Расчет воздушной линии электропередач

ВведениеОдним из важнейших элементов системы электроснабжения являются линии электропередач (ЛЭП). Различают два типа ЛЭП: кабельные и воздушные. Воздушные линии электропередач имеют большую протяженность во всем мире и являются основным способом передачи электрической энергии на дальние расстояния.Воздушные ЛЭП (ВЛ) делятся по применяемому току на линии переменного и постоянного тока, по назначению на сверхдальние (предельные для связи энергосистем), магистральные (предназначенные для передачи энергии от электростанций крупным потребителям), распределительные и подводящие. Также имеется классификация по напряжению. По напряжению ВЛ делятся на низковольтные (до1000 В) и высоковольтные (свыше 1000 В).Наибольшее распространение получили высоковольтные линии переменного тока, работающие на напряжениях 35–110 кВ. Такие линии применяются для обеспечения энергией таких крупных потребителей, как города и объекты промышленности.Задачей данной курсовой работы является проектирование высоковольтной ВЛ, предназначенной для электроснабжения крупного потребителя (промышленного предприятия) с заданными параметрами нагрузки.Целью данной курсовой работы является расчет и подбор оптимальных материалов для строительства и распределения ВЛ, исходя из параметров передаваемой мощности и расстояния, на которое эту мощность нужно передать, также необходимо учитывать особенности географического положения проектируемой ЛЭП, так как они оказывают существенное влияние на работу ЛЭП. Помимо всех прочих перечисленных выше требований необходимо добиться определенного качества передаваемой энергии на стадии проектирования. 1 Расчет сечения провода1.1 Расчет тока, проходящего по линиямРассчитаем ток, проходящий по линиям:I=Smax3∙Uном; (1)I=15∙1063∙110∙103;I=79 А.1.2 Расчет сечения провода по экономической плотности токаС уменьшением сечения затраты уменьшаются, но возрастает стоимость потерь электроэнергии, величина которой прямо пропорциональна потерям активной мощности (PH) и обратно пропорциональна площади поперечного сечения проводника. В таблице 1 представлены значения экономической плотности тока А/мм.Таблица 1 – Экономическая плотность тока А/мм2ПроводникиЭкономическая плотность тока А/мм2 при заданном числе часов использования максимума нагрузки1000–30003000–5000Более 5000Неизолированные провода и шиныМедные2.52.11.8Алюминиевые (сталеалюминевые)1.31.11Кабели в бумажной и провода в резиновой и ПВХ изоляцииМедные32.52Алюминиевые1.61.41.2На основе анализа всех факторов, влияющих на величину экономического сечения и технико–экономических расчетов ПУЭ, рекомендуют в практических расчетах экономическое сечение определять в зависимости от экономической плотности тока jэ.Для выбора проводов по экономической плотности тока используют формулу:Sэ=Iмаксjэ; (2)Выберем неизолированные алюминиевые провода и шины с коэффициентом экономической плотности jэ=1,3, отсюда находим сечение провода:Sэ=791,3;Sэ=60 мм2;Исходя из полученного сечения, выбираем провод марки АС 70/11.Sвыб>Sэк.Технические и физико–механические характеристики провода АС 70/11, необходимые в дельнейших расчетах:– площадь сечения всего провода, мм2 – 79.3;– диаметр провода, мм – 11.3;– максимальный длительный ток, А: а) вне помещения – 265;б) внутри помещения – 210;– максимальная мощность, МВА – 47,5;– сопротивление постоянному току при 20 С, Ом/км –0.422;– удельное активное сопротивление при 20 С, Ом/км –0.422;– допустимое напряжение, кгс/мм2:а) при наибольшей нагрузке к = 10.5;б) при низшей температуре - = 9.25;в) при среднегодовой температуре э = 6.25;– модуль упругости Е, кгс/мм2 – 8250;– температурный коэффициент линейного удлинения, 1/град–19.2∙10-6;– масса 1 км провода, кг – 276.1.3 Расчет по допустимому нагревуЭлектрический ток, протекая по проводнику, оказывает на него определенное термическое действие – осуществляет его нагрев. Одним из условий долгой и безаварийной работы линии является правильный выбор проводников по длительно допустимой температуре нагрева. Выбор производится исходя из значений максимального рабочего тока линии и максимально допустимого тока длительной работы для конкретной марки провода. Максимальная температура нагрева проводов ЛЭП, принятая в ПУЭ, составляет семьдесят градусов.Надежная длительная работа проводов и кабелей определяется длительностью допустимой температурой их нагрева, величина которой зависит от вида изоляции. Учитывая условия надежности, безопасности и экономичности, ПУЭ устанавливают предельную температуру нагрева проводников в зависимости от длительности прохождения тока, материала токоведущей части и изоляции провода или кабеля.Выбор сечения проводника по нагреву длительным током нагрузки сводится к сравнению расчетного тока Ip с допустимым табличным значением Iд для принятых марок проводов и условий их прокладки. При выборе должно соблюдаться условие:Iр≤Iд;Для принятого за оптимальный в результате предварительного электрического расчета провода марки АС – 70/11 длительно допустимый ток Iд=265 А.Длительно допустимые токи нагрузки проводов, кабелей и шин указаны в таблицах ПУЭ, составленных для температур окружающего воздуха +25 °С, почвы +15 °С и приведены в приложениях.При отклонении температуры от нормируемых параметров для определения длительно допустимого тока вносится поправочный температурный коэффициент и используется формула: Iд,=KтIд, (3)где Kт – поправочный температурный коэффициент.В таблице 2 представлены значения поправочных температурных коэффициентов для определения токовых нагрузок при различных температурах.Таблица 2 – Значения поправочных температурных коэффициентов для определения токовых нагрузок при различных температурахТемпература,°С–50+5+10+15+20+25+30+35+40+45+50Поправочный коэффициент1.291.241.21.151.111.051.00.940.880.810.740.61Для определения длительно допустимого тока линии при заданных температурных условиях воспользуемся формулой (3), подставив значение Kт=0.94: Iд,=0.94∙265Iд,=249 А.ImaxSэк, 70>60 мм2, следовательно условие по экономическому сечению выполняется. Проводник выбран корректно.1.4 Электрический расчет воздушной линии электропередачЭлектрический расчет линии электропередач позволяет подсчитать потери мощности и напряжения на всем протяжении линии. Исходя из результатов электрического расчета, можно судить о качестве подаваемой потребителю электрической энергии.В электрическом расчете учитываются активная и реактивная составляющие мощности, передаваемой по линии. Реактивная составляющая мощности в свою очередь делится на индуктивную и емкостную. Оба этих слагаемых реактивной составляющей мощности зависят от среднегеометрического расстояния между проводами, т.е. от положения проводников в пространстве.В таблице 3 приведены данные для электрического расчета линии.Таблица 3 – Исходные данные для электрического расчета ЛЭПДлина линии (L), км25Номинальное напряжение (Uном), кВ110Марка проводаАС – 70/11Удельное активное сопротивление (r0), Ом/км0.422Удельное индуктивное сопротивление (x0), Ом/км0.444Удельная емкостная проводимость (β0), См/км2.55∙10-6Определим активную и реактивную составляющие выработанной мощности:P=S∙cosφ;P=15∙106∙0.84;P=12,6 МВА;Q=S2-P2;Q=152-12.62;Q=8,1 МВАр.Произведем расчет сопротивлений линии, используя формулы:R=r0l2; (7)X=x0l2; (8)B=β0l, (9)где r0 – удельное активное сопротивление провода марки АС – 70/11;x0 – индуктивное сопротивление провода марки АС – 70/11; β0 – емкостная проводимость провода марки АС – 70/11;l – длина линии.Подставляя в формулы (7), (8), (9) значения из таблицы 4 получаем следующие значения:R=0.422∙252; R=5,3 Ом; X=0.444∙252;X = 5,6 Ом;B=2.55∙10-6∙25; B=140,25∙10-6Ом.Для определения величин продольного и поперечного падений напряжений в линии используют следующие формулы:∆U=PR+QXU; 10δU=PX-QRU, (11)где Р – активная мощность в начале линии;Q – реактивная мощность в начале линии;R и X – активная и индуктивная составляющие сопротивления линии;U – рабочее напряжение линии.Подставив в формулы (10) и (11) значения мощностей, сопротивлений и напряжения, получаем следующие значения падения напряжения в ЛЭП (продольной и поперечной составляющей соответственно):∆U=12,6∙5,3∙106+8,1∙5,6∙106110∙103; ∆U=1019,45 В;δU=12,6∙5,6∙106-8,1∙5,3∙106110∙103;δU=246,09 В.Продольная и поперечная составляющие падения напряжения складываются векторно и для получения значения падения рабочего напряжения используют выражение:∆Up=∆U2+δU2. (12)Подставим в формулу (12), значения падения напряжений, получим значение падения рабочего напряжения для данной линии:∆Up=1019,452+246,092≈1048,73 В.Падение напряжения в линии составляет 0,95 %, что соответствует требованиям ПУЭ к качеству электрической энергии, подаваемой потребителю.Произведем расчет потерь мощности в данной ЛЭП, используя формулы:∆P=(P2+Q2)RU2; (13)∆Q=P2+Q2XU2. (14)Выражения (13) и (14) отражают потери активной и реактивной мощностей в данной ЛЭП соответственно. Подставим значения вырабатываемых мощностей и сопротивлений в формулы и произведем расчет:∆P=12,62+8,125,31102; ∆P=0.098 МВт;∆Q=12,62+8,125,61102;∆Q=0.103 МВар.Рассчитаем величину индуктивных потерь мощности по линии по формуле:∆Qc=U2β0; (15)∆Qc=2.55∙10-6∙(110∙103)2;∆Qc=0.031 МВар.Общие потери реактивной мощности рассчитываются по формуле:∆Q0=∆Q-∆Qс, (16)Тогда для линии получаем следующую величину потерь реактивной мощности:∆Q0=0.103-0.031;∆Q0=0.072 МВар.Векторно сложив активную и реактивную составляющие потерь мощности, получим величину потерь полной мощности:∆S=∆P2+∆Q02; (17)∆S=0.0982+0.0722; ∆S≈0.122 МВА.Рассчитаем полную мощность на конце ЛЭП:Sk=S-∆S; (18)Sk=15-0,122;Sk=14,878 МВА.Определим КПД ЛЭП и сведем в таблицу данные о потерях в линии, чтобы сделать заключение о качестве подаваемой потребителю посредством данной ЛЭП электрической энергии. Для определения КПД используется формула:η=P-∆PP∙100 %; (19)η=12,6-0.09812,6∙100 %;η=99,22 %.Таблица 4 – Результаты электрического расчета ЛЭПАктивная мощность вначале линии (Р), МВт12,6Активная мощность в конце линии (Рк), МВт12,502Потери активной мощности на линии (∆Р), МВт0.098Потери реактивной мощности в линии (∆Q), МВар0.072Потери полной мощности на линии (∆S), МВА (%)0.122 (0,81 %)Продольная составляющая падения напряжения в линии (∆U), В1019,45Поперечная составляющая падения напряжения в линии (δU), В246,09Падение рабочего напряжения линии (∆Up), кВ1048,73 (0,95 %)КПД ЛЭП, %99,22 %По результатам электрического расчета можно сделать вывод о том, что качество электрической энергии, подаваемое посредством ЛЭП потребителю, удовлетворяет требованиям ПУЭ: потери напряжения не превышают 10 % от номинального значения, что соответствует максимально возможному значению регулирования трансформатора.Потери полной мощности также не превышают 10 % от номинальной величины. ЛЭП имеет КПД, равный 99,22 %.1.5 Механический расчет проводов и тросов воздушных линий электропередачиНормируемый ПУЭ габарит от нижних проводов до линии 3 – 110 кВ до поверхности земли в населенном пункте составляет 7 м. Средние величины пролетов для линии 110 кВ 170 – 250 м. Диаметр провода марки АС 70/11–11,4 мм2. Расчет проводится в IV районе гололедности и III районе по ветру.Определяем погонные и приведенные нагрузки:Нагрузка от собственной массы:γ1=3.47∙10-3кгсм∙мм2; S=π∙D22, (20)где D–диаметр проводаS=3.14∙11.422; (21)S=102.02 мм2;P1=γ1∙S; (22)P1=3.47∙10-3∙102.02;P1=0.35 кгсм.Погонная нагрузка от массы гололеда с = 15 мм:P2=0,9πс∙d+c∙10-3; (23)P2=0.9∙3.14∙15∙11.4+15∙10-3;P2=1.12 кгсм.Погонная нагрузка от массы проводов с гололедом:P3=P1+P2; (24)P3=0.35+1.12;P3=1.47 кгсм;γ3=P3S; (25)γ3=1.47102.02;γ3=14.41∙10-3кгсм∙мм2.Погонная нагрузка от ветра на провод без гололеда α=0,817:cx=1.2 – для проводов и тросов диаметров менее 20 мм2, скорость ветра 27 м/с, q=45 кгс/см2;P4=αcxqd∙10-3; (26)P4=0.817∙1.2∙27∙11.4∙10-3;P4=0.3 кгсм.Погонная нагрузка от ветра на провод с гололедом:P5=αcxq∙d+2c∙10-3; (27)P5=0.817∙1.2∙27∙11.4+30∙10-3;P5=1.1 кгсм.Нагрузка от ветра и массы провода без гололеда:P6=P12+P22; (28)P6= 0.352+1.122;P6=1.17 кгсм;γ6=P6S=1.17102.02;γ6=11.46∙10-3кгсм∙мм2.Нагрузка от ветра и массы проводов с гололедом:P7=P32+P52 (28)P7= 1.472+1.12;P7=1.84 кгсм;γ7=P7S=1.84102.02;γ7=18.04∙10-3 кгсм∙мм2.Значения E=8.25.103 кгс/мм2 и a=19.2.10-6 1/град, σ=25 кгс/мм2, σ_=9.25 кгс/мм2,σг=10.5 кгс/мм2, σэ=6.25 кгс/мм2, tэ=0 °C, t-=-30 °C, tmax=+40°, tг=-5 °C.Вычислим критические пролеты:l1,k=4.46σ_γ1∙αEtэ-t_-0.325σгE; (29)l1,k=4.46∙9.253.47∙10-3∙19.2∙10-6∙8.25∙1030--30-0.325∙10.58.25∙103;l1,k=11889.049∙1.348250;l1,k=151.52 м;l2,k=4.9σгγ1∙αEtг-t_+0.119σгEγ7γ12-1.29; (30)l2,k=4.9∙10.53.47∙10-3∙19.2∙10-6∙8.25∙103∙-5--30+0.119∙10.58.25∙103∙20.94∙10-33.47∙10-32-1.29;l2,k=14827.089∙5.21289790.99;l2,k=62.87 мl3,k=4.9σгγ1=αEtr-tэ+0.405σгEγ7γ12-2.82; (31)l3,k=4.9∙10.53.47∙10-3=19.2∙10-6∙8.25∙103∙-5-0+0.405∙10.58.25∙103∙20.94∙10-33.47∙10-32-2.82;l3,k=14827.089∙3.46277168.49;l3,k=52.39 м.Для случая l1,k>l2,k>l3,k; l>l2,k исходным режимом является режим наибольшей внешней нагрузки, что соответствует сочетанию расчетных климатических условий 6. Для этого режима полагаем σ6=σг=10.5 кгс/мм2. Длину пролета принимаем равной 170 м т.к. это самая минимальная величина пролета для линии 110 кВ.Вычисляем напряжение на проводе при всех сочетаниях расчетных климатических условий.Температура t=tmax, ветер и гололед отсутствуют:σ1-γ12l2E24σ12=σг-γ72l2E24σг2-αЕtmax-tг; (32)σ1-3.47∙10-32∙1702∙8.25∙10324∙σ12=10.5-20.94∙10-321702∙8.25∙10324∙10.52--19.2∙10-6∙8.25∙103∙30-(-5);σ1-3094.9624∙σ12=12.2-57390.353572.16-7.19;σ1-128.96σ12=-11.05;σ12∙σ1+11.05=128.96;σ1=3.03 кгсмм2.Провод покрыт гололедом, t= –5 °C, ветер отсутствует:σ2-γ32l2E24σ22=σг-γ72l2E24σг2-αЕtг-tг; (33)σ2-12.82∙10-321702∙8.25∙10324∙σ22=10.5-20.94∙10-321702∙8.25∙10324∙10.52--19.2∙10-6∙8.25∙103∙-5-(-5);σ2-27646.3524∙σ22=12.2-57390.353572.16-0;σ2-1151.93σ22=-3.866;σ22σ2+3.866=1151.93;σ2=9.34 кгсмм2.Низшая температура t=tmin, ветер и гололед отсутствуют:σ3-γ12l2E24σ32=σг-γ72l2E24σг2-αЕtmin-tг; (34)σ3-3.47∙10-32∙1702∙8.25∙10324∙σ32=10.5-20.94∙10-321702∙8.25∙10324∙10.52--19.2∙10-6∙8.25∙103∙-30-(-5); σ3-3094.9624∙σ32=12.2-57390.353572.16+7.19;σ3-128.96σ32=3.32;σ32σ3-3.32=128.96;σ3=4.15 кгсмм2.Среднегодовая температура t = tэ, ветер и гололед отсутствуют:σ4-γ12l2E24σ42=σг-γ72l2E24σг2-αЕtэ-tг; (35)σ4-3.47∙10-32∙1702∙8.25∙10324∙σ42=10.5-20.94∙10-321702∙8.25∙10324∙10.52--19.2∙10-6∙8.25∙103∙0-(-5);σ4-3094.9624∙σ42=12.2-57390.353572.16-0.8;σ4-128.96σ42=-4.67;σ42∙σ4+4.67=128.96;σ4=3.88 кгсмм2.Наибольший нормативный скоростной напор ветра t=– 5 °C, гололед отсутствует:σ5-γ12l2E24σ52=σг-γ72l2E24σг2-αЕt-tг; (36)σ5-3.47∙10-32∙1702∙8.25∙10324∙σ52=10.5-20.94∙10-321702∙8.25∙10324∙10.52--19.2∙10-6∙8.25∙103∙-5-(-5);σ5-3094.9624∙σ52=12.2-57390.353572.16-0;σ5-128.96σ52=-3.87;σ52∙σ5+3.87=128.96;σ5=4.04 кгсмм2.Провода и тросы покрыты гололедом, t= – 5 °C, скоростной напор ветра 0.25qmax. Этот режим является исходным, поэтому:σ6=σг=10.5 кгсмм2.Величины стрел провеса рассчитываются по формуле:fn=γml28σn. (37)Подставим в формулу соответствующие значения и определим величины стрел провеса для каждого из шести режимов работы линии, для которых в предыдущем пункте работы были рассчитаны механические напряжения на проводах.Вычисляем стрелы провеса соответственно для всех сочетаний расчетных климатических условий: Температура t=tmax, ветер и гололед отсутствуют:f1=γ1l28σ1;f1=3.47∙10-3∙17028∙3.03;f1=4.2 м.Провод покрыт гололедом, t= – 5 °C, ветер отсутствует:f2=γ3l28σ2;f2=12.82∙10-3∙17028∙9.34;f2=4.12 м.Низшая температура, ветер и гололед отсутствуют:f3=γ1l28σ3;f3=3.47∙10-3∙17028∙4.15;f3=3.01 м.Среднегодовая температура t = tэ:f4=γ1l28σ4;f4=3.47∙10-3∙17028∙3.88;f4=3.31 м.Наибольший нормативный скоростной напор ветра t= – 5 °C, гололед отсутствует:f5=γ6l28σ5;f5=4.9∙10-3∙17028∙4.04;f5=7.08 м.Провода и тросы покрыты гололедом, t=– 5 °C, скоростной напор ветра 0.25qmax:f6=γ7l28σ6;f6=20.94∙10-3∙17028∙12.2;f6=4.54 м.2 Выбор элементов воздушной линии электропередач2.1 Выбор изоляторов линии электропередач2.1.1 Выбор подвесных изоляторовВыбираем изолятор линейный подвесной стержневой полимерный типа ЛК-70/110. Изоляторы предназначены для изоляции проводов от опорных конструкций воздушных линий электропередачи (ВЛ). Изоляторы изготавливаются из различных материалов в соответствии с условиями их работы на линии. Подвесные изоляторы применяются на линиях от 6 кВ и выше, они обладают более высокими механическими характеристиками, чем штыревые. Подвесные изоляторы собирают в гирлянды, число единиц которых зависит от напряжения ВЛ. Подвесной изолятор состоит из следующих частей: шапка, изоляторный замок, стержень (пестик), изолирующая деталь, цементная связка.Характеристики изолятора ЛК-70/110:– разрушающая нагрузка – 120000 Н;– длина пути утечки – lэф=2610 мм;– строительная длина, lстр = 1195 мм;– пробивное напряжение, кВ – 335;– коэффициент эффективности использования пути утечки k=1;– масса 2,8 кг;Число изоляторов в гирлянде – 6 шт.Рисунок 1 – изолятор линейный подвесной стержневой полимерный типа ЛК-70/1102.2 Выбор опоры линии электропередачВыбор опоры производим исходя из выше произведенных расчетов величины f – стрелы провеса, lстр– строительной высоты изолятора и расстояния H от провода ВЛ до поверхности земли, производственных зданий и сооружений в населенной местности.Рассчитаем примерную высоту опоры от траверсы до земли:Hдотр.=H+fmax+lcтр; (38)Hдотр.=7+7.08+1.195∙6;Hдотр.=21.25 м.Выбираем промежуточную опору П110–1 (промежуточная металлическая опора для ВЛ 110 кВ, 1 модификация).Шифр опоры – П110–1;Тип опоры – промежуточная;Цепность – одноцепная;Район по гололеду – III – IV;Район по ветру – I – IV;Марка проводов – АС 70/11 – АС 120/19;Масса опоры, кг – 2211.Рисунок 2 – Промежуточная опора П110–1Выбираем анкерную опору У110-1 (Анкерно-угловая металлическая опора для ВЛ 110 кВ, первая модификация).Шифр опоры – У110-1;Тип опоры – анкерно-угловая;Цепность – одноцепная;Район по гололеду – I – IV;Район по ветру – I – III;Марка проводов – АС 70/11 – АС 120/19;Масса опоры, кг – 5556.Рисунок 3 – Анкерно-угловая опора У110-13 Проверка спроектированной ВЛ на соответствие требованиям ПУЭРасстояние от нижней точки проводов воздушных линий электропередачи напряжением свыше 1000 В до поверхности земли при максимальной стреле провеса должно быть не менее 7,0 м. Максимальная стрела провеса f6=7.08 м;Расстояние от земли до траверсы промежуточной опоры H = 7 м;Строительная высота подвесного изолятора lстр.подвесн. =1195 мм;Количество подвесных изоляторов в гирлянде nподвесн. = 6.Расстояние от нижней точки провода до земли при максимальной стреле провеса рассчитывается по формуле:h=H+fmax+lcтр; (39)h=7+7.08+1.195∙6;h=21.25 м.h> 7 м, следовательно линия спроектирована правильно.ЗаключениеВ данной работе был произведен расчёт сечения провода по экономической плотности тока и допустимому нагреву, рассчитаны потери мощности и напряжение в ЛЭП, найдены механические нагрузки на провод. Выбрано расстояние между опорами, вычислены стрелы провеса. С помощью данных вычислений смогли выбрать изоляторы, опоры и грозозащитный трос. Данная ЛЭП соответствует требованиям ПУЭ.Список литературы1 «Правила устройства электроустановок. 7 издание, переработанное и дополненное». Издательство Росэлектро Москва, 2003 г, 785 стр.2 Идельчик В.И. «Электрические системы и сети». Издательство Энергоатомиздат Москва, 1986 г, 286 стр. 3 Реут М.А. и Рокотян С.С. «Проектирование линий электропередач». Издательство Энергия Москва, 2001 г, 212 стр.