Введение

Воздушные линии электропередачи 10 кВ обеспечивают передачу электроэнергии от электрических подстанций до конечных потребителей (населенных пунктов, предприятий) и формируют основу распределительных электрических сетей.
Задачей проектирования воздушных линий электропередач 10 кВ является разработка ВЛ 10 кВ с учётом новейших достижений науки и техники, технико-экономических обоснований режимов работы, при которых обеспечивается оптимальная надёжность снабжения потребителя электрической энергии в необходимых размерах, требуемого качества и с наименьшими затратами.
Современные тенденции при сооружении новых и реконструкции старых ВЛ 10 кВ направлены на применение самонесущих изолированных проводов СИП-3, вместо неизолированных проводов марок АС, которые в основном использовались раньше при строительстве линий данного класса напряжения. Называются такие линии сокращенно ВЛЗ — что означает воздушные линии с защищенными проводами и количество таких линий с каждым годом растет, что обусловлено их преимуществами перед ВЛ с неизолированными проводами.
Именно на средний класс напряжения 6-10 кВ приходится основная доля аварийных отключений. Старые ВЛ 6-10кв выполненные голыми проводами, в первую очередь подвержены влиянию таких погодных факторов, как ветер и гололед. А применение самонесущих проводов с защитной изоляцией позволяет существенным образом улучшить характеристики их безопасности и надежности.
Кроме того, при использовании СИП-3 уменьшается сразу несколько параметров:
— межфазное расстояние;
— ширину вырубаемой лесной просеки;
— пространство при компоновке распределительных узлов на подстанции.
Все это очень выгодно с экономической точки зрения.
Тема данной выпускной квалификационной работы — проектирование воздушной линии электропередач напряжением 10 кВ, 11 км.
Актуальность работы заключается в необходимости разработки строительной и электрической части ВЛ 10 кВ при их новом строительстве в заданных условиях места расположения сооружаемого объекта.
Данная работа будет способствовать закреплению знаний по теории электрических сетей, а методы, рассмотренные в данной работе можно применять на практике в процессе трудовой деятельности.
Большое количество научных исследований, в той или иной степени затрагивающих проектирование воздушных линий электропередач напряжением 10 кВ, свидетельствует о наличии системного научного анализа указанной проблематики. В то же время при строительстве ВЛ 10 кВ в конкретных условиях могут появляться новые технические решения, в том числе и нестандартные, которые дают возможность еще больше развивать, как теорию, так и практику в данной области.
Предмет разработки в данной работе – воздушная линия электропередачи 10 кВ.
Цель разработки — проектирование воздушной линии электропередачи 10 кВ.
Общая цель разработки определила следующие задачи:
— провести анализ объекта проектирования;
— определить расчётные нагрузки потребителей;
— разработать конфигурацию ВЛ 10 кВ;
— произвести электрический расчет ВЛ 10 кВ;
— произвести механический расчёт ВЛ 10 кВ;
— рассчитать токи коротких замыканий;
— выбрать оборудование для ВЛ 10 кВ;
— рассмотреть вопросы релейной защиты и автоматики ВЛ 10 кВ;
— разработать мероприятия по охране труда, молниезащите и экологии;
— сделать технико-экономическое обоснование проекта.
Теоретическая значимость дипломной работы заключается в рассмотрении и систематизации вопросов касающихся теории расчета воздушных линий 10 кВ.
Практическая ценность работы заключается в том, что методы, которые рассмотренные в данной работе, могут быть применены на практике и в процессе трудовой деятельности.

1. Технико-экономическое обоснование

Воздушной линией электропередач называется инженерно-техническое сооружение, выполненное на открытом воздухе, состоящее из опор, проводов, крепящей и изолирующей арматуры, предназначенное для передачи электрической энергии на расстояния.

Воздушные линии подразделяются:

По классу напряжения (0,4; 10; 35; 110; 500кВ и выше) . По конструктивному исполнению .

По назначению (распределительные, питающие, магистральные сети) .

По условиям защиты (глухо-заземленная, изолированная нейтрали)

Для ВЛ - 10 кВ следует применять следующие типы опор: ) промежуточные, устанавливаемые на прямых участках трассы ВЛ. Эти опоры в нормальных режимах работы не должны воспринимать усилий, направленных вдоль ВЛ; ) анкерные, устанавливаемые для ограничения анкерного пролета, а также в местах изменения числа, марок и сечений проводов ВЛ. Эти опоры должны воспринимать в нормальных режимах работы усилия от разности тяжения проводов, направленные вдоль ВЛ; ) угловые, устанавливаемые в местах изменения направления трассы ВЛ. Эти опоры при нормальных режимах работы должны воспринимать результирующую нагрузку от тяжения проводов смежных пролетов.

Угловые опоры могут быть промежуточными и анкерного типа; 4) концевые, устанавливаемые в начале и конце ВЛ, а также в местах, ограничивающих кабельные вставки. Они являются опорами анкерного типа и должны воспринимать в нормальных режимах работы ВЛ одностороннее тяжение всех проводов.

Опоры, на которых выполняются ответвления от ВЛ, называются ответвительными; опоры, на которых выполняется пересечение ВЛ разных направлений или пересечение ВЛ с инженерными сооружениями, - перекрестными. Эти опоры могут быть всех указанных типов. Конструкции опор должны обеспечивать возможность установки: светильников уличного освещения всех типов; концевых кабельных муфт; защитных аппаратов; секционирующих и коммутационных аппаратов; шкафов и щитков для подключения электроприемников.

В качестве материала для неизолированных проводов служат алюминии и сталь, в редких случаях медь. На ВЛ - 10 кВ используют сталеалюминевые провода. В сталеалюминевых проводах внутренние проволоки выполнены из стали, а наружные из алюминия. Стальные - несут механическую нагрузку, алюминиевые - электрическую. Неизолированные провода для воздушных линий выполняют однопроволочными и многопроволочными. Однопроволочные провода изготовляют только из меди и стали. Алюминиевые однопроволочные провода для воздушных линий применять нельзя. Многопроволочные провода изготовляются из всех трех видов металлов в виде проволок одинакового сечения. Их число обычно равно 7, 12, 19 или 37. Для ВЛ-10 кВ применяют провода АС - 50, АС - 70, АС - 95.

Основное назначение изоляторов воздушных линий - изолировать провода от опор и других несущих конструкций. Их материал должен быть приспособлен к работе на открытом воздухе под воздействием переменных температур, осадков, солнца и т. д. Изоляторы главным образом изготавливаются из фарфора и специального стекла. Механическая прочность последних - выше, а размеры и масса меньше, чем у фарфоровых. При электрическом пробое стеклянные изоляторы разрушаются, что значительно упрощает контроль за их состоянием.

Для воздушной линии 10 кВ применяют штыревые изоляторы: ШФ - 10; ШС - 10; ШФ - 20А.

Если линия проходит по населённой местности, то ставится по два изолятора на каждый провод.

В данном курсовом проекте рассчитываем ВЛ-10 кВ, на основаниях расчета выбираем силовой трансформатор, аппараты защиты, оборудование и марку провода на линии электропередачи.

Данное оборудование и аппараты защиты должны соответствовать государственным стандартам и требованиям по правилам устройства и эксплуатации электроустановок. .

Исходные данные При выполнении курсового проекта на тему ВЛ-10кВ руководствуемся основными требованиями РУМ-2011; ПУЭ; ПТЭ; ЕСКД; ГОСТ2; СНИП; Справочной и технической литературой. Основные данные вносим в таблицу:

2.1 Исходные данные

Тип ЛЭП: двухцепная воздушная линия напряжением 10 кВ, проходящая в ненаселенной местности.

Климатические условия:

район по ветру – II;

район по гололеду – III;

температура:

высшая tmax=35°С;

низшая tmin= -30°С;

среднегодовая tср=0°С.

Эквивалентная t_Э= 0°С.

Гололедообразования tгол=-5

Тип опор: унифицированные железобетонные.

Марки провода: АС-95/16.

Марка грозозащитного троса: ТК-50.

Материал изоляторов: фарфор

Степень загрязненности атмосферы I.

Номер профиля 1

2.2 Определение физико-механических характеристик провода и троса

Физико-механические характеристики провода и троса приведены в таблицах 2.1 и 2.2.

Таблица 2.1 - Физико-механических характеристики провода АС-95/16

Сечение, мм2: алюминиевой части стальной части суммарное F	95,4 15,9 111,3
Диаметр провода d, мм	18
Количество и диаметр проволок, шт×мм: алюминиевых стальных	6×4,5 1×4,5
Количество повивов, шт. алюминиевой части стальной части	1 1
Вес провода Gп, даН/км	385
Модуль упругости Е, даН/мм2	8,25·103
Температурный коэффициент линейного удлинения α, град-1	19,2·10-6
Предел прочности, даН/мм2	17
Удельная нагрузка от собственного веса γ1, даН/(м×мм2)	3,46·10-3
Допустимое напряжение, даН/мм2 при среднегодовой температуре σt.ср при низшей температуре σt min при наибольшей нагрузке σγ max	8,7 13,0 13,0

2.3 Выбор унифицированной опоры

По исходным данным выбирается тип унифицированной промежуточной опоры П10-8. Основные размеры опоры показаны на рисунке 3.1, технические характеристики опоры приведены в таблице 3.1.

H=26,0м; h1=3,0м; h2=13,5м; h3=4,0м; a1=2,0м; b=3,3м

Рисунок 3.1 – Унифицированная железобетонная опора ПБ110-8

Таблица 3.1 – Технические характеристики опоры ПБ110-8

Марка провода	Район по гололеду	Пролет, м			Масса, т
		габаритный	ветровой	весовой
А-95	III	225	250	280	7,5

Расчетный пролет, м,

lр=α·lгаб,

где α=0,9 для ненаселенной местности;

lр=0,9·225=202,5.

4 Расчет проводов и троса на механическую прочность

4.1 Определение толщина стенки гололеда и величины скоростного напора ветра

Средняя высота подвеса проводов на опоре, м,

, (4.1)

где hi – расстояние от земли до j-ой траверсы опоры, м;

m – количество проводов на опоре;

λ – длина гирлянды изоляторов, м.

Для предварительных расчетов длина гирлянды изоляторов принимается для ВЛ 110 кВ 1,3 м.

=16,2.

Средняя высота подвеса троса на опоре, м,

=h2+2·h3+h1, (4.2)

=13,5+2·4+3=24,5.

Допустимая стрела провеса провода, м,

, (4.3)

где h2 – расстояние от земли до нижней траверсы, м;

Г – габаритный размер, м;

=6,2.

Допустимая стрела провеса троса, м,

[fт]= -(Г+2·h3+z), (4.4)

где z – наименьшее допустимое расстояние по вертикали между проводом и тросом в середине пролета, м, для lр=202,5 м z=4;

[fт]=24,5-(6+2·4+4)=6,5.

Высота приведенного центра тяжести провода и троса, м,

, (4.5)

=12;

=20,2

Толщина стенки гололеда для провода и троса, мм,

, (4.6)

где С – нормативное значение стенки гололеда, мм, (для 2-го района по гололеду С=10 мм);

- поправочные коэффициенты на высоту и диаметр провода или троса

=9,3;

=10,2.

Скоростной напор ветра на провод и трос, даН/м2,

, (4.7)

где q – нормативный скоростной напор ветра, даН/м2;

kВ – поправочный коэффициент;

=65;

=81,25.

4.2 Определение удельных нагрузок на провод и трос

Удельная нагрузка от собственного веса, даН/(м∙мм2), берется из таблиц 2.1 и 2.2:

3,46·10-3;

8·10-3.

Удельная нагрузка от веса гололеда, даН/(м∙мм2),

, (4.8)

где d – диаметр провода или троса, мм;

F – фактическое сечение провода или троса, мм2;

g0=0,9·10-3 даН/(м∙мм2) – плотность гололедных отложений;

=8,92·10-3;

=11,4·10-3.

Удельная нагрузка от веса гололеда и собственного веса провода (троса), даН/(м∙мм2),

, (4.9)

·10-3=17,38·10-3;

·10-3=19,4·10-3.

Удельная нагрузка от давления ветра при отсутствии гололеда, даН/(м∙мм2),

, (4.10)

где kl – коэффициент, учитывающий влияние длины пролета на ветровую нагрузку;

kH – коэффициент, учитывающий неравномерность скоростного напора ветра по пролету;

СХ – коэффициент лобового сопротивления, равный 1,1 – для проводов диаметром 20 мм и более, свободных от гололеда; 1,2 – для всех проводов, покрытых гололедом, и для проводов диаметром меньше 20 мм, свободных от гололеда;

=5,7·10-3;

=13,1·10-3.

Удельная нагрузка от давления ветра на провод и трос при наличии гололеда, даН/(м∙мм2),

, (4.11)

где q′=0,25∙qmax для районов с толщиной стенки гололеда до 15 мм;

=6,57·10-3;

=15,1·10-3.

Удельная нагрузка от давления ветра и веса провода (троса) без гололеда, даН/(м∙мм2),

, (4.12)

·10-3=8,0·10-3;

·10-3=15,3·10-3.

Удельная нагрузка на провод от давления ветра и веса провода, покрытого гололедом, даН/(м∙мм2),

(4.13)

=18,5·10-3;

=24,6·10-3.

4.3 Расчет критических пролетов

Первый критический пролет, м,

, (4.14)

где Е – модуль упругости, даН/мм2;

α – температурный коэффициент линейного удлинения материала провода, град-1;

lk1=.

Выражение под корнем меньше нуля. Первый критический пролет – мнимый.

Второй критический пролет, м,

, (4.15)

где tгол – температура гололеда, равная -5ºС;

γmax=γ7;

=90,79.

Третий критический пролет, м,

, (4.16)

=144,2.

В результате получается следующее соотношение критических пролетов и расчетного пролета: lк1 – мнимый, lр=202,5 м>lк3=144,2 м.

На основании полученных соотношений определяется исходный режим. Это режим максимальной нагрузки с параметрами: σ=[σγ.max]=13,0 даН/мм2, γ=γmax=8,5·10-3 даН/(м·мм2), t=tгол=-5°С.

4.4 Расчет напряжений в проводе

По уравнению состояния провода рассчитываются напряжения в проводе для режимов среднегодовой температуры – σtср, режима низшей температуры – σtmin и наибольшей нагрузки – σγmax.

Расчет напряжения в проводе для режима низшей температуры. В уравнение состояния провода подставляются все известные параметры.

Полученное уравнение приводится к виду:

Решение полученного уравнения выполняется итерационным методом касательных. В качестве нулевого приближения принимается значение σ0=10 даН/мм2.

Производная полученной функции y=:

y’=3·σ2tmin-2·7,766·σtmin

Определяется поправка на первой итерации:

Δ1=y(σ0)/y’(σ0),

=0,378.

Новое значение напряжения:

σ1=σ0-Δ1,

σ1=10-0,377=9,623.

Проверка итерационного процесса. Для этого задается точность расчета ε=0,01 даН/мм2.

0,377>0,01,

следовательно расчет нужно продолжить, приняв в качестве нового приближения σ=9,623.

Поправка на второй итерации:

=0,025.

Новое значение напряжения:

σ2=9,623-0,025=9,598.

Выполняется проверка:

0,025>0,01.

Поправка на третьей итерации:

=0,00013.

Проверка:

0,00013<0,01,

следовательно за искомое выражение σtmin принимаем σ3:

σtmin=9,598 даН/мм2.

Расчеты напряжений в проводе для режимов среднегодовой температуры и наибольшей нагрузки выполняются с помощью программы «MERA2». В результате получены следующие значения:

σtср=7,987 даН/мм2;

σγmax=12,517 даН/мм2.

Выполняется проверка условий механической прочности:

σtср≤[σtср], 7,987<8,7;

σtmin≤[σtmin], 9,598<13,0;

σγmax≤[σγmax], 12,517<13,0.

Условия выполняются, значит механическая прочность проводов будет достаточной для условий проектируемой линии.

По уравнению состояния провода выполняются расчеты напряжений для режимов гололеда без ветра –σгол, высшей температуры – σtmax, грозового режима – σгр. Результаты расчетов следующие:

σtmax=5,475 даН/мм2;

σгол=12,277 даН/мм2;

σгр=7,129 даН/мм2.

4.5 Определение стрелы провеса проводов и троса

Определяются стрелы провеса проводов в режиме гололеда без ветра, высшей температуры и грозовом режиме, м,

, (4.18)

=3,24;

=3,11;

=2,49.

Проверка соблюдения требуемых расстояний от низшей точки провисания провода до земли по условию:

f≤[f]=6,2;

ftmax=3,24<6,2;

fгол=3,11<6,2.

Условия выполняются, значит расстояние от провода до земли будет не менее габаритного размера.

Стрела провеса грозозащитного троса в грозовом режиме, м,

, (4.19)

=2,79.

4.6 Определение напряжений в тросе

Напряжение в тросе в грозовом режиме, даН/мм2,

, (4.20)

=14,7.

В качестве исходного принимается грозовой режим с параметрами: σтгр, γт1, t=15°C. По уравнению состояния провода определяются напряжения в тросе для режимов максимальной нагрузки, низшей и среднегодовой температуры.

Расчет напряжения в тросе для режима среднегодовой температуры. В уравнение состояния провода подставляются все известные параметры.

Полученное уравнение приводится к виду:

В качестве нулевого приближения принимается значение σ0=16 даН/мм2.

Производная полученной функции

y=:

y’=3·σт2tср-2·6,979·σтtср

Определяется поправка на первой итерации:

Δ1=y(σ0)/y’(σ0),

=0,225.

Новое значение напряжения:

σ1=σ0-Δ1,

σ1=16-0,225=15,775.

Проверка итерационного процесса, ε=0,01 даН/мм2.

0,225>0,01,

следовательно расчет нужно продолжить, приняв в качестве нового приближения σ=15,775

Поправка на второй итерации:

=0,003.

Проверка:

0,003<0,01,

следовательно за искомое выражение σтtср принимаем σ1:

σтtср=15,775 даН/мм2.

В результате расчетов остальных режимов получены следующие значения:

σтγmax=31,476 даН/мм2;

σтtmin=17,606 даН/мм2.

Проверка условий механической прочности троса:

σтγmax=31,476 даН/мм2≤ [σтγmax]=60 даН/мм2;

σтtmin=17,606 даН/мм2≤ [σтtmin]=60 даН/мм2;

σтtср=15,775 даН/мм2≤ [σтtср]=42 даН/мм2.

Условия выполняются, значит выбранный провод пригоден для условий проектируемой линии.

4.Экономическая часть

4.1.Расчет технико- экономических показателей вл 10 кВ.

Годовые издержки на эксплуатацию линии 10 кВ. определяем по формуле:

И = Иа+Иоб+Ипл

Где Иа- издержки на амортизацию и капитальный ремонт, руб./кг.;

Иоб- издержки на обслуживание линии руб./кг.;

Ипл – издержки на потерю электрической энергии в линии, руб./кг.;

Иа = Ра*К/100

Где Ра- норма амортизационных отчислений, равна 3,6 % для линии 0,38 кВ…10кВ. на железобетонных опорах,

К- капитальные вложения на сооружение линии, руб.

Стоимость 1 км. Линии с проводом Ас 70- 2,6 тыс. руб. Длина линии с проводом Ас 70- 30 км.

К = 2,6*31 = 80,6 тыс. руб. = 80600 руб.

Издержки на обслуживание:

Иоб = *n_у.е

Где - затраты на обслуживание одной условной единицы сети, 28 руб./г.

n_у.е–количество условных единиц.

На обслуживание 1 км. Линии 10 кВ. на железобетонных опорах нормами предусмотрено 1,7 условных единиц. Стоимость обслуживания 31 км. линии составит

Иоб = 28*1,7*31 = 1106,7 руб./г.

Издержки на потери электроэнергии на каждом участке линии определяем по формуле:

Ипл = (Sр/Uн)²*Rо*L**Зл*10^-5 руб./г.

Где Sр- расчётная мощность на участке, кВА; Uн- номинальное напряжение, кВ; Rо- удельное сопротивление провода, Ом/км; L- длина расчётного участка, км; - время потерь, с; Зл- удельные затраты на потери электроэнергии, коп/кВт*ч.

Удельное сопротивление провода Ан 70 равно 0,42 Ом/км. Для времени потерь  = 1900 ч/г. по статическим данным для линии 10 кВ. соответствует показатель режима потерь электроэнергии n = 2700 ч /г.

Удельные затраты на потери электроэнергии для линии 10 кВ. будут составлять.

Зл = 0,84+5000/n = 2,69 коп/кВт*ч.

Определяем издержки Ипл на всех расчётных участках линии.

Участок 1-2 Ипл = (973/10)²*0,42*7*1900*2,69*10^-5 = 1421,2 руб./г.

Участок 2-3 Ипл = 326,8 руб./г. Участок 3-4 Ипл = 389,5 руб./г.

Участок 4-5 Ипл = 51,62 руб./г. Участок 5-6 Ипл = 77,7 руб./г.

Участок 6-7 Ипл = 139,4 руб./г. Участок 7-8 Ипл = 14,2 руб./г.

Сложив полученные результаты, получим для всей линии.

Ипл = 1421,2+326,8+389,5+51,62+77,7+139,4+14,2 руб./г.

Определяем стоимость эксплуатации линии за один год.

И = Иа+Иоб+Ипл = 2901,3+1106,7+2420,4 = 6428,7 руб./г.

Стоимость эксплуатации 1 км. линии в ценах 1983 года

Иуд = u/b = 6428,7/31 = 207,4 руб./г.

Для определения реальной стоимости эксплуатации ВЛ 10кв и удельной стоимости необходимо коэффициент К умножить на «И» и на « Иуд».

Где К уточняется ежегодно по состоянию на 1 апреля.

Укрупненные удельные показатели стоимости строительства ВЛ 10 кв в первой зоне по гололеду и напору ветрана железобетонных опорах, в тыс. руб/км

Марка провода	Ас25	АС35	АС50	АС70	АС95	АС120
Стоимость тыс.руб./км	1,?	1,9	2,1	2,4	2,7	3,1

1. Расчет сечения провода

1.1 Расчет тока, проходящего по линиям

Рассчитаем ток, проходящий по линиям:

1.2 Расчет сечения провода по экономической плотности тока

С уменьшением сечения затраты уменьшаются, но возрастает стоимость потерь электроэнергии, величина которой прямо пропорциональна потерям активной мощности ( ) и обратно пропорциональна площади поперечного сечения проводника. В таблице 1 представлены значения экономической плотности тока А/мм.

Таблица 1. Экономическая плотность тока А/мм²

Проводники	Экономическая плотность тока А/мм² при заданном числе часов использования максимума нагрузки
	1000-3000	3000-5000	Более 5000
Неизолированные провода и шины
Медные	2.5	2.1	1.8
Алюминиевые (сталеалюминевые)	1.3	1.1	1
Кабели в бумажной и провода в резиновой и ПВХ изоляции
Медные	3	2.5	2
Алюминиевые	1.6	1.4	1.2

На 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

Для выбора проводов по экономической плотности тока используют формулу:

Выберем неизолированные алюминиевые провода и шины с коэффициентом экономической плотности отсюда находим сечение провода:

Исходя из полученного сечения, выбираем провод марки АС 35/6.2.

Технические и физико-механические характеристики провода АС 35/6.2, необходимые в дельнейших расчетах:

площадь сечения всего провода, мм² - 43.05;

диаметр провода, мм - 8.4;

максимальный длительный ток, А:

а) вне помещения - 175;

б) внутри помещения - 135;

- максимальная мощность, МВА - 10;

сопротивление постоянному току при 20 С, Ом/км -0.790;

удельное активное сопротивление при 20 С, Ом/км -0.8;

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-

- масса 1 км провода, кг - 148.

1.3 Расчет по допустимому нагреву

Электрический 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 с допустимым табличным значением для принятых марок проводов и условий их прокладки. При выборе должно соблюдаться условие:

Для принятого за оптимальный в результате предварительного электрического расчета провода марки АС - 35/6.2 длительно допустимый ток

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:

где - 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 температурах

Температура, °С	-5	0	+5	+10	+15	+20	+25	+30	+35	+40	+45	+50
Поправочный коэффициент	1.29	1.24	1.2	1.15	1.11	1.05	1.0	0.94	0.88	0.81	0.74	0.61

Для определения длительно допустимого тока линии при заданных температурных условиях воспользуемся формулой (3), подставив значение :

следовательно условие выбора проводника по допустимому нагреву выполняется. следовательно условие по экономическому сечению выполняется. Проводник выбран корректно.

1.4 Электрический расчет воздушной линии электропередач

Электрический 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 ЛЭП

Длина линии (L), км	48
Номинальное напряжение (	35
Марка провода	АС - 35/6.2
Удельное активное сопротивление (	0.8
Удельное индуктивное сопротивление ( , Ом/км	0.403
Удельная емкостная проводимость ( , См/км

Определим активную и реактивную составляющие выработанной мощности:

;

Произведем расчет сопротивлений линии, используя формулы:

где - удельное активное сопротивление провода марки АС - 35/6.2;

- индуктивное сопротивление провода марки АС - 35/6.2;

- емкостная проводимость провода марки АС - 35/6.2;

l - длина линии.

Подставляя в формулы (7), (8), (9) значения из таблицы 4 получаем следующие значения:

Для определения величин продольного и поперечного падений напряжений в линии используют следующие формулы:

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):

Продольная и поперечная составляющие падения напряжения складываются векторно и для получения значения падения рабочего напряжения используют выражение:

Подставим в формулу (12), значения падения напряжений, получим значение падения рабочего напряжения для данной линии:

Падение напряжения в линии составляет 3.7 %, что соответствует требованиям ПУЭ к качеству электрической энергии, подаваемой потребителю.

Произведем расчет потерь мощности в данной ЛЭП, используя формулы:

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:

Рассчитаем величину индуктивных потерь мощности по линии по формуле:

Общие потери реактивной мощности рассчитываются по формуле:

Тогда для линии получаем следующую величину потерь реактивной мощности:

Векторно сложив активную и реактивную составляющие потерь мощности, получим величину потерь полной мощности:

Рассчитаем полную мощность на конце ЛЭП:

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:

Таблица 4. Результаты электрического расчета ЛЭП

Активная мощность вначале линии (Р), МВт	1.9
Активная мощность в конце линии ( ), МВт	1.83
Потери активной мощности на линии ( МВт	0.067
Потери реактивной мощности в линии ( , МВар	0.032
Потери полной мощности на линии (	0.073 (3.7 %)
Продольная составляющая падения напряжения в линии (	1278.73
Поперечная составляющая падения напряжения в линии (	163.57
Падение рабочего напряжения линии (	1289.15 (3.7 %)
КПД ЛЭП,	96.5 %

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 96.5 %.

. Проверка спроектированной ВЛ на соответствие требованиям ПУЭ

Расстояние 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=2.49 м;

Расстояние от земли до траверсы промежуточной опоры H = 15 м;

Строительная высота подвесного изолятора l_{стр.подвесн.}=110 мм;

Количество подвесных изоляторов в гирлянде n_{подвесн.} = 3.

Расстояние от нижней точки провода до земли при максимальной стреле провеса рассчитывается по формуле:

h> 7 м, следовательно линия спроектирована правильно.

5 Выбор изоляторов и линейной арматуры

Тип изолятора выбирается по механической нагрузке с учетом коэффициента запаса прочности, который представляет собой отношение разрушающей электромеханической нагрузки к нормативной нагрузке на изолятор. Согласно ПУЭ, коэффициенты запаса прочности в режиме наибольшей нагрузки должны быть не менее 2,7, а в режиме среднегодовой температуры – не менее 5,0.

В нормальных режимах поддерживающая гирлянда изоляторов воспринимает осевую нагрузку, состоящую из веса провода, гололеда и веса самой гирлянды.

Нагрузка для изоляторов поддерживающих гирлянд, даН,

2,7·(Gг+Gи)≤ Gэм,

5,0·(Gп+Gи)≤Gэм, (5.1)

где Gг – нагрузка на изолятор от веса провода, покрытого гололедом, даН,

Gг=γ7·F·lвес, (5.2)

где lвес=280 м – длина весового пролета;

F – общее фактическое сечение провода, мм2;

Gи – нагрузка на изолятор от веса гирлянды, даН, предварительно Gи=50 даН;

Gп – нагрузка на изолятор от веса провода, даН,

Gп=γ1·F·lвес, (5.3)

Тогда

2,7·( γ7·F·lвес+ Gи)=2,7·(8,5·10-3·173,2·280+50)=1248;

5,0·( γ1·F·lвес+ Gи)=5,0·(3,46·10-3·173,2·280+50)=1089.

Выбирается изолятор с такой разрушающей электромеханической нагрузкой, чтобы выполнялись условия (5.1). Выбирается изолятор ПФ70-В с разрушающей электромеханической нагрузкой 7500 даН:

1248<7500;

1089<7500,

т.е. условия выполняются.

Определяется число изоляторов в поддерживающей гирлянде,

n≥, (5.4)

где λэф – нормированная удельная эффективная длина пути утечки. Для степени загрязненности атмосферы I λэф=13 мм/кВ;

Uнаиб=1,15·Uном;

lэф – эффективная длина пути утечки, мм,

lэф=lут/k, (5.5)

где lут =355 мм для выбранного изолятора;

k – поправочный коэффициент,

k=, (5.6)

где D – диаметр тарелки изолятора, D=270 мм;

k==1,157;

lэф=355/1,157=306,8;

n≥=5,4.

Полученное значение округляется до шести и увеличивается на один. В итоге число изоляторов в поддерживающей гирлянде равно семи.

При выборе изоляторов натяжных гирлянд в условия (5.1) добавляется величина тяжения провода.

Нагрузка на изолятор натяжной гирлянды, даН,

, (5.7)

=5894,

=6949.

Выбирается изолятор ПФ70-В с разрушающей электромеханической нагрузкой 7500 даН:

5894<7500;

6949<7500,

т.е. условия выполняются.

Число изоляторов в натяжной гирлянде принимается на один больше, чем в поддерживающей, т.е. восемь штук. Выбор арматуры аналогичен выбору изоляторов. Коэффициент запаса прочности для условий гололеда должен быть не менее 2,5. Нагрузка на арматуру поддерживающей гирлянды, даН,

2,5·(Gг+Gи)≤ Gр, (5.8)

2,5·(8,5·10-3·173,2·280+50)=1156.

Выбирается узел крепления гирлянды к траверсе опоры КГП-7-1, серьгу СР-7-16, ушко У1-7-16 с разрушающей минимальной нагрузкой 70 кН; глухой поддерживающий зажим ПГН-3-5 с минимальной разрушающей нагрузкой 25 кН.

Нагрузка на арматуру натяжной гирлянды, даН,

, (5.9)

=5457.

Для натяжной гирлянды выбирается та же арматура что и для поддерживающей. Для натяжной гирлянды выбираем болтовой зажим.

Изолятор и линейная арматура изображены на рисунках 5.1-5.5.

Рисунок 5.1 – Изолятор ПФ70-В

Рисунок 5.2 – Узел крепления КГП-7-1

D=16 мм; А=17 мм; d=16 мм; L=80 мм; Н1=32 мм; Н=82 мм

Рисунок 5.3 – Зажим поддерживающий ПГН-3-5

L=220 мм; А=20 мм; Н=66 мм

Рисунок 5.4 – Серьга СР-7-16

D=17 мм; d=16 мм; А=65 мм; b=16 мм

Рисунок 5.5 – Ушко У1-7-16

D=17 мм;D1=19,2 мм; b=16 мм; Н=104 мм

Фактический вес поддерживающей гирлянды, даН,

, (5.10)

где Gиз – вес одного изолятора, даН;

Gарм – суммарный вес элементов арматуры, даН;

=37,81.

Фактическая длина поддерживающей гирлянды, м,

, (5.11)

где Низ – высота одного изолятора, м;

Нарм – суммарная высота элементов арматуры, м;

=1,339.

Получили λгир.ф =1,339 больше, чем принятое в расчетах λ=1,3.

Проверка соблюдения габарита.

Пересчитанная допустимая стрела провеса, м,

=6,161.

Проверка соблюдения требуемых расстояний от низшей точки провисания провода до земли по условию:

f≤[f]=6,161,

ftmax=3,24<6,161.

Условие соблюдается, т.е. такая длина гирлянды допустима.

Защита от вибрации осуществляется с помощью гасителей вибрации, представляющих собой два груза, закрепленных на стальном тросике (рисунок 5.6).

Рисунок 5.6 – Гаситель вибрации ГПГ-1,6-11-400/21

d=11 мм; 2R=21 мм; L=400 мм; H=78 мм

Выбор гасителя вибрации осуществляется с учетом марки и сечения провода. Выбирается гаситель вибрации ГПГ-1,6-11-400/21. Для грозозащитного троса гаситель вибрации не требуется, так как σтtср<18,0 даН/мм2.

Расстояние от зажима до места крепления виброгасителя, мм,

, (5.12)

где d – диаметр провода, мм;

Gп – вес одного метра провода, даН;

=1067,4 мм≈1,07 м.

6 Расстановка опор по профилю трассы

6.1 Построение шаблона

На заданном профиле трассы расстановка опор производится с помощью специальных шаблонов. Шаблон представляет собой три кривые провисания провода, сдвинутые относительно друг друга, построенные в виде парабол для режима, при котором возникает наибольшая стрела провеса. В п. 4.5 была определена максимальная стрела провеса, которая соответствует режиму максимальной температуры, fmax=3,24 м.

Кривая 1 – кривая провисания нижнего провода – строится на основе формулы стрелы провеса:

, (6.1)

где γfmax, σfmax – удельная нагрузка и напряжение в проводе в режиме, отвечающем наибольшей стреле провеса. Данная формула представляется в виде уравнения:

y=a·x2, (6.2)

где

; a=.

Для режима максимальной температуры уравнение примет вид:

Для построения кривой 1 в 1-ом квадранте выполняется несколько расчетов, представленных в виде таблицы 6.1.

Таблица 6.1 – Построение кривой 1

l	50	100	150	202,5
x	25	50	75	101,
y	0,27	0,79	1,78	3,24

Кривая 2, называемая габаритной, сдвинута о вертикали вниз от кривой 1 на расстояние требуемого габарита от земли Г=6 м. Кривая 3 – земляная – сдвинута от кривой 1 вниз на расстояние h2-λгир.ф=13,5-1,339=12,161 м (рисунок 6.1).

Рисунок 6.1 – Построение шаблона

Шаблон накладывают на профиль трассы так, чтобы кривая 3 пересекала профиль в месте установки первой анкерной опоры, а кривая 2 касалась его, при этом ось у должна быть строго вертикальной. Тогда другая точка пересечения кривой 3 с профилем будет соответствовать месту установки первой промежуточной опоры. При таком положении шаблона во всех точках пролета габарит будет не меньше допустимого. Аналогично находится место установки второй промежуточной опоры и т.д.

После монтажа анкерного участка в проводах происходит выравнивание напряжения, которое соответствует какому-то условному пролету. Этот пролет называется условным, и его длина, м, определяется из выражения:

, (6.3)

где li – фактическая длина i-го пролета в анкерном участке, м;

n – количество пролетов в анкерном участке;

=166.

В результате расчетов получили что lпр отличается от lр на

∙100%=18%,

что больше допустимых 5%. В таком случае заново проводится механический расчет, построение шаблона и расстановка опор на трассе. Для данного курсового проекта допускается изменить расстановку опор без проведения повторного механического расчета.

Построение нового шаблона.

Для построения кривой 1 в 1-ом квадранте выполняется несколько расчетов.

Таблица 6.2 – Построение кривой 1

l	50	100	166
x	25	50	83
y	0,27	0,79	2,18

Новая расстановка опор показана на рисунке 6.3.

Приведенный пролет, м,

=132

Проверка:

∙100%=20%.

В результате повторного расчета разница между приведенным и расчетным пролетом снова велика. Расчет повторяется до тех пор пока разница между значениями пролетов будет не более 5%.

6.2 Проверка опор на прочность

При расстановке опор по профилю трассы все они должны быть проверены на прочность в реальных условиях. Проверка выполняется сопоставлением вычисленных для каждой опоры весового и ветрового пролетов со значениями этих пролетов, указанных в технических характеристиках опоры.

Весовой пролет, м,

, (6.4)

где эквивалентные пролеты вычисляются по формулам:

-первый (большой) эквивалентный пролет, м,

, (6.5)

-второй (малый) эквивалентный пролет, м,

, (6.6),

где l – действительная длина пролета, м;

Δh – разность между высотами точек подвеса провода, м;

Смежными эквивалентными пролетами, прилегающими к опоре, могут быть и два больших или два малых эквивалентных пролета. Тогда выражение (6.4) будет иметь вид:

;

или

Ветровой пролет, м,

. (6.7)

Расчет для второй опоры.

=108,4;

=206,9;

=157,6;

=141,0.

Для остальных опор расчет сводится в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 – Проверка опор на прочность

№ опоры i

l'эi-1, м

l”эi-1, м

l’эi, м

l”эi, м

Δhi-1, м

Δhi, м

lвес, м

lветр, м

204,3

184,3

108,4

43,1

168,0

104,6

148,7

205,6

206,9

200,0

189,4

173,3

165,0

143,7

0,55

2,23

2,99

0,86

1,54

1,82

0,58

2,23

2,99

0,86

1,54

1,82

0,58

0,41

194,9

157,6

121,5

155,8

196,8

138,9

156,8

175,5

141,0

154,5

179,0

160,5

154,0

158,5

Таким образом, для каждой опоры выполняются условия

7. Расчет монтажных стрел провеса провода и троса

Определяется исходный режим из соотношений трех критических пролетов и приведенного пролета: lк1 – мнимый, lпр=166 м>lк3=144,2 м.

На основании полученных соотношений определяется исходный режим. Это режим максимальной нагрузки с параметрами: σи=[σγ.max]=13,0 даН/мм2, γи=γmax=8,5·10-3 даН/(м·мм2), tи=tгол=-5°С.

Расчет напряжения при монтаже осуществляется с помощью уравнения

. (7.1)

Стрела провеса провода в интересующем пролете lф, м, определяется из выражения

, (7.2).

Тяжение провода, даН, рассчитывается по формуле

, (7.3)

С помощью уравнения состояния рассчитывается напряжение в проводе при температуре монтажа tmax=40°C и tmin=-10°C.

при tmax=40°C:

Полученное уравнение приводится к виду:

=5,53 даН/мм2.

Тяжение в проводе, даН,

=957,8.

при tmin=-10°C:

Полученное уравнение приводится к виду:

=10,74 даН/мм2.

Тяжение в проводе, даН,

=1860,2 даН.

Для наибольшего пролета lmax=194 м и наименьшего пролета lmin=125 м по формуле (7.2) рассчитываются стрелы провеса при максимальной и минимальной температурах, м,

lmax=194 м

=2,94;

=1,52;

lmin=125 м

=1,22;

=0,63.

Расчет при других температурах выполняется аналогично, результаты заносятся в таблицу 7.1.

Стрела провеса провода в габаритном пролете при температуре 15°С, м,

, (7.4)

=2,84.

Исходные данные для троса: σтгр=14,7 даН/мм2, γт1=8·10-3 даН/(м·мм2), t=15°C.

Стрела провеса троса в габаритном пролете в режиме грозы исходя из требуемого расстояния z для габаритного пролета, м,

, (7.5)

=3,104.

Определяется величина напряжения в тросе по известной величине fтгр, даН/мм2,

, (7.6)

=16,3.

Определяются напряжения в тросе при температуре монтажа из уравнения состояния, принимая в качестве исходного грозовой режим.

, (7.7)

Для наибольшего пролета lmax=194 м и наименьшего пролета lmin=125 м рассчитываются стрелы провеса троса, м,

, (7.8)

, (7.9)

Тяжение в тросе, даН,

, (7.10)

Расчет для температуры -10°С.

Полученное уравнение приводится к виду:

=20,33 даН/мм2.

Тяжение в тросе, даН,

=988 даН.

Стрела провеса при lmax=194 м, м,

=1,85.

Стрела провеса при lmin=125 м, м,

=0,77.

Расчет при других температурах выполняется аналогично, результаты заносятся в таблицу 7.2.

Таблица 7.1 – Монтажная таблица провода

Температура, °С

Напряжение, даН/мм2

Тяжение, даН

Стрела провеса в пролете длиной, м

l=194

l=125

-10

10,74

9,42

8,24

7,70

7,19

6,28

5,53

1860,2

1631,5

1427,2

1333,6

1245,3

1087,7

957,8

1,52

1,73

1,97

2,11

2,26

2,59

2,94

0,63

0,72

0,82

0,88

0,94

1,08

1,22

Таблица 7.2 – Монтажная таблица троса

Температура, °С

Напряжение, даН/мм2

Тяжение, даН

Стрела провеса в пролете длиной, м

194 м

125 м

-10

20,33

18,61

17,03

15,60

14,33

13,20

988,0

904,4

827,7

758,2

696,4

641,5

1,85

2,02

2,21

2,41

2,63

2,85

0,77

0,84

0,92

1,00

1,09

1,18

Практическая часть

Заключение:

Основная цель проектирования ВЛ 10 кВ заключается в следующем:
1) обеспечение передачи и распределения заданного количества электроэнергии, в соответствии с графиками потребления;
2) обеспечение надежной работы ВЛ 10 кВ и энергосистемы в целом;
3) обеспечение необходимого качества электроэнергии у потребителя;
4) уменьшение капитальных затрат на сооружение ВЛ 10 кВ;
5) снижение ежегодного ущерба от эксплуатации ВЛ 10 кВ.
В данной выпускной квалификационной работе спроектирована воздушная линия электропередач напряжением 10 кВ, длинной 11 км.
Проектирование ВЛ 10 кВ выполнено в соответствии с действующими нормативно-техническими документами, нормами и правилами, с применением современных конструктивных решений, материалов и арматуры.
В ходе выполнения работы выполнено следующее:
— проведен анализ объекта проектирования;
— определены расчётные нагрузки потребителей;
— разработана конфигурация ВЛ 10 кВ;
— произведен электрический расчет ВЛ 10 кВ;
— произведен механический расчёт ВЛ 10 кВ;
— рассчитаны токи КЗ;
— выбрано оборудование для ВЛ 10 кВ;
— рассмотрены вопросы релейной защиты и автоматики ВЛ 10 кВ;
— разработаны мероприятия по охране труда, молниезащите и экологии;
— сделано технико-экономическое обоснование проекта.
В целом все поставленные заданием на выпускную квалификационную работу задачи выполнены в полном объеме.