Проектирование электрической сети напряжением 35-110 кВ (стр. 6 из 8)

= 503≥2∙

= 172,44 А

Провод подходит.

На линиях 2-5 и 4-3 расчетным сечением является 50

, но оно не проходит по короне, берем 70

Таблица 4.7.

Параметры линий (N=2) схемы №1

Линия	Uhom ,кВ	Ip. А	F, мм²	L, км	Ro, Ом/км	R, Ом	Хо, Ом/км	X, Ом
ИП-1	110	86,22	120	21	0.249	2,6	0.427	4.5
2-5	110	32,43	70	26,6	0.428	5.7	0.444	5.9
ИП-2	110	75,63	120	43,4	0.249	5.4	0.427	9.3
ИП-4	110	81,1	120	44,8	0.249	5.6	0.427	9.6
4-3	35	18,92	70	32,2	0.428	6,9	0.427	6.9

Расчет второй схемы

Таблица 4.8.

Выбор сечений проводов линий.

линия	, кВ	, А	, ч	,	,	,	, А	, А
ИП-1	110	86,22	4875	0,9	95,8	120	503	172,44
1-5	110	32,43	3333	0,9	36,0	70	342	64,86
ИП-2	110	75,63	3929	0,9	84	120	503	151,26
ИП-4	110	81,1	3667	0,9	90,1	120	503	162,2
2-3	35	18,92	4286	0,9	21	70	342	37,84

Таблица 4.9.

Параметры линий (N=2) схемы №2

Линия	U_hom ,кВ	Ip. А	F, мм²	L, км	Ro, Ом/км	R, Ом	Хо, Ом/км	X, Ом
ИП-1	110	86,22	120	21	0.249	2,6	0.427	4.5
2-5	110	32,43	70	28	0.428	6.0	0.444	6.2
ИП-2	110	75,63	120	43,4	0.249	5.4	0.427	9.3
ИП-4	110	81,1	120	44,8	0.249	5.6	0.427	9.6
4-3	35	18,92	70	23,8	0.428	5,1	0.427	5.1

4.4 Выбор трансформаторов у потребителей

Выбор трансформаторов у потребителей сводится к выбору числа, типа и мощности трансформаторов. У нас все подстанции (кроме 3) двухтрансформаторные, так как в каждом пункте есть потребители I категории. Будем брать трансформаторы только с РПН (регулирование под нагрузкой).

Номинальная мощность трансформаторов двухтрансформаторной подстанции определяется аварийным режимом работы. При установке двух трансформаторов, их мощность выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного трансформатора оставшийся в работе трансформатор с допустимой аварийной перегрузкой мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей. Найдем зимнюю эквивалентную температуру для рассматриваемого района.

≈ -7,6 °С ≈10°С.

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой (по техническим условиям) перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивали питание полной нагрузки.

Необходима проверка возможности использования трансформатора меньшей мощности.

где

- коэффициент недогрузки

- коэффициент перегрузки

- коэффициент максимума

Сравниваем

: если

>0,9*

, то

если

<0,9*

, то

=0,9*

в случае корректировки

заменяем на h

где

- мощность трансформатора на недогруженном участке в МВА;

∆t – продолжительность участка в часах

- мощность трансформатора на перегруженном участке в МВА;

∆h – продолжительность участка в часах

Расчет первой схемы.

Выбор трансформатора в пункте 1.

Таблица 4.10.

Суточный график активной нагрузки Т1, МВт

t, час № пункта	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
1	19,2	25,6	32	19,2	19,2	19,2

= 28,74 МВА

Выполняется проверка возможности использовать трансформатор меньшей мощности (Sh= 16 МВА).

= 1,232

= 1,45

= 33,1/16=2,07

В этой главе было составлено четыре варианта схем сети, из которых выбрали два наиболее рациональных, исходя из требований надежности к электрической сети. Для выбранных вариантов выбрали напряжения каждой линии, сечение проводов, трансформаторы.

5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ НАИБОЛЕЕ РАЦИОНАЛЬНОГО ВАРИАНТА

Для выбора лучшего варианта схемы сети из двух, для каждой схемы необходимо провести технико-экономический расчёт. Наиболее рациональным будет вариант с минимумом приведенных затрат. Затраты определяются по формуле

3=E_H-K_Z₊ H_Z₊ y ,

где

- нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений (считаем его равным 0.12, т.е окупаемость за 8 лет);

- суммарные капиталовложения;

- суммарные издержки (эксплуатационные расходы);

У- ущерб от недоотпуска электроэнергии (считаем равным 0, т.к. линии двухцепные)

=Ко*L,

Где

- капиталовложения на постройку ВЛ;

- капиталовложения на постройку ПС;

Ко - удельная стоимость ВЛ тыс.руб./км , L - длина линии;