Воздушные линии электропередачи (ВЛЭП)

Введение. В ходе работы над курсовым проектом выполним теоретическую и практическую часть работы. В теоретической части рассмотрим подробнее воздушные линии электропередачи (ВЛЭП), а в практической произведем необходимые расчёты, исходя из заданного варианта
Линии электропередачи - центральный элемент системы передачи и распределения электроэнергии. Линии выполняются преимущественно воздушными и кабельными. На энергоемких предприятиях применяют также токопроводы, на генераторном напряжении электростанций - шинопроводы; в производственных и жилых зданиях - внутренние проводки.
Выбор типа ЛЭП, ее конструктивного исполнения определяется назначением линии, местом расположения (прокладки) и соответственно определяется ее номинальным напряжением, передаваемой мощностью, дальностью электропередачи, площадью и стоимостью занимаемой (отчуждаемой) территории, климатическими условиями, требованиями электробезопасности и технической эстетики и рядом других факторов и в конечном счете экономической целесообразностью передачи электрической энергии.
Воздушные линии электропередачи (ВЛЭП)Воздушными называются линии, предназначенные для передачи и распределения ЭЭ по проводам, расположенным на открытом воздухе и поддерживаемым с помощью опор и изоляторов. Воздушные ЛЭП сооружаются и эксплуатируются в самых разнообразных климатических условиях и географических районах, подвержены атмосферному воздействию (ветер, гололед, дождь, изменение температуры). В связи с этим ВЛ должны сооружаться с учетом атмосферных явлений, загрязнения воздуха, условий прокладки (слабозаселенная местность, территория города, предприятия) и др.
Линии электропередачи состоят из ВЛ основной и распределительной сети. ВЛ основной сети обеспечивают связь между крупными электростанциями и передачу мощности от них в районы потребления электроэнергии. ВЛ распределительной сети обеспечивают передачу электроэнергии от ПС основной сети и электростанций к потребителям электроэнергии.
Основными конструктивными элементами ВЛ являются опоры, провода, грозозащитные тросы, изоляторы и линейная арматура.
Основные понятия
По конструктивному исполнению опор наиболее распространены одно- и двухцепные ВЛ. На трассе линии могут сооружаться до четырех цепей.
Трасса линии - полоса земли, на которой сооружается линия. Одна цепь высоковольтной ВЛ объединяет три провода (комплекта проводов) трехфазной линии, в низковольтной - от трех до пяти проводов. В целом конструктивная часть ВЛ (Рисунок 1) характеризуется типом опор, длинами пролетов, габаритными размерами, конструкцией фаз, количеством изоляторов. Длины пролетов ВЛ l выбирают по экономическим соображениям, т. к. с увеличением длины пролета возрастает провис проводов, необходимо увеличить высоту опор H, чтобы не нарушить допустимый габарит линии h (рисунок 1б), при этом уменьшится количество опор и изоляторов на линии.
Габарит линии - наименьшее расстояние от нижней точки провода до земли (воды, полотна дороги) должно быть таким, чтобы обеспечить безопасность движения людей и транспорта под линией. Это расстояние зависит от номинального напряжения линии и условий местности (населенная, ненаселенная). Расстояние между соседними фазами линии зависит главным образом от ее номинального напряжения. Конструкция фазы ВЛ в основном определяется количеством проводов в фазе. Если фаза выполнена несколькими проводами, она называется расщепленной.

1 - анкерная опора, 2 - промежуточная опора; б - основные характеристики габаритного пролета ВЛ
Рисунок 1- Конструкционная схема одноцепной воздушной линии
Опоры ВЛ
Опоры ВЛ - конструкции, предназначенные для поддерживания проводов на необходимой высоте над землей, водой, или каким-то инженерным сооружением. Кроме того, на опорах в необходимых случаях подвешивают стальные заземленные тросы для защиты проводов от прямых ударов молнии и связанных с этим перенапряжений.
Типы и конструкции опор разнообразны. В зависимости от назначения и размещения на трассе ВЛ они подразделяются на промежуточные и анкерные. Отличаются опоры материалом, исполнением и способом крепления, подвязки проводов. В зависимости от материала они бывают деревянные, железобетонные и металлические.
Промежуточные опоры наиболее простые, служат для поддерживания проводов на прямых участках линии. Они встречаются наиболее часто; доля их в среднем составляет 80-90 % общего числа опор ВЛ. Провода к ним крепят с помощью поддерживающих (подвесных) гирлянд изоляторов или штыревых изоляторов. Промежуточные опоры в нормальном режиме испытывают нагрузку в основном от собственного веса проводов, тросов и изоляторов, подвесные гирлянды изоляторов свисают вертикально.
Анкерные опоры устанавливают в местах жесткого крепления проводов; они делятся на концевые, угловые, промежуточные и специальные. Анкерные опоры, рассчитанные на продольные и поперечные составляющие тяжения проводов (натяжные гирлянды изоляторов расположены горизонтально), испытывают наибольшие нагрузки, поэтому они значительно сложнее и дороже промежуточных; число их на каждой линии должно быть минимальным.
В частности, концевые и угловые опоры, устанавливаемые в конце или на повороте линии, испытывают постоянное тяжение проводов и тросов: одностороннее или по равнодействующей угла поворота; промежуточные анкерные, устанавливаемые на протяженных прямых участках, также рассчитываются на одностороннее тяжение, которое может возникнуть при обрыве части проводов в примыкающем к опоре пролете.
Специальные опоры бывают следующих типов: переходные - для больших пролетов пересечения рек, ущелий; ответвительные - для выполнения ответвлений от основной линии; транспозиционные - для изменения порядка расположения проводов на опоре.

а, б – треугольное; в – горизонтальное; г – обратной ёлкой; д – шестиугольное «бочкой»
Рисунок 3-Расположение проводов и тросов на опорах:
Наряду с назначением (типом) конструкция опоры определяется количеством цепей ВЛ и взаимным расположением проводов (фаз). Опоры (и линии) выполняются в одно- или двухцепном варианте, при этом провода на опорах могут размещаться треугольником, горизонтально, обратной «елкой» и шестиугольником или «бочкой» (рисунок 3).
Деревянные опоры (рисунок 4) изготавливают из сосны или лиственницы и применяют на линиях напряжением до 110 кВ в лесных районах, в настоящее время все меньше.

а – промежуточная 0,38–10 кВ; б – промежуточная на 0,38–35 кВ; в – угловая промежуточная на 6–35 кВ; г – промежуточная на 35 кВ; д – промежуточная свободностоящая на 35–220 кВРисунок 4 - Применение деревянных опор и тип опоры:
Основными элементами опор являются пасынки (приставки) 1, стойки 2, траверсы 3, раскосы 4, подтраверсные брусья 6 и ригели 5.Опоры просты в изготовлении, дешевы, удобны в транспортировке. Основной их недостаток – недолговечность из-за гниения древесины, несмотря на ее обработку антисептиком. Применение железобетонных пасынков (приставок) увеличивает срок службы опор до 20–25 лет.
Железобетонные опоры (рисунок 5) наиболее широко применяются на линиях напряжением до 750 кВ. Они могут быть свободностоящие (промежуточные) и с оттяжками (анкерные). Железобетонные опоры долговечнее деревянных, просты в эксплуатации, дешевле металлических.
Металлические (стальные) опоры (рисунок 6) применяют на линиях напряжением 35 кВ и выше. К основным элементам относятся стойки 1, траверсы 2, тросостойки 3, оттяжки 4 и фундамент 5. Они прочны и надежны, но достаточно металлоемкие, занимают большую площадь, требуют для установки сооружения специальных железобетонных фундаментов и в процессе эксплуатации должны окрашиваться для предохранения от коррозии.

а – промежуточная 6–10 кВ;б – угловая промежуточная на 6–35 кВ; в - анкерно-угловая одноцепная на оттяжках на 35-220 кВ; г - промежуточная двухцепная на 110–220 кВ;д- промежуточная одноцепная портальная на 330-500 кВРисунок 5-Применение железобетонных опор на ВЛ и тип опор
Металлические опоры используются в тех случаях, когда технически сложно и неэкономично сооружать ВЛ на деревянных и железобетонных опорах (переходы через реки, ущелья, выполнение отпаек от ВЛ и т. п.).

а – промежуточная одноцепная башенного типа на 35–330 кВ; б – промежуточная двухцепная башенного типа на 35–330 кВ; в – промежуточная одноцепная на оттяжках на 110–330 кВ; г – промежуточная портальная на оттяжках на 330–500 кВ; д – промежуточная свободностоящая (типа «рюмка») на 500–750 кВ; е – промежуточная на оттяжках типа «набла» на 750 кВРисунок 6 - Применение металлических опор на ВЛ и тип опоры
В России разработали унифицированные металлические и железобетонные опоры различных типов для ВЛ всех напряжений, что позволяет серийно их производить, ускорять и удешевлять сооружение линий.
Провода воздушных линий Провода предназначены для передачи электроэнергии. Наряду с хорошей электропроводностью (возможно меньшим электрическим сопротивлением), достаточной механической прочностью и устойчивостью против коррозии должны удовлетворять условиям экономичности. С этой целью применяют провода из наиболее дешевых металлов - алюминия, стали, специальных сплавов алюминия. Хотя медь обладает наибольшей проводимостью, медные провода из-за значительной стоимости и потребности для других целей в новых линиях не используются.
Их использование допускается в контактных сетях, в сетях горных предприятий.
На ВЛ применяются преимущественно неизолированные (голые) провода. По конструктивному исполнению провода могут быть одно- и многопроволочными, полыми (рисунок 7). Однопроволочные, преимущественно стальные провода, используются ограниченно в низковольтных сетях. Для придания гибкости и большей механической прочности провода изготавливают многопроволочными из одного металла (алюминия или стали) и из двух металлов (комбинированные) - алюминия и стали. Сталь в проводе увеличивает механическую прочность.
Воздуш-ные линии 6–35 кВ могут выполняться алюминиевыми проводами марок А и АКП и сталеалюминевыми проводами, а выше 35 кВ линии монтируются исключительно сталеалюминиевыми проводами.
Сталеалюминиевые провода имеют вокруг стального сердечника повивы из алюминиевых проволок. Площадь сечения стальной части обычно в 4–8 раз меньше алюминиевой, но сталь воспринимает около 30–40 % всей механической нагрузки; такие провода используются на линиях с длинными пролетами и на территориях с более тяжелыми климатическими условиями (с большей толщиной стенки гололеда).

а – однопроволочный; б – многопроволочный; в – сталеалюминиевый;
г – многопроволочный с наполнителем; д – полый
Рисунок7. Конструкции неизолированных проводов ВЛ
В марке сталеалюминиевых проводов указывается сечение алюминиевой и стальной части, например, АС 70/11.
Площади сечения проводов нормированы Государственным стандартом.
Повышение диаметров проводов при неизменности расходования проводникового материала может осуществляться применением проводов с наполнителем из диэлектрика и полых проводов (рисунок 7 г,д). Такое использование снижает потери на коронирование . Полые провода используются главным образом для ошиновки распределительных устройств 220 кВ и выше.
Всё большее применение находят ВЛ с самонесущими изолированными проводами напряжением 0,38–10 кВ. В линиях напряжением 380/220 В. провода состоят из несущего неизолированного провода, являющегося нулевым, трёх изолированных фазных проводов, одного изолированного провода (любой фазы) наружного освещения. Фазные изолированные провода навиты вокруг несущего нулевого провода (рисунок 8).
Несущий провод является сталеалюминиевым, а фазные – алюминиевыми. Последние покрыты светостойким сшитым полиэтиленом (провод типа АПВ). К преимуществам ВЛ с изолированными проводами перед линиями с голыми проводами можно отнести отсутствие изоляторов на опорах, максимальное использование высоты опоры для подвески проводов; нет необходимости в обрезке деревьев в зоне прохождения линии.

Рисунок 8. Конструктивное исполнение самонесущего изолированного проводаГрозозащитные тросы наряду с искровыми промежутками, разрядниками, ограничителями напряжений и устройствами заземления служат для защиты линии от атмосферных перенапряжений (грозовых разрядов).
Тросы подвешивают над фазными проводами на ВЛ напряжением 35 кВ и выше в зависимости от района по грозовой деятельности и материала опор, что регламентируется Правилами устройств электроустановок (ПУЭ). В качестве грозозащитных проводов обычно применяют стальные оцинкованные канаты марок С 35, С 50 и С 70, а при использовании тросов для высокочастотной связи – сталеалюминевые провода. Крепление тросов на всех опорах ВЛ напряжением 220–750 кВ должно быть выполнено при помощи изолятора, шунтированного искровым промежутком. На линиях 35–110 кВ крепление тросов к металлическим и железобетонным промежуточным опорам осуществляется без изоляции троса.
Изоляторы и арматура ВЛИзоляторы воздушных линий. Изоляторы предназначены для изоляции и крепления проводов. Изготавливаются они из фарфора и закаленного стекла – материалов, обладающих высокой механической и электрической прочностью и стойкостью к атмосферным воздействиям. Существенным достоинством стеклянных изоляторов является то, что при повреждении закаленное стекло рассыпается. Это облегчает нахождение поврежденных изоляторов на линии.
По конструкции, способу закрепления на опоре изоляторы разделяют на штыревые и подвесные. Штыревые изоляторы (рисунок 9 а, б) применяются для линий напряжением до 10 кВ и редко (для малых сечений) 35 кВ. крепятся к опорам при помощи крюков или штырей. Подвесные изоляторы (рисунок9, в) используются на ВЛ напряжением 35 кВ и выше. Они состоят из фарфоровой или стеклянной изолирующей части 1, шапки из ковкого чугуна 2, металлического стержня 3 и цементной связки 4. Изоляторы собираются в гирлянды (рисунок 9 г): поддерживающие на промежуточных опорах и натяжные – на анкерных.

а – штыревой 6–10 кВ; б – штыревой 35 кВ; в – подвесной; г, д – стержневые полимерныеРисунок 9- Изоляторы воздушных линий:
Количество изоляторов в гирлянде зависит от напряжения, типа и материала опор, загрязнённости атмосферы. Например, в линии 35 кВ – 3–4 изолятора, 220 кВ – 12–14; на линиях с деревянными опорами, обладающих повышенной грозоупорностью, количество изоляторов в гирлянде на один меньше, чем на линиях с металлическими опорами; в натяжных гирляндах, работающих в наиболее тяжелых условиях, устанавливают на 1–2 изолятора больше, чем в поддерживающих.
Разработаны и проходят опытную промышленную проверку изоляторы с использованием полимерных материалов. Они представляют собой стержневой элемент из стеклопластика, защищённый покрытием с ребрами из фторопласта или кремнийорганической резины. Стержневые изоляторы по сравнению с подвесными имеют меньший вес и стоимость, более высокую механическую прочность, чем из закалённого стекла. Основная проблема – обеспечить возможность их длительной (более 30 лет) работы.
Линейная арматура предназначена для закрепления проводов к изоляорам и тросов к опорам и содержит следующие основные элементы: зажимы, соединители, дистанционные распорки и др. (рис. 3.10).
Поддерживающие зажимы применяют для подвески и закрепления проводов ВЛ на промежуточных опорах с ограниченной жёсткостью заделки (рисунок 10 а). На анкерных опорах для жёсткого крепления проводов используют натяжные гирлянды и натяжные зажимы – натяжные и клиновые (рисунок 10, б, в). Сцепная арматура (серьги, ушки, скобы, коромысла) предназначена для подвески гирлянд на опорах. Поддерживающая гирлянда (рисунок 10, г) закрепляется на траверсе промежуточной опоры с помощью серьги 1, вставляемой другой стороной в шапку верхнего подвесного изолятора 2. Ушко 3 используется для прикрепления к нижнему изолятору гирлянды поддерживающего зажима 4.
Дистанционные распорки (рисунок 10 д), устанавливаемые в пролётах линий 330 кВ и выше с расщепленными фазами, предотвращают схлестывание соударения и закручивание отдельных проводов фаз. Соединители применяются для соединения отдельных участков провода с помощью овальных или прессующих соединителей (рисунок 10 е, ж). В овальных соединителях провода либо скручиваются, либо обжимаются; в прессуемых соединителях, применяемых для соединения сталеалюминиевых проводов больших сечений, стальная и алюминиевые части опрессовываются отдельно.

а – поддерживающий зажим; б – болтовой натяжной зажим; в – прессуемый (клиновой) болтовой зажим; г – поддерживающая гирлянда изоляторов; д – дистанционная распорка; е – овальный соединитель; ж– прессуемый соединитель
Рисунок 10- Линейная арматура воздушных линий:
Эксплуатация ВЛЭПЭксплуатация ВЛ заключается в проведении технического обслуживания, капитальных ремонтов, направленных на обеспечение ее надежной работы.
Структурно эксплуатацию ВЛ, представим на рисунке 11

Рисунок 11-Этапы эксплуатации ВЛ
Техническое обслуживание ВЛ состоит из комплекса мероприятий, направленных на предохранение элементов ВЛ от преждевременного износа. При техническом обслуживании должны выполняться осмотры, проверки, измерения, отдельные виды работ.
При капитальном ремонте ВЛ должны быть выполнены мероприятия по поддержанию или восстановлению первоначальных эксплуатационных показателей и параметров ВЛ или отдельных ее элементов. Изношенные детали и элементы либо ремонтируются, либо заменяются более прочными и экономичными, улучшающими эксплуатационные характеристики линии.
Устранение неисправностей, а также повреждений непредвиденного характера должно производиться при очередном капитальном ремонте, техническом обслуживании.
При экономической не эффективности капитального ремонта, выполняется утилизация ( списание).
Перечень работ, которые должны выполняться на ВЛ при техническом обслуживании, приведен в Правилах технической эксплуатации (ПТЭ) и типовых инструкциях по эксплуатации ВЛ.
Периодические осмотры ВЛ. С целью выявления возникающих повреждений и принятия, своевременных мер к их устранению проводятся периодические осмотры BЛ линейным (ремонтным) персоналом. Тщательная проверка состояния трассы и всех элементов BЛ необходима также для определения объемов очередного капитального ремонта.
График осмотров утверждается техническим руководителем предприятия, эксплуатирующей ВЛ, могут проводиться два и более раза в год.
Осмотр ВЛ по всей длине проводится не реже 1 раза в год, отдельные участки ЛЭП, включая участки, подлежащие ремонту, не реже 1 раза в год должны осматриваться административно-техническим персоналом;
Не реже 1 раза в 10 лет должны проводиться верховые осмотры (осмотры с подъемом на опору). Для ВЛ проходящих в зонах с высокой степенью загрязнения или по открытой местности, а также для ЛЭП, эксплуатируемых 20 и более лет, верховые осмотры должны проводиться не реже 1 раза в 5 лет;
По мере необходимости осмотры ЛЭП проводятся в темное время суток для выявления коронирования и опасности перекрытия изоляции.
Внеочередные осмотры. Внеочередные осмотры ЛЭП или их участков должны проводиться при образовании на проводах и тросах гололеда, при пляске проводов, во время ледохода и разлива рек и после стихийных бедствий (бурь, ураганов, пожаров) в зоне прохождения ЛЭП, а также после отключения ЛЭП релейной защитой и неуспешного АПВ.
Инженерно-технические осмотры. Кроме осмотров, проводимых монтерским персоналом, техническое состояние ВЛ и их трасс должно проверяться инженерно-техническим персоналом: мастерами, старшими мастерами и инженерами служб BЛ. Инженерно-технические работники, являющиеся организаторами работ по эксплуатации и ремонту воздушных линий электропередачи, обязаны периодически обходить и осматривать все эксплуатируемые ВЛ. Они имеют более высокую квалификацию и могут более грамотно оценить техническое состояние объекта, более правильно наметить необходимые мероприятия по устранению недостатков и дефектов.
Инженерно-технические осмотры проводятся не реже одного раза в год.
Верховой осмотр ВЛ. Проводится для проверки состояния верхней части опор, узлов крепления гирлянд к опоре, гирлянд изоляторов с арматурой и мест крепления грозозащитных тросов. При осмотре гирлянд изоляторов следует тщательно проверять: наличие трещин в фарфоре, волосяных трещин на стекле, шапках изоляторов и в деталях арматуры; состояние внешней оболочки полимерных изоляторов; наличие всех замков в сочленении изоляторов, шплинтов в деталях арматуры; не наблюдается ли самоотвинчивание гаек и т.п.
Верховой осмотр ВЛ без ее отключения должен проводиться на безопасном расстоянии от токоведущих частей или с изолирующих устройств с соблюдением требований правил техники безопасности.
На ВЛ с расщепленными фазами одновременно с верховым осмотром проводов с отключением ВЛ должны проводиться верховые осмотры и проверки дистанционных распорок. При осмотре распорок следует проверять состояние провода под зажимом распорки, надежность крепления распорок на проводе, состояние сочленения планки распорки с зажимом и повреждения провода вблизи распорок.
Основные правила проектирования для ВЛ разных напряжений
При развитии распределительных сетей отдельных номинальных напряжений необходимо учитывать следующие рекомендации.
При напряжении сети 220–330 кВ:
а)использовать в сети одно- и двухцепные ВЛ 220–330 кВ;
б)при питании ПС по одноцепной ВЛ с двухсторонним питанием общее число промежуточных ПС не должно превышать трех, а длина такой ВЛ, как правило, не должно быть больше 250 км;
в)присоединять к двухцепной ВЛ 220 кВ с двухсторонним питанием до пяти промежуточных ПС. При этом присоединение ПС рекомендуется принимать по схеме «мостик» или блочной схеме (от одной или двух ВЛ 220 кВ);
г)проектировать сеть 220–330 кВ внешнего электроснабжения крупных и крупнейших городов с использованием принципа кольцевой конфигурации. В системе электроснабжения таких городов рекомендуется предусматривать сооружение не менее двух ПС 220– 330 кВ, через которые осуществляется связь с сетью энергосистемы, а питающие ВЛ рекомендуется прокладывать по разным трассам. При присоединении сети крупных и крупнейших городов к энергосистеме рекомендуется обеспечивать минимальные транзитные перетоки мощности через городскую сеть. Общее количество и пропускная способность линий, связывающих сети таких городов с энергосистемой, рекомендуется выбирать с учетом обеспечения питания городских потребителей без ограничений при отключении двухцепной питающей ВЛ 220 кВ;
д)выполнять, как правило, ПС 220–330 кВ двухтрансформаторными. При большой концентрации нагрузок ПС 330 кВ могут выполняться с установкой трех – четырех трансформаторов. Установка на ПС одного трансформатора допускается временно при обеспечении резервирования потребителей.
При напряжении сети 110 кВ:
а)не допускать сооружения новых протяженных ВЛ 110 кВ параллельно существующим ВЛ 220 кВ;
б)использовать в качестве источников питания сети 110 кВ ПС 220–330 / 110 кВ, имеющие независимые питающие линии, и шины 110 кВ электростанций; обеспечивать двухстороннее питание ПС, присоединенных к одноцепной ВЛ 110 кВ. Длина такой ВЛ, как правило, не должна быть более 120 км, а количество присоединяемых промежуточных ПС – более трех. Присоединение к такой ВЛ двухтрансформаторных ПС рекомендуется по схеме «мостик». При однотрансформаторной ПС (первый этап развития двухтрансформаторной ПС) присоединение к линии осуществляется по блочной схеме. Допускается присоединение ПС к одноцепной тупиковой ВЛ 110 кВ только на первом этапе развития сети. При этом резервирование ответственных потребителей должно быть обеспечено по сети вторичного напряжения;
в)осуществлять применение двухцепных ВЛ с двухсторонним питанием в системах электроснабжения крупных городов, а также в схемах внешнего электроснабжения потребителей транспортных систем (электрифицированные участки железных дорог, продуктопроводов и т. п.). К таким ВЛ рекомендуется присоединение не более пяти промежуточных ПС, с чередованием ПС по схеме «мостик» и блочной схеме;
г)применять двухцепные тупиковые ВЛ в схемах электроснабжения крупных городов, промузлов, промышленных предприятий и т. п. с присоединением к такой ВЛ до двух ПС 110 кВ. При этом потребители первой категории таких ПС должны резервироваться по сети вторичного напряжения. К двум одноцепным тупиковым ВЛ может быть присоединено до трех ПС.
При напряжении сети 35 кВ:
а)не допускать сооружения новых протяженных ВЛ 35 кВ параллельно существующим ВЛ 110 кВ и не сооружать новые ВЛ 35 кВ протяженностью свыше 80 км;
б)оценивать целесообразность сооружения новых ВЛ 35 кВ в габаритах 110 кВ;
в)рассматривать возможность перевода существующих ВЛ 35 кВ на напряжение 110 кВ;
г)использовать преимущественно одноцепные ВЛ 35 кВ с питанием от разных ПС 110–220 кВ или разных секций (систем шин) одной ПС.
Трасса ВЛ выбирается по возможности кратчайшей с учетом условий отчуждения земли, вырубки просек, комплексного использования охранной зоны и приближения к дорогам и существующим ВЛ.
На железобетонных опорах сооружаются одноцепные и двухцепные ВЛ 35 и 110 кВ. В последние годы строительство ВЛ 220–500 кВ осуществляется, как правило, на металлических опорах.
В последние годы на ВЛ 6–10–35 кВ получили распространение самонесущие изолированные провода (СИП).

Практическая частьРасчет мощности трансформатора на подстанции, выбор марки и ее расшифровкаГруппа потребителей 2 категории получает питание от трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ (рисунок 12).
651510112395ТрВЛЭП
КЛЭП
ТрВЛЭП
КЛЭП

Рисунок 12- Схема расчетная
Найдем полную мощность, передаваемой по участкам сети. Для этого находим значение реактивных мощностей нагрузок , МВАр,(1)
где .
Затем находим полную мощность , МВА нагрузок:
(2)
Подставив исходные данные в формулу (1), (2) получим величины , МВАр и , МВА, их расчет представим в таблице 1
Таблица 1-Расчет , МВАр и , МВА,
Величина Нагрузка
1 2 3
P, МВт 1 1,2 3
cosφ0,83 0,8 0,84
tgφ0,672 0,75 0,646
Q, МВАр0,672 0,9 1,938
S, МВА 1,205 1,5 3,572
Определим суммарную полная мощность всех потребителей Sр(3)
Подставив данные в формулу (3) определим Sр,МВА
В современной практике проектирования при определении расчётной мощности трансформаторов на понижающих подстанциях с установкой двух трансформаторов (nТ = 2 ) применяется эмпирическая формула
(4)
где n-количество трансформаторов;
Кз-коэффициент загрузки трансформаторов (для двухтрансформаторной подстанции )
Для потребителей первой и второй категорий на подстанциях предусматривается установка не менее двух трансформаторов.
Поэтому для расчета примем [1]

По определенной выбираем к установке два трансформатора ТМГ 6300-10/0,4кВ.
ТМГ 6300-10/0,4 УХЛ1, У/Ун-0
Т - трансформатор трехфазный,
М - охлаждение масляное с естественной циркуляцией воздуха и масла,
Г- герметичный;
6300 – номинальная мощность, кВА,
10 – класс напряжения обмотки ВН, кВ,
0,4- класс напряжения обмотки НН, кВ,
УХЛ1 – климатическое исполнение и категория( холодный климатический район, эксплуатация на открытом воздухе с воздействием любых атмосферных факторов (дождь, ливень, снег, пыль при сильном ветер).
У/Ун-0 -группа соединения обмоток
Баки трансформаторов ТМГ прямоугольной формы без маслорасширителя. Для подъема бака и трансформатора в сборе используются крюки, расположенные под верхней рамой бака. На крышке бака имеется кран (пробка) для залива масла, внизу бака имеются пробка для спуска масла, кран (пробка) для взятия пробы, болт заземления. Вводы ВН и НН расположены на крышке.
В герметичных трансформаторах типа ТМГ масло не соприкасается с воздухом и не окисляется. Они не требуют дополнительных расходов при вводе в эксплуатацию и не нуждаются в профилактических ремонтах ревизиях в течении всего срока службы и отпадает необходимость в анализе и регенерации масла. Уровень масла в трансформаторах контролируется визуально по указателю уровня масла, который расположен на стенке бака. При наличии указателя предельного уровня масла, дополнительный контроль предельного нижнего уровня осуществляется визуально по наличию индика-тора в стеклянной колбе.
Технические данные трансформатора представим в таблице 1, чертеж трансформатора на рисунке 13
Таблица 1- Параметры трансформатора
Номинальная мощность трансформаторов кВт Потери, Вт Ток ХХ, % Напряжение КЗ, % Габаритные размеры Масса,кгХХ КЗ ТМ-6300 7400 46500 0,8 7,5 3450х3300х3650 13380

Рисунок 13- Чертеж трансформатора
Расчёт сечение кабеля запитывающего группу потребителей, выбор его марки и ее расшифровкаВ электроустановках до 1000 В расчёт сечений производится по нагреву (допустимому току) и проверяется по потере напряжения.
Согласно заданию, кабель прокладывается в воздухе в взрывоопасной среде при t0=50°C при 3 кабелях, исходя из этих условий предварительно выбираем, кабель марки ВВГ
Рассчитываем ток потребителей, IP,А (5)
Подставив данные в формулу (5), получим

По расчетному току предварительно выбираем сечение жилы 95мм2 IДОП=260А (приложение 8 к курсовому )ВВГ 2х95
IДОП ≥ IP.
260> 237,844
Вводим поправочные коэффициенты используя приложение 9 и 10 указаний к курсовому проекту
Коэффициент Кt(по температуре окружающей среды) примем= 0,74 (согласно задания))
Коэффициент Кk(по количеству кабелей (Кк) проложенных вместе ) примем = 0,85 (согласно задания)
Определим расчетный допустимый ток ,А(6)
≥ Iр
163,54<237,844
Выбранное сечение не проходит по условиям, поэтому повышаем на порядок выше сечение кабеля, т. е 120мм2 IДОП=300А
Определим расчетный допустимый ток ,А
≥ Iр
188,7<237,844
Выбранное сечение не проходит по условиям, поэтому повышаем на порядок выше сечение кабеля, т. е 150мм2 IДОП=350А
Определим расчетный допустимый ток ,А
≥ Iр
220,15<237,844
Выбранное сечение не проходит по условиям, поэтому повышаем на порядок выше сечение кабеля, т. е 185мм2 IДОП=405А
Определим расчетный допустимый ток ,А
≥ Iр
254,745>237,844
Выбранное сечение проходит по условиям
Окончательно выбираем кабель марки ВВГ 2х185
Кабель ВВГ 2х185
- отсутствие буквы А означает, что токопроводящая жила - медная
В- изоляция из ПВХ пластиката
В - оболочка из поливинилхлоридного пластиката
Г - отсутствие защитного покрова
2 -двухжильный;
185 -площадь поперечного сечения силовой жилы (мм2).
Выбор марки проводов ВЛЭП, питающей потребителей и расчет их сеченияПо приложению 11 для атмосферы воздуха типа III(морской климат) выберем провод марки М
При выборе сечения кабеля руководствуемся формулой
, мм2(7)
где:
S – сечение токопроводящей жилы, мм2;
Р – мощность потребителей электрической энергии, Вт;
l – длина питающей линии, м;
U –напряжение сети, В.
- относительное падение (потеря) напряжения, %. ()
γ – удельная проводимость проводника, м/Ом·мм2.
γ(Сu) меди = 57 м/Ом·мм2;
γ(Al) алюминия = 34 м/Ом·мм2.
Согласно данным
(8)
Однолинейную схему питания потребителей представим на рисунке 14

Рисунок 14- Однолинейная схема питания потребителей
Подставив данные в формулу (7), определим

Из приложения 12 принимается стандартное сечение для проводов марки А, S = 50 мм2.
Таким образом, для ВЛЭП выбирается провод марки М сечение 50 мм2
ЗаключениеВ курсовом проекте выполнили теоретическую и практическую часть. В теоретической части рассмотрим подробнее воздушные линии электропередачи (ВЛЭП), а в практической произведем необходимые расчёты, исходя из заданного варианта
Воздушными называются линии, предназначенные для передачи и распределения ЭЭ по проводам, расположенным на открытом воздухе и поддерживаемым с помощью опор и изоляторов. Воздушные ЛЭП сооружаются и эксплуатируются в самых разнообразных климатических условиях и географических районах, подвержены атмосферному воздействию (ветер, гололед, дождь, изменение температуры). В связи с этим ВЛ должны сооружаться с учетом атмосферных явлений, загрязнения воздуха, условий прокладки (слабозаселенная местность, территория города, предприятия) и др.
Основными конструктивными элементами ВЛ являются опоры, провода, грозозащитные тросы, изоляторы и линейная арматура.
В практической части работы, согласно заданию выбрали мощность трансформатора и его марку приняли к установке на подстанции трансформатор ТМГ-6300-10/0,4УХЛ1,рассчитали сечение кабеля, прокладываемого по воздуху в пожароопасной среде при t0=50°C при 3 кабелях, запитывающего группу потребителей на напряжение U=220В выбрали кабель марки ВВГ 2х185, выбрали марку проводов ВЛЭП использующуюся в районе с морским климатом питающей потребителей Мх50

Список литературыНеклепаев Б.Н., Крючков И.П «Электрическая часть электростанций и подстанций». Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – М: Энергоатомиздат, 1989.-608с.:ил.Справочник по проектированию электрических сетей/ под ред. Д.Л. Файбисовича. – 3-е изд., переаб. и доп. – М.: ЭНАС, 2009. – 392 с.
Правила устройства электроустановок. - М.: Госторгиздат, 2015.-144 c.
Лаврентьев В.М.Эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт BЛ 110 -1150 кВ: учебно-практическое пособие / В.М. Лаврентьев, Н.Г. Царанов; под обшей ред. АЛ. Васильева. — М: Издательский дом МЭИ, 2014. — 572 с. ил.