Проектирование элементов систем электроснабжения сельского хозяйства
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
Введение
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
1.6
Определение токораспределения по участкам с учетом сопротивлений выбранных
проводов без учета потерь мощности
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
Литература
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.
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 (МВ×А) /соs:
ТП1: ;
ТП2: ; ТП3: ; ТП5: ;
ТП6: .
Составляем расчетную схему трансформаторных подстанций с учетом варианта:
Рис.1. Схема сети с опорным
узлом А.
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
|
,
МВ×А
|
Пределы регулиро-вания
|
Каталожные данные
|
Расчетные данные
|
обмоток, кВ
|
,%
|
,
кВт
|
,
кВт
|
,%
|
,
Ом
|
,
Ом
|
,
квар
|
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
|
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).
;
;
;
;
.
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
|
|
|
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 , МВ×А
|
Ток на участке , А
|
|
|
|
|
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 , км)
|
, мм2
|
, мм2
|
, Ом/км (при )
|
, Ом/км
|
, См/км
|
, Мвар/км
|
, Ом
|
, Ом
|
, мм
|
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
|
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:
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 , МВ×А
|
Ток на участке , А
|
|
|
|
|
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 , км)
|
, мм2
|
, мм2
|
, Ом/км (при )
|
, Ом/км
|
, См/км
|
, Мвар/км
|
, Ом
|
, Ом
|
, мм
|
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
|
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.
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.
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 , МВ×А
|
Ток на участке , А
|
|
|
|
|
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 , км)
|
, мм2
|
, мм2
|
, Ом/км (при )
|
, Ом/км
|
, См/км
|
, Мвар/км
|
, Ом
|
, Ом
|
, мм
|
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
|
0,036
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.
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
на шинах низшего напряжения
на шинах низшего напряжения
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
на шинах низшего напряжения
на шинах низшего напряжения
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
|
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).
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.
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:
.
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.
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
, м
|
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
|
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
|
10
|
20
|
30
|
, даН/м×мм2
|
7,65
|
6,55
|
5,49
|
4,65
|
3,72
|
3,49
|
3,10
|
, м
|
0,80
|
0,93
|
1,11
|
1,31
|
1,64
|
1,75
|
1,97
|
, даН
|
606,65
|
519,42
|
435,36
|
368,75
|
295,00
|
276,76
|
245,83
|
По полученным данным строятся
характеристики , .
1.
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.
2.
Лычев П.В., Федин В.Т., Электрические системы и сети. Решение
практических задач. Учебное пособие для ВУЗов. - Мн.: ДизайнПРО, 1997. - 192 с.
3.
Блок В.М. Электрические сети и системы: Учебное пособие для
электроэнергетических спец. ВУЗов. - М.: Высш. шк., 1986. - 430 с.
4.
Будзко И.А., Зуль Н.М. Электроснабжение сельского хозяйства. - М.: Агропромиздат,
1990. - 496 с.
5.
Правила устройства электроустановок/Минэнерго СССР. - 6-е изд. перераб. и
доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 648 с.
6.
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.
7.
Проектирование ВЛ-110 кВ для электроснабжения сельского хозяйства. Методическое
указание к курсовому проекту. / В.П. Счастный. - Мн.: Ротапринт БАТУ, 1999. -
35 с.