Развитие и анализ проектных решений для линии электропередачи длиной 700 км для выдачи мощности ГЭС 12*СВ-1190/250-48

Размещено на http://www.allbest.ru

ВВЕДЕНИЕ

Электропередачи сверхвысокого напряжения занимает особое место в современных электроэнергетических системах, что определяет высокую актуальность проекта.

Электропередачи СВН, обладая большой пропускной способностью, являются системообразующими, и повышают надежность и экономичность работы энергосистемы. Кроме того, они являются мощными межсистемными связями, обеспечивая большие межсистемные перетоки мощности, повышая тем самым стабильность объединенной системы.

В проекте представлен расчет и оптимизация нормальных режимов электропередачи, рассмотрены основные особенности таких режимов как послеаварийный, синхронизационный и режим холостого хода электропередачи. Рассчитаны их параметры и даны рекомендации по допустимости эксплуатации оборудования в данных режимах.

В проекте произведен выбор и расчет на механическую прочность проводов и других конструктивных элементов ВЛ. Рассмотрены вопросы расстановки опор по продольному профилю трассы и даны рекомендации по вопросам монтажа ВЛ.

электропередача провод пролет линия



1. РАСЧЕТ И ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

1.1 Подготовка исходных данных

Целью выполняемых в курсовом проекте расчетов установившихся режимов электропередачи состоит в анализе и оптимизации работы оборудования электропередачи во всем многообразии возможных режимных ситуаций.

Расчеты и оптимизация режимов электропередачи выполняются с помощью программного комплекса RastrWin.[1]

На рисунке 1.1 приведена схема электропередачи.

Рисунок 1.1 - Схема электропередачи

Перед проведением расчетов нужно подготовить исходные данные по схеме замещения, нагрузкам и генераторам в форме, понятной в RastrWin3.[2]

Для этого нарисуем схему замещения электропередачи с указанием всех узлов и ветвей.

Для узла нагрузки промежуточной подстанции примем активную и реактивную мощность потребления для четырех режимов (зимние и летние максимумы и минимумы) из курсового проекта по дисциплине «Дальние электропередачи сверхвысокого напряжения».

Для генераторного узла (генераторы ГЭС) определим активную мощность генерации для зимы и лета, пределы регулирования реактивной мощности (Q_min ч Q_max) и заданный (фиксированный) модуль напряжения (V_зд). Минимальная реактивная мощность Q_min соответствует cosц = 0,97 (tgц = 0,25) при опережающем токе и задается со знаком «минус», а максимальная Q_max, как правило, cosц = 0,85 (tgц = 0,62) при отстающем токе и задается положительной.

При наличии в узле шунтов на землю - шунтирующих реакторов (ШР) - определить их проводимость (в микросименсах) и нанести на схему.

(1.1)

где - мощность реактора; - номинальное напряжение реактора.

Для одной реакторной группы получим:

Для линий электропередачи (ЛЭП) определить продольное сопротивление и проводимость на землю (проводимость задается в микросименсах и емкостный характер отражается знаком «минус»). Параметры схемы замещения ЛЭП определяются с учетом эффекта распределенности по формулам [1]:



(1.2)

где: r₀, x₀, b₀ - удельные параметры для провода ЛЭП; n - число цепей линии; l - длина линии (км); - волновая длина линии (рад);

Сопротивления и возьмем из расчета устойчивости курсового проекта по дисциплине «Дальние электропередачи сверхвысокого напряжения», также примем

Тогда активное сопротивление равно:

Для трансформаторов определить сопротивление ??+????, приведенное к стороне ВН, проводимость шунта на землю ??+???? и коэффициент трансформации, равный отношению низшего номинального напряжения к высшему (т.е. коэффициент трансформации будет меньше единицы).

Сопротивления и проводимости определяются с учетом количества параллельно работающих трансформаторов.

(1.3)



(1.4)

где - активные и реактивные потери холостого хода трансформатора взяты по данным справочника [3]; - количество групп трансформаторов на подстанции; - номинальное высшее напряжение трансформатора.

Зададим в качестве балансирующего узла (База) шины энергосистемы и примим в нем модуль напряжения равным номинальному. Для этого узла определить для всех режимов ограничение по реактивной мощности Q_max, получаемой из системы из условия cosц_с ? 0,92 (tgц_с?0,43). При этом для каждого режима приближенно определим активную мощность, поступающуюв систему, как разность между активной мощностью, выдаваемой ГЭС в электропередачу, и активной мощностью потребителей промежуточной подстанции. По полученному значению Р_с определяется Q_max=P_c•tgц_с.

Согласно вышеописанным правилам составляем схему замещения электропередачи (рисунок 1.2).

На схеме замещения (рисунок 1.2) номера узлов указаны жирным шрифтом с подчеркиванием. Мощности генерации и нагрузки на схеме указаны для режима зимнего максимума.



Рисунок 1.2 - Схема замещения сети для представления в программе RastrWin.

Для всех исследуемых режимов данные об узлах генерации и нагрузки для рассматриваемого примера представлены в таблице 1.1. По условию проектирования на промежуточной подстанции , следовательно , и тогда .

Таблица 1.1 - Данные об узлах генерации и нагрузки

Режим	ГЭС	Потребитель	Система
	Рг	Qmin	Qmax	Рн	Qн	Qmax
Зима макс.	2416,5	-604,125	1498,23	800	316,2	695,095
Зима мин.	2416,5	-604,125	1498,23	400	158,1	867,095
Лето макс.	1606,5	-401,625	996,03	640	252,9	415,595
Лето мин.	1606,5	-401,625	996,03	240	94,9	587,595

Данные об узлах, необходимые для расчета режима зимнего максимума в программе RastrWin, приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Данные об узлах

Тип	№	Название	Uном	Рн	Qн	Рг	Vзд	Qmin	Qmax	Вш
Нагр	1	ВН ГЭС	750	-	-	-	-	-	-	2131,2
Нагр	2	ВН промежут. ПС	750	-	-	-	-	-	-	2131,2
Нагр	3	СН промежут. ПС	330	800	316,2	-	-	-	-	-
Нагр	4	Шины ВН системы	750	-	-	-	-	-	-	-
База	20	Система	500	-	-	-	500	-	695,095	-
Ген	10	Генераторы	20	-	-	2416,5	20	-604,13	1498,23	-

Данные о ветвях, необходимые для расчета режима зимнего максимума в программе RastrWin, приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Данные о ветвях

Тип	Nнач	Nкон	R	X	G	B	Kт
Тр-р	1	10	0,16	11,55	3,875	36,356	0,0254
ЛЭП	1	2	4,507	68,449	-	-4211	-
ЛЭП	2	4	2,874	56,75	-	-829	-
Тр-р	2	3	0,49	29,55	0,889	12,434	0,44
Тр-р	4	5	0,38	27,55	0,996	8,896	0,667

В таблице 1.3 для трансформаторных ветвей в качестве номера начала ветви N_нач указан номер узла ВН трансформатора, т.к. параметры ветви (сопротивления и проводимости) считаются приведенными к этому напряжению.

Аналогичным образом составим данные по узлам для остальных режимов, изменяя только мощность выработки и потребления в зависимости от времени года согласно таблице 1.1. Данные по ветвям не изменяются.

Кроме данных об узлах и ветвях подготовим данные для выполнения расчетов по оптимизации режимов.

Для проведения оптимизации в исходных данных должны быть заданы узлы с источниками реактивной мощности и регулируемые трансформаторы. Узел считается источником реактивной мощности, если в нем задано ??_min<??_max, и ??_min???_ном???_max. В таком узле программа может изменять заданный модуль напряжения (??_ном).[1]

Ветвь считается регулируемым трансформатором, если в ней задано ??_тmin???_т???_тmax. В такой ветви программа будет изменять коэффициент трансформации.[1]

Узлы считаются контролируемыми по напряжению, если в них задано ??_min<??_max. В таких узлах расчетное напряжение в исходном режиме может не попадать в диапазон ??_min ч ??_max. Тогда в ходе оптимизации будет осуществлен ввод режима в допустимую область.

Минимальный уровень напряжения ??_min определяется возможностями РПН трансформаторов увеличить уровень напряжения у потребителя до приемлемого значения, а максимальный уровень ??_max обусловлен допустимым максимальным рабочим напряжением. Коэффициенты трансформации ??_тmin и ??_тmax определяются по паспортным данным РПН трансформаторов.[1]

В таблице 1.4 приведены значения напряжений ??_min и ??_max для рассматриваемого примера.

Таблица 1.4 - Задаваемые диапазоны напряжений в узлах

Узел	??min	??max
1	675	787,5
2	675	787,5
3	297	346,5
4	675	787,5
5	450	525
10	18	21

Также следует определить диапазоны изменения коэффициентов трансформации трансформаторов ??_тmin ч ??_тmax, с помощью которых может осуществляться оптимизация режима. В таблице 1.5 приведены эти данные для рассматриваемого примера, в котором трансформаторы имеют РПН.



Таблица 1.5 - Диапазоны регулирования K_т

Nнач	Nкон	??тmax	??тmin
2	3	0,386	0,484
4	5	0,618	0,703

Для этих же трансформаторов следует подготовить данные по ступеням изменения K_т (анцапфам) в виде таблицы 1.6 (правила ее заполнения приведены в документации пользователя программного комплекса RastrWin).

Таблица 1.6 - Информация по анцапфам

N_bd	Тип	Место	Кнейт	V_нр	V_рег	N_анц	Шаг	N_анц	Шаг
1	РПН	ВН	1	330	750	20	-0,61	20	0,495
2	РПН	ВН	1	500	750	20	-0,365	20	0,27

1.2 Расчет и анализ исходных режимов

Расчет режима выполняется в программе RastrWin. Целью расчета исходного режима является выявление оптимального количества включенных реакторов на линиях электропередач. При этом напряжения должны находится в допустимых пределах согласно таблице 1.4.

По результатам расчетов всех четырех исходных режимов сформируем следующие данные, приведенные в таблице 1.7.

Таблица 1.7 - Результаты расчета исходных режимов

Режим	ДРисх, МВт	Количество включенных ШР
		ВН ГЭС	ВН ПрПС	Система
Зима макс.	68,73	4	4	0
Зима мин.	75,26	4	4	0
Лето макс.	31,74	4	5	1
Лето мин.	36,76	4	5	2

При расчете исходных режимов в результате получаем оптимальное количество и места расположения реакторов по условию наименьших потерь активной мощности в сети и нахождении уровня напряжения в допустимых пределах.

1.3 Оптимизация нормальных режимов электропередачи

Для найденных оптимальных режимов рассчитаем снижение потерь активной мощности по сравнению с исходным режимом:

дР = ДР_исх - ДР_опт. (1.5)

С целью уменьшения потерь электроэнергии и как следствие уменьшение себестоимости на ее передачу можно использовать РПН трансформаторов для повышения напряжения. Что в свою очередь более плавно изменяет напряжение передачи в отличии от реакторов.

Перед началом расчетов оптимальных режимов следует для трансформаторных ветвей с РПН указать соответствие регуляторов внесенным в базу данных анцапф согласно таблице 1.6. Для этого в таблице Ветви в колонке «БД_анц» необходимо указать соответствующие номера. Для рассматриваемого примера эти данные приведены в таблице 1.8.[1]

Таблица 1.8 - Номера регуляторов

Nнач	Nкон	БД_анц
2	3	1
4	5	2

Расчет оптимального режима выполняется ПК RastrWin после выбора меню Расчеты - ОптимизацияQ/V или нажатия соответствующей «иконки» на панели.

В результате оптимизации режима ПК выдает оптимальные значения коэффициентов трансформации трансформаторов с РПН (в колонке «Kт/r» таблицы Ветви) и соответствующие им анцапфы (в колонке «N_анц»), а также оптимальные уровни напряжения в узлах с ИРМ (колонки «V» или «V_зд» в таблице Узлы).

Если при анализе результатов оптимизации обнаружено нарушение ограничений по напряжение хотя бы в одном узле выходит за пределы

??_??min ? ??_?? ? ??_??max,

то данный режим не является оптимальным.

Для введения режима в допустимую область существует два способа:

1) Ужесточение штрафа за выход напряжения за допустимые пределы путем увеличения штрафного коэффициента K_ш вплоть до нескольких тысяч (меню Расчеты - Параметры - Оптимизация).

2) Изменение заданных пределов ??_??min, ??_??max, ??_min,??_max в сторону их ужесточения.[1]

Считая, что энергосистема в состоянии поддерживать на шинах приемной подстанции любое напряжение в допустимых пределах, следует путем проведения вариантных расчетов для каждого из четырех нормальных режимов определить такое значение напряжения в базисном узле, которое обеспечивает минимум потерь активной мощности. Для этого следует изменять значение «V» в этом узле в таблице Узлы, выполнять расчет оптимизации режима и добиться максимального по модулю значения «Р_г» для этого узла при выполнении всех ограничений.

Результаты выполненных расчетов следует представить в виде таблиц 1.9 и 1.10 (приведены для рассматриваемого примера).



Таблица 1.9 - Оптимальные уровни напряжений и потерь мощности

Режим	Узел	Название	Uопт, кВ	ДРопт, МВт	дР, МВт
Зима макс.	1	ВН ГЭС	774,58	66,11	2,62
	2	ВН Пром. ПС	747,04
	5	Шины ВН Системы	776,53
Зима мин.	1	ВН ГЭС	784,11	72,16	3,1
	2	ВН Пром. ПС	752,69
	5	Шины ВН Системы	767,21
Лето макс.	1	ВН ГЭС	786,82	30,05	1,69
	2	ВН Пром. ПС	755,02
	5	Шины ВН Системы	774,72
Лето мин.	1	ВН ГЭС	786,64	34,63	2,13
	2	ВН Пром. ПС	756,36
	5	Шины ВН Системы	765,62

Как видно из таблицы 1.9 путем оптимизации режима с помощью РПН трансформаторов можно добиться снижения уровня потерь активной энергии в сети от 1,69 до 3,1 МВт•ч, в зависимости от времени года и загрузки сети.

По методу оперативных расчетов определим снижение потерь электроэнергии за год:

Таблица 1.10 - Оптимальные коэффициенты трансформации

Режим	Ветвь	KТопт	N анцапфы
Зима макс.	2 - 3	0,44	21
	4 - 5	0,633	1
Зима мин.	2 - 3	0,443	22
	4 - 5	0,642	7
Лето макс.	2 - 3	0,445	23
	4 - 5	0,633	1
Лето мин.	2 - 3	0,417	10
	4 - 5	0,633	1

Из таблице 1.10 видно какой коэффициент трансформации является оптимальным для подержания уровня напряжения при оптимизации режимов.

1.4 Расчеты послеаварийных (вынужденных) режимов

В качестве послеаварийного рассматривается наиболее тяжелый режим передачи, возникающий при отключении одной цепи на том участке передачи, по которому передается наибольшая мощность. Если оба участка электропередачи выполнены одноцепными, в качестве послеаварийного рассматривается режим отключения одного автотрансформатора на промежуточной подстанции. При этом изменяются перетоки реактивных мощностей, возрастают токи в фазах оставшихся в работе участков передачи, снижаются напряжения в узловых точках передачи, уменьшается ее пропускная способность.

Задачей расчета в данном случае является определение допустимости такого режима и выбор средств, обеспечивающих работу передачи.

Перед проведением расчетов сопротивления и проводимости аварийных ветвей должны быть соответствующим образом изменены в таблице Ветви.

Результаты расчета послеаварийного режима представлены в виде таблицы 1.11.

В результате отключения одной цепи на первом участке сети сопротивления и проводимости в узле увеличатся в 2 раза.



Таблица 1.11 - Послеаварийный режим

Режим	Напряжение, кВ	Ветвь 2 - 3	Количество включенных ШР
	Узел 1	Узел 2	Узел 3	Kт	N анц	ВН ГЭС	ВН ПрПС	Система
Зима макс.	776,68	756,54	325,21	0,438	20	4	0	0
Зима мин.	782,48	768,38	328,7	0,431	17	4	0	0
Лето макс.	773,27	766,8	332,68	0,440	21	4	1	0
Лето мин.	777,22	777,46	330,58	0,427	15	4	1	0

При отключении одной линии напряжение на некоторых участках понизилась ниже минимальной. Для поддержания напряжения необходимо отключить реакторы на промежуточной подстанции и приёмной системе, и отпайки РПН трансформатора нужно регулировать, т.е коэффициент трансформации.

1.5 Синхронизационные режимы передачи

Под синхронизационным режимом понимается режим одностороннего включения передачи, когда линия головного участка отключена с какой-либо одной стороны - или со стороны ГЭС (рисунок 1.3), или со стороны промежуточной подстанции (рисунок 1.4). С другой стороны эта линия включена под напряжение. Если головной участок имеет две цепи, то под напряжением находится только одна цепь, вторая отключена с двух сторон.

Рисунок 1.3 - Отключение линии со стороны ГЭС



Рисунок 1.4 - Отключение линии со стороны промежуточной подстанции

В курсовом проекте рассматриваются два случая точной синхронизации генераторов передающей станции с приемной системой:

Синхронизация на шинах передающей станции.

Синхронизация на шинах промежуточной подстанции.

Целью расчетов является выявление недопустимых режимов, разработка мероприятий по введению режимных параметров в допустимые пределы, нормализация уровней напряжения на отключенном конце линии и недопущению перегрузки генераторов по реактивной мощности стекающей с лини.

Задачи расчета двух упомянутых выше синхронизационных режимов заключаются в следующем:

1) Определение напряжений на открытом и питающем конце линии головного участка в соответствии с условиями синхронизации.

2) В случае, если величины этих напряжений выходят за допустимые значения, разработка мероприятий по их нормализации,

3) Определение величины реактивной мощности, стекающей с линии, и, в случае необходимости, разработка способов ее компенсации.

1.5.1 Синхронизация на шинах передающей станции

В этом случае линия, через которую осуществляется синхронизация, включена со стороны промежуточной подстанции и отключена со стороны ГЭС (рисунок 1.3). Характерная особенность этого режима состоит в том, что зарядная мощность линии, по которой осуществляется синхронизация, стекает в сторону подстанции.

Для выполнения поставленных задач, необходимо ввести дополнительный узел №100 в таблицу узлы, и дополнительную ветвь в таблицу ветви программы RastrWin с минимальным (0,001 Ом) сопротивлением. Данный узел будет имитировать выключатель на линии. При синхронизации на шинах передающей станции ВН трансформатора ГЭС подключается к выключателю а затем к линии. Также генераторный узел переводим в базу.

Результаты расчета для синхронизации на шинах передающей станции представлены в виде таблиц Узлы и Ветви программного комплекса RastrWin на рисунке 1.5 и 1.6.

Рисунок 1.5 - Узлы при синхронизации на шинах передающей станции

Рисунок 1.6 - Ветви при синхронизации на шинах передающей станции

Как видно из результатов расчета для подержания заданного уровня напряжения в узлах сети необходимо включить реакторы: 2 группы со стороны ГЭС, и по 1 группы на промежуточной подстанции и системе. Для корректировки уровня напряжения используются РПН трансформаторов на системе, его необходимо перевести в положение 17. Для уравнивания напряжения на ВН ГЭС и приемном конце линии напряжение на выводах генератора необходимо держать 19,45 кВ.

1.5.2 Синхронизация на шинах промежуточной подстанции

В этом случае линия головного участка передачи включена со стороны ГЭС и отключена на промежуточной подстанции (рисунок 1.3). При этом промежуточная подстанция сохраняет питание от приемной системы по второму участку передачи. Напряжение на шинах подстанции U_ш определяется, исходя из того, что синхронизация осуществляется в режиме максимальных нагрузок промежуточной подстанции.

Для соблюдения условий точной синхронизации необходимо, чтобы напряжение на отключенном конце головного участка было равно напряжению на шинах промежуточной подстанции (U_л = U_ш).

Аналогично синхронизации на шинах передающей станции, вводим дополнительный узел №300 в таблицу узлы, и дополнительную ветвь в таблицу ветви программы RastrWin с минимальным (0,001 Ом) сопротивлением. Данный узел будет имитировать выключатель на линии. При синхронизации на шинах промежуточной подстанции линия 1-3 подключается к выключателю а выключатель к ВН промежуточной подстанции. Также генераторный узел переводим в базу.

Результаты расчета для синхронизации на шинах промежуточной подстанции представлены в виде таблиц Узлы и Ветви программного комплекса RastrWin на рисунке 1.7 и 1.8.

Рисунок 1.7 - Узлы при синхронизации на шинах промежуточной подстанции

Рисунок 1.8 - Ветви при синхронизации на шинах промежуточной подстанции

Как видно из результатов расчета для подержания заданного уровня напряжения в узлах сети необходимо включить реакторы: 4 группы на ВН ГЭС, 2 группы со стороны подходящих линий на промежуточной подстанции. Для корректировки уровня напряжения используются РПН трансформаторов на системе, его необходимо перевести в положение 21. Для уравнивания напряжения на ВН ГЭС и приемном конце линии напряжение на выводах генератора необходимо держать 19,13 кВ.

1.6 Режимы холостого хода второго участка электропередачи

Произведем расчет режима холостого хода участка электропередачи, соединяющего промежуточную подстанцию и систему.

Возможно два случая:

1) линия включена со стороны промежуточной подстанции и отключена со стороны системы рисунок 1.9;

2) линия включена со стороны системы и отключена со стороны промежуточной подстанции рисунок 1.10.



Рисунок 1.9 - Режим холостого хода при отключении линии со стороны системы

Рисунок 1.10 - Режим холостого хода при отключении линии со стороны промежуточной подстанции

Цель расчетов - определение числа и мест установки ШР, необходимых для нормализации напряжений на разомкнутом конце линии, в других узлах электропередачи и соблюдения условий по перетокам реактивной мощности. В качестве исходных режимных данных используются данные режима летнего минимума.

При выполнении первого расчета (линия включена со стороны промежуточной подстанции) помимо включения реакторов может потребоваться регулирование напряжения с помощью РПН трансформаторов промежуточной подстанции и компенсаторов, установленных на ней, и даже напряжения генераторов ГЭС.

Для выполнения данного расчета необходимо ввести дополнительный узел №222 в таблицу узлы, и дополнительную ветвь в таблицу ветви программы RastrWin с минимальным (0,001 Ом) сопротивлением. Данный узел будет имитировать выключатель на линии. Также генераторный узел переводим в базу.

Результаты расчета для режима холостого хода когда линия включена со стороны промежуточной подстанции и отключена со стороны системы представлены в виде таблиц Узлы и Ветви программного комплекса RastrWin на рисунке 1.11 и 1.12.

Рисунок 1.11 -Таблица Узлы для режима холостого хода второго участка линии при отключении со стороны системы

Рисунок 1.12 - Таблица Ветви для режима холостого хода второго участка линии при отключении со стороны системы

Как видно из результатов расчета для поддержания уровня напряжения в допустимых значениях необходимо включить все имеющиеся реакторы: 5 со стороны ГЭС, 5 со стороны промежуточной подстанции, и 1 со стороны систем. РПН трансформаторов находятся в средней точке. В данном режиме РПН трансформаторов на системе не оказывает влияние на напряжения в сети. Также потребуется держать напряжение на выводах генератора 20,16 кВ.

Во втором случае расчета (линия включена со стороны системы) помимо включения ШР может потребоваться снижение напряжения системы.

Для выполнения данного расчета необходимо ввести дополнительный узел №333 в таблицу узлы, и дополнительную ветвь в таблицу ветви программы RastrWin с минимальным (0,001 Ом) сопротивлением. Данный узел будет имитировать выключатель на линии. Также генераторный узел переводим в базу.

Результаты расчета для режима холостого хода когда линия включена со стороны промежуточной подстанции и отключена со стороны промежуточной подстанции представлены в виде таблиц Узлы и Ветви программного комплекса RastrWin на рисунке 1.13 и 1.14.

Рисунок 1.14 -Таблица Узлы для режима холостого хода второго участка линии при отключении со стороны промежуточной подстанции

Рисунок 1.15 - Таблица Ветви для режима холостого хода второго участка линии при отключении со стороны промежуточной подстанции

Как видно из результатов расчета для поддержания уровня напряжения в допустимых значениях необходимо включить все имеющиеся реакторы: 4 со стороны ГЭС и 4 со стороны промежуточной подстанции. РПН трансформаторов на промежуточной подстанции находятся в средней точке. А РПН трансформаторов системы необходимо перевести в точку 38. Также потребуется держать напряжение на выводах генератора 20 кВ.



2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК, ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ЛИНИИ И ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАСЧЕТНЫХ КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ

2.1 Определение механических характеристик провода

Расчет числа проводов и сечений алюминиевой части фазы был произведен ранее на основании режимных характеристик методом экономических токовых интервалов. При определении механических характеристик проводов необходим учет сечения стальной части сталеалюминиевого провода.

Согласно [4] для провода с соотношением А/С ? 8 , толщина стенки гололеда до 20 мм для проводов сечением 240 мм² и более.

В соответствии с приведенными рекомендациями с учетом заданных климатических условий выбирается марка провода, механические характеристики которого представляются в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Физико-механические характеристики провода

Марка провода	5хАС-300/66
Диаметр провода, мм	25,5
Полное сечение провода, мм2	353,8
Удельная масса провода, кг/км	1313
Модуль упругости провода, Е*10-3 даН/мм2	8,9
Температурный коэффициент линейного расширения, б*10-6 К-1	18,3
Нормативное допускаемое напряжения провода при наибольшей нагрузке даН/м*мм2	14,9
Нормативное допускаемое напряжения провода при минимальной температуре, даН/м*мм2	14,9
Нормативное допускаемое напряжения провода при среднегодовой температуре, даН/м*мм2	9,9

Исходя из определенной марки провода, номинального напряжения ВЛ и условий прохождения трассы выбирается опора ВЛ и определим ее характеристики и геометрические параметры. Далее в соответствии с номинальным напряжением ВЛ выбирается марка и число изоляторов в гирлянде. Данные по геометрическим размерам опоры и их характеристикам представляются в таблице 2.2. [5]

Таблица 2.2 - Конструктивные параметры и характеристики опоры

№ п/п	Параметры	Значение
1.	Тип опоры	ПН 750-1(портальная на оттяжках)
2.	Полная высота опоры, м	45,5
3.	Высота крепления траверсы, м	38
4.	Габаритный пролет, м	475-550
5.	Ветровой пролет, м	510-570
6.	Весовой пролет, м	525-570
7.	Высота изолятора, м	6,08
8.	Количество изоляторов в гирлянде, шт	-

2.2 Расчетные климатические условия

Скоростной напор ветра и толщина стенки гололеда на провода ВЛ определяется с учетом высоты расположения приведенного центра тяжести (ЦТ) всех проводов.

При определении ветровых нагрузок в расчетах принимается величина q=v²/16 даН/м², называемая скоростным напором ветра.

Для определения коэффициентов, учитывающих ветровые нагрузки и толщину стенки гололеда необходимо рассчитать высоту цента масс системы проводов.

(2.1)

где h_пр - высота крепления проводов к изоляторам, отсчитываемая от отметки земли в местах установки опор, м; f_max - стрела провеса провода, условно принимаемая наибольшей (при высшей температуре или гололеде без ветра), м.

Приведенная нагрузка от собственного веса г₁=3,71•10^-3 даН/м•мм²

При горизонтальном расположении проводов высота подвеса проводов одинакова для всех проводов.

Высота подвеса провода к гирлянде определяется исходя из высоты расположения траверсы относительно земли и длины гирлянды изоляторов.

(2.2)

где h_ТР - высота крепления траверсы, м; - длина гирлянды изоляторов, м.

Максимальная стрела провеса провода определяется по формуле

(2.3)

где h_пров - высота крепления провода на опоре, м; H_габ - габарит до земли, м; H_габ - запас габарита.



Результаты расчета высоты приведенного центра масс системы проводов представляются в таблице 2.3

Таблица 2.3 - Расчет приведенного центра масс системы проводов

№ п/п	Наименование показателя	Значение
1.	Высота гирлянды, м	6,08
2.	Высота подвески провода, м	31,92
3.	Габарит до земли, м	8,79
4.	Запас габарита до земли, м	0,3
5.	Максимальная стрела провеса провод, м	22,83
6.	Высота приведенного центра масс, м	16,7

Приведенный ЦМ больше 15 м, согласно [4] необходимо учитывать поправочный аэродинамический коэффициент учитывающий возрастание скорости ветра по высоте (С_x)

Распределение ветрового давления по длине пролета неравномерно. Эта неравномерность, возрастающая при увеличении скорости ветра, учитывается коэффициентом неравномерности б, значение которого принимается в зависимости от скоростного напора ветра.

Толщина стенки гололеда определяется путем умножения значения толщины стенки гололеда, указанного в [4], на поправочные коэффициенты учитывающие возрастание толщины стенки гололеда по высоте, и диаметр провода. Все поправочные коэффициенты представлены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Выбор поправочных коэффициентов

1.	Высота приведенного центра масс, м	16,7
2.	Нормативный скоростной напор ветра q=v2/16 даН/м2	55
3.	Диаметр провода, мм	25,5
4.	Аэродинамический коэффициент Сx	1,085
5.	Коэффициент неравномерности б	0,813
6.	Поправочный коэффициент по гололеду, учитывающий высоту подвески провода	1,134
7.	Поправочный коэффициент по гололеду, учитывающий диаметр провода	0,845

Расчет ветрового давления и толщины стенки гололеда с учетом поправочных коэффициентов представлен в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Расчет ветрового давления и толщины стенки гололеда на высоте приведенного центра масс.

№ п/п	Наименование показателя	Обобщенный коэффициент	Расчетный скоростной напор ветра	Расчетная толщина стенки гололеда, мм
1.	Нормативный скоростной напор ветра, 55 даН/м2	1,085*0,813 =0,882	55*0,882=48,516	-
2.	Нормативная толщина стенки гололеда, 10 мм	1.134*0.845=0.958	-	14,37

2.3 Расчет единичных удельных нагрузок на провод

Равномерно распределенная нагрузка по длине пролета на 1 м длины провода называется единичной нагрузкой. Равномерно распределенная нагрузка по длине пролета на 1 м длины провода, приходящаяся на 1 мм² площади поперечного сечения провода называется единичной удельной нагрузкой.

При проектировании ВЛ учитываются следующие единичные нагрузки на провода и тросы.[6]

1. Нагрузка от массы провода

Единичная нагрузка от массы провода p₁:

. (2.4)



Единичная удельная нагрузка от массы провода ₁:

, (2.5)

где G₀ - масса 1м провода, кг/м; F_Р - расчетное сечение провода, мм².

2. Нагрузка от массы гололеда

Единичная нагрузка от массы гололеда p₂ :

. (2.6)

Единичная удельная нагрузка от массы гололеда ₂:

, (2.7)

где c, мм - толщина стенки гололеда; d - диаметр провода, мм.

3. Нагрузка от веса провода с гололедом

Единичная нагрузка от веса провода с гололедом p₃ находится как сумма единичных нагрузок от собственного веса провода и нагрузки от массы гололеда:

. (2.8)

Единичная удельная нагрузка от веса провода с гололедом p₃ находится как сумма единичных удельных нагрузок от собственного веса провода и нагрузки от массы гололеда:

. (2.9)

4. Нагрузка от давления ветра на провод без гололеда

Единичная нагрузка от давления ветра на провод без гололеда p₄:

. (2.10)

Единичная удельная нагрузка от давления ветра на провод без гололеда ₄:

, (2.11)

где q_расч - расчетный скоростной напор ветра.

5. Нагрузка от давления ветра на провод при гололеде.

Единичная нагрузка от давления ветра на провод без гололеда р₅:

. (2.12)

Удельная единичная нагрузка от давления ветра на провод с гололедом ₅:

. (2.13)

6. Суммарная нагрузка на провод от его массы и давления ветра на провод. Суммарная единичная нагрузка на провод от его массы и давления ветра на провод p₆:

. (2.14)

Суммарная удельная нагрузка на провод от его массы и давления ветра на провод ₆:

(2.15)

7. Суммарная нагрузка на провод от массы провода, давления ветра и массы гололеда

Суммарная единичная нагрузка на провод от массы провода, давления ветра и массы гололеда p₇:

. (2.16)

Суммарная единичная удельная нагрузка на провод от массы провода, давления ветра и массы гололеда ₇:

. (2.17)

Расчет единичных и удельных нагрузок на провода произведен в программе Mathcad, скриншоты расчета представлены в Приложении 1. Результаты расчета приведены в таблице 2.6.



Таблица 2.6 - Единичные и удельные нагрузки на провода

Наименование, нагрузки	Единичная нагрузка, даН/м	Удельная нагрузка, даН/(м•мм2)
1. От собственного веса	1,313	3,711•10-3
2. От веса гололеда	1,62	4,58•10-3
3. Суммарная от собственного веса и веса гололеда	2,933	8,291•10-3
4. От давления ветра без гололеда	1,237	3,497•10-3
5. От давления ветра при гололеде	0,658	1,86•10-3
6. Результирующая от собственного веса и давления ветра	1,804	5,1•10-3
7. Результирующая от собственного веса, веса гололеда и давления ветра при гололеде	3,006	8,497•10-3

2.4 Определение критических пролётов ВЛ и исходного режима

Для каждой марки провода существует предел прочности, превышение которого вызывает необратимые изменения механических свойств провода. Согласно [4] запас прочности в виде допустимых напряжений в проводах для следующих условий:

а) наибольшей внешней нагрузки;

б) низшей температуры при отсутствии внешних нагрузок;

в) среднегодовой температуры при отсутствии внешних нагрузок.

При расчете проводов в качестве исходного (начального) можно принимать любое состояние, характеризующееся любой нагрузкой и температурой. Однако при монтаже проводов напряжения в них не должны превышать соответствующих допустимых напряжений для режимов максимальной нагрузки, низшей и среднегодовой температур. Чтобы выполнить это условие, целесообразно при расчете в качестве исходного принять одно из состояний, в котором напряжение может быть равным допустимому. При этом достаточно выбрать правильно один из трех ограничивающих режимов.

Формулы для определения критических пролетов могут быть получены из уравнения состояния провода:

(2.18)

где l - длина пролета; б - температурный коэффициент линейного удлинения проводов; E - модуль упругости; у₀,г₀,t₀ - соответственно напряжение в проводе, удельная нагрузка и температура в исходном режиме состояния провода; у_,г,t - соответствующие значения для искомого режима провода.

При ограничении напряжения в проводе по трем режимам в общем случае существуют три критических пролета.

Согласно формулам из [6], определим три критических пролета для сталеалюминиевого провода марки 5хАС-300/66.

Первый критический пролет - это пролет такой длины, при котором напряжение в проводе в режиме среднегодовой температуры равно допустимому при среднегодовой температуре у_э, а в режиме низшей температуры - допустимому напряжению при низшей температуре у_min.

(2.19)

Второй критический пролет - это пролет, при котором напряжение в проводе при наибольшей нагрузке равно допустимому напряжению при наибольшей нагрузке у_max, а в режиме низшей температуры - допустимому напряжению при низшей температуре у. При условии

у_г= у_-= у_доп=0,45 у_в

(2.20)

Третий критический пролет - это пролет, при котором напряжение в проводе при среднегодовой температуре достигает допустимого при среднегодовой температуре у_э, а в режиме максимальной нагрузки равно допустимому при максимальной нагрузке у_max.

(2.21)

Значения _Э, _max, _tmin - нормативные допустимые значения для провода принимаемая по [4].

Полученные результаты приведены в таблице 2.7.

Таблица 2.7 - Критические пролёты и выбор исходного режима

Вид пролета	Длины пролетов L, м	Соотношение расчетного и критического пролетов	Параметры исходного режима
Lрас	525	Lкр1, мнимый Lкр3> Lкр2 Lрасч> Lкр3	г=8,497•10-3 даН/(м•мм2); t=-5?С; у=14,9 даН/м•мм2.
Lкр1	-5,978
Lкр2	158,21
Lкр3	221,85

2.5 Систематический расчёт провода

Цель систематического расчета заключается в построении зависимостей изменения напряжения в проводе от длины пролета у = ц(l) и стрелы провеса от длины пролета f = ц(l). Эти зависимости находят для определенных расчетных сочетаний климатических условий. Сочетания климатических условий, соответствующие расчетным режимам 7 и 2, необходимы для нахождения максимальной вертикальной стрелы провеса, которая может возникнуть при высшей температуре либо когда провода и тросы нагружены гололедом. Режим 6 используется для проверки проводов по допустимому напряжению в условиях низшей температуры, а также для определения минимальной стрелы провеса, которая нужна для вычисления габаритов при пересечении с инженерными сооружениями и для других целей. По расчетному режиму 4 контролируют напряжение в средних эксплуатационных условиях, чтобы оно не превышало допустимого при среднегодовой температуре. Один из режимов 3 или 1 позволяет определить максимальную внешнюю нагрузку на провода. По выбранному режиму производится проверка на допустимое напряжение при максимальных нагрузках. Режимы 3, 1 используют также для нахождения косых (наклонных) стрел провеса провода и тросов (при воздействии ветра).

Стрела провеса для каждого из сочетаний климатических условий определяется по формуле

(2.22)

где l - длина пролета; г - удельная нагрузка в расчетном режиме, для которого производится определение стрелы провеса; у - напряжение в материале провода в соответствующем режиме при выбранной длине пролета.

Расчет сталеалюминевых проводов производится для режимов, являющихся основными для определения механических напряжений, стрел провеса провода и проверки основных габаритов опор. Результаты расчетов представлены в таблицах 2.8.



Таблица 2.8 - Систематический расчет напряжений и стрел провеса проводов

Режим	Климатические условия	Параметры режима	Напряжение провода даН/м*мм2	Стрела провеса, м
1	Высшая температура, без ветра и гололеда	г=3,711•10-3 даН/(м•мм2); t=25?С;	6,842	18,688
2	Низшая температура, без ветра и гололеда	г=3,711•10-3даН/(м•мм2); t=-20?С;	7,72	16,562
3	Ср.годовая температура, без ветра и гололеда	г=3,711•10-3даН/(м•мм2); t=5?С;	7,198	17,763
4	При гололеде без ветра	г=8,291•10-3даН/(м•мм2); t=-5?С;	14,604	19,560
5	При ветре без гололеда	г=5,1•10-3даН/(м•мм2); t=-5?С;	9,73	18,055
6	При ветре и гололеде	г=8,497•10-3даН/(м•мм2); t=-5?С;	14,9	19,648
7	Во время грозы, без ветра	г=3,711•10-3даН/(м•мм2); t=15?С;	7,014	18,229

2.6 Выбор изоляторов и линейной арматуры

Выбор типа изоляторов производится на основании требований [4], определяющих необходимую механическую и электрическую прочность изоляторов. Необходимыми исходными данными являются:

- напряжение линии

- район прохождения трассы

- материал и тип опор

- нормативная механическая нагрузка на изоляторы.

Выбран линейный полимерный стержневой кремнийорганический изолятор марки ЛКЦ 160-750-2, характеристики данного изолятора приведены в таблице 2.9.



Таблица 2.9 - Характеристика изолятора

Наименование характеристик	Единица измерения	Норма для изоляторов
Обозначение изолятора	-	ЛКЦ 160-750-2
Номинальное напряжение	кВ	750
Разрушающая механическая сила при растяжении, не менее	кН	160
Длина пути утечки , не менее,	мм	13450
Выдерживаемое напряжение промышленной частот...

Подобные документы

• Проектирование механической части воздушной линии электропередачи напряжением 220 кВ

  Систематический расчет проводов воздушной линии электропередачи, грозозащитного троса. Построение максимального шаблона, расстановка опор по профилю трассы. Расчет фундамента для металлической опоры. Техника безопасности при раскатке, соединении проводов.
  
  дипломная работа [3,2 M], добавлен 13.06.2014
  

• Монтаж и расчет конструктивных элементов воздушных линий электропередачи

  Расстановка опор по трассе линии. Построение монтажных кривых для визируемых пролетов. Расчет конструктивных элементов опор на механическую прочность. Выбор и расчет фундаментов, технико-экономических показателей участка воздушной линии электропередачи.
  
  курсовая работа [179,2 K], добавлен 18.04.2012
  

• Механический расчет линии электропередачи напряжением 330В

  Расчет воздушной линии электропередачи. Определение конструктивных и физико-механических характеристик элементов ВЛ. Расчет и выбор марки опоры, ее технические характеристики. Расчёт провода, напряжений, изоляции, грозозащитного троса, стрел провесов.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 16.03.2015
  

• Проектирование воздушной линии электропередачи

  Физико-механические характеристики провода и троса. Выбор унифицированной опоры. Расчет нагрузок на провода и трос. Расчет напряжения в проводе и стрел провеса. Выбор изоляторов и линейной арматуры. Расстановка монтажных стрел и опор по профилю трассы.
  
  курсовая работа [3,7 M], добавлен 23.12.2011
  

• Процесс создания линии электропередач: этапы, факторы и результат

  Расчет воздушной линии электропередачи, обеспечение условия прочности провода. Внешние нагрузки на провод. Понятие о критическом пролете, подвеска провода. Опоры воздушных линий электропередачи. Фермы как опоры для высоковольтных линий электропередачи.
  
  дипломная работа [481,8 K], добавлен 27.07.2010
  

• Линия электропередачи напряжением 500 кВ

  Проектирование электропередачи от строящейся ГЭС в энергосистему с промежуточной подстанцией, анализ основных режимов ее работы. Механический расчет провода и троса линии электропередачи 500 кВ, технико-экономические показатели электрической сети.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 05.04.2010
  

• Расчет воздушной линии электропередач

  Расчет сечения провода по экономической плотности тока. Механический расчет проводов и тросов воздушных линий электропередачи. Выбор подвесных изоляторов. Проверка линии электропередачи на соответствие требованиям правил устройства электроустановок.
  
  курсовая работа [875,3 K], добавлен 16.09.2017
  

• Расчет параметров линии электропередач сверхвысокого напряжения и анализ режимов ее работы

  Составление схемы замещения электропередачи и определение ее параметров. Определение волнового сопротивления. Определение радиуса расщепления фазы. Отыскание границ области по ограничениям на радиус провода. Расчеты режима работы электропередачи.
  
  курсовая работа [5,1 M], добавлен 31.08.2011
  

• Электрооборудование промышленных предприятий, его монтаж и эксплуатация

  Построение шаблонов для расстановки железобетонных промежуточных опор по трассе линии электропередачи, определение количества опор воздушной линии. Расчет мощности электродвигателя для привода основного механизма установки и заземляющего устройства.
  
  аттестационная работа [328,4 K], добавлен 19.03.2010
  

• Анализ режимов и выбор основных параметров системы электропередачи

  Сопоставление сопротивлений и проводимостей линии электропередачи, расчет ее волновых и критериальных параметров. Определение типов проводов. Работа системы электропередачи в режиме максимальных и минимальных нагрузок, повышение ее пропускной способности.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 16.03.2012
  

• Расчет аварийных процессов в линии электропередачи Катраси - ТЭЦ-3

  Проект релейной защиты линии электропередачи. Расчет параметров ЛЭП. Удельное индуктивное сопротивление. Реактивная и удельная емкостная проводимость воздушной лини. Определение аварийного максимального режима при однофазном токе короткого замыкания.
  
  курсовая работа [215,8 K], добавлен 04.02.2016
  

• Механическая часть воздушной линии электропередачи напряжением 220 кВ

  Схема размещения проводов на опоре. Расчет механических нагрузок на провода и тросы, критических пролётов. Выбор изоляции, арматуры и средств защиты от вибрации. Расчетные нагрузки на промежуточные и анкерные опоры в нормальном и аварийном режимах.
  
  курсовая работа [8,6 M], добавлен 13.06.2014
  

• Исследование режимов работы линии электропередачи с помощью схемы замещения

  Энергетический процесс и распределение напряжений в схеме замещения 2-х проводной линии электропередачи при постоянной величине напряжения в начале линии в зависимости от тока, определяемого количеством включенных потребителей электрической энергии.
  
  лабораторная работа [71,4 K], добавлен 22.11.2010
  

• Метод свертывания. Определение тока в линии электропередачи. Электромагнитная сила

  Расчет падения напряжения на резисторе. Сущность метода пропорциональных величин. Определение коэффициента подобия. Расчет площади поперечного сечения проводов линии электропередачи. Вычисление тока потребителя. Векторная диаграмма тока и напряжения.
  
  контрольная работа [1,8 M], добавлен 30.09.2013
  

• Технология монтажа воздушной линии электропередачи: основные этапы

  Воздушная линия электропередачи - устройство для передачи электроэнергии по проводам. Конструкции опор, изоляторов, проводов. Особенности проведения ремонта и заземления воздушных линий. Монтаж, ремонт, обслуживание воздушных линий электропередач.
  
  дипломная работа [64,0 K], добавлен 10.06.2011
  

• Расчет на прочность одноцепной воздушной линии электропередач напряжением 330 кВ, проходящей по ненаселенной местности

  Определение физико-механических характеристик провода. Характеристика унифицированной стальной опоры П 330–3. Определение высоты приведенного центра тяжести, погонных и удельных нагрузок на элементы. Вычисление критических пролетов и температуры.
  
  курсовая работа [322,7 K], добавлен 08.03.2015
  

• Определение характеристик энергетических установок

  Определение коэффициента полезного действия и расхода топлива для парового котла. Расчет параметров режимов гидравлической турбины, линии электропередачи. Потери активной мощности при различных напряжениях. Расчет элементов теплофикационной системы.
  
  контрольная работа [806,7 K], добавлен 17.03.2013
  

• Расчет питающей электрической сети

  Расчет мощности наиболее загруженной обмотки трансформатора. Определение напряжения, приведенных нагрузок подстанций, выбор проводников линии электропередачи. Уточнение распределения мощностей в сети для расчетных режимов с учетом потерь мощности.
  
  курсовая работа [830,5 K], добавлен 04.04.2015
  

• Линии электропередачи. Электрические сети

  Шкала напряжений для сетей и приемников. Сооружение линии электропередачи переменного тока. Компенсация параметров длинной линии. Электропередача с заземленной точкой у конца. Общее понятие о подстанциях. Открытые и закрытые распределительные устройства.
  
  лекция [73,9 K], добавлен 14.08.2013
  

• Натуральная мощность линии

  Характер распределения напряжения при различной нагрузке линии. Электрические параметры воздушных линий. Компенсация реактивной мощности. Назначение статических тиристорных компенсаторов и выполняемые функции. Линии электропередачи схемы выдачи мощности.
  
  реферат [463,8 K], добавлен 26.02.2015
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам