- •Электроснабжение сельского населенного пункта
- •1. Исходные данные
- •Данные центра питания
- •Расположение нагрузок тп и расчетные нагрузки питания линии
- •2. Расчет электрических нагрузок потребителей
- •3.Определение количества ктп 10/0,4кВ и их месторасположения
- •Проектирование сети 0,38кВ
- •4.1. Электрический расчет сети 0,38кВ
- •Проектирование линии уличного освещения
- •4.3. Расчет мощности и выбор питающей ктп10/0,4кВ
- •Проверка сети 0,38 кВ по условиям пуска и устойчивой работы электродвигателя
- •5. Проектирование и электрический расчет сети 10 кВ
- •Определяем максимум нагрузки сети 10 кВ:
- •6. Определение отклонений напряжения у потребителей
- •7. Расчет токов короткого замыкания в сетях 10 и 0,38 кВ
- •Сеть 10 кВ
- •Сеть 0,38 кВ
- •8. Защита сетей 0,38 и 10 кВ
- •8.1. Выбор аппаратов защиты сети 0,38 кВ и проверка их чувствительности
- •8.2. Выбор аппаратов защиты сети 10 кВ и проверка их чувствительности
- •9. Выбор и проверка основного оборудования
- •Сторона высшего напряжения тп10/0,4кВ №1 мощностью 160 кВа (наружная установка)
- •Сторона низшего напряжения тп10/0,4кВ №1 мощностью 160 кВа (внутренняя установка)
- •10. Проектирование и расчет заземления подстанции и влэп 0,4кВ
- •11. Технико-экономические показатели проекта
- •11.1. Оценка надежности системы электроснабжения
- •11.2. Экономические показатели проекта
- •12. Список используемой литературы:
11. Технико-экономические показатели проекта
11.1. Оценка надежности системы электроснабжения
Надежность работы спроектированной системы электроснабжения населенного пункта оценивается по числу и продолжительности аварийных и плановых отключений.
Исходные данные для расчета:
общая длина линии 6 кВ = 12 км; от СТП35/6 до ТП1 = 6 км;
количество расчетных ТП 160 кВА – 1 шт;
количество отходящих линий от ТП1 – 3 линии;
общая длина линий 0,38 кВ, в км:
Таблица 11.1
ТП №2 |
Линия № |
Марка 4А16 |
Марка 4А50 |
Марка 4А95 |
Линия 1 |
0,147 |
0,123 |
– |
|
Линия 2 |
0,035 |
0,18 |
– |
|
Линия 3 |
0,019 |
– |
0,094 |
|
Всего: 0,68 |
5) Максимальные и минимальные отклонения напряжения на вводах потребителей: +4,1; +1,03.
6) Расчетное количество аварийных и плановых отключений потребителей расчетного населенного пункта за год:
Таблица 11.2
Справочная таблица для расчетов
|
, 1/годкм |
, 1/годкм |
, ч |
, ч |
0,38 кВ |
0,75 |
0,3 |
2,2 |
4 |
10(6) кВ |
0,25 |
0,12 |
3,22 |
5 |
ТП |
0,07 |
0,25 |
2,7 |
4 |
Расчетное количество аварийных отключений потребителей расчетного населенного пункта за год:
, , , , (11.1)
где – удельное количество аварийных отключений потребителей расчетного населенного пункта, 1/годкм; – длина линии электропередачи, км.
1/год; 1/год; 1/год; 1/год.
Расчетное количество плановых отключений потребителей расчетного населенного пункта за год:
, , , , (11.2)
где – удельное количество плановых отключений потребителей расчетного
населенного пункта, 1/годкм; – длина линии электропередачи, км.
1/год; 1/год; 1/год; 1/год.
7) Расчетная продолжительность одного аварийного и планового отключения:
, (11.3)
, (11.4)
где , – из справочной таблицы 11.2.
ч,
ч.
11.2. Экономические показатели проекта
Экономичность спроектированной системы электроснабжения населенного пункта оценивается средней себестоимостью передачи электрической энергии от центра питания до потребителей расчетного населенного пункта:
, (11.5)
1) Расчет себестоимости передачи электрической энергии ВЛ 10 кВ.
, (11.6)
где ∑И10 суммарные издержки на передачу электроэнергии для ВЛ 10 кВ;
W10 – количество переданной электроэнергии.
И10=Иa+Иобсл.+Ипот.э.э, (11.7)
где Иa – издержки на амортизацию сети 10 кВ, Иобсл – издержки на обслуживание;
Ипот. э.э – издержки на потери электроэнергии ВЛ 10 кВ.
Иa=paK10, (11.8)
где рa – коэффициент амортизационных отчислений, рa10=3,6% , рa0,38=3,6% , рaТП = 6,4%; К10 – капитальные затраты.
К10=Кудli, (11.9)
где Куд – укрупненный удельный показатель стоимости, (табличные данные);
li – длина линии в соответствии с проводом, км.
Иобсл= nу.е li Су.е, (11.10)
где Су.е=28 руб./год – стоимость 1у.е.; nу.е – количество удельных условных единиц по обслуживанию электрической сети 6кВ, nу.е=1,7.
Ипот. э.э=P10∙τ∙CП, (11.11)
где Р10– потери мощности (всей сети, всех линий), кВ; CП – удельные затраты на передачу электроэнергии 1кВтч, CП=3,82 коп/кВт∙ч; τ – число часов максимальных потерь электроэнергии, ч, (справочные данные).
W=Р Тмах, (11.12)
где Р – мощность головного участка проектируемых ТП; Тмах – число часов использования максимальной нагрузки, (справочные данные).
2) По таким же формулам рассчитываем и .
Результаты расчетов:
1) Расчет себестоимости передачи электрической энергии сети 10кВ.
Иa= paK10= 0,03612 = 0,43 тыс.руб (K6 =Кудli = 26=12),
Иобсл.= nу.е li Су.е = 1,762810-3=0,29 тыс.руб.,
Ипот.э.э=P10 τ∙ CП = 8 1900 ∙ 3,82 ∙10-3= 161,1тыс.руб.;
(Р10=8кВт; τ=1900ч),
И10= Иa+Иобсл.+Ипот.э.э=0,43+0,29+161,1=161,8тыс.руб.
W= Р Тмах =127,8 ∙ 2600=332280 кВтч (Тмах=2600 ч).
.
2) Расчет себестоимости передачи электрической энергии ВЛ 0,38 кВ.
Иa = paK0,38 = 0,036 0,99 = 0,04 тыс.руб. (K0,38 = Кудli = (4,720,68)/3 = 0,99; 3 отходящие линии),
Иобсл.= nу.е li Су.е = 2,30,682810-3 = 0,044 тыс.руб.,
Ипот.э.э=P0,38τ∙CП =1,21200∙4,45∙10-3 = 6,4 тыс.руб. (τ = 1200; Р0,38=1,2кВт)
И0,38= Иa+Иобсл.+Ипот.э.э=0,04+0,044.+6,4=6,5 тыс.руб.
W= Р Тмах =127,82860=357840 кВтч; (Р= 127,8кВт, Тмах=2600ч).
.
3) Расчет себестоимости передачи электрической энергии от ТП1:
Иa= paKТП=0,0641,59=0,1 тыс.руб, (КТП=Куд=1,59),
Иобсл.= nу.е li Су.е=40,682810-3=0,08 тыс.руб. (nу.е=4, li =0,68–длина линии 0,38кВ),
Затраты (издержки) на компенсацию потерь электроэнергии:
, (11.13)
где – расчетная мощность ТП1, кВА; – номинальная мощность трансформатора ТП1, кВА; и – соответственно потери к.з. и потери холостого хода тр-ра ТП на 160 кВА, Вт (см. табл.ПБ.15 м/п).
тыс.руб.
Итп= Иa+Иобсл.+ИПТП=0,1+0,08+0,26= 0,44тыс.руб.
W= РТП Тмах =127,8 2600= 332280кВтч (РТП=127,8 кВт).
.
4) Средняя себестоимость передачи электрической энергии:
коп/Втч.