Аннотация
Курсовой проект выполнен в объеме: расчетно-пояснительная записка на 38 листов формата А4, лист с индивидуальным заданием, 18 таблиц, 5 рисунков, 2 листа формата А1 с выполненной на них графической частью проекта.
Ключевые слова:
электроснабжение;
трансформатор;
мощность;
напряжение;
нагрузка;
потери;
надбавки;
регулировочное ответвление;
послеаварийный режим.
В данном курсовом проекте был осуществлен расчет и проектирование Высоковольтной линии-110 кВ для электроснабжения сельского хозяйства.
Содержание
Исходные данные к проектированию
1.1 Составление схемы сети 110 кВ
1.2 Выбор числа и мощности трансформаторов ТП
1.3 Приведение нагрузок к высшему напряжению
1.4 Расчет сложнозамкнутой сети 110 кВ
1.5 Выбор сечений проводов участков линии 110 кВ
1.7 Определение потерь в узлах с учетом потерь мощности
1.8 Выбор надбавок (ответвлений) трансформатора
1.9 Расчет послеаварийного режима
1.10 Анализ и заключение по результатам электрического расчета режимов работы сети
2. Механический расчет воздушной линии 110 кВ
2.1 Выбор материала и типа опор ВЛ-110 кВ
2.2 Определение удельных нагрузок на провода
2.3 Определение критических пролетов
2.4 Систематический расчет проводов и тросов
2.5 Расчет монтажных стрел провеса
Введение
В данном курсовом проекте был осуществлен расчет и проектирование ВЛ-110 кВ для электроснабжения сельского хозяйства.
В ходе расчета был произведен выбор числа и мощности трансформаторов; составление схемы замещения; выбор сечения проводов линии 110 кВ; определение напряжения; расчет послеаварийного режима; выбор материала и типа опор ВЛ; определение критических пролетов; расчет монтажных стрел провеса.
Данное курсовое проектирование имеет цель ознакомления с основными приемами и методами проектирования элементов систем электроснабжения сельского хозяйства, проявления навыков самостоятельной работы с технической литературой и нормативными документами, дает возможность проявить самостоятельность в выборе решений, связанных с оптимизацией параметров сети.
Исходные данные к проектированию
Вариант № 24:
Напряжение на шинах опорного узла А: 119 кВ.
Номер линии
в аварийном
состоянии:
.
Климатические условия:
район по
ветру:
;
район по
гололеду:
;
температура:
высшая:
;
средняя:
;
низшая:
.
Время использования
максимальной
нагрузки:
ч.
Длины участков:
км;
км;
км;
км;
км;
км;
км.
Мощность потребителя (МВЧА) /соs:
ТП1:
;
ТП2:
;
ТП3:
;
ТП5:
;
ТП6:
.
1.1 Составление схемы сети 110 кВ
Составляем
расчетную схему
трансформаторных
подстанций
с учетом варианта:
Рис.1. Схема сети с опорным узлом А.
1.2 Выбор числа и мощности трансформаторов ТП
Принимаем по умолчанию II категорию потребителей, терпящих перерывы в электроснабжении. Соответственно, на подстанциях устанавливаем по одному трансформатору. Его мощность выбираем с учетом длительно допустимой 30% перегрузки.
Трансформаторы выбираем по каталожным данным [1,2,3] с учетом заданной мощности потребителей и уровня номинального напряжения. Сведения заносим в таблицу:
Таблица 1. Технические данные выбранных трансформаторов
№ ТП |
Тип |
|
Пределы регулиро-вания | Каталожные данные | Расчетные данные | |||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
ВН | НН | |||||||||||
1 |
ТМН
-
|
16 |
|
115 | 6,5; 11 | 10,5 | 85 | 19 | 0,7 | 4.38 | 86.7 | 112 |
2 |
ТМН
-
|
10 |
|
115 | 6,6; 11 | 10,5 | 60 | 14 | 0,7 | 7,95 | 139 | 70 |
3 |
ТМН
|
16 |
|
115 | 6,5; 11 | 10,5 | 85 | 19 | 0,7 | 4.38 | 86.7 | 112 |
5 |
ТМН
-
|
25 |
|
115 | 6,5; 10,5 | 10,5 | 120 | 27 | 0,7 | 2,54 | 55,9 | 175 |
6 |
ТМН
-
|
25 |
|
115 | 6,5; 10,5 | 10,5 | 120 | 27 | 0,7 | 2,54 | 55,9 | 175 |
1.3 Приведение нагрузок к высшему напряжению
Нагрузка электрической сети задана на шинах низшего напряжения ТП. Вместе с тем, нагрузка высшего напряжения больше заданной нагрузки на величину потерь мощности в трансформаторах. Кроме того, необходимо учитывать тот факт, что линия обладает зарядной мощностью, которая уменьшает общую реактивную нагрузку сети.
Приводим заданные нагрузки к высшему напряжению, используя формулу:
,
где
,
- соответственно
активная и
реактивная
мощности, заданные
на
вторичной стороне ТП;
,
- суммарные
активные и
реактивные
сопротивления
трансформа-
торов данной ТП;
- номинальное
напряжение
трансформатора;
- суммарная
зарядная мощность
линий, приложенная
в точке
подключения данной нагрузки (ТП).
Зарядную мощность определяем, (Мвар):
,
где
- номинальное
напряжение
сети;
- суммарная
длина линий;
- реактивная
проводимость
линии (принимаем
для минимального
сечения (70 мм2)
См/км).
Так как,
зарядная мощность
распространяется
по всей длине
линии, то принято
схематично
распределять
ее в начале и
в конце линии.
Поэтому, полученное
в точке подключения
нагрузки, т.е.
На шинах высшего
напряжения
ТП, необходимо
разделить на
два.
(Мвар);
(Мвар);
(Мвар);
(Мвар);
(Мвар).
;
;
;
;
.
1.4 Расчет сложнозамкнутой сети 110 кВ
Для расчета необходимо составить схему замещения электрической сети, в которой - направление мощности становится произвольно, определяется число независимых контуров.
Расчет такой сети ведут в 2 этапа: определяют потокораспределение на участках без учета потерь мощности; рассчитывают потери мощности, потокораспределение по участкам с учетом потерь мощности и направление в точках сети.
1
2
3
A
6 5
Рис. 2. Схема электрической сложнозамкнутой сети.
Определяем
число независимых
контуров и
задаемся неизвестными
мощностями,
согласно числу
контуров:
и
.
Затем выражаем
потоки мощностей
на каждом участке
через принятые
неизвестные
мощности. Выраженные
мощности участков
сводив в таблицу:
Для узла 6:
Для узла 3:
Аналогично для остальных узлов.
Таблица 2. Выраженные мощности участков
№ участка | Выраженные мощности участков |
|
|
Выполним
проверку правильности
вычисления:
сумма всех
мощностей
должна быть
равна мощности
источника
(точка
):
.
Для
нахождения
и
составим систему:
Для
контура:
по
:
;
по
:
Для
контура:
по
:
;
по
:
.
Получаем две системы уравнений:
и
.
Перегруппируем системы для дальнейшего их решения:
и
.
Решая
данные системы
находим соответственно:
;
;
;
;
Подставляем
в таблицу 2 вместо
,
,
,
их значения:
Таблица 3. Численные значения выражений мощностей участков
№ участка | Выраженные мощности участков |
|
|
1.5 Выбор сечений проводов участков линии 110 кВ
Зная мощности участков линий, определяем полную мощность и ток, протекающий по ним, а полученные данные сводим в таблицу 4.
Расчет производим по следующим формулам:
;
,
Таблица 4. Расчетные данные
№ участка | Выраженная мощность |
Полная
мощность
|
Ток
на участке
|
|
|
|
|
Выбор сечения проводов линии 110 кВ проводится с учетом ряда факторов, например, технико-экономическое сравнение различных вариантов капиталовложений, т.е. сечения проводов должны соответствовать оптимальному соотношению между капитальными затратами на сооружение линий, которые растут с увеличением сечения провода, и расходами, связанными с потерями энергии, уменьшающимися при увеличении сечений проводов. Немаловажным показателем является механическая прочность проводов воздушных линий, а также условия образования короны. Однако для упрощенных решений этой задачи, согласно ПУЭ, можно выбрать сечения проводов, используя расчеты методом экономической плотности тока [5].
,
где
- расчетное
значение тока
в режиме наибольших
нагрузок, проходящих
по линии, А;
- экономическая
плотность тока
для заданных
условий работы
линии, А/мм2
- для всех участков
одинаковая
(зависит от
материала
провода (Аl)
и времени
использования)
(
).
Расчетные сечения, номинальные значения сечений (с учетом минимальных допустимых значений по механической прочности) и другие технические данные проводов по участкам сводится в таблицу 5.
Расчет
и
производим
по следующим
формулам:
;
.
Таблица 5. Технические данные проводов участков линии
№
участка
(длина
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
А-6 (20) 6-5 (10) 2-3 (25) 3-5 (40) 1-5 (21) 1-2 (20) А-1 (19) |
157,6 88,9 13,8 14,3 25,7 37,1 184,9 |
150/24 95/16 70/11 70/11 70/11 70/11 185/29 |
0, 198 0,306 0,428 0,428 0,428 0,428 0,162 |
0,420 0,434 0,444 0,444 0,444 0,444 0,413 |
0,0270 0,0261 0,0255 0,0255 0,0255 0,0255 0,0275 |
0,036 0,035 0,034 0,034 0,034 0,034 0,037 |
3,96 3,06 10,71 17,12 8,99 8,56 3,08 |
8,40 4,34 11,10 17,76 9,32 8,88 7,85 |
17,1 13,5 11,4 11,4 11,4 11,4 18,8 |
1.6 Определение токораспределения по участкам с учетом сопротивлений выбранных проводов без учета потерь мощности
Для выполнения данного пункта задания необходимо рассмотреть два контура и решить уравнения:
.
Для решения представим нашу схему сети 110 кВ (рис.2) в виде схемы замещения:
8,56 8,88
7,85 10,70
3,08 8,99 11,10
9,32
17,12
3,96
17,76
8,40 3,06 4,34
3. Схема замещения сети 110 кВ.
Таблица 6. Выраженные мощности участков
№ участка | Выраженные мощности участков |
|
|
Составляем уравнения для первого контура:
Составляем уравнения для второго контура:
Решив полученную систему находим:
;
;
;
.
Подставляя полученные значения в выраженные мощности участков, производим перерасчет сечений проводов, с учетом сопротивлений выбранных ранее проводов.
Таблица 7. Численные значения выражений мощностей участков
№ участка | Выраженные мощности участков |
|
|
Зная мощности участков линий, определяем полную мощность и ток, протекающий по ним, а полученные данные сводим в таблицу 8.
Таблица 8. Расчетные данные
№ участка | Выраженная мощность |
Полная
мощность
|
Ток
на участке
|
|
|
|
|
Согласно пересчитанному току на каждом из участков производим повторный выбор сечений проводов с учетом сопротивлений на данном участке. Следовательно, заполняем повторно таблицу с техническими данными проводов участков линий.
Таблица 9. Технические данные проводов участков линии
№
участка
(длина
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
А-6 (20) 6-5 (10) 2-3 (25) 3-5 (40) 1-5 (21) 1-2 (20) А-1 (19) |
155,55 86,30 14,30 13,88 27,34 37,65 187,05 |
150/24 95/16 70/11 70/11 70/11 70/11 185/29 |
0, 198 0,306 0,428 0,428 0,428 0,428 0,162 |
0,420 0,434 0,444 0,444 0,444 0,444 0,413 |
0,0270 0,0261 0,0255 0,0255 0,0255 0,0255 0,0275 |
0,036 0,035 0,034 0,034 0,034 0,034 0,037 |
3,96 3,06 10,7 17,12 8,99 8,56 3,08 |
8,4 4,34 11,1 17,76 9,32 8,88 7,85 |
17,1 13,5 11,4 11,4 11,4 11,4 18,8 |
1.7 Определение потерь в узлах с учетом потерь мощности
Для определения потери мощности на участках используем формулу:
,
где
,
- соответственно
активная и
реактивная
составляющие
мощности участка
линии, взятые
из таблицы 8,
МВт, Мвар;
,
- соответственно
активная и
реактивная
составляющие
сопротивления
рассматриваемой
линии.
;
Тогда мощность в начале участка А-6 будет:
Для определения мощности в начале участка 6-5 используем I закон Кирхгофа:
.
Аналогичным образом находим мощности в начале и конце каждого из участков, а также потери мощности на данных участках. Полученные данные сводим в таблицу 10.
Таблица 10. Рассчитанные значения мощностей в начале и в конце линий, потери мощности на участках
№ участка линии | Мощность в начале | Мощность в конце | Потери мощности |
|
|
|
|
Для определения
напряжений
в узлах сети
в качестве
отправной точки
используем
напряжение
опорного узла
А:
кВ. Тогда в
узловой точке
6 на шинах трансформаторной
подстанции
напряжение
,
без учета поперечной
составляющей
напряжения,
будет равно:
,
кВ.
Здесь
- продольная
составляющая
падения напряжения.
кВ
кВ;
кВ;
кВ.
1.8 Выбор надбавок (ответвлений) трансформатора
Напряжение на шинах низшего напряжения ПС, приведенное к стороне высшего напряжения, можно получить, если из напряжения вычесть падение напряжения в трансформаторе (также без учета поперечной составляющей падения напряжения):
,
где
- низшее напряжение,
приведенное
к высшей стороне;
- высшее напряжение
на шинах ТП;
,
- нагрузка подстанции
соответственно
активная и
реактивная;
,
- соответственно
активное и
реактивное
сопротивление
ТП.
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ.
Определяем желаемое (расчетное) напряжение регулировочного ответвления обмотки высшего напряжения трансформатора:
,
где
- номинальное
напряжение
обмотки низшего
напряжения
трансформатора;
- напряжение
желаемое, которое
необходимо
поддерживать
на шинах низшего
напряжения
в различных
режимах работы
сети.
Ведем расчет для режима наибольших нагрузок:
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ.
Согласно
полученным
значениям
по таблице10
[7] определяем
действительное
напряжение
ответвления
и соответствующую
ему добавку
напряжения:
кВ,
%;
кВ,
%;
кВ,
%;
кВ,
%;
кВ,
%.
Определим действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанции:
.
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ.
Для сети 10 кВ в режиме наибольших нагрузок и в послеаварийных режимах должно поддерживаться напряжение не менее 10,5 кВ, а в режиме наименьших нагрузок - не более 10 кВ. Допускается для сети 10 кВ, если в послеаварийных режимах невозможно обеспечить напряжение 10,5 кВ, другой уровень напряжения, но не ниже 10 кВ.
Согласно
данному условию
проверяем
теперь и в
последующем
соблюдение
его для
,
,
соответственно.
В данном случае, в режиме наибольших нагрузок, данное условие соблюдается полностью.
Ведем расчет
для режима
наименьших
нагрузок с
учетом того,
что напряжение
в режиме наименьших
нагрузок больше
соответствующего
напряжения
в режиме наибольших
нагрузок на
2%, Т.о.:
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ.
Определяем желаемое (расчетное) напряжение регулировочного ответвления обмотки высшего напряжения трансформатора в режиме наименьших нагрузок:
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ.
Согласно
полученным
значениям
по таблице10
[7] определяем
действительное
напряжение
ответвления
и соответствующую
ему добавку
напряжения:
кВ,
%;
кВ,
%;
кВ,
%;
кВ,
%;
кВ,
%;
Определим действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанции:
.
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ.
В режиме
наименьших
нагрузок
действительное
напряжение
меньше допустимо
возможного
10 кВ, что соответствует
поставленному
выше условию.
1.9 Расчет послеаварийного режима
В соответствии с заданием создается аварийная ситуация, когда одна из линий выходит из строя. Расчет в послеаварийном режиме выполняется аналогично, как и в режиме нормальных нагрузок. Для расчета составляется схема замещения с нанесением исходных данных.
8,56 8,88
7,85 10,70
3,08
11,10
17,76
3,96
8,40 3,06 4,34 17,12
Рис.4. Схема замещения сети 110 кВ в послеаварийном режиме.
Необходимо произвести перерасчет токораспределения по участкам с учетом сопротивлений выбранных проводов без учета потерь мощности. Таким образом, необходимо рассмотреть один контур и решить для него систему уравнений:
.
Выразим мощности на участках с учетом разрыва линии 1-5.
Таблица 11. Выраженные мощности участков
№ участка | Выраженные мощности участков |
|
|
;
;
;
;
.
Решив полученную
систему находим:
;
.
Подставляя полученные значения в выраженные мощности участков, производим перерасчет сечений проводов, с учетом сопротивлений выбранных ранее проводов в послеаварийном режиме.
Таблица 12. Численные значения выражений мощностей участков линии в послеаварийном режиме
№ участка | Выраженные мощности участков |
|
|
Зная мощности участков линий, определяем полную мощность и ток, протекающий по ним в послеаварийном режиме линии, а полученные данные сводим в таблицу 13.
Таблица 13. Расчетные данные
№ участка | Выраженная мощность |
Полная
мощность
|
Ток
на участке
|
|
|
|
|
Согласно пересчитанному току на каждом из участков рассчитываем сечения провода в послеаварийном режиме, но этот расчет никак не будет влиять на выбранные при нормальном режиме нормированные сечения проводов. Таким образом, заполняем таблицу с техническими данными проводов оставляя выбранные ранее нормированные значения сечений проводов.
Таблица 14. Технические данные проводов участков линии
№
участка
(длина
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
А-6 (20) 6-5 (10) 2-3 (25) 3-5 (40) 1-5 (21) 1-2 (20) А-1 (19) |
176,06 107,65 31,78 35,79 53,54 170,82 |
150/24 95/16 70/11 70/11 70/11 185/29 |
0, 198 0,306 0,428 0,428 0,428 0,162 |
0,420 0,434 0,444 0,444 0,444 0,413 |
0,0270 0,0261 0,0255 0,0255 0,0255 0,0275 |
0,036 0,035 0,034 0,034 0,034 0,037 |
3,96 3,06 10,7 17,12 8,56 3,08 |
8,4 4,34 11,1 17,76 8,88 7,85 |
17,1 13,5 11,4 11,4 11,4 18,8 |
Определяем потери в узлах с учетом потерь мощности для послеаварийного режима.
;
Тогда мощность в начале участка А-6 будет;
.
Для определения мощности в начале участка 6-5 используем I закон Кирхгофа:
.
Аналогичным образом находим мощности в начале и конце каждого из участков, а также потери мощности на данных участках. Полученные данные сводим в таблицу 15.
Таблица 15. Рассчитанные значения мощностей в начале и в конце линий, потери мощности на участках
№ участка линии | Мощность в начале | Мощность в конце | Потери мощности |
|
|
|
|
Определяем
напряжения
в узлах сети,
исходя из того,
что
кВ:
.
Рассчитываем
напряжение
на шинах низшего
напряжения
ПС, приведенное
к стороне высшего
напряжения,
:
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ.
Определяем желаемое (расчетное) напряжение регулировочного ответвления обмотки высшего напряжения трансформатора для послеаварийного режима:
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ.
Согласно
полученным
значениям
по таблице10
[7] определяем
действительное
напряжение
ответвления
и соответствующую
ему добавку
напряжения
для послеаварийного
режима:
кВ,
%;
кВ,
%;
кВ,
%;
кВ,
%;
кВ,
%.
Определим действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанции:
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ.
В послеаварийном
режиме действительное
напряжение
больше допустимо
возможного
10,5 кВ, что соответствует
поставленному
выше условию.
1.10 Анализ и заключение по результатам электрического расчета режимов работы сети
Полученные результаты расчетов в нормальных и послеаварийных режимах сводим в таблицу 16:
Таблица 16. Результаты расчетов различных режимов линии
Напряжение, В | Номер ТП | ||||
1 | 2 | 3 | 5 | 6 | |
Режим наибольших нагрузок: Расчетное
регул-ое ответвление
Стандартное
регул-ое ответвление
Приведенное
напряжение
на шинах низшего
напряжения
Действительное
напряжение
на шинах низшего
напряжения
Отклонение
напряжения
|
110,28 108,9 105,27 10,63 5,34 |
115,53 115 110,28 10,55 0 |
115,15 115 109,92 10,51 0 |
111,30 110,9 106,24 10,54 3,56 |
116,24 115 110,96 10,61 0 |
Режим наименьших нагрузок: Расчетное
регул-ое ответвление
Стандартное
регул-ое ответвление
Отклонение
напряжения
|
118,12 119,1 107,38 9,92 +3,56 |
123,74 125,2 112,49 9,88 +8,9 |
123,33 125,2 112,12 9,85 +8,9 |
119,21 119,1 108,37 10,00 +3,56 |
124,50 125,2 113,18 9,94 +8,9 |
Послеаварийный режим: Расчетное
регул-ое ответвление
Стандартное
регул-ое ответвление
Отклонение
напряжения
|
110,73 108,9 105,70 10,67 5,34 |
115,61 115 110,36 10,56 0 |
114,80 113 109,61 10,67 1,78 |
111,15 110,9 106,10 10,52 3,56 |
116,21 115 110,93 10,61 0 |
2. Механический расчет воздушной линии 110 кВ
Проектирование линий электропередачи ведется согласно схеме развития электрической системы.
Для механического расчета выбранных сечений проводов, определения допустимых пролетов ВЛ необходимо знать климатические условия: толщину стенки гололеда, максимальную скорость ветра, высшую, низшую и среднегодовую температуру.
С целью сокращения объема курсового проекта, механический расчет ВЛ-110 кВ выполняется для линии, соединяющей две узловые точки (1-5).
2.1 Выбор материала и типа опор ВЛ-110 кВ
Опоры воздушных линий поддерживают провода на необходимом расстоянии от поверхности земли, проводов других линий, крыш зданий и т.п. Опоры должны быть достаточно механически прочными в различных метеорологических условиях (ветер, гололед и пр).
Рис.5. Промежуточная двухцепная опора ВЛ 110 кВ
В качестве материала для опор на сельских линиях широко применяют древесину деревьев хвойных пород, в первую очередь сосны и лиственницы, а затем пихты и ели (для линий напряжением 35 кВ и ниже). Для траверс и приставок опор ель и пихту применять нельзя.
Все большее распространение получают железобетонные опоры, изготавливаемые на специальных предприятиях. для напряжений не более 35 кВ линии изготавливают на вибрированных стойках, на двухцепных линиях (рис.5) 35 и 110 кВ - также на центрифугированных стойках. Их срок службы в среднем в два раза выше, чем на деревянных, хорошо пропитанных опорах. Отпадает необходимость в использовании древесины, повышается надежность электроснабжения. Железобетонные конструкции обладают высокой механической прочностью и долговечностью, но недостатком их является большая масса.
Отсутствие высокопрочных сталей и бетона соответствующих марок долгое время не позволяло применять железобетонные опоры в строительстве высоковольтных линий, для которого транспортабельность конструкции играет решающую роль.
Таким образом, принимаем к установке железобетонные двухцепные опоры.
2.2 Определение удельных нагрузок на провода
Удельные нагрузки, т.е. нагрузки, возникающие в 1 м длины линии и 1 мм2 сечения провода от веса провода, гололеда и давления ветра, рассчитывают исходя из условия:
нагрузка по длине провода в пролете распределяется равномерно;
порывы ветра отсутствуют.
По начальным условиям из справочной литературы [1,2,5] выписываем все необходимые данные (для провода АС 70/11):
скорость
напора ветра:
даН/м2;
толщина
стенки гололеда:
мм;
модуль
упругости:
даН/мм2;
температурный
коэффициент
линейного
удлинения:
1/С0;
предельная
нагрузка:
даН/мм2;
суммарная
площадь поперечного
сечения:
мм2;
диаметр
провода:
мм;
масса провода:
кг/км;
напряжение
при наибольшей
нагрузке и
низшей температуре:
;
напряжение
при среднегодовой
температуре:
даН/мм2.
Рассчитываем нагрузку от собственной массы провода:
,
где
м/с2 - ускорение
свободного
падения.
Нагрузка
от массы гололеда
с учетом условия,
что гололедные
отложения имеют
цилиндрическую
форму плотностью
г/см3:
.
Нагрузка от собственной массы и массы гололеда:
.
Нагрузка от давления ветра при отсутствии гололеда:
,
где
- угол между
направлением
ветра и проводами
линии;
- коэффициент,
которым учитывается
неравномерность
скорости
ветра по длине пролета;
- аэродинамический
коэффициент.
Нагрузка от давления ветра при наличии гололеда:
,
здесь
- 25% от первоначальной.
Суммарная нагрузка от собственной массы проводов и от давления ветра (при отсутствии с гололеда):
.
Суммарная нагрузка от собственной массы провода, от гололеда и давления ветра:
.
2.3 Определение критических пролетов
Для каждой
марки провода
существует
предел прочности.
У проводов и
тросов ВЛ должен
быть определенный
запас механической
прочности. При
выборе его
величины необходимо
учитывать
погрешности
в заданных
температурах
и нагрузок, а
также изменения
ряда допущений.
Поэтому должен
быть запас
прочности,
согласно ПУЭ,
в виде допустимых
напряжений,
в проводах в
процентах от
предела прочности
провода
для следующих
условий: а)
наибольшей
внешней нагрузки;
б) низшей температуре
при отсутствии
внешних нагрузок;
в) среднегодовой
температуры
при отсутствии
внешних нагрузок.
Ограничения
напряжений
при наибольшей
нагрузке ()
и низшей (
)
необходимы
для проверки
провода на
статическое
растяжение
при наиболее
тяжелых режимах.
Эти ограничения
могут оказаться
недостаточными
при возникающих
из-за вибрации
проводов динамических
нагрузках,
которые могут
привести к
уменьшению
прочности
провода в местах
его закрепления.
Поэтому при
расчете проводов
необходимо
вводить также
ограничение
по среднеэксплуатационному
напряжению
.
Влияния изменений нагрузки и температуры проявляются в большей или меньшей степени в зависимости от длины пролета. При малых пролетах на напряжение в проводе значительное влияние оказывает температура, при больших пролетах - нагрузка. Граничный пролет, при котором влияние температуры и нагрузки на напряжение в проводе оказывается равноопасным, называется критическим.
При ограничении напряжения в проводе по трем режимам в общем случае существуют три критических пролета.
Первый
критический
пролет - это
пролет такой
длины, при котором
напряжение
в проводе в
режиме среднегодовой
температуры
равно допустимому
при среднегодовой
температуре
,
а в режиме низшей
температуры
- допустимому
напряжению
при низшей
температуре
.
Если принять,
что для определения
критических
пролетов выполняется
условие
,
то
,
где
- значение, обратное
модулю упругости:
;
- температурный
коэффициент
линейного
удлинения;
,
- соответственно
температура
в режиме среднегодовой
и низшей
температур.
;
;
;
м.
Второй
критический
пролет - это
пролет, при
котором напряжение
в проводе при
наибольшей
нагрузке равно
допустимому
напряжению
при наибольшей
нагрузке
,
а в режиме низшей
температуры
- допустимому
напряжению
при низшей
температуре
.
,
где
- удельная нагрузка
в режиме максимальной
нагрузки (
);
- температура
в режиме максимальной
нагрузки.
м.
Третий
критический
пролет - это
пролет, при
котором напряжение
при среднегодовой
температуре
достигает
допустимого
при среднегодовой
температуре
,
а в режиме
максимальной
нагрузки равно
допустимому
при максимальной
нагрузке
.
.
м.
2.4 Систематический расчет проводов и тросов
Цель систематического
расчета заключается
в построении
зависимостей
изменения
напряжения
в проводе от
длины пролета
и стрелы провеса
от длины пролета
.
В ходе предыдущего
расчета было
получено соотношение:
.
При таком варианте
для точек,
соответствующих
пролетам
,
за исходный
принимаем режим
низших температур
3, а для пролетов
- режим максимальных
нагрузок 5.
Напряжение в проводе определяется из уравнения состояния провода:
,
где
- длина пролета;
,
,
- соответственно
напряжение
в проводе, удельная
нагрузка и
температура
в исходном
(известном)
режиме (состоянии)
провода;
,
,
- соответствующие
значения для
искомого
(неизвестного)
режима провода.
;
;
;
.
Стрела провеса для каждого из сочетаний климатических условий определяется по формуле:
.
Расчетный режим № 3:
;
.
;
.
Для построения
зависимости
,
принимаем к
расчету диапазон
длин пролетов
от 60 до 400 м. Расчет
будем производить
через 60 м, учитывая
длины критических
пролетов, подходящие
по условиям,
описанным в
начале пункта.
м.
Тогда уравнение примет вид:
.
Методом
подбора определим
неизвестное
для
м:
.
Тогда стрела провеса в данном случае:
м.
Далее расчет проводится аналогичным образом через каждые 60 м до 400 м.
Расчетный режим № 5:
;
.
;
.
м.
;
;
м.
Далее расчет проводится аналогичным образом через каждые 60 м до 400 м.
Результаты расчетов режимов 3 и 5 сводим в таблицу:
Таблица 17. Результаты расчетов режимов № 3 и № 5
|
60 | 107 | 180 | 240 | 300 | 360 | 400 | ||
№ 3 |
|
20,93 | 20,81 | 20,53 | 20,23 | 19,80 | 19,34 | 19,02 | |
|
0,07 | 0,23 | 0,67 | 1,21 | 1,93 | 2,84 | 3,56 | ||
№ 5 |
|
18, 19 | 18,60 | 19,52 | 20,38 | 21,26 | 22,12 | 22,67 | |
|
0,22 | 0,68 | 1,84 | 3,13 | 4,69 | 6,49 | 7,82 |
2.5 Расчет монтажных стрел провеса
Расчет
проводим для
пролета
м.
Расчетный режим № 5.
Исходные данные для расчета:
;
;
;
;
;
.
Напряжение в проводе:
;
;
.
Расчет
проводим для
диапазона
температур
от -30 до +30
,
через каждые
10
.
Определяем также стрелу провеса:
.
Определяем натяжение провода по формуле:
.
;
;
;
м;
.
Далее расчет
проводится
аналогичным
образом через
каждые 10
.
Полученные результаты сводим в таблицу 18:
Таблица 18. Результаты расчета монтажных стрел провеса
|
-30 | -20 | -10 | 0 | 10 | 20 | 30 |
|
7,65 | 6,55 | 5,49 | 4,65 | 3,72 | 3,49 | 3,10 |
|
0,80 | 0,93 | 1,11 | 1,31 | 1,64 | 1,75 | 1,97 |
|
606,65 | 519,42 | 435,36 | 368,75 | 295,00 | 276,76 | 245,83 |
По полученным
данным строятся
характеристики
,
.
Литература
Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Электрические системы и сети. Проектирование: Учебное пособие для ВТУзов. - 2-е изд., исправленное и доработанное - Мн.: Высш. шк., 1988. - 308 с.
Лычев П.В., Федин В.Т., Электрические системы и сети. Решение практических задач. Учебное пособие для ВУЗов. - Мн.: ДизайнПРО, 1997. - 192 с.
Блок В.М. Электрические сети и системы: Учебное пособие для электроэнергетических спец. ВУЗов. - М.: Высш. шк., 1986. - 430 с.
Будзко И.А., Зуль Н.М. Электроснабжение сельского хозяйства. - М.: Агропромиздат, 1990. - 496 с.
Правила устройства электроустановок/Минэнерго СССР. - 6-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 648 с.
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей ВУЗов. - 2-е изд., перераб. и доп. / В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперно и др.; Под редакцией В.М. Блок. - М.: Высш. шк., 1990. - 383 с.
Проектирование ВЛ-110 кВ для электроснабжения сельского хозяйства. Методическое указание к курсовому проекту. / В.П. Счастный. - Мн.: Ротапринт БАТУ, 1999. - 35 с.