Навигация

 

 Меню раздела

Краткая характеристика развития электрических сетей и систем
Цели и задачи проектирования
Исходные положения проектирования электрических сетей и систем
Краткая характеристика задачи проектирования
Определение потребления электроэнергии
Прогнозирование режимов электропотребления
Средневзвешенный за сутки коэффициент мощности
Выбор источников энергии
Планирование баланса реактивных мощностей в электрической системе
Вопросы организации управления электрическими системами
Построение схем электрических сетей
Краткие сведения о конструктивном исполнении электрической сети
Выбор номинального напряжения электрической сети
Схемы понижающих подстанций
Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции
Указания по выбору вариантов электроснабжения
Баланс реактивной мощности
Общие замечания о технико-экономическом анализе
Капиталовложения и их оценка
Определение потерь мощности и энергии
Годовые эксплуатационные расходы
Приведенные затраты
Учет надежности при проектировании электрических систем и сетей
Показатели надежности и их нормирование
Выбор рационального резерва мощности в электрической системе
Определение ущерба от перерывов электроснабжения
Технико-экономический расчет
Выбор конструкции и сечения проводов электрической сети
Определение капитальных затрат на сооружение сети
Определение годовых эксплуатационных расходов электрической сети
Определение приведенных затрат электрической сети
Краткие сведения о составлении смет
Технико-экономические показатели рекомендуемого варианта
Схема замещения и параметры сети
Приведение нагрузок к высшему напряжению и составление расчетной схемы
Определение потоков мощности в сети
Расчет напряжений
Выбор ответвлений трансформаторов
Регулирование напряжения при помощи трансформаторов с РПН
Регулирование напряжения с помощью автотрансформаторов
Регулирование напряжения при помощи перераспределения потоков
Определение мощности компенсирующих устройств
Выбор ответвлений трансформаторов
Выбор дополнительных средств регулирования напряжения
Оформление результатов электрических расчетов
Расчет потокораспределения мощностей и напряжения
Уравнения узловых напряжений
Обращенная форма уравнений узловых напряжений
Определение коэффициентов уравнений узловых напряжений
Решение уравнений узловых напряжений методом итерации
Метод коэффициентов распределения
Расчет методом контурных уравнений
Расчет методом преобразования сети
Метод обобщенных контурных уравнений
Общая характеристика матричных методов расчета
Выполнение расчетов электрических режимов на ЭВМ
Проектирование средств повышения экономичности
Основные мероприятия по увеличению пропускной способности
Естественное и экономичное распределение мощностей в замкнутых сетях
Выбор параметров трансформаторов с продольно-поперечным регулированием
Применение продольной компенсации в замкнутых сетях
Общий подход к компенсации реактивной мощности в электрической системе
Компенсация реактивных нагрузок в распределительных сетях
Компенсация реактивных нагрузок в питающих сложно замкнутых электрических сетях
Учет особенностей протяженных электропередач при проэктировании
Оптимальное соотношение капиталовложений
Учет емкостных токов линий электропередачи
Выбор основных параметров линии электропередачи
Проектирование механической части воздушных линий
Изыскания трасс воздушных линий
Выбор материала и типа опор
Определение удельных нагрузок
Определение критических пролетов
Систематический расчет проводов и тросов
Выбор и расчет грозозащитного троса
Расчет проводов и тросов в аварийных режимах
Расстановка опор по профилю трассы
Расчет переходов через инженерные сооружения
Расчет монтажных стрел провеса
Защита проводов и тросов от вибрации
Элементы проектирования криогенных систем электропередач
Задачи проектирования
Конструктивное исполнение криогенных линий электропередачи
Определение технико-экономических характеристик криогенных линий
Собственный расход мощности и энергии в криогенных линиях
Расчет и оптимизация конструктивных параметров криогенных линий
Обеспечение надежности работы криогенных линий
Пропускная способность криогенных электропередач
Электрические схемы криогенных электропередач
Определение параметров рефрижераторных станций криогенных линий
Технико-экономические показатели криогенных линий электропередачи
Определение условий совместной экономичной работы
Потери энергии в проводниках при глубоком охлаждении


Выбор материала и типа опор

Для воздушных линий электропередачи применяют деревянные, железобетонные и металлические (стальные) опоры.
Выбор материала опор следует производить на основании сравнительных технико-экономических расчетов. В настоящее время в большинстве случаев при проектировании линий применяют унифицированные опоры. Нормы технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше рекомендуют следующие области применения различных материалов.
Деревянные опоры из пропитанной древесины следует применять для одноцепных линий электропередачи 35—150 кВ во всех районах, в которых применение' древесины дает существенное снижение затрат на строительство.
Железобетонные опоры с предварительно напряженной арматурой применяют в условиях равнинной местности на всех одно цепных линиях 35, 110, 150 кВ, где нецелесообразно применение деревянных опор, на всех одно цепных линиях электропередачи 220 кВ, на всех двух цепных линиях 35, 110 кВ, на одно цепных линиях 330 кВ с горизонтальным расположением проводов, на линиях электропередачи 500 кВ, сооружаемых в равнинной местности, где применение металлических опор экономически нецелесообразно. Не разрешается применять железобетонные опоры на линиях, проходящих в горной местности и в местности с сильно пересеченным профилем, а также на линиях, строительство которых удалено от базы железобетонных изделий на расстояние более 1000 км.
Металлические опоры следует применять на двух цепных линиях 35, 110, 150 кВ и на одно цепных линиях 220, 330 кВ в районах, где нецелесообразно или невозможно применение деревянных и железобетонных опор (в безлесных районах, в горной или сильно пересеченной местности, при удаленности места строительства от базы на расстояние более 1000 км), на одно цепных линиях 330 кВ со смешанным расположением проводов, на двух цепных линиях 220, 330 кВ, на линиях 500 кВ в тех случаях, когда не допускается применение железобетонных опор, на линиях 750 кВ.
После решения вопроса о материале опор приступают к выбору основного типа промежуточных опор, а также типов анкерных и угловых опор.
Как уже указывалось, при проектировании следует применять унифицированные опоры. Унификация устанавливает для каждой опоры соответствующую область применения: напряжение линии, количество цепей, районы гололедности, максимальную скорость ветра, диапазоны марок проводов, марки тросов. На основании этих сведений из справочников выбирают соответствующий тип опоры. Например, опора ПА-2 (промежуточная на напряжение 35 кВ) имеет следующую область применения: одно цепная, районы по гололеду I—III, скорость ветра до 30 м/с, сечения проводов АС-50 — АС-95 и А-95 —А-120.
С целью максимального сокращения количества опор разных типов некоторые из них объединены для линий двух смежных стандартных напряжений: 35 и 110 кВ, 110 и 150 кВ, 220 и 330 кВ.
При выборе унифицированных опор отпадает необходимость в наиболее трудоемкой части проектирования — разработке конструкции опор.
До выбора типа опор надо иметь мнение о желаемом расположении проводов на опоре. С точки зрения электрических процессов в линии желательно иметь симметричное расположение проводов друг относительно друга (в углах равностороннего треугольника). Однако на линиях с подвесными изоляторами приходится располагать один провод под другим, что дает большую вероятность схлестывания проводов. По этим соображениям удобно применять горизонтальное расположение проводов в одной плоскости (П-образные опоры), однако эти опоры оказываются более дорогими, так как должны иметь две стойки. Промежуточным решением является размещение проводов в углах неравностороннего треугольника, а на двух цепных опорах— в виде «бочки», «прямой елки» и «обратной елки». На линиях 35—330 кВ обычно применяют опоры со смешанным расположением фаз, за исключением особо гололедных районов и районов с частой «пляской» проводов. В таких районах, а также на линиях 500 кВ и выше применяют горизонтальное расположение проводов.
При выборе опор решается также вопрос о способах подвески проводов и тросов. Провода могут быть подвешены с помощью зажимов: 1) глухих; 2) с ограниченной прочностью заделки (проскальзывающих) выпускающих. Зажимы второго и третьего типов при отклонении гирлянды на определенный угол (например, при обрыве проводов) соответственно пропускают и сбрасывают провод. Эти зажимы позволяют применять облегченные опоры. Правила устройства электроустановок не разрешают применять выпускающие зажимы в населенной местности, на пересечениях с линиями электропередачи, линиями связи, железными дорогами, в труднодоступной местности, при большой разнице между высотами точек подвеса, в районах с толщиной стенки гололеда более 20 мм.
Тросы могут быть подвешены следующим образом:
1)            трос заземлен на всех промежуточных опорах (подвеска без изолятора) и крепится через изоляторы только на металлических и железобетонных анкерных опорах;
2)            на всех опорах трос крепится на изоляторах, шунтируемых искровыми промежутками, и разделяется на анкерные участки, каждый из которых заземлен в одной точке. Такая подвеска устраняет потери мощности, вызываемые индуктированными напряжениями в тросе, дает возможность применения плавки гололеда на тросе, не оказывает влияния на величину однофазного тока короткого замыкания и создает нормальные условия для работы релейной защиты, позволяет контролировать сопротивление заземления каждой опоры в отдельности;
3)            трос полностью изолируется на всей линии или на отдельных участках. Изоляторы шунтируются искровыми промежутками.
Согласно ПУЭ, на всех линиях 150 кВ и ниже крепление троса производится по первому способу. Второй способ должен применяться на линиях 220—500 кВ. В случае использования троса для отбора мощности или высокочастотной связи может быть применен третий способ.
Необходимость применения грозозащитных тросов определяется в основном материалом опор и интенсивностью гроз в районе сооружения линии. Линии 35—220 кВ с деревянными опорами, а также 35 кВ с металлическими и железобетонными опорами, работающие в сети с изолированной нейтралью, как правило, тросами не защищаются. Линии 110—500 кВ с металлическими и железобетонными опорами должны защищаться тросами. Сооружение линий 110—330 кВ без тросов допускается в районах с малой интенсивностью гроз (число грозовых часов в году менее 20), на участках линий с большим сопротивлением грунта (р^105 Ом-см), на участках линий с толщиной стенки гололеда более 20 мм.
Тип и количество изоляторов в гирлянде определяются их изоляционными свойствами и обычно указываются в технических данных унифицированной опоры. При решении этого вопроса можно также руководствоваться ПУЭ, в которых приведено для наиболее распространенных типов изоляторов их количество в поддерживающих гирляндах.
В натяжных гирляндах линий до 110 кВ число элементов принимают на единицу больше, чем в поддерживающих гирляндах, а на линиях 150 кВ и выше натяжные и поддерживающие гирлянды выполняют из одинакового числа изоляторов.
Нормы технологического проектирования [17] рекомендуют применять, как правило, для линий 35—220 кВ фарфоровые, а для линий 330—750 кВ стеклянные изоляторы. Для линий, проходящих в трудных для эксплуатации условиях (горы, болота), также рекомендуются стеклянные изоляторы.
По выбранному основному типу унифицированных опор устанавливают одну из главных величин для дальнейшего расчета — расчетную габаритную длину пролета. Она обычно указывается в технических данных опор.