Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Резюме проекта
• Общие сведения
• Цели и задачи
• 1. Исходные данные
• 2. Расчет и анализ установившегося режима и режима короткого замыкания
• 2.1 Анализ результатов расчёта нормального установившегося режима
• 2.2 Расчёт трёхфазного короткого замыкания
• 3. Выбор высоковольтного оборудования
• 3.1 Выбор выключателей
• 3.2 Выбор разъединителей
• 3.3 Выбор трансформаторов тока
• 3.4 Выбор трансформаторов напряжения
• 4. Механический расчёт воздушных линий электропередач 500 кВ Братский ПП - ПС Озёрная
• 4.1 Исходные данные
• 4.2. Расчёт механических нагрузок на провода от внешних воздействий
• 4.2.1 Нормативные нагрузки
• 4.2.2 Расчётные нагрузки
• 4.2.3 Результирующие нагрузки
• 4.3. Определение физико-механических характеристик провода
• 4.4 Расчёт критической температуры
• 4.5 Расчёт габаритного пролёта
• 4.6 Выбор изоляторов
• 4.6.1 Выбор изоляторов для поддерживающей гирлянды изоляторов
• 4.6.2 Выбор изоляторов для натяжной гирлянды изоляторов
• 4.7 Построение расстановочного шаблона
• 4.8 Расчёт грозозащитного троса
• 4.9 Расчёт грибовидного фундамента-подножника для промежуточной опоры ПП-500-1
• 4.10 Расчёт нагрузок, действующих на опору ПУ-500-1
• 4.10.1 Расчёт грозозащитного троса
• 4.10.2 Определение нагрузок на опору ПУ-500-1
• 4.10.3 Расчет грибовидного фундамента-подножника для анкерной опоры ПУ-500-1
• 5. Оценка экономической эффективности
• 5.1 Составление сметы затрат
• 5.2 Оценка экономической эффективности строительства ВЛ 500 кВ Тайшет - Озерная
• 5.2.2 Расчёт показателей экономической эффективности строительства ВЛ 500 кВ Тайшет - Озерная
• Заключение
• Список используемых сокращений
• Список используемых источников


Резюме проекта

Крупнейшим потребителем, получающим электроэнергию от ПС Озёрная, является Тайшетский алюминиевый завод. Для его электроснабжения проектируется отпаичная линия 500 кВ Озёрная -Тайшет, чтобы удовлетворить потребности Тайшетского алюминиевого завода, потребляемая мощность которого составляет 1,445 ГВт.

Проект состоит из пяти разделов:

1 Исходные данные.

2 Расчёт и анализ установившегося режима и режима короткого замыкания.

3. Выбор высоковольтного оборудования.

4 Механический расчёт ВЛ электропередач 500 кВ Братский ПП - ПС Озёрная.

5 Оценка экономической эффективности.

Графическая часть состоит из пяти листов:

1 Стальная анкерная угловая опора ВЛ 500 кВ

2 Промежуточная одноцепная металлическая опора ПП-500-1

3 Эквивалентная схема замещения

4 Поддерживающая одноцепная гирлянда из изоляторов ПСВ 120-Б

5 Натяжная гирлянда из изоляторов ПС 300-В

Основным заданием является проектирование ПС 500 кВ Озёрная с четырьмя автотрансформаторами по 501МВА• с заходом одной ВЛ 500кВ Тайшет - Братская - Озёрная, протяжённостью 16 км.

Для приёма и распределения энергии на ПС Озёрная выбрана полуторная схема электроснабжения, а для понижения напряжения до 220 кВ установлены четыре однофазные группы автотрансформаторов марки АОТДЦТН-167000/500/220. Распределительное устройство 500 кВ укомплектовано оборудованием:

· элегазовые выключатели марки ВГК-500

· разъединители марки РНДЗ.1(2)-500/3200 ХЛ1

· трансформаторы тока ТФРМ - 500Б-2000

· трансформаторы напряжения НКФ-500/78

Воздушная линия Тайшет - Озёрная выполнена проводом марки АС-500/64. Для поддержки провода используются металлические промежуточные опоры портального типа ПП-500-1 и концевые анкерные опоры ПУ-500-1. Опоры ПП-500-1 устанавливаются на грибовидный фундамент марки ФПС-6-2, для установки концевых опор выбран фундамент марки Ф2-А.

Суммарные капиталовложения по строительству ВЛ 2212185 тыс.рублей. Протяжённость ВЛ 16 км, переток мощности равен 273 МВт, срок окупаемости проекта составляет 6.5 лет с начала строительства

.

Общие сведения

Иркутская энергосистема входит в объединённую энергосистему Сибири и граничит с Красноярской ЭС и Бурятской ЭС.

С точки зрения энергетики, Иркутская область является уникальным регионом в масштабе не только России, но и мира -- на сравнительно небольшой территории сконцентрировались гигантские запасы различных видов энергоресурсов.

ГЭС Ангарского каскада, используя озеро Байкал, как огромное первичное водохранилище, обеспечивают стабильную выработку дешёвой электроэнергии в течение всего года. ГЭС Ангарского каскада (Братская, Усть-Илимская, Иркутская) имеют водохранилища многолетнего регулирования. Среднемноголетняя выработка каскада по проекту составляет 47,7 млрд. кВт•ч. В области разрабатываются крупные месторождения угля, который используется для производства тепла и электроэнергии. В регионе находятся большие запасы газа и нефти, месторождения которых планируется освоить уже в ближайшее время.

Энергетика стала базовой отраслью, определившей направление развития региона. Дешёвые энергоресурсы привели к развитию мощных энергопроизводящих, энергопередающих и энергопотребляющих производств.

Иркутская ЭС отличается от многих других тем, что на ее территории действует независимая генерирующая компания - ОАО «Иркутскэнерго» - крупнейшая в России энергоугольная компания, включающая в себя ТЭС и ГЭС, тепловые и электрические сети, угольные разрезы, транспортные предприятия и ремонтные заводы.

На территории Иркутской ЭС находятся объекты генерации установленной электрической мощностью 13157,1. Наиболее крупными из них являются: Братская ГЭС, Усть-Илимская ГЭС, Иркутская ГЭС, Иркутская ТЭЦ-10 и Иркутская ТЭЦ-9, Ново-Иркутская ТЭЦ, Усть-Илимская ТЭЦ (Таёжная), Иркутская ТЭЦ-11 (Усольская), Иркутская ТЭЦ-6 и Ново-Зиминская ТЭЦ ОАО «Иркутскэнерго».

В электроэнергетический комплекс Иркутской области входят 126 трансформаторных подстанций и распределительных устройств электростанций напряжением 500, 220, 110 кВ, суммарной мощностью трансформаторов 34821,8 МВ•А. Основные ПС 500 кВ в регионе: Иркутская, Новозиминская, Тулун, Тайшет, Братский ПП, Ключи. На ПС Тулун, Тайшет и БПП установлены по два шунтирующих реактора, мощностью 180 Мвар каждый.

Помимо этого в электроэнергетический комплекс Иркутской области входят также 19 ВЛ напряжением 500 кВ, 53 ВЛ напряжением 220 кВ и 143 ВЛ напряжением 110 кВ. Протяжённость электросетей Иркутской ЭС напряжением 220-35 кВ составляет 16,6 тысяч километров.

Потенциал ЭС по выработке электроэнергии составляет 67-69 млрд.кВт•ч, из них 20-21 млрд. кВт•ч - возможная выработка на ТЭС. По прогнозам, к 2015 году мощностей существующих электростанций может оказаться недостаточно для покрытия возрастающих потребностей в электроэнергии.

Основной проблемой Иркутской ЭС является высокий процент износа основного генерирующего оборудования и передающих устройств, проблема внедрения газовой составляющей в топливный баланс.



Цели и задачи

Общей задачей проектирования электроэнергетических систем является обоснование решений, определяющих состав и основные параметры вводимых электросетевых объектов исходя из условий оптимального развития ЭЭС.

Необходимо спроектировать:

1) Подстанцию 500 кВ Озёрная с четырьмя автотрансформаторами по 501МВ• с заходом одной ВЛ 500кВ ПС Тайшет - Братская на ПС-Озёрная, протяжённостью 16 км.

2) Воздушную линию электропередачи 500кВ ПС Тайшет - Братская на ПС-Озёрная, протяжённостью 16 км.

В рамках проекта решаются следующие задачи:

· Расчёт нормального установившегося режима ЭС;

· Расчёт токов короткого замыкания;

· Выбор высоковольтного оборудования;

· Механический расчёт ВЛ 500 кВ;

· Определение физико-механических характеристик провода;

· Расчёт габаритного пролёта;

· Выбор изоляторов;

· Выбор изоляторов для поддерживающей гирлянды изоляторов;

· Выбор изоляторов для натяжной гирлянды изоляторов;

· Построение расстановочного шаблона;

· Расчёт грозозащитного троса;

· Расчёт грибовидного фундамента для промежуточной опоры ПП-500-1;

· Расчёт нагрузок, действующих на опору ПУ-500-1;

· Расчёт грозозащитного троса;

· Определение нагрузок на опору ПУ-500-1;

· Расчет грибовидного фундамента для анкерной опоры ПУ-500-1

· Оценка экономической эффективности проекта.



1. Исходные данные

Проектируемые объекты находятся в серверной части Иркутской ЭС.

Учёт внешней сети осуществляется установкой балансирующими узлами на шинах ПС 500 кВ Усть - Илимской и Богучанской ГЭС.

Со стороны Бурятской ЭС схема ограничена Усть - Илимской и Братской ГЭС. Перетоки мощности заданы нагрузкой в размере:

Братская ГЭС шины 500 кВ (1323-j26) МВ•А,

Усть - Илимская ГЭС шины 220 кВ (619-j27) МВ•А

В табл. 1.2 приведены каталожные данные трансформаторов и автотрансформаторов (АТ). Параметры синхронных генераторов приведены в табл. 1.3; параметры ВЛ 220, 500 кВ - в табл. 1.4; параметры нагрузки на ПС 220, 500 кВ - в табл. 1.1; места и мощность установки ШР - в табл. 1.5.

Таблица 1.1 - Нагрузки на ПС 220-500 кВ

Название ПС	Рн, кВт	Qн, кВар
Братская ГЭС	1323 225	-26 253
Усть - Илимская ГЭС	570	64
ПС Озёрная	1503	900
ПС-Камала 1	1463	131
ПС-Тайшет	133	57
Седанковский ПП	25	-36

Таблица 1.2 - Каталожные данные трансформаторов и автотрансформаторов

Место установки	Кол-во	Тип	Sном, МВА	Пределы регулирования	Uн обм, кВ	RT, Ом	XT, Ом
					ВН	СН	НН	ВН	СН	НН	ВН	СН	НН
Братский ПП	2	АТДЦТН-500000/500/220	500	± 8х12%	500	-	230	1,05	-	1,05	57,5	-	-
Братская ГЭС	6	АОДЦТН-3х267000/500/220	267	± 8х12%	500	230	10,5	0,63	0,28	1,12	39,8	0	75,6
	4	ТЦ-630000/500	630	-	500		15,75	0,9			61,3
	5	ТДЦ-250000/220	250	-	220		15,75	0,6			25,7
ПС Озёрная	12	АОТДЦТН-167000/500/220	167	± 6х2,1%	500	230	15,75	0,58	0,39	2,9	61,1	0	113,5
Усть-Илимская ГЭС	2	АТДЦТН-500000/500	500	+ 8х1,4%	500	121	11	1,05	1,05	5,22	57,5	0	192,5
	2	ТЦ-630000/500	630	-	500		15,75	0,9			61,3
	2	ТЦ-630000/220	630	± 2х2,5%	242		15,75	0,6			25,7
Богучанская ГЭС	6	АОТДЦТН-167000/500/220	167	± 6х2,1%	500	230	15,75	0,58	0,39	2,9	61,1	0	113,5
	6	ТЦ-400000/500	400		525		15,75	0,9			61,3
	3	ТЦ-400000220	400	± 2х2,5%	242		15,75	0,29			16,1
ПС-Камала 1	4	АТДЦТН-250000/500	250	+ 8х1,4%	500	121	11	1,7	0,47	3,52	107,5	0	132,5
ПС-Тайшет	2	АТДЦТН-250000/500	250	+ 8х1,4%	500	121	11	1,7	0,47	3,52	107,5	0	132,5

Таблица 1.3 - Параметры синхронных генераторов

Место установки	Тип	Р, МВт	cos ц	Q, Мвар	Uном, кВ	КПД, %	X''d ,%	X'd , %	Хd, %	Хq'', %	Хq', %	Х0, %	ОКЗ	Част. вращ. 1/мин	Td0, с
Братская ГЭС	СВ-1190/250-48	225	0,85	140	15,75	97,44	24,0	35,0	107	16,4	24,4	13,6	1,04	125	9,5
Усть-Илимская ГЭС	ВГС-1190/215-48ХЛ4	240	0.85	149.017	15.75	97,44	26	38	121	-	-	-	0.87	125	-
Богучанская ГЭС	СВ 1548/203-66УХЛ4	314	0,9	195.71	15,75	98,3	26,0	37,0	-	-	28,0	10,0	0,97	71,5	6,5

Таблица 1.4 - Параметры ВЛ 220, 500 кВ

Марка провода	Начало участка	Конец участка	L, км	R, Ом	X, Ом	B, мк См
АС-500/64	Братский ПП	ПС-Озерная	16	0.32	4.864	58.24
АС-500/64	Богучанская ГЭС	ПС-Ангара	320	6.4	97.28	1164.8
АС-500/64	Богучанская ГЭС	ПС-Озёрная	365	7.3	110.96	1328.6
АС-240	Богучанская ГЭС	Седанковский ПП	251	30.12	107.93	502
АС-240	Богучанская ГЭС	Седанковский ПП	251	30.12	107.93	502
АС-500/64	ПС Ангара	ПС-Камала 1	350	7	106.4	1274
АС-500/64	ПС Ангара	ПС-Озерная	283	5.66	86.032	1030.12
АС-500/64	ПС Ангара	ПС-Озерная	283	5.66	86.032	1030.12
АС-500/64	ПС-Камала 1	ПС Тайшет	233	4.66	70.832	848.12
АС-500/64	ПС-Камала 1	ПС Тайшет	233	4.66	70.832	848.12
АС-300/39	ПС Тайшет	ПС-Озерная	211.9	6.357	65.689	771.316
АС-300/39	ПС Тайшет	ПС-Озерная	15	0.45	4.65	54.6
АС-500/64	ПС Тайшет	Братский ПП	221.2	4.424	67.2448	805.168
АС-500/64	ПС-Озерная	Братский ПП	221.9	4.438	67.4576	807.716
АС-500/64	ПС-Озерная	Братский ПП	221.9	4.438	67.4576	807.716
АС-300/39	Братский ПП	Усть - Илимская ГЭС	255.9	7.677	79.329	1015.923
АС-500/64	Братский ПП	Братская ГЭС	68.4	1.368	20.7936	248.976
АС-500/64	Братский ПП	Братская ГЭС	71.1	1.422	21.6144	258.804
АС-300/39	Седанковский ПП	Братская ГЭС	93.6	9.1728	40.1544	247.104
АС-300/39	Седанковский ПП	Братская ГЭС	94	9.212	40.326	248.16
АС-300/39	Усть-Илимская ГЭС	Братская ГЭС	257	7.71	79.67	1020.29

Таблица 1.5 - Места установки и проводимость шунтирующих реакторов

Место установки	Проводимость, мкСм
Братский ПП	720
ПС-Тайшет	720
Камала-1	360
Ангара	360



2. Расчет и анализ установившегося режима и режима короткого замыкания

2.1 Анализ результатов расчёта нормального установившегося режима

Для выполнения расчёта нормального установившегося режима ЭС, используем программный комплекс RastrWin3.

Программный комплекс RastrWin3 предназначен для решения задач по расчету, анализу и оптимизации режимов электрических сетей и систем. Основные особенности программного комплекса:

· Расчет установившихся режимов электрических сетей произвольного размера и сложности, любого напряжения (от 0.4 до 1150 кВ).

· Полный расчет всех электрических параметров режима (токи, напряжения, потоки и потери активной и реактивной мощности во всех узлах и ветвях электрической сети).

· Расчет установившихся режимов с учетом отклонения частоты (без балансирующего узла).

· Расчет положений регуляторов трансформатора под нагрузкой и положений вольтодобавочных трансформаторов.

· Моделирование отключения ЛЭП, в том числе одностороннего, и определение напряжения на открытом конце.

· Моделирование генераторов и возможность задания его PQ-диаграммы.

· Моделирование линейных и шинных реакторов с возможностью их отключения и переноса линейного реактора в узел при отключении ЛЭП.

Расчётная модель ЭС формируется на основании исходных данных и состоит из совокупности узлов и ветвей.

Анализ установившегося режима показал, что напряжение в узлах расчётной модели превышает допустимое значения, результаты расчёта приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Напряжение в узлах расчётной модели до установки ШР

Подстанция	U, кВ
	Расчётное	Максимально-допустимое
Ангара	557	525
Камала - 1	250	252
Камала - 1	569	525
Тайшет	559	525
Озёрная	541	525

Для уменьшения напряжения в узлах расчётной схемы увеличиваем мощность шунтирующих реакторов на ПС Камала - 1, ПС Ангара таблица

Напряжение в узлах расчётной модели после увеличения мощности ШР приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.2 - Места установки и проводимость шунтирующих реакторов

Подстанция	Проводимость, мкСм
Братский ПП	720
Тайшет	720
Камала-1	720
Ангара	1080

Таблица 2.3 - Напряжение в узлах расчётной модели после установки ШР

Подстанция	U, кВ
	Расчётное	Максимально-допустимое
Ангара	518,22	525
Камала - 1	224,39	252
Камала - 1	505,22	525
Тайшет	509,97	525
Озёрная	507,67	525

На расчётной схеме ЭС приведены уровни напряжения в узлах и перетоки активной, реактивной мощностей по ветвям схемы после расчёта нормального установившегося режима, графическая часть лист. 3. По результатом расчёта сделан вывод о том, что уровни напряжения во всех узлах [2], загрузка трансформаторов и автотрансформаторов входят в область допустимых значений, токи по ВЛ 220-500 кВ не превышают длительно допустимые [1].

2.2 Расчёт трёхфазного короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания производится для выбора высоковольтного оборудования на ПС Озерная, Ангара, Тайшет, Братский ПП.

Для определения тока КЗ, в ПК RastrWin3 рассчитаны 4 точки короткого замыкания. Полученные результаты сведены в Таблицу 2.1.

Таблица 2.4 - Результаты расчёта токов КЗ

№ п/п	Место КЗ	Значение тока КЗ в ветви выключателя, кА
К1	Шины 500 кВ ПС Озёрная	2,4
К2	Шины 500 кВ ПС Ангара	2,109
К3	Шины 500 кВ ПС Тайшет	2,138
К4	Шины 500 кВ ПС Братский ПП	3,01



3. Выбор высоковольтного оборудования

3.1 Выбор выключателей

Для установки выберем элегазовые выключатели производства ЗАО «Энергомаш (г. Екатеринбург) - Уралэлектротяжмаш» серии ВГК согласно [3]. Каталожные данные представлены в таблицах

Таблица 3.1 - Предварительный выбор выключателей

Подстанция	Тип аппарата	Данные	Параметры режима
			U,кВ	I max (ном), кА	Iпо, кА	I уд, кА
Озёрная	ВГК-500	расч.	500	0,31	2,4	5,56
		кат		3,15	40	102
Ангара	ВГК-500	расч.	500	0,217	2,109	4,79
		кат		3,15	40	102
Тайшет	ВГК-500	расч.	500	0,24	2,138	4,84
		кат		3,15	40	102
Братский	ВГК-500	расч.	500	0,44	3,01	6,81
		кат		3,15	40	102

Таблица 3.2 - Дополнительные каталожные данные выключателей

Тип	t о.в, с	t с.в, с	I отк. ном, кА	I т.ст., кА	t т.ст., с	в ном, %
ВГК-500	0,05	0,025	40	40	3	47

t_о.в.- полное время отключения с приводом

t_с.в.- собственное время отключения с приводом

I_{отк.ном.} - номинальный ток отключения

I_т.ст - ток термической стойкости

t_т.ст - допустимое время действия термического тока

в,%- нормированное содержание апериодической составляющей

Проверку выключателей рассмотрим на примере ПС 500 кВ Ключи

Проверка по отключению апериодической составляющей тока КЗ:

Отношение начального значения периодической составляющей тока КЗ при КЗ в точке К₂ к номинальному току:

по данному отношению определим с помощью кривых [4] отношение тогда:

Расчётная величина периодической составляющей тока КЗ в момент времени ф:

Каталожная величина апериодической составляющей тока КЗ в момент времени ф:

Расчётная величина:

где Ta = 0,08 с [5]

Выключатель проверку проходит.

Проверка по отключающей способности. Полный ток КЗ:

Выключатель проверку проходит.

Проверка на термическую стойкость:

Расчётная величина интеграла Джоуля:

Каталожная величина:

Выключатель проверку проходит.

3.2 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей производится:

по напряжению;

по току;

по конструкции, роду установки;

по электродинамической устойчивости;

по термической устойчивости.

Таблица 3.3 Выбор разъединителей

РНДЗ.1(2)-500/2000 ХЛ1
Условие выбора	Расчётные данные	Каталожные данные
1. 4.	500 кВ 363 А 5,48 кА 8,85 кА2с	500 кВ 2000 А 160 кА 7938 кА2с

Таблица 3.4 - Предварительный выбор разъединителей

Место	Тип аппарата		Параметры режима
			U,кВ	I max (ном), кА	i уд, кА
ПС Озёрная	РНДЗ.1(2)-500/3200 ХЛ1	расч.	500	0,31	5,56
		кат		2	160
ПС Ангара	РНДЗ.1(2)-500/3200 ХЛ1	расч.	500	0,217	4,79
		кат		2	160
ПС Тайшет	РНДЗ.1(2)-500/3200 ХЛ1	расч.	500	0,24	4,84
		кат		2	160
Братский ПП	РНДЗ.1(2)-500/3200 ХЛ1	расч.	500	0,44	6,81
		кат		2	160



3.3 Выбор трансформаторов тока

Трансформатор тока (ТТ) предназначен для уменьшения первичного тока до величин, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Выбор ТТ при проектировании РУ заключается в выборе типа трансформатора, определении ожидаемой нагрузки и сопоставлении её с номинальной, проверке на электродинамическую и термическую стойкость. Класс точности намечается в соответствии с назначением трансформатора тока: класс точности 0,5 - применяется для присоединения счётчиков денежного расчёта; класса 1 - для всех технических измерительных приборов; класса 3 и 10 - для релейной защиты.

Контроль за режимом работы подстанции осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов: вольтметра, ваттметра, варметра, счётчиков активной и реактивной энергии

Таблица 3.5 - Выбор и проверка трансформаторов тока

	Тип аппарата		Параметры режима
			U,кВ	I max (ном), кА	i уд, кА
ПС Озёрная	ТФРМ - 500Б-2000	расч.	500	0,31	5,56
		кат		2	120
ПС Ангара	ТФРМ - 500Б-2000	расч.	500	0,217	4,79
		кат		2	120
ПС Тайшет	ТФРМ - 500Б-2000	расч.	500	0,24	4,84
		кат		2	120
Братский ПП	ТФРМ - 500Б-2000	расч.	500	0,44	6,81
		кат		2	120

Для проверки трансформаторов тока по вторичной загрузки, пользуясь каталожными данными приборов, определена нагрузка по фазам (табл. 3.6 ).

Таблица 3.6 Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор	Тип	Нагрузка, В·А
		Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э377	0,1	0,1	0,1
Ваттметр	Д365	1,5	-	1,5
Варметр	Д365	2,5	-	2,5
Счётчик активной энергии	СА4У-И672М	2,5	2,5	2,5
Счётчик реактивной энергии	СР4У-И673М	2,5	2,5	2,5
Итого		9,1	5,1	9,1

Из табл. 3.6 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

Произведена проверка по вторичной нагрузке трансформаторов тока ТФРМ-500Б. Общее сопротивление приборов

Ом.

Вторичная номинальная нагрузка трансформатора тока в классе точности 0,5 составляет 30 Ом. Сопротивление контактов принимаем 0,1, тогда сопротивление проводов

Ом.

3.4 Выбор трансформаторов напряжения

Измерительные трансформаторы напряжения (ТН) предназначены для преобразования напряжения до значения, удобного для измерения. Трансформаторы, предназначенные для присоединения счётчиков, должны отвечать классу точности 0,5. Для присоединения щитовых измерительных приборов используют трансформаторы классов 1,0 и 3,0; для релейной защиты - 0,5, 1,0 и 3,0.

Трансформаторы напряжения выбирают [8]:

по напряжению

;

по конструкции и схеме соединения обмоток;

по классу точности;

по вторичной нагрузке

,

где - номинальная мощность в выбранном классе точности;

- нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к трансформатору напряжения, В·А

.

Для ОРУ 500 кВ выбран трансформатор напряжения типа НКФ-500-78ХЛ1. Подсчёт нагрузки произведён в табл. 2.7.

Таблица 3.7 Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	Потр. мощность	Число катушек			Кол-во приб.	Потреб. Мощность
							P, Вт	Q, Вар
Вольтметр Ваттметр Варметр Счётчик активной энергии Счётчик реактивной энергии	Э377 Д363 Д365 СА4У-И672М СР4У-И673М	2 1,5 1,5 2,5ВТ 2,5	1 2 2 2 2	1 1 0,38 0,38 0,38	0 0 0,925 0,925 0,925	1 1 1 1 1	2,0 3,0 3,0 5,0 5,0	- - - 12,2 12,2
Итого	18	24,4



3.4 Выбранной схемы ОРУ 500 кВ ПС Озёрная

Согласно [8] на узловых подстанциях 220-750 кВ при количестве присоединений более шести к применению рекомендуется полуторная схема рис. 3.1. В нормальном режиме все выключатели включены, обе системы шин находятся под напряжением.



4. Механический расчёт воздушных линий электропередач 500 кВ Братский ПП - ПС Озёрная.

4.1 Исходные данные

Марка провода - АС 500/64.

Длина ВЛ - L= 16 км.

Район по ветровому давлению - II [6].

Район по толщине стенки гололёда - I [6].

Низшая температура - t_ = -50⁰C [6].

Высшая температура - t₊ = +36⁰C [56].

Среднегодовая температура - t_СГ = 0,7⁰C [6].

Температура гололёдообразования - t_Г = -5⁰C [6].

4.2 Расчёт механических нагрузок на провода от внешних воздействий

В соответствии с ГОСТ 839-80 «Провода неизолированные

для воздушных линий электропередачи» провод АС 500/64 состоит из стального сердечника, свитого из 7 стальных проволок d=3,4 мм и проводниковой части в виде 54 алюминиевых проволок d=3,4 мм. Технические данные провода приведены в таблице 4.1.

Результаты расчёта по разделу 4.2 представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.1 - Технические данные провода АС-500/64

Параметры	Проводник	Сердечник	Провод
Сечение,	490	63,5	553.5
Диаметр,	-	10,2	30,6
Масса,	1354	498	1852

Нормативное ветровое давление W в II ветровом районе принимают равным 400 Па [6], а нормативная толщина стенки гололёда b_э во II гололёдном районе составляет 15 мм [6].

Постоянно действующая нагрузка от собственной массы провода:

,

где М_П - вес провода;

g - ускорение свободного падения.

.

4.2.1 Нормативные нагрузки

1. Нормативная гололёдная нагрузка на 1 м провода:

, - коэффициенты, учитывающие изменения толщины стенки гололёда по высоте и в зависимости от диаметра провода;

- толщина стенки гололёда;

- диаметр провода;

- плотность льда.

Высота расположения приведённого центра тяжести проводов над поверхностью земли [6]:

- среднеарифметическое значение высоты крепления проводов к изоляторам, м;

- стрела провисания провода, м.

На строящейся ВЛ провод АС-500/64 будет смонтирован на стальных опорах марки ПП-500-1, расстояние от земли до траверсы Н=32 м.

- отношение сечений алюминиевой части провода и сечения стального сердечника провода.

В соответствии с [6], допустимое напряжение при среднегодовой температуре для сталеалюминевых проводов сечением 500-400 при составляет .

Примем длину пролёта м. Тогда стрела провисание провода в середине пролёта:

Высота расположения приведённого центра тяжести:

Согласно [6] при высоте расположения приведённого центра тяжести проводов или тросов до 25 метров поправки на толщину стенки гололёда на проводах и тросах в зависимости от высоты и диаметра проводов не вводятся.

2. Нормативная ветровая нагрузка, действующая на 1 м провода без гололёда:

- коэффициент, учитывающий неравномерность ветрового давления по пролёту ВЛ, принят равным 0,76 [6];

- коэффициент, учитывающий влияние длины пролёта на ветровую нагрузку, равный 1 [6];

- коэффициент, учитывающий изменение ветрового давления по высоте в зависимости от типа местности, принят равным 1,31 [6];

- коэффициент лобового сопротивления, принимаемый равным 1,1 для проводов свободных от гололёда, диаметром 20мм и более [6];

- нормативное ветровое давление;

- площадь продольного диаметрального сечения провода.

3. Нормативная ветровая нагрузка, действующая на 1 м провода с гололёдом:

- гололёдное ветровое давление;

[6];

- коэффициент лобового сопротивления, при учёте, что провод покрыт гололёдом, равен 1,2 [6];

- площадь продольного диаметрального сечения провода.

.

4.2.2 Расчётные нагрузки

1. Расчётная гололёдная нагрузка на 1 м провода:

- коэффициент надёжности по ответственности, принят 1,3 [6];

- региональный коэффициент, принят равным 1 [6];

- коэффициент надёжности по гололёдной нагрузке, равный 1,3 [6];

- коэффициент условий работы, равный 0,5 [6];

2. Расчётная ветровая нагрузка на 1 метр провод без гололёда:

- коэффициент надёжности по ответственности равен 1,1 [6];

- региональный коэффициент, принят равным 1 [6];

- коэффициент надёжности по ветровой нагрузке, равный 1,1 [6].

3. Расчётная ветровая нагрузка на 1 метр провода с гололёдом:

;

.

4.2.3 Результирующие нагрузки

1. Результирующая нагрузка от веса провода и веса гололёда:

2. Результирующая нагрузка на провод без гололёда от давления ветра:

3. Результирующая нагрузка на провод с гололёдом от давления ветра:

Наибольшей нагрузкой является результирующая нагрузка на провод с гололёдом от давления ветра.



Таблица 4.2 - Нагрузки действующие на провод

Нагрузка	Нормативные	Расчётная	Удельная	Результирующие
				Расчётная	Удельная
Гололёдная	18,953	16,015	0,029	34,165	0,062
Ветровая без гололёда	13,405	16,22	0,029	24,341	0,044
Ветровая с гололёдом	9,526	11,527	0,021	36,05	0,065
Нагрузка от собственной массы провода
Стрела провеса провода		Высота приведённого центра тяжести

4.3 Определение физико-механических характеристик провода

Согласно [6] для провода АС 500/64 с отношением : температурный коэффициент линейного расширения ; модуль продольной упругости

Результаты расчёта по разделу 4.2 представлены в таблице 4.5.

По [6] производим определение:

- механическое напряжение при воздействии на провод наибольшей удельной механической нагрузки ;

- механическое напряжение при воздействии на провод низшей температуры t_;

- механическое напряжение при воздействии на провод среднегодовой температуры tсг.

Вариант 1

Исходные условия - возникновение наибольшей удельной нагрузки. Искомые условия - среднеэксплуатационные.

где ; .

Определим, как изменится напряжение в проводе в зависимости от изменения длины пролёта при возникновении наибольшей удельной нагрузки.

При :

При :

Таким образом, среднеэксплуатационное механическое напряжение в проводе при условии возникновения наибольшей нагрузке будет изменяться в пределах от до .

Определим значение среднеэксплуатационного механического напряжения, решив неполное кубическое уравнение методом Ньютона:

Рассчитанные значения механического напряжения при длинах пролётов от 100 м до 450 м представлены в таблице 4.4.

Таблица 4.3-Результаты расчёта уравнения состояния провода для первого варианта

L	A	B	у1	у2	у3	у4	у5
100.0000	112.2486	34496.7633	119.4440	115.1803	114.8649	114.8633	114.8633
150.0000	101.3483	77617.7175	114.8633	108.6852	108.0103	108.0025	108.0025
200.0000	86.0879	137987.0533	108.0025	100.8288	99.9250	99.9112	99.9112
250.0000	66.4674	215604.7708	99.9112	92.8162	91.9732	91.9618	91.9618
300.0000	42.4868	310470.8699	91.9618	85.8138	85.2334	85.2285	85.2285
350.0000	14.1461	422585.3507	85.2285	80.3911	80.0675	80.0661	80.0661
400.0000	-18.5547	551948.2132	80.0661	76.4509	76.2872	76.2869	76.2869
450.0000	-55.6156	698559.4573	76.2869	73.6246	73.5429	73.5428	73.5428

Вариант 2

Исходные условия - действует низшая температура окружающей среды. Искомые условия - среднеэксплуатационные:

При :

При

Таким образом, среднеэксплуатационное механическое напряжение при условии действия низшей температуры будет изменяться в пределах от до .

Рассчитанные значения механического напряжения при длинах пролётов от 100 м до 450 м представлены в таблице 4.5.

Таблица 4.4-Результаты расчёта уравнения состояния провода для первого варианта

L	A	B	у1	у2	у3	у4	у5
100.0000	48.6643	34496.7633	52.8370	59.9047	58.7214	58.6821	58.6820
150.0000	45.9482	77617.7175	58.6820	65.5203	64.5865	64.5667	64.5667
200.0000	42.1457	137987.0533	64.5667	70.8685	70.1791	70.1700	70.1700
250.0000	37.2567	215604.7708	70.1700	75.7810	75.2948	75.2908	75.2908
300.0000	31.2812	310470.8699	75.2908	80.2513	79.9080	79.9062	79.9062
350.0000	24.2193	422585.3507	79.9062	84.2914	84.0460	84.0452	84.0452
400.0000	16.0710	551948.2132	84.0452	87.9288	87.7512	87.7508	87.7508
450.0000	6.8362	698559.4573	87.7508	91.1982	91.0679	91.0677	91.0677

Рисунок 4.1 - Зависимости напряжений в проводе от длины пролёта

Зависимость ; в качестве исходных условий приняты

Зависимость ; в качестве исходных условий приняты

Прямая у_сг =84 Н/мм² пересекает зависимость напряжения в проводе от длины пролёта при наибольшей нагрузке в точке при длине пролёта 327,4 м, а зависимость напряжения в проводе от длины пролёта при низшей температуре - при 367 м.

Соотношение является признаком отсутствия среднеэксплуатационного режима как расчётного. В этой ситуации первый и третий критические пролёты считают фиктивными, а «рабочим» является второй критический пролёт.



4.4 Расчёт критической температуры

Рассчитаем значение критической температуры воздуха и выявим климатические условия, соответствующие наибольшему провисанию провода:

> наибольшее провисание провода будет при нагрузке провода собственной массой, т.е. при действии только удельной механической нагрузки от массы провода.

Таблица 4.5 - Результаты расчёта физико-механических характеристик провода

Среднеэксплуатационное механическое напряжение
Вариант 1
Вариант 2
Критический пролет
Критическая температура

4.5 Расчёт габаритного пролёта

Габаритным пролётом называется промежуточный пролёт воздушной линии такой длины, при которой на ровной местности для заданных высот подвески проводов на соседних опорах обеспечивается нормируемый вертикальный габарит от низшего провода до земли при климатических условиях, соответствующих наибольшему провисанию провода заданной марки. Результаты расчёта по разделу 4.5 представлены в таблице 4.6.

- удельная механическая нагрузка, при которой имеет место наибольшее провисание провода.

- удельная механическая нагрузка, принятая как исходная для расчёта провода на прочность.

- напряжение в проводе, принятое как исходное для расчёта провода на прочность.

- температурный коэффициент линейного расширения.

- температура, принятая как исходная для расчёта провода на прочность.

- температура, при которой стрела провеса максимальна.

.

Режимные условия необходимо изменить. Дальнейший расчёт ведём по режиму низших температур.

Длина весового пролёта:

Стрела провисания для габаритного пролёта:

Таблица 4.6 - Результаты расчёта габаритного пролёта



4.6 Выбор изоляторов

4.6.1 Выбор изоляторов для поддерживающей гирлянды изоляторов

Результаты выбора изоляторов для поддерживающей гирлянды представлены в таблице 4.8

Нормативная нагрузка для поддерживающих гирлянд промежуточных опор в нормальном режиме работы ВЛ:

§ при наибольшей механической нагрузке:

где - средний вес гирлянды изоляторов, для линии 500 кВ.

§ при среднеэксплуатационных условиях:

Значение у примем по построенным кривым для весового пролёта , тогда нормативная нагрузка поддерживающей гирлянды в режиме обрыва:

где - коэффициент редукции.

.

Сравнение трёх значений показывает, что выбор изоляторов для поддерживающей гирлянды следует производить по аварийному режиму.

Выбираем изолятор типа ПСВ-120Б

Таблица 4.7 - Технические характеристики изолятора ПС120Б

Механическая разрушающая сила, Н.	Диаметр тарелки, D, мм.	Н, мм	Длина пути утечки,, мм	Масса, кг
120	255	127	320	3,9

Состав выбранной поддерживающей арматуры для крепления изоляторов к опорам ЛЭП представлен в графической части лист 5.

Длину пути утечки:

где - удельная эффективная длина пути утечки тока;

К=1,25 [6].

Количество изоляторов в гирлянде:

.

В соответствии с [6], следует предусмотреть влияния воздействия среды, поэтому необходимо произвести установку 12 изоляторов.

Длина поддерживающих гирлянд изоляторов вместе с арматурой:

Вес гирлянды вместе с арматурой:

,

где - масса изолятора;

Таблица4.8 - Результаты расчёта выбора изоляторов поддерживающей гирлянды

Нормативная нагрузка для поддерживающих гирлянд
при наибольшей механической нагрузке
при среднеэксплуатационных условиях
нормативная нагрузка поддерживающей гирлянды в режиме обрыва	(Н)
	299,2 (кг)

4.6.2 Выбор изоляторов для натяжной гирлянды изоляторов

Нормативная нагрузка для натяжных гирлянд анкерных опор в нормальном режиме работы ВЛ при наибольшей механической нагрузке:

Нормативная нагрузка для натяжных гирлянд анкерных опор в нормальном режиме работы ВЛ при среднеэксплуатационных условиях:

Длина приведённого пролёта l_пр=0,9•l_габ=245,427 м; для l_пр составляет 74 Н/м.

Сравнение двух значений показывает, что при выборе изолятора для натяжной гирлянды следует ориентироваться на величину нормативной нагрузки при среднеэксплуатационных условиях.

Выбираем изолятор типа ПС-300В, технические характеристики которого представлены в таблице 4.9.

Таблица 4.9- Технические характеристики изолятора ПС - 300В.

Механическая разрушающая сила, Н.	Диаметр тарелки, D, мм.	Н, мм	Длина пути утечки,, мм	Масса, кг
300	320	195	390	10,0

Состав выбранной поддерживающей арматуры для крепления изоляторов к опорам ЛЭП представлен в графической части лист 4.

Длину пути утечки:

где - удельная эффективная длина пути утечки тока;

К=1,1 [6].

Длина натяжных гирлянд изоляторов вместе с арматурой:

Вес гирлянды вместе с арматурой:

Таблица 4.10 - Результаты расчёта выбора изоляторов натяжной гирлянды

Нормативная нагрузка для поддерживающих гирлянд
при наибольшей механической нагрузке
при среднеэксплуатационных условиях
	553,56 (кг)

4.7 Построение расстановочного шаблона

Результаты расчёта коэффициентов расстановочного шаблона приведены в таблице 4.11.

Необходимо учесть следующие требования:

ь принятый габарит не должен быть меньше регламентируемого ПУЭ;

ь нагрузка на опоры не должна превышать значений, принятых для опор соответствующих типов.

Кривая 1 - кривая максимального провисания провода:

;

где х - значение длины габаритного пролёта в метрах:

.

k_ш - коэффициент шаблона:

Значение согласно рисунку 1 составляет 68 Н/мм².

;

.

Кривая 2 - габаритная кривая, служит для проверки расстояния от проводов до земли или до пересекаемых инженерных сооружений и сдвинута от кривой 1 на расстояние:

Габарит для ВЛ 500 кВ строящихся по населённой местности до поверхности земли равен 8м [6].

Кривая 3 - земляная кривая - сдвинута от кривой 1 на расстояние, равное высоте подвесов проводов на промежуточных опорах .

.

Результаты расчётов представлены в виде таблицы 4.12. Полученный в результате расчётов шаблон для расстановки опор по продольному профилю трассы представлен на рисунке 4.2.

Таблица 4.11 - Расчёт коэффициентов расстановочного шаблона

Таблица 4.12 - Результаты расчётов расстановочного шаблона

х, м	у1	у2	у3
200	14.572	-0.928	-13.348
175	11.15669	-4.34331	-16.7633
150	8.19675	-7.30325	-19.7233
125	5.692188	-9.80781	-22.2278
100	3.643	-11.857	-24.277
75	2.049188	-13.4508	-25.8708
50	0.91075	-14.5893	-27.0093
25	0.227688	-15.2723	-27.6923
0	0	-15.5	-27.92
-25	0.227688	-15.2723	-27.6923
-50	0.91075	-14.5893	-27.0093
-75	2.049188	-13.4508	-25.8708
-100	3.643	-11.857	-24.277
-125	5.692188	-9.80781	-22.2278
-150	8.19675	-7.30325	-19.7233
-175	11.15669	-4.34331	-16.7633
-200	14.572	-0.928	-13.348
-225	18.44269	2.942688	-9.47731
-250	22.76875	7.26875	-5.15125



Шаблон накладывается на профиль трассы так, чтобы кривая 3 пересекала профиль в месте установки первой опоры, а кривая 2 касалась его. При этом ось у должна находиться в вертикальном положении. Тогда вторая точка пересечения кривой 3 с профилем будет соответствовать месту установки первой промежуточной опоры. Затем шаблон передвигается и аналогичным образом находится положение следующей опоры.

Рисунок 4.2 - Шаблон для расстановки опор по профилю трассы

4.8 Расчёт грозозащитного троса

Согласно [6], для ВЛ 220 кВ и выше, сооружаемых на двухцепных или многоцепных опорах, проходящих в районах с повышенным загрязнением атмосферы (промышленные зоны с высокой химической активностью уносов, зоны интенсивного земледелия с засоленными почвами) минимальное сечение троса, выполняемого из сталеалюминевого провода - 120 мм². В качестве грозозащитного троса примем провод марки АС-120/27, технические данные приведены в таблице 4.13. Результаты расчёта раздела 4.8 приведены в таблице 4.14.



Таблица 4.13 - Технические характеристики грозозащитного троса

Параметры	АС-120/27
Действительная площадь поперечного сечения, мм2	140,6
Масса провода, кг/км	528
Диаметр провода, мм	15,4

Монтаж производится на опоре типа ПП-500-1, высотой от границы траверсы до вершины тросостойки 5,85 м.

Высота гирлянды изоляторов на промежуточной опоре - .

Высота изолятора, зажима и узла крепления троса !!!

Температурный коэффициент линейного расширения [6]:

.

Модуль продольной упругости троса [6]:

Допускаемые напряжения в тросе [6]:

.

Защитный угол проводов на опоре:

,

где - вылеты верхней и средней траверс;

- высота тросостойки;

- высота тросостойки;

Согласно [6], значение защитного угла для одностоечных металлических опор с одним тросом не должно превышать допустимого значения:

,

Для уменьшения угла увеличиваем высоту тросостойки на 700мм.

Нагрузки, действующие на трос:

1. Постоянно действующая нагрузка от собственного веса троса:

2. Гололёдная нагрузка на 1м троса:

- нормативная:

- расчётная:

- удельная:

3. Ветровая нагрузка на 1м троса без гололёда:

- ветровое давлению атмосферного перенапряжения:

, но не менее 50 Па [6],

> .

Согласно [6] , , , , .

- нормативная

- удельная:

4. Ветровая нагрузка на 1 м троса с гололёдом:

- расчётная:

- удельная:

5. Результирующая нагрузка от массы троса и гололёда:

6. Результирующая нагрузка на трос без гололёда от давления ветра:

7. Результирующая нагрузка на трос с гололёдом от давления ветра:

Так как ветровая нагрузка на трос без гололёда рассчитывалась для условий атмосферных перенапряжений, то и нагрузку на провод без гололёда необходимо пересчитать для этих же условий.

Ветровая нагрузка на провод для условий атмосферных перенапряжений:

- нормативная:

- расчётная:

- удельная:

.

Результирующая нагрузка на провод без гололёда от давления ветра:

Угол отклонения провода от вертикальной плоскости:

Стрела провисания провода при температуре атмосферных перенапряжений :

Напряжение в низшей точке провода при атмосферных перенапряжениях:

.

Максимальная стрела провисания провода при атмосферных перенапряжениях:

.

.

Вертикальная проекция максимальной стрелы провисания:

.

Для длин пролёта, не превышающих 1000 м, расстояние между проводом и тросом в середине пролёта:

Стрела провисания троса:

, что недопустимо; по условиям прорыва тросовой защиты грозовыми разрядами рекомендуется:

Защитный угол троса в середине пролёта при неотклоненных ветром положениях троса и провода:

, чего достаточно для эффективной защиты проводов.

Напряжение в тросе, обеспечивающее , рассчитывается при длине пролёта, равной приведённой, т.к. после изменения натяжения троса возможно смещение точек его крепления:

провод АС-120/27 удовлетворяет условиям расчёта.

Таблица 4.14 - Нагрузки, действующие на трос

Нагрузка	Нормативные	Расчётная	Удельная	Результирующие
				Расчётная	Удельная
Гололёдная	12,635	10,667	0,076	15,851	0,113
Ветровая без гололёда	0,843	1,02	0,0072	5,274	0,038
Ветровая с гололёдом	3,568	4,318	0,031	16,429	0,117
Нагрузка от собственной массы провода

4.9 Нагрузки на промежуточные опоры ПП-500-1

Результаты расчёта нагрузки на промежуточные опоры ПП-500-1 приведены в таблице 4.15.

Для дальнейшего выбора и проверки фундаментов необходимо определить нормативные и расчётные нагрузки на промежуточную металлическую опору ПП-500-1 в нормальном режиме работы ВЛ. Места приложения и направление действия нагрузок представлены на рис. П.7.1.

Постоянные нагрузки:

а) собственный вес опоры:

б) собственный вес гирлянды изоляторов:

, где

n_г - количество гирлянд на опоре, шт.;

G_г - масса каждой гирлянды, кг;

в) собственный вес проводов на весовой пролёт с учётом двух цепей и трёхфазной системы:

г) собственный вес троса на весовой пролёт:

Итого по постоянным нормативным нагрузкам:

Кратковременные нагрузки

а) нагрузка от давления ветра на провода без гололёда с учётом двух цепей и трёхфазной системы:

б) нагрузка от давления ветра на трос без гололёда:

в) нагрузка от веса гололёда на провод с учётом двух цепей и трёхфазной системы:

г) нагрузка от веса гололёда на трос:

д) нагрузка от давления ветра на опору:

Нормативная средняя составляющая ветровой нагрузки:

, где

А - площадь проекции опоры, м².

Ширина опоры по ее основанию - 23,6 м.

Высота опоры от основания до нижней траверсы - 32 м.

Средняя ширина ствола опоры от траверсы до тросостойки - 1 м.

Площадь поверхности опоры:

Нормативная пульсационная составляющая:

,

Итого по кратковременным нормативным нагрузкам:

Нагрузка на промежуточную опору ПП-500-1:

Таблица 4.15 - Результаты расчёта нагрузки на промежуточные опоры ПП-500-1

4.9 Расчёт грибовидного фундамента-подножника для промежуточной опоры ПП-500-1

Результаты расчёта грибовидного фундамента-подножника для промежуточной опоры ПП-500-1 приведены в таблице 4.17.

Рассчитаем основание грибовидного подножника марки ФПС-6-2 [9] под промежуточную опору ПП-500-1 в нормальном режиме работы ВЛ.

Грунт представляет собой глину с показателем консистенции J_L=0,34 и коэффициентом пористости e=0,67.

Таблица 4.16 - Технические данные фундамента ФПС-6-2

Высота фундамента h, м	Глубина заложения hф, м	Размер стороны квадрата опорной плиты а, м	Масса фундамента Gф, т
5	4,8	2,7	6,8

Сжимающая нагрузка, действующая на анкерную плиту, равна сумме постоянных и кратковременных нормальных нагрузок, действующих на опору ПП-500-1 и равна расчетной вырывающей нагрузке:

Нормативная вырывающая нагрузка равна итоговой сумме постоянных нагрузок, действующих на опору ПП-500-1:

Для грунтов (глин) с показателем консистенции и коэффициентом пористости

нормативное значение модуля деформации

нормативный угол внутреннего трения

нормативное удельное сцепление грунта .

Давление на грунт основания подножника, рассчитывается из условий предельных деформаций основания в нормативном режиме работы линии для при размере стороны квадратного подножника и глубина заложенного фундамента .

Для прямой промежуточной опоры, установленной в грунт (глины) с показателем консистенции с относительным заглублением , объёмным весом грунта обратной засыпки при механическом уплотнении расчётное давление .

Для глинистых грунтов с и коэффициент бокового расширения коэффициент безопасности по грунту для угла внутреннего трения , а для глины .[П.2, т.2.13]

Угол внутреннего трения обратной засыпки:

Удельное сцепление грунта обратной засыпки:

Для промежуточной опоры (П.2, т.2,7).

Расчёт на сжатие

Среднее давление по подошве фундамента:

Условие расчёта по деформациям на сжатие соблюдается, и вертикальная осадка фундамента ФПС-6-2 находится в допустимых пределах.

Расчёт на вырывание

Вырывающая нагрузка, действующая на фундамент:

где m=4,2 - коэффициент грунта;

Сравниваем нормативную нагрузку с полученной:

Фундамент марки ФПС-6-2 удовлетворяет условию расчёта по деформациям на вырывание.

Таким образом, на основании проведённых проверок можно утверждать о правильном выборе фундамента.

Рисунок 4.3 - Фундамент ФПС-6-2

Расчёт по несущей способности

Определим объем обелиска грибовидного фундамента-подножника марки ФПС-6-2, если t=2,7м:

Определим сумму площадей боковых поверхностей грибовидного фундамента подножника марки ФПС-6-2:

Далее проверяем, выполняется ли условие по несущей способности:

Cследовательно, выбранный фундамент ФПС-6-2 удовлетворяет условию расчёта по несущей способности.

Таблица 4.17 - Результаты расчёт грибовидного фундамента-подножника для промежуточной опоры ПП-500-1

	Н·103/м
Вырывающая нагрузка	Н·103/м

4.10 Расчёт нагрузок, действующих на опору ПУ-500-1

4.10.1 Расчёт грозозащитного троса

Согласно [6], воздушные линии напряжением 110 - 500кВ с металлическими и железобетонными опорами должны быть защищены от прямых ударов молнии тросами по всей длине линии. В качестве грозозащитного троса примем провод марки АС-120/27, технические данные приведены в таблице 4.18. Результаты расчёта грозозащитного троса приведены в таблице

Таблица 4.18 - Технические данные провода

Параметры	АС-120/27
Действительная площадь поперечного сечения, мм2	140,6
Масса провода, кг/км	528
Диаметр провода, мм	15,4

Монтаж производится на опорах типа ПУ-500-1, высотой от границы траверсы до вершины тросостойки 8,7 м (рисунок П.6.1).

Высота гирлянды изоляторов на анкерной опоре - .

Высота изолятора, зажима и узла крепления троса -.

Защитный угол проводов верхней траверсы опоры ПУ-500-1:

.

Согласно [6], значение защитного угла для одностоечных металлических опор не должно превышать допустимого значения:

.

1. Постоянно действующая нагрузка от собственного веса троса:

2. Гололёдная нагрузка на 1м троса:

- нормативная:

- расчётная:

- удельная:

3. Ветровая нагрузка на 1м троса без гололёда:

соответствует ветровому давлению атмосферного перенапряжения:

, но не менее 50 Па [6],

> .

Согласно [6] , ,

- нормативная

- удельная:

4. Ветровая нагрузка на 1 м троса с гололёдом:

- нормативная:

.

- расчётная:

- удельная:

5. Результирующая нагрузка от массы троса и гололёда:

6. Результирующая нагрузка на трос без гололёда от давления ветра:

7. Результирующая нагрузка на трос с гололёдом от давления ветра:

Так как ветровая нагрузка на трос без гололёда рассчитывалась для условий атмосферных перенапряжений, то и нагрузку на провод без гололёда необходимо пересчитать для этих же условий.

Ветровая нагрузка на провод для условий атмосферных перенапряжений:

- нормативная:

- расчётная:

- удельная:

.

Результирующая нагрузка на провод без гололёда от давления ветра:

Угол отклонения провода от вертикальной плоскости.

Стрела провисания провода при температуре атмосферных перенапряжений :

В качестве первого приближении для расчёта методом Ньютона принято ранее определённое значение стрелы провисания:

Максимальная стрела провисания провода при атмосферных перенапряжениях:

.

.

Вертикальная проекция максимальной стрелы провисания:

.

Для длин пролёта, не превышающих 1000 м, расстояние между проводом и тросом в середине пролёта:

Стрела провисания троса:

, что недопустимо; по условиям прорыва тросовой защиты грозовыми разрядами рекомендуется:

Защитный угол троса в середине пролёта при неотклоненных ветром положениях троса и провода:

, чего достаточно для эффективной защиты проводов.

Напряжение в тросе, обеспечивающее , рассчитывается при длине пролёта, равной приведённой, т.к. после изменения натяжения троса возможно смещение точек его крепления:

провод АС-120/27 удовлетворяет условиям расчёта.



Таблица 419 - Результаты расчёта грозозащитного троса

Нагрузка	Нормативные	Расчётная	Удельная	Результирующие
				Расчётная	Удельная
Гололёдная
Ветровая без гололёда		1,02
Ветровая с гололёдом
Нагрузка от массы провода
Ветровая нагрузка на провод для условий атмосферных перенапряжений
Ветровая без гололёда	0,177	0,215	0,00878	18,15	0,033

4.10.2 Определение нагрузок на опору ПУ-500-1

Для дальнейшего выбора и проверки фундаментов необходимо определить нормативные и расчётные нагрузки на каждую из трёх частей анкерной металлической опоры ПУ-500-1в нормальном режиме работы ВЛ. Результаты расчета нагрузок на опору ПУ - 500-1 приведены в таблице 4.20

Постоянные нагрузки

а) собственный вес опоры:

б) собственный вес гирлянды изоляторов:

, где

n_г - количество гирлянд на опоре, шт.;

G_г - масса каждой гирлянды, кг;

в) собственный вес проводов на весовой пролёт с учётом двух цепей и трёхфазной системы:

г) собственный вес троса на весовой пролёт:

Итого по постоянным нормативным нагрузкам:

Кратковременные нагрузки

а) нагрузка от давления ветра на провода без гололёда

б) нагрузка от давления ветра на трос без гололёда:

в) нагрузка от веса гололёда на провод с учётом двух цепей и трёхфазной системы:

г) нагрузка от веса гололёда на трос:

д) нагрузка от давления ветра на опору:

Нормативная средняя составляющая ветровой нагрузки:

, где

А - площадь проекции опоры, м².

Ширина опоры по ее основанию - 0,86 м.

Высота опоры от основания до нижней траверсы - 24 м.

Высота опоры от верхней траверсы до тросостойки - 8,7 м.

Средняя ширина ствола опоры от траверсы до тросостойки - 0,86 м.

Площадь поверхности опоры:

Нормативная пульсационная составляющая:

,

Итого по кратковременным нормативным нагрузкам:

Нагрузка на анкерную опору ПУ-500-1:

высоковольтный замыкание воздушный энергоснабжение

Таблица 4.20 - Результаты расчёта нагрузок на опору ПУ - 500-1

4.10.3 Расчёт грибовидного фундамента-подножника для анкерной опоры ПУ-500-1

Результаты расчёта грибовидного фундамента-подножника для анкерной опоры ПУ-500-1 приведены в таблице

Рассчитаем основание грибовидного фундамента-подножника марки Ф -2-А под анкерную опору ПУ-500-19 в нормальном режиме работы ВЛ.

Грунт представляет собой глину с показателем консистенции J_L=0,34 и коэффициентом пористости e=0,67.

Таблица 4.21 - Технические данные фундамента Ф2-А

Высота фундамента h, м	Глубина заложения hф, м	Размер стороны квадрата опорной плиты а, м	Масса фундамента Gф, т
3,4	2,5		3

Сжимающая нагрузка, действующая на грибовидный фундамент- подножник, равна сумме постоянных и кратковременных нормальных нагрузок, действующих на опору ПУ-500-1и равна расчётной вырывающей нагрузке:

Нормативная вырывающая нагрузка равна итоговой сумме постоянных нагрузок, действующих на опору:

Для грунтов (глин) с показателем консистенции и коэффициентом пористости

нормативное значение модуля деформации

нормативный угол внутреннего трения

нормативное удельное сцепление грунта .

Давление на грунт основания подножника, рассчитывается из условий предельных деформаций основания в нормативном режиме работы линии для при размере стороны квадратного подножника и глубина заложенного фундамента .

Для прямой промежуточной опоры, установленной в грунт (глины) с показателем консистенции с относительным заглублением , объёмным весом грунта обратной засыпки при механическом уплотнении расчётное давление .

Для глинистых грунтов с и коэффициент бокового расширения коэффициент безопасности по грунту для угла внутреннего трения , а для глины .[П.2, т.2.13]

Угол внутреннего трения обратной засыпки:

Удельное сцепление грунта обратной засыпки:

Для анкерной опоры коэффициент надёжности k_Н=1,3 (П.2, т.2,7).

Расчёт на сжатие

Среднее давление по подошве фундамента:

Условие расчёта по деформациям на сжатие соблюдается, и вертикальная осадка фундамента Ф3-А находится в допустимых пределах.

Расчёт по деформациям (на вырывание)

Вырывающая нагрузка, действующая на фундамент:

где m=1,2 - коэффициент грунта;

Сравниваем нормативную нагрузку с полученной:

Фундамент марки Ф2-А удовлетворяет условию расчёта по деформациям на вырывание.