Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Федеральное агентство по образованию ГОУ ВПО РГППУ

Российский Государственный Профессионально - педагогический Университет

Инженерно - педагогический институт

Кафедра АС

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Развитие районной электрической сети

Выполнил

Жигалова К. группа ЭМ-404

Руководитель Хусточка Н.А.

Екатеринбург

2006

Реферат

Целью курсового проекта является закрепление полученных ранее знаний, по дисциплине ?Электрические сети и системы?, связанных с изучением основных разделов общей теории расчета установившихся режимов, принципов проектирования электрических сетей.

Курсовой проект содержит __ листов печатного текста, 18 рисунков, 18 таблиц, 2 чертежа формата А1.

Введение

Сегодня развитие энергетики и электрификации в значительной мере определяет уровень развития промышленности и народного хозяйства нашей страны. Ввод новых и модернизация действующих промышленных предприятий, дальнейшая электрификация производства, сельского и коммунально-бытового хозяйства приводит к непрерывному увеличению потребления электроэнергии и дальнейшему развитию распределительных электрических сетей.

Электрической сетью называют совокупность подстанций, распределительных устройств и соединяющих их линий электропередач, предназначенная для передачи и распределения электрической энергии.

Воздушная линия электропередач это устройство, состоящее из проводов расположенных на открытом воздухе и прикреплённых с помощью изоляторов к опорам.

Стратегическими целями развития современной электроэнергетики в рассматриваемой перспективе являются:

· надежное энергоснабжение экономики и населения страны электроэнергией;

· сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы страны ее интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;

· повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе новых современных технологий;

· снижение вредного воздействия на окружающую среду.

Для развития единой национальной электрической сети как основного элемента Единой энергосистемы России и укрепления единства экономического пространства страны предусматривается сооружение ЛЭП в объеме, обеспечивающем устойчивое и надежное функционирование ЕЭС России и устранение технических ограничений, сдерживающих развитие конкурентного рынка электрической энергии и мощности.

В основу перспективного развития электрической сети ЕЭС России закладываются следующие основные принципы:

1. Гибкость, позволяющая осуществлять поэтапное развитие и возможность приспосабливаться к изменению условий функционирования (рост нагрузки, развитие электростанций, реверс потоков мощности, реализация новых межгосударственных договоров по поставке электроэнергии);

2. Развитие основной сети ЕЭС России путем постепенной «надстройки» линиями более высокого напряжения после достаточно полного охвата территории сетями предыдущего класса напряжения и исчерпания их возможностей, а также готовности этих сетей к работе с наложенными на них одиночными электропередачами более высокого напряжения;

3. Сведение к минимуму числа дополнительных трансформаций 220/330, 330/500, 500/750 кВ в зонах совместного действия этих напряжений;

4. Управляемость основной электрической сети путем использования средств принудительного потокораспределения - регулируемых шунтирующих реакторов, вставок постоянного тока, синхронных и статических компенсаторов, электромеханических преобразователей, фазоповоротных устройств и т.п.

Основу системообразующих сетей ЕЭС России в период до 2020 г. по-прежнему будут составлять линии электропередачи 500 - 750 кВ. Суммарный ввод ЛЭП напряжением 330 кВ и выше в период до 2020 г. должен составить в зависимости от варианта развития 25-35 тыс.км.

В нашей стране и за рубежом разработаны специальные правила и стандарты для проектирования и сооружения линий электропередачи. Основные требования, предъявляемые в России к линиям электропередачи, определяются действующими Правилами устройства электроустановок (ПУЭ).

В данной работе представлен полный расчет развития районной сети в соответствии с вышеуказанными Правилами.

1. Выбор варианта сети

Для построения рациональной конфигурации сети для заданного расположения потребителей намечаем два варианта, из которых на основе технико-экономического сравнения вариантов выбирается лучший. Выбранный вариант должен обладать необходимой надёжностью, экономичностью, гибкостью.

Рисунок 1.1 - Вариант схемы районной сети А

Рисунок 1.2 - Вариант схемы районной сети Б

2. Выбор номинального напряжения сети

Выбираем номинальное напряжение для двух вариантов схем электроснабжения. Величина номинального напряжения сети зависит от нескольких факторов и в первую очередь от передаваемой мощности и длины линии электропередач. Для выбора номинального напряжения воспользуемся формулой Илларионова.

(2.1)

где L - длина линии электропередач, км;

Р - передаваемая по линии мощность, МВт;

U - рекомендуемое напряжение, кВ.

Результаты расчёта по формуле Илларионова для двух вариантов схем районной сети сводим в таблицы 2.1 и 2.2.

Таблица 2.1 - Выбор номинального напряжения сети для схемы А

Участок цепи	Рном МВт	L, км	U расч кВ	Uном кВ
1-4	20	70	87	110
1-10	30	50	105,2	110
1-9	75	80	117,6	110
9-17	35	90	120,5	110

Учитывая длины линий электропередач и передаваемую по линиям мощность для всех линий рассматриваемых схем выбираем окончательно класс номинального напряжения 110 кВ.

3. Расчёт тока нагрузки

Для расчёта токов нагрузки в линиях определяем распределение мощности в проектируемой сети для двух вариантов схем районной сети.

Распределение мощности в схеме А.

Р_1-9 = Р₉ + Р₁₇ = 40 + 35 = 75 МВт;

Р_1-4 = Р₄ = 20 МВт;

Р_1-10 = Р₁₀ = 30 МВт;

Р_9-17 = Р₁₇ = 35 МВт.

Распределение мощности в схеме Б.

Р_1-10 = Р₁₀ = 30 МВт;

Р_9-17 = Р₁₇ = 35 МВт;

Р_1-4 = = 33 МВт;

Р_1-9 = = 27,2 МВт.

Определяем ток максимальный I_р в нормальном режиме для двух вариантов схем районной сети А и Б.

(3.1)

где I_р - ток максимальный на одну цепь, А;

Р_ном - номинальная мощность потребителя, Вт;

U_ном - номинальное напряжение линии, В;

n - число цепей ЛЭП;

cosц - коэффициент активной мощности.

Определяем расчетный ток I_р

I_р = I_р б_i б_T, (3.2)

где I_р - ток расчётный на одну линию, А;

б_i - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии;

б_T - коэффициент учитывающий число часов использования максимальной нагрузки.

Уточним допустимые токи с учетом условий окружающей среды

I_{доп ос.} = K _ос I_доп,

где K _ос = 0,81 для t = +25 С

Осуществляем выбор сечения проводов воздушных линий электропередач напряжением 110кВ, проводим методом экономических интервалов по току I_max.

Полученные результаты сводим в таблицы 3.1 и 3.2

Таблица 3.1 - Выбор марки проводов для схемы А

Участок сети	Р,МВт	Iр,А	Imax, А	Марка проводов	I доп, А	Iдоп ос., А
1-4	20	118,8	162,2	АС -150/19	450	364,5
1-10	30	89,1	121,6	2АС -150/19	450	364,5
1-9	75	222,2	303,3	2АС -240/32	605	490,1
9-17	35	104	142	2АС -150/19	450	364,5

Таблица 3.2 - Выбор марки проводов для схемы Б

Участок сети	Р, МВт	Iр, А	Imax, А	Марка проводов	I доп, А	Iдоп ос., А
1-4	33	195	266,5	АС -240/32	605	484
1-9	27,2	162	221,1	АС -240/32	605	84
9-4	7,2	43	59	АС -95/16	330	264
1-10	30	89	122,2	2АС -150/19	450	360
9-17	35	104	142	2АС -150/19	450	360

Проверка:

· на нагрев в нормальном режиме

I_{доп ос} ? I_р:

Для схемы А, в А:	Для схемы Б, в А:
1-4: 1-10: 1-9: 9-17:	364,5 364,5 490,1 364,5	> > > >	195 162 43 89	1-4: 1-9: 9-4: 1-10: 9-17:	484 84 264 360 360	> > > > >	195 162 43 89 104

· в аварийном режиме

I_{доп ос.} ? 2 I_р:

Для схемы А, в А:	Для схемы Б, в А:
1-4: 1-10: 1-9: 9-17:	---- 364,5 490,1 364,5	> > > >	---- 89,1 222,2 104	1-4: 1-9: 9-4: 1-10: 9-17:	484 84 264 360 360	> > > > >	195 162 43 89 104

· на коронирование F_ном ? F_мин для линии 110 кВ F_мин = 70/11 мм²

Для схемы А, в мм2:	Для схемы Б, в мм2:
1-4: 1-10: 1-9: 9-17:	150 150 240 150	> > > >	70 70 70 70	1-4: 1-9: 9-4: 1-10: 9-17:	240 240 95 150 150	> > > > >	70 70 70 70 70

Все сечения подходят.

4. Расчёт схем замещения

Для всех участков линий схем А и Б проводим расчёт параметров схем замещения.

Расчёт схем замещения участков цепи для варианта схемы электроснабжения А

Таблица 4.1 - Исходные данные для варианта схемы электроснабжения А

Участок сети	n	L	Активное сопротивление R0, Ом/км	X0, Ом/км	B0?10 - 6 См/км
1-4	1	70	0,198	0,42	2,7
1-10	2	50	0,198	0,42	2,7
1-9	2	80	0,12	0,405	2,81
9-17	2	90	0,198	0,42	2,7

Активное сопротивление линии определяется:

R_л = R₀L/(n N), (4.1)

где R_л - сопротивление линии электропередач, Ом;

R₀ - удельное сопротивление провода ЛЭП, Ом/км (Табл. 4.1)

L - длина линии электропередач, км (Табл. 2.1 и 2.2);

N - число цепей ЛЭП;

n - количество проводов в фазе.

Индуктивное сопротивление линии определяется:

X_л = X₀ L/(N n), (4.2)

где X_л - реактивное сопротивление линии электропередач, Ом;

X₀ - удельное реактивное сопротивление проводов ЛЭП, Ом/км;

L - длина линии электропередач, км;

N - число цепей ЛЭП;

n - количество проводов в фазе.

Реактивная проводимость линии определяется:

B_л = b₀L n N, (4.3)

где B_л - реактивная проводимость линии электропередач, См;

B₀ - удельная реактивная проводимость линии электропередач, См/км;

L - длина линии электропередач, км;

N - число цепей ЛЭП;

n - количество проводов в фазе.

Полное сопротивление линии определяется:

Z_л = R_л + jX_л (4.4)

где Z_л - полное комплексное сопротивление линии, Ом;

R_л - сопротивление линии электропередач, Ом;

X_л - реактивное сопротивление линии электропередач, Ом.

Полная проводимость линии:

Y_л = (G_л + jB_л)/2, (4.5)

где Y_л - полная комплексная проводимость линии, См;

G_л - активная проводимость линии, См;

B_л - реактивная проводимость линии электропередач, См.

Генерирующая реактивная мощность вычисляется:

Q_c = 0,5 U²_ном B_л, (4.6)

Расчёт схем замещения участков цепи для варианта схемы электроснабжения А представлены в табл. 4.2.

Таблица 4.2 - Параметры схем замещения

Участок цепи	Rл, Ом	Xл, Ом	Qc, Мвар	Bл?10-6, См
1-4	13,9	29,4	1,14	189
1-10	4,95	10,5	1,63	270
1-9	4,8	16,2	2,72	449,6
9-17	8,91	18,9	2,94	486

Рисунок 4.1 - Вариант схемы районной сети А

Расчёт схем замещения участков цепи для варианта схемы электроснабжения Б

Таблица 4.3 - Исходные данные для варианта схемы электроснабжения Б

Участок сети	n	L	Активное сопротивление R0, Ом/км	X0, Ом/км	B0?10 - 6 См/км
1-4	1	70	0,198	0,42	2,7
1-10	2	50	0,198	0,42	2,7
1-9	1	80	0,12	0,405	2,81
9-17	2	90	0,198	0,42	2,7
9-4	1	100	0,306	0,434	2,61

Расчёт схем замещения участков цепи для варианта схемы электроснабжения Б представлены в табл. 4.4.

Таблица 4.4 - Параметры схем замещения

Участок Цепи	Rл, Ом	Xл, Ом	Qc, Мвар	Bл?10-6, См
1-4	13,9	29,4	1,14	189
1-10	4,95	10,5	1,63	270
1-9	4,8	16,2	2,72	4449,,6
9-17	8,91	18,9	2,94	486
9-4	30,6	43,4	1,58	261



Рисунок 4.2 - Вариант схемы районной сети Б

5. Выбор силовых трансформаторов

Для выбора силовых трансформаторов рассчитываем полную мощность нагрузки по заданной номинальной активной мощности.

S_н = P_н/cosц, (5.1)

где cosц - коэффициент активной мощности;

S_н - полная мощность нагрузки, МВА;

P_н - активная мощность нагрузки, МВт.

S_т = S_н/1,4 (n - 1), (5.2)

где S_т - полная мощность трансформатора, МВА;

S_н - полная мощность нагрузки, МВА;

n - число трансформаторов на подстанции (n = 2).

Для потребителей 3 категории выбираем один трансформатор

S_т = S_ном/1,3 (5.3)

Выбор трансформаторов сводим в таблицу 5.1

Таблица 5.1 - Выбор силовых трансформаторов

Узел	Категория потреби-теля	Мощность нагрузки Р, МВт	Полная мощность нагрузки S, МВА	Мощность трансформатора Sтр, МВА	Тип трансформатора
4	3	20	22,2	17,1	ТРДН - 25000/110
9	2	40	44,4	31,7	2ТРДН - 40000/110
10	2	30	33,3	23,8	2ТДНЖ - 25000/110
17	2	35	38,9	27,8	2 ТРДН - 40000/110

Таблица 5.2 - Данные силовых трансформаторов

Тип тр-ра	Uном, кВ	Uк, %	ДPк, кВт	ДPхх, кВт	Iхх, %	Rтр, Ом	Xтр, Ом	ДQхх, Квар
ТРДН - 25000/110	115	10,5	120	27	0,7	2,54	55,9	175
ТРДН - 40000/110	115	10,5	172	36	0,65	1,4	34,7	160
ТДНЖ - 25000/110	115	10,5	120	30	0,7	2,5	55,5	175

6. Схемы замещения районной сети

Рисунок 6.1 - Схема замещения районной сети вариант А



Рисунок 6.2 - Схема замещения районной сети вариант Б.

7. Расчёт установившегося режима

1) Радиальная схема соединения

Линия 1 - 10

Рисунок 7.1 - Схема замещения линии 1 - 10

Наносим на схему замещения потоки мощности.

Расчет производим итерационным методом по данным “конца”.

Расчет первой итерации

Прямой ход итерации:

· Определим поток мощности через трансформатор:

S^к₂₃ = S₃ = 30 + j14,4 = 33,28 МВА;

· Для определения потери мощности в трансформаторе (S_т) определим активные (?Р_т) и реактивные(?Q_т) потери мощности.

в = S₃/n ? S_ном = 33,28/2·25 = 0,67;

?Р_т = ?Р_хх + в² ? ?Р_кз = 30 + 0,67²?120 = 0,08 МВт;

?Q_т = ?Q_хх + в² ??Q_ном =?Q_хх + в² ?(U_к?S_ном/100) = 175+0,67²?(10,5?25000/100) = =1,34 Мвар;

?S_т = ?Р_т + ?Q_т = 0,08 + j1,34 МВА;

· Определим поток мощности в начале участка 2-3:

S^н₂₃ = S^к₂₃ + ?S_т = 30,08 + j 15,74МВА;

· Определим потери в шунте участка 1-2 следующим образом:

?S^к_ш2 = ?S^н_ш2 = U₂² ? Y^*_ш2 = 110² ? (-j135 ? 10^-6) = - j1,63 МВА;

· Определим поток мощности в конце участка 1-2, используя первый закон Кирхгофа, по формуле:

S^к₁₂ = S^н₂₃ + ?S_ш2 = 30,08 + j14,1 МВА;

· Рассчитаем потери мощности в продольном сопротивлении участка 1-2, используя первый закон Кирхгофа, следующим образом:

?S₁₂ = (S^к₁₂ / U₁)² ? Z₁₂ = 0,45 + j0,96 МВА;

· Определим поток мощности в начале участка 1-2:

S^н₁₂ = S^к₁₂ + ?S₁₂ = 30,53 + j15,06 МВА;

· Поток мощности в начале линии:

S₁ = S^н₁₂ + ?S^н_ш2 = 30,53 + j13,43 МВА;

Обратный ход итерации:

· В соответствии с условным направлением тока напряжение в узле 2 сети равно:

U₂ = U₁ - ?U₁₂ - дU₁₂.

Продольная составляющая падения напряжения на участке 1-2 равна:

?U₁₂ = (Р^н₁₂ ? R₁₂ + Q^н₁₂ ? Х₁₂₎/U₁ = 2,81 кВ;

Поперечная составляющая падения напряжения на участке 1-2 равна:

дU₁₂ = (Р^н₁₂ ? Х₁₂ - Q^н₁₂ ? R₁₂₎/U₁ = 2,24 кВ;

Теперь определяем напряжение в узле 2 по формуле:

U₂ = 110 - 2,81- j2,24 = 107,19 + j2,24 = 107,21 кВ;

· Определяем напряжение в узле 3, приведённое к стороне высокого напряжения по формуле:

U^'₃ = U₂ - ?U₂₃ - дU₂₃.

Продольная составляющая падения напряжения на участке 1-2 равна:

?U₂₃ = (Р^н₂₃ ? R₂₃ + Q^н₂₃ ? Х₂₃₎/U₂ = 8,85 кВ;

Поперечная составляющая падения напряжения на участке 1-2 равна:

дU₂₃ = (Р^н₂₃ ? Х₂₃ - Q^н₂₃ ? R₂₃₎/U₂ = 15,21 кВ;

Теперь определяем напряжение в узле 2 по формуле:

U^'₃ = 107,21 - 8,85 - j 15,21 = 98,36 - j 15,21 = 99,53 кВ;

· Действительное напряжение с учётом коэффициента трансформации в узле 3 равно:

U₃ = U^'₃ ? 1/k_т;

Коэффициент трансформации равен:

k_т = U_ном / U_3ном = 11;

U₃ = 9,048 кВ;

· Определяем отклонение напряжений U_2, U₃ от номинала:

?U_2% = ((U_ном - U₂)/ U_ном) ?100% = 2,53% < 5%;

?U_3% = ((U_3ном - U₃)/ U_3ном) ?100% = 9,52% > 5%,

следовательно, нужно производить расчёт второй итерации.

Расчёт второй итерации

Прямой ход итерации:

· ?S^к_ш2 = ?S^н_ш2 = U₂² ? Y^*_ш2 = -j1,55 МВА;

· S^к₁₂ = S^н₂₃ + ?S_ш2 = 30,08 + j14,19 МВА;

· ?S₁₂ = (S^к₁₂ / U₁)² ? Z₁₂ = 0,45 + j0,96 МВА;

· S^н₁₂ = S^к₁₂ + ?S₁₂ = 30,54+ j15,15 МВА;

· S₁ = S^н₁₂ + ?S^н_ш2 = 30,54 + j13,59 МВА;

Обратный ход итерации:

U₂ = U₁ - ?U₁₂ - дU₁₂.

?U₁₂ = (Р^н₁₂ ? R₁₂ + Q^н₁₂ ? Х₁₂₎/U₁ = 2,82 кВ;

дU₁₂ =(Р^н₁₂ ? Х₁₂ - Q^н₁₂ ? R₁₂₎/U₁ = 2,23 кВ;

U₂ = 110 - 2,82 - j2,23 = 107,18 - j2,23 = 107,2 кВ;

U^'₃ = U₂ - ?U₂₃ - дU₂₃.

?U₂₃ = (Р^н₂₃ ? R₂₃ + Q^н₂₃ ? Х₂₃₎/U₂ = 8,85 кВ;

дU₂₃ = (Р^н₂₃ ? Х₂₃ - Q^н₂₃ ? R₂₃₎/U₂ = 15,21 кВ

U^'₃ = 107,2 - 8,85 - j15,21 = 98,35 - j15,21 = 99,52 кВ;

U₃ = U^'₃ ? 1/k_т = 9,047 кВ;

?U_2% = ((U_ном - U₂)/ U_ном) ?100% = 0,009 %;

?U_3% =((U_3ном - U₃)/ U_3ном) ?100% = 0,011 %.

Линия 1 - 4

Рисунок 7.2 - Схема замещения линии 1 - 4

Расчет первой итерации

Прямой ход итерации:

S^к₃₄ = S₄ = S_4' = 10 + j4,8 МВА;

S^н₃₄ = S^к₃₄ + S^к_34' = 20+j9,6 МВА;

S^к₂₃ = S^н₃₄=20+j9,6 = 22,18 МВА;

в = S₃/n ? S_ном = 0,89;

?Р_т = ?Р_хх + в² ? ?Р_кз = 0,12 МВт;

?Q_т = ?Q_хх + в² ??Q_ном = ?Q_хх + в² ?(U_к ?S_ном/100) = 2,24 Мвар;

?S_т = ?Р_т + ?Q_т = 0,12+j2,24 МВА;

S^н₂₃ = S^к₂₃ + ?S_т = 20,12+j11,84 МВА;

?S^к_ш2 = ?S^н_ш2 = U₂² ? Y^*_ш2 = - j1,14 МВА;

S^к₁₂ = S^н₂₃ + ?S_ш2 = 20,12+j10,7 МВА;

?S₁₂ = (S^к₁₂ / U₁)² ? Z₁₂ = 0,6+j1,26 МВА;

S^н₁₂ = S^к₁₂ + ?S₁₂ = 20,72+j11,96 МВА;

S₁ = S^н₁₂ + ?S^н_ш2 = 20,72+j10,82 МВА;

Обратный ход итерации:

U₂ = U₁ - ?U₁₂ - дU₁₂.

?U₁₂ = (Р^н₁₂ ? R₁₂ + Q^н₁₂ ? Х₁₂₎/U₁ = 5,81 кВ;

дU₁₂ = (Р^н₁₂ ? Х₁₂ - Q^н₁₂ ? R₁₂₎/U₁ = 4,03 кВ;

U₂ = 110 -5,81-j4,03=104,19+j4,03 = 104,26 кВ;

U^'₃ = U₂ - ?U₂₃ - дU₂₃.

?U₂₃ = (Р^н₂₃ ? R₂₃ + Q^н₂₃ ? Х₂₃₎/U₂ = 6,84кВ;

дU₂₃ = (Р^н₂₃ ? Х₂₃ - Q^н₂₃ ? R₂₃₎/U₂ = 10,5 кВ;

U^'₃ = 104,26-6,84-j10,5=97,42-j10,5 = 97,99 кВ;

U₃ = U^'₃ ? 1/k_т;

k_т = U_ном / U_3ном = 11;

U₃ = 8,91 кВ;

?U_2% = ((U_ном - U₂)/ U_ном) ?100% = 5,22% > 5%;

?U_3% = ((U_3ном - U₃)/ U_3ном) ?100% = 10,92% > 5%,

следовательно, нужно производить расчёт второй итерации.

Расчёт второй итерации

Прямой ход итерации:

· ?S^к_ш2 = ?S^н_ш2 = U₂² ? Y^*_ш2 = -j1,03 МВА;

· S^к₁₂ = S^н₂₃ + ?S_ш2 = 20,12 МВА;

· ?S₁₂ = (S^к₁₂ / U₁)² ? Z₁₂ = 0,6 + j1,27 МВА;

· S^н₁₂ = S^к₁₂ + ?S₁₂ =20,72 + j12,08 МВА;

· S₁ = S^н₁₂ + ?S^н_ш2 = 20,72 + j11,06 МВА.

Обратный ход итерации:

U₂ = U₁ - ?U₁₂ - дU₁₂.

?U₁₂ = (Р^н₁₂ ? R₁₂ + Q^н₁₂ ? Х₁₂₎/U₁ = 5,85 кВ;

дU₁₂ =(Р^н₁₂ ? Х₁₂ - Q^н₁₂ ? R₁₂₎/U₁= 4,01кВ;

U₂ = 110 -5,85-j4,01 = 104,15-j4,01 = 104,23 кВ;

U^'₃ = U₂ - ?U₂₃ - дU₂₃.

?U₂₃ = (Р^н₂₃ ? R₂₃ + Q^н₂₃ ? Х₂₃₎/U₂ = 6,84 кВ;

дU₂₃ = (Р^н₂₃ ? Х₂₃ - Q^н₂₃ ? R₂₃₎/U₂ = 10,5 кВ

U^'₃ = 104,23-6,84-j10,5=97,39-j10,5=97,95 кВ;

U₃ = U^'₃ ? 1/k_т =8,9 кВ;

?U_2% = ((U_ном - U₂)/ U_ном) ?100% = 0,03%;

?U_3% =((U_3ном - U₃)/ U_3ном) ?100% = 0,04%.

2) Магистральная схема соединения

Линия 1 - 9 - 17

Рисунок 7.3 - Схема замещения линии 1 - 9 - 17

· S^к₄₅ = S₅ + S_5`= 34+ j16,32 = 37,71 МВА;

· в = S₃/n ? S_ном=0,47;

?Р_т = ?Р_хх + в² ? ?Р_кз = 0,07 МВт;

?Q_т = ?Q_хх + в² ??Q_ном = ?Q_хх + в² ?(U_к ?S_ном/100) =1,09 Мвар;

?S_т = ?Р_т + ?Q_т = 0,07+ j1,09 МВА;

· S^н₄₅ = S^к₄₅ + ?S_т = 34,07+ j17,41 МВА;

· ?S^к_ш2 = ?S^н_ш2 = U₃² ? Y^*_ш2 = - j2,72 МВА;

· S^к₃₄ = S^н₄₅ + ?S^к_ш2 = 34,07+ j14,69 МВА;

· ?S₃₄ = (S^к₃₄ / U₁)² ? Z₃₄ = 1,01+ j2,15МВА;

· S^н₃₄ = S^к₃₄ + ?S₃₄ = 35,09+ j16,84 МВА;

· S₃ = S^н₃₄ + ?S^н_ш2 = 35,09+ j14,12 МВА;

· S^к₂₃ = S^н₂₃ = S₃ = 35,09+ j14,12МВА;

· S^к_23' = S_23' + S_23''= 75+j36 МВА;

в = S_23'/n ? S_ном=1,04;

?Р_23' = ?Р_хх + в² ? ?Р_кз = 0,21 МВт;

?Q_23' = ?Q_хх + в² ??Q_ном = ?Q_хх + в² ?(U_к ?S_ном/100) = 4,7 Мвар;

?S_23' =0,21+ j4,7 МВА;

· S^н_23' = S^к_23' + ?S_23' = 75,21+ j40,7 МВА;

· ?S^к_ш2 = ?S^н_ш2 = U₂² ? Y^*_ш2 = - j2,94 МВА;

· S^к₁₂ = S^н₂₃ + ?S_ш2 + S^н_23' = 110,29+ j51,89 МВА;

· ?S₁₂ = (S^к₁₂ / U₁)² ? Z₁₂ = 5,89+ j19,89 МВА;

· S^н₁₂ = S^к₁₂ + ?S₁₂ = 116,19+ j71,78 МВА;

· S₁ = S^н₁₂ + ?S^н_ш2 =116,19+ j68,84 МВА;

Обратный ход итерации:

U₄ = U₁ - ?U₃₄ - дU₃₄.

?U₃₄ = (Р^н₃₄ ? R₃₄ + Q^н₃₄ ? Х₃₄₎/U₁ = 5,74 кВ;

дU₃₄ = (Р^н₃₄ ? Х₃₄ - Q^н₃₄ ? R₃₄₎/U₁ = 4,66 кВ;

U₄ = 110 - 5,74-j4,66=104,26- j4,66=104,42 кВ

U₅ = U^'₅ ? 1/k_т;

U'₅ = U₄ - ?U₄₅ - дU₄₅.

?U₄₅ = (Р^н₄₅ ? R₄₅ + Q^н₄₅ ? Х₄₅₎/U₄ = 6,24 кВ;

дU₄₅ = (Р^н₄₅ ? Х₄₅ - Q^н₄₅ ? R₄₅₎/U₄ = 11,09 кВ;

U'₅ = 104,42-6,24- j11,09=98,18- j11,09=98,8 кВ;

Коэффициент трансформации равен:

k_т = U_ном / U_3ном = 11;

U₅ = 8,98 кВ;

U₃ = U₁ - ?U₂₃ - дU₂₃

?U₂₃ = (Р^н₂₃ ? R₂₃ + Q^н₂₃ ? Х₂₃₎/U₁ = 4,9 кВ;

дU₂₃ = (Р^н₂₃ ? Х₂₃ - Q^н₂₃ ? R₂₃₎/U₁ = 10,89 кВ;

U₃ = 110 - 4,9- j10,89=105,1- j10,89=105,66 кВ;

?U_4% = ((U_ном - U₄)/ U_ном) ?100% = 5,07% > 5%;

?U_5% = ((U_5ном - U₅)/ U_5ном) ?100% = 10,18% > 5%;

?U_3% = ((U_ном - U₃)/ U_ном) ?100% = 3,94% < 5%.

Расчёт второй итерации

Прямой ход итерации:

?S^к_ш2 = ?S^н_ш2 = U₃² ? Y^*_ш2 = - j2,71 МВА;

S^к₃₄ = S^н₄₅ + ?S^к_ш2 = 34,07+ j14,7 МВА;

?S₃₄ = (S^к₃₄ / U₁)² ? Z₃₄ = 1,01+ j2,15 МВА;

S^н₃₄ = S^к₃₄ + ?S₃₄ = 35,09+ j16,85 МВА;

S₃ = S^н₃₄ + ?S^н_ш2 = 35,09+ j14,14 МВА;

S^к₂₃ = S^н₂₃ = S₃ =35,09+ j14,14 МВА;

S^к_23' = S_23' + S_23''= 75+ j 36=83,19МВА;

в = S_23'/n ? S_ном=1,04;

?Р_23' = ?Р_хх + в² ? ?Р_кз = 0,21 МВт;

?Q_23' = ?Q_хх + в² ??Q_ном = ?Q_хх + в² ?(U_к ?S_ном/100) = 4,7 Мвар;

?S_23' = 0,21+j4,7 МВА;

S^н_23' = S^к_23' + ?S_23' = 75,21+ j40,7 МВА;

?S^к_ш2 = ?S^н_ш2 = U₂² ? Y^*_ш2 = - j2,72 МВА;

S^к₁₂ = S^н₂₃ + ?S_ш2 + S^н_23' =110,29 + j 52,12МВА;

?S₁₂ = (S^к₁₂ / U₁)² ? Z₁₂ = 5,9 + j19,92 МВА;

S^н₁₂ = S^к₁₂ + ?S₁₂ = 116,2 + j72,04 МВА;

S₁ = S^н₁₂ + ?S^н_ш2 =116,2 + j69,32 МВА;

Обратный ход итерации:

U₄ = U₁ - ?U₃₄ - дU₃₄.

?U₃₄ = (Р^н₃₄ ? R₃₄ + Q^н₃₄ ? Х₃₄₎/U₁ = 5,74 кВ;

дU₃₄ = (Р^н₃₄ ? Х₃₄ - Q^н₃₄ ? R₃₄₎/U₁ = 4,66 кВ;

U₄ = 110 - 5,74- j 4,66=104,26- j 4,66=104,37 кВ;

U₅ = U^'₅ ? 1/k_т;

U'₅ = U₄ - ?U₄₅ - дU₄₅.

?U₄₅ = (Р^н₄₅ ? R₄₅ + Q^н₄₅ ? Х₄₅₎/U₄ =6,25 кВ;

дU₄₅ = (Р^н₄₅ ? Х₄₅ - Q^н₄₅ ? R₄₅₎/U₄ = 11,09 кВ;

U'₅ = 104,37-6,25- j11,09=98,12- j11,09=98,75 кВ;

Коэффициент трансформации равен:

k_т = U_ном / U_3ном = 11;

U₅ =8,98 кВ;

?U_4% = ((U_ном - U₄)/ U_ном) ?100% = 0,05% > 5%;

?U_5% = ((U_5ном - U₅)/ U_5ном) ?100% = 0% > 5%;

Первая и вторая итерации сошлись, следовательно расчет произведен правильно.

3) Кольцевая схема соединения



Рисунок 7.3 - Схема замещения линии 1-4-9-1

· Определяем потери мощности на уч. 33'- потери в Т3

в = S₃/n ? S_ном= 1,11;

?Р_т = ?Р_хх + в² ? ?Р_кз = 0,25 МВт;

?Q_т = ?Q_хх + в² ??Q_ном = ?Q_хх + в² ?(U_к ?S_ном/100) = 5,33 Мвар;

?S_т = ?Р_т + ?Q_т = 0,25 + j5,33 МВА.

· Определяем мощность в начале участка 33'

S^н_33' = S₃ + ?S_т3 = 40,25 + j24,53 МВА.

· Потери в шунте 4 определятся:

?S_ш4 = U₁² ? Y^*_ш4 = -j1,58 МВА.

· Определяем мощность в конце участка 23:

S^к₂₃ = S^н_33' + ?S_ш4 40,25 + j22,95 МВА.

· Определяем потери мощности в линии на уч. 23:

?S₂₃ = (S^к₂₃ / U₁)² ? Z₂₃ = 5,43 + j7,7 МВА.

· Мощность в начале линии 23 с учетом шунта 3 определится:

S^н₂₃ = S^к₂₃ + ?S₂₃ + ?S_ш3 = 45,86 + j29,07 МВА.

· Определяем потери мощности на уч.22' - Потери мощности при раздельной работе 2-x трансформаторов Т2

в = S₃/n ? S_ном=0,89;

?Р_т = ?Р_хх + в² ? ?Р_кз = 0,13 МВт;

?Q_т = ?Q_хх + в² ??Q_ном = ?Q_хх + в² ?(U_к ?S_ном/100) = 2,23 Мвар;

?S_т = ?Р_т + ?Q_т = 0,13 + j2,23 МВА;

· Определяем мощность в начале участка 22'

S^н₂₂ = S₂ + ?S_т2 = 20,13 + j11,83МВА;

· Потери в шунте 2 определятся

?S_ш2 = U₁² ? Y^*_ш2 = -j1,14 МВА.

· Определяем мощность в конце участка 12 с учетом шунта

S^к₁₂ = S^н_22' + ?S_ш2 + S^н_23' = 65,81 + j39,76 МВА;

· Определяем потери мощности в линии на участке 12

?S₁₂ = (S^к₁₂ / U₁)² ? Z₁₂ = 6,69 + j14,36 МВА;

· Мощность в начале линии 12 определится

S^н₁₂ = S^к₂₃ + ?S₁₂ = 72,5 + j54,12 МВА;

· Мощность источника S1 определится

S₁ = S^н₁₂ + ?S^н_ш1 =72,5 + j52,98 МВА;

Расчет напряжения в узлах

· Определяем напряжение в узлах 2 и 2' (не учитывая поперечную составляющую, т.к. U < 220кВ)

U₂ = 110 - (Р^к₁₂ ? R₁₂ + Q^к₁₂ ? Х₁₂₎/U₁ = 91,06 кВ;

· Падение напряжения в трансформаторе (без трансформации)

?U_2' = (Р₂ ? R_т2 + Q₂ ? Х_т2)/U₂ = 6,45 кВ;

· Поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе

дU_2' = (Р₂ ? Х_т2 - Q₂ ? R_т2)/U₂ = 12 кВ;

· Напряжение потребителя определится

U_2'= U₂ - ?U_2' - дU_2' = 91,06 - 6,45 - j12 = 85,46 кВ;

k_т = U₁ / U₂ = 11;

· Определяем напряжение в узле 2' с учетом трансформации

U₂ = U^'₂ ? 1/k_т = 7,77 кВ.

8. Экономическое сопоставление вариантов развития сети

Cоставление вариантов схемы сети осуществляют в результате расчета сравнительной экономической эффективности капитальных вложений.

Экономическим критерием является минимум приведенных затрат:

З = Е_н К + И, (8.1)

где Е_н - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений;

Е_н = 0,12 1/год

К - капитальные вложения, тыс.рублей

И - ежегодные эксплуатационные расходы, тыс. р /год;

K = K_вл + K_пс (8.2)

Эксплуатационные расходы включают в себя:

- расходы на содержание ВЛ: И_вл;

- расходы на содержание эл. оборудование ПС: И_пс;

- издержки на потерю эл. энергии: И_Дw.

Издержки на оборудование состоят из отчислений:

- на амортизацию;

- на ремонт;

- на заработную плату.

районная электрическая сеть

И = И_л + И_пс + И_Дw (8.3)

И_л,пс = б_л,пс · К_л,пс, (8.4)

где _л,пс - коэффициент эксплуатационных расходов.

Издержки на потерю эл. энергии определяются:

И_Дw = вДw (8.5)

где Дw - потери эл. энергии в линиях и трансформаторах

в - стоимость потерь эл. энергии, в= 1,5 10^-2 т.р./МВтч

И_ДW = в (ф · ДР_maх + 8760ДР_хх) (8.6)

ф - время потерь, ч.

ф = (0,124 + Т_maх / 10⁴)² · 8760 (8.7)

ДР_maх = I²_max · R_вл, (8.8)

Результаты заносим в таблицу 8.1 и 8.2.

Таблица 8.1 - Экономический расчет схемы А

Участок	К, т.р.	И, т.р.	З, т.р.
	Кл, т.р.	Кпс, т.р	Ил, т.р.	Ипс, т.р.	ИДW, т.р.
1-4	1330	159	3724	14,95	58,34	289,21
1-10	950	243	26,6	22,84	19,51	212,11
1-9	1605	293	44,94	27,54	179,69	479,93
9-17	1710	293	47,88	27,54	34,01	349,79
Итого:	1331,04

Таблица 8,2 - Экономический расчет схемы Б

Участок	К, т.р.	И, т.р.	З, т.р.
	Кл, т.р.	Кпс, т.р	Ил, т.р.	Ипс, т.р.	ИДW, т.р.
1-4	1330	1489	37,24	14,95	58,34	289,21
1-10	950	243	26,6	22,84	19,51	212,11
1-9	1000	184	28	17,3	183,12	370,5
9-17	1710	293	47,88	27,54	34,01	349,79
9-4	1910	0	53,48	0	5,79	288,47
Итого:	1510,08

Вариант схемы А экономичнее варианта схемы Б

9. Механический расчёт воздушной линии лектропередач

Проводим механический расчёт воздушной линии электропередач для участка 1-4 схема сети А.

Механические нагрузки, действующие на провода и тросы воздушных линий, определяются собственным весом провода, величиной ветрового напора, и дополнительной нагрузкой, обусловленной гололёдом.

Определяем нагрузку, вызванную собственным весом провода по формуле

P₁ = g•m_пр• 10 - ³ (9.1)

где P₁ - нагрузка от собственного веса провода, Н;

g - удельный вес, Н/кг;

m_пр - масса провода, кг/км;

P₁ = 9,8 · 599 ·10 - ³ = 5,88 Н/м

Нагрузка, создаваемая гололёдом на провод, рассчитывается по формуле

P_нг = с•g10^-3k_i•k_d •р •в_э•(d+ k_i•k_d • в_э), (9.2)

где P_нг - нагрузка на провод от гололёда, Н;

с - плотность гололёда, с = 0,9• г/см^3;

k_i - коэффициент учитывающий изменение толщины гололеда от высоты подвеса провода;

k_d - коэффициент учитывающий диаметр провода;

в_э - нормальная толщина стенки гололёда, мм;

d - расчётный диаметр провода, мм.

Нормальная гололедная нагрузка

P_нг = 0,9 · 9,81 · 10^-3 · 1,2 · 0,9 · 3,14 · 20 · (17,1 + 1,2 · 0,9 · 20) = 23,17 Н/м

Расчетная гололедная нагрузка

Р₂ = P_{нг nw p f d} (9.3)

_nw - коэффициент надежности, для ВЛ до 220 кВ _nw =1;

_p - региональный коэффициент, _p = 1,2;

_f - коэффициент надежности по гололеду, _f = 1,6,

Р₂ = 23,17 · 1,0 · 1,2 · 1,6 · 0,5 = 22,25 Н/м

Определим нагрузку, обусловленную весом провода и гололёдом

Р₃ = Р₁+ Р₂ = 5,88 + 22,25 = 28,12 Н/м (9.4)

Определяем нормальную нагрузку, вызванную ветром на провод без гололёда

Р_нв = б_w · k₁ k_w С_x ·W₀ ·F₀·sin ²ц (9.5)

где б_w - коэффициент неравномерности распределения ветра по длине пролёта;

С_x - аэродинамический коэффициент;

k_w - коэффициент, учитывающий высоту подвеса провода;

k₁ - коэффициент, учитывающий влияние длины пролета на ветровую

нагрузку;

W₀ - нормальное ветровое давление, Па;

F₀ - площадь продольного диаметрального сечения провода, м².

Р_нв = 0,7 · 1,05 · 1,0 · 1,2 · 800 · 2,65 · 1,0² = 1870,19 Н

Р_нв1м = 1870,19/155 = 12,07 Н/м (9.6)

Расчетная ветровая нагрузка на провода без гололеда

Р₄ = Р_{нв н p f} (9.7)

_н - коэффициент надежности для ВЛ до 220 кВ _н =1

_p - региональный коэффициент, _p = 1,2

_f - коэффициент надежности по ветровой нагрузке, _f = 1,1

Р₄ = 12,07 · 1,0 · 1,2 · 1,1 = 15,93 Н/м

Расчет нормального ветрового давления с гололедом

Р_нвг = б_w · k₁ k_w С_x ·W_г ·F_г·sin ²ц (9.8)

Р_нвг = 0,7 · 1,05 · 1,0 · 1,2 · 200 · 9,35 · 1,0 = 1648,72 Н

Р_нвг1м= 1648,72/155 = 10,64 Н/м

Определяем нагрузку на провод вызванную ветром и гололёдом

Р₅ = Р_{нвг1м н p f}, (9.9)

Р₅ = 10,64 · 1,0 · 1,2 · 1,1 = 14,04 Н/м

Нагрузка, определяемая весом провода без гололёда и с ветром составит

Нагрузка, обусловленная весом провода с гололёдом и с ветром составит

(9.11)

Рассчитываем удельные механические нагрузки на провод по формуле

, (9.12)

где Р - нагрузка на провод, Н/м;

F - расчётное сечение провода, мм²

Результаты расчёта по формуле сводим в таблицу 9.1

Таблица 9.1 - Удельные механические нагрузки на провод в разных режимах

	1	2	3	4	5	6	7
P,Н/м	5,88	22,25	28,12	15,92	14,04	16,98	31,43
г,Н/ммм2	0,034	0,128	0,16	0,092	0,081	0,098	0,18

10. Расчет критических пролетов

Допустимое напряжение в материале провода у_д устанавливается Правилами устройства электроустановок с учётом коэффициента запаса от предела прочности при растяжении у_р. Эти значения различны для режимов наибольшей нагрузки, наименьшей температуры и среднегодовой температуры. Для сталеалюминевых проводов в первых двух режимах они равны 35-45% у_в, а в третьем -30% у_в. у_р = 270 Н/м [ ПУЭ 2.5.7 ]

В этом случае допустимые напряжения составят

[у_ ] = [у_нб] = 0,45 у_р = 0,45 270 =121,5 Н/мм² (10.1)

[у_э] = 0,3 у_р = 0,3·270= 81 Н/мм² (10.2)

Для любого пролёта режим, в котором возникают наибольшие напряжения, может быть определён с использованием понятий критических пролётов.

Первый критический пролёт определяется формулой вида

(10.3)

где б - коэффициент линейного расширения материала провода, 1/ °С;

Е - модуль упругости материала провода, Н/мм^2;

t_э - среднегодовая температура, °С;

t_ - минимальная температура, °С;

у_ - допустимое напряжение в проводе в режиме минимальных

температур, Н/мм^2;

г₁ - удельная механическая нагрузка на провод от собственного веса,

Н/(м · мм²).

Таким образом, величина первого критического пролёта составит

Второй критический пролёт определяется выражением

 (10.4)

где б - коэффициент линейного расширения материала провода, 1/°С;

Е - модуль упругости материала провода, Н/мм^2;

t_г -температура образования гололёда, °С;

t_ - минимальная температура, °С;

у_г - допустимое напряжение в проводе в режиме гололедных нагрузок, Н/мм^2;

г₁ - удельная механическая нагрузка на провод от собственного веса, Н/(м · мм²);

г₇ - наибольшая удельная механическая нагрузка на провод, Н/(м · мм²).

Определяем величину третьего критического пролёта, l_3k

(10.5)

Сравниваем полученные величины длин критических пролётов с величиной пролёта L = 155 м.

Так как l > l_3k значит, расчётным режимом является режим максимальных нагрузок.

Напряжение в материале провода для всех режимов находится из уравнения состояния провода, которое имеет вид

(10.6)

где у - механическое напряжение в проводе, Н/мм²;

А, В - коэффициенты кубического уравнения.

(10.7)

(10.8)

где б - коэффициент линейного расширения материала провода, 1/°С;

Е - модуль упругости материала провода, Н/мм^2;

t_г - температура гололеда, °С;

t - температура, °С;

у_г - допустимое напряжение в проводе в режиме гололеда, Н/мм^2;

г - удельная механическая нагрузка на провод, Н/(м · мм²);

г₇ - удельная механическая нагрузка на провод в режиме гололеда, Н/(м · мм²);

L - длина пролёта, м.

Решение по формулам (10.6), (10.7) и (10.8) сводим в таблицу 10.1

Таблица 10.1 - Напряжение в материале провода

Режим	А	B	у, Н/мм2
Минимальных температур, [у_]	-21,95	88723,52	31,11
Максимальных нагрузок, [унб]	16,17	2538843	131,15
Максимальных температур, [у+]	81,73	88723,52	28,39
Гололёда, [у3]	16,17	2032288	121,5
Среднегодовых температур, [уэ]	39,04	88723,52	34,69

Во всех режимах напряжение в материале провода меньше допустимого.

11. Расчет максимальной и минимальной стрелы провеса

Определяем наибольшую стрелу провеса провода f_нб, используя понятие критической температуры.

Определение режима наибольшей стрелы провеса провода сводится к нахождению критической температуры t_к. Очевидно, что при гололёде стрела провеса будет больше, чем стрела провеса при той же температуре без гололёда.

При сбросе гололёда стрела провеса уменьшится. При повышении температуры из-за температурного расширения провода она начинает возрастать и при определённой (критической) температуре примет первоначальное значение.

Таким образом, критической температурой является температура, при которой стрела провеса провода одинакова в режиме гололёда без ветра и в режиме максимальной температуры.

Определяем значение критической температуры

(11.1)

где t_к - критическая температура, °С

t_г - температура образования гололёда, °С

б - коэффициент линейного расширения материала провода, °С;

Е - модуль упругости материала провода, Н/мм^2;

г₁ - удельная механическая нагрузка от веса провода, Н/(м ·мм²);

г₃ - удельная механическая нагрузка от веса провода и гололёда, Н/(м ·мм²)

у₃ - механическое напряжение в проводе в режиме гололёда, Н.

Поскольку t_к > t₊ то максимальная стрела провеса соответствует режиму гололеда без ветра.

Рассчитываем наибольшую и наименьшую стрелу провеса.

11.2)

где г₁ - удельная механическая нагрузка от веса провода, Н/(м ·мм²);

L - длина пролёта, м;

у₊ - механическое напряжение в проводе в режиме максимальных температур, Н/мм²

(11.3)

где г₁ - удельная механическая нагрузка от веса провода, кгс/(м ·мм²);

L - длина пролёта, м;

у_- - механическое напряжение в проводе в режиме минимальных температур, кгс/мм²

Кривые провисания провода, строится по формуле вида:

(11.4)

(11.5)

(11.6)

где х - расстояние от точки подвеса провода до рассчитываемой координаты, м;

г - удельная механическая нагрузка на провод, Н/(м ·мм²);

у - напряжение в проводе в соответствующем режиме, Н/мм².

Результаты расчёта по формулам (11.5) и (11,6) сводим в таблицу 11.1

Таблица 11.1 - Кривые провисания провода

Режим	yfнб (tг, гг,уг)	yfнм (t-, г1,у-)
0	0	0
10	0,067	0,054
20	0,27	0,22
30	0,60	0,49
40	1,07	0,87
50	1,67	1,36
60	2,41	1,96
70	3,27	2,67
80	4,30	3,50
90	5,41	4,42
100	6,68	5,45
110	8,09	6,60
120	9,62	7,85

По полученным данным строим графики провисания провода.

Рисунок 11.1 Кривые провисания провода

12. Выбор типа и числа изоляторов

Выбор числа и типа изоляторов определяется классом напряжения воздушной линии, степенью загрязнённости атмосферы в районе трассы и расчётной растягивающей механической нагрузкой.

Выбираем тип и число изоляторов в условиях обычной атмосферы для воздушной линии с напряжением 110 кВ имеющей металлические опоры.

Тип изоляторов ПС 70 - Д.

Число изоляторов n = 8;

Строительная длина изолятора л_из = 127 мм;

Разрушающая нагрузка Р = 7000 кгс = 68627,45 Н;

Масса изолятора m_из = 3,49 кг.

Рассчитываем длину гирлянды изоляторов:

л_г = n· л_из·10 ^{- 3} = 8·127·10 ^{- 3} = 1,016 м. (12.1)

Определяем нагрузку, действующую на гирлянду изоляторов. Она состоит из веса собственно гирлянды изоляторов G_г и веса провода:

P = k_i · (p_i·L_вес + G_г), (12.2)

где P - нагрузка, действующая на гирлянду изоляторов, кгс;

k_i - нормативный коэффициент запаса, k₁ = 5 в режиме без ветра и гололёда,

k₇ = 2,5 в режиме максимальной расчётной нагрузки с ветром и гололёдом;

L_вес - весовой пролёт, м;

p - нагрузка от веса провода в соответствующем режиме, кгс;

G_г - вес гирлянды изоляторов, кг.

Рассчитываем вес гирлянды изоляторов

G_г = 9,8 · n · m_из, (12.3)

где n - число изоляторов;

m_из - масса изолятора, кг.

G_г = 8 ·3,49 9,8 = 273,6 Н.

Определяем весовой пролёт

L_вес = 1,25 · L = 1,25 ·155 = 193,75 м (12.4)

Значения расчётных нагрузок составят:

· в режиме без ветра и гололёда

P_{1 расч} = 5 · (5,88 · 193,75 + 273,6) = 7062,04 Н

в режиме максимальной нагрузки с ветром и гололёдом

P_{7 расч} = 2,5 · (47,55 · 193,75 + 273,6) = 23712,98 Н

Определяющей является расчётная нагрузка, P_{7 расч}

Рассчитаем коэффициент запаса прочности

k_з = P_разр / P_{1 расч} = 68627,45/7062,04 = 9,7 > 1,8 (12.5)