Реферат по теме магистерской работы
Содержание
- Введение
- 1. Выбор сечений проводов
- 1.1 Метод экономической плотности тока
- 1.2 Метод экономических интервалов
- 2. Опоры воздушных ЛЭП
- Заключение
- Перечень литературы
Введение
Электрические воздушные линии (ВЛЭП) предназначены для передачи и распределения электрической энергии по проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленным к различным опорным конструкциям. Воздушные линии состоят из следующих основных конструктивных элементов: опор различного типа для подвески проводов и грозозащитных тросов; проводов различных конструкций и сечений для передачи по ним электрического тока; грозозащитных тросов для защиты линий от грозовых разрядов; изоляторов, собранных в гирлянды, для изоляции проводов от заземленных частей опоры; линейной арматуры для крепления проводов и тросов к изоляторам и опорам, а также для соединения проводов и тросов; заземляющих устройств для отвода токов грозовых разрядов или короткого замыкания в землю.
Проектирование и сооружение ВЛЭП в Украине ведется в соответствии с ПУЭ (Правила устройства электроустановок). Проектирование строительных конструкций опор и фундаментов производится на основании ДБН ( укр. Державні будівельні норми). ПУЭ устанавливают требования к линиям с различным напряжением исходя из их назначения: чем выше передаваемые напряжение и мощность линии, тем больший ущерб приносит ее повреждение, поэтому к линиям с более высоким напряжением предъявляются и более строгие требования. При сооружении ВЛЭП самым ответственным этапом является проектирование. От правильного выбора сечений проводов, конструкции опор зависят не только режимы работы самой линии, но и безопасность окружающих её объектов, а также экономические затраты на её сооружение и срок её работы и окупаемости. Далее в этой работе будут рассмотрены методы выбора сечений проводов, экономическая и техническая целесообразность в выборе того или иного типа провода, опоры и т.д.
1. Выбор сечений проводов
1.1 Метод экономической плотности тока
Сечение проводов является важнейшим параметром линий электропередачи. Методики определения сечений проводов и кабелей основаны на поиске экономического сечения, соответствующего минимальным затратам. С увеличением сечения вырастают затраты на сооружение линии, отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание (на рис.1 З1), но снижаются потери мощности и электроэнергии и связанные с ними затраты (на рис.1 З2):
Из рис.1.1 видно, что существует точка, в которой З1=З2 и суммарные затраты будут минимальны. Этой точке соответствует сечение, которое называют экономическим сечением:
Порядок выбора сечений по методу экономической плотности тока следующий:
1)Находят экономическое сечение по формуле.
2)Выбирают ближайшее стандартное сечение.
3)Выполняют проверки выбранного стандартного сечения:
· по нагреву в нормальном и послеаварийном режимах;
· по допустимой потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах;
· на механическую прочность.
В настоящее время по экономической плотности тока выбирают сечения воздушных линий Uном = 35-110 кВ, для сетей более высоких номинальных напряжений этот метод служит для выбора исходного сечения метода экономических интервалов.
Недостатком метода является то, что принимается линейная зависимость К1км от сечения, это не соответствует действительности [2].
1.2 Метод экономических интервалов
Метод экономических интервалов применяется для выбора сечений сетей 35-750 кВ. Для принятых на данном номинальном напряжении стандартных сечений проводов рассчитывают приведенные затраты З1км в зависимости от наибольшего тока линии .Расчет с помощью этого метода основывается на затратах на один километр линии без учета ущерба:
При выборе сечения по экономическим интервалам нагрузки экономическим для данного сечения проводников называется такой интервал нагрузок, в пределах которого приведенные затраты по передаче единицы тока (или мощности) на единицу длины проводника минимальны по сравнению с другими сечениями:
(Анимация: объем – 13,7 кБ, число кадров – 5, задержка – 0,7 с, число циклов повторений – 4)
Значения тока на границе экономического интервала определяется равенством затрат двух сечений:
МЭИ учитывает реальную экономическую обстановку (первое подкоренное выражение) реальный график электропотребления и изменяющийся тариф на энергоносители [3], [7]. Если второе подкоренное выражение оказывается отрицательным, то это означает, что кривые не пересекаются и какое-то сечение при любых токах будет экономически не целесообразным.
На основе этого метода построены номограммы. В справочниках Шапира и Файбисовича приведены таблицы экономических интервалов токов и мощностей передаваемых по линиям с разным номинальным напряжением.
В методе учитывается изменение наибольшего тока по годам эксплуатации.
Достоинства метода:
1. Учитывается фактическая нелинейная зависимость капвложения от сечения.
2. Учитывается непрерывность изменения 
.
3. Учитывается ступенчатость стандартных сечении.
4. Метод позволяет учитывать динамику роста нагрузок.
5. Сеть выбранную по МЭИ не нужно проверять по потерям напряжения [1].
Недостаток: при изменении стоимости ЛЭП необходимо либо перестраивать номограммы либо непосредственно строить зависимость ЗF(Iнб) [9].
Экономические интервалы токов находятся для сечений, которые равны минимально допустимым по условиям короны или больше них. Поэтому проверять по условиям короны надо только воздушные линии 110 кВ и выше, прокладываемые по трассам с отметками выше 1500 м над уровнем моря. Проверять по допустимым потерям и отклонениям напряжения сечения воздушных линий 35 кВ и выше не надо, так как повышение уровня напряжения путем увеличения сечения проводов таких линий экономически нецелесообразно. Сечения проводов воздушных линий необходимо проверить по допустимому нагреву в послеаварийном режиме.). С этой целью производится сравнение тока послеаварийного режима Iав на каждом участке сети с допускаемым Iдоп для соответствующего марки провода. Аварийный ток определяется с учетом количества цепей.
В разомкнутых сетях аварийная ситуация связана с отключением одной цепи. При этом потокораспределение не изменяется, но вся нагрузка ложится на одну цепь, что ведет к увеличению тока в два раза (Iав = 2Iр).
В замкнутой сети наиболее тяжелыми авариями являются случаи отключения одного из головных участков. Это приводит к тому, что сеть становится разомкнутой. Поскольку заранее неизвестно, отключение какого из головных участков приведет к более серьезным последствиям, в работе рассматриваются оба случая.
Провод не перегревается при выполнении соотношений: Iав < Iдоп
Если для какого-то участка сети оказалось, что Iав > Iдоп, то необходимо увеличить сечение провода на этом участке. При этом, однако, необходимо проконтролировать, чтобы оно не превысило максимальное рекомендуемое сечение для используемого номинального напряжения.
Расчеты на корону не выполняются, поскольку минимальные стандартные сечения проводов в сети 110, 220 и 330 кВ сразу выбираются в соответствии с требованиями ПУЭ [3].
По ПУЭ механическая прочность обеспечивается, если выполняется заданное соотношение алюминиевой и стальной части провода А:С [4].
2. Опоры воздушных ЛЭП
Опоры ЛЭП – это конструкции, которые служат для поддерживания над земной поверхностью проводов под напряжением и грозозащитных тросов. Они бывают различных форм и размеров. Опоры могут быть железобетонными, деревянными, металлическими или даже из композитных материалов. Основные элементы опоры линий электропередачи - стойки, фундаменты, траверсы (перекладины на которых держатся провода), часто используются также тросостойки и оттяжки [5].
Различают следующие типы опор, применяемых в воздушных линиях электропередачи: анкерные, промежуточные, угловые, концевые и специальные. Анкерные опоры устанавливают на прямых участках трассы для перехода ВЛ через естественные препятствия или инженерные сооружения и воспринимают продольную нагрузку от тяжести проводов и тросов. Промежуточные опоры устанавливают на прямых участках трассы и предназначены только для поддержания проводов и тросов и не рассчитаны на нагрузку от тяжести проводов вдоль линии.Угловые опоры, установленные на углах поворота трассы ВЛ, при нормальных условиях воспринимают равнодействующую силу тяжести проводов и тросов смежных пролетов. При углах поворота трассы до 30 градусов, когда нагрузки небольшие, применяют угловые промежуточные опоры. При больших углах поворота используют угловые анкерные опоры, имеющие более жесткую конструкцию и анкерное крепление проводов [6].
Концевые опоры устанавливают в начале или в конце линии и воспринимают нагрузку от одностороннего тяжести проводов. В специальных опор относятся переходные – для перехода ВЛ через естественные препятствия или инженерные сооружения; ответвленные – для установки ответвлений от магистральных линий; перекрестные – которые устанавливают в местах пересечения ВЛ двух направлений; транспозиционные – для изменения порядка расположения проводов на опорах; противоветровые – для усиление механической прочности ВЛ. По конструкции различают опоры свободностоящих и с оттяжками. Оба типа опор могут быть как одностоечные, так и портальные. К свободностоящим относятся также А-образные опоры и опоры с подкосами. Свободностоящие опоры рассчитаны на передачу действующих на них нагрузок непосредственно через стойки на грунт или фундамент. Стойки опор с оттяжками передают на грунт или фундамент только вертикальные нагрузки, а поперечные и продольные нагрузки передаются на грунт оттяжками, которые закреплены за анкерные плиты или сваи. Для изготовления опор используют дерево, металл или железобетон.
Заключение
В данной работе были проанализированы вопросы выбора оптимальных сечений проводов ЛЭП, а также рассмотрена практика проектирования линий высокого напряжения в Украине. Также была приведена основная информация по видам и техническим характеристикам высоковольтных опор. Основной проблемой этого вопроса является то, что перед проектировщиками встает выбор между ростом приведенных затрат на сооружение ЛЭП и уменьшению потерь электроэнергии при транспортировке или минимальные затраты при сооружении и большие потери электроэнергии в дальнейшем.
При написании данного реферата магистерская работа еще не завершена. Окончательное завершение: декабрь 2014 года. Полный текст работы и материалы по теме могут быть получены у автора или его руководителя после указанной даты.
Перечень литературы
1. Пелисье Р. Электрические системы/Пер. с франц. [Предис. и комент. В. А. Веникова ]. // М.: Высш. Школа 1982.-568 с.
2. Плащанский Л. А. Основы электроснабжения горных предприятий/Л. А. Плащанский// – М.: Издательство Московского государственного горного университета, 2006.-499 с.:ил.
3. Воротницкий В. Э. Инструкции по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергоносителей и энергообъединений. / В. Э. Воротницкий, Ю. С. Железко Ю. С.// М. СПО. Союзтехэнерго 1987.
4. Правила устройства электроустановок. //Х.: Изд-во «Форт», 2009.-704 с.
5. Идельчик В. И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов./ В. И. Идельчик // М.: Энергоатомиздат, 1989. – 592 с.: ил.
6. Ершевич В. В. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/В. В. Ершевич, А. Н. Зейлигер, Г. А. Илларионов и др.; Под. ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. – 3-е изд., перераб. и доп. // М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с.
7. Файбисович Д. Л. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Д. Л. Файбисович// М.: Энергоатомиздат, 2006.-300с.
8. Dany G. Impact of Inercasing Generation оn the Electricity Supply System // IAEW-FGE-Annual Report 2003, Aachen, Germany, 2003.
9. Назарычев А.Н. Совершенствование системы ремонтов электро-оборудования электростанций и подстанций с учетом технического состояния / Назарычев А.Н.; Дис. д-ра техн. наук: 05.14.02 Иваново, 2005 390 с. РГБ ОД, 71:06-5/256
10. Овсянников А. Стратегии ТОиР и диагностика оборудования [Электронний ресурс]. – Режим доступа: http://www.news.elteh.ru/arh/2008/50/20.php.