Выбор сечения провода по техническим критериям

1). Выбор сечения провода по условиям допустимого нагрева и потери напряжения. Определяем расчетный ток для напряжений 6 и 10 кВ (номинальное напряжение U_Н соответственно 6 и 10 кВ):

Для прокладки воздушной линии выбираем провод марки А (алюминиевый без изоляции). В издании «Правила устройств электроустановок» по таблице 1.3.29 «Допустимый длительный ток для неизолированных проводов по ГОСТ 839-80» (см. рис. 1) выбираем соответствующие сечения проводов в зависимости от расчетного тока I_Р (выбранные значения подчеркнуты на рис. 1 красным цветом).

При выборе соответствующих сечений проводов учитываем следующее:

где I_доп ― допустимый ток в проводе.

Итак, после проверки проводов по условиям допустимого нагрева принимаем следующие типы проводов: для линии напряжением 10 кВ выбираем провод А-35 (номинальное сечение 35 мм²), для линии напряжением 6 кВ выбираем провод А-70 (номинальное сечение 70 мм²).

Теперь производим проверку по потери напряжения в проводе. Используя выражения

где ΔU ― потери напряжения в проводе, ΔU% ― относительные потери напряжения в проводе, r₀ ― активное сопротивление провода на единицу длины, x₀ ― индуктивное сопротивление провода на единицу длины. Для провода марки А-35 x₀=0,4 Ом/км, r₀=0,91 Ом/км. Для провода марки А-70 x₀=0,4 Ом/км, r₀=0,45 Ом/км. Используя основное тригонометрическое тождество, получаем:

Рассчитываем потери напряжения для линии напряжением 6-10 кВ:

Относительные потери напряжения:

Величина относительных потерь напряжения ΔU% считается приемлемой в распределительных сетях напряжением 6-10 кВ, если она в номинальном режиме не превышает 8% (допустимых относительных потерь напряжения ΔU_доп%).

Итак, выбранные по допустимому нагреву провода по потери напряжения также удовлетворяют поставленным условиям.

Принимаем для линии напряжением 10 кВ провод А-35, для линии напряжением 6 кВ провод А-70. Отсюда можно сделать вывод, что при прокладке воздушной линия с напряжением 10 кВ цветного металла (в данном случае алюминия) потребуется меньше, чем при прокладке воздушной линии напряжением 6 кВ.

2). Определение потерь электроэнергии за год.

где ΔW ― потери электроэнергии за год, I_{ср. кв} ― среднеквадратичный ток, I_ср ― среднее значение тока в линии, К_Ф ― коэффициент формы, K_Р ― коэффициент расчетной нагрузки, T_Г ― число часов работы в году.

Принимаем T_Г =8760 ч, K_Ф=1,06 и K_Р=1,21, тогда:

Отсюда делаем вывод, что воздушная линия напряжением 10 кВ обладает меньшими потерями электроэнергии за год, чем воздушная линия напряжением 6 кВ.

3). Определение затрат на сооружение воздушной линии в условиях Иркутской области и Республики Бурятия.Стоимость электроэнергии в Иркутской области , стоимость электроэнергии в республике Бурятия . Стоимость потерь определяется следующей формулой

Тогда стоимость потерь для Иркутской области и республики Бурятия для воздушных линий напряжением 6 и 10 кВ соответственно

Капитальные затраты на сооружение воздушной ЛЭП находятся по следующей формуле

где С_УКР ― укрупненные показатели стоимости ЛЭП напряжением 6-10 кВ на деревянных опорах с железобетонными приставками.

Для провода А-35 , для провода А-70 . Тогда затраты на сооружение ЛЭП с напряжениями 6 и 10 кВ

Суммарные затраты на эксплуатацию воздушной линии (приведенные затраты) за год

где для электроэнергетики коэффициент E_Н=0,12;

P_Σ=0,039 ― коэффициент суммарных отчислений на амортизацию и обслуживание воздушной линии.

Для Иркутской области и для Республики Бурятия для линий напряжением 6 и 10 кВ соответственно

Таким образом, затраты на эксплуатацию воздушной линии напряжением 10 кВ ниже, чем для линии напряжением 6 кВ для соответствующего региона. Для Республики Бурятия эти же затраты выше, чем для Иркутской области для соответствующего класса напряжения линии (из-за дорогой по сравнению с Иркутской областью стоимостью электроэнергии в Республике Бурятия).