Выбор места, числа, мощности и схем ТП

По д. Федотово нагрузка составит:

Р_Σ=Р_р.ж.д+Р_р; (2.7)

Q_Σ=Q_р.ж.д+Q_р; (2.8)

(2.9)

Р_Σ= 724,6+283,6=1008,2 кВт;

Q_Σ= 210,13+171,89=382,02 кВАр;

=1078,15 кВА.

Для выбора мощности КТП определяется максимальная полная мощность, приходящаяся на подстанцию:

, (2.10)

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 , (2.11)

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 , (2.12)

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) [2].

Пример расчета мощности КТП № 1 приведен в таблице 2.4

Таблица 2.4- Потребители ТП № 1

Максимальная расчетная мощность ТП равна:

P_max= 7,78+100+ (9+18+18+25+148,5)∙ 0,9 = 304,43 кВт;

Q_max= 3,73+32+(2,61+5,22+5,22+15,5+43,07)∙0,9 = 100,19 кВАр;

кВА.

Расчет мощности остальных КТП производится аналогично и сведен в таблицу 2.5

Таблица 2.5- Расчет мощности КТП

Согласно ПУЭ электроприемники II категории необходимо обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Для электроприемников II категории 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:

, (2.13)

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

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

. (2.14)

Определяем реактивную мощность, которую необходимо скомпенсировать по выражению:

Q_ку = Q_р – Q_вн . (2.15)

Уточняем коэффициент загрузки трансформатора по выражению:

. (2.16)

Уточняем коэффициент загрузки трансформатора в аварийном режиме по выражению:

. (2.17)

Рассмотрим выбор трансформаторов на примере КТП №1

Мощность трансформаторов должна быть:

кВА;

кВА.

К рассмотрению принимаем КТП с двумя трансформаторами ТМГ-320/10/0,4 и КТП с двумя трансформаторами ТМГ-250/10/0,4

Реактивная мощность которую трансформаторы могут передать со стороны ВН равна:

кВАр;

кВАр.

Реактивная мощность которую необходимо скомпенсировать:

Q_КУ1= 100,19 - 387,52 = -287,33 кВАр;

Q_КУ2= 100,19 - 235,69 = -135,5 кВАр.

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

Проверяем коэффициент загрузки в нормальном и аварийном режимах:

;

;

;

.

Для окончательного выбора числа и мощности трансформаторов производим технико-экономический расчет.

Произведем технико-экономическое сравнение трансформаторов.

Суммарные затраты на трансформаторы определяются по формуле:

З = Е·К_н.тр. + И_п.тр.+И_{обсл.рем.ам.} , (2.18)

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) , (2.19)

где Ц_тр – цена трансформатора, Ц_тр1=245 тыс. руб, Ц_тр2=175 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:

, (2.20)

где С₀ – стоимость 1кВт·ч электроэнергии, ;

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

ΔР_хх – потери холостого хода, ΔР_хх1=1,05 кВт, ΔР_хх2=0,55 кВт;

ΔР_кз – потери короткого замыкания, ΔР_кз1=5,2 кВт, ΔР_кз2=3,7 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. , (2.21)

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 = 230·2·(1+0,05+0,02+0,15)= 561 тыс. руб.;

К_н.тр.2 = 175·2·(1+0,05+0,02+0,15)= 427 тыс. руб.;

руб.;

тыс. руб.;

И_{обсл.рем.ам.1} = (0,035+0,029+0,01)·561 = 41,51тыс. руб.;

И_{обсл.рем.ам.2} = (0,035+0,029+0,01)·427 = 31,6 тыс. руб.;

З₁ = 0,25·561+89,43+41,51=271,19 тыс. руб.;

З₂ = 0,25·427+74,21+31,6=212,56 тыс. руб.

Так суммарные приведенные затраты для двух трансформаторов ТМГ-250/10/0,4 меньше, то их и принимаем к установке.

Выбор трансформаторов других подстанций проводится аналогично. Результаты расчетов сводятся в таблицу 2.6

Таблица 2.6- Выбор трансформаторов ТП