Проектирование элементов систем электроснабжения сельского хозяйства
3
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
ВведениеВ данном курсовом проекте был осуществлен расчет и проектирование ВЛ-110
кВ для электроснабжения сельского хозяйства.В ходе расчета был произведен выбор числа и мощности трансформаторов; составление схемы замещения; выбор сечения проводов линии 110
кВ; определение напряжения; расчет послеаварийного режима; выбор материала и типа опор ВЛ; определение критических пролетов; расчет монтажных стрел провеса.Данное курсовое проектирование имеет цель ознакомления с основными приемами и методами проектирования элементов систем электроснабжения сельского хозяйства, проявления навыков самостоятельной работы с технической литературой и нормативными документами, дает возможность проявить самостоятельность в выборе решений, связанных с оптимизацией параметров сети.
Исходные данные к проектированиюВариант № 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 (
МВА) /соs:ТП1: ; ТП2: ; ТП3: ; ТП5: ; ТП6: .
1.1 Составление схемы сети 110 кВСоставляем расчетную схему трансформаторных подстанций с учетом варианта:Рис.1. Схема сети с опорным узлом А.
1.2 Выбор числа и мощности трансформаторов ТППринимаем 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 | , МВА | 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 | |
|
1.3 Приведение нагрузок к высшему напряжениюНагрузка 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 навторичной стороне ТП;, - суммарные активные и реактивные сопротивления трансформа-торов данной ТП; - номинальное напряжение трансформатора; - суммарная зарядная мощность линий, приложенная в точкеподключения данной нагрузки (ТП).Зарядную мощность определяем, (
Мвар):,где - номинальное напряжение сети; - суммарная длина линий; - реактивная проводимость линии (принимаем для минимального сечения (70 мм2)
См/км).Так как, зарядная мощность распространяется по всей длине линии, то принято схематично распределять ее в начале и в конце линии. Поэтому, полученное в точке подключения нагрузки, т.е. На шинах высшего напряжения ТП, необходимо разделить на два. (
Мвар); (
Мвар); (
Мвар); (
Мвар); (
Мвар).;;;;.
1.4 Расчет сложнозамкнутой сети 110 кВДля расчета необходимо составить схему замещения электрической сети, в которой - направление мощности становится произвольно, определяется число независимых контуров.Расчет такой сети ведут в 2 этапа: определяют потокораспределение на участках без учета потерь мощности; рассчитывают потери мощности, потокораспределение по участкам с учетом потерь мощности и направление в точках сети. 1 2 3 A 6 5 Рис. 2. Схема электрической сложнозамкнутой сети.Определяем число независимых контуров и задаемся неизвестными мощностями, согласно числу контуров: и . Затем выражаем потоки мощностей на каждом участке через принятые неизвестные мощности. Выраженные мощности участков сводив в таблицу:Для узла 6: Для узла 3: Аналогично для остальных узлов.Таблица 2. Выраженные мощности участков
|
№ участка | Выраженные мощности участков | |
| | |
|
Выполним проверку правильности вычисления: сумма всех мощностей должна быть равна мощности источника (точка ):
.
Для нахождения и составим систему:
Для контура:
по :
;
по :
Для контура:
по :
;
по :
.
Получаем две системы уравнений:
и .
Перегруппируем системы для дальнейшего их решения:
и .
Решая данные системы находим соответственно: ; ; ; ;
Подставляем в таблицу 2 вместо , , , их значения:
Таблица 3. Численные значения выражений мощностей участков
|
№ участка | Выраженные мощности участков | |
| | |
|
1.5 Выбор сечений проводов участков линии 110 кВЗная 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 , МВА | 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 | |
|
1.6 Определение токораспределения по участкам с учетом сопротивлений выбранных проводов без учета потерь мощностиДля 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 , МВА | 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 | |
|
1.7 Определение потерь в узлах с учетом потерь мощностиДля определения потери мощности на участках используем формулу:,где , - соответственно активная и реактивная составляющие мощности участка линии, взятые из таблицы 8,
МВт, Мвар;, - соответственно активная и реактивная составляющие сопротивления рассматриваемой линии.;Тогда мощность в начале участка А-6 будет:Для определения мощности в начале участка 6-5 используем I закон Кирхгофа:.Аналогичным образом находим мощности в начале и конце каждого из участков, а также потери мощности на данных участках. Полученные данные сводим в таблицу 10.Таблица 10. Рассчитанные значения мощностей в начале и в конце линий, потери мощности на участках
|
№ участка линии | Мощность в начале | Мощность в конце | Потери мощности | |
| | | | |
|
Для определения напряжений в узлах сети в качестве отправной точки используем напряжение опорного узла А: кВ. Тогда в узловой точке 6 на шинах трансформаторной подстанции напряжение , без учета поперечной составляющей напряжения, будет равно:
,
кВ.
Здесь - продольная составляющая падения напряжения.
кВ
кВ;
кВ;
кВ.
1.8 Выбор надбавок (ответвлений) трансформатораНапряжение на шинах низшего напряжения ПС, приведенное к стороне высшего напряжения, можно получить, если из напряжения вычесть падение напряжения в трансформаторе (также без учета поперечной составляющей падения напряжения):,где - низшее напряжение, приведенное к высшей стороне; - высшее напряжение на шинах ТП;, - нагрузка подстанции соответственно активная и реактивная;, - соответственно активное и реактивное сопротивление ТП.
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ.Определяем желаемое (расчетное) напряжение регулировочного ответвления обмотки высшего напряжения трансформатора:,где - номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора; - напряжение желаемое, которое необходимо поддерживать на шинах низшего напряжения в различных режимах работы сети.Ведем расчет для режима наибольших нагрузок:
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ.Согласно полученным значениям по таблице10 [7] определяем действительное напряжение ответвления и соответствующую ему добавку напряжения:
кВ, %;
кВ, %;
кВ, %;
кВ, %;
кВ, %.Определим действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанции:.
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ.Для сети 10
кВ в режиме наибольших нагрузок и в послеаварийных режимах должно поддерживаться напряжение не менее 10,5
кВ, а в режиме наименьших нагрузок - не более 10
кВ. Допускается для сети 10
кВ, если в послеаварийных режимах невозможно обеспечить напряжение 10,5
кВ, другой уровень напряжения, но не ниже 10
кВ.Согласно данному условию проверяем теперь и в последующем соблюдение его для , , соответственно.В данном случае, в режиме наибольших нагрузок, данное условие соблюдается полностью.Ведем расчет для режима наименьших нагрузок с учетом того, что напряжение в режиме наименьших нагрузок больше соответствующего напряжения в режиме наибольших нагрузок на 2%, Т.о.:
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ.Определяем желаемое (расчетное) напряжение регулировочного ответвления обмотки высшего напряжения трансформатора в режиме наименьших нагрузок:
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ.Согласно полученным значениям по таблице10 [7] определяем действительное напряжение ответвления и соответствующую ему добавку напряжения:
кВ, %;
кВ, %;
кВ, %;
кВ, %;
кВ, %;Определим действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанции:.
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ.В режиме наименьших нагрузок действительное напряжение меньше допустимо возможного 10
кВ, что соответствует поставленному выше условию.
1.9 Расчет послеаварийного режимаВ 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 , МВА | 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.
1.10 Анализ и заключение по результатам электрического расчета режимов работы сетиПолученные 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 | |
|
2. Механический расчет воздушной линии 110 кВПроектирование линий электропередачи ведется согласно схеме развития электрической системы.Для механического расчета выбранных сечений проводов, определения допустимых пролетов ВЛ необходимо знать климатические условия: толщину стенки гололеда, максимальную скорость ветра, высшую, низшую и среднегодовую температуру.С целью сокращения объема курсового проекта, механический расчет ВЛ-110 кВ выполняется для линии, соединяющей две узловые точки (1-5).
2.1 Выбор материала и типа опор ВЛ-110 кВОпоры 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
кВВ качестве материала для опор на сельских линиях широко применяют древесину деревьев хвойных пород, в первую очередь сосны и лиственницы, а затем пихты и ели (для линий напряжением 35
кВ и ниже). Для траверс и приставок опор ель и пихту применять нельзя.Все большее распространение получают железобетонные опоры, изготавливаемые на специальных предприятиях. для напряжений не более 35
кВ линии изготавливают на вибрированных стойках, на двухцепных линиях (рис.5) 35 и 110
кВ - также на центрифугированных стойках. Их срок службы в среднем в два раза выше, чем на деревянных, хорошо пропитанных опорах. Отпадает необходимость в использовании древесины, повышается надежность электроснабжения. Железобетонные конструкции обладают высокой механической прочностью и долговечностью, но недостатком их является большая масса. Отсутствие высокопрочных сталей и бетона соответствующих марок долгое время не позволяло применять железобетонные опоры в строительстве высоковольтных линий, для которого транспортабельность конструкции играет решающую роль.Таким образом, принимаем к установке железобетонные двухцепные опоры.
2.2 Определение удельных нагрузок на проводаУдельные 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 скоростиветра по длине пролета; - аэродинамический коэффициент.Нагрузка от давления ветра при наличии гололеда: ,здесь - 25% от первоначальной.Суммарная нагрузка от собственной массы проводов и от давления ветра (при отсутствии с гололеда): .Суммарная нагрузка от собственной массы провода, от гололеда и давления ветра: .
2.3 Определение критических пролетовДля 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 низшейтемператур. ; ; ;
м.
Второй критический пролет - это пролет, при котором напряжение в проводе при наибольшей нагрузке равно допустимому напряжению при наибольшей нагрузке , а в режиме низшей температуры - допустимому напряжению при низшей температуре .,где - удельная нагрузка в режиме максимальной нагрузки (); - температура в режиме максимальной нагрузки.
м.
Третий критический пролет - это пролет, при котором напряжение при среднегодовой температуре достигает допустимого при среднегодовой температуре , а в режиме максимальной нагрузки равно допустимому при максимальной нагрузке ..
м.
2.4 Систематический расчет проводов и тросовЦель 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 | | |
|
2.5 Расчет монтажных стрел провесаРасчет 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/ммм2 | 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 , .
Литература1. 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.