Proiectarea Asistata de Calculator a Unei Retele de Medie Tensiune
=== l ===
1. Proiectarea asistată de calculator a unei rețele de medie tensiune
1.1 Dimensionarea posturilor de transformare
Dimensionarea posturilor de transformare constă în determinarea caracteristicilor (tipul și puterea nominală) și a numărului de transformatoare din fiecare post de transformare.
În posturile de transformare se vor utiliza transformatoare cu înfășurări din aluminiu de tipul TU-ONAN, care fac parte din seriile de trasformatoare românești [9]. Valoarile puterilor nominale ale acestor transformatoare formează o progresie geometrică cu rația .
Alegerea transformatoarelor cu înfăsurări din aluminiu s-a făcut pe considerente economice, acestea fiind mai ieftine decât cele cu înfășurări din cupru.
Pentru determinarea puterii nominale și a numărului de transformatoare din post se vor utiliza următoarele două noțiuni:
puterea maximă absorbită de consumator;
durata de utilizare a puterii maxime: TSM.
Durata utilizării puterii maxime reprezintă intervalul de timp (în ore) în care se consumă aceeași cantitate de energie dacă se funcționează la putere maximă cu cantitatea de energie consumată de-a lungul unui an (8760 ore).
Fiind date prin tema de proiect puterile cerute de consumatori (pi) și factorul de putere la care funcționează fiecare consumator (cosφi) se pot scrie relațiile:
; (1.1.1)
De asemenea, din literatura de specialitate [9], în funcție de durata utilizării puterii maxime se pot determina limitele între care se înscriu transformatoarele cu diferite puteri nominale.
Limitele se determină prin interpolare liniară, rezultând următorul tabel:
Cu ajutorul relației (1.1.1) și al limitelor determinate anterior se pot determina numărul și puterea nominală a transformatoarelor care se vor utiliza în fiecare post, rezultate sintetizate în următorul tabel:
Se remarcă faptul că în postul de transformare 3 puterea calculată depăsește puterea nominală de 1600kVA a celui mai mare transformator ce se va utiliza astfel pentru postul 3 se vor utiliza două transformatoare în paralel.
in PT3 avem 2 trafo cu SNT=1600 kVA
Stabilirea schemei echivalente a unui post de transformare.
Calculul parametrilor schemei. Calculul pierderilor de putere in posturi.
Pentru calculul parametrilor unui transformator trebuie considerată una din schemele electrice echivalente, ale transformatorului, fie schema în Π, fie schema în Γ cu operator de transformare.
Schema echivalenta in Γ a unui transformator se utilizează în calcule atunci când sensul fluxului de putere este bine determinat și are loc într-un singur sens, în restul cazurilor luându-se în considerare schema echivalentă în Π.
În cadrul proiectului de față, fluxurile de putere fiind bine determinate, se va utiliza pentru determinarea parametrilor unui transformator și cei ai postului de transformare schema echivalentă în Γ a unui transformator.
Schema echivalentă în Γ a postului de transformare (sau transformator) este reprezentată în figura următoare.
Deși operatorul de transformare este în general o mărime complexă, în cadrul acestui proiect se va considera, cu o bună aproximație, real.
Se pot scrie urmatoarele relatii:
(1.1.2)
unde: n reprezintă numărul de transformatoare dintr-un post de transformare;
N reprezintă raportul de transformare;
și reprezintă parametrii postului de transformare;
și reprezintă parametrii unui transformator.
Parametrii unui transformator se determină în urma regimurilor particulare de funcționare ale transformatorului respectiv in gol sau scurtcircuit cu relatiile:
Cu ajutorul acestor relatii se determina parametrii celor două tipuri de transformatoare existente în posturile de transformare ale retelei de proiectat:
Astfel, spre exemplificare s-au calculat mai jos parametrii unuia dintre transformatoarele prezente în posturile de transformare:
630 kVA
Cunoscând paramerii unui transformator se pot determina parametrii postului de transformare cu ajutorul relatiilor 1.1.2; aceștia sunt sintetizați în tabelul:
În continuare se vor determina puterile ce tranzitează posturile de transformare și pierderile de putere din posturile de transformare.
Notând cu:
puterea cerută de consumator;
puterea pe barele de medie tensiune ale postului de transformare;
pierderile de putere prin post;
și considerând schema următoare se vor afla puterile pe barele de medie tensiune ale posturilor de transformare, precum și pierderile de putere prin transformatoarele posturilor.
Pe baza schemei de mai sus se pot scrie relațiile:
(1.1.3)
în care ΔP0 și ΔQ0 sunt pierderi de putere datorită magnetizării;
ΔPînf și ΔQînf sunt pierderi de putere în înfăsurările transformatorului;
este factorul de încărcare al unui transformator din postul de transformare, fiind definit ca raportul dintre puterea aparentă tranzitată și puterea nominală a unui transformator.
Ținând cont de relațiile 1.1.3 și de datele nominale ale transformatoarelor din posturi se realizează următorul tabel cu pierderile de putere prin posturile de transformare.
Pentru exemplificare s-au calculat pierderile de putere activă și reactivă în postul 1.
Cunoscând pierderile de putere și puterile cerute de consumator se vor afla în continuare puterile pe barele de medie tensiune ale posturilor de transformare:
1.2 Dimensionarea tronsoanelor de medie tensiune.
În cadrul acestui capitol se urmărește stabilirea numărului de circuite în paralel și a secțiunii nominale a conductorului utilizat la construcția fiecărui circuit.
Determinarea secțiunii conductorului utilizat se poate face pe baza unor criterii economice sau pe baza unor criterii tehnice; în urma acestor criterii determinându-se două secțiuni ale conductorului, în final alegându-se secțiunea standardizată imediat superioară celei mai mari dintre secțiunea economică și cea tehnică.
De asemenea pentru determinarea secțiunii conductoarelor trebuie făcute următoarele ipoteze de calcul:
1. Se consideră aceeași secțiune pentru toate tronsoanele rețelei de distribuție.
2. Se consideră că tensiunea de funcționare a tuturor posturilor de transformare este egală cu tensiunea nominală a rețelei de distribuție.
3. Se neglijează pierderile de putere pe tronsoanele rețelei de distribuție.
Schema rețelei de distribuție este următoarea:
Pentru a calcula secțiunea economică, se vor calcula mai întâi curenții absorbiți de fiecare consumator cu relația:
Folosindu-ne de relațiile din figura de mai sus și de curenții calculați anterior rezultă următorul tabel în care sunt date valorile curenților pe fiecare tronson:
Se vor calcula în continuare curenții echivalenți pe cele două ramuri ale rețelei:
Știind că relația dintre secțiunea economică de calcul și densitatea de curent este următoarea:
și știind că densitatea economică de curent se poate determina prin interpolare din următorul tabel [7], în funcție de durata utilizării puterii maxime:
rezultă următoarele valori pentru secțiunile economice de calcul:
Numărul optim de circuite în paralel se determină cu următoarea relație:
în care: kjNC=1,57 reprezintă coeficientul de creștere a densității economice de curent pentru determinarea numărului de conductoare al liniei [7];
smax=150 mm2 reprezintă secțiunea maximă a conductoarelor limitată din motive de stabilitate termică.
În continuare se va determina secțiunea standardizată a conductoarelor:
Alegem secțiunea cablurilor s=120 mm2,
Secțiunea tehnică a conductoarelor cu criteriul curentului maxim admisibil
Din punct de vedere tehnic vom dimensiona rețeaua considerând indisponibilitatea unor transoane; cazurile cele mai defavorabile din acest punct de vedere fiind cazurile în care în care fie tronsonul 1 fie tronsonul 4 sunt indisponibile, aceste cazuri ducând la apariția unui curent maxim :
Conform criteriului curentului maxim admisibil:
în care este un coeficient de corecție care ține seama de condițiile reale de pozare a cablurilor care pot fi diferite de condițiile pentru care constructorul a specificat curentul maxim admisibil.
k1 – coeficient care ține seama de rezistivitatea solului;
k2 – coeficient care ține seama de modul de pozare al cablului;
k3 – coeficient care ține seama de temperatura solului.
Se vor considera cablurile pozate la o adâncime de 70cm, într-un sol cu rezistivitatea ρ=100ºCcm/W.
Criteriul tehnic fiind îndeplinit rezultă că din punct de vedere tehnic conductoarele sunt dimensionate corect, astfel tronsoanele de medie tensiune vor fi construite cu câte un circuit format din cablu trifazat, cu secțiunea conductoarelor active s=120mm2: 1x3x120mm2
Pentru cablul utilizat parametrii specifici sunt:
1.3 Calculul circulației de puteri și a tensiunilor la noduri prin
metoda "ascendent-descendent"
Calculele se vor face pentru cazul funcționării normale a rețelei, anume cu tronsonul 6 deschis.
Fiind cunoscută tensiunea în punctul A, UA=20,5 kV și puterile pe barele de medie tensiune ale posturilor de transformare se pune problema determinării tensiunii pe barele de medie tensiune ale fiecărui post de transformare, a puterii injectate de sursă în fiecare distribuitor și pierderile de putere din rețea.
Acesta reprezintă de fapt calculul regimului permanent al rețelei și se rezolvă folosind metoda iterativă "ascendent-descendent", specifică rețelelor radiale.
Metoda cuprinde două etape în cadrul fiecărei iterații:
În prima etapă numită ascendent se presupun cunoscute tensiunile în nodurile rețelei de distribuție (barele de medie tensiune ale posturilor de transformare) și se estimează pierderile de putere în rețea și pierderile de putere pe fiecare tronson, până la sursă.
În cea de-a doua etapă denumită descendent pornind de la sursă, a cărei tensiune UA este cunoscută se estimează căderile de tensiune U pe fiecare tronson, respectiv tensiunile în nodurile rețelei.
Procesul va continua până la un test de convergență:
Mai întâi cu ajutorul relațiilor de mai jos și al parametrilor specifici ai cablului se vor calcula parametrii tronsoanelor:
În continuare se vor calcula pierderile de putere și căderile de tensiune.
a) Tronsonul 1:
la iterația 0 tensiunile în nodurile tronsonului sunt:
etapa ascendent:
etapa descendent:
ε=10-4
În final avem:
b) tronsonul 2:
urmând același algoritm, în final se obtin:
1.4 Compensarea puterii reactive la factorul de putere neutral:
În scopul utilizării cât mai eficiente a energiei electrice se iau o serie de măsuri cu caracter tehnic dintre care la rețelele de distribuție se poate enumera și compensarea puterii reactive.
Factorul de putere este definit, general, de relația următoare:
Funcționarea cu un factor de putere scăzut poate avea următoarele consecințe:
creșterea pierderilor de putere activă si energie activă;
creșterea pierderilor de tensiune;
creșterea curenților de scurtcircuit;
scăderea capacității de încărcare cu putere activă a instalațiilor.
Îmbunătățirea factorului de putere se face până la o valoare a factorului de putere numită factor de putere neutral. Acesta reprezintă acea valoare a factorului de putere pentru care consumatorul funcționând la această valoare nu mai plătește consum de energie reactivă. Această valoare este stabilită la nivel național, pe considerente tehnice. Pentru cazul în care un consumator funcționează la o valoare a factorului de putere mai mică decât cea recomandată, acesta va plăti pe lângă energia activă consumată și diferența de energie reactivă până la factorul de putere neutral.
Factorul de putere neutral se poate îmbunătăți fie prin mijloace naturale, fie prin amplasarea de surse noi de energie reactivă în rețea.
Valoarea factorului de putere neutral la noi în țară este:
cosφn=0,92
În cazul amplasării de noi surse se parcurg următoarele etape:
1. Stabilirea puterii reactive ce trebuie compensată Qc.
Din triunghiul puterilor rezultă imediat:
(1.4.1)
în care P,Q – puterile activă și reactivă consumată;
tgφ – tangenta care corespunde funcționării cu factor de putere natural ;
tgφn – tangenta care corespunde funcționării cu factor de putere neutral.
2. Alegerea tipului sursei de compensare.
Sursele de putere reactivă pot fi:
baterii de condensatoare;
compensatoare sincrone (motoare) utilizate pentru puteri de compensat peste 50MVAr;
compensatoare statice SVC.
În cadrul acestui proiect se vor utiliza bateriile de condensatoare acestea având următoarele caracteristici:
au pierderi de putere mici;
nu contribuie la creșterea curenților de scurtcircuit;
pot funcționa în trepte;
sunt instalații relativ simple care nu necesită echipamente speciale pentru funcționare.
Bateriile de condensatoare sunt instalații trifazate conectate în stea sau triunghi:
Între puterile bateriilor în cele două conexiuni și tensiunea pe condensatoarele bateriilor există relațiile:
În general, în cazul compensării puterii reactive pe barele de joasă tensiune ale postului de transformare, se preferă utilizarea bateriilor conectate în stea.
Puterile minime ale treptelor bateriilor sunt:
medie tensiune:
joasă tensiune:
Folosindu-ne de aceste valori putem afla numărul de trepte pe care va trebui să le aibă bateria cu relația:
(1.4.2)
3. Stabilirea locului de amplasare a surselor.
În funcție de locul de amplasare a surselor putem avea:
compensare individuală – la bornele consumatorului;
compensare de grup – pe barele de joasă tensiune sau de medie tensiune pentru un grup consumator;
compensare centralizată – pe barele de joasă tensiune ale posturilor de transformare sau ale tablourilor generale sau pe barele de medie tensiune ale posturilor sau stațiilor de transformare;
compensare mixtă.
În cadrul acestui proiect se vor elabora două variante de compensare care ulterior vor fi comparate, atât între ele cât și cu varianta de funcționare necompensată, urmând a alege varianta cea mai potrivită din punct de vedere economic.
În continuare se vor evalua cele două tipuri de compensări, realizându-se și un calcul al tensiunilor la noduri pe baza modelului de la punctul 1.3, prin metoda "ascendent-descendent".
Compensarea pe barele de joasă tensiune ale postului de transformare
Se vor stabili mai întâi, cu ajutorul relațiilor 1.4.1 și 1.4.2 puterile reactive care trebuie compensate în fiecare post și numărul de trepte al fiecărei baterii de condensatoare.
Fiind calculate puterile active consumate de cătrea consumatorii din posturile de transformare și cunoscând factorul de putere la care acești consumatori funcționează, putem scrie relațiile:
Cu relațiile de mai sus se alcătuiește următorul tabel cu puterile care trebuiesc compensate și cu numărul de trepte al bateriilor:
Cunoscând puterile injectate de baterie în rețea trebuie văzut în continuare efectul bateriei din postul de transformare asupra rețelei. Pentru aceasta considerăm schema unui post de transformare în care s-a realizat o compensare a puterii reactive pe barele de joasă tensiune ale postului.
După cum se observă, se modifică circulația de puteri prin postul de transformare.
Se vor scrie relațiile:
Cu relațiile de mai sus se alcătuiește următorul tabel:
Aplicând din nou metoda ascendent-descendent, pentru aflarea tensiunilor la noduri, cu noile puteri s' se obțin în final, după trei iterații următoarele rezultate:
a) pentru tronsonul 1:
b) pentru tronsonul 2:
Compensarea pe barele de medie tensiune ale postului de transformare
În cazul compensării pe barele de medie tensiune se vor folosi baterii conectate în dublă stea.
Schema unui post transformare în care s-a făcut compensare pe barele de medie tensiune este următoarea:
Cu mărimile reprezentate în figură se pot scrie următoarele relații:
Qbmin = 480 kVAr
Puterile reactive care trebuie compensate și numărul treptelor unei baterii, pentru fiecare post de transformare sunt date in tabelul următor:
În tabelul de mai jos, pe baza relațiilor de calcul de mai sus sunt date valorile puterilor pe barele de medie tensiune ale posturilor de transformare:
Aplicând din nou metoda ascendent-descendent, pentru aflarea tensiunilor la noduri, cu noile puteri s'' se obțin in final, după trei iterații următoarele rezultate:
a) pentru tronsonul 1:
b) pentru tronsonul 2:
În continuare, s-au sintetizat rezultatele obținute până acum într-un tabel în care s-au făcut următoarele notații:
p – puterea activă consumată de consumatorul din postul de transformare;
q – puterea reactivă consumată de consumatorul din postul de transformare;
ΔPPT – pierderile de putere activă în postul de transformare;
ΔQPT – pierderile de putere reactivă în postul de transformare;
p' – puterea activă pe barele de medie tensiune ale postului de transformare;
q' – puterea reactivă pe barele de medie tensiune ale postului de transformare;
ΔP – pierderile de putere activă pe tronson;
ΔQ – pierderile de putere reactivă pe tronson;
Qcap – aport capacitiv al liniei;
P – puterea activă în nodul rețelei de medie tensiune;
Q – puterea reactivă în nodul rețelei de medie tensiune;
Qb – puterea reactivă produsă în baterii;
ΔU – căderea de tensiune pe tronson;
U – tensiunea în nodul rețelei.
Eficiența economică a compensării puterii reactive
Pentru a aprecia care din variantele de funcționare a rețelei este mai avantajoasă se folosește un criteriu economic numit criteriul de "timp de recuperare a investiției". Se va alcătui mai întâi tabelul următor:
unde τ – durata pierderii de energie
Pentru calculul lui τ determinăm:
unde : aI reprezintă costurile fixe(întreruptoare ,echipamente de protecție,etc.)
bI reprezintă costul unui kW/baterie de condensatoare
unde
Pentru a calcula costul energiei reactive suplimentare se va calcula în prealabil energia reactivă suplimentară cu relația:
Astfel pentru cele trei variante vom avea:
Costul energiei reactive suplimentare se va calcula cu relația:
Astfel, pentru cele trei variante costurile energiei reactive suplimentare vor fi:
Cheltuielile de întreținere sunt date de relația:
unde I reprezintă investiția
Astfel, pentru cele trei variante cheltuielile de întreținere vor fi:
Cheltuielile totale sunt date de suma cheltuielilor cu energia activă, cheltuielilor cu energia reactivă suplimentară și cheltuielile de întreținere:
astfel, pentru cele trei variante cheltuielile totale vor fi:
Pentru a vedea ce variantă se va adopta vom apela la un principiu economic, anume timpul de recuperare a investiției:
astfel, vom avea:
În energetică, se consideră că o investiție este rentabilă dacă timpul de recuperare a investiției nu depășește 8 ani.
Conform celor de mai sus varianta care se va adopta în continuare va fi varianta compensării puterii reactive pe barele de joasă tensiune ale posturilor de transformare, puterile posturilor de transformare, tensiunile la noduri și restul mărimilor fiind calculate mai departe în funcție de valorile specifice determinate mai sus pentru această variantă.
1.5 Stabilirea schemei optime de funcționare folosind
metode euristice de configurare.
Deși rețelele de medie tensiune au structură simplu buclată, ele se exploatează în configurație radială, acest tip de configurație oferind o mai bună siguranță în funcționare și oferă de asemenea posibilitatea alimentării unor consumatori în cazul apariței vreunui defect pe unul din tronsoanele liniei.
Se pune problema determinării configurației optime de funcționare.
Pentru rețeaua dată se pot concepe șase posibilități de configurare a rețelei putându-ne referi la diferite aspecte de ordin tehnic: pierderi de putere, căderi de tensiune, încărcări ale laturilor.
Mai întâi se va determina un model matematic al rețelei, pe baza unui procedeu de reconfigurare, apoi se va alege soluția optimă în urma confruntării soluției matematice cu criteriile următoare de optimizare:
reducerea pierderilor de putere
reducerea căderilor de tensiune
creșterea siguranței în funcționare
costul manevrelor
În cadrul proiectului de față se va utiliza șablonul optimal al curenților, pentru aceasta parcurgându-se urmatoarele etape:
1. se transformă puterile în curenți cu relația:
Este vorba de puterile calculate pentru varianta compensării pe barele de joasă tensiune ale posturilor.
Pentru cele cinci puncte ale rețelei, cu ajutorul relației de mai sus s-au determinat următoarele valori pentru curenți:
2. se determină șablonul optimal al circulației de curenți.
Acesta corespunde circulației de curenți în rețeaua buclată considerând numai rezistența laturilor rețelei.
Cunoscând lungimea fiecărui tronson și rezistența lineică a cablului se pot determina rezistențele
Rk și pentru fiecare punct rezultând următorul tabel:
R – reprezintă rezistența totală fiind:
În continuare se vor determina curenții și cu ajutorul teoremei momentelor electrice, apoi curenții prin laturi; astfel vom avea:
3. schema optimă
Prin deschiderea tronsonului de linie pe care modulul curentului este minim se obține configurația arborescentă cu pierderi minime de putere activă.
Se observă că prin deschiderea tronsonului dintre punctele 3 și 5 ale schemei se obține configurația cu pierderi minime de putere activă pentru cazul tratat în cadrul acestui proiect.
2. Calculul electric al rețelei electrice de transport
Schema rețelei electrice de transport:
În cadrul acestui proiect se va trata porțiunea inconjurată cu linie punctată din schema de mai sus, anume linia L3 și stația de transformare de la capătul liniei L3.
2.1. Alegerea și justificarea tensiunii nominale a liniei de transport.
Alegerea tensiunii nominale a rețelei de transport se face funcție de mai mulți factori dintre care cei mai importanți sunt:
puterea transmisă;
lungimea liniei.
Tensiunea este o funcție de forma:
U=f(P,L) unde: P-reprezintă puterea tranzitată pe linie;
L-reprezintă lungimea liniei.
În literatura de specialitate se găsesc mai multe relații mai mult sau mai puțin empirice pentru justificarea alegerii tensiunii liniei:
a) Alfred-Still
b) Zaleski
c)
d)
e)
În relațiile de mai sus vom avea:
PN=70 MW=70000 kW
Zc=400 Ω
L=L3=49,5 km, cu aceste date obținându-se:
a)
b)
c)
d)
e)
Observând valorile obținute cu ajutorul formulelor de mai sus, deși valorile tensiunii rezultate din calcul nu sunt exact 110kV, nu se pot adopta alte valori pentru tensiunea nominală a rețelei de transport, 220kV ar fi o tensiune mult prea mare și ar fi neconomic alegerea unei astfel de tensiuni iar 20kV este o tensiune prea mică.
2.2 Alegerea coronamentului stâlpului și a conductoarelor active și de protecție.
Calculul parametrilor electrici ai liniei de transport.
Linia electrică de transport este de tip linie electrică aeriană construită cu stâlpi metalici. Din motive de siguranță în alimentarea consumatorului linia va avea două circuite.
Stâlpii liniei se vor alege cu coronament hexagonal fiind stâlpi de susținere normali de tipul SSN 110 252.
alegerea conductorului de protectie
Se va alege conductorul de protecție de tip OLAl cu construcție întărită având secțiunea 95/55 mm2.[2]
alegerea conductoarelor active
Alegerea conductoarelor active se va face pe criterii economice (jec) și verificarea acestora se va face prin criteriul tehnic al încălzirii în regim de permanent de lungă durată.
Densitatea economică de curent jec se determină în funcție de durata utilizării puterii maxime TSM, cu ajutorul următorului tabel, prin interpolare:
Curentul maxim prin linie, I3max, se va determina în urma unui calcul de contingență, anume vom presupune situații nefavorabile în funcționarea rețelei de transport, putând rezulta astfel două cazuri:
a) linia L1 indisponibilă
Pentru calculul lui se presupune că L2 și L3 au aceeași parametri specifici.
b) linia L2 indisponibilă
Curentul maxim se determină cu relația:
linia este formată din două circuite, astfel secțiunea conductorului va fi:
Alegem din STAS conductorul cu secțiunea standardizată imediat superioară celei calculate, anume se va alege conductorul OLAl cu caracteristicile:
Astfel LEA va avea două circuite cu câte trei conductoare de tipul 300/50.
Verificarea la încălzire în regim permanent de lungă durată
Considerând o funcționare de lungă durată și admițând o încălzire a conductorului până la o temperatură maximă Θmax, temperatura mediului ambiant fiind Θa, se pune problema determinării curentului maxim admisibil prin conductor. Curentul maxim admisibil se poate determina cu relația:
în care: Imax este valoarea maximă admisibilă a curentului prin conductor, în A;
Θmax – temperatura maxim admisibilă a conductorului, în ºC;
ΔΘmax – diferența de temperatură, în ºC, ΔΘmax= Θmax-Θa;
αcv – coeficientul de transmitere a căldurii prin convecție, în W/grad cm2;
αr – coeficientul de transmitere a căldurii prin radiație, în W/grad cm2;
q – coeficient de corecție a secțiunii;
α20 – coeficientul de variație la 20ºC a rezistivității electrice în funcție de temperatură, în 1/grad;
ρ20 – rezistivitatea materialului la temperatura de 20ºC, în Ω mm2/m.
Valorile coeficienților de mai sus sunt:
α20=0,00403 ºC-1
Θmax=70 ºC
ΔΘmax= Θmax-Θa=70-15=55 ºC
unde v=0,6 m/s reprezintă viteza vântului;
dc=24,2 mm reprezintă diametrul conductorului.
Cu acestea curentul maxim admisibil va fi:
Pentru a nu se depăși temperatura maximă admisibilă a conductorului trebuie să se îndeplinească următoarea condiție:
.
Observând relația de mai sus se constată faptul că nu este depășit curentul maxim admisibil, deci criteriul de verificare este îndeplinit.
Calculul parametrilor electrici ai liniei de transport
Pentru analiza regimurilor de funcționare ale instalațiilor de transport și distribuție, precum și pentru ameliorarea lor pe cale constructivă, trebuie să se cunoască în primul rând parametri elementelor instalațiilor. În cele ce urmează se analizează parametri liniilor electrice.
Parametrii electrici ai liniei sunt:
RL – rezistența liniei;
XL – reactanța inductivă a liniei;
BL – susceptanța capacitivă a liniei;
GL – conductanța liniei.
1) Rezistența liniei RL
Este dată de următoarea relație:
în care r0=0,1 Ω/km reprezintă rezistența lineică;
L=49,5 km reprezintă lungimea liniei.
Pentru a calcula reactanța și susceptanța liniei trebuiesc făcute în prealabil calcule asupra elementelor geometrice necesare în calculul acestora. Pentru aceasta se va considera schema stâlpului ca în figura de mai jos iar conductoarele se vor considera situate în vârful consolelor:
Lungimile consolelor sunt:
În continuare se calculează următoarele distanțe dintre conductoare:
În continuare se definesc următoarele distanțe geometrice:
Cu ajutorul distanțelor geometrice calculate mai sus se vor afla:
2) Reactanța inductivă a liniei XL
Este dată de următoarea relație:
în care: x0 reprezintă reactanța lineică, în Ω/km;
L reprezintă lungimea liniei, în km.
unde: ω reprezintă pulsația;
l0 reprezintă inductanța lineică.
unde: re reprezintă raza echivalentă a conductorului.
3) Susceptanța capacitivă a liniei BL
Este dată de relația:
în care: b0 reprezintă susceptanța lineică, în μS/km;
L reprezină lungimea liniei, în km.
unde c0 reprezintă capacitatea lineică, în nF/km.
4) Conductanța liniei GL
La liniile electrice aeriene, conductanța GL este condiționată pe de o parte de gradul de imperfecțiunea izolației, iar pe de altă parte de apariția fenomenului corona.
Considerând că izolația este de bună calitate (fără pierderi), pentru determinarea conductanței liniei trebuie făcută verificarea la descărcare corona.
Această verificare a existenței descărcării corona se face prin compararea tensiunii critice de apariție a descărcării corona Ucr cu tensiunea maximă de serviciu a liniei Ums.
Dacă: atunci nu apare fenomenul de descărcare corona și GL=0;
atunci apare fenomenul de descărcare corona și GL0.
Valoarea tensiunii maxime de serviciu a liniei este: Ums=121 kV.
Pentru determinarea lui Ucr se va folosi relația lui Peek [2]:
în care: Ecr reprezintă valoarea critică a câmpului electric în aerul din jurul conductorului;
rc reprezintă raza conductorului;
m1 reprezintă un coeficient care depinde de suprafața conductorului ;
m2 reprezintă un coeficient ce ține seama de gradul de umiditate al atmosferei
;
δ reprezintă densitatea relativă a aerului.
Verificarea se va face atât pentru timp ploios cât și pentru timp uscat considerând condiții normale de presiune și temperatură (76 cmHg, 20 ºC).
alegem m1=0,72
a) timp ploios (m2=0,8)
b) timp uscat (m2=1)
nu apar descărcări corona GL=0
Conform rezultatelor de mai sus parametrii liniei sunt:
2.3 Alegera transformatoarelor din stația coborâtoare
În stația coborâtoare se vor folosi transformatoare trifazate cu două înfășurări cu tensiuni nominale 110/22 kV prevăzute cu posibilitatea reglajului sub sarcină de ±9×1,78 % între două ploturi consecutive.
Alegerea numărului de transformatoare și a puterii nominale a unui transformator se face ținând cont de următoarele cerințe:
1. din motive de siguranță în alimentarea consumatorului se folosesc cel puțin două transformatoare care în regim nominal, încărcate la un raport de încărcare corespunzător unui randament optim să asigure întreaga putere cerută de consumator;
2. în regim de avarie, în care se consideră scoaterea unui transformator din funcțiune fie din motive de reparații, fie din pricina unei defecțiuni, cele n-1 transformatoare rămase în funcțiune supraîncărcate cu 30% timp de două ore trebuie să asigure întreaga putere cerută de consumator.
Aceste două condiții se traduc în următoarele relații:
în care SnT reprezintă puterea nominală a unui transformator;
Smax reprezintă puterea maximă cerută de consumator;
αopt reprezintă raportul de încărcare optim.
αopt=0,750,85
alegem αopt=0,85.
Observând rezultatele de mai sus alegem pentru stația de transformare trei transformatoare cu puterea nominală SnT=25 MVA.
Parametrii unui transformator din stația coborâtoare sunt dați în următorul tabel:
Calculul parametrilor unui transformator
Pentru a calcula parametri unui transformator considerăm schema echivalentă în Γ a unui transformator:
Relațiile de calcul pentru parametrii transformatorului sunt următoarele:
2.4 Întocmirea schemei electrice echivalente a rețelei de transport în
regimurile de funcționare la sarcină maximă, respectiv la sarcină minimă.
Regimul de sarcină minimă, respectiv regimul de sarcină maximă corespund respectiv cererii de putere minimă sau maximă din partea consumatorului.
Astfel pentru cele două regimuri vom avea:
Trebuie determinat numărul de transformatoare necesar funcționării în cele două regimuri. Pentru aceasta se vor determina încărcările în cele două regimuri, din condiția ca pierderile nominale de putere să fie egale pentru cele două regimuri; se va determina astfel un coeficient de încărcare "între" cele două regimuri.
Pierderile nominale de putere sunt date de relația:
Reprezentând grafic pierderile de putere funcție de facorul de încărcare se obține graficul de mai jos, grafic în care se observă existența unui "α de trecere" de la regimul de funcționare cu n transformatoare la regimul de funcționare cu (n+1) trasformatoare.
Egalând pierderile de putere pentru funcționarea cu n și cu (n+1) transformatoare obținem:
pentru n=2
pentru cele două regimuri de funcționare factorul de încărcare va fi:
α max>α 2,3 la sarcină maximă vor funcționa toate cele trei transformatoare din stație.
α min<α 2,3 la sarcină minimă vor funcționa numai două transformatoare.
Schema electrică echivalentă a retelei de transport este
În schema de mai sus n reprezintă numărul de transformatoare care în funcțiune din stație și poate fi: – pentru regimul de funcționare în sarcină maximă n=3;
– pentru regimul de funcționare în sarcină minimă n=2.
2.5 Calculul tensiunilor la noduri și a circulației de puteri pentru regimurile de funcționare.
Matricea admitanțelor nodale pentru schema electrică echivalentă de mai sus este:
elementele matricii fiind date de relațiile de mai jos:
Datorită faptului că în cele două regimuri de funcționare numărul de transformatoare în funcțiune din stația coborâtoare diferă se va defini câte o matrice admitanțelor nodale pentru fiecare regim. Totuși există și elemente comune între cele două matrici, anume elementele ce depind numai de parametrii liniei de transport; aceste elemente comune vor fi determinate în continuare:
Restul elementelor se vor determina în funcție de regimul de funcționare, astfel:
1. pentru regimul de funcționare în sarcină maximă
n=3 transformatoare
Cu acestea matricea admitanțelor nodale pentru regimul de funcționare în sarcină maximă devine:
2. pentru regimul de funcționare în sarcină minimă
n=2 transformatoare
Cu acestea matricea admitanțelor nodale pentru regimul de funcționare în sarcină minimă devine:
2.5.2 Utilizarea metodei Seidel-Gauss și verificarea cu ajutorul programului REPER.
Este o metodă de calcul indirectă a rețelelor electrice, iterativă, ce oferă soluția după un număr nedeterminat de operații algebrice prin pași succesivi care apropie rezultatul de soluția finală.
Avantajul acestei metode este că permite utilizarea mijloacelor de calcul automat, având însă și dezavantaje legate de problema convergenței soluției și a numărului de pași pentru obținerea convergenței.
Se va utiliza această metodă de calcul pentru determinarea regimurilor permanenate de bază ale rețelei, în funcționarea la sarcină minimă sau maximă.
Trebuie mai întâi stabilit tipurile de noduri care apar în componența rețelei și a datelor caracteristice fiecărui tip de nod, astfel avem:
nodul 1: nod de echilibru
pentru acest nod tensiunea tensiunea se alege de argument 0 și modul impus: , urmând a se calcula puterile generate;
nodul 2: nod de trecere
în acest nod nu există consumuri de energie, cunoscându-se tensiunea acesui nod ;
nodul 3: nod consumator
în acest nod se cunosc puterile consumate și tensiunea cerută; acestea se vor stabili în funcție de regimul de funcționare.
În cadrul algoritmului de calcul prin metoda Seidel-Gauss se parcurg etapele:
1. Se stabilesc datele cunoscute;
2. Se satbilesc necunoscutele;
3. Se trece la efectuarea calculelor.
Funcționarea la sarcină minimă.
Pentru funcționarea la sarcină minimă, matricea admitanțelor nodale este cea determinată la punctul anterior, anume:
1. Stabilirea datelor cunoscute:
2. Stabilirea datelor necunoscute:
Nu se cunosc
3. Efectuarea calculelor:
Iterația 0:
Se inițializează tensiunile necunoscute și se calculează putera aparentă în punctul 1 cu relațiile:
Iterația 1:
Se calculează tensiunile în nodurile 2 și 3 și noua putere din nodul 1:
Se continuă calculele în același mod până când
unde ε este abaterea admisibilă.
Astfel, în final se obțin tensiunile în noduri și circulația de puteri în rețea.
Circulația de puteri prin laturi:
unde: Pij, Qij reprezintă circulația de puteri de la nodul i către nodul j și invers;
ΔPij reprezintă pierderile de putere activă în laturile rețelei;
ΔQij reprezintă pierderile de putere reactivă în laturile rețelei;
Qcap reprezintă aportul capacitiv al liniei.
Tensiunile și puterile la noduri:
unde: Pg, Qg sunt puterile generate;
Pc, Qc sunt puterile consumate;
U este tensiunea în nodul rețelei;
θ este argumentul tensiunii;
Ua este componenta acivă a tensiunii;
Ur este componenta reactivă a tensiunii.
2. Funcționarea la sarcină maximă
Pentru funcționarea la sarcină maximă, matricea admitanțelor nodale este cea determinată la punctul anterior, anume:
1. Stabilirea datelor cunoscute:
2. Stabilirea datelor necunoscute:
Nu se cunosc
3. Efectuarea calculelor:
Iterația 0:
Se inițializează tensiunile necunoscute și se calculează putera aparentă în punctul 1 cu relațiile:
Iterația 1:
Se calculează tensiunile în nodurile 2 și 3 și noua putere din nodul 1:
Se continuă calculele în același mod până când
unde ε este abaterea admisibilă.
Astfel, în final se obțin tensiunile în noduri și circulația de puteri în rețea.
Circulația de puteri prin laturi:
unde: Pij, Qij reprezintă circulația de puteri de la nodul i către nodul j și invers;
ΔPij reprezintă pierderile de putere activă în laturile rețelei;
ΔQij reprezintă pierderile de putere reactivă în laturile rețelei;
Qcap reprezintă aportul capacitiv al liniei.
Tensiunile și puterile la noduri:
unde: Pg, Qg sunt puterile generate;
Pc, Qc sunt puterile consumate;
U este tensiunea în nodul rețelei;
θ este argumentul tensiunii;
Ua este componenta acivă a tensiunii;
Ur este componenta reactivă a tensiunii.
2.6. Reglajul tensiunii în rețeaua electrică de transport.
Acțiunea de reglare a tensiunii în rețelele electrice are rolul de a compensa căderile de tensiune care au loc ca urmare a trecerii curenților de sarcină prin rețea în vederea asigurării unui nivel de tensiune cât mai constant și apropiat de nivelul nominal la bornele receptoarelor. Nivelul de tensiune în rețeaua electrică este dependent de circulația de putere activă prin elementele rețelei dar în mod special nivelul de tensiune în rețea depinde de circulația de putere reactivă prin elementele rețelei.
Puterea maximă cerută de consumatorul nostru este:
Pmax=54,5 MW la un cosφ=0,82
Putera reactivă maximă care ar trebui compensată în cazul utilizării unui compensator este:
unde:
2.6.1 Folosirea prizelor transformatorului.
Valoarea complexă a tensiunii în diferite puncte caracteristice ale rețelei reprezintă unul din parametrii principali ai regimurilor de funcționare ale sistemelor electrice.
În actualele instalații de transport a energiei electrice, nivelul tensiunii în diferite puncte ale rețelei poate varia între limite foarte mari, în funcție de regimul sarcinii (în special al celei reactive), dacă nu se iau măsuri speciale pentru reducerea acestor limite.
Calitatea tensiunii la consumatori este cu atât mai bună cu cât limitele de variație ale tensiunii față de tensiunea nominală sunt mai mici. Această condiție poate fi realizată, în primul rând, printr-o corectă alegere a ploturilor la transformatoare.
Transformatoarele și autotransformatoarele cu reglaj sub sarcină au, în general, un număr mai mare de ploturi decât cele cu reglaj cu scoatere de sub tensiune, iar trecerea de pe un plot pe altul se realizează sub sarcină, cu ajutorul dispozitivelor de comutare. Ploturile pentru reglarea tensiunii se dispun de obicei pe partea de înaltă tensiune, din următoarele motive:
– în construcțiile obișnuite de transformatoare, înfășurarea de înaltă tensiune este în exterior și deci accesul la dispozitivul de comutare este mai simplu;
– curenții de pe partea de înaltă tensiune fiind mai mici, se simplifică funcționarea contactoarelor;
– de regulă, tensiunea se modifică în limite mari pe partea de înaltă tensiune a transformatorului. Prin modificarea numărului de spire se menține constantă tensiunea pe spiră, deci și inducția magnetică în transformator rămâne constantă, indiferent de tensiunea aplicată.[1]
Introducerea tensiunilor suplimentare se face în sensul scăderii sau creșterii tensiunii rețelei, mărind sau scăzând raportul de transformare al transformatoarelor, modificând de fapt numărul de spire din înfășurarea primară sau secundară.
Numărul de spire se modifică cu ajutorul unor prize sau ploturi scoase de pe înfășurarea reglată și a unui comutator de prize.
Prizele transformatoarelor sunt dispuse în general simetric față de o priză mediană care corespunde tensiunii nominale a înfăsurării reglate. În cazul nostru priza mediană se află la 110kV.
Considerând raportul de transformare la mersul în gol de finit ca:
Conform relației de mai sus orice modificare a numărului de spire al înfășurării de înaltă tensiune ar duce la modificare tensiunii medii, astfel o creștere a numărului de spire ar duce la scăderea tensiunii iar o scădere a numărului de spire ar duce la creșterea tensiunii ceea ce este echivalent cu a spune că o creștere a raportului de transformare ar duce la scăderea mediei tensiuni iar o scădere a raportului de transformare ar duce la o creștere a tensiunii medii.
Dacă treapta de reglare reprezintă tensiunea suplimentară introdusă în gol în sens pozitiv sau negativ, la modificarea cu o unitate a numărului de prize se modifică și tensiunea pe medie tensiune. Tensiunea unei trepte de reglare se exprimă în procente din tensiunea nominală a înfășurării reglate (în cazul nostru înfășurarea de înaltă tensiune) astfel:
Tensiunea unei prize se poate exprima funcție de tensiunea trptei de reglaj astfel:
unde: np reprezintă numărul prizei.
Înlocuind în expresia de mai sus definiția treptei de tensiune rezultă:
Raportul de transformare devine astfel:
(1)
Cunoscând tensiunea de pe partea de înaltă tensiune, reglată din prizele trasformatorului, se poate afla raportul nominal de transformare. Se realizează următorul tabel:
unde: np reprezintă numărul plotului;
Nij reprezintă raportul de transformare nominal calculat cu relația (1).
Tensiunile maximă și minimă reglate cu ajutorul prizelor transformatorului sunt:
În continuare se va determina plotul de funcționare al transformatoarelor din stația coborâtoare, în funcție de datele calculate anterior prin metoda Seidel-Gauss. Astfel vom avea:
funcționarea în sarcină minimă
tensiunea pe partea de înaltă:
tensiunea pe partea de medie:
Raportul de transformare este:
Conform tabelului în care sunt date raporturile de transformare nominale, raportul de transformare N se situează între 5,08 și 5,17 adică între ploturile +1 și +2.
Trebuie determinat plotul pe care va funcționa transformatorul. Acesta se va alege astfel încât tensiunea din secundarul transformatorului să fie cât mai apropiată de cea calculată. Pentru aceasta se va calcula tensiunea din secundarul transformatorului pentru ploturile +1 și +2 când tensiunea pe partea de înaltă este UIT = 118,126kV.
Cum ε+1>ε+2 rezultă că transformatorul va funcționa pe plotul 2.
funcționarea în sarcină maximă
tensiunea pe partea de înaltă:
tensiunea pe partea de medie:
Raportul de transformare este:
Conform tabelului în care sunt date raporturile de transformare nominale, raportul de transformare N se situează între 5,26 și 5,35 adică între ploturile +3 și +4.
Trebuie determinat plotul pe care va funcționa transformatorul. Acesta se va alege astfel încât tensiunea din secundarul transformatorului să fie cât mai apropiată de cea calculată. Pentru aceasta se va calcula tensiunea din secundarul transformatorului pentru ploturile +3 și +4 când tensiunea pe partea de înaltă este UIT = 114,454kV.
Cum ε+3>ε+4 rezultă că transformatorul va funcționa pe plotul 4.
2.6.2 Oportunitate utilizării compensatorului static/sincron.
Compensatoarele statice/sincrone sunt compensatoare care reglează tensiunea în rețea prin modificarea circulației de putere reactivă, fie absorbind putere reactivă din rețea, fie injectând putere reactivă în rețea.
1. Compensatorul sincron
Compensatoarele sincrone sunt de fapt motoare sincrone care, în funcție de valoarea curentului de excitație, pot furniza sau absorbi putere reactivă din rețea. Dacă mașina este supraexcitată, ea se comportă ca un condensator, furnizând putere reactivă, iar dacă este subexcitată, se comportă ca o bobină de reactanță, absorbind putere reactivă. Dacă mașina sincronă este construită numai pentru a furniza sau absorbi putere reactivă din rețea, puterea reactivă absorbită fiind necesară numai pentru acoperirea pierderilor, mașina respectivă este un compensator sincron.[1]
Puterea reactivă maximă furnizată de un compensator sincron este limitată de considerente termice, iar cea absorbită, de considerente de stabilitate.[1]
Compensatorul sincron poate fi pornit, fie ca motor asincron, dacă are înfășurare de amortizare, fie prin cuplare cu un motor de pornire asincron sincronizat, cu ajutorul căruia compensatorul este adus până la turația de sincronism.[1]
În caz de scurtcircuit în rețea, compensatorul sincron debitează în primul rând un curent de scurtcircuit, întocmai ca și un alternator. El are însă un rol pozitiv în menținerea stabilității sistemului. Când scade tensiunea în rețea, el poate furniza local putere reactivă mai mare și deci îmbunătățește regimul tensiunii.[1]
Avantaje ale utilizării compensatoarelor sincrone:[1]
Furnizează și absorb energie reactivă din rețea.
Puterea reactivă furnizată în rețea este independentă de tensiune; compensatoarele sincrone prevăzute cu regulatoare de tensiune debitează o putere reactivă mai mare atunci cânt tensiunea rețelei scade între anumite limite, contribuind la menținerea stabilității sistemului.
Pot funcționa în regim de lungă durată la sarcină nominală, pentru tensiuni la borne variind între 95-105%.
Pot fi reglate lent cu ajutorul excitației; ele pot fi utilizate pentru încercarea liniilor și a echipamentului stațiilor prin creșterea progresivă a tensiunii, începând de la zero.
Dezavantaje ale utilizării compensatoarelor sincrone:
Pierderi relativ ridicate, de 1,25-5,5% din puterea nominală. Pierderile cresc cu scăderea sarcinii, fiind de 2,9-8% la 50% din sarcina nominală și de 5-14% la 25% din sarcina nominală. (Valorile mai mici ale pierderilor corespund mașinilor de putere mare și invers).
Costul unității de putere reactivă instalată crește cu scăderea puterii compensatorului.
Utilizarea compensatoarelor sincrone este recomandată pentru valori ale puterii ce trebuie compensată mai mari de 50MVAr.
Cum puterea maximă ce trebuie compensată în cazul nostru este:
rezultă că utilizarea unui compensator sincron ar fi ineficientă, în principal din punct de vedere economic, dat fiind prețul destul de ridicat al unui astfel de compensator; pe de altă parte în rețeaua noastră este realizată deja o compensare a puterii reactive, local, în fiecare post de transformare al rețelei de distribuție.
2. Compensatorul static.
Alături de bateriile de condensatoare, bobine de compensare, reglajul ploturilor transformatoarelor și compensatorul sincron, în ultimele două decenii se folosesc din ce în ce mai mult compensatoarele statice de putere reactivă (SVC). Acestea sunt instalații care pot atât produce cât și absorbi energie reactivă fiind montate în derivație sau direct în nodurile rețelei unde se impune controlul nivelului de tensiune.
În prezent, datorită reducerii costurilor comutatoarelor statice bazate pe electronica de putere (tiristoare sau GTO), asemenea instalații prezintă performanțe care le fac utilizabile pe de o parte în aplicațiile de tip sistem sau rețea (control al nivelului de tensiune, îmbunătățirea stabilității statice, control al amortizării oscilațiilor de putere și tensiune), pe de altă parte în aplicații la receptor având puteri mai mici și fiind folosite pentru îmbunătățirea calității energiei și siguranței în funcționare.
Principial, din punct de vedere constructiv, orice compensator static cuprinde elemente-laturi formate din condensatoare, respectiv bobine comandate cu întreruptoare statice (valvă bidirecțională cuprinzând două tiristoare în antiparalel camandate pe grilă); de asemenea pot exista filtre electrice pentru atenuarea armonicilor. Elementele de bază ale compensatoarelor statice sunt:
CCT (condensatoare comandate cu tiristoare) – permit controlul puterii reactive capacitive, în trepte fără regim tranzitoriu, fără generare de armonici și cu pierderi de putere mici;
LCT (bobine comandate cu tiristoare) – permit controlul în fază, continuu al inductivității, respectiv al puterii absorbite între Lmin și Lmax.
Un compensator static se cuplează la rețea prin intermediul unui transformator de adaptare la un nod al rețelei electrice, pentru a coborâ nivelul de tensiune facilitând și simplificând schema de funcționare a valvei cu tiristoare.
Reglajul SVC-ului se face controlând tensiunea pe bara de înaltă tensiune prin intermediul unui transformator și al unui regulator automat de tensiune (RAT) care comandă tiristoarele.
Rolul Lmin este să limiteze panta de variație a curenților prin tiristoare în procesul de comutație.
Caracteristica tensiune-curent (UI) este compusă prin suprapunerea funcționării celor două elemente CCT și LCT și cuprinde trei domenii de funcționare:
domeniul tensiunilor scăzute, condiționat de introducerea unei baterii de condensatoare când tensiunea capătă valoarea Umin;
domeniul tensiunilor crescute, condiționat de introducerea unei bobine, nivelul de tensiune crescând până la valoarea Umax.
domeniul de control liniar, când SVC-ul dispune de puterea necesară de control continuu a tensiunii între valorile Umin și Umax. Această caracteristică permite funcționarea atât în regim capacitiv cât și în regim inductiv.
În practică SVC-ul este conectat într-o rețea electrică, într-un nod al sistemulul; sistemul prezintă și el o caracteristică UI astfel încât caracteristica reală a SVC-ului va rezulta din suprapunerea caracteristicilor sistemului și SVC-ului.
Comparativ cu compensatorul sincron, cel static are o exploatare mai ușoară, schimbarea pieselor făcându-se mai ușor având în vedere construcția modularizată a cestuia.
Datorită faptului că rețeaua noastră nu este prea extinsă, faptului că este realizată deja o compensare a puterii reactive, la nivelul rețelei de medie tensiune și datorită faptului că puterea reactivă maximă ce ar trebui compensată nu are o valoare prea mare ne duce spre concluzia că nu este oportună utilizarea unui compensator static.
3. Calculul mecanic al liniei electrice de transport.
Pentru calculul mecanic al liniei electrice de transport se vor folosi indicațiile P104/90: "Normativ pentru construcția liniilor aeriene de energie electrică cu tensiuni peste 1000V".
3.1. Calculul mecanic al conductorului activ.
3.1.1. Calculul caracteristicilor conductorului echivalent.
La construcția liniei, pentru conductoarele active se vor folosi conductoare bimetalice OLAl.
În calcule se va echivala conductorul bimetalic cu un conductor monometalic punând următoarele condiții:
1. suprafața conductorului echivalat (în secțiune) să fie egală cu suma secțiunilor de aluminiu și oțel ale conductorului utilizat ;
2. forța care acționează asupra conductorului echivalent să fie agală cu suma forțelor care acționează asupra părții din aluminiu și asupra părții din oțel a conductorului activ utilizat;
3. dilatarea conductorului echivalent să fie egală cu cea a conductorului real; dilatarea părții din oțel și a părții di aluminiu să fie egale.
Parametrii conductorului echivalent depind de parametrii părții din oțel și de parametrii părții din aluminiu a conductorului real, parametrii care sunt dați în tabelul de mai jos:
unde: – σr reprezintă efortul unitar de rupere al materialului;
– E reprezintă modulul de elasticitate longitudinal al materialului;
– α reprezintă coeficientul de dilatare termică liniară al materialului.
Ținând cont de condițiile de mai sus și de parametrii materialelor din care este compus conductorul real, se pot calcula parametrii conductorului echivalent:
efortul unitar de rupere al conductorului echivalent
modulul de elasticitate longitudinal al conductorului echivalent
coeficientul de dilatare termică liniară al conductorului echivalent
3.1.2. Calculul sarcinilor specifice.
Sarcina specifică este forța care acționează pe un milimetru pătrat din secțiunea conductorului echivalent și pe un metru din lungimea acestuia.
Se definesc două tipuri de sarcini specifice:
– sarcini specifice normate;
– sarcini specifice de calcul care rezultă din sarcinile specifice normate cu ajutorul unor coeficienți de corecție.
Există definite șapte sarcini specifice normate:
1. sarcina specifică datorată greutații conductorului
în care gc – reprezintă greutatea lineică a conductorului.
în care a – reprezintă un coeficient care ține seama de săgeata conductorului ți răsucirea firelor;
– reprezintă greutatea specifică a alumuniului;
– reprezintă greutatea specifică a oțelului.
2. sarcina specifică datorată greutății chiciurii
în care b – reprezintă grosimea stratului de chiciură depus pe suprafața conductorului;
– reprezintă greutatea specifică a chiciurii;
dc – reprezintă diametrul conductorului.
b depinde de zona geografică în care va fi amplasată linia; pentru zona I geografică avem
3. sarcina specifică datorată greutății conductorului încărcat cu chiciură
4. sarcina specifică datorată acțiunii vântului pe conductorul fără chiciură
în care α – reprezintă un coeficient de neuniformitate a vitezei vântului în deschidere;
kc – reprezintă un coeficient de rezistență frontală;
kp – reprezintă un coeficient de majorare a presiunii dinamice;
p – reprezintă presiunea dinamică de bază.
pentru LEA de 110kV
α=0,85
kc=1,10
kp depinde de înâlțimea la care se află situat conductorul; considerând o înălțime medie pentru cele trei conductoare vom avea:
5. sarcina specifică datorată acțiunii vântului pe conductorul cu chiciură
6. sarcina specifică datorată greutății conductorului și acțiunii vântului pe conductorul fără chiciură
7. sarcina specifică datorată greutății conductorului și acțiunii vântului pe conductorul cu chiciură
Sarcinile de calcul vor fi:
3.1.3 Determinarea stării de dimensionare
Starea de dimensionare reprezintă o stare etalon și corespunde unei stări limită.
În practica de proiectare a liniilor electrice aeriene se consideră trei stări critice:
I – starea de suprasarcină maximă (mecanică) caracterizată de:
tempetatura asociată cu chiciură și vânt mediu;
efortul unitar la compresiune
unde kI reprezintă un coeficient de siguranță ();
σr reprezintă efortul unitar la rupere al conductorului echivalent.
greutatea specifică
II – starea de temperatură minimă caracterizată de:
temperatura fără chiciură și fără vânt
efortul unitar la compresiune
greutatea specifică
III – starea de vibrații caracterizată de:
temperatura asociată cu vânt maxim
efortul unitar la compresiune
kIII este un coeficient care are valorile:
Considerăm linia dotată cu dispozitive antivibratoare, astfel vom avea:
greutatea specifică
Prin modul de alegere a coeficienților prezentat anterior se constată că apariția stării de dimensionare II este mai puțin probabilă decât a stărilor I și III, de aceea se pune problema determinării stării celei mai defavorabile dintre starea de dimensionare I și starea de dimensionare III.
Pentru aceasta se va scrie ecuația de stare între cele două stări limită determinându-se deschiderea critică dcr dintre stâlpii liniei.
Prin înlocuiririle necesare în ecuația de mai sus se obține
Prin tema de proiect se recomandă deschiderea nominală dintre stâlpi:
Pentru determinarea stării de dimensionare se aplică următorul criteriu dimensional:
dacă
Cum d0<dcr rezultă că starea de dimensionare care se va alege va fi starea de dimensionare III.
3.1.4 Întocmirea tabelului de montaj.
Tabelul de montaj oferă informații necesare pentru montarea corectă a conductorului.
În practică există două modalități de a aprecia montarea corectă a conductorului:
1. măsurarea săgeții conductorului cu ajutorul teodolitului;
2. măsurarea forței de tracțiune cu ajutorul dinamometrului.
3.1.4.1 Rezolvarea ecuației de stare.
Calculul săgeții. Calculul forței de tracțiune
Pentru întocmirea tabelului de montaj se va scrie ecuația de stare între starea de dimensionare determinată anterior (care este o stare critică) și o stare oarecare; ecuație de forma:
în care s-au notat cu m și respectiv n, starea critică de dimensionare și starea oarecare de dimensionare.
În ecuația de mai sus temperatura stării de dimensionare oarecare tn va lua valori între -30ºC și +40ºC, din cinci în cinci grade. De asemenea, se consideră că:
rezultând că în ecuația de stare singura necunoscută este σn.
Rezolvând ecuația în funcție de σn se obține următoarea relație:
(*)
Graficul acestei funcții reprezinta familia de curbe reprezentate mai jos:
Observând graficul de mai sus, remarcăm faptul că în intervalul [0..σr], familia de funcții are o singură soluție reală, soluție ce va fi determinată pe cale numerică, cu ajutorul algoritmului și programului de calcul de la punctul 3.1.4.2.
Pentru a calcula săgeata conductorului respectiv forța de tracțiune din conductor se vor utiliza următoarele relații:
unde d0 – reprezintă deschiderea nominală dintre stâlpi;
σn – reprezintă efortul unitar determinat anterior;
γn – reprezintă greutatea specifică a conductorului.
În ecuația * coeficienții An și Bn vor fi:
Tabelul de montaj va fi:
3.1.4.2 Algoritm pentru rezolvarea numerică a ecuației de stare și calculul săgeții.
Prin tema de proiect se recomandă utilizarea metodei înjumătățirii intervalului pentru rezolvarea numerică a ecuației de stare.
După cum s-a putut observa funcțiile σn sunt continue iar în intervalul [0..σr] au o singură soluție reală.
Considerând funcția:
continuă pe intevalul [0..σr] și luând a0=0 și b0=σr și cum (în intervalul [a0..b0] funcția are o rădăcină diferită de 0) algoritmul metodei numerice este următorul:
Programul de calcul este următorul:
pogram bisectie;
const epsadm=1e-6;
sigmar=8.352;
a1=1;
a3=0;
Bn=308.152;
var x:array[1..50] of real;
k:byte;
a,b,eps:real;
a2,a4:real;
function pow(numar:real;putere:real):real;
begin
pow:=Exp(putere*Ln(numar));
end;
function s(c1,c2,c3,c4,val:real):real;
begin
s:=c1*pow(val,3)-c2*pow(val,2)+c3*val-c4;
end;
begin
a:=0.01;
b:=sigmar;
a2:=-An;
a4:=-Bn;
if s(a1,a2,a3,a4,a)*s(a1,a2,a3,a4,b)<0 then begin
k:=1;
repeat
x[k]:=(a+b)/2;
if s(a1,a2,a3,a4,a)*s(a1,a2,a3,a4,x[k])<0
then
begin
a:=a;
b:=x[k];
end
else
begin
a:=x[k];
b:=b;
end;
eps:=abs(s(a1,a2,a3,a4,x[k]));
k:=k+1;
until eps<epsadm;
end;
writeln('Solutia este:',x[k-1];
end.
În programul de mai sus An este transmis programului dintr-un vector.
3.1.5 Determinarea temperaturii critice.
Pentru a determina care este săgeata maximă a conductorului trebuie determinată mai în tâi temperatura critică, aceasta reprezentând temperatura la care săgeata conductorului încărcat cu chiciură este egală cu săgeata conductorului neîncărcat; temperatura critică se determină cu ajutorul relației:
în care reprezintă grautatea specifică a conductorului la temperatura tcr si este:
Pentru a stabili care este săgeata maximă există urmatoarele condiții:
dacă, rezultând că săgeata maximă se obține pentru cazul conductorului încărcat cu chuciură; în acest caz înlocuind temperatura tn din ecuația de stare cu tcr, se obține valoarea lui Ancr și a lui σncr.
Cu ajutorul lui σncr se poate calcula săgeata maximă:
3.2 Alegerea și verificarea unui stâlp normal de susținere.
3.2.1 Ipoteze de calcul.
Pentru verificarea stâlpului se iau în considerație trei ipoteze de calcul (regimuri de calcul):
I Regim normal de funcționare când asupra stâlpului acționează:
– forțe orizontale provenite din acțiunea vântului pe conductoare, izolatoare și elementele stâlpului considerând că nu acestea nu sunt încărcate cu chiciură (timpul verii);
– forțe verticale provenite din greutatea conductoarelor, izolatoarelor și elementelor stâlpului fără depunere de chiciură;
II Regim normal de funcționare când asupra stâlpului acțonează aceleași forțe ca în cazul regimului I de funcțonare, cu deosebirea că la acestea se adaugă depunerile de chiciură (timpul iernii);
III Regim de avarie, regim de funcțio nare identic cu regimul II de funcționare, cu deosebirea că în acest caz se ia în considerare ruperea unui conducor activ, anume a celui care produce cel mai mare moment de torsiune (unul din conductorii situași pe consola cea mai lungă).
Conform PE104-90, pentru calculul forțelor trebuie ținut cont de următoarele recomandări:
la determinarea încărcărilor provenite din acțiunea vântului asupra stâlpilor metalici cu zăbrele și asupra izolatoarelor, în cazul vântului asociat cu chiciură se majorează suprafața stâlpului cu 50% și cea a izolatoarelor cu 25%;
la determinarea încărcărilor provenite din greutatea stâlpilor metalici cu zăbrele și a izolatoarelor, în cazul depunerii de chiciură se majorează cu 10% greutatea elementelor respective.
3.2.2 Alegerea izolatoarelor și armăturilor.
Pentru a asigura izolația conductoarelor active față de consolă se vor folosi lanțuri de izolatoare formate din izolatoare tip capă-tijă având simbolul CTS 120-2p.
Caracteristicile acestor izolatoare sunt:
Alegerea izolatoarelor se face respectând următoarele condiții:
1. condiția electrică impusă de asigurarea nivelului de iolație ținând cont de tensiunea de serviciu a liniei Us și de condițiile atmosferice locale. Această condiție se verifică prin:
– tensiunea de ținere la frecvență industrială f=50 Hz un minut sub ploaie;
– tensiunea de ținere la impuls de traznet 1,2/50 μs;
– lungimea minimă specifică a liniei de fugă.
Alegerea numărului de izolatoare pe baza criteriilor de mai sus se face cu relația:
în care Ucp reprezintă tensiunea de conturnare sub ploaie a lanțului de izolatoare;
Ucpiz reprezintă tensiunea de conturnare sub polaie a unui izolator.
unde Uc reprezintă supratensiunea de comutație determinată de facorul de supratensiune
admis;
kσ este un coeficient de corecție care ține seama de caracterul static al descărcării (kσ=0,85);
kr este un coeficient de corecție care ține seama de variația presiunii față de presiunea normală ();
kγ este un coeficient de corecție care ține seama de posibilitatea de poluare a suprafeței izolatoarelor și de variația conductivității electrice și a intensității ploii față de valorile normale (kγ=1,1);
kτ reprezintă coeficientul de impuls
unde ks este factorul de supratensiune admis ().
unde Ucuiz reprezintă tensiunea de conturnare uscată a izolatorului.
Cu acestea avem:
izolatoare
2. condiția mecanică impusă de greutatea conductorului la suprasrcină:
la încărcare maximă (vânt asociat cu chiciură) forțele de calcul trebuie să fie mai mici sau cel mult egale cu sarcina de calcul a izolatoarelor.
Se definește urmatoarea greutate maximă:
Sarcina de calcul va fi:
unde kc este un coeficient de siguranță (kc=0,5);
Gr este sarcina mecanică de rupere.
Pentru tipul de izolator folosit sarcina mecanică de rupere este:
Gr=120 kN.
Gc=60 kN=6000 daN > Gmax.
Armăturile se vor alege pe considerente pur mecanice.
3.2.3 Alegera stâlpului și stabilirea distanțelor de gabarit.
Alegerea înălțimii stâlpului
Se face cu ajutorul relației:
în care hp este înălțimea de protecție, care pentru liniile cu tensiunea nominală de 110kV care trec prin zone în afara zonelor locuite, acesului transportului și mașinilor agricole est hp=6m;
fmax este săgeata maximă (fmax=8,593m);
liz este lungimea lanțului de izolatoare;
hc este înălțimea coronamentului (hc=12m);
hv este înălțimea vârfarului (hv=3,1m).
Astfel înălțimea stâlpului va fi:
Se va alege din STAS înălțimea standardizată imediat superioară, anume hst=31,1m.
Stâlpul este împărțit în patru tronsoane plus vârfarul astfel:
vârfarul cu înălțimea hvf=3,1m;
tronsonul I care este de fapt coronamentul cu înălțimea hI=12m;
tronsonul II cu înălțimea hII=4m;
tronsonul III înălțimea hIII=6m;
tronsonul IV înălțimea hIV=6m;
Verificarea distanțelor de gabarit
Conform PE104/90 pentru montarea conductorului pe stâlpi trebuie să ținem seama de următoarele condiții:
verificarea distanțelor dintre conductoare;
respectarea distanțelor minime dintre conductoarele active precum și dintre acestea și părțile metalice ale stâlpului legate la pământ.
Există două poziții ale conductoarelor pentru care trebuie făcută verificarea:
1. în poziție nedeviată a coductoarelor active;
2. în poziție deviată a conductoarelor active (datorită acțiunii vântului).
1. Verificarea distanțelor de gabarit în poziție nedeviată
În acest caz distanța dintre conductoarele active trebuie să fie mai mică decât o distanță minimă dată de relația:
în care k este un coeficient care ține seama de tensiunea nominală a rețelei, secțiunea și materialul din care este confecționat conductorul precum și de asezarea conductorului pe stâlp.
unde kh este un coeficient care ține seama de așezarea conductorului pe orizontală (kh=0,62);
kv este un coeficient care ține seama de așezarea conductorului pe verticală (kv=0,75).
a,b sunt distanțele pe orizontală, respectiv verticală dintre conductoarele verificate, conform figurii de mai jos.
Distanța dintre conductoare este:
Se vor verifica următoarele distanțe dintre conductoare: 1-2, 2-3, 1-4, conductoarele fiind dispuse ca în figura de mai jos.
1-2
Evident
2-3
Evident
1-4
Evident
2. Verificarea distanțelor de gabarit în poziție deviată
În poziție deviată a conductoarelor active datorită acțiunii vântului, distanța dintre conductoare față de părțile dim metal ale stâlpului legate la pământ trebuie să fie mai mare decât o distanță minimă.
Pentru tensiunea de 110kV și viteze ale vântului între distanța minimă recomandată este:
Se calculează unghiul β de deviere față de orizontală al conductorului cu relația:
în care av reprezintă deschiderea la încărcări orizontale;
ac reprezintă deschiderea la încărcări verticale;
gc reprezintă greutatea conductorului;
gvc reprezintă sarcina specifică datorită acțiunii vântului.
pentru tensiunea de 110kV
Distanța dintre conductorul activ în poziție deviată și consolă va fi:
Evident
De asemenea trebuie verificat dacă se respectă unghiul de protecție al conductoarelor active împotriva loviturii directe de trăznet.
Unghiul maxim admis între direcția formată de de dreapta ce trece prin conductorul de protecție și cel activ și verticală este αmax=30º.
Cele trei unghiuri sunt:
Dacă unghiurile de mai sus nu sunt mai mici decât αmax atunci se poate mări numărul de izolatoare al unui lanț de izolatoare pentru a micșora astfel unghiul. În cazul măririi numărului de izolatoare al uni lanț de izolatoare trebuie avut în vedere și faptul că se va modifica în felul acesta și înălțimea stâlpului.
De asemenea tot ca o metodă pentru mărirea unghiului de protecție este și mărirea înălțimii vârfarului, care duce de asemenea la mărirea înălțimii stâlpului.
3.2.4 Calculul eforturilor verticale și orizontale care acționează asupra stâlpului.
Eforturile care acționează asupra stâlpului sunt constituite din forțe și momente.
Forțele pot fi:
– verticale datorate greutății elementelor componente;
– orizontale datorate: – vântului pe elementele componente;
– forței pricinuită de ruperea unui conductor activ.
Se consideră că se rupe conductorul care produce momentul de torsiune cel mai mare, anume conductorul situat pe consola din mijloc.
Momentele pot fi:
– de încovoiere;
– de torsiune datorate excentricităților sau ruperii unui conductor activ.
Determinarea forțelor ce acționează asupra stâlpului
Pentru aceasta se va alcătui tabelul de mai jos în care forțele sunt exprimate în daN:
Pentru un stâlp de susținere normal prevăzut cu cleme cu tracțiune limitată a conductorului activ forța F este:
unde: ke este un coeficient ce ține seama de eliberarea conductorului din clemă la o anumită valoare a forței de tracțiune.
unde: φ este suprafața plinurilor raportată la suprafața totală;
p este presiunea dinamică a vântului pe elementele stâlpului.
În ecuațiile de mai sus coeficienții kc și kp depind de raportul a/b și factorul umplere φ respectiv de înălțimea medie la care se aplică forța.
Suprafețele vârfarului și ale tronsonului I sunt suprafețele unor dreptunghiuri, iar suprafețele tronsoanelor II-IV sunt suprafețe de trapeze isoscele și sunt calculate în continuare.
pentru trapeze (tronsoanele II,III și IV),
respectiv S = bh pentru dreptunghiuri (vârfar și tronsonul I)
Pentru exemplificare se va calcula forța VIV:
Pentru regimurile II și III se vor corecta forțele de mai sus cu niște coeficienți de suprasarcină astfel:
3.2.5 Verificarea montanților.
Montanții sunt elementele constructive care preiau momentele încovoietoare.
Verificarea se va face pe fiecare tronson, respectiv la baza tronsonului, unde momentele încovoietoare sunt maxime. Vom nota cu 0-0 secțiunea de la baza vârfarului, cu 1-1 secțiunea de la baza tronsonului I, ș.a.m.d..
Considerând forțele datorate acțiunii vântului aplicate în centrul de greutate al fiecărui tronson, trebuie mai întâi determinate distanțele de la centrele de greutate ale tronsoanelor la baza fiecărui tronson, acestea reprezentând brațul forței care determină cuplul de încovoiere.
Astfel, pentru vârfar și tronsonul I, care au suprafața dreptunghiulară distanța de la centrul de greutate la baza tronsonului va fi:
unde h este înălțimea tronsonului I sau a vârfarului.
Pentru restul tronsoanelor care au suprafața trapeze isoscele se va proceda astfel:
– prelungind laturile neparalele ale trapezului, se obține figura de mai jos;
– se notează cu a respectiv a' baza mare și cea mică ale trapezului;
– se notează cu S1 respectiv S2 suprafețele triunghiurilor mare și mic;
– se notează cu h2 înălțimea triunghiului mic;
Cunoscând că centrul de greutate al triunghiului se află la 2/3 de vârf și 1/3 de bază și cunoscând relația dintre centrul de greutate al trapezului și centrele de greutate ale triunghiurilor:
se pot scrie următoarele relații:
Cu relațiile de mai sus se realizează următorul tabel:
Cu ajutorul datelor de mai sus și cunoscând valorile forțelor ce acționează asupra stâlpului, determinate la punctul 3.2.4 și cunoscând relația dintre moment și forță:
se va alcătui tabelul 3.2.5 –1 cu momentele încovoietoare ce acționează asupra stâlpului exprimate în daNm.
Tabelul 3.2.5.-1 Momentele încovoietoare exprimate în daNm
Momentele încovoietoare calculate anterior pot fi echivalate în fiecare punct de calcul cu cupluri de câte două forțe care acționează pe fețele paralele ale stâlpului ca în figura următoare.
Se poate observa pe figura de mai sus că o față a tronsonului este supusă la compresiune, cealaltă fiind supusă la tracțiune.
Montanții sunt alcătuiți din profile L cu aripi egale, forțele fiind aplicate în centrele de inerție ale acestora, centrele de inerție fiind situate ca în figura de mai jos:
Se pot scrie relațiile:
De asemenea se vor calcula forțele prntru compresiune și tracțiune astfel:
pentru compresiune.
pentru tracțiune.
Cu acestea se realizează următorul tabel al forțelor în montanți:
Pentru exemplificare se vor calcula C și T pentru secțiunea 3-3 și regimul doi de funcționare:
În continuare se vor determina eforturile unitare în montanți exprimate în daN/cm2. Aceste eforturi sunt determinate de cele două tipuri de solicitări la care sunt supuși montanții, compresiunea C și tracțiunea T. Eforturile unitare din montanți se determină cu ajutorul relațiilor:
în care: C,T sunt forțele determinate anterior;
A este aria secțiunii profilului din care este confecționat montantul;
Anet este aria netă a secțiunii, fiind egală cu aria secțiunii din care s-au scăzut golurile datorate șuruburilor de prindere;
este înclinarea montantului față de verticală;
φ(λ) reprezintă factorul de flambaj;
λ este factorul de zveltețe.
unde Lf reprezintă lungimea de flambaj;
i reprezintă raza de girație.
φ(λ) se va afla prin interpolare din următorul tabel [3]:
Valoarea unghiului de înclinație al montanților vârfarului și cei ai tronsonului I sunt 0, aceste porțiuni ale stâlpului fiind verticale.
Pentru tronsoanele II-IV unghiului de înclinație al montanților față de verticală se va calcula în continuare luând în considerare următoarea reprezentare grafică a tronsoanelor:
Notând cu a și b laturile de la baza tronsonului, cu a' și b' laturile de la vârful tronsonului, cu h înălțimea tronsonului și cu l segmentul din figură, putem scrie următoarele relații:
Cu acestea se realizează următorul tabel în care sunt calculate unghiurile de înclinare ale montanților față de verticală pentru tronsoanele II-IV, cu relațiile de mai sus:
Pentru exemplificare se va calcula unghiul montanților tronsonului III față de verticală:
Cu ajutorul acestor date geometrice și cu ajutorul relațiilor de calcul pentru eforturi se realizează următorul tabel cu eforturile din montanți exprimate în daN/cm2.
3.2.6 Verificarea diagonalelor
Diagonalele unui stâlp metalic au rolul de a prelua momentele de torsiune care apar la ruperea unui conductor activ. Momentul de torsiune exterior poate fi considerat ca fiind produs de către două sisteme de cupluri de forțe care acționează pe fețele paralele ale stâlpului și de către montanți.
Observând figura de mai sus se scriu relațiile:
Cum momentul maxim Mt este produs de forța care apare la ruperea conductorului activ de pe consola din mijloc, atunci:
Pentru un stâlp metalic cu structură de tip grinzi cu zăbrele se poate neglija momentul de torsiune preluat de montanți (Mt0≈0).
În plus:
Astfel vom obține:
Considerând că stâlpul nu este o structură rigidă rezultă că partea cea mai solicitată este cea corespunzătoare consolei de pe care s-a rupt conductorul. Forța care acționează pe fața respectivă a tronsoanelor va fi dată de relația:
Forța Y dată de momentul de torsiune este diferită pentru fiecare tronson în parte deoarece valoarea brațului acestei forțe diferă pentru fiecare tronson.
Astfel pentru fiecare secțiune se poate scrie:
secțiunea 0-0:
secțiunea 1-1:
secțiunea 2-2:
secțiunea 3-3:
secțiuea 4-4:
În relațiile de mai sus b reprezintă baza mică a trapezelor corespunzătoare fiecăror tronsoane, pe fața solicitată de către forța Y. Evident că pentru vârfar și tronsonul I b reprezintă latura mică a dreptunghiurilor care sunt fețele acestor tronsoane.
În continuare se vor determina forțele care solicită diagonalele fiecărui tronson în parte cu observația că trebuie tratate separat tronsoanele II-IV datorită faptului că fețele solicitate sunt din punct de vedere geometric trapeze față de vârfar și tronsonul I ale căror fețe solicitate sunt dreptunghiuri.
Pentru a determina forța care acționează în diagonalele tronsoanelor II-IV se va construi mai întâi următoarea reprezentare a tronsoanelor:
Figura de mai sus s-a construit prin prelungirea laturilor neparalele ale tronsonului ale cărui diagonale se verifică, care se vor intersecta într-un punct O.
Notând cu:
Yt forța totală care solicită tronsonul;
Dk forța care solicită diagonala;
h înălțimea triunghiului de deasupra tronsonului;
lungimea diagonalei (egală cu lungimea de flambaj a diagonalei);
Lf lungimea de flambaj a tronsonului;
b,b' lugimile laturilor paralele ale tronsonului;
x latura triunghiului de deasupra tronsonului
Scriind momentele forțelor Yt și Dk față de punctul O se obține valoarea forței care solicită diagonala k a tronsonului:
Din formula anterioară se constată că forțele în diagonale scad cu cât ne apropiem de baza tronsonului, cea mai solicitată diagonală fiind prima din partea superioară. În partea inferioară a tronsonului acesta se evazează crescând astfel lungimea diagonale. Din această cauză va trebui verificată la flambaj și prima diagonală din partea inferioară a tronsonului.
Cu notațiile de mai sus putem scrie următoarele relații:
Lungimile diagonalelor care trebuiesc verificate sunt:
unde: n este numărul de diagonale al fiecărui tronson.
Pentru determinarea înălțimii h se folosește teorema asemănării:
Latura x se determină în funcție de h și de unghiul α astfel:
Determinarea distanței rk se va face prin exprimarea ariei triunghiului OAB în două moduri astfel:
Particularizând relația pentru diagonalele care trebuie verificate se obțin relațiile:
Pentru exemplificare se vor calcula aceste mărimi pentru tronsonul III:
Forța care solicită diagonalele respective va fi:
În același mod se vor calcula forțele ce solicită diagonalele tronsoanelor și pentru tronsoanele III si IV.
În următorul tabel sunt prezentate datele obținute prin aplicarea relațiilor de mai sus asupra celor trei tronsoane ale căror fețe sunt trapeze.
În continuare se vor determina forțele care solicită diagonalele vârfarului și ale tronsonului I. Pentru aceasta vom reprezenta grafic tronsoanele.
Notând cu:
α unghiul dintre diagonală și orizontală;
Lf lungimea de flambaj a montantului tronsonului;
b lungimea bazei mici a dreptunghiului format de fața tronsonului;
Dk forța care solicită diagonala
putem scrie:
lungimea de flambaj a diagonalei (egală cu lungimea diagonalei).
Observând figura remarcăm simetria acesteia și faptul că toate diagonalele tronsonului sunt solicitate de o forță cu aceeiași valoare, care va fi:
Cu acestea vom avea:
pentru vârfar:
pentru tronsonul I:
Eforturile unitare în diagonalele tronsoanelor sunt date de relațiile:
C – compresiune;
T – tracțiune.
Factorul de flambaj se va determina din tabelul de la punctul 3.2.5.
Factorul de zveltețe λ se calculează cu relația:
unde i reprezintă raza de girație.
Ținând cont de cele de mai sus se pot calcula eforturile unitare în diagonalele tronsoanelor, astfel se realizează următorul tabel.
Pentru exemplificare se vor calcula datele specifice pentru prima diagonală a tronsonului III:
Dk = 2388 daN
Lf = 213 cm
3.2.7 Verificarea consolelor.
Consolele au rolul de a susține conductoarele active împreună cu izolatoarele. Consolele sunt alcătuite din:
– talpă situată la baza consolei;
– tirant situat pe partea înclinată a consolei.
Consolele sunt supuse la următoarele solicitări:
greutatea conductoarelor active și a izolatoarelor;
forța datorată acțiunii vântului pe conductoarele active și izolatoare;
forța datorată ruperii conductorului activ.
Se definesc regimurile de mai jos:
consola în regim normal:
forțe active asupra consolei.
consola în regim de avarie:
În regim de avarie, pe lângă forțele deja figurate mai sus care acționează asupra consolei, se mai adaugă și acțiunea forței F datorate ruperii conductorului activ de pe consolă.
Cu acestea reprezentarea consolei în regim de avarie va fi următoarea:
Notând cu:
α unghiul dintre tirant și talpă;
β unghiul dintre laturile tălpii;
avem:
unde: hCS=110 cm reprezintă înălțimea consolei;
l=505 cm reprezintă lungimea consolei.
După cum se observă și din figurile de mai sus, tirantul este solicitat numai de forța T (solicitare de tip intindere), iar talpa este solicitată de forțele S2 și F2 (solicitare de tip compresiune).
Astfel eforturile unitare finale care solicită consola vor fi:
pentru talpă:
unde: A este aria secțiunii profilului din care este confecționată talpa consolei;
φ(λ) este factorul de flambaj.
pentru tirant:
unde: Anet este aria netă a secțiunii profilului din care este confecționat tirantul.
Sintetizând datele obținute mai sus rezultă următorul tabel:
3.2.8 Alegerea și verificarea fundației la smulgere
Fundațiile LEA reprezintă totalitatea elementelor de construcție care fixează stâlpii în teren și transmit acestuia sarcinile proprii și utile la care sunt supuși. Datorită solicitărilor exterioare care apar asupra stâlpilor fundațiile sunt supuse la răsturnare și la smulgere.
La proiectarea fundațiilor de stâlpi pentru LEA trebuie să se țină seama de următoarele considerente:
eforturile maxime care apar în exploatare trebuie să fie mai mici decât eforturile limită pe care le poate suporta fundația;
ansamblul format din stâlp și fundație trebuie să-și păstreze stabilitatea la aparișia eforturilor maxime;
elementele constructive implantate în pământ trebuie protejate împotriva coroziunii;
tipul de fundație se adoptă atât pe criterii tehnico-economice cât și pe baza posibilităților execuție, dându-se prioritate soluțiilor tehnice simple care permit utilizarea prefabricatelor.
Se folosesc fundații de tip ciupercă, pentru fiecare montant al stâlpului (cvadribloc). Această fundație este realizată din beton armat tip B250. Schița acestei fundații este prezentată în figura următoare:
În componența fundației se folosesc: 425 kg beton, 225 kg oțel și 119,6 kg laminate.
Calculul fundațiilor de tip ciupercă se face în mod uzual pe baza solicitărilor care apar la smulgere. Rezistența la smulgere precum și deplasările fundației la aceste solicitări sunt dependente de caracteristicile geotehnice ale terenului, de forma, mărimea și adâncimea de pozare a fundației. Verificarea la smulgere a fundației se face prin metoda Műller-Frőhlich, metodă ce ia în considerație forțele de frecare dintre teren și fundație, plecând dela ipoteza că rezistența la smulgere este egală cu forțele maxime de frecare ce iau nastere între teren și fundație. Se verifică stabilitatea fundației sub acțiunea efortului de smulgere și a înclinării fundației sub acțiunea acestor eforturi.
Relația de verificare a condiției de stabilitate a fundației sub acțiunea efortului de smulgere Ny este următoarea [3]:
în care:
k este coeficientul de siguranță ce ține cont de posibilitatea de supraîncărcare datorată sarcinilor exterioare și de variabilitatea condițiilor de realizare a fundației;
Gstâlp este greutatea stâlpului, inclusiv echipamentele liniei (conductoare, izolatoare, armături);
Gb este greutatea blocului de fundație;
Gp este greutatea pământului de pe trepte sau traverse;
este frecarea laterală pe pereții fundației de deasupra tălpii:
unde: ;
p este perimetrul fundației;
f este coeficientul de frecare f=tg(φ);
φ este unghiul taluzului natural.
este frecarea laterală dintre pământ și beton pe porțiunea laterală a tălpii:
unde: fb este coeficientul de frecare dintre pămânr și beton;
f=fb=tg(φ).
Ny este efortul de smulgere: ;
d este distanța dintre montanți;
kadm coeficientul de siguranță (minim admisibil).
Se consideră următoarele date: terenul este format din pietriș cu nisip având γp = 1850 daN/m3, φ=35º și kadm=1,5 pentru regim normal.
Se notează:
h=H'-Hp;
.
Cu datele de mai sus și cu dimensiunile înscrise pe figură avem:
Perimetrul fundației:
Greutatea stâlpului se calculează cu ajutorul greutăților calculate la punctul 3.2.5..
Greutatea blocului de fundație este:
Greutatea pământului de pe trepte sau traverse este dată de relația următoare:
în care: γp reprezintă greutatea specifică a terenului în care se montează blocul fundației în daN/m3;
V reprezintă volumul de pamânt de deasupra cipercii în m3.
Volumul V este dat de diferența dintre volumul V1 al paralelipipedului de înălțime H' și bază pătratul de latură a și volumele V2 și V3, care sunt volumul paralelipipedului de înălțime Hp și bază pătratul de latură a1 respectiv volumul trunchiului de piramidă de înălțime h, baza mică pătratul de latură a1 și baza mare pătratul de latură a.
Frecarea laterală pe pereții fundației de deasupra tălpii:
Frecarea laterală dintre pământ și beton pe porțiunea laterală a tălpii:
Distanța d dintr montanți poate fi:
d=3,283 m pe o latură a stâlpului;
d=2,517 m pe cealaltă latură a stâlpului.
Fundația fiind verificată la smulgere, rezultă că momentul care solicită la smulgere fundația este suma momentelor încovoietoare care acționează asupra stâlpului: De asemenea trebuie ținut seama de regimul de funcționare I, II sau III, momentele diferind. Astfel, efortul de smulgere va fi maxim pentru cazul regimului III de funcționare, când momentul total ce acționează asupra stâlpului este maxim și pentru cea mai mică distanță d dintre montanți:
Cu ajutorul datelor calculate anterior se poate calcula valoarea coeficientului de siguranță k:
După cum se poate observa coeficientul de siguranță k este mai mare decât coeficientul minim admisibil kadm, deci fundația este verificată la smulgere.
=== Proiect ===
N=58
TSM: 5700.00 ore/an
Pmax: 50.40 kW
Pmin: 22.68 kW
Lungimea liniei de transport de proiectat: 59.50 km
Caracteristicile retelei de distributie:
Puterea reactiva si aparenta din posturi
Dimensionarea posturilor de transformare
Limita 1: 198.40
Limita 2: 312.00
Limita 3: 535.00
Limita 4: 670.10
Numarul si puterea trafo din posturi
Calculul pierderilor de putere prin trafo
Parametrii unui trafo:
Parametrii posturilor de transformare
Calculul pierderilor de putere prin posturi si puterile pe barele de medie:
CALCULUL CURENTILOR PE TRONSOANELE DE MEDIE TENSIUNE
Densitatea economica de curent : jec=0.651 A/(mm^2)
Curentii din posturi:
Postul 1 : 39.245+j-24.151 A
Postul 2 : 24.300+j-18.610 A
Postul 3 : 32.262+j-12.721 A
Postul 4 : 14.275+j-7.905 A
Postul 5 : 37.294+j-30.502 A
Curentii pe tronsoanele de medie
Tronsonul 1: 95.807+j-55.482
Tronsonul 2: 56.562+j-31.331
Tronsonul 3: 32.262+j-12.721
Tronsonul 4: 51.569+j-38.407
Tronsonul 5: 37.294+j-30.502
Curentii echivalenti si sectiunile economice
Iech1=71.298 A s1=109.520 mm^2
Iech2=59.897 A s2=92.007 mm^2
Sectiunea economica de calcul : sec,c=109.520 mm^2
Numarul de circuite in paralel : Nc=1
Sectiunea standard a cablului :s=120.000 mm^2
Curentul maxim prin cablu : Imax=174.742 A
Parametrii lineici ai cablului
r0 x0 b0
ohm/km ohm/km microS/km
0.253 0.095 58
PARAMETRII CONCENTRATI AI TRONSOANELOR DE MEDIE
Tronson R X B
– ohm ohm microS
1 0.445 0.167 102.080
2 1.037 0.390 237.800
3 0.582 0.219 133.400
4 1.113 0.418 255.200
5 0.481 0.181 110.200
6 1.113
CALCULUL CIRCULATIEI DE PUTERI IN CAZUL NECOMPENSAT
Tronsonul 1-2-3, iteratia 1
Etapa ascendent
Q_3_prim=28.031 kVAr
S_B=1145.514+j423.639 [kVA]
D_S_BC=2.065+j0.776 [kVA]
S_C=1147.579+j424.415 [kVA]
Q_3_sec=28.031 kVAr
Q_2_prim=49.968 kVAr
S_D=2010.408+j1007.214 [kVA]
D_S_CD=12.480+j4.686 [kVA]
S_E=2022.888+j1011.900 [kVA]
Q_2_sec=49.968 kVAr
Q_1_prim=21.450 kVAr
S_F=3416.363+j1798.019 [kVA]
D_S_FG=15.792+j5.930 [kVA]
S_G=3432.155+j1803.949 [kVA]
Q_1_sec=21.450 [kVA]
S_A=3432.155+j1782.499 [kVA]
Etapa descendent
D_U_GF=0.089 kV
U_1=20.411 kV
D_U_ED=0.122 kV
U_2=20.289 kV
D_U_CB=0.037 kV
U_3=20.251 kV
Q_3_prim=27.354 kVAr
Q_3_prim=27.354 kVAr
Dupa ultima iteratie, 4 avem
Q_1_prim=21.263 kVAr Q_1_sec=21.450 kVAr Q1=42.713 kVAr
Q_2_prim=48.942 kVAr Q_2_sec=49.533 kVAr Q2=98.475 kVAr
Q_3_prim=27.354 kVAr Q_3_sec=27.455 kVAr Q3=54.809 kVAr
D_S_FG=15.945+j5.987 [kVA]
D_S_DE=12.754+j4.789 [kVA]
D_S_BC=2.117+j0.795 [kVA]
D_U_GF=0.089 kV
D_U_ED=0.122 kV
D_U_CB=0.037 kV
U_1=20.411 kV
U_2=20.289 kV
U_3=20.251 kV
S_A=3432.633+j1785.577 [kVA]
S_G=3432.633+j1807.027 [kVA]
S_F=S1=3416.688+j1801.040 [kVA]
S_E=2023.214+j1014.300 [kVA]
S_D=S2=2010.460+j1009.511 [kVA]
S_C=1147.631+j425.111 [kVA]
S_B=S3=1145.514+j424.316 [kVA]
Tronsonul 4-5, iteratia 1
Etapa ascendent
Q_5_prim=23.156 kVAr
S_B=1324.198+j1059.888 [kVA]
D_S_BC=3.291+j1.236 [kVA]
S_C=1327.489+j1061.123 [kVA]
Q_5_sec=23.156 kVAr
Q_4_prim=53.624 kVAr
S_D=1834.356+j1265.023 [kVA]
D_S_DE=13.152+j4.939 [kVA]
S_E=1847.508+j1847.508 [kVA]
Q_4_sec=53.624 kVAr
S_A=1847.508+j1216.338 [kVA]
Etapa descendent
D_U_ED=0.126 kV
U_4=20.374 kV
D_U_CB=0.041 kV
U_5=20.333 kV
Dupa ultima iteratie, 4 avem
Q_4_prim=52.965 kVAr Q_4_sec=53.624 kVAr Q4=106.589 kVAr
Q_5_prim=22.780 kVAr Q_5_sec=22.871 kVAr Q5=45.651 kVAr
D_S_ED=13.325+j5.004 [kVA]
D_S_BC=3.346+j1.256 [kVA]
D_U_GF=0.126 kV
D_U_ED=0.041 kV
U_4=20.374 kV
U_5=20.333 kV
S_A=1847.736+j1217.742 [kVA]
S_E=1847.736+j1271.366 [kVA]
S_D=S4=1834.411+j1266.362 [kVA]
S_C=1327.544+j1061.520 [kVA]
S_B=S5=1324.198+j1060.263 [kVA]
CALCULUL COMPENSARII PE BARELE DE JOASA TENSIUNE ALE POSTURILOR
Puterea unei baterii de condensatoare pentru JT : Pbat=45 kVAr
Tangenta neutrala Tgn=0.426
Puterea reactiva de compensat, numarul de baterii necesare
Factorul de incarcare si pierderile de putere in posturi
si noile puteri pe barele de MT dupa compensare
CALCULUL CIRCULATIEI DE PUTERI IN CAZUL COMPENSARII PE JOASA
Tronsonul 1-2-3, iteratia 1
Etapa ascendent
Q_3_prim=28.031 kVAr
S_B=1145.514+j423.639 [kVA]
D_S_BC=2.065+j0.776 [kVA]
S_C=1147.579+j424.415 [kVA]
Q_3_sec=28.031 kVAr
Q_2_prim=49.968 kVAr
S_D=2008.701+j774.100 [kVA]
D_S_CD=11.438+j4.295 [kVA]
S_E=2020.139+j778.396 [kVA]
Q_2_sec=49.968 kVAr
Q_1_prim=21.450 kVAr
S_F=3412.182+j1422.711 [kVA]
D_S_FG=14.481+j5.438 [kVA]
S_G=3426.663+j1428.148 [kVA]
Q_1_sec=21.450 [kVA]
S_A=3426.663+j1406.699 [kVA]
Etapa descendent
D_U_GF=0.086 kV
U_1=20.414 kV
D_U_ED=0.118 kV
U_2=20.296 kV
D_U_CB=0.037 kV
U_3=20.259 kV
Q_3_prim=27.375 kVAr
Q_3_prim=27.375 kVAr
Dupa ultima iteratie, 4 avem
Q_1_prim=21.270 kVAr Q_1_sec=21.450 kVAr Q1=42.719 kVAr
Q_2_prim=48.980 kVAr Q_2_sec=49.549 kVAr Q2=98.529 kVAr
Q_3_prim=27.375 kVAr Q_3_sec=27.476 kVAr Q3=54.852 kVAr
D_S_FG=14.614+j5.488 [kVA]
D_S_DE=11.678+j4.385 [kVA]
D_S_BC=2.116+j0.794 [kVA]
D_U_GF=0.086 kV
D_U_ED=0.118 kV
D_U_CB=0.037 kV
U_1=20.414 kV
U_2=20.296 kV
U_3=20.259 kV
S_A=3427.087+j1409.654 [kVA]
S_G=3427.087+j1431.104 [kVA]
S_F=S1=3412.472+j1425.616 [kVA]
S_E=2020.429+j780.702 [kVA]
S_D=S2=2008.751+j776.317 [kVA]
S_C=1147.630+j425.089 [kVA]
S_B=S3=1145.514+j424.295 [kVA]
Tronsonul 4-5, iteratia 1
Etapa ascendent
Q_5_prim=23.156 kVAr
S_B=1321.718+j643.098 [kVA]
D_S_BC=2.471+j0.928 [kVA]
S_C=1324.189+j644.026 [kVA]
Q_5_sec=23.156 kVAr
Q_4_prim=53.624 kVAr
S_D=1830.789+j801.740 [kVA]
D_S_DE=10.581+j3.973 [kVA]
S_E=1841.370+j1841.370 [kVA]
Q_4_sec=53.624 kVAr
S_A=1841.370+j752.089 [kVA]
Etapa descendent
D_U_ED=0.116 kV
U_4=20.384 kV
D_U_CB=0.037 kV
U_5=20.347 kV
Dupa ultima iteratie, 4 avem
Q_4_prim=53.016 kVAr Q_4_sec=53.624 kVAr Q4=106.640 kVAr
Q_5_prim=22.811 kVAr Q_5_sec=22.893 kVAr Q5=45.704 kVAr
D_S_ED=10.708+j4.021 [kVA]
D_S_BC=2.509+j0.942 [kVA]
D_U_GF=0.116 kV
D_U_ED=0.037 kV
U_4=20.384 kV
U_5=20.347 kV
S_A=1841.535+j753.366 [kVA]
S_E=1841.535+j806.990 [kVA]
S_D=S4=1830.827+j802.969 [kVA]
S_C=1324.227+j644.386 [kVA]
S_B=S5=1321.718+j643.443 [kVA]
CALCULUL COMPENSARII PE BARELE DE MEDIE TENSIUNE ALE POSTURILOR
CALCULUL CIRCULATIEI DE PUTERE IN CAZUL COMPENSARII PE MEDIE
Tronsonul 1-2-3, iteratia 1
Etapa ascendent
Q_3_prim=28.031 kVAr
S_B=1145.514+j-56.361 [kVA]
D_S_BC=1.821+j0.684 [kVA]
S_C=1147.335+j-55.677 [kVA]
Q_3_sec=28.031 kVAr
Q_2_prim=49.968 kVAr
S_D=2010.164+j527.122 [kVA]
D_S_CD=10.660+j4.003 [kVA]
S_E=2020.824+j531.125 [kVA]
Q_2_sec=49.968 kVAr
Q_1_prim=21.450 kVAr
S_F=3414.298+j1317.244 [kVA]
D_S_FG=14.190+j5.328 [kVA]
S_G=3428.488+j1322.572 [kVA]
Q_1_sec=21.450 [kVA]
S_A=3428.488+j1301.122 [kVA]
Etapa descendent
D_U_GF=0.085 kV
U_1=20.415 kV
D_U_ED=0.113 kV
U_2=20.302 kV
D_U_CB=0.032 kV
U_3=20.270 kV
Q_3_prim=27.404 kVAr
Q_3_prim=27.404 kVAr
Dupa ultima iteratie, 4 avem
Q_1_prim=21.271 kVAr Q_1_sec=21.450 kVAr Q1=42.721 kVAr
Q_2_prim=49.006 kVAr Q_2_sec=49.553 kVAr Q2=98.559 kVAr
Q_3_prim=27.404 kVAr Q_3_sec=27.491 kVAr Q3=54.895 kVAr
D_S_FG=14.319+j5.377 [kVA]
D_S_DE=10.875+j4.083 [kVA]
D_S_BC=1.863+j0.700 [kVA]
D_U_GF=0.085 kV
D_U_ED=0.113 kV
D_U_CB=0.032 kV
U_1=20.415 kV
U_2=20.302 kV
U_3=20.270 kV
S_A=3428.874+j1303.987 [kVA]
S_G=3428.874+j1325.437 [kVA]
S_F=S1=3414.555+j1320.060 [kVA]
S_E=2021.080+j533.349 [kVA]
S_D=S2=2010.205+j529.265 [kVA]
S_C=1147.377+j-55.035 [kVA]
S_B=S3=1145.514+j-55.734 [kVA]
Tronsonul 4-5, iteratia 1
Etapa ascendent
Q_5_prim=23.156 kVAr
S_B=1324.198+j579.888 [kVA]
D_S_BC=2.390+j0.898 [kVA]
S_C=1326.589+j580.785 [kVA]
Q_5_sec=23.156 kVAr
Q_4_prim=53.624 kVAr
S_D=1833.455+j784.685 [kVA]
D_S_DE=10.535+j3.956 [kVA]
S_E=1843.991+j1843.991 [kVA]
Q_4_sec=53.624 kVAr
S_A=1843.991+j735.017 [kVA]
Etapa descendent
D_U_ED=0.116 kV
U_4=20.384 kV
D_U_CB=0.036 kV
U_5=20.347 kV
Dupa ultima iteratie, 4 avem
Q_4_prim=53.017 kVAr Q_4_sec=53.624 kVAr Q4=106.641 kVAr
Q_5_prim=22.812 kVAr Q_5_sec=22.894 kVAr Q5=45.706 kVAr
D_S_ED=10.661+j4.003 [kVA]
D_S_BC=2.427+j0.911 [kVA]
D_U_GF=0.116 kV
D_U_ED=0.036 kV
U_4=20.384 kV
U_5=20.347 kV
S_A=1844.153+j736.290 [kVA]
S_E=1844.153+j789.914 [kVA]
S_D=S4=1833.492+j785.911 [kVA]
S_C=1326.625+j581.142 [kVA]
S_B=S5=1324.198+j580.231 [kVA]
Eficiența economică a compensării puterii reactive
STABILIREA SCHEMEI OPTIME:
Rezistenta totala a tronsoanelor Rtot=4.772
Rezistentele Rk si Rk_prim pe diferitele tronsoane
IA= 86.977-41.907j [A]
Curentii prin tronsoane
SFIRSITUL PRIMEI PARTI (RETEAUA DE MEDIE)
_____________________________________________________________________________
PARTEA A DOUA (RETEAUA DE INALTA)
ALGEREA TENSIUNII RETELEI DE TRANSPORT
Puterea naturala a liniei de 110kV, Pn= 30.0
Impedanta caracteristica, Zc= 400
U1= 127.71
U2= 104.27
U3= 83.30
U4= 66.58
U5= 109.54
ALEGERA CONDUCTORULUI ACTIV
Imax= 322.599 A
I3_prim= 157.555 A
I3_sec= 322.599 A
Densitatea economica de curent, jec= 0.598 A/(mm^2)
Sectiunea economica de calcul, sec,c= 269.732 mm^2
Se alege conductorul tip 300/50 cu caracteristicile:
Sectiunea de aluminiu, S_Al= 294.50 mm^2
Sectiunea de otel, S_OL= 49.50 mm^2
Diametrul conductorului, dc= 24.20 mm
Rezistenta lineica r0= 0.100 ohm/km
Verificarea la incalzire a conductorului
alfa_cv= 0.001245 W/(gradC cm^2)
alfa_r= 0.0003976 W/(gradC cm^2
q= 0.1439
Iadm= 912.138 A
PARAMETRII LINIEI DE TRANSPORT
h1= 28000.00 mm
h2= 22000.00mm
h3= 16000.00mm
Raza echivalenta a conductorului, re= 9.423 mm
Distantele geometrice
d12= 6324.56 mm
d23= 6324.56 mm
d31= 12000.00 mm
d15= 10080.18 mm
d26= 10080.18 mm
d34= 13461.43 mm
d14= 6100.00 mm
d25= 10100.00 mm
d36= 6100.00 mm
dmg= 7829.74 mm
dmg1= 11100.50 mm
dmg2= 7216.51 mm
d12_prim= 50039.98 mm
d23_prim= 38052.60 mm
d31_prim= 44000.00 mm
d15_prim= 50651.85 mm
d26_prim= 38564.63 mm
d34_prim= 44420.83 mm
d14_prim= 56331.25 mm
d25_prim= 45144.32 mm
d36_prim= 32576.22 mm
dmg_prim= 43757.39 mm
dmg1_prim= 44271.45 mm
dmg2_prim= 43593.10 mm
Inaltimea medie, hm= 21440.43 mm
Rezistenta liniei, RL= 2.975 ohm
Inductivitatea lineica, l0= 1.431 mH/km
Reactanta lineica, x0= 0.095 ohm/km
Reactanta totala a liniei, XL= 13.364 ohm
Capacitatea lineica, c0= 7.829 nF/km
Susceptanta lineica, b0= 2.459 microS/km
Susceptanta totala a liniei, BL=292.680 microS
Tensiunea critica 1, Ucr1= 167.631 kVef
Tensiunea critica 2, Ucr2= 209.538 kVef
ALEGERA TRAFO DIN STATIA COBORATOARE
Puterea aparenta maxima, Smax= 61.463 MVA
Cazul cu doua TRAFO
S_nT1= 36.155 MVA
S_nT2= 47.28 MVA
Cazul cu trei TRAFO
S_nT1= 24.103 MVA
S_nT2= 23.64 MVA
Se va prefera solutia cu trei trafo a cata 25 MVA
Pentru acest tip de transformator parametrii sunt
CALCULUL MATRICII ADMITANTELOR NODALE PENTRU CELE DOUA REGIMURI
Pentru regimul la sarcina minima; doua trafo
y12=y21= 0.0158708+j-0.0712941 [S]
y120=y210= 0.0000000+j0.0001463 [S]
y23=y32= 0.0017758+j-0.0375237 [S]
y230= 0.0000050+j-0.0375237 [S]
Matricea Ynn_minim
Pentru regimul la sarcina maxima; trei trafo
y12=y21= 0.0158708+j-0.0712941 [S]
y120=y210= 0.0000000+j0.0001463 [S]
y23=y32= 0.0026638+j-0.0562856 [S]
y230= 0.0000074+j-0.0562856 [S]
Matricea Ynn_minim
CALCULUL CARACTERISTICILOR CONDUCTORULUI ECHIVALENT
Rezistenta la rupere, sigmaR= 33.445 daN/mm^2
Modulul de elasticitate echivalent, E= 7528.924 daN/mm^2
Coeficient de dilatare termica, alfa= 1.850*10^-5 gradC^-1
Calculul sarcinilor specifice
g1n= 0.003434 daN/(mm^2*m)
g2n= 0.006962 daN/(mm^2*m)
g3n= 0.010396 daN/(mm^2*m)
kp= 1.284
g4n= 0.004645 daN/(mm^2*m)
g5n= 0.005236 daN/(mm^2*m)
g6n= 0.005777 daN/(mm^2*m)
g7n= 0.011640 daN/(mm^2*m)
Calculul sarcinilor de calcul
g1c= 0.003777 daN/(mm^2*m)
g2c= 0.012531 daN/(mm^2*m)
g3c= 0.016308 daN/(mm^2*m)
g4c= 0.006039 daN/(mm^2*m)
g5c= 0.006807 daN/(mm^2*m)
g6c= 0.007123 daN/(mm^2*m)
g7c= 0.017672 daN/(mm^2*m)
DETERMINAREA STARII DE DIMENSIONARE
Starea I de dimensionare
sigma1= 22.408 daN/mm^2
gama1= 0.017672 daN/(mm^2*m)
Starea II de dimensionare
sigma2= 14.716 daN/mm^2
gama2= 0.003777 daN/(mm^2*m)
Starea III de dimensionare
sigma3= 22.408 daN/mm^2
gama3= 0.017672 daN/(mm^2*m)
Deschiderea critica, d0cr= 598.06 m
d0<d0cr –> Starea de dimensionare este starea III
INTOCMIREA TABELULUI DE MONTAJ
gaman=g1c= 0.003777 daN/(mm^2*m)
Tabelul de montaj
Temperatura critica, tcr= 121.46 gradC
Ancr= -18.800
sigman_critic= 3.85795 daN/mm^2
f_max= 9.222 m
T_cr= 1328.83 daN
ALEGEREA STALPULUI SI CALCULUL DISTANTELOR DE GABARIT
Deschiderea la incarcari orizontale av=d0= 274.500 m
Deschiderea la incarcari verticale ac= 400 m
Lungimea lantului de izolatoare, liz= 0.876 m format din 6 izolatori
Inaltimea calculata a stalpului, hst= 31.198 m
Calculul distantelor de gabarit in cazul conductoarelor nedeviate
1-4
b= 0.000 m
a= 6.100 m
d= 6.100 m
dmin= 2.637 m
Distanta de gabarit se verifica
2-3
b= 6.000 m
a= 2.000 m
d= 6.325 m
dmin= 2.299 m
Distanta de gabarit se verifica
1-2
b= 6.000 m
a= 2.000 m
d= 6.325 m
dmin= 2.299 m
Distanta de gabarit se verifica
Calculul distantelor de gabarit in cazul conductoarelor deviate
gvc= 0.006039 daN/(mm^2*m)
Tabelul 3.2.5.-1 Momentele încovoietoare exprimate în daNm
Cu acestea se realizează următorul tabel al forțelor în montanți:
Cu ajutorul acestor date geometrice și cu ajutorul relațiilor de calcul pentru eforturi se realizează următorul tabel cu eforturile din montanți exprimate în daN/cm2.
În următorul tabel sunt prezentate datele obținute prin aplicarea relațiilor de mai sus asupra celor trei tronsoane ale căror fețe sunt trapeze.
SFIRSIT PROIECT
_____________________________________________________________________________
Copyright Notice
© Licențiada.org respectă drepturile de proprietate intelectuală și așteaptă ca toți utilizatorii să facă același lucru. Dacă consideri că un conținut de pe site încalcă drepturile tale de autor, te rugăm să trimiți o notificare DMCA.
Acest articol: Proiectarea Asistata de Calculator a Unei Retele de Medie Tensiune (ID: 161305)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.