Развитие районной электрической сети - Курсовая работа

Воздушная линия электропередач это устройство, состоящее из проводов расположенных на открытом воздухе и прикрепленных с помощью изоляторов к опорам. Развитие основной сети ЕЭС России путем постепенной «надстройки» линиями более высокого напряжения после достаточно полного охвата территории сетями предыдущего класса напряжения и исчерпания их возможностей, а также готовности этих сетей к работе с наложенными на них одиночными электропередачами более высокого напряжения; Учитывая длины линий электропередач и передаваемую по линиям мощность для всех линий рассматриваемых схем выбираем окончательно класс номинального напряжения 110 КВ. Для расчета токов нагрузки в линиях определяем распределение мощности в проектируемой сети для двух вариантов схем районной сети. Определяем ток максимальный Ір в нормальном режиме для двух вариантов схем районной сети А и Б.Мощность потребителя 4, Р4 = 20 МВТ. Мощность потребителя 9, Р9 = 40 МВТ. Мощность потребителя 10, Р10 = 30 МВТ.

Сегодня развитие энергетики и электрификации в значительной мере определяет уровень развития промышленности и народного хозяйства нашей страны. Ввод новых и модернизация действующих промышленных предприятий, дальнейшая электрификация производства, сельского и коммунально-бытового хозяйства приводит к непрерывному увеличению потребления электроэнергии и дальнейшему развитию распределительных электрических сетей.

Электрической сетью называют совокупность подстанций, распределительных устройств и соединяющих их линий электропередач, предназначенная для передачи и распределения электрической энергии.

Воздушная линия электропередач это устройство, состоящее из проводов расположенных на открытом воздухе и прикрепленных с помощью изоляторов к опорам.

Стратегическими целями развития современной электроэнергетики в рассматриваемой перспективе являются: · надежное энергоснабжение экономики и населения страны электроэнергией;

· сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы страны ее интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;

· повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе новых современных технологий;

· снижение вредного воздействия на окружающую среду.

Для развития единой национальной электрической сети как основного элемента Единой энергосистемы России и укрепления единства экономического пространства страны предусматривается сооружение ЛЭП в объеме, обеспечивающем устойчивое и надежное функционирование ЕЭС России и устранение технических ограничений, сдерживающих развитие конкурентного рынка электрической энергии и мощности.

В основу перспективного развития электрической сети ЕЭС России закладываются следующие основные принципы: 1. Гибкость, позволяющая осуществлять поэтапное развитие и возможность приспосабливаться к изменению условий функционирования (рост нагрузки, развитие электростанций, реверс потоков мощности, реализация новых межгосударственных договоров по поставке электроэнергии);

2. Развитие основной сети ЕЭС России путем постепенной «надстройки» линиями более высокого напряжения после достаточно полного охвата территории сетями предыдущего класса напряжения и исчерпания их возможностей, а также готовности этих сетей к работе с наложенными на них одиночными электропередачами более высокого напряжения;

3. Сведение к минимуму числа дополнительных трансформаций 220/330, 330/500, 500/750 КВ в зонах совместного действия этих напряжений;

4. Управляемость основной электрической сети путем использования средств принудительного потокораспределения - регулируемых шунтирующих реакторов, вставок постоянного тока, синхронных и статических компенсаторов, электромеханических преобразователей, фазоповоротных устройств и т.п.

Основу системообразующих сетей ЕЭС России в период до 2020 г. по-прежнему будут составлять линии электропередачи 500 - 750 КВ. Суммарный ввод ЛЭП напряжением 330 КВ и выше в период до 2020 г. должен составить в зависимости от варианта развития 25-35 тыс.км.

В нашей стране и за рубежом разработаны специальные правила и стандарты для проектирования и сооружения линий электропередачи. Основные требования, предъявляемые в России к линиям электропередачи, определяются действующими Правилами устройства электроустановок (ПУЭ).

В данной работе представлен полный расчет развития районной сети в соответствии с вышеуказанными Правилами.

1. Выбор варианта сети

Для построения рациональной конфигурации сети для заданного расположения потребителей намечаем два варианта, из которых на основе технико-экономического сравнения вариантов выбирается лучший. Выбранный вариант должен обладать необходимой надежностью, экономичностью, гибкостью.

Рисунок 1.1 - Вариант схемы районной сети А

Рисунок 1.2 - Вариант схемы районной сети Б

2. Выбор номинального напряжения сети

Выбираем номинальное напряжение для двух вариантов схем электроснабжения. Величина номинального напряжения сети зависит от нескольких факторов и в первую очередь от передаваемой мощности и длины линии электропередач. Для выбора номинального напряжения воспользуемся формулой Илларионова.

(2.1) где L - длина линии электропередач, км;

Р - передаваемая по линии мощность, МВТ;

U - рекомендуемое напряжение, КВ.

Результаты расчета по формуле Илларионова для двух вариантов схем районной сети сводим в таблицы 2.1 и 2.2.

Таблица 2.1 - Выбор номинального напряжения сети для схемы А Участок цепи Рном МВТ L, км U расч КВ Uном КВ

1-4 20 70 87 110

1-10 30 50 105,2 110

1-9 75 80 117,6 110

9-17 35 90 120,5 110

Учитывая длины линий электропередач и передаваемую по линиям мощность для всех линий рассматриваемых схем выбираем окончательно класс номинального напряжения 110 КВ.

3. Расчет тока нагрузки

Для расчета токов нагрузки в линиях определяем распределение мощности в проектируемой сети для двух вариантов схем районной сети.

Распределение мощности в схеме А.

Р1-9 = Р9 Р17 = 40 35 = 75 МВТ;

Р1-4 = Р4 = 20 МВТ;

Р1-10 = Р10 = 30 МВТ;

Р9-17 = Р17 = 35 МВТ.

Распределение мощности в схеме Б.

Р1-10 = Р10 = 30 МВТ;

Р9-17 = Р17 = 35 МВТ;

Р1-4 = = 33 МВТ;

Р1-9 = = 27,2 МВТ.

Определяем ток максимальный Ір в нормальном режиме для двух вариантов схем районной сети А и Б.

(3.1) где Ір - ток максимальный на одну цепь, А;

Рном - номинальная мощность потребителя, Вт;

Uном - номинальное напряжение линии, В;

n - число цепей ЛЭП;

cos? - коэффициент активной мощности.

Определяем расчетный ток Ір

Ір = Ір ?i ?T, (3.2) где Ір - ток расчетный на одну линию, А;

?i - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии;

?T - коэффициент учитывающий число часов использования максимальной нагрузки.

Уточним допустимые токи с учетом условий окружающей среды

Ідоп ос. = K ос ? Ідоп, где K ос = 0,81 для t = 25 °С

Осуществляем выбор сечения проводов воздушных линий электропередач напряжением 110КВ, проводим методом экономических интервалов по току Imax.

Полученные результаты сводим в таблицы 3.1 и 3.2

Таблица 3.1 - Выбор марки проводов для схемы А Участок сети Р,МВТ Ір,А Imax, А Марка проводов I доп, А Ідоп ос., А 1-4 20 118,8 162,2 АС -150/19 450 364,5

1-10 30 89,1 121,6 2АС -150/19 450 364,5

1-9 75 222,2 303,3 2АС -240/32 605 490,1

9-17 35 104 142 2АС -150/19 450 364,5

Таблица 3.2 - Выбор марки проводов для схемы Б

Участок сети Р, МВТ Ір, А Imax, А Марка проводов I доп, А Ідоп ос., А 1-4 33 195 266,5 АС -240/32 605 484

1-9 27,2 162 221,1 АС -240/32 605 84

9-4 7,2 43 59 АС -95/16 330 264

1-10 30 89 122,2 2АС -150/19 450 360

9-17 35 104 142 2АС -150/19 450 360

Проверка: · на нагрев в нормальном режиме

Ідоп ос ? Ір: Для схемы А, в А: Для схемы Б, в А: 1-4: 1-10: 1-9: 9-17: 364,5 364,5 490,1 364,5 > > > > 195 162 43 89 1-4: 1-9: 9-4: 1-10: 9-17: 484 84 264 360 360 > > > > > 195 162 43 89 104

· в аварийном режиме

Ідоп ос. ? 2 Ір: Для схемы А, в А: Для схемы Б, в А: 1-4: 1-10: 1-9: 9-17: ---- 364,5 490,1 364,5 > > > > ---- 89,1 222,2 104 1-4: 1-9: 9-4: 1-10: 9-17: 484 84 264 360 360 > > > > > 195 162 43 89 104

· на коронирование Fном ? Fмин для линии 110 КВ Fмин = 70/11 мм2

Для схемы А, в мм2: Для схемы Б, в мм2: 1-4: 1-10: 1-9: 9-17: 150 150 240 150 > > > > 70 70 70 70 1-4: 1-9: 9-4: 1-10: 9-17: 240 240 95 150 150 > > > > > 70 70 70 70 70

Все сечения подходят.

4. Расчет схем замещения

Для всех участков линий схем А и Б проводим расчет параметров схем замещения.

Расчет схем замещения участков цепи для варианта схемы электроснабжения А Таблица 4.1 - Исходные данные для варианта схемы электроснабжения А Участок сети n L Активное сопротивление R0, Ом/км X0, Ом/км B0?10 - 6 См/км

1-4 1 70 0,198 0,42 2,7

1-10 2 50 0,198 0,42 2,7

1-9 2 80 0,12 0,405 2,81

9-17 2 90 0,198 0,42 2,7

Активное сопротивление линии определяется: Rл = R0L/(n N), (4.1) где Rл - сопротивление линии электропередач, Ом;

R0 - удельное сопротивление провода ЛЭП, Ом/км (Табл. 4.1)

L - длина линии электропередач, км (Табл. 2.1 и 2.2);

N - число цепей ЛЭП;

n - количество проводов в фазе.

Индуктивное сопротивление линии определяется: Хл = X0 L/(N n), (4.2) где Хл - реактивное сопротивление линии электропередач, Ом;

X0 - удельное реактивное сопротивление проводов ЛЭП, Ом/км;

L - длина линии электропередач, км;

N - число цепей ЛЭП;

n - количество проводов в фазе.

Реактивная проводимость линии определяется: Вл = b0L n N, (4.3) где Вл - реактивная проводимость линии электропередач, См;

B0 - удельная реактивная проводимость линии электропередач, См/км;

L - длина линии электропередач, км;

N - число цепей ЛЭП;

n - количество проводов в фазе.

Полное сопротивление линии определяется: Zл = Rл JXЛ (4.4) где Zл - полное комплексное сопротивление линии, Ом;

Rл - сопротивление линии электропередач, Ом;

Хл - реактивное сопротивление линии электропередач, Ом.

Полная проводимость линии: Ул = (Gл JBЛ)/2, (4.5) где Ул - полная комплексная проводимость линии, См;

Gл - активная проводимость линии, См;

Вл - реактивная проводимость линии электропередач, См.

Генерирующая реактивная мощность вычисляется:

Qc = 0,5 U2ном ? Вл, (4.6)

Расчет схем замещения участков цепи для варианта схемы электроснабжения А представлены в табл. 4.2.

Таблица 4.2 - Параметры схем замещения

Участок цепи Rл, Ом Хл, Ом Qc, Мвар Вл?10-6, См

1-4 13,9 29,4 1,14 189

1-10 4,95 10,5 1,63 270

1-9 4,8 16,2 2,72 449,6

9-17 8,91 18,9 2,94 486

Рисунок 4.1 - Вариант схемы районной сети А Расчет схем замещения участков цепи для варианта схемы электроснабжения Б

Таблица 4.3 - Исходные данные для варианта схемы электроснабжения Б

Участок сети n L Активное сопротивление R0, Ом/км X0, Ом/км B0?10 - 6 См/км

1-4 1 70 0,198 0,42 2,7

1-10 2 50 0,198 0,42 2,7

1-9 1 80 0,12 0,405 2,81

9-17 2 90 0,198 0,42 2,7

9-4 1 100 0,306 0,434 2,61

Расчет схем замещения участков цепи для варианта схемы электроснабжения Б представлены в табл. 4.4.

Таблица 4.4 - Параметры схем замещения

Участок Цепи Rл, Ом Хл, Ом Qc, Мвар Вл?10-6, См

1-4 13,9 29,4 1,14 189

1-10 4,95 10,5 1,63 270

1-9 4,8 16,2 2,72 4449,,6

9-17 8,91 18,9 2,94 486

9-4 30,6 43,4 1,58 261

Рисунок 4.2 - Вариант схемы районной сети Б

5. Выбор силовых трансформаторов

Для выбора силовых трансформаторов рассчитываем полную мощность нагрузки по заданной номинальной активной мощности.

Sн = Рн/cos?, (5.1) где cos? - коэффициент активной мощности;

Sн - полная мощность нагрузки, МВА;

Рн - активная мощность нагрузки, МВТ.

St = Sн/1,4 (n - 1), (5.2)

где St - полная мощность трансформатора, МВА;

Sн - полная мощность нагрузки, МВА;

n - число трансформаторов на подстанции (n = 2).

Для потребителей 3 категории выбираем один трансформатор

St = Sном/1,3 (5.3)

Выбор трансформаторов сводим в таблицу 5.1

Таблица 5.1 - Выбор силовых трансформаторов

Узел Категория потребителя Мощность нагрузки Р, МВТ Полная мощность нагрузки S, МВА Мощность трансформатора Stp, МВА Тип трансформатора

4 3 20 22,2 17,1 ТРДН - 25000/110

9 2 40 44,4 31,7 2ТРДН - 40000/110

10 2 30 33,3 23,8 2ТДНЖ - 25000/110

17 2 35 38,9 27,8 2 ТРДН - 40000/110

Таблица 5.2 - Данные силовых трансформаторов

Тип тр-ра Uном, КВ Uk, % ?PК, КВТ ?PХХ, КВТ Іхх, % Rtp, Ом Хтр, Ом ?QХХ, Квар

ТРДН - 25000/110 115 10,5 120 27 0,7 2,54 55,9 175

ТРДН - 40000/110 115 10,5 172 36 0,65 1,4 34,7 160

ТДНЖ - 25000/110 115 10,5 120 30 0,7 2,5 55,5 175

6. Схемы замещения районной сети

Рисунок 6.1 - Схема замещения районной сети вариант А

Рисунок 6.2 - Схема замещения районной сети вариант Б.

7. Расчет установившегося режима

1) Радиальная схема соединения

Линия 1 - 10

Рисунок 7.1 - Схема замещения линии 1 - 10

Наносим на схему замещения потоки мощности.

Расчет производим итерационным методом по данным “конца”.

Расчет первой итерации

Прямой ход итерации: · Определим поток мощности через трансформатор: Sk23 = S3 = 30 j14,4 = 33,28 МВА;

· Для определения потери мощности в трансформаторе (St) определим активные (?Рт) и реактивные(?Qt) потери мощности. ? = S3/n ? Sном = 33,28/2·25 = 0,67;

?Рт = ?Рхх ?2 ? ?Ркз = 30 0,672?120 = 0,08 МВТ;

?Qt = ?Qxx ?2 ??Qном =?Qxx ?2 ?(Uk?Sном/100) = 175 0,672?(10,5?25000/100) = =1,34 Мвар;

?St = ?Рт ?Qt = 0,08 j1,34 МВА;

· Определим поток мощности в начале участка 2-3: Sн23 = Sk23 ?St = 30,08 j 15,74МВА;

· Определим потери в шунте участка 1-2 следующим образом: ?Sкш2 = ?Sнш2 = U22 ? Y*ш2 = 1102 ? (-j135 ? 10-6) = - j1,63 МВА;

· Определим поток мощности в конце участка 1-2, используя первый закон Кирхгофа, по формуле: Sk12 = Sн23 ?Sш2 = 30,08 j14,1 МВА;

· Рассчитаем потери мощности в продольном сопротивлении участка 1-2, используя первый закон Кирхгофа, следующим образом: ?S12 = (Sk12 / U1)2 ? Z12 = 0,45 j0,96 МВА;

· Определим поток мощности в начале участка 1-2: Sн12 = Sk12 ?S12 = 30,53 j15,06 МВА;

· Поток мощности в начале линии: S1 = Sн12 ?Sнш2 = 30,53 j13,43 МВА;

Обратный ход итерации: · В соответствии с условным направлением тока напряжение в узле 2 сети равно: U2 = U1 - ?U12 - ?U12.

Продольная составляющая падения напряжения на участке 1-2 равна: ?U12 = (Рн12 ? R12 Qн12 ? Х12)/U1 = 2,81 КВ;

Поперечная составляющая падения напряжения на участке 1-2 равна: ?U12 = (Рн12 ? Х12 - Qн12 ? R12)/U1 = 2,24 КВ;

Теперь определяем напряжение в узле 2 по формуле: U2 = 110 - 2,81- j2,24 = 107,19 j2,24 = 107,21 КВ;

· Определяем напряжение в узле 3, приведенное к стороне высокого напряжения по формуле: U"3 = U2 - ?U23 - ?U23.

Продольная составляющая падения напряжения на участке 1-2 равна: ?U23 = (Рн23 ? R23 Qн23 ? Х23)/U2 = 8,85 КВ;

Поперечная составляющая падения напряжения на участке 1-2 равна: ?U23 = (Рн23 ? Х23 - Qн23 ? R23)/U2 = 15,21 КВ;

Теперь определяем напряжение в узле 2 по формуле: U"3 = 107,21 - 8,85 - j 15,21 = 98,36 - j 15,21 = 99,53 КВ;

· Действительное напряжение с учетом коэффициента трансформации в узле 3 равно: U3 = U"3 ? 1/kt;

Коэффициент трансформации равен: кт = Uном / U3ном = 11;

U3 = 9,048 КВ;

· Определяем отклонение напряжений U2, U3 от номинала: ?U2% = ((Uном - U2)/ Uном) ?100% = 2,53% < 5%;

?U3% = ((U3ном - U3)/ U3ном) ?100% = 9,52% > 5%,

следовательно, нужно производить расчет второй итерации.

Расчет второй итерации

Прямой ход итерации: · ?Sкш2 = ?Sнш2 = U22 ? Y*ш2 = -j1,55 МВА;

· Sk12 = Sн23 ?Sш2 = 30,08 j14,19 МВА;

· ?S12 = (Sk12 / U1)2 ? Z12 = 0,45 j0,96 МВА;

· Sн12 = Sk12 ?S12 = 30,54 j15,15 МВА;

· S1 = Sн12 ?Sнш2 = 30,54 j13,59 МВА;

Обратный ход итерации: U2 = U1 - ?U12 - ?U12.

?U12 = (Рн12 ? R12 Qн12 ? Х12)/U1 = 2,82 КВ;

?U12 =(Рн12 ? Х12 - Qн12 ? R12)/U1 = 2,23 КВ;

U2 = 110 - 2,82 - j2,23 = 107,18 - j2,23 = 107,2 КВ;

U"3 = U2 - ?U23 - ?U23.

?U23 = (Рн23 ? R23 Qн23 ? Х23)/U2 = 8,85 КВ;

?U23 = (Рн23 ? Х23 - Qн23 ? R23)/U2 = 15,21 КВ

U"3 = 107,2 - 8,85 - j15,21 = 98,35 - j15,21 = 99,52 КВ;

U3 = U"3 ? 1/kt = 9,047 КВ;

?U2% = ((Uном - U2)/ Uном) ?100% = 0,009 %;

?U3% =((U3ном - U3)/ U3ном) ?100% = 0,011 %.

Линия 1 - 4

Рисунок 7.2 - Схема замещения линии 1 - 4

Расчет первой итерации

Прямой ход итерации: Sk34 = S4 = S4’ = 10 j4,8 МВА;

Sн34 = Sk34 Sk34’ = 20 j9,6 МВА;

Sk23 = Sн34=20 j9,6 = 22,18 МВА;

? = S3/n ? Sном = 0,89;

?Рт = ?Рхх ?2 ? ?Ркз = 0,12 МВТ;

?Qt = ?Qxx ?2 ??Qном = ?Qxx ?2 ?(Uk ?Sном/100) = 2,24 Мвар;

?St = ?Рт ?Qt = 0,12 j2,24 МВА;

Sн23 = Sk23 ?St = 20,12 j11,84 МВА;

?Sкш2 = ?Sнш2 = U22 ? Y*ш2 = - j1,14 МВА;

Sk12 = Sн23 ?Sш2 = 20,12 j10,7 МВА;

?S12 = (Sk12 / U1)2 ? Z12 = 0,6 j1,26 МВА;

Sн12 = Sk12 ?S12 = 20,72 j11,96 МВА;

S1 = Sн12 ?Sнш2 = 20,72 j10,82 МВА;

Обратный ход итерации: U2 = U1 - ?U12 - ?U12.

?U12 = (Рн12 ? R12 Qн12 ? Х12)/U1 = 5,81 КВ;

?U12 = (Рн12 ? Х12 - Qн12 ? R12)/U1 = 4,03 КВ;

U2 = 110 -5,81-j4,03=104,19 j4,03 = 104,26 КВ;

U"3 = U2 - ?U23 - ?U23.

?U23 = (Рн23 ? R23 Qн23 ? Х23)/U2 = 6,84КВ;

?U23 = (Рн23 ? Х23 - Qн23 ? R23)/U2 = 10,5 КВ;

U"3 = 104,26-6,84-j10,5=97,42-j10,5 = 97,99 КВ;

U3 = U"3 ? 1/kt;

kt = Uном / U3ном = 11;

U3 = 8,91 КВ;

?U2% = ((Uном - U2)/ Uном) ?100% = 5,22% > 5%;

?U3% = ((U3ном - U3)/ U3ном) ?100% = 10,92% > 5%, следовательно, нужно производить расчет второй итерации.

Расчет второй итерации

Прямой ход итерации: · ?Sкш2 = ?Sнш2 = U22 ? Y*ш2 = -j1,03 МВА;

· Sk12 = Sн23 ?Sш2 = 20,12 МВА;

· ?S12 = (Sk12 / U1)2 ? Z12 = 0,6 j1,27 МВА;

· Sн12 = Sk12 ?S12 =20,72 j12,08 МВА;

· S1 = Sн12 ?Sнш2 = 20,72 j11,06 МВА.

Обратный ход итерации: U2 = U1 - ?U12 - ?U12.

?U12 = (Рн12 ? R12 Qн12 ? Х12)/U1 = 5,85 КВ;

?U12 =(Рн12 ? Х12 - Qн12 ? R12)/U1= 4,01КВ;

U2 = 110 -5,85-j4,01 = 104,15-j4,01 = 104,23 КВ;

U"3 = U2 - ?U23 - ?U23.

?U23 = (Рн23 ? R23 Qн23 ? Х23)/U2 = 6,84 КВ;

?U23 = (Рн23 ? Х23 - Qн23 ? R23)/U2 = 10,5 КВ

U"3 = 104,23-6,84-j10,5=97,39-j10,5=97,95 КВ;

U3 = U"3 ? 1/kt =8,9 КВ;

?U2% = ((Uном - U2)/ Uном) ?100% = 0,03%;

?U3% =((U3ном - U3)/ U3ном) ?100% = 0,04%.

2) Магистральная схема соединения

Линия 1 - 9 - 17

Рисунок 7.3 - Схема замещения линии 1 - 9 - 17

· Sk45 = S5 S5‘= 34 j16,32 = 37,71 МВА;

· ? = S3/n ? Sном=0,47;

?Рт = ?Рхх ?2 ? ?Ркз = 0,07 МВТ;

?Qt = ?Qxx ?2 ??Qном = ?Qxx ?2 ?(Uk ?Sном/100) =1,09 Мвар;

?St = ?Рт ?Qt = 0,07 j1,09 МВА;

· Sн45 = Sk45 ?St = 34,07 j17,41 МВА;

· ?Sкш2 = ?Sнш2 = U32 ? Y*ш2 = - j2,72 МВА;

· Sk34 = Sн45 ?Sкш2 = 34,07 j14,69 МВА;

· ?S34 = (Sk34 / U1)2 ? Z34 = 1,01 j2,15МВА;

· Sн34 = Sk34 ?S34 = 35,09 j16,84 МВА;

· S3 = Sн34 ?Sнш2 = 35,09 j14,12 МВА;

· Sk23 = Sн23 = S3 = 35,09 j14,12МВА;

· Sk23" = S23" S23"’= 75 j36 МВА;

? = S23"/n ? Sном=1,04;

?Р23" = ?Рхх ?2 ? ?Ркз = 0,21 МВТ;

?Q23" = ?Qxx ?2 ??Qном = ?Qxx ?2 ?(Uk ?Sном/100) = 4,7 Мвар;

?S23" =0,21 j4,7 МВА;

· Sн23" = Sk23" ?S23" = 75,21 j40,7 МВА;

· ?Sкш2 = ?Sнш2 = U22 ? Y*ш2 = - j2,94 МВА;

· Sk12 = Sн23 ?Sш2 Sн23" = 110,29 j51,89 МВА;

· ?S12 = (Sk12 / U1)2 ? Z12 = 5,89 j19,89 МВА;

· Sн12 = Sk12 ?S12 = 116,19 j71,78 МВА;

· S1 = Sн12 ?Sнш2 =116,19 j68,84 МВА;

Обратный ход итерации: U4 = U1 - ?U34 - ?U34.

?U34 = (Рн34 ? R34 Qн34 ? Х34)/U1 = 5,74 КВ;

?U34 = (Рн34 ? Х34 - Qн34 ? R34)/U1 = 4,66 КВ;

U4 = 110 - 5,74-j4,66=104,26- j4,66=104,42 КВ

U5 = U"5 ? 1/kt;

U"5 = U4 - ?U45 - ?U45.

?U45 = (Рн45 ? R45 Qн45 ? Х45)/U4 = 6,24 КВ;

?U45 = (Рн45 ? Х45 - Qн45 ? R45)/U4 = 11,09 КВ;

U"5 = 104,42-6,24- j11,09=98,18- j11,09=98,8 КВ;

Коэффициент трансформации равен: кт = Uном / U3ном = 11;

U5 = 8,98 КВ;

U3 = U1 - ?U23 - ?U23

?U23 = (Рн23 ? R23 Qн23 ? Х23)/U1 = 4,9 КВ;

?U23 = (Рн23 ? Х23 - Qн23 ? R23)/U1 = 10,89 КВ;

U3 = 110 - 4,9- j10,89=105,1- j10,89=105,66 КВ;

?U4% = ((Uном - U4)/ Uном) ?100% = 5,07% > 5%;

?U5% = ((U5ном - U5)/ U5ном) ?100% = 10,18% > 5%;

?U3% = ((Uном - U3)/ Uном) ?100% = 3,94% < 5%.

Расчет второй итерации

Прямой ход итерации: ?Sкш2 = ?Sнш2 = U32 ? Y*ш2 = - j2,71 МВА;

Sk34 = Sн45 ?Sкш2 = 34,07 j14,7 МВА;

?S34 = (Sk34 / U1)2 ? Z34 = 1,01 j2,15 МВА;

Sн34 = Sk34 ?S34 = 35,09 j16,85 МВА;

S3 = Sн34 ?Sнш2 = 35,09 j14,14 МВА;

Sk23 = Sн23 = S3 =35,09 j14,14 МВА;

Sk23" = S23" S23"’= 75 j 36=83,19МВА;

? = S23"/n ? Sном=1,04;

?Р23" = ?Рхх ?2 ? ?Ркз = 0,21 МВТ;

?Q23" = ?Qxx ?2 ??Qном = ?Qxx ?2 ?(Uk ?Sном/100) = 4,7 Мвар;

?S23" = 0,21 j4,7 МВА;

Sн23" = Sk23" ?S23" = 75,21 j40,7 МВА;

?Sкш2 = ?Sнш2 = U22 ? Y*ш2 = - j2,72 МВА;

Sk12 = Sн23 ?Sш2 Sн23" =110,29 j 52,12МВА;

?S12 = (Sk12 / U1)2 ? Z12 = 5,9 j19,92 МВА;

Sн12 = Sk12 ?S12 = 116,2 j72,04 МВА;

S1 = Sн12 ?Sнш2 =116,2 j69,32 МВА;

Обратный ход итерации: U4 = U1 - ?U34 - ?U34.

?U34 = (Рн34 ? R34 Qн34 ? Х34)/U1 = 5,74 КВ;

?U34 = (Рн34 ? Х34 - Qн34 ? R34)/U1 = 4,66 КВ;

U4 = 110 - 5,74- j 4,66=104,26- j 4,66=104,37 КВ;

U5 = U"5 ? 1/kt;

U"5 = U4 - ?U45 - ?U45.

?U45 = (Рн45 ? R45 Qн45 ? Х45)/U4 =6,25 КВ;

?U45 = (Рн45 ? Х45 - Qн45 ? R45)/U4 = 11,09 КВ;

U"5 = 104,37-6,25- j11,09=98,12- j11,09=98,75 КВ;

Коэффициент трансформации равен: кт = Uном / U3ном = 11;

U5 =8,98 КВ;

?U4% = ((Uном - U4)/ Uном) ?100% = 0,05% > 5%;

?U5% = ((U5ном - U5)/ U5ном) ?100% = 0% > 5%;

Первая и вторая итерации сошлись, следовательно расчет произведен правильно.

3) Кольцевая схема соединения

Рисунок 7.3 - Схема замещения линии 1-4-9-1

· Определяем потери мощности на уч. 33’- потери в Т3 ? = S3/n ? Sном= 1,11;

?Рт = ?Рхх ?2 ? ?Ркз = 0,25 МВТ;

?Qt = ?Qxx ?2 ??Qном = ?Qxx ?2 ?(Uk ?Sном/100) = 5,33 Мвар;

?St = ?Рт ?Qt = 0,25 j5,33 МВА.

· Определяем мощность в начале участка 33’

Sн33’ = S3 ?St3 = 40,25 j24,53 МВА.

· Потери в шунте 4 определятся: ?Sш4 = U12 ? Y*ш4 = -j1,58 МВА.

· Определяем мощность в конце участка 23:

Sk23 = Sн33’ ?Sш4 40,25 j22,95 МВА.

· Определяем потери мощности в линии на уч. 23: ?S23 = (Sk23 / U1)2 ? Z23 = 5,43 j7,7 МВА.

· Мощность в начале линии 23 с учетом шунта 3 определится: Sн23 = Sk23 ?S23 ?Sш3 = 45,86 j29,07 МВА.

· Определяем потери мощности на уч.22’ - Потери мощности при раздельной работе 2-x трансформаторов Т2 ? = S3/n ? Sном=0,89;

?Рт = ?Рхх ?2 ? ?Ркз = 0,13 МВТ;

?Qt = ?Qxx ?2 ??Qном = ?Qxx ?2 ?(Uk ?Sном/100) = 2,23 Мвар;

?St = ?Рт ?Qt = 0,13 j2,23 МВА;

· Определяем мощность в начале участка 22’

Sн22 = S2 ?St2 = 20,13 j11,83МВА;

· Потери в шунте 2 определятся

?Sш2 = U12 ? Y*ш2 = -j1,14 МВА.

· Определяем мощность в конце участка 12 с учетом шунта

Sk12 = Sн22’ ?Sш2 Sн23" = 65,81 j39,76 МВА;

·

Определяем потери мощности в линии на участке 12

?S12 = (Sk12 / U1)2 ? Z12 = 6,69 j14,36 МВА;

· Мощность в начале линии 12 определится

Sн12 = Sk23 ?S12 = 72,5 j54,12 МВА;

· Мощность источника S1 определится

S1 = Sн12 ?Sнш1 =72,5 j52,98 МВА;

Расчет напряжения в узлах

· Определяем напряжение в узлах 2 и 2’ (не учитывая поперечную составляющую, т.к. U < 220КВ)

U2 = 110 - (Рк12 ? R12 Qk12 ? Х12)/U1 = 91,06 КВ;

· Падение напряжения в трансформаторе (без трансформации)

?U2’ = (Р2 ? Rt2 Q2 ? Хт2)/U2 = 6,45 КВ;

· Поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе ?U2’ = (Р2 ? Хт2 - Q2 ? Rt2)/U2 = 12 КВ;

· Напряжение потребителя определится

U2’= U2 - ?U2’ - ?U2’ = 91,06 - 6,45 - j12 = 85,46 КВ;

кт = U1 / U2 = 11;

· Определяем напряжение в узле 2’ с учетом трансформации

U2 = U"2 ? 1/kt = 7,77 КВ.

8. Экономическое сопоставление вариантов развития сети

Составление вариантов схемы сети осуществляют в результате расчета сравнительной экономической эффективности капитальных вложений.

Экономическим критерием является минимум приведенных затрат: З = Ен ? К И, (8.1) где Ен - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений;

Ен = 0,12 1/год

К - капитальные вложения, тыс.рублей

И - ежегодные эксплуатационные расходы, тыс. р /год;

K = Квл Кпс (8.2)

Эксплуатационные расходы включают в себя: - расходы на содержание ВЛ: Ивл;

- расходы на содержание эл. оборудование ПС: Ипс;

- издержки на потерю эл. энергии: И?W.

Издержки на оборудование состоят из отчислений: - на амортизацию;

- на ремонт;

- на заработную плату. районная электрическая сеть

И = Ил Ипс И?W (8.3)

Ил,пс = ?л,пс · Кл,пс, (8.4) где ал,пс - коэффициент эксплуатационных расходов.

Издержки на потерю эл. энергии определяются: И?W = ???w (8.5) где ?w - потери эл. энергии в линиях и трансформаторах ? - стоимость потерь эл. энергии, ?= 1,5 ?10-2 т.р./МВТ?ч

И?W = ? (? · ?РMAХ 8760??РХХ) (8.6) ? - время потерь, ч. ? = (0,124 Тmaх / 104)2 · 8760 (8.7)

?РMAХ = I2max · Rвл, (8.8)

Результаты заносим в таблицу 8.1 и 8.2.

Таблица 8.1 - Экономический расчет схемы А Участок К, т.р. И, т.р. З, т.р.

Кл, т.р. Кпс, т.р Ил, т.р. Ипс, т.р. И?W, т.р.

1-4 1330 159 3724 14,95 58,34 289,21

1-10 950 243 26,6 22,84 19,51 212,11

1-9 1605 293 44,94 27,54 179,69 479,93

9-17 1710 293 47,88 27,54 34,01 349,79

Итого: 1331,04

Таблица 8,2 - Экономический расчет схемы Б

Участок К, т.р. И, т.р. З, т.р.

Кл, т.р. Кпс, т.р Ил, т.р. Ипс, т.р. И?W, т.р.

1-4 1330 1489 37,24 14,95 58,34 289,21

1-10 950 243 26,6 22,84 19,51 212,11

1-9 1000 184 28 17,3 183,12 370,5

9-17 1710 293 47,88 27,54 34,01 349,79

9-4 1910 0 53,48 0 5,79 288,47

Итого: 1510,08

Вариант схемы А экономичнее варианта схемы Б

9. Механический расчет воздушной линии лектропередач

Проводим механический расчет воздушной линии электропередач для участка 1-4 схема сети А.

Механические нагрузки, действующие на провода и тросы воздушных линий, определяются собственным весом провода, величиной ветрового напора, и дополнительной нагрузкой, обусловленной гололедом.

Определяем нагрузку, вызванную собственным весом провода по формуле

P1 = g•мпр• 10 - 3 (9.1) где P1 - нагрузка от собственного веса провода, Н;

g - удельный вес, Н/кг;

мпр - масса провода, кг/км;

P1 = 9,8 · 599 ·10 - 3 = 5,88 Н/м

Нагрузка, создаваемая гололедом на провод, рассчитывается по формуле

Рнг = ?•g?10-3?ki•kd •? •вэ•(d ki•kd • вэ), (9.2) где Рнг - нагрузка на провод от гололеда, Н;

? - плотность гололеда, ? = 0,9• г/см3;

ki - коэффициент учитывающий изменение толщины гололеда от высоты подвеса провода;

kd - коэффициент учитывающий диаметр провода;

вэ - нормальная толщина стенки гололеда, мм;

d - расчетный диаметр провода, мм.

Нормальная гололедная нагрузка

Рнг = 0,9 · 9,81 · 10-3 · 1,2 · 0,9 · 3,14 · 20 · (17,1 1,2 · 0,9 · 20) = 23,17 Н/м

Расчетная гололедная нагрузка

Р2 = Рнг ? gnw ?gp ? gf ? gd (9.3) gnw - коэффициент надежности, для ВЛ до 220 КВ gnw =1;

gp - региональный коэффициент, gp = 1,2;

gf - коэффициент надежности по гололеду, gf = 1,6, Р2 = 23,17 · 1,0 · 1,2 · 1,6 · 0,5 = 22,25 Н/м

Определим нагрузку, обусловленную весом провода и гололедом

Р3 = Р1 Р2 = 5,88 22,25 = 28,12 Н/м (9.4)

Определяем нормальную нагрузку, вызванную ветром на провод без гололеда

Рнв = ?w · k1 ? kw ? Cx ·W0 ·F0·sin 2? (9.5)

где ?w - коэффициент неравномерности распределения ветра по длине пролета;

Сх - аэродинамический коэффициент;

kw - коэффициент, учитывающий высоту подвеса провода;

k1 - коэффициент, учитывающий влияние длины пролета на ветровую нагрузку;

W0 - нормальное ветровое давление, Па;

F0 - площадь продольного диаметрального сечения провода, м2.

Рнв = 0,7 · 1,05 · 1,0 · 1,2 · 800 · 2,65 · 1,02 = 1870,19 Н

Рнв1м = 1870,19/155 = 12,07 Н/м (9.6)

Расчетная ветровая нагрузка на провода без гололеда

Р4 = Рнв ? gн ? gp ? gf (9.7) gн - коэффициент надежности для ВЛ до 220 КВ gн =1 gp - региональный коэффициент, gp = 1,2 gf - коэффициент надежности по ветровой нагрузке, gf = 1,1

Р4 = 12,07 · 1,0 · 1,2 · 1,1 = 15,93 Н/м

Расчет нормального ветрового давления с гололедом

Рнвг = ?w · k1 ? kw ? Cx ·Wг ·Fг·sin 2? (9.8)

Рнвг = 0,7 · 1,05 · 1,0 · 1,2 · 200 · 9,35 · 1,0 = 1648,72 Н

Рнвг1м= 1648,72/155 = 10,64 Н/м

Определяем нагрузку на провод вызванную ветром и гололедом

Р5 = Рнвг1м ? gн ? gp ? gf, (9.9)

Р5 = 10,64 · 1,0 · 1,2 · 1,1 = 14,04 Н/м

Нагрузка, определяемая весом провода без гололеда и с ветром составит

Нагрузка, обусловленная весом провода с гололедом и с ветром составит

(9.11)

Рассчитываем удельные механические нагрузки на провод по формуле

, (9.12) где Р - нагрузка на провод, Н/м;

F - расчетное сечение провода, мм2

Результаты расчета по формуле сводим в таблицу 9.1

Таблица 9.1 - Удельные механические нагрузки на провод в разных режимах

1 2 3 4 5 6 7

Р,Н/м 5,88 22,25 28,12 15,92 14,04 16,98 31,43 ?,Н/м?мм2 0,034 0,128 0,16 0,092 0,081 0,098 0,18

10. Расчет критических пролетов

Допустимое напряжение в материале провода ?д устанавливается Правилами устройства электроустановок с учетом коэффициента запаса от предела прочности при растяжении ?р. Эти значения различны для режимов наибольшей нагрузки, наименьшей температуры и среднегодовой температуры. Для сталеалюминевых проводов в первых двух режимах они равны 35-45% ?в, а в третьем -30% ?в. ?р = 270 Н/м [ ПУЭ 2.5.7 ]

В этом случае допустимые напряжения составят

[?_ ] = [?нб] = 0,45 ?р = 0,45 270 =121,5 Н/мм2 (10.1)

[?э] = 0,3 ?р = 0,3·270= 81 Н/мм2 (10.2)

Для любого пролета режим, в котором возникают наибольшие напряжения, может быть определен с использованием понятий критических пролетов.

Первый критический пролет определяется формулой вида

(10.3) где ? - коэффициент линейного расширения материала провода, 1/ °С;

Е - модуль упругости материала провода, Н/мм2;

тэ - среднегодовая температура, °С;

t_ - минимальная температура, °С;

?_ - допустимое напряжение в проводе в режиме минимальных температур, Н/мм2;

?1 - удельная механическая нагрузка на провод от собственного веса, Н/(м · мм2).

Таким образом, величина первого критического пролета составит

Второй критический пролет определяется выражением

(10.4) где ? - коэффициент линейного расширения материала провода, 1/°С;

Е - модуль упругости материала провода, Н/мм2;

тг -температура образования гололеда, °С;

t_ - минимальная температура, °С;

?г - допустимое напряжение в проводе в режиме гололедных нагрузок, Н/мм2;

?1 - удельная механическая нагрузка на провод от собственного веса, Н/(м · мм2);

?7 - наибольшая удельная механическая нагрузка на провод, Н/(м · мм2).

Определяем величину третьего критического пролета, l3k

(10.5)

Сравниваем полученные величины длин критических пролетов с величиной пролета L = 155 м.

Так как l > l3k значит, расчетным режимом является режим максимальных нагрузок.

Напряжение в материале провода для всех режимов находится из уравнения состояния провода, которое имеет вид

(10.6) где ? - механическое напряжение в проводе, Н/мм2;

А, В - коэффициенты кубического уравнения.

(10.7)

(10.8) где ? - коэффициент линейного расширения материала провода, 1/°С;

Е - модуль упругости материала провода, Н/мм2;

тг - температура гололеда, °С;

t - температура, °С;

?г - допустимое напряжение в проводе в режиме гололеда, Н/мм2;

? - удельная механическая нагрузка на провод, Н/(м · мм2);

?7 - удельная механическая нагрузка на провод в режиме гололеда, Н/(м · мм2);

L - длина пролета, м.

Решение по формулам (10.6), (10.7) и (10.8) сводим в таблицу 10.1

Таблица 10.1 - Напряжение в материале провода

Режим А B ?, Н/мм2

Минимальных температур, [?_] -21,95 88723,52 31,11

Максимальных нагрузок, [?нб] 16,17 2538843 131,15

Максимальных температур, [? ] 81,73 88723,52 28,39

Гололеда, [?3] 16,17 2032288 121,5

Среднегодовых температур, [?э] 39,04 88723,52 34,69

Во всех режимах напряжение в материале провода меньше допустимого.

11. Расчет максимальной и минимальной стрелы провеса

Определяем наибольшую стрелу провеса провода fнб, используя понятие критической температуры.

Определение режима наибольшей стрелы провеса провода сводится к нахождению критической температуры тк. Очевидно, что при гололеде стрела провеса будет больше, чем стрела провеса при той же температуре без гололеда.

При сбросе гололеда стрела провеса уменьшится. При повышении температуры изза температурного расширения провода она начинает возрастать и при определенной (критической) температуре примет первоначальное значение.

Таким образом, критической температурой является температура, при которой стрела провеса провода одинакова в режиме гололеда без ветра и в режиме максимальной температуры.

Определяем значение критической температуры

(11.1)

где тк - критическая температура, °С тг - температура образования гололеда, °С ? - коэффициент линейного расширения материала провода, °С;

Е - модуль упругости материала провода, Н/мм2;

?1 - удельная механическая нагрузка от веса провода, Н/(м ·мм2);

?3 - удельная механическая нагрузка от веса провода и гололеда, Н/(м ·мм2) ?3 - механическое напряжение в проводе в режиме гололеда, Н.

Поскольку тк > t то максимальная стрела провеса соответствует режиму гололеда без ветра.

Рассчитываем наибольшую и наименьшую стрелу провеса.

11.2) где ?1 - удельная механическая нагрузка от веса провода, Н/(м ·мм2);

L - длина пролета, м;

? - механическое напряжение в проводе в режиме максимальных температур, Н/мм2

(11.3) где ?1 - удельная механическая нагрузка от веса провода, кгс/(м ·мм2);

L - длина пролета, м;

?- - механическое напряжение в проводе в режиме минимальных температур, кгс/мм2

Кривые провисания провода, строится по формуле вида: (11.4)

(11.5)

(11.6) где х - расстояние от точки подвеса провода до рассчитываемой координаты, м;

? - удельная механическая нагрузка на провод, Н/(м ·мм2);

? - напряжение в проводе в соответствующем режиме, Н/мм2.

Результаты расчета по формулам (11.5) и (11,6) сводим в таблицу 11.1

Таблица 11.1 - Кривые провисания провода

Режим yfнб (тг, ?г,?г) yfнм (t-, ?1,?-)

0 0 0

10 0,067 0,054

20 0,27 0,22

30 0,60 0,49

40 1,07 0,87

50 1,67 1,36

60 2,41 1,96

70 3,27 2,67

80 4,30 3,50

90 5,41 4,42

100 6,68 5,45

110 8,09 6,60

120 9,62 7,85

По полученным данным строим графики провисания провода.

Рисунок 11.1 Кривые провисания провода

12. Выбор типа и числа изоляторов

Выбор числа и типа изоляторов определяется классом напряжения воздушной линии, степенью загрязненности атмосферы в районе трассы и расчетной растягивающей механической нагрузкой.

Выбираем тип и число изоляторов в условиях обычной атмосферы для воздушной линии с напряжением 110 КВ имеющей металлические опоры.

Тип изоляторов ПС 70 - Д.

Число изоляторов n = 8;

Строительная длина изолятора ?из = 127 мм;

Разрушающая нагрузка Р = 7000 кгс = 68627,45 Н;

Масса изолятора миз = 3,49 кг.

Рассчитываем длину гирлянды изоляторов:

?г = n· ?из·10 - 3 = 8·127·10 - 3 = 1,016 м. (12.1)

Определяем нагрузку, действующую на гирлянду изоляторов. Она состоит из веса собственно гирлянды изоляторов Gг и веса провода: P = ki · (pi·Lвес Gг), (12.2) где P - нагрузка, действующая на гирлянду изоляторов, кгс;

ki - нормативный коэффициент запаса, k1 = 5 в режиме без ветра и гололеда, k7 = 2,5 в режиме максимальной расчетной нагрузки с ветром и гололедом;

Lвес - весовой пролет, м;

p - нагрузка от веса провода в соответствующем режиме, кгс;

Gг - вес гирлянды изоляторов, кг.

Рассчитываем вес гирлянды изоляторов

Gг = 9,8 · n · миз, (12.3) где n - число изоляторов;

миз - масса изолятора, кг.

Gг = 8 ·3,49 ? 9,8 = 273,6 Н.

Определяем весовой пролет

Lвес = 1,25 · L = 1,25 ·155 = 193,75 м (12.4)

Значения расчетных нагрузок составят: · в режиме без ветра и гололеда

P1 расч = 5 · (5,88 · 193,75 273,6) = 7062,04 Н в режиме максимальной нагрузки с ветром и гололедом

P7 расч = 2,5 · (47,55 · 193,75 273,6) = 23712,98 Н

Определяющей является расчетная нагрузка, P7 расч

Рассчитаем коэффициент запаса прочности кз = Рразр / P1 расч = 68627,45/7062,04 = 9,7 > 1,8 (12.5) кз = Рразр / P7 расч = 68627,45/23712,98 = 2,89 > 1,8 (12.6)

Изоляторы удовлетворяют требованию по запасу прочности, если коэффициент прочности больше нормативного кнорм = 1,8 [4]

Минимальное допустимое расположение траверсы опоры рассчитывается по формуле вида htp = hг fнб ?г, (12.7) где hг - габариты воздушной линии (наименьшее допустимое расстояние воздушной линии до земли) htp = 6 4,01 1,016 = 11,03 м.

Выбираем унифицированную опору, имеющую htp = 15 м.

13. Определяем стрелу провеса во 2-ом анкерном полете

При обрыве провода во втором пролете после анкерной опоры провод провисает, и стрела провеса может значительно увеличится. Поскольку на гирлянду изоляторов действует тяжение провода только с одной стороны, то гирлянда изоляторов отклоняется, точка подвеса провода перемещается на величину ?l.

Значение величины ?l рассчитывается по формуле

(13.1) где T - тяжение в оставшейся части провода в аварийном режиме, кгс;

p0 = рг - единичная нагрузка на провод в рассматриваемом режиме, Н/м;

L - длина пролета, м;

Е - модуль упругости материала провода, Н/мм2;

F - расчетное сечение провода, мм2.

T0 - тяжение провода в исходном режиме, Н;

T0 = ?0F = ?г · F = 121,5 ? 173,2 = 21043,8 Н

Отклонение гирлянды изоляторов определяется

(13.2)

Обрыв провода во втором пролете от анкерной опоры считается самым тяжелым аварийным режимом, редукция тяжения будет при этом наибольшей и стрела провеса провода максимально увеличится в уцелевшем пролете. Для расчета тяжения провода решаются совместно два уравнения (13.1) и (13.2).

Результаты расчета по формулам (13.1) и (13.2) сводим в таблицу 13.1 и строим график.

Таблица 13.1 - Расчет тяжения провода

Т, кгс 15043,8 16043,8 17043,8 18043,8 19043,8 20043,8 21043,8

?l, м 1,3438 1,0173 0,7447 0,5144 0,3176 0,1478 0,00005 i, м 0,9872 0,9906 0,9934 0,9958 0,9978 0,9995 1,0009965

Рисунок 13.1. Определение тяжения в проводе в уцелевшем пролете при обрыве провода во втором пролете после анкерной опоры

Тяжение в проводе получаем равным 16130 кгс при котором ?l = i = 0,991 м.

Определяем новую длину пролета: L" = L - ?l = 155 - 0,991 = 154,009 м

Стрела провеса провода в аварийном режиме

(9.29) где p = p1 - нагрузка на провод обусловленная его весом, кгс;

T - тяжение в оставшейся части провода в аварийном режиме, кгс;

L` - длина пролета в аварийном режиме, м.

Определяем расстояние проводов ВЛ до земли: hг = htp - fав - ?г = 15 - 1,016 - 5,17 = 8,81 м hг норм = 6 м

Наименьшее допустимое расстояние воздушной линии до земли соответствует норме.

Рисунок 13.2. Кривые провисания провода

Правилами устройства электроустановок устанавливается минимально допустимое расстояние от провода до объектов, расположенных под линиями электропередачи.

Эти расстояния должны соблюдаться и в аварийной ситуации, связанной с обрывом проводов, если они подвешены в глухих зажимах на подвесных гирляндах изоляторов.

14. Расчет шаблона расстановки опор

Построим шаблон для расстановки опор по профилю трассы для линии 110 КВ выполненной проводом марки АС - 150/19, проходящей по населенной местности, относящейся к III району по гололеду и ко IV ветровому району. Наибольшая стрела провеса наблюдается в режиме максимальных нагрузок при тг = -5°C.

Шаблон для расстановки опор по профилю трассы состоит из трех одинаковых кривых максимального провисания провода, построенных в масштабе профиля трассы по уравнению

(14.1)

где x - расстояние от точки подвеса провода до расчетной точки, м;

?1 - удельная механическая нагрузка от веса провода, Н/(м ·мм2);

? - механическое напряжение в проводе в режиме максимальных температур, Н/мм2.

(14.2)

Результаты расчета по формуле (14.1) сводим в таблицу 14.2

Таблица 14.1 - Построение шаблона для расстановки опор по профилю трассы

Х, м 10 30 50 70 80 90 100 110 120

Y, м 0,0668 0,6013 1,6705 3,2742 4,2765 5,4125 6,6821 8,0853 9,622 hг = htp - fнб - ?г = 15 - 4,01 - 1,016 = 9,97 м (14.3) h0 = htp - ?г = 15 - 1,016 = 13,98 м (14.4) h0" = h0 - hг = 4,01 м (14.5)

По данным таблицы 14.1 строим кривые шаблона для расстановки опор по профилю трассы рис. 14.1.

Рисунок 14.1. Построение шаблона для расстановки опор по профилю трассы

Кривые должны быть сдвинуты относительно друг друга на расстояние h0 - высота точки подвеса провода и hг - габарит линии. В нашем случае hг = 6 м, h0 = 15 м.

1. Проектирование развития районной электрической сети: Задание и методические указания по выполнению курсового проекта по дисциплине «Электрические сети и системы». 2-е изд., испр. и доп. Екатеринбург, 2002.-39с.

2. Крюков К.П., Новгородцев Б.П. Конструкции и механический

3. расчет линий электропередачи. - 2-е изд., перераб. и доп. - Л.: 4. Энергия, 1979, 312с., ил.

5. Задание к курсовому проекту по дисциплине «Эксплуатация электроэнергетических систем» и методические указания к его выполнению. Екатеринбург: Изд-во Урал. гос. проф.-пед. ун-та, 2001. 47 с.

6. Министерство Топлива и Энергетики Российской Федерации, Правила Устр Электро Установок.- 6-е изд, перераб. и доп, с изм.- М.: Главгосэнергонадзор России, 1998.- 608с.

7. Справочник по проектированию энергетических систем /В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985.-352с.