,469 |
1,943 |
|
10 |
2 |
95 |
0,02 |
0,034 |
0,131 |
|
11 |
4 |
95 |
0,09 |
19,63 |
6,213 |
|
12 |
6 |
185 |
0,04 |
17 |
2,762 |
|
13 |
4 |
95 |
0,06 |
13,63 |
4,227 |
|
14 |
2 |
95 |
0,1 |
7,035 |
3,921 |
|
15 |
4 |
185 |
0,1 |
18,03 |
4,498 |
|
16 |
2 |
185 |
0,054 |
4,151 |
1,586 |
|
17 |
2 |
185 |
0,048 |
3,689 |
1,41 |
|
18 |
6 |
185 |
0,016 |
9,142 |
1,281 |
|
19 |
4 |
95 |
0,05 |
14,06 |
3,92 |
|
20 |
6 |
185 |
0,04 |
16,62 |
2,732 |
|
21 |
6 |
185 |
0,01 |
4,77 |
0,732 |
|
22 |
4 |
95 |
0,04 |
7,524 |
2,564 |
|
23 |
6 |
185 |
0,03 |
23,97 |
2,841 |
|
24 |
2 |
185 |
0,03 |
2,899 |
0,988 |
|
25 |
4 |
95 |
0,044 |
12,38 |
3,449 |
|
26 |
6 |
185 |
0,014 |
11,4 |
1,338 |
|
27 |
4 |
95 |
0,03 |
7,598 |
2,232 |
|
28 |
6 |
185 |
0,01 |
5,892 |
0,813 |
|
29 |
6 |
185 |
0,042 |
22,81 |
3,279 |
|
30 |
4 |
185 |
0,05 |
8,498 |
2,184 |
|
31 |
4 |
185 |
0,09 |
21,35 |
4,644 |
|
32 |
6 |
185 |
0,07 |
44,06 |
5,884 |
|
33 |
2 |
95 |
0,04 |
2,079 |
1,348 |
|
34 |
4 |
185 |
0,012 |
3,886 |
0,723 |
|
∑Pкл, кВт |
371,8 |
Потери мощности в трансформаторах.
Выбираем трехфазный двухобмоточный трансформатор ТМ-630/10 со следующими параметрами:
Sном тр=630 кВА , ΔPk 630=7,6 кВт , ΔPx 630=1,42 кВт
Таблица №10.
|
№ ТП |
nтр |
Тип тр-ра |
Sном тр, кВА |
ΔPk, кВт |
ΔPх, кВт |
Sтп, кВА |
ΔPт, кВт |
|
10 |
2 |
ТМ-630/10 630 7,6 1,42 |
991,4 |
11,87 |
|||
|
∑ΔPтр, кВт |
110,87 |
Расчет затрат на потери мощности в сети:
ΔЭi= ΔЭi’+ ΔЭi’’
Величину ΔЭi’ – потери называют “нагрузочными” (или условно-переменными). К ним относятся потери на нагрев линий, потери в обмотках трансформаторов и т.п.
Вторая составляющая ΔЭi’’ – не зависит от передаваемой через элемент мощности и поэтому данные потери называются условно – постоянными.
Соотношение максимальных потерь мощности и годовых потерь электроэнергии в первом случаи определяется “временем максимальных потерь” t, т.е. ΔЭi’= ΔPi*t, во втором случаи – число часов работы данного элемента за год.
Определим время максимальных потерь:
τ = (0,124+Tнб/10000)*8760
τ = (0,124+4500/10000)*8760=2886,2 ч
Суммарные условно – переменные потери:
ΔP=∑ΔPкл+ ∑ΔPтр 630
ΔP=371,8+110,87=482,67 кВт
Условно – постоянные потери:
∑ΔPx=ΔPx*nтр_630
∑ΔPx=1,42*10=14,2 кВт
Издержки на возмещение потерь мощности в сети:
зэ’ и зэ’’ – удельные затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии соответственно зависящих и не зависящих от нагрузки:
зэ’ = 46*10-5 тыс. руб/кВт*ч
зэ’’ = 35*10-5 тыс. руб/кВт*ч
И∆Э= ΔP*τ* зэ’ + ΔPx*Тгод* зэ’’
И∆Э= 482,67*2886,2*46*10-5 + 14,2*8750*35*10-5=684,31 тыс.руб
Суммарные приведенные затраты:
З∑ = 0,12*(1734,26+18500)+917,621+684,31=4030,04 тыс. руб
Сравнение рассмотренных вариантов сети 0,4 кВ:
Вариант №1: З∑ = 2398,26 тыс.руб
Вариант №2: З∑ = 4030,04 тыс.руб
Вывод: Вариант № 2 сети 0,4 кВ – дороже Вариант №1 сети 0,4 кВ,
приблизительно в 2 раза, соответственно выбираем Вариант №1.