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:
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 , 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
0,0275
|
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.
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 |
0 |
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.
|
