КР Электроснабжение


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.
МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего
профессионального образования

«Тульский государственный университет»

Факультет систем автоматического управления

(ИВТС им. В.П. Грязева)


Кафедра
«Электроэнергетика»










МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИ
Я

ПО КУРСОВОЙ РАБОТЕ



дисциплины


«Электрические станции и подстанции»



Направление подготовки: 140400


«Электроэнергетика и электротехника»

Профиль:
«
Электроснабжение
»

Квалификация (степень)
выпускника: 62, бакалавр


Форма обучения


(
очная, заочная)






Тула 201
2

г.





2


1
. Задание на курсовую работу


1
.1. Исходные данные


Проектируемая электроэнергетическая система представлена
существующей районной подстанцией (узел 1) с расчетной мощностью
Р
1

и
тремя развивающимися узлами нагрузки (узлы 2, 3 и 4) с расчетными
мощностями
Р
2
, Р
3
и
Р
4
.

Из балансов активной и реактивной мощности электроэнергетической
системы более высокого уровня известно, что в период максимальной
нагрузки мощность, передаваемая через районную подстанцию к узлам
нагрузки
2, 3 и 4
,
ограничена величиной
Р
1



1
.

Система является дефицитной по активной мощности
(
Р
1
<
Р
2
Р
3

Р
4
),
поэтому в узле 2, где имеются мощные потребители тепловой энергии,
планируется строительство ТЭЦ, от шин генераторного напряжения
которой будет получать питание нагрузка узла 2, а избыточная мощность
ТЭЦ
через шины высшего напряжения может передаваться в энергосистему.

Исходные данные для проектирования выбираются в соотв
етствии с
рис. 1 и табл. 1 и 2, в которых номера вариантов отвечают соответственно
последней и предпоследней цифрам шифра студента.


3




Рисунок 1



Варианты схем расположения узлов источников питания и
нагрузок


Таблица 1



Климатические условия
энергосистемы


Вариант

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Рисунок

а

б

в

г

д

е

ж

3

и

к

Климатические условия

Нормативное
ветровое
давление, Па
(даН/м
2
)

400
(40)

500
(50)

650
(65)

400
(40)

500
(50)

650
(65)

400
(40)

500
(50)

650
(65)

500
(50)

Толщина
стенки
гололеда,
мм

25

20

15

10

25

20

15

10

20

15

4


Температура
низшая, °С


40


35


30


25


20


20


25


30


35


40

Температура
высшая, °С

20

25

30

35

40

35

40

30

25

20

Температура
средняя, °С


5

0

0

5

5

5

5

0


5


5


Таблица 2



Характеристика электрических нагрузок


Вариант

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Р
1
, МВт

40

30

40

50

60

40

30

40

50

60


1
,
Мвар

10

15

20

25

30

10

15

20

25

30

Р
2
,
,
МВт

40

30

35

50

45

60

30

40

40

30

Р
3
,
МВт

20

70

45

35

30

55

40

70

30

40

Р
4
,
МВт

50

40

30

65

35

50

30

40

50

70

Масштаб

1 см: …км

20

40

15

50

20

50

15

40

15

50


Общие для всех вариантов данные:

1.
Во всех узлах нагрузки имеются электроприемники 1, 2 и 3

й
категорий по надежности электроснабжения.

2.

Номинальные напряжения на шинах районной подстанции (узел 1)

U
1ном
 110 и 220 кВ
; уровень напряжения в период наибольшей нагрузки

U
1
 1,05
U
1ном
.

3.

Мощность собственных нужд ТЭЦ
Р
сн

составляет 10% от
мощности
электростанции ТЭЦ; коэффициент реактивной мощности нагрузки
сн
t

1,0.

4.

Продолжительность использования наибольшей нагрузки в узлах 2,
З
и 4
Т
m
ах
5500 ч.

5.

Коэффициенты реактивной мощности нагрузок в узлах 2, 3 и 4
соответственно составляют
2

t

 0,7;
3

t

 0,8;
4

t

 0,9.


1
.2.
Содержание проекта


1. Составление баланса активной мощности и выбор генераторов ТЭЦ.

2.

Обоснование схемы и напряжения электрической сети.

3.

Составление баланса реактивной мощности, выбор и размещение
компенсирующих устройств.

4.

Выбор и проверка сечений
проводов линий электропередачи.

5.

Выбор схемы выдачи мощности и трансформаторов ТЭЦ.

6.

Выбор трансформаторов и схем подстанций в узлах нагрузки.

7.

Приведение нагрузок узлов и мощности ТЭЦ к стороне высшего
напряжения.

8.

Расчет установившегося режима электрической
сети.

9.

Регулирование напряжения в узлах нагрузки.

5


10.
Расчетконструктивнойчасти ВЛ.

11 . Графическая часть.


1
.3. Методические указания к выполнению проекта


1
.3.1. Баланс активной мощности и выбор генераторов ТЭЦ

Баланс активной мощности, составляемый в энергосистеме для
режима максимальной нагрузки, представляет собой равенство
генерируемой и потребляемой мощностей в электрической системе


k
р
(
Р
2
Р
3

Р
4
)




Р


Р
сн

Р
тэц


Р
1
,

(1)


где
Р
i



активные мощности нагрузок в узлах,
i

2
,
3, 4;

k
р

 0.9


коэффициент разновременности максимумов активной
нагрузки;

Р
1


активная мощность, передаваемая через районную подстанцию;

Р
тэц


мощность генераторов ТЭЦ;



Р

суммарные потери мощности в линиях и трансформаторах;

Р
сн

 0,1
Р
тэц

мощность собственных нужд ТЭЦ.

Величина потерь


Р

ориентировочно составляет 5... 10 % от
суммарной потребляемой активной мощности в системе.

Из уравнения баланса определяется мощность
ТЭЦ
.

Номинальная мощность генераторов
Р
ном

и их количество выбираются
в
соответствии с данными табл.
3.


Таблица 3



Техническая характеристика генераторов


Тип

Частота


ном
,

Р
ном
,

U
ном
,

co

ном

генератора

вращения,

МВ

А

МВт

кВ



об/мин





Т

12

3000

15

12

10,5

0,8

Т

20

3000

25

20

10,5

0,8

Т

32

3000

40

32

10,5

0,8

Т

63

3000

78,75

63

10,5

0,8


После выбора количества и мощности генераторов определяется
суммарная
установленная мощность ТЭЦ:


Р
тэц у



i
ном
Р
i
;

тэц у



i
ном
Р
i
i
ном
t


(2)


и мощность, выдаваемая электростанцией в систему:


Р
тэц с


Р
тэц у



Р
сн



Р
2
;

тэц с



тэц у




сн




2
;

тэц с


2
с
тэц
2


с
тэц
P
.
(3)


6


где

сн


Р
сн
сн
t



реактивная мощность.


1
.3.2. Обоснование выбора варианта схемы и напряжения электрической
сети


Электрическая сеть должна обеспечивать надежное
электроснабжение потребителей и требовать для своего развития
наименьших затрат материальных ресурсов. С этих позиций и следует в
первую очередь намечать схему проектируемой электрической сети.

При выполнении курсового проекта следует:


наметить для заданного взаимного расположения узлов электрической
сети возможные к сооружению линии электропередачи;


принять к рассмотрению
3...4

варианта схем и проанализировать их с
позиций надежности и экономичности; связь ТЭЦ с
подстанцией
энергосистемы должна обеспечиваться при отказе любой линии
электропередачи;


выбрать для дальнейшего расчета окончательный вариант
электрической сети.

Пример.
Для приведенного на рис. 2,
а

взаимного расположения узлов
сети примем возможные к сооружению линии электропередачи (рис. 2,
б
).
Проектировать линию между узлами 2 и 3 нецелесообразно, поскольку эта
линия имеет большую длину.

Выберем к рассмотрению четыре возможных варианта электричес
кой
сети
(рис. 2,
в, г, д, е
)
.
В каждом варианте обеспечивается прямая связь ТЭЦ с
энергосистемой (линия 1

2); потребители в узлах 3 и 4 получают питание
по
двум линиям (или двухцепной линии) электропередачи.



Рисунок 2



Варианты развития электрической сети


7


Во всех схемах при аварийном отключении любой линии
электропередачи обеспечивается электроснабжение потребителей 3 и 4 и
сохраняется связь ТЭЦ с энергосистемой.

Из сопоставления схем на рис. 2,
вид
видно, что схема н
а рис. 2,
д
будет дороже, поскольку линия 3

4 в схеме на рис. 2,
д
длиннее, чем линия 1

3 в
схеме рис 2,
в.
Схему рис. 2,
д
из дальнейшего расчета исключаем.

В схеме рис. 2,
г
суммарная длина линий в одноцепном исполнении
значительно меньше, чем в схеме рис. 2,
е.
Схему рис. 2,
е
из дальнейшего
расчета
исключаем.

Схемы на рис. 2,
в и г
по
суммарной длине линий в одноцепном исполнении
практически равноценны. Сопоставим эти схемы по количеству силовых
выключателей, условно обо
значенных жирными точками. В схеме рис. 2,
г
на
один выключатель меньше. Таким образом, для дальнейшего рассмотрения
следует оставить схему рис. 2,
г.

При определении напряжения электрической сети следует сначала оценить
напряжения отдельных линий, а затем принять напряжение всей
сети.

Номинальное напряжение линии электропередачи определяется
активной мощностью
Р
,
МВт, передаваемой по линии, и расстоянием

L
,
км, на
которое эта мощность передается. Рассчитать номинальное напряжение
линии можно, пользуясь различными эмпирическими
формулами. Формула
Стилла


U
ном
 4,34
P
L
16

, кВ (4)


приемлема

для линий длиной до 250 км и передаваемых мощностей до 60
МВт.

Для больших мощностей, передаваемых на расстояние до 1000 км,
используется формула Залесского


U
ном

)
15
100
(
L
P

, кВ.

(5)


Удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных
напряжений

(35... 1150 кВ) дает формула Илларионова


U
ном

P
L
2500
500
1000

, кВ.

(6)


Для того,

чтобы воспользоваться одной из формул для выбора
напряжения, необходимо знать потоки мощности в линиях. Расчет
предварительного (без учета потерь) распределения мощностей в
разомкнутых сетях определяется по первому закону Кирхгофа.

Для определения предвар
ительного распределения мощностей в
замкнутой сети эта сеть разрезается по источнику питания (узлу 1) и
8


представляется сетью с двухсторонним питанием. На рис.
3
показана сеть с
двусторонним питанием трех нагрузок

Р
тэц с
,
Р
3
и
Р
4
.
Мощность ТЭЦ
представлена отрицательной нагрузкой. Направления мощностей
Р
i

в
линиях задаются произвольно. Если при расчете некоторая мощность
Р
i
будет иметь отрицательный знак, то эта мощность течёт в направлении,
противоположном выбранному.


Поскольку сечения линий
ещё не выбраны, распределение мощностей
определяется по длинам линий. Мощности, протекающие по головным
участкам сети, определяются по следующим выражениям:


Р
12

 [

Р
тэц с
(
L
23


L
34


L
41’
) 
Р
3
(
L
34


L
41’
) 
Р
4
L
41’
)] /

L
;
(7,
а
)


Р
1’4

 [
Р
4
(
L
34


L
23


L
12
) 
Р
3
(
L
23


L
12
)


Р
тэц с
L
12
)] /

L
;
(7,
б
)


где
L
i


длина линии между узлами
i

и

, км;


L


суммарная длина линий замкнутой сети, км.



Рисунок 3


Сеть с двухсторонним
питанием



Правильность вычислений можно проверить по условию:


Р
12


Р
1’4


Р
3


Р
4



Р
тэц с
. (7,
в
)



Мощности, протекающие по линиям 2

3 и 3

4, рассчитываются по
первому закону Кирхгофа.


По рассчитанным активным
мощностям и длинам линий определяются
напряжения этих линий в соответствии с формулами (4…6). Полученные
напряжения округляются до ближайших больших стандартных величин. По
результатам анализа полученных напряжений принимается номинальное
напряжение электр
ической сети.


В замкнутой сети для всех линий, как правило, применяется одно
наибольшее номинальное напряжение.


1.3.3.

Баланс реактивной мощности, выбор мощности и размещение
компенсирующих устройств


9


Баланс реактивной мощности, составляемый для режима
наибольшей
нагрузки, представляет собой равенство генерируемой и потребляемой
реактивных мощностей в электрической системе


k

(

2



3



4
) 


л



сн




т



тэц у



ку



1



с
, (8)


где

i


Р
i
i
t



реактивные мощности нагрузок в узлах,
i
 2, 3, 4;

k
р

 0,9


коэффициент разновременности максимумов реактивной
нагрузки;


1



реактивная мощность, передаваемая через районную подстанцию;



л

и


т



потери мощности в линиях и трансформаторах;


тэц у
,

сн



реактивная мощность ТЭЦ и ее собственных нужд;


с



зарядная мощность линий электропередачи;


ку


требуемая суммарная мощность компенсирующих устройств.

В предварительных расчетах можно
принять




т


0,1(

3



4



тэц
с
);

(9)




с
 
U
2

2,6

10

6


L
,
Мвар
;
(10,
а
)




л


(5... 25)10

3

L
, Мвар


для линий 110 кВ;

(10,
б
)




л


(10... 50)10

3

L
, Мвар


для линий 220 кВ;

(10,
в
)


где

L


суммарная длина линий в одноцепном

исполнении, км.

Из уравнения баланса реактивной мощности определяется требуемая
суммарная мощность компенсирующих устройств

ку
.

Распределение мощности

ку
между потребителями представляет
собой достаточно сложную оптимизационную задачу.
В курсовой работе
эта задача решается упрощенно:


в узле 2 компенсирующие устройства не размещаются (

ку2

 0),
поскольку в этом узле находится ТЭЦ, генераторы которой являются
мощным источником реактивной мощности;


распределение мощности

ку
между узлами 3 и 4 выполняется по
равенству коэффициентов реактивной мощности в этих узлах:



t





i
i
P
i
ку
i
i

t
P

,
(11)


где
i

 3,4.

Искомые мощности
компенсирующих устройств в узлах составят


10



ку
i


P
i
(t

i


t

).
(12)


где
i

 3,4.


Если для какого

то узла выражение (12) даст отрицательный
результат, то для этого узла следует принять

ку
i
0.

После определения мощностей

ку
i

расчетные нагрузки в узлах
составят:


P
р
i


P
i
;

р
i



i



ку
i
;

р
i

2
2
i
i

P

, (13)


где
i

 3,4.


1
.3.4. Выбор и проверка сечений проводов линий
электропередачи


Для выбора сечений проводов воздушных линий электропередачи
необходимо знать полные мощности, протекающие по линиям.
Предварительное распределение реактивных мощностей в линиях
электрической сети определяется так же, как и активных мощностей (см. п.
5.3.2)
. В выражения (7,
а, б, в
) подставляются значения

тэц с
,

р3
,

р4
.

Полная мощность, протекающая по линии между узлами
i

и

,
определяется по выражению



i


2
2
i
i

P

, (14)


Для принятого номинального напряжения сети
U
ном

ток в линии
составит


I
i



i

/
3
U
ном
.
(15)


Сечения проводов воздушных линий электропередачи выбираются по
экономической плотности тока

э
.
Значения

э
, зависящие от
продолжительности наибольшей нагрузки
Т
mx
,
приведены в табл. 4.

Сечение провода, соответствующее экономической плотности тока,


q
э
i


I
i

/

э
.

(16)


Таблица 4


Экономическая плотность тока


Проводники

Экономическая плотность
при
Т
mx
, ч

тока, А/мм
2
,

1000...3000

3000...5000

более 5000

11


Неизолированные
алюминиевые и
сталеалюминиевые провода

1,3

1
,1

1,0


Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного
сечения
q
i
.
Шкала стандартных сечений проводов воздушных линий
составляет следующий ряд:


16, 25, 35, 50, 70, 95, 120, 150, 185, 240, 300, 330, 400, 500, ... мм
2
.


В соответствии с ПУЭ минимальные сечения проводов по условию
ограничения потерь на корону
составляют 70 и 240 мм
2

для линий
напряжением 110 и 220 кВ соответственно. Если рассчитанные сечения
проводов получились меньше, эти сечения необходимо увеличить до
указанных значений.

Выбранные сечения проводов должны быть проверены по
допустимому длитель
ному току
I
доп

(по нагреву) в послеаварийном режиме
работы электрической сети, под которым подразумевается отключение
любой линии. Значения
I
доп

для проводов различных сечений приведены в
табл.
5.

При питании узла нагрузки по двум линиям в режиме отключения
одной
линии ток оставшейся в работе линии увеличивается в два раза.
Проверка по
нагреву проводов таких линий выполняется по условию


I
i

па

 2
I
i


I
доп
.
(17)


Проверка по нагреву линий замкнутой сети, содержащей в одном из
узлов ТЭЦ, выполняется поочередным отключением каждой линии этой
сети. Рассмотрим такую проверку для замкнутой электрической сети (1

2

4),
приведенной на рис. 2,
в
.

Отключение линии 1

2:



по линии 2

4 протекает полная мощность, выдаваемая ТЭЦ;


по линии 4

1 протекает мощность, равная разности между мощностью
ТЭЦ и мощностью потребителя 4.

Отключение линии 1

4:


по линии 2

4 протекает мощность

4
;



по линии 2

1 протекает мощность (

тэц с




4
).

Отключение линии 2

4:


по линии 1

4 протекает мощность

4
;



по линии 2

1 протекает мощность

тэц с
.

По мощностям определяются токи в линиях в послеаварийном режиме
I
i
па
и
проверяется условие


I
i

па


I
доп
.
(18)


12


Проверка проводов линий по нагреву в случае отсутствия ТЭЦ в
замкнутой
сети выполняется поочередным отключением каждого из
головных участков.
В каждом случае рассчитывается распределение
мощностей в разомкнутой сети
в послеаварийном режиме, токи в линиях и

проверяется условие (18).

При невыполнении условий (17, 18) сечение проводов линии
необходимо увеличить.

Параметры сталеалюминиевых проводов, необходимые для
последующих расчетов, приведены в табл.
5.


Таблица 5



Параметры сталеалюминиевых проводов


Сечение, мм
2

70

95

120

150

185

240

300


0
, Ом/км

0,4

0,31

0,25

0,2

0,16

0,12

0,1

х
0
,
Ом/км

0,44

0,43

0,43

0,42

0,41

0.41
0,44

0,43

b
0

10

6
, См/км

2,55

2,6

2,65

2,7

2,75

2.81

2,6

2,64

I
доп
,

А

•*ДОП5 **

265

330

375

450

510

610

690


Примечание.
Для проводов сечением 240 мм
2

в числителе указаны параметры для
напряжения 110 кВ, в знаменателе


для напряжения 220 кВ. Для проводов сечением
300
мм
2

параметры указаны для напряжения 220 кВ.



1
.3.5. Выбор схемы выдачи мощности и
трансформаторов ТЭЦ


Схемы выдачи мощности генераторами ТЭЦ строятся по двум
основным
принципам:


схемы с генераторным распределительным устройством (ГРУ)
(рис. 4);


блочные схемы (рис. 5).

От шин ГРУ получают питание потребители на напряжение 10 кВ и
потребители собственных нужд (с.н.).
Такие схемы применяются для
генераторов небольшой мощности.



13




Рисунок 4



Схема ТЭЦ с генераторным распределительным устройством






Рисунок 5



Блочная схема ТЭЦ

Собственные нужды ТЭЦ выполняются на напряжении 6 кВ. Поэтому
при
генераторном напряжении, равном 10 кВ, питание с.н. осуществляется через
трансформатор собственных нужд ТСН напряжением 10/6 кВ.

14


С ростом единичных мощностей генераторов

применяются блочные схемы,
в которых потребители на напряжение 10 кВ и потребители с.н. получают
питание отпайками от генераторов
G
.

В схемах ТЭЦ с ГРУ связь с системой осуществляется, как правило,
через
два трансформатора связи
Т.
Выбор мощности этих трансформаторов
должен
проводиться с учетом графика тепловой нагрузки ТЭЦ,
возможного отказа
одного из генераторов и других факторов. В курсовом
проекте номинальную
мощность одного трансформатора связи
рекомендуется выбирать не меньше
с
ледующих значений:



ном



тэц с
;

ном



2
; / 2.
(19)


Для блочной схемы ТЭЦ с
п
одинаковыми агрегатами номинальная
мощность каждого блочного трансформатора
Т
должна быть не меньше
следующих значений:



ном



тэц с

/
n
;

ном



2

/
n
.
(20)


Полученные значения мощностей округляются до ближайшей
большей номинальной мощности трансформатора (см. табл. 6).

Распределительное устройство высшего напряжения 110... 220 кВ (РУ
ВН)
может выполняться по схеме без сборных шин с перемычкой (рис. 4) или с двумя
системами шин (рис. 5). Количество присоединений к шинам
РУ ВН
определяется количеством отходящих линий.



1
.
3.6. Выбор трансформаторов и схем подстанций в узлах нагрузки


На подстанциях, от которых получают питание потребители 1 и 2
категории, устанавливаются два трансформатора.

Мощность трансформаторов на подстанции выбирается с учетом
допустимой перегрузки в а
варийном режиме. Под аварийным режимом
понимается аварийное отключение одного трансформатора. Всю нагрузку
принимает на себя оставшийся в работе трансформатор.

Выражение для выбора номинальной мощности трансформаторов
имеет
вид:



ном



р
i

/
k
п
,
(21)


где

р
i



расчетная нагрузка в узле
i
;

k
п

1,4. . . 1,5


коэффициент допустимой перегрузки.

Полученное значение мощности округляется до ближайшей большей
номинальной мощности
трансформатора (см. табл. 6).

15


Схема подстанции зависит от напряжения, мощности, назначения
подстанции, ее расположения в схеме сети, количества присоединений и
других
факторов.

При выполнении проекта следует принимать типовые схемы
подстанций в зависимости

от их расположения в схеме сети:



тупиковая подстанция (рис. 6,
а
);


транзитная в замкнутой схеме (рис. 6,
б
);


транзитная в магистральной схеме (рис. 6,
в
).





Рисунок 6



Типовые схемы подстанций



РУ ВН (110...220 кВ) выполняется, как правило, открытым. При
количестве присоединений до четырех (2 присоединения


линии, 2
присоединения


трансформаторы) РУ ВН выполняется без сборных шин.
Для
обеспечения транзита мощности
в РУ ВН предусматривается рабочая
перемычка
с выключателем (рис. 6,
б
). При выполнении ремонтных работ
транзит мощности
осуществляется через ремонтную перемычку без
выключателя.

При количестве присоединений на стороне высшего напряжения
шесть
и более преду
сматриваются более сложные схемы РУ ВН, в
частности
система сборных шин, состоящая из двух секций (секции 1 и 2
на рис. 6,
в
).

РУ низшего напряжения 10 кВ собирается, как правило, из
комплектных ячеек и состоит из двух (1 и 2) или четырех (1, 2, 3 и 4)
секций
шин, соединенных секционным выключателем. Количество секций
определяется
исполнением трансформатора (с расщеплением обмоток
низшего напряжения
или без расщепления).

16


Поскольку в состав потребителей входят электроприемники 1
категории, на секционных в
ыключателях предусматривается автоматика
ввода
резервного питания АВР.


Таблица 6


Трёхфазные двухобмоточные
трансформаторы классов напряжения 110, 220 кВ


Тип
трансформатора


ном
,

кВА

U
в ном
,

кВ

U
н ном
,

кВ


Р
хх
,

кВт


Р
кз
,

кВт

u
кз
,

%

I
хх
,

%

ТДН


10000/1 10

10000

115

11

14

58

10,5

0,9

ТДН


16000/1 10

16000

115

11

21

86

10,5

0,85

ТРДН

25000/110

25000

115

10,5

25

120

10,5

0,75

ТРДН

32000/110

32000

115

10,5

32

145

10,5

0,75

ТРДН

40000/110

40000

115

10,5

42

160

10,5

0,7

ТРДН

63000/110

63000

115

10,5

50

245

10,5

0,6

ТРДН

32000/220

32000

230

11

45

150

11,5

0,65

ТРДН

40000/220

40000

230

11

50

170

11,5

0,6

ТРДН

63000/220

63000

230

11

70

265

11,5

0,5


Примечание.
Трансформаторы с высшим напряжением 110 кВ имеют устройство
РПН с
диапазоном регулирования  9
x
1,78%. Трансформаторы с высшим
напряжением 220 кВ
имеют устройство РПН с диапазоном регулирования  8
x
1,5%.



1
.3.7.
Приведение нагрузок узлов и мощности ТЭЦ к
стороне ВН


В соответствии с заданием нагрузки узлов заданы на стороне низшего
напряжения (НН) 10 кВ. Приведение нагрузок к стороне высшего
напряжения (ВН) выполняется для последующего упрощения расчетной
схемы установившегося режима электрической сети.

На

рис. 7,
а

показан участок схемы электрической сети: две линии
W
1
и
W
2

подходят к некоторому узлу
i
.

Нагрузка на стороне НН составляет

Р
i


Р
Р
i



Р
i
. Схема замещения этого участка сети приведена на рис. 7,
б
. Нагрузка
узла
i
, приведенная к стороне ВН, определяется по следующим
выражениям:


Р
i
в


Р
Р
i



Р
Т
,

i
в



Р
i




Т
,


(

c
1



c
2
) / 2, (22)


где

Р
Т

и


Т



потери активной и реактивной мощности в
трансформаторах
Т
;


c
1
/
2
и

С2
/2


половины зарядных мощностей линий
W
1
и
W
2
.


17



Рисунок 7



Участок схемы электрической сети (
а
), его схема замещения (
б
)
и схема узла
i

с нагрузкой, приведенной к ВН (
в
)



Потери
мощности в трансформаторах вычисляются по выражениям



Р
Т


n

Р
хх


n
1

Р
кз

р
i
2

/

ном
2
, кВт; (23)




Т


n
I
хх

ном
/100 
n
1
u
кз

i
2

/ 100

ном
, квар, (24)


где
п


количество трансформаторов в узле
i
,


р
i



расчетная нагрузка узла
i
, кВА;


ном
,

Р
ХХ
,

Р
кз
,
I
хх
,
u
кз



паспортные данные трансформатора (табл.
6).

Зарядная мощность линий вычисляется по выражению:



с


m
U
ном
2
b
0
L
, Мвар,
(25)


где
т


количество цепей линии;

b
0



удельная проводимость линии (табл.
5), См/км;

L



длина линии, км;

U
ном



номинальное напряжение линии, кВ.

Рассмотрим эквивалентную схему ТЭЦ (рис. 8,
а
).
Через
трансформаторы
Т
протекает мощность



18




Рисунок 8


Приведение мощности ТЭЦ и нагрузки узла 2 к стороне ВН


При
ведение мощности
Р
ТЭЦ С



ТЭЦС
к

стороне ВН выполняется
также, как и для подстанций, но с учётом направления мощности


Р



Р
тэц с




Р
т
,





тэц с





т
,
(

с
1


с
2
)
/2. (28)



При определении потерь мощности в трансформаторах ТЭЦ в
выражения (23) и (24) вместо

р
i

подставляется

тэц с
.

После приведения мощностей узлов к стороне ВН схемы замещения
этих узлов сводятся к более простому виду, приведенному на рис. 7,
в

и
рис. 8,
б
.



1
.3.8. Расчёт установившегося режима электрической сети


Целью расчёта
установившегося режима

в курсовом проекте является
определение уровней напряжения в узлах электрической сети для
последующей оценки необходимости регулирования напряжения. Кроме
того, после расчёта должны быть проверены условия


Р
потр


Р
1
,

потр



1
,

(29)


где
Р
потр

и

потр



активная и реактивная мощности, потребляемые от
районной подстанции, расположенной в узле 1.


Выполнение условий (29) подтвердит правильность выбора мощности
ТЭЦ и мощностей компенсирующих устройств.


При
выполнении расчёта заданными считаются:




уровень напряжения на шинах районной подстанции (в узле 1) в
период наибольшей нагрузки
U
1


1,05
U
1ном
;




приведенные к стороне ВН мощности нагрузок в узлах
Р
i
в



i
в
;



мощность ТЭЦ на стороне ВН
Р




2
в
;


Параметры линий электропередачи, которые определяются по
погонным сопротивлениям

0

и
х
0
,
b
0

(табл. 5) и длинам линий
L
:

19



R



0
L
, Ом;
X


x
0
L
, Ом;

с


U
2
b
0
L
,
Мвар
.



Для расчёта
установившегося режима составляется схема замещения
электрической сети с мощностями узлов, приведенными к стороне ВН. В
частности, для замкнутой сети схема замещения показана на рис. 9.





Рисунок 9



Схема замещения замкнутой
электрической сети


При расчете замкнутой сети сначала определяется предварительное
(без учета потерь) распределение мощностей:



12

 [


2
в
(Z
*
21’

 Z
*
31’

 Z
*
41’
) 

3
в

(Z
*
31’

 Z
*
41’
) 

4
в

Z
*
1’4
] / Z
*

; (30)



1’4

 [

4
в
(
Z
*
41’


Z
*
31’


Z
*
21
) 

3
в

(
Z
*
31


Z
*
21’
)



2
в

Z
*
21
] /
Z
*

; (30,
а
)


где
Z
*
R


Х


сопряженное комплексное сопротивление.

При пользовании выражениями (30) и (30,
а
) мощности и
сопротивления подставляются в комплексном виде:





P



;
Z
*
R


Х
.


Мощности



23


P
23



23
и

4
3


P
4
3



4
3


определяются по первому
закону Кирхгофа.

В результате расчета предварительного распределения мощностей
определяется узел потокораздела. Таким узлом может быть один из
нагрузочных узлов (узел 3 или 4), если к этому узлу мощности притекают с
разных сторон, или узел с ТЭЦ (узел 2), если от этого узла мощности
растекаются в разные стороны. По узлу потокораздела схема разрезается
на два магистральных участка.

Предположим, чт
о в схеме рис. 9 узлом потокораздела является узел 3,
обозначенный символом

. По этому узлу схема разрезается на два
магистральных участка 1

2

3 и
1'

4

3.
Рассмотрим последовательность
расчета одного магистрального участка, например у
частка 1

2

3.

20






Рис
унок
10



Схема замещения магистральной сети



Расчет ведется в два этапа.

На первом этапе
определяются потоки мощности в линиях


P
23
н



23
н
;

,
P
12
к



12
к
;
P
12
н



12
н




с учетом потерь мощности; этот расчет
ведется по номинальному
напряжению сети
U
НОМ

от конца схемы к ее
началу (к узлу 1); верхние
индексы
н
и
к
относятся к началу и концу линии.

Потери мощности в линии между узлами
i

и

определяются по
выражениям
:



P
i

 (
P
к
i
2



к
i
2
)
R
i

/
U
ном
2
; (31)





i

 (
P
к
i
2



к
i
2
)
X
i

/
U
ном
2
. (31,
а
)


Мощность в начале линии отличается от мощности в конце линии на
величину потерь мощности
:


P
i
н


P
i
к



P
i

;

i
н



i
к




i
.
(32)


Мощность, потребляемая участком схемы 1

2

3 из узла 1 (рис.10),
составит


P
потр1


P
12
н
;

потр1



12
н




с12
/2.
(3
3
)


Аналогично рассчитывается
магистральный участок 1'

4

3.

На втором этапе
по заданному напряжению в узле 1 и полученным на
первом этапе потокам мощности определяются потери напряжения в
21


линиях сети и напряжения в ее узлах (
U
2
,
U
3

и
U
4
); расчет ведется от начала
схемы (узла 1) к ее
концу.

Потери напряжения в линии между узлами
i

и

определяются по
выражению
:



U
i

 (
P
н
i
R
i



i
X
i
)

/
U
i
.
(34)


Напряжение в конце линии составляет
:


U



U
i



U
i
.
(35)



Более подробно порядок расчета установившегося режима
электрической сети с приведением примера рассмотрен в [3].



1
.3.9
. Регулирование напряжения


Цель регулирования напряжения


обеспечение требуемого ПУЭ
уровня напряжения на шинах 10 кВ подстанций в узлах нагрузки 3 и 4. В
режиме наибольшей нагрузки это напряжение должно быть не ниже
1,05
U
ном

(
10
,5 кВ
). Средством регулирования напряжения в выполняемом
проекте
являются трансформаторы с РПН.

Пусть при расчете установившегося режима в некотором узле
i
получено напряжение
U
i
, (рис. 10). Напряжение
U

i
(напряжение на
вторичной обмотке трансформатора, приведен
ное к первичной обмотке)
отличается от напряжения
U
i
на величину потерь напряжения в
трансформаторе
:


U

i


U
i




U
т


U
i



(
Р
Р
i
R
т


Р
i
Х
т
) /
n
U
i
.
(36)





Рисунок 1
1



Регулирование напряжения трансформатором с РПН



Активное и индуктивное сопротивления трансформатора
вычисляются
по его паспортным данным (табл. 5)
:


R
т



Р
К
U
вн
2

10
3

/

н
ом
2

, Ом;
Х
т


и
к
%
U
вн
2

10
3

/100

н
ом
, Ом.
(3
7
)

22



Напряжение на вторичной обмотке трансформатора
составляет


U

i


U
'
i

/
k
т


U
'
i
U
н

ном

/
U
в

ном


U
'
i
U
н

ном

/
U
о
тв о
,
(3
8
)


где
k
т


U
в

ном
/
U
н

ном

U
о
тв о
/
U
н

ном


номинальный коэффициент трансформации;

U
о
тв о



напряжение нулевого ответвления РПН.

Если напряжение
U
"
i
отличается от требуемого ПУЭ, необходимо
переключить РПН с нулевого ответвления
U
о
тво
на желаемое ответвление
U
о
тв ж
,
обеспечивающее на вторичной обмотке трансформатора
напряжение не
ниже 10,5 кВ:


U
'
i
U
н

ном

/
U
отв ж

≥ 10,5.

(39)


Из последнего выражения


U
отв ж


U
'
i
U
н

ном

/ 10,5.
(
40
)


По полученному значению
U
от
в
ж
подбирается напряжение
стандартного ответвления


U
отвст


U
в

ном

±
n

U


U
в

ном
/ 100
,
(
41
)


где
±
n

 ±
(0, 1,2, ... )


номера ответвлений;

U

,%



напряжение одной ступени регулирования (см. табл. 6).

Определяется напряжение на вторичной обмотке трансформатора
после регулирования:


U

iрег


U
'
i

U
н
ном

/
U
отв ст
.
(
42
)


Полученное значение должно удовлетворять требованиям ПУЭ.



1
.3.10. РАСЧЕТ
И ПРОЕКТИРОВАНИЕ
КОНСТРУКТИВНОЙ ЧАСТИ ВЛ


Этот раздел включает в себя следующие вопросы:


выбор опоры;


расчет удельных нагрузок на провод;


определение исходного режима с проверкой прочности провода;


расчет монтажных стрел провеса провода;


проверку габарита ВЛ.

Все указания по расчету конструктивной части ВЛ с приведением
примера и
необходимых справочных материалов даны в [4].



23


2
. ВЫБОР МАТЕРИАЛА И ТИПА ОПОР


Для воздушных линий электропередачи применяют деревянные,
железобетонные и
металлические (стальные) опоры.

Выбор материала опор следует производить на основании
срав
нительных технико

экономических расчетов. В настоящее время
в
большинстве случаев при проектировании линий применяют уни
фицированные
опоры. Согласно нормам технологич
еского проекти
рования воздушных линий
электропередачи напряжением 35 кВ
и выше, рекомендуются следующие
области использования различ
ных материалов.

Деревянные опоры из пропитанной древесины следует применять
для
одноцепных линий электропередачи 35... 150 кВ

во всех рай
онах, где это
позволит существенно снизить затраты на
строительство.

Железобетонные опоры с предварительно напряженной арма
турой
намечаются для установки в условиях равнинной местности
на всех
одноцепных линиях 35, 110, 150 кВ, где нецелесообра
зны
деревянные опоры,
на всех одноцепных линиях электропередачи
220 кВ; на всех двухцепных
линиях 35,
110
кВ; на одноцепных
линиях 330 кВ с горизонтальным
расположением проводов; на
линиях электропередачи 500 кВ, сооружаемых в
равнинной местно
сти, где металл
ические опоры экономически
нецелесообразны. Не
разрешается применять железобетонные опоры на линиях,
проходя
щих в горной и сильно пересеченной местности, а также на линиях,
место строительства которых удалено от базы железобетонных изделий на
расстояние бо
лее 1500 км.

Металлические опоры следует применять на двухцепных линиях
35,
110
,
150 кВ и на одноцепных линиях 220, 330 кВ в районах,
где нецелесообразно
или невозможно применение деревянных и же
лезобетонных опор (в безлесных
районах, в горной или сильно
пересеченной местности, при удаленности места
строительства от
базы на расстояние более 1500 км), на одноцепных линиях
330 кВ
со смешанным расположением проводов, на двухцепныхлиниях
220,
330 кВ, на линиях 500 кВ в тех случаях, когда не допускается
применени
е
железобетонных опор, на линиях 750 кВ.

После решения вопроса о материале опор приступают к выбору
основного типа промежуточных опор, а также типов анкерных
и угловых
опор.

Как уже указывалось, при проектировании следует применять
унифицированные опоры. Н
а основе унификации для каждой опоры
установлены условия применения: напряжение линии, число цепей,
районы
гололедности, максимальная скорость ветра, диапазоны
марок проводов,
марки тросов. По этим сведениям в справочниках
выбирают соответствующий
тип опор
ы.

В наименовании опор отражаются следующие признаки:

а) вид опоры: П


промежуточная; У


угловая и анкерн
о

угловая; С


специальная (транспозиционная, ответвительная
и т. п.);

24


б)
материалы опор: Д


дерево; Б


железобетон; для
метал
лических опор буквенное обозначение материала опускается;

в)
напряжение: 35, 110 и т. д;

г)
порядковый номер унифицированной опоры; одноцепным
опорам
присвоены нечетные номера, а двухцепным


четные.

Например, ПБ 35

3


промежуточная железобетонная одноц
еп
ная
опора для напряжения 35 кВ (предназначена для III

IV рай
онов по
гололедности, скорости ветра до 30 м/с, сечений проводов
АС

95

АС

150,
троса С

35); УС 110

8


угловая специальная
металлическая двухцепная
опора для напряжения 110 кВ; ПД
110

5


промежуточная деревянная
одноцепная опора для напря
жения 110 кВ.

При выборе типа опор необходимо наметить желаемое располо
жение
проводов на опоре. С точки зрения электрических процессов
в линии
желательно располагать провода симметрично один отно
с
ительно другого
(в углах равностороннего треугольника). Однако
на линиях с подвесными
изоляторами приходится располагать один
провод под другим, что приводит
к большой вероятности схлестывания проводов. По этим соображениям
удобно применять горизон
тальное
расположение проводов в одной
плоскости (П

образные опоры), однако эти опоры оказываются более
дорогими, так как
должны иметь две сто
й
ки. Промежуточным решением
является
размещение проводов в углах неравностороннего треугольника, а на
двухцепных опорах


в

виде «бочки», «прямой елки» и «обратной
елки».
На линиях 35...330 кВ обычно применяют опоры со смешан
ным
расположением фаз, за исключением особо гололедных рай
онов и
районов с частой «пляской» проводов. В таких районах,
а также на
линиях 500 кВ и выше про
вода располагают горизон
тально.

При выборе опор решается также вопрос о способах подвески
проводов и тросов. Провода могут быть подвешены с помощью
зажимов:
1) глухих; 2) с ограниченной прочностью заделки (про
скальзывающих); 3)
выпускающих. Зажимы второго

и третьего
типов при отклонении
гирлянды на определенный угол (например, при обрыве проводов)
соответственно пропускают и сбрасывают
провод. Эти зажимы позволяют
применять облегчённые опоры.
ПУЭ [6] по условию надежности
рекомендуют применение глухих
зажимов. Подвеску тросов осуществляют
только в глухих зажимах.

Тросы могут быть подвешены следующими способами:

1)
трос заземлен на всех промежуточных опорах (подвеска
без
'изоляторов) и крепится через изоляторы только на металличе
ских и
железобетонных анкер
ных опорах;

2)
на всех опорах трос крепится на изоляторах,
шунтируемых
искровыми промежутками, и разделяется на анкерные
участки,
каждый из которых заземлен в одной точке. Благодаря такой
подвеске устраняются потери мощности, вызываемые индуктирован
ными
напр
яжениями в тросе, создается возможность применения
плавки
гололеда на тросе, не оказывается влияние на значение
однофазного
25


тока короткого замыкания и создаются нормальные
условия для работы
релейной защиты, появляется возможность контролировать сопротивление

заземления каждой опоры в отдель
ности;

3) трос полностью изолируется на всей линии или на отдельных
участках.
Изоляторы шунтируются искровыми промежутками.

Согласно ПУЭ [6], на всех линиях 150 кВ и ниже крепление
троса
производится по первому способу. Второй способ должен
применяться на
линиях 220...500 кВ. В случае использования троса
для отбора мощности или
высокочастотной связи может быть
применен третий способ.

Необходимость применения грозозащитных тросов опре
деляется
в
основном материалом опор и интенсивностью гроз в районе
сооружения
линии. Линии до 35 кВ и линии 110 кВ с деревянными
опорами не защищаются
тросами. Линии 110...500 кВ с металличе
скими и железобетонными опорами
должны защищаться тросами.
Сооруже
ние линий
110
...500 кВ без тросов
допускается в районах
с малой интенсивностью гроз (число грозовых часов в
году менее
20), на участках линий с большим сопротивлением грунта
(



10
3

Ом

см), на участках линий с
толщиной стенки гололеда более 20 мм.

Изоляция воздушной линии выбирается с учетом воздействия
рабочего
напряжения, коммутационных и грозовых перенапря
жений. Тип и число
изоляторов в гирлянде определяются их изоля
ционными свойствами и обычно
указываются в
технических данных
унифицированной опоры. При решении
этого вопроса можно также
руководствоваться ПУЭ [6], в которых приведено
число изоляторов
в поддерживающих гирляндах для наиболее
распространенных
типов.

Согласно нормам технологического
проектирования [27],
на линиях 330 кВ и выше рекомендуется применять, как
правило,
стеклянные изоляторы, а на линиях 35...220 кВ


как стеклянные,
так и фарфоровые.

По выбранному основному типу унифицированных опор устанав
ливают
одну из главных величин для дальнейшего расчета


расчетную габаритную
длину пролета.
Она обычно указывается
в технических данных опор.



3
РАСЧЁТ УДЕЛЬНЫХ НАГРУЗОК НА ПРОВОД


ВЛ

работают в естественных климатических условиях и подвергаются
ветровым и гололедным нагрузкам, изменениям температуры воздуха. Все
климатические условия фиксируются на метеостанциях. На основании ста

тистических данных метеостанций вся территория страны р
азделена на
районы по ветру и гололеду [4].

Воздействие ветра на ВЛ характеризуется ветровым давлением
W
,
то
есть силой, действующей на 1 м
2

поверхности. Значения
W
и скорости ветра
V,
измеренные на высоте 10м, приведены в табл.
7
.



26


Таблица
7



Климатические
нагрузки
ВЛ



Район

по ветру

W
, даН/м
2

(V,
м/с)

Район по
гололеду

Толщина

стенки

b
,
мм

I

40 (25)

I

10

II

50 (29)

II

15

III

65 (32)

III

20

IV

80 (36)

IV

25

V

100 (40)

V

30

VI

125 (45)

VI

35

VII

150(49)

VII

40

особый

выше 1500 (выше
49)

особый

выше 40


Гололедные отложения на метеостанциях измеряются на круглом
стержне диаметром 10 мм, расположенном на высоте 10м. Эти гололедные
отложения приводятся к форме идеального полого цилиндра изо льда с
толщиной стенки
b
.
Значения
b
приведены в табл.
7
.

В каждом районе страны фиксируются значения низшей
min


и высшей
mx


температуры воздуха, рассчитывается среднегодовая температура

ср
.
Значения этих температур приводятся,
например, в [6]. Значения температу
ры
при интенсивном ветре

в

и интенсивном гололедообразовании

г

при
нимаются равными

в



5°С и
Г




5°С [4].

Естественно, что при проектировании ВЛ необходимо учитывать кли

матические условия района, где будет сооружаться линия.

Одним из важных моментов проектирования ВЛ является расчет
прово
дов на механическую прочность. Расчет опор и других элементов ВЛ
(изолят
оров, арматуры), как правило, не производится. Эти элементы, в
частно
сти опоры, выбираются из унифицированного ряда с учетом
климатических
условий района сооружения ВЛ. Для каждой
унифицированной опоры в
справочных материалах указываются ее размеры и
област
ь применения (см.
приложение 3).

Под расчетом проводов ВЛ на механическую прочность понимается оп

ределение механического напряжения в проводах при различных сочетаниях
климатических условий и сопоставление этих напряжений с допустимы
ми
значениями.

ВЛ

напряжением 35 кВ и выше имеют грозозащитный трос. Расчеты на
механическую прочность проводов и грозозащитных тросов имеют много
общего, поэтому ниже под термином «провод» будет подразумеваться и
трос, а
отличительные особенности расчета троса будут рассм
отрены от
дельно в п. 5.5.

Основными факторами, влияющими на механическое напряжение в
проводе, являются:



температура окружающего воздуха;


гололедные нагрузки;


ветровые нагрузки.

27


При
изменении температуры воздуха меняется внутреннее механиче
ское
напряжение в проводе за счет изменения длины провода в пролете. Гололед и
ветер влияют на механическое напряжение в проводе за счет внеш
него
механического воздействия.

Для ВЛ применяются, главн
ым образом, сталеалюминиевые провода.
Физико

механические характеристики алюминия и стали существенно
от
личаются. В практических инженерных расчетах сталеалюминиевых прово
дов
используются эквивалентные физико

механические характеристики,
приведенные к пров
оду в целом:


модуль упругости
Е
;


температурный коэффициент линейного удлинения

;


механическое напряжение

.

Физико

механические характеристики
сталеалюминиевых проводов
различного сечения приведены в приложении 3.

В [4] даются допустимые механические напряжения в проводе для трех
режимов:


режима низшей температуры [
min


];


режима
среднегодовой температуры [
ср


];


режима наибольшей внешней нагрузки [

р
m
ах
].

Основной задачей расчета провода на механическую прочность явля
ется
определение таких условий его монтажа, чтобы в
процессе эксплуа
тации
линии механические напряжения в проводе в режимах низшей тем
пературы
min


,
среднегодовой температуры
ср



и наибольшей внешней
нагрузки
mах
р

не
превышали допустимых значений.

Таким образом, условия проверки провода на механическую прочность
имеют следующий вид:


min




[
min


]
;
ср




[
ср


]
;
mах
р



[
mах
р

]
;

(
43
)


Поскольку расчетные значения механического напряжения в проводе
сопоставляются с допустимыми напряжениями, метод расчета получил
на
звание
метода допустимых напряжений.

Кроме указанных трех режимов, в [4] установлены и другие расчетные
режимы, которые по мере необходимости будут рассмотрены ниже.

При выполнении механического расчета проводов различных сечений
F
при различной длине пролета


удобно пользоваться удельными
механи
ческими нагрузками на провод, т. е. нагрузками, приведенными к
1 м
длины и 1 мм
2

сечения провода. Размерность удельной нагрузки


даН/м

мм
2
.

Удельная нагрузка от собственного веса провода
определяется через
вес
Р
одного км провода и его сечение
F
:


р
1


Р

10

3
/ F.

(
44
)


28


В соответствии с [4] удельные нагрузки, обусловленные гололедом и
ветром, подразделяются на нормативные и расчетные. В нормативных на

грузках учитывается конструкция ВЛ: высота подвеса провода, его диамет
р и
другие факторы. Расчетные нагрузки дополнительно учитывают
ответственность ВЛ, опыт эксплуатации аналогичных ВЛ в рассматриваемом
рай
оне и другие условия.

Удельная нормативная нагрузка от веса гололеда на проводе,
исходя
из цилиндрической формы
гололедных отложений, составляет


р



)
(
0
b
K
K
d
b
K
K

d
i
d
i










/
F
, (
45
)


где
0



0,9

10
3
даН/м
3

 0,9

10

3
даН/м

мм
2



плотность льда;

b



нормативная толщина стенки гололеда на высоте 10м, мм;

d


диаметр провода, мм;

К
i



коэффициент, учитывающий изменение толщины стенки
гололеда от
высоты расположения приведенного центра тяжести проводов;

К
d



коэффициент, учитывающий изменение толщины стенки
гололеда в
зависимости от диаметра провода.

Высота расположения приведенного центра тяжести проводов
опреде
ляется по выражению


h
п
р


]
[
3
2
1
f
m
h
m
i
i





, (
46
)


где
h
i



расстояние от земли до
i

и траверсы опоры;

т


количество проводов на опоре;




длина гирлянды изоляторов, предварительно принимаемая 0,6 м,
1,3 м и
2,4 м для ВЛ напряжением 35, 110 и 220 кВ

соответственно;

[
f
]

максимально допустимая стрела провеса провода, определяемая по
вы
ражению


[
f
]

h
п

3






h
г
,
(
47
)


где
h
п

3



расстояние от земли до траверсы нижнего провода;

h
г



наименьшее допустимое расстояние от провода до земли (габарит
ВЛ),

принимаемое по табл.
8


Таблица
8


Габарит ВЛ



Характер
местности

Габарит ВЛ,
h
г
,
м, при напряжении

до35кВ

110
кВ

220 кВ

29


Населенная

7

7

8

Ненаселенная

6

6

7

Труднодоступная

5

5

6

Значения коэффициентов
К
i
и
К
d
,
учитывающих изменение толщины
стенки гололеда от высоты расположения приведенного центра тяжести
проводов и в зависимости от диаметра провода, приведены в табл. 5.3.

Удельная расчетная
нагрузка от веса гололеда на проводе


р
2


р


nw





f


d

,

(
48
)


где
nw




коэффициент надежности по ответственности ВЛ, зависящий от
напряжения и количества цепей; для ВЛ до 220 кВ включительно
nw



1;
д
ля
двухцепных ВЛ
nw

1,3 независимо от напряжения;





региональный коэффициент, принимаемый в диапазоне 1,0... 1,3;
значе
ние этого коэффициента принимается на основании опыта эксплуатации
и
указывается в задании на проектирование ВЛ;

f




коэффициент надежности по гололедной нагрузке;
f

1,3 для
районов по гололеду I и II,
f

1,6 для районов по гололеду III и выше;

d

0,5


коэффициент условий работы.


Таблица
9



Значения коэффициентов
К
i
и
К
d



h
п
р
, м

К
i

d
,
мм

К
d

до 25

1,0

до 10

1,0

30

1,4

20

0,9

50

1,6

30

0,8

70

1,8

50

0,7

100

2,0

70

0,6


Примечание.
Для промежуточных высот
h
пр

значения коэффициентов
К
i
и
К
d
определяются линейной интерполяцией.

Суммарная удельная расчетная нагрузка от веса провода и гололеда
определяется суммированием нагрузок
р
1
и
р
2
, поскольку
обе эти нагрузки
имеют одинаковое вертикальное направление. Таким образом,


р
3

р
1


р
2
.
(
49
)


Удельная нормативная ветровая нагрузка при отсутствии гололеда,
составляет


р



w


К


К
w

С
х

W

d

10

3
/
F
, (5
0
)

30



где
w




коэффициент, учитывающий неравномерность ветрового давления
по
пролету ВЛ, принимаемый равным 0,76 при
W


40
даН/м
2
;
w

0,71


при 50
даН/м
2
;
w



0,7


при 60 даН/м
2

и более;

К




коэффициент, учитывающий влияние длины пролета на ветровую
на
грузку, равный 1,2 при длине пролета 50 м, 1,1


при 100 м, 1,05


при 150
м, 1,0


при 250 м и более;

К
w

к
оэффициент, учитывающий изменение ветрового давления по
высоте
в зависимости от типа местности, определяемый по
табл
ицы
4;



Таблица
10



Коэффициент
К
w

для типов местности



h
п
р
, м

Коэффициент
К
w
для типов местности

А

В

С

до 15

1,0

0,65

0,4

20

1,25

0,85

0,55

40

1,5

1,1

0,8

60

1,7

1,3

1,0

80

1,85

1,45

1,15

100

2,0

1,6

1,25


Примечания
:

1. Тип местности:
А


открытая;
В


городские территории с низко
этажной застройкой;
открытая;
С


городские территории с
застройкой зданиями
высотой более 25 м.

2. Для промежуточных высот
h
пр

значение коэффициента
К
w
определяется линейной
интерполяцией.



С
х



коэффициент лобового сопротивления, зависящий от диаметра провода
и принимаемый равным: 1,1


для

проводов диаметром 20 мм и более; 1,2

для
проводов диаметром менее 20 мм;

W


ветровое давление в соответствии с районом по ветру.

Удельная нормативная ветровая нагрузка при наличии гололеда,
со
ставляет


р
5
н


w


К


К
w

С
х

W
г

(
d

 2

К
i

К
d

b
)

10

3
/
F
,

(
51
)


где
С
х
1,2 для всех проводов, покрытых гололедом; остальные составляющие
указаны выше;

W
г

 0,25
W


ветровое давление при гололеде.

Удельные расчетные ветровые нагрузки
при отсутствии и наличии
го
лоледа
соответственно составляют

31



р
4


р


nw





f

;
(5
2
)


р
5


р
5
н

nw





f

;
(5
3
)



где
f



коэффициент надежности по ветровой нагрузке, равный 1,1;
остальные
составляющие указаны выше.

Расчетная удельная нагрузка от ветра и веса провода без гололеда
со
ставляет


р
6


2
4
2
1



.
(5
4
)


Расчетная удельная нагрузка от веса провода, покрытого гололедом, и
ветра
составляет


р
7


2
5
2
3



.
(5
5
)



Удельные нагрузки
р
6
и
р
7

определяются геометрическим сложением
составляющих, поскольку эти составляющие направлены вертикально
(
р
1
и
р
3
)
и горизонтально
(
р
4
и
р
5
)
.

Для расчета проводов на механическую прочность [4] регламентируют
следующие сочетания климатических условий (режимы):

1.

Режим низшей температуры при отсутствии
ветра и гололеда,
харак
теризуемый удельной расчетной нагрузкой
р
1

и температурой
min

;

2.

Режим среднегодовой температуры при отсутствии ветра и
гололеда,
характеризуемый удельной расчетной нагрузкой
р
mx
\

и температурой
ср

;

3.

Режим наибольшей внешней нагрузки, характеризуемый
удельной
расчетной нагрузкой
р
m
аx
и температурой

Г



В




5°С.

В режиме 3 в качестве наибольшей удельной расчетной нагрузки
р
m
ах
принимается нагрузка
р
6
или
р
7
.
При соотношении
р
7
>
р
6
принимается
р
m
ах



р
7
;
при соотношении
р
6
> р
7
принимается
р
m
ах



р
6
.



4
.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНОГО РЕЖИМА С ПРОВЕРКОЙ
ПРОЧНОСТИ ПРОВОДОВ


Механическое напряжение в проводе изменяется в зависимости от
удельной нагрузки на провод и температуры окружающего воздуха. Для
двух любых режимов
i

и

, характеризующихся удельными нагрузками
р
i
и
р


и
температурами
i

, и



механические напряжения в проводе
i


и



в
этих
32


режимах связаны уравнением состояния провода, которое имеет сле
дующий
вид:


i





E

i




2
2
2
24
i
i
E













E






2
2
2
24


E





,
(5
6
)


где




температурный коэффициент линейного удлинения материала
про
вода, 1/°С;

Е


модуль упругости материала провода, даН/мм
2
;




расчетная длина пролета, м.

При дальнейшем изложении порядка расчета провода на прочность
по
лагается, что опора выбрана и, следовательно, известны ее характеристики и
геометрические размеры (см. приложение 3). В частности, известен габаритный
пролет

г
. Это пролет такой длины, в котором в режиме с макси
мальной стрелой
провеса при установке опор на идеально ровной местности
точно выполняется
установленный ПУЭ габарит ВЛ

(расстояние от низшей точки провисания
провода до земли).

Расчетная длина пролета выбирается по габаритному пролету

(0,8...0,9)

г
. Меньшие значения расчетного пролета принимаются для насе
ленной
местности, большие


для ненаселенной.

По уравнению состоян
ия (
56
) необходимо определить механические
напряжения в проводе в режимах низшей температуры
(
р
1
,
min

), среднего
довой
температуры
(
р
1
,

ср
) и наибольшей внешней нагрузки

m
ах
,

Г



В




5°С
) и
проверить условия (
48
).

Прямое решение уравнения (
56
) для двух любых режимов невозможно,
поскольку это уравнение содержит два неизвестных напряжения:
i


и


.

Введем понятие
исходного режима.
Это такой режим, в котором
механическое напряжение в проводе равно допустимому значению, при этом во
всех
других режимах механическое напряжение в проводе меньше допустимого.

Поскольку для расчета механической прочности провода необходимо

рассмотреть только три режима, а исходным режимом может быть любой из
этих
трех режимов, воспользуемся методом перебора возможных вариантов.
Таких
вариантов три.

1.
Исходный режим


режим наибольшей внешней нагрузки
с парамет
рами
р
m
ах
и

Г



В




5°С
. Напряжение в проводе в этом исходном режи
ме
считается известным и равным допустимому для этого режима, т. е.
mах
р


[
mах
р

]
.
Подставив параметры исходного режима в левую часть
уравнения
состояния провода (
56
), вычислим ее значение:


С


[
mах
р

]




E

Г




р
m
ах
2


2

E

/ 24
[
mах
р

]
2
.
(5
7
)


33


В правую часть уравнения (
56
) подставим параметры режима низшей
температуры
р
1
и
min

. Уравнение (
56
) сведется к неполному кубическому
уравнению вида


min


3


А
min


2


В

 0,
(5
8
)


где
А 


Е

min




С;

В 

р
1
2


2

Е/
24
.

Решив уравнение (
58
), найдем напряжение в

проводе в режиме низ
шей
температуры
min


.

Далее в правую часть уравнения состояния (5
6
) подставим параметры
режима среднегодовой температуры
р
1
и

ср
. Уравнение (5
6
) сведется к
неполному кубическому уравнению


ср


3


А
ср


2


В

 0,
(5
9
)


где
А 


Е

ср




С;

В 

р
1
2


2

Е/
24
.

Решив уравнение (
59
), найдем напряжение в проводе в режиме
сред
негодовой температуры
ср


.

Проверим условия (
48
). Если они выполняются, исходный режим выбран
верно. В противном случае рассматриваем вариант 2.

2.
Исходный режим

р
ежим низшей температуры
с параметрами
р
1
и
min

. Напряжение в проводе в этом исходном режиме считается известным
и
равным допустимому для этого режима, т. е.
min



 [
min


]. Подста
вив
параметры этого режима в левую часть уравнения состояния провода
(
56
),
вычислим ее значение:


С


[
min


]




E

min




р
1
2


2

E

/ 24
[
min


]
2
.
(
60
)



В правую часть уравнения состояния (5
8
) подставим параметры ре
жима
наибольшей внешней нагрузки
р
m
ах
и
Г



5°С. Уравнение (5
8
) све
дется к
неполному
кубическому уравнению


mx


3


А
mx


2


В

 0,
(
61
)





где
А 


Е

Г




С;

В 

р
mx
2


2

Е/
24
.

Решив уравнение (
61
), найдем напряжение в проводе в режиме наи
большей
внешней нагрузки
mx


.

34


Далее в правую часть уравнения состояния (
58
) подставим параметры
режима среднегодовой
температуры
р
1

и
СР

. Уравнение (5
8
) сведется к
неполному кубическому уравнению


ср


3


А
ср


2


В

 0,
(
62)


где
А 


Е

СР




С;

В 

р
1
2


2

Е/
24
.

Решив уравнение (58
), найдем напряжение в проводе в режиме сред

негодовой температуры
СР


.

Проверим условия (
43
). Если они выполняются, исходный режим
вы
бран верно. В противном случае рассматриваем вариант 3.

4.

Исходный режим

режим среднегодовой температуры
с
парамет
рами
р
1

и
СР

.

Напряжение в проводе в этом исходном режиме
считается
известным и равным допустимому для этого режима, т. е.
СР




[
ср


].
Подставив параметры этого режима в левую часть
уравнения состояния
провода (
56
), вычислим ее значение:


С 
[
ср


] 


Е

СР



р
1
2

2

Е
/
24[
ср


]
2
.
(
63
)


В правую часть уравнения состояния (
56
) подставим параметры
ре
жима низшей температуры
р
1
и
min

. Уравнение (
56
) сведется к неполному
кубическому уравнению


min


3


А
min


2


В

 0,
(
64
)


где
А 


Е

min




С;

В 

р
1
2


2

Е/
24
.


Решив уравнение (
60
), найдем напряжение в проводе в режиме
низ
шей температуры
min


.

Далее в правую часть уравнения состояния (5
6
) подставим параметры
режима наибольшей внешней нагрузки
р
m
ах

и
Г




5°С. Уравнение (5
6
)
сведется к неполному кубическому уравнению


mx


3


А
mx


2


В

 0,
(
65
)


где
А 


Е

Г




С;

В 

р
mx
2


2

Е/
24
.

Решив уравнение (
65
), найдем напряжение в проводе в режиме наи

большей внешней нагрузки
mx


.

35


Проверим условия (
43
). Если они выполняются, исходный режим
вы
бран верно.

Следует отметить, что для климатических условий нашей страны в подав

ляющем большинстве случаев исходным оказывается режим наибольшей внеш

ней нагрузки.



5
.
РАСЧЕТ МОНТАЖНЫХ СТРЕЛ ПРОВЕСА


Как отмечалось выше, основной задачей механического расчета провода
является определение таких условий его монтажа, чтобы в процессе
экс
плуатации линии механические напряжения в проводе в режимах низшей
температуры, среднегодовой температуры и наибольшей внешней нагрузки
не
превышали допустимых значений.

Введем понятие
монтажного режима.
Монтаж проводов
осуществляется при отсутствии гололеда, сильного ветра, но при любой
температуре.
Следовательно, монтаж
ный режим характеризуется удельной
нагрузкой
р
1
,
температурой монтажа

М

и механическим напряжением в
проводе при его
монтаже

м
. Температура монтажа

М

может изменяться в
пределах


min



М



МАХ

,
(
66
)


где
МАХ




высшая температура, установленная на основе
метеорологиче
ских наблюдений в данном районе.

Механическое напряжение в проводе в монтажном режиме

м

рассчи

тывается по уравнению состояния провода (
58
), в левую часть которого
подставляются параметры исходного режима [

исх
],
р
исх

и

ИС
Х
,

а в правую


параметры монтажного режима
р
1
и

М
. Температура монтажа изменяется
в
диапазоне (
66
) с шагом



 5...10°С. По результатам расчетов строится
зависимость

м


f

(
М

),
показанная на рис
унке 11
.





Рисунок
11



Монтажный график провода сечением
F
в пролете длиной



36



Пользоваться зависимостью

м


f
(
М

) при
монтаже провода весьма не

удобно, поскольку непосредственный замер механического напряжения в
проводе затруднителен. Поэтому от механического напряжения в проводе
переходят к его стреле провеса, которая рассчитывается по формуле


f
м


р
1


2
/8

м
.
(
67
)


Стрелу провеса удобно контролировать при монтаже провода.
Зависи
мость
,

f
м


f
(
М

)
,
называемая также монтажным графиком, приведена на рис
унке11
.

Таким образом, при монтаже провода
его стрелу провеса следует ус

танавливать в соответствии с зависимостью
f
м


f
(
М

)
.
При этом
механи
ческое напряжение в проводе во всех возможных в эксплуатации
сочетаниях климатических условий не превысит допустимого значения.



6
.
ПРОВЕРКА ГАБАРИТА ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ


В табл
ицы
8

указано наименьшее допустимое расстояние от низшей
точки провисания провода до земли (габарит ВЛ).

При выбранной конструкции унифицированной опоры величина
габа
рита воздушной линии
h
Г
должна удовлетворять услов
ию, вытекающему
из
рис
унок1
2:


h
п

3





f
mx


h
Г
, (
68
)


где
h
п

3



расстояние от точки подвеса нижнего провода до земли;





длина гирлянды изоляторов (приложение 3);

f
mx


максимальная стрела провеса провода.




37



Рисунок
1
2



Фрагмент воздушной линии электропередачи



Из условия (5.26) видно, что величина габарита ВЛ зависит от макси

мальной стрелы провеса провода
f
mx
,
поскольку остальные составляющие
этого условия однозначно определяются геометрическими размерами опоры
и гирлянды изоляторов (приложение 3). Поэтому для проверки габарита ВЛ
необходимо знать максимальную стрелу провеса провода
f
mx
.

Максимальная стрела провеса провода
f
mx

может иметь место в одном
из двух режимов:


в режиме максимальной температуры, когда провод в пролете имеет
максимальную длину, вследствие температурного удлинения; этот режим
характеризуется параметрами
р
1
и
MАХ

;


в режиме гололеда без ветра, когда провод максимально растянут в
вер
тикальном направлении внешней нагрузкой; этот режим
характеризуется

параметрами
р
3

и

Г



5°С.

Для каждого из этих двух режимов решается
уравнение состояния
про
вода (5.14), в левую часть которого подставляются параметры
исходного
режима

[

исх
],
р
исх

и

исх
, а в
правую часть


параметры режима макси
мальной
температуры
р
1
и
MАХ


или параметры режима гололеда без ветра
р
3

и

Г



5°С.

В результате решения неполного кубического уравнения
вычисляются механические напряжения в проводе в режиме максимальной
температуры
mx



и в режиме гололеда без ветра

г
. Через эти
напряжения по выра
жениям


f
mx


р
3


2
/8

г
.
(
69
)


f
mx


р
1


2
/8
mx


.
(
70
)


рассчитываются максимальные стрелы провеса провода и проверяется
усло
вие (
68
). При невыполнении этого условия следует, например, принять
унифицированную опору большей строительной высоты.



7
. РАСЧ
Ё
Т

ГРОЗОЗАЩИТНОГО ТРОСА


Физико

механические характеристики грозозащитных тросов
приведе
ны в приложении 3. Рас
чет удельных нагрузок на трос
р

...
р


аналогичен
расчету удельных нагрузок для провода. Проверка троса на
38


механическую
прочность выполняется для
тех же режимов, что и для
провода:


режима низшей температуры


среднегодовой температуры;


наибольшей внешней нагрузки.

Условия проверки провода на прочность аналогичны условиям (
48
)


min

Т



[
min

Т

]
;
ср
Т




[
ср
Т


]
;
mах
р
Т



[
mах
р
Т

]
; (
71
)



Основным требованием, предъявляемым к грозозащитному тросу, явля
ется
надежная защита проводов ВЛ от прямых ударов молнии. Для выполнения этого
требования устанавливается наименьшее допустимое расстоя
ние по вертикали
h
min

между тросом и проводом в середине пролета при
грозовом режиме (см. рис.
1
2) [4]. Значения
h
min
, зав
исящие только от дли
ны пролета

, приведены в табл
ице
1
2. При длинах пролетов, не указанных в
табл
ице
8
, расстояние
h
min

определяется
линейной аппроксимацией.



Таблица
11



Расстояние
h
min

между проводом и тросом



Пролет /, м

100

150

200

300

400

500

Расстояние й
т
,
п
, м

2,0

3,2

4,0

5,5

7,0

8,5


При расчете троса на механическую прочность
в качестве исходного
режима принимается грозовой режим,
характеризующийся удельной на
грузкой
р

и температурой грозы

Г
Р
 15°С. В отличие от расчета провода
этот режим не
определяется, а является заданным. Однако механическое на
пряжение в тросе в
исходном грозовом режиме неизвестно, поэтому непо
средственно
воспользоваться уравнением состояния (
56
) для проверки ме
ханической
прочности троса невозможно.

После определения удельных нагрузок на трос
р

...
р

механический
расчет троса выполняется в следующей последовательности.

1.

Определяется стрела провеса провода в грозовом режиме
f
гр
. Зна
чение
f
гр

берется из монтажного графика (рис.
12
) для

М



Г
P
 15°С.

2.

Определяетсястрела провеса троса в грозовом режиме
f
Т
гр
.
Как следует
из рис.
1
2, эта стрела провеса должна удовлетворять условию


f
т
гр


f
гр




h
т

п



h
min
.
(72
)


3.

По выражению, аналогичному (
68
), вычисляется механическое
на
пряжение в тросе в грозовом режиме:


f
т гр


р
т1


2
/8
f
т
гр
.
(73
)

39




4.

По уравнению состояния (
56
) при исходном грозовом режи
ме

(

т гр
,
р
т
1
,

гр
 15°С
) рассчитываются механические напряжения в
тросе в
режимах низшей температуры (р
т
1
,
min

), среднегодовой температу
ры

т
1
,

ср
)
и наибольшей внешней
нагрузки (р
т
m
ах
,

г


5°С).

5.

Проверяются условия прочности троса (
71
). При
невыполнении
этих условий следует увеличить расстояние между точками
подвеса троса и
верхнего провода
h
т

п

(
1
2). Для этой цели в верхней части
опоры могут
устанавливаться специальные тросостойки, размеры которых
могут изме
няться (приложение 3).

6.

Расчет монтажных стрел провеса троса при исходном грозовом
ре
жиме аналогичен расчету монтажных стрел провеса провода.



Контрольные вопросы к разделу


1.

Какие
климатические режимы регламентируются для расчета проводов
наме
ханическую прочность?

2.

Какой метод положен в основу расчета проводов на механическую
прочность?

3.

Что такое удельная механическая нагрузка на провод?

4.

Перечислить удельные нагрузки на провод?

5.

В че
м заключается задача расчета провода на прочность?

6.

Записать уравнение состояния провода?

7.

Каково физическое содержание уравнения состояния провода?

8.

Пояснить термин "исходный режим".

9.

Что такое стрела провеса провода?


10.

Как выполняется расчет монтажных стрел
провеса провода?

11.

Записать выражение для расчета стрелы провеса провода.

12.

От каких факторов зависит габарит В Л?

13.

Записать условие проверки габарита ВЛ.

14.

В каких режимах стрела провеса провода имеет наибольшее значение?

15.

Назвать особенности механического расчет
а грозозащитного троса?

16.

Какой принимается исходный режим при расчете грозозащитного
троса?





40


8
. ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА


Графическая часть проекта включает в себя два чертежа формата
А
1.

На первом чертеже изображается однолинейная схема проектируемой
системы с выбранными схемами подстанций и ТЭЦ. На чертеже должны
быть
нанесены обозначения выбранного оборудования (трансформаторов,
генераторов, линий электропередачи), показаны напряжения в узлах,
полученные при расчете установившегося режима, напряжения

на
вторичной стороне трансформаторов до и после регулирования
напряжения.

На втором чертеже приводятся результаты расчета конструктивной части
ВЛ. Здесь должны быть приведены: фрагмент ВЛ с указанием
геометрических
характеристик линии, сборочный чертеж крепления
провода к траверсе опоры,
монтажный график провода.




41


Библиографический список


Основной

1.

Веников, В.А. Электрические системы. Электрические сети: учебник для
вузов /
В.А. Веников и др./под ред.

В.А. Веникова, В.А. Строева.


2

е изд., перераб. и
доп.

М.:Высш. шк., 1998

511 с.

2.

Костин, В. Н. Передача и распределение электроэнергии: учеб, пособие / В.Н.
Кос
тин, Е.В. Распопов, Е.А. Родченко.


СПб.: Изд

во СЗТУ, 2003


147 с.

3.

Герасименко, А.А.
Передача и распределение электрической энергии: учеб,
пособие
/А.А. Герасименко, В.Т. Федин.


Ростов

н/Д.: Феникс, 2006.


720 с.

Дополнительный

4.

Правила устройства электроустановок. 7

е изд.


СПб.:Изд

во ДЕАН, 2003.

5.

Справочник по проектированию электричес
ких сет
ей./ под редакцией Д.Л.
Файбисо
вича.


М: Изд

во НЦ ЭНАС, 2005


320 с.

6.

Электротехнический справочник: 4 т. Производство, передача и распределение
элек
трической энергии / под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др.


8

е
изд.,
испр. и доп.


М.: Изд

во МЭИ, 2002.


т. 3.


964 с.

7.

Справочник по электрическим сетям 0,4

35 кВ и 110

1150 кВ: 6т./ §од ред.
И.Т. Го

рюнова, А.А. Любимова


М.: Папирус Про, 2003.


Т.2


640 с.



Приложенные файлы

  • pdf 11323995
    Размер файла: 579 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий