ВСТУП

Актуальність теми. Повітряні лінії електропередачі (ПЛЕП) використовують для передачі і розподілу електроенергії по дротам, які розташовані на відкритому повітрі і закріплені за допомогою ізоляторів та лінійної арматури на опорах, а в окремих випадках на кронштейнах або стійках інженерних споруд (мостах, шляхопроводах і т.п.).

Значне збільшення потужності, кількості підстанцій і довжини лінії електропередач високої напруги спонукає розвиток промисловості і електрифікації сільського господарства. Значні резерви у вирішенні цієї задачі закладені у підвищенні експлуатації та підвищенні надійності електромереж енергетичних систем і в першу чергу ПЛЕП напругою 35 – 750 кВ. 

Об’єднання енергетичних систем, збільшення потужності електричних станцій в цілому супроводжується збільшенням потоків потужності, що передаються по лініям електропередачі. Без потужних ліній електропередачі високої напруги неможлива передача електроенергії від сучасних великих електростанцій, а також неможливе створення об’єднаних енергосистем.

Стан магістральних електричних мереж рік у рік погіршується, 34% повітряних ліній електропередач (ПЛ) напругою 220-330 кВ експлуатуються понад 40 років, з них 1,7 тис.км ПЛ-330 кВ (13% від загальної протяжності) та 1,6 тис.км ПЛ-220 (52%) потребують реконструкції, 76% основного обладнання трансформаторних електропідстанцій спрацювало свій розрахунковий технічний ресурс.

Значні проблеми виникають у зв’язку з недостатньою пропускною спроможністю ліній електропередачі для видачі потужностей АЕС (Рівненська, Хмельницька, Запорізька); недостатнім рівнем надійності енергопостачання Криму, півдня Одеської області, Східного Донбасу; унеможливленням передачі надлишкової енергії Західного регіону до центру і на схід країни; незкомпенсованістю електромережі ОЕС України за реактивною потужністю та забезпеченням необхідного рівня напруги (Західна, Центральна, Південна енергосистеми).

На перспективу до 2030 року в ОЕС України зберігається стратегія розвитку основних електричних мереж, відповідно до якої системоутворюючi функції видачі потужності електростанцій та забезпечення паралельної роботи з енергосистемами інших країн залишаються за мережами 330 i 750 кВ з послідовним зростанням ролi мерeжі 750 кВ.

Таким чином дослідження методів розрахунку опор та проводів ПЛЕП є актуальною задачею.

Мета і задачі дослідження. Метою роботи є аналіз методів механічного розрахунку конструкцій повітряних ліній електропередач. 

Об’єктом дослідження дипломної бакалаврської роботи є повітряні лінії електропередачі, а предметом дослідження – методи механічного розрахунку опор та проводів повітряних ліній електропередачі.

1 ПОВІТРЯНІ ЛІНІЇ ЕЛЕКТРОПЕРЕДАЧІ

Лінією електропередавання називають споруду, призначену для передавання електричної енергії по струмоведучих проводах на віддалену відстань.

За конструктивним виконанням розрізняють повітряні, кабельні лінії електропередавання, струмопроводи та електропроводки. Останнім часом для побудови розподільчих електричних мереж широкого застосування набули повітряні лінії електропередавання з ізольованими проводами, виконані самонесучими ізольованими проводами, які являють собою гібрид між повітряними та кабельними лініями. 

В сучасних електричних мережах найбільшого поширення (біля 90%) набули повітряні лінії електропередавання, виконані неізольованими проводами, розташованими просто неба та закріпленими за допомогою ізоляторів та лінійної арматури над землею на опорах або інших інженерних спорудах. Основна особливість повітряних ліній полягає в тому, що вони виконанні неізольованими проводами, які розташовані просто неба та знаходяться під активним впливом оточуючого середовища. Саме це, в основному, визначає конструктивне виконання повітряних ліній та їх проводів.

Оскільки призначення лінії електропередавання полягає у передаванні електричної енергії на певну відстань, основна вимога до її конструктивного виконання полягає у забезпеченні необхідної пропускної здатності. Тут слід зважати на те, що протікання робочих струмів по лінії, відповідно до закону Джоуля-Ленца, викликає виділення теплової енергії, що супроводжується нагріванням струмоведучих елементів. Найбільшими осередками нагрівання є місця перехідних опорів, тобто місця з’єднань окремих відрізків проводу, контактів тощо. В цих умовах говорять про забезпечення термічної стійкості лінії електропередавання. Справа в тому, що надмірне перегрівання елементів лінії може призвести до послаблення та руйнування контактів, що порушує нормальну роботу електропередачі. Для запобігання цього необхідно обмежити робочу температуру струмоведучих проводів лінії. Так для проводів повітряних ліній традиційного виконання робоча температура не має перевищувати +70С. Конструкції ліній із проводами нового покоління дозволяють збільшити робочу

температуру до +80…+200С та вище відповідно до марки проводу.

Виконання повітряної лінії неізольованими проводами означає, що основним ізоляційним матеріалом є повітря. Для гарантування електричної міцності конструкції повітряної лінії необхідно передбачити забезпечення нормованих ізоляційних проміжків таким чином, щоб унеможливити перекриття між струмоведучими проводами суміжних фаз. Крім того необхідно гарантувати безпеку експлуатації лінії шляхом забезпечення нормованих габаритних відстаней між проводом та землею, або інженерною спорудою таким чином, щоб унеможливити враження електричним струмом людини, яка може опинитися під проводами лінії. Для ліній електропередавання надвисокої номінальної напруги додатково слід обмежити до допустимих значень напруженість електричного поля під проводами лінії.

Тут обов’язково необхідно враховувати кліматичні навантаження та впливи, які зазнають конструктивні елементи повітряної лінії, розташовані просто неба. Тут, зазвичай, розглядають вплив температури повітря в районі траси лінії, навантаження від ваги ожеледі та натиску вітру. Наприклад, збільшення температури повітря призводить до теплового здовження проводів лінії, збільшення стріл провисання і, як наслідок, до зменшення габаритної відстані між проводом та землею. Навпаки, в режимах мінімальних температур довжина проводу скорочуються, стріла провисання зменшується, але збільшується тяжіння в матеріалі проводу. Для таких режимів необхідно гарантувати механічну міцність конструкції лінії, унеможливлюючи перевищення тяжіння в проводі своїх гранично допустимих значень. Відкладення ожеледі на проводах повітряної лінії визначають додаткові механічні навантаження, які призводять до одночасного збільшення стріл провисання та механічного тяжіння в матеріалі проводу. Це означає, що в режимах ожеледі необхідно контролювати дотримання габаритних відстаней між проводом та землею або інженерною спорудою, а також механічне тяжіння в матеріалі проводу. Натиск вітру задає додаткове горизонтальне навантаження на конструктивні елементи повітряної лінії, що призводить зо збільшення тяжіння в матеріалі проводу та відхилення стріли провисання від вертикальної площини. Це означає, що крім механічного тяжіння в режимах вітру необхідно контролювати ізоляційні проміжки між проводами суміжних фаз, оскільки відхилення проводів суміжних фаз під дією вітру може відбуватися несинхронно. Під час обґрунтування конструкції повітряної лінії обов’язково розглядають можливі поєднання різних кліматичних навантажень та впливів, зокрема, розглядають режим вітру під час ожеледі. Крім того розглядають динамічний вплив вітру на конструктивні елементи повітряної ліній, який може викликати вібрацію та галопування проводів, а також інші види коливань. 

Активний вплив атмосфери на конструктивні елементи повітряної лінії електропередавання визначає проблему запобігання корозії. Справа в тому, що сталеві елементи конструкції лінії (опори, осереддя проводів, елементи лінійної арматури) піддаються корозії навіть за нормальних атмосферних умов, а у разі проходження траси лінії поблизу хімічних підприємств, або на узбережжі морів корозії піддаються також алюмінієві проволоки проводів. Таким чином, для забезпечення надійності конструкції повітряної лінії необхідно передбачити певні запобіжні антикорозійні заходи, наприклад, оцинковування сталевих проволок та сталевих опор, фарбування опор, застосування спеціальних антикорозійних мастил тощо.

Конструкція повітряної лінії електропередавання має бути захищена від прямого попадання блискавки від перенапруг, які можуть виникати у разі грозового розряду поблизу траси лінії. Для цього використовують грозозахисні троси, захисне заземлення опор, обмежувачі перенапруг та інше устаткування.

З метою забезпечення економічності конструкції повітряної лінії струмоведучі проводи натягують. Дійсно, натягування проводів призводить до зменшення стріл провисання, що дозволяє збільшити довжини прогонів між опорами лінії і, як наслідок, зменшити необхідну кількість опор. З іншого боку, натягування проводів лінії обмежене їх фізико-механічними властивостями. Слід зазначити, що натягування проводів здійснюють не на кожній опорі, а лише на деяких. Такі опори називають анкерними. Інші опори призначені лише для підтримки проводів над землею та мають назву проміжних опор. 

Техніко-економічному обґрунтуванню підлягає також конструктивне виконання опор повітряної лінії. Так, наприклад, збільшення висоти опор дозволяє скоротити їх загальну кількість через збільшення висоти закріплення проводів над землею. З іншого боку, збільшення висоти опори визначає збільшення витрат конструктивних матеріалів, ускладнення монтажу та експлуатації опор і, як наслідок, до збільшення собівартості одиничних опор. Навпаки, зменшення висоти опори призводить до її здешевлення, але визначає їх більшу загальну кількість. Багаторічний світовий досвід проектування та будівництва повітряних ліній різних класів номінальної напруги визначив уніфікацію типових конструкцій опор повітряних ліній. Разом з тим, застосування новітніх технологій у конструктивному виконанні повітряних ліній електропередавання визначає необхідність розробки нових типів опор.

Ще одна економічна задача полягає в обґрунтуванні вибору типу проводів лінії та їх перерізів. Справа в тому, що для збільшення пропускної здатності та термічної стійкості лінії електропередавання необхідно збільшувати переріз проводів. Це, очевидно, викликає збільшення витрат матеріалів на конструкцію лінії, тобто збільшення разових капітальних вкладень в будівництво. Водночас, збільшення перерізу пов’язано із зменшенням опорів проводів, тобто до зменшення витрат енергії на її передавання по лінії і, як наслідок, до зменшення щорічних витрат на експлуатацію лінії електропередавання. Навпаки, зменшення перерізу проводів викликає зменшення разових капітальних вкладень у будівництво, але, водночас, до збільшення щорічних витрат на покриття втрат. Очевидно, що за цих умов існує деякий оптимум збалансованого співвідношення між капітальними вкладеннями та щорічними витратами, який визначає таку конструкцію проводу лінії, щоб сумарний економічний ефект був максимальним.

Таким чином конструкція ліній електропередавання має відповідати наступним вимогам:

1)         забезпечення необхідної пропускної здатності лінії. Таку вимогу задовольняють вибором відповідного типу та перерізу струмоведучих проводів лінії;

2)         забезпечення термічної стійкості елементів лінії. Таку задачу розв’язують одночасно із задачею забезпечення пропускної здатності лінії;

3)         забезпечення електричної міцності конструкції лінії. Тут необхідно забезпечити нормовані ізоляційні проміжки між фазними проводами. Також необхідно забезпечити ізоляцію струмоведучих проводів лінії від конструктивних елементів опори, зокрема металевих траверс;

4)         гарантування безпеки експлуатації повітряної лінії. Таку вимогу задовольняють забезпеченням нормованої габаритної відстані між проводами повітряної лінії та землею або інженерними спорудами в нормальних та аварійних режимах;

5)         забезпечення надійності та механічної міцності конструкції повітряної лінії за будь-яких можливих кліматичних навантажень та впливів. Таку вимогу задовольняють вибором способу закріплення проводів повітряної лінії, його натягуванням на анкерних опорах, застосуванням грозозахисних тросів, захисної арматури тощо;

6)         забезпечення корозійної стійкості конструктивних елементів лінії. Таку вимогу задовольняють вибором спеціальних антикорозійних заходів;

7)         забезпечення економічності конструкції лінії, що полягає у

мінімізації витрат на будівництво та експлуатацію повітряних ліній.

Основними конструктивними елементами повітряних ліній електропередавання є:

Ø     струмоведучі проводи;

Ø     опори;

Ø     ізолятори;

Ø     лінійна арматура;

Ø     грозозахисні троси; Ø фундаменти опор.

Розглянемо ділянку повітряної лінії електропередавання, предсталену на рис. 1.1: 1 – анкерні опори; 2 – проміжні опори; 3 – фазний струмоведучий провід; 4 – грозозахисний трос; 5 – натяжні гірлянди ізоляторів; 6 – підвісні гірлянди ізоляторів; 7 – шлейф; 8 – прогін; 9 – анкерний прогін; 10 – анкерована ділянка; 11 – габарит; 12 – стріла провисання.

Рис. 1.1 - Ділянка повітряної лінії електропередавання

Ділянку між суміжними опорами будь-якого типу, або конструкціями, які заміщують опори, називають прогоном (на рис. 1.1 позначено 8).

Довжина прогону – довжина горизонтальної проекції прогону.

Анкерним прогоном називають прогін, обмежений опорами анкерного типу (на рис. 1.1 позначено 9).

Ділянку між анкерними опорами, на якій встановлено проміжні опори називають анкерованою ділянкою (на рис. 1.1 позначено 10).

Габаритом називають відстань по вертикалі між нижнім проводом в прогоні та землею або інженерною спорудою під лінією електропередавання (на рис. 1.1 позначено 11).

Стрілою провисання називають відстань по вертикалі між прямою, яка поєднує точки закріплення проводів на суміжних опорах та проводом у середині прогону (на рис. 1.1 позначено 12).

Конструктивне виконання фази повітряної лінії визначається маркою та перерізом проводів, їх кількістю в кожній фазі, взаємним розташуванням проводів та відстанями між ними. Повітряні лінії електропередавання надвисокої номінальної напруги (330 кВ та вище) з метою обмеження втрат енергії на корону виконують з розщепленими проводами у кожній фазі. В табл. 1.1 наведені типові конструктивні розміри повітряних ліній різних класів номінальної напруги.

Таблиця 1.1. Конструктивні розміри повітряних ліній

1.1 Проводи повітряних ліній електропередачі

Для передавання електричної енергії в повітряних лініях використовують неізольовані проводи, розташовані просто неба. Це визначає основні вимоги до конструктивного виконання проводів повітряних ліній:

1)    забезпечення високої електричної провідності;

2)    забезпечення високої механічної міцності;

3)    забезпечення високої корозійної стійкості; 4) забезпечення економічності конструкції.

Зазначені вимоги визначають використання для виготовлення проводів повітряних ліній міді, алюмінію та його сплавів, сталі.

Мідь характеризується найкращими електрофізичними та механічними властивостями. Питомий омічний опір міді складає 0,0178 Омм/мм², а граничний опір на розрив досягає 380-430 МПа. Однак мідь це дефіцитний матеріал, тому використання мідних проводів для виконання повітряних ліній потребує спеціального техніко-економічного обґрунтування. Мідні проводи можуть використовуватися в контактних мережах електротранспорту, інколи у повітряних лініях, які проходять в районах з агресивною атмосферою – поблизу узбережжя морів та хімічних підприємств.

Широкого застосування для виготовлення проводів набув більш розповсюджений у природі алюміній. Його питомий омічний опір складає 0,0283 Омм/мм². Головним недоліком алюмінію є його низька механічна міцність. Межа міцності алюмінієвих проволок на розрив складає всього 157191 МПа. Це визначає використання алюмінію для виготовлення проводів повітряних ліній з невеликими прогонами між опорами, тобто місцевих розподільчих мереж з номінальною напругою до 10 кВ.

Сталь має найкращі фізико-механічні властивості. Механічна міцність сталі на розрив досягає 1176-1314 МПа. Разом з тим питомий омічний опір сталі складає всього 0,13 Омм/мм². До того ж сталь відноситься до групи феромагнетиків, що визначає додаткові втрати енергії на перемагнічення сталевих проводів під час проходження змінного електричного струму. Ще одним важливим недоліком сталі є висока корозійність, що не дозволяє використовувати сталеві проводи без спеціальної обробки. Зазначені властивості сталі визначили її застосування для виготовлення опор повітряних ліній, грозозахисних тросів, а також для посилення механічної міцності алюмінію у складі сталеалюмінієвих проводів. Інколи сталеві проводи використовують для виконання великих прогонів повітряних ліній, наприклад, переходів через водні простори.

Таким чином, для виконання повітряних ліній використовують алюмінієві та сталеалюмінієві проводи. Інколи, з метою забезпечення надвисокої корозійної стійкості для виконання повітряних ліній використовують мідні проводи, а для забезпечення надвисокої механічної міцності – сталеві проводи. Для виконання грозозахисту повітряних ліній використовують сталеві троси та сталеалюмінієві проводи з пониженим перетином алюмінієвого шару. 

За своїм конструктивним виконанням проводи повітряних ліній складаються із звитих між собою окремих проволок, як показано на рис. 1.2. В таких проводах навколо центральної проволоки виконують повив з шести проволок, закручених у певному напрямі. Кожний наступний повив містить на шість проволок більше попереднього. Для забезпечення круглої форми проводу проволоки суміжних повивів закручують у протилежні напрями. Кількість шарів проволок може бути парною або непарною. При цьому проволоки зовнішнього повиву завжди скручені праворуч.

Рис. 1.2 - Зовнішній вигляд багатопроволочних проводів повітряних ліній електропередачі

                     В      конструкціях      повітряних      ліній      електропередавання      часто

використовують комбіновані проводи скручені з проволок двох різних металів. Так, для забезпечення високої механічної міцності проводи повітряних ліній зазвичай виконують із осереддям з оцинкованих сталевих проволок. Такі проводи називають сталеалюмінієвими (див. рис. 1.3). В таких проводах основне механічне навантаження сприймає сталеве осереддя. Зовнішній алюмінієвий шар забезпечує високу електричну провідність проводу та його пропускну здатність. Тут, відповідно до скін-ефекту, змінний струм витісняється до зовнішніх шарів проводу. Це дозволяє вважати, що струм в сталевому осередді відсутній і має місце лише в алюмінієвих проволоках проводу.

Для ошиновки підстанцій 330 кВ та вище часто застосовують порожнисті проводи. Такі проводи виконують із плоских алюмінієвих пластин, зчеплених між собою за допомогою пазів, як показано на рис. 1.4. Конструкція порожнистих проводів забезпечує зниження втрат енергії на корону через збільшення діаметру. Крім того, через скін-ефект і витіснення змінного струму із внутрішніх шарів забезпечується покращене використання металу проводу.

Рис. 1.3 - Конструкція сталеалюмінієвого проводу

б) схема поперечного

а) зовнішній вигляд перетину

Рис. 1.4 - Конструкція та зовнішній вигляд порожнистого проводу маки АП

Останнім часом в конструкціях повітряних ліній електропередавання широкого застосування набувають високовольтні неізольовані проводи нового покоління. Конструктивно такі проводи виконують з Z-подібних або трапецеподібних проволок, виготовлених з матеріалів з підвищеними електричними та механічними характеристиками. На рис. 1.5 наведено один з найбільш розповсюджених типів проводів нового покоління Aero-Z. Підвищена щільність проволок зовнішнього шару таких проводів забезпечує більший перетин порівняно з проводами традиційного виконання за того самого діаметру, що визначає більшу пропускну здатність ліній електропередавання. Саме тому проводи нового покоління часто називають компактними. 

Для виконання проволок проводів нового покоління використовують такі матеріали, як термооброблений алюміній, сплави алюмінію з додаванням рідкісноземельних металів, алюміній-цирконієві сплави тощо. Такі матеріали забезпечують більші електричну провідність, максимально допустиму температуру проводу та корозійну стійкість,  порівняно з традиційними сталеалюмінієвими проводами. Для виконання несучого осереддя в проводах нового покоління часто використовують композитні матеріали, які забезпечують менші значення коефіцієнту теплового здовження, а, отже, менші стріли провисання проводів, меншу вагу проводів тощо. На рис. 2.20 представлено провід марки АССС, виконаний проволоками трапецеподібної форми із композитним осереддям.

                                           а) зовнішній вигляд                           б) схема поперечного перетину

Рис. 1.5 - Конструкція компактного проводу нового покоління Aero-Z

Рис. 1.6- Провід марки АССС

Рис. 1.7 - Конструкція та зовнішній вигляд оптичного кабелю  у грозозахисному тросі марки OPGW

Останнім часом, для виконання та грозозахисту повітряних ліній використовують спеціальні проводи та троси, суміщені зі волоконно-оптичним кабелем, розташованим всередині проводів та тросів.  Такі комбіновані проводи та троси забезпечують одночасне передавання електричної енергії (грозозахист повітряних ліній) та використовуються для організації високошвидкісних оптоволоконних каналів зв’язку у складі волоконно-оптичної лінії зв’язку на повітряній лінії електропередавання (ВОЛЗ-ПЛ). На рис. 1.7 представлений грозозахисний трос OPGW, суміщений з оптоволоконним кабелем.

Маркування проводів повітряних ліній складається з літеро-цифрового коду. Літери означають матеріал, з якого виготовлений провід. Зокрема:

Ø   М – мідний провід; 

Ø   А – алюмінієвий провід; 

Ø   АН, АЖ – провід зі сплавів алюмінію;  Ø АС – сталеалюмінієвий провід.

Крім того, літерний код манкіровки проводів може містити інформацію про застосування мастил для забезпечення корозійної стійкості. Зокрема:

Ø   АКП, АНКП, АЖКП, АСКП – алюмінієвий або сталеалюмінієвий провід, міжпроволочний простір якого заповнений нейтральним мастилом;

Ø   АСКС – сталеалюмінієвий провід, в якому міжпроволочний простір сталевого осереддя заповнений нейтральним мастилом;

Ø   АСК – сталеалюмінієвий провід, в якому міжпроволочний простір сталевого осереддя заповнений нейтральним мастилом та ізольований двома поліетиленовими стрічками.

Цифровий код маркіровки проводу означає його номінальний переріз. Для сталеалюмінієвих проводів маркіровка містить дві цифри, розділених косою рискою – номінальний переріз алюмінієвої частини та номінальний переріз сталевого осереддя. Інколи в позначення сталеалюмінієвих проводів останнє значення опускають. Це пояснюють тим, що сталеве осереддя таких проводів призначене лише для забезпечення необхідної механічної міцності. Струмопровідним є лише зовнішній алюмінієвий шар. Тому в задачах дослідження процесів передавання енергії по лініям електропередач має сенс лише значення перерізу зовнішнього алюмінієвого шару.

Чинні нормативні документи, зокрема ГОСТ 839-80 «Провода неизолированные для воздушных линий электропередачи», регламентують шкалу номінальних перерізів проводів повітряних ліній, яка складається з наступного ряду: 4, 6, 10, 16, 25, 35, 50, 70, 95, 120, 150, 185, 240, 300, 330, 400, 500, 600, 700, 800, 1000 мм². Дійсні перерізи проводів можуть дещо відрізнятися від наведених номінальних значень відповідно до кількості па перерізу проволок, з яких звитий багатопроволочний провід. Зазначимо, що наведений ряд номінальних перерізів стосується лише мідних проводів (4–400 мм²), алюмінієвих проводів (16-800 мм²) та алюмінієвого шару сталеалюмінієвих проводів (10-1000 мм²).

Для виконання грозозахисту ліній електропередачі використовують сталеві троси або сталеалюмінієві проводи зі зменшеним перерізом алюмінієвої частини.

1.2 Опори повітряних ліній електропередачі

Проводи повітряних закріплюють на опорах, які складаються з вертикальних стояків, горизонтальних траверс та фундаментів. Зазначимо, що саме конструкція опори визначає взаємне розташування фазних проводів та грозозахисних тросів в просторі та відносно землі. Також на опорах здійснюють необхідне натягування проводів. Ці фактори визначають основні вимоги, які висувають до конструктивного виконання опор повітряних ліній електропередавання:

1)         забезпечення нормованих ізоляційних проміжків між фазними проводами повітряної лінії;

2)         забезпечення нормованої габаритної відстані між проводами повітряної лінії та землею або інженерними спорудами в нормальних та аварійних режимах лінії;

3)         забезпечити          надійність   та      механічну   міцність      конструкції

повітряної лінії шляхом вибору способу закріплення проводів повітряної лінії та грозозахисних тросів;

4)         забезпечення економічності конструкції опори.

Основними матеріалами для виготовлення опор є залізобетон та сталь, рідше – дерево. Останнім часом з’явились нові конструкції опор, виготовлені з композитних матеріалів.

Дерев’яні опори виготовляють з круглих соснових або мондринних колод. Такі опори використовують в конструкціях низьковольтних ліній електропередавання напругою 0,4-10 кВ. Проте на сьогодні подекуди залишились в експлуатації дерев’яні опори вищих класів номінальної напруги.

Загальний вигляд дерев’яної опори наведено на рис. 1.8. Дерев’яні опори характеризуються малою вагою, простотою виготовлення та транспортування, високими діелектричними властивостями, гнучкістю тощо. Однак, головний недолік дерев’яних опор полягає в малому періоді експлуатації через гниття деревини. Саме тому енергетична галузь України, свого часу, відмовилась від використання дерев’яних опор. Проте, останнім часом, на ринку з’явились нові, надійні, екологічно чисті антисептики, які, навіть у контакті з землею, забезпечують термін служби дерев’яних опор до 45 років. Це спричинило повернення до застосування дерев’яних опор в електричних мережах 0,4-10 кВ, особливо в західних областях України.

Загальний вигляд залізобетонної опори наведено на рис. 1.9. Така опора складається з вертикальної залізобетонної стійки, заглибленої та закріпленої в ґрунті та металевих траверс, на яких закріплюють фазні проводи. Залізобетонні опори характеризуються простотою виготовлення, дешевизною та простотою обслуговування. Разом з тим їх застосування обмежують такі фактори, як велика вага опор та труднощі, пов’язані із транспортуванням.

Рис. 1.8- Дерев’яна опора повітряної лінії 0,4 кВ Рис. 1.9 - Залізобетонна проміжна опора повітряної лінії 330 кВ

Металева опора баштового типу представлена на рис. 1.10. Така опора складається з сталевих ферм, скріплених болтовими або зварними з’єднаннями. Металеві опори закріплюють в ґрунті на залізобетонних фундаментах. Металеві опори дорожчі за залізобетонні, потребують регулярного обслуговування, пов’язаного з антикорозійними заходами. Проте таки опори складаються з окремих елементів, які збирають на місці монтажу, що дозволяє створювати конструкції будь-якої необхідної форми. В умовах важкодоступних трас повітряних ліній інколи застосовують металеві опори з алюмінієвих сплавів. Такі опори не потребують антикорозійного захисту. Однак висока вартість таких опор суттєво обмежує їх застосування.

Останнім часом в конструкціях повітряних ліній електропередавання набувають застосовування багатогранні металеві опори, виконані в габаритах залізобетонних опор із гнутого металу (див. рис. 1.11). Такі опори характеризуються простотою виготовлення та монтажу, компактністю, малою вагою тощо.

Ще один тип новітніх опор, що набувають застосування в світовій практиці будівництва повітряних ліній електропередавання, виготовляють із композитних матеріалів на базі скловолокна з полімерними сполучниками. Композитні опори характеризуються довговічністю, гідрофобністю, ремонтопридатністю, невеликою вагою, легкістю монтажу та транспортування, простотою експлуатації та обслуговування, екологічністю та діелектричною міцністю. На рис. 1.12 представлено вигляд сучасної композитної опори. 

За конструктивним виконанням розрізняють проміжні та анкерні опори. Проміжні опори встановлюють на прямих ділянках повітряних ліній. Такі опори призначені для підтримки проводів повітряної лінії з метою забезпечення нормованих габаритних відстаней між проводами лінії та землею. На рис. 1.9, наприклад, представлена проміжна залізобетонна опора повітряної лінії напругою 330 кВ.

                                                     Рис. 1.10 - Металева анкерна                           Рис. 1.11 - Анкерна

                                     кутова опора повітряної лінії 35 кВ         багатогранна металева опора лінії

110 кВ

Рис. 1.12 - Проміжна композитна опора повітряної лінії 110 кВ

Анкерні опори призначені для натягування проводів повітряної лінії з метою забезпечення нормованих значень тяжіння в матеріалі проводів лінії. Анкерні опори встановлюють на кінцях лінії, на кутах поворотів, на прямих, обмежуючі анкетовані ділянки, а також в місцях, передбачених нормами проектування лінії, наприклад, для обмеження переходів лінії через електрифіковану залізницю. На рис. 1.11 представлено анкерну кінцеву багатогранну металеву опору повітряної лінії 110 кВ, а на рис. 1.10 – анкерну кутову опору повітряної лінії 35 кВ.

Крім зазначених в конструкціях повітряних ліній застосовують інші спеціальні типи опор, зокрема, транспозиційні опори (див. рис. 1.13, а), призначені для зміни чергування фазних проводів лінії у просторі; відпайкові опори (див. рис. 1.13, б), призначені для створення вузлів робочої схеми електричної мережі без застосування розподільчих пристроїв; кутові опори, які встановлюють на кутах поворотів лінії; кінцеві опори (див. рис. 1.13, в), які

встановлюють по кінцях великих переходів для натягування проводів повітряної лінії; до кінцевих також відносять опори, які встановлюють на кінцевих підстанціях електропередачі (див. рис. 1.11);  перехідні опори (див. рис. 1.13, г) для виконання переходів через водні простори тощо.

Саме конструкція опори визначає геометричні властивості повітряної лінії електропередавання, зокрема, взаємне розташування фазних проводів у просторі і, як наслідок, надійнісні, економічні, електротехнічні параметри лінії тощо. На рис. 1.14 наведені типові конструкції розташування проводів на опорах повітряних ліній електропередавання. 

                                    а) транспозиційна опора лінії 110 кВ          б) відпайкова опора лінії 110 кВ

                                               г) кінцева опора лінії 150 кВ                   в) перехідна опора лінії 110 кВ

Рис. 1.13 -. Спеціальні типи опор повітряних ліній

а) горизонтальне розташування проводів

б) вертикальне розташування проводів

в) змішане розташування проводів

Рис. 1.14 - Схеми розташування проводів на опорах

Проводи на опорах можуть бути розташовані в один, два або три яруси. Розташування проводів в один ярус (див. рис. 1.14, а) називають горизонтальним. Така конструкція опор є найбільш надійною в районах інтенсивної ожеледі, оскільки така схема знижує ймовірність схрещування фазних проводів у разі нерівномірного відкладання ожеледі під час вітру. Горизонтальне розташування проводів забезпечує також надійну роботу лінії в районах інтенсивного галопування проводів. Водночас опори з горизонтальним розташуванням проводів вимагають найширшої полоси землевідчуження, що негативно впливає на економічні показники конструкції повітряної лінії.

Вертикальним розташуванням називають розташування проводів у два або три яруси без горизонтального зсуву проводів, які знаходяться один над одним

(див. рис. 1.14, б). Вертикальне розташування проводів визначає найменшу надійність конструкції повітряної лінії електропередавання. Тому в Україні нормативні документи регламентують використання опор з вертикальним розташуванням проводів лише в конструкціях повітряних ліній з номінальною напругою до 35 кВ, оскільки для таких електропередач вимоги надійності є найслабшими. Водночас у світовій практиці в регіонах, де відсутні опади у вигляді ожеледі та галопування проводів опори з вертикальним розташуванням проводів набули широкого використання, оскільки вони вимагають мінімального землевідведення, а, отже, визначають найкращі економічні показники конструкції повітряної лінії.

Розташування проводів в два або три яруси із горизонтальним зсувом проводів, які знаходяться один над одним, називають змішаним (див. рис. 1.14,

в). Змішане розташування проводів на опорах забезпечує необхідний компроміс між забезпеченням надійності конструкції лінії та мінімізацією землевідчуження. До того ж розташування фазних проводів у вершинах трикутника забезпечує електричне симетрування електротехнічних параметрів лінії.

Накопичений багаторічний досвід проектування, будівництва та експлуатації повітряних ліній електропередавання дозволив визначити найбільш доцільні та економічні конструкції опор для кожного кліматичного та географічного району та реалізувати уніфікацію таких конструкцій. Водночас, застосування новітніх технологій у конструктивному виконанні повітряних ліній електропередавання визначає необхідність розробки нових типів опор.

Останнім часом у світовій практиці широкого поширення набувають технології компактних ліній електропередавання. В таких лініях фазні проводи максимально зближені один до одного за рахунок використання міжфазних ізоляційних розпірок, які унеможливлюють недопустиме зближення проводів у прогонах під час їх розхитування. До компактних ліній електропередавання відносять також електропередачі надвисокої номінальної напруги із нетрадиційною формулою розщеплення фазних проводів. Застосування технологій компактних ліній електропередавання дозволяє зменшити габаритні розміри повітряної лінії, зменшити ширину полоси відчуження, зменшити витрати металу на будівництво опор, збільшити пропускну здатність електропередачі тощо.

На рис. 1.15 представлена унікальна компактна повітряна ліній електропередавання напругою 10 кВ, яка поєднує Луцьку ТЕС з підстанцією «Південна». Лінія довжиною 978 м виконана за двоколовою схемою із розщепленням фази на шість проводів. Проводи розщепленої фази утримаються у вершинах правильного шестикутника за допомогою демпферних розпірок та закріплені на опорах за допомогою підвісних ізоляторів, які утримують кожну фазну конструкцію у вершинах рівнобічного трикутника. Така конструкція повітряної лінії забезпечує високу пропусну здатність лінії і, водночас, мінімізує землевідведення під полосу відчуження.

Рис. 1.15 - Компактна повітряна лінія електропередавання напругою 10 кВ

Маркування опор повітряних ліній складається з літеро-цифрового коду. Перші літери такого коду позначають конструктивне виконання та матеріал опори:

П, ПС – проміжні опори;

ПВС – проміжні опори з внутрішніми зв’язками;

ПУ, ПУС – проміжні кутові опори;

ПП – проміжні перехідні опори;

А – анкерні опори;

АУ, У, УС – анкерно-кутові опори;

К, КС – кінцеві опори;

Б – залізобетонні опори (крім опор ліній 500 кВ); відсутність Б – металеві опори; М – металеві багатогранні опори;

ПК – проміжні композитні опори.

Цифри після літер позначають клас номінальної напруги лінії електропередавання.

Наявність літери «т» у складі коду позначає тросостойку з двома тросами; літери «п» − зміну взаємного розташування проводів на опорі. Цифра через дефіс позначає типорозмір опори. При чому непарні цифри вказують на одноколові опори, а парні – на дво- та багатоколові опори. Цифра через знак «+» наприкінці коду опори позначає висоту приставки до базової опори (для металевих опор).

Наприклад, маркування опори У110-2+14 означає, що це металева анкерно-кутова двоколова опора з підставкою висотою 14 м для повітряної лінії 110 кВ; ПМ220-1 – проміжна металева багатогранна одноколова опора для повітряної лінії 220 кВ; У220-2т – металева анкерно-кутова двоколова опора з двома тросами для повітряної лінії 220 кВ; ПБ110-4 − проміжна залізобетонна двоколова опора для повітряної лінії 110 кВ; ПК110-1 − проміжна композитна одноколова опора для повітряної лінії 110 кВ.

1.3 Ізолятори та лінійна арматура повітряних ліній електропередачі

Проводи повітряних закріплюють на опорах за допомогою лінійних ізоляторів та арматури. Лінійні ізолятори призначені для ізоляції проводів повітряної лінії, які знаходяться під дією високої напруги лінії, від металевих елементів конструкцій опор.

Основна особливість ізоляторів повітряних ліній полягає в тому, що вони випробують одночасну дію високої електричної напруги та великих механічних навантажень. Це визначає основні вимоги до конструктивного виконання ізоляторів повітряних ліній. До таких вимог відносять високу електричну та механічну міцність, стійкість до впливів оточуючого середовища, зручність експлуатації та економічність.

Для виготовлення ізоляторів використовують електротехнічний фарфор, загартоване скло та синтетичні полімери.

За конструктивним виконанням розрізняють штирові та підвісні ізолятори. Штирові ізолятори складаються з ізоляційної деталі, яка закріплюється на штирі або гаку опори. Загальний вигляд штирового ізолятору та гаку для його закріплення представлено на рис. 1.16. Такі ізолятори призначені для використання лініях електропередавання розподільчих мереж напругою до 35 кВ. Штирові ізолятори виготовляють з фарфору або з електротехнічного скла. 

Підвісні ізолятори утворюють ізоляційні підвіси – пристрої, які складаються з одного або кількох підвісних ізоляторів і лінійної арматури, шарнірно з’єднаних між собою. Такі ізолятори використовують в лініях електропередавання напругою 35 кВ та вище. Підвісні ізолятори поділяють на гірлянди тарілчастих ізоляторів та стрижневі ізолятори. 

Гірлянди ізоляторів збирають з тарілчастих ізоляторів, виготовлених з фарфору або загартованого скла. Загальний вигляд тарілчастого ізолятора наведено на рис. 1.17, а. На рис. 1.17, б схематично показано спосіб поєднання тарілчастих ізоляторів в гірлянду.

                                                а) штировий скляний ізолятор                        б) гак для закріплення

                                                                     ШС-10Д                                     штрирового ізолятору К-22

Рис. 1.16 - Конструкція штирових ізоляторів

                                                              а) зовнішній вигляд                         б) схема поєднання в гірлянді

Рис. 1.17 - Тарілчастий ізолятор типу ПС-40

Стрижневі ізолятори виготовляють з однонаправлених полімерів. Загальний вигляд стрижневого полімерного ізолятора наведено на рис. 1.18. Такі ізолятори дорожче за гірлянди тарілчастих ізоляторів. Проте вони характеризуються кращими електрофізичними властивостями та значно меншою вагою, що зумовлює широкі перспективи використання полімерних ізоляторів в конструкціях повітряних ліній електропередавання всіх класів номінальної напруги. Чинні нормативні документи рекомендують використовувати полімерні ізолятори під час будівництва нових та реконструкції існуючих ліній електропередавання.

Рис. 1.18 - Полімерний стрижневий ізолятор типу ЛК 70/110-ІІІ

Маркування лінійних ізоляторів складається з літеро-цифорового коду.

Перша літера коду визначає тип ізолятора:

Ø     Ш – штировий лінійний ізолятор;

Ø     Н – штировий низьковольтний ізолятор;

Ø     П – підвісний тарілчастий ізолятор; Ø Л – лінійний стрижневий ізолятор.

Друга літера визначає матеріал, з якого виготовлено ізолятор:

Ø     Ф – електротехнічний фарфор;

Ø     С – загартоване скло;

Ø     К – композитний полімер.

Підвісні тарілчасті ізолятори можуть додатково мати третю літеру, яка означає модифікацію конструкції спеціальних ізоляторів:

Ø     Г – брудостійкий;

Ø     Д – двокрилий;

Ø     К – із конічною ізоляційною деталлю; Ø С – із сферичною ізоляційною поверхнею; Ø В – із витягнутим униз ребром.

Цифровий код лінійних ізоляторів відповідно до їх типу означає:

Ø     для низьковольтних штирових ізоляторів – діаметр внутрішньої

різьби;

Ø     для високовольтних штирових ізоляторів – клас номінальної

напруги у кіловольтах;

Ø     для тарілчастих підвісних ізоляторів – гарантовану механічну міцність, виражену у кілоньютонах;

Ø     для стрижневих полімерних ізоляторів перша цифра – гарантована механічна міцність, друга – клас номінальної напруги.

Літера наприкінці коду штирових та тарілчастих ізоляторів є індексом модернізації ізолятора.

Римська цифра наприкінці маркування полімерних ізоляторів є кодом гранично допустимого ступеню забруднення ізолятора.

Наприклад, маркування ізолятора ШФ-10Б означає, що це штировий лінійний ізолятор, виготовлений з електротехнічного фарфору для ліній електропередавання напругою 10 кВ, типорозмір якого визначається модернізацією за кодом Б.

Маркування ізолятора ЛК-120/110-ІІІ означає, що це лінійний полімерний ізолятор для ліній електропередавання напругою 110 кВ. Руйнівне механічне навантаження складає 120 кН. Гранично допустимий ступінь забруднень ізолятора ІІІ.

Для монтажу повітряних ліній електропередавання використовують спеціальну лінійну арматуру. За своїм призначенням її поділяють на групи:

1)     

ізоляційних підвісок, а також для їх прикріплення до опор повітряних ліній. До зчеплювальної арматури відносять, наприклад, вушка, скоби, представлені на рис. 1.19.

                                                      а) типу СРС                   б) вушко типу УСК             в) скоба типу СК

Рис. 1.19 - Зчеплювальна лінійна арматура

2)      З’єднувальна арматура, призначена для з’єднування окремих частин проводу під час монтажу. До з’єднувальної арматури відносять спеціальні затискачі різного типу, представлені, наприклад, на рис. 1.20.

3)      Підтримуюча арматура, призначена для закріплення фазних проводів та грозозахисних тросів в затискачах для подальшого прикріплення до ізоляційної підвіски. До підтримуючої арматури відносять, наприклад, підтримуючі затискачі та роликові підвіси, представлені на рис. 1.20.

а) затискач пресований         б) затискач перехідний в) затискач плашковий типу САС типу ПАС   типу ПС

Рис. 1.20 - З’єднувальна лінійна арматура

                                                а) затискач                           б) затискач                          в) затискач

підтримуючий глухий      підтримуючий глухий   підтримуючий глухий типу ПГН     типу 2ПГН типу ПГУ

Рис. 1.21 - Підтримуюча лінійна арматура

4)      Натяжна арматура, призначена для закріплення проводів та тросів на натяжних підвісах анкерних та анкерно-кутових опор. На рис. 1.22

представлені типові конструкції натяжних затискачів.

а) затискач натяжний    б) затискач натяжний     в) затискач натяжний болтовий НБ          клиновидний типу НК-1-        коушний типу НКК

1

Рис. 1.22 -. Натяжна лінійна арматура

5)      Контактна арматура, призначена для організації відгалужень від проводів повітряних ліній та приєднання проводів зо затискачі електричних апаратів. На рис. 1.22 представлені типові елементи контактної арматури.

6)      Захисна арматура, призначена для забезпечення нормованих

відстаней між проводами розщепленої фази захисту проводів повітряної ліній від вібрації, для вирівнювання електричного поля навколо гірлянд ізоляторів, для захисту ізоляторів від птахів тощо. Типові елементи захисної арматури представлено на рис. 1.23.

а) затискач роз'ємний відгалужу-       б) затискач апаратний вальний пресований типу РОА        пресований типу А4А

Рис. 1.23 - Контактна лінійна арматура

Рис. 1.24 - Захисна лінійна арматура

2 ВИБІР КОНСТРУКЦІЇ ПРОВОДІВ, ТРОСІВ

2.1 Класи безвідмовності повітряних ліній

Механічна стійкість ПЛ в найбільшій мірі залежить від міцності несучих конструкцій – опор, фундаментів опор і їх основ.

Навантаження на несучі конструкції обумовлені як постійними і тривалодіючими  навантаженнями (наприклад, від ваги конструкцій), так і змінними короткочасними  кліматичними навантаженнями від дії вітру і ожеледних утворень.  Якщо величини постійних навантажень достатньо відомі, то величини кліматичних навантажень є випадковими величинами, прояв яких має ймовірнісний  характер і може відбуватися  у будь-який  час на протязі всього розрахункового періоду експлуатації ПЛ.

Відповідно до чинних будівельних норм України ДБН В.1.2.-2:2006 «Навантаження і впливи. Норми проектування» для розрахунків конструкцій передбачено визначення граничних і експлуатаційних кліматичних навантажень.

Граничне розрахункове значення навантажень відповідає екстремальній ситуації, що може виникнути в середньому не більше одного разу протягом експлуатації ПЛ та використовується для перевірки станів конструкцій, перевищення яких еквівалентне повній втраті працездатності конструкцій.

Експлуатаційне розрахункове значення навантажень характеризує умови нормальної експлуатації ПЛ і використовується для перевірки станів конструкцій, перевищення яких веде до часткової  втрати їх працездатності  (виникнення неприпустимих габаритів проводів, тросів, неприпустимих переміщень конструкцій, неприпустимо великого розкриття тріщин в залізобетонних конструкціях тощо). 

Правилами улаштування електроустановок, глава 2.5 ПУЕ:2006 установлено, що критерієм  вибору кліматичних навантажень є певна ймовірність неперевищення навантажень за весь період експлуатації лінії.  Неперевищення  граничних навантажень розглядають як безвідмовність конструкцій, бо у випадку перевищення навантажень настає їх відмова, що еквівалентне руйнуваннню.  Безвідмовність є величина, що протилежна ризику руйнування конструкцій.

Виходячи із економічно прийнятного рівня витрат у будівництво ПЛ, багаторічного досвіду експлуатації ліній в умовах України та враховуючи рівень відповідальності ліній різних напруг в енергосистемі,  для ПЛ України встановлено чотири класи безвідмовності (КБ), що наведені в таблиці 2.1.

Класи безвідмовності ПЛ характеризуються такими параметрами:

-        номінальною напругою ПЛ, кВ;

-        розрахунковим терміном експлуатації ПЛ, роки;

-        рівнем безвідмовності ПЛ  за період експлуатації, відносні одиниці;

-        середнім періодом повторюваності граничних кліматичних навантажень, які відповідають встановленому рівню безвідмовності, роки;

-        середнім періодом повторюваності кліматичних навантажень, які встановлені для розрахунків ПЛ в нормальних  експлуатаційних умовах, роки.

Таблиця 2.1 –  Класи безвідмовності та їх параметри

Основою для визначення граничних і експлуатаційних навантажень ліній у класах безвідмовності  1КБ - 3КБ є  їх характеристичні значення. 

Характеристичні значення  постійних і тривалих навантажень приймають такими, що дорівнюють їх середнім значенням.  Характеристичні значення кліматичних навантажень згідно до ДБН В.1.2-2:2006 відповідають середньому періоду повторюваності Т = 50 років (тобто співпадають із повторюваністю для ПЛ класу 2КБ). 

Кліматичні навантаження для будь-якого середнього періоду повторюваності, відмінного від Т = 50 років, визначають шляхом множення характеристичних значень навантажень на коефіцієнти переходу до навантажень з іншою повторюваністю. Ці коефіцієнти за термінологією ДБН

В.1.2.-2:2006 мають назву коефіцієнтів надійності за навантаженням fm. Значення цих коефіцієнтів для періодів повторюваності Т > 50 років перевищують одиницю (fm > 1), а для Т < 50 років становлять менше одиниці (fm < 1).  Значення  коефіцієнтів fm  для ПЛ різних класів безвідмовності, різних видів навантажень і різних періодів повторюваності, а також методики їх використання під час розрахунків ПЛ наведені у розділах  6 і 9.

Застосуванням коефіцієнтів надійності забезпечують в кожнім класі ПЛ однакову безвідмовність будівельних конструкцій від дії різних видів кліматичних навантажень (ваги ожеледі, вітрового тиску, дії вітру під час ожеледі).  

Визначення кліматичних навантажень на ПЛ класу 4КБ належить виконувати із безпосереднім використанням даних багаторічних спостережень метеопараметрів  на метеостанціях , розташованих в зоні прокладання трас ПЛ. Методика використання метеоданих наведена в главі 2.5 ПУЕ:2006, додаток А. Застосування  значень характеристичних навантажень і коефіцієнтів надійності для ПЛ 4КБ припустиме  лише для виконання  розрахунків на етапі попереднього оцінювання параметрів ліній, а також для виконання розрахунків навантажень на конструкції розподільчих установок (РУ), встановлюваних просто неба, як це передбачено вимогами глави 4.2. ПУЕ. «Розподільчі установки і підстанції напругою понад 1 кВ».

Навантаження на елементи РУ напругою понад 1 кВ обчислюють за критеріями класів безвідмовності ПЛ 2КБ-4КБ, виходячи з того, що напруга РУ є показник  відповідності класу  ПЛ з безвідмовності.  Клас безвідмовності РУ певної напруги визначають  як клас безвідмовності ПЛ тієї ж напруги (наприклад, на ПС 220/110/35 кВ розподільчі установки 220 і 110 кВ мають бути розраховані на кліматичні навантаження за вимогами класу 3КБ, а РУ 35 кВ – за вимогами класу 2КБ). 

2.2 Визначення перерізу проводів і тросів

Переріз проводів ПЛ визначають за двома умовами:

-                 за умови побудови ПЛ як елемента електричної мережі, яка спроможна забезпечити передавання електроенергії із якістю, передбаченою державними стандартами, із мінімальними технічними втратами енергії;

-                 за умови забезпечення достатньої механічної міцності проводів.

Величину перерізу струмопровідної частини проводів ПЛ напругою до  20 кВ обчислюють на підставі електричних розрахунків мережі, або ділянок мережі, які утворені цією ПЛ. Для ПЛІ до 1 кВ переріз СІП додатково перевіряють за допустимим струмом навантаження з урахування сонячної радіації та на термічну стійкість до струмів короткого замикання. Величини перерізу струмопровідної частини проводів ПЛ нового будівництва напругою понад 20 кВ встановлені нормативно в главі 2.5 ПУЕ:2006, (п.2.5.86), де зафіксовані найбільш доцільні мінімальні перерізи  проводів ПЛ, виходячи із функцій ПЛ в електричній мережі відповідної напруги.

Унормовані параметри проводів ПЛ напругою понад 20 кВ (переріз струмопровідної частини із алюмінію та алюмінієвих сплавів та кількість проводів в фазі) наведені в таблиці 2.2. Конструкція фази, яка виконана відповідно до цієї таблиці, задовольняє вимогам обмеження напруженості електричного поля на поверхні проводів до рівнів, припустимих за короною і радіоперешкодами на абсолютних висотах місцевості до 1000 м над рівнем моря. Переріз грозозахисних тросів ПЛ визначають виходячи з умови забезпечення достатньої механічної міцності тросу (із перевіркою його термічної стійкості, якщо трос підвішують без ізоляторів). У разі організації зв’язку по тросу здійснюють вибір параметрів його алюмінієвої або оптиковолоконної частини.

Таблиця 2.2 – Кількість і мінімальний переріз проводів ПЛ нового будівництва напругою понад 20 кВ

1. Стосується ПЛ 35 кВ, які є відгалуженням від існуючих магістральних ліній 35 кВ з перерізом проводів 70, 95 мм² або є продовженням таких магістралей.

2.Стосується ПЛ 110 кВ для живлення споживачів на потужність до 20 МВт або для видачі потужності електростанцій з кількістю годин використання встановленої потужності до 2500 (вітрові, газотурбінні пікові електростанції тощо). Технічні характеристики проводів і тросів наведені в додатку А.

2.3 Метод розрахунку міцності проводів і тросів

Механічну міцність проводів і тросів обчислюють за методом допустимих напружень.  Розрахунки за цим методом виконують на підставі таких вихідних даних:

-   постійних навантажень від власної ваги проводів, тросів відповідно до їх конструктивних параметрів із коефіцієнтом надійності  за навантаженням 

fm = 1;

-   змінних кліматичних експлуатаційних навантажень із середніми періодами повторюваності, поданими в таблиці 2.3, та коефіцієнтами надійності  за навантаженням _fm (відносно характеристичного навантаження).

Таблиця 2.3 – Середні періоди повторюваності експлуатаційних             навантажень

  Основою для визначення змінних кліматичних навантажень для ліній у класах безвідмовності 1КБ – 3КБ є їх характеристичні значення для певних територій      України,      що     надані         на      картах         кліматичного   районування.

  Характеристичні значення відповідають навантаженням із середнім періодом повторюваності 50 років, які діють на проводи діаметром 10 мм  на середній висоті 10 м від поверхні землі із інтервалом осереднення швидкості вітру 10 хвилин (для вітрових навантажень).  Перерахунок характеристичних навантажень на      експлуатаційні               виконують шляхом       множення

характеристичних значень на коефіцієнт надійності за навантаженням _fm.  

Для випадку обчислення експлуатаційних  навантажень усі коефіцієнти

_fm < 1.  Значення fm для різних видів кліматичних навантажень наведені у таблиці 2.4.

Таблиця 2.4 – Коефіцієнт _fm для визначення експлуатаційних навантажень на проводи і троси

Розрахунок експлуатаційних кліматичних навантажень для ПЛ класу 4КБ належить виконувати за окремою  методикою на підставі даних конкретних  метеостанцій, розташованих поблизу траси ПЛ.  Методика розрахунку  наведена у додатку А до глави 2.5 ПУЕ:2006.  Подані у цьому Посібнику  дані щодо навантажень на проводи, троси ПЛ класу 4КБ можуть бути використані лише для попереднього оцінювання параметрів ПЛ.

2.4 Обчислення експлуатаційних навантажень на проводи і троси 2.4.1  Лінійні  ожеледні навантаження

Лінійне експлуатаційне навантаження від ваги ожеледі  Gmp, Н/м

(вертикальне навантаження) обчислюють за формулою:

                                            G_mp = g_mp∙ k₁ ∙ ₁,                                         (2.1)

де:                                                       g_mp =  g_p ∙ fG                                                                           (2.2) g_p - характеристичне лінійне навантаження за кліматичним районом,  Н/м;

fG  -  коефіцієнт надійності; k₁  -  коефіцієнт зміни ожеледі за висоти;   

₁  -  коефіцієнт зміни ваги ожеледі від діаметра проводу.

Таблиця 2.5 – Характеристичне ожеледне  навантаження

Наведені райони характеристичних ожеледних навантажень співвідносяться до районів з ожеледі за ПУЕ-86 приблизно у такій

відповідності (наприклад, для ПЛ 3КБ): 1 район – ІІ РКУ; 2,3 райони – ІІІ РКУ;

4 район – ІV РКУ; 5,6 райони – особливий.

Таблиця 2.6– Коефіцієнт  k₁ зміни ваги ожеледі за висоти h

21

Рис. 2.1 – Карта районування території України за характеристичними значеннями ожеледі.

Таблиця 2.7 – Коефіцієнт  ₁  зміни ваги ожеледі за діаметром проводу в залежності від навантаження ожеледі на провід d = 10 мм

Проміжні значення параметрів в таблицях 2.5 і 2.6 обчислюють шляхом лінійної інтерполяції.

Значення лінійних експлуатаційних навантажень G_mp для проводів, тросів наведені в довідковому додатку Б. Абсолютні значення навантаження від ожеледі в прогоні ПЛ належить обчислювати шляхом  множення  Gmp на довжину вагового прогону  l_ваг, м.

2.4.2 Лінійні  вітрові  навантаження

Лінійне експлуатаційне навантаження  від дії максимального вітрового тиску P_m, Н/м  (горизонтальне навантаження) обчислюють за формулою:

                                 P_m = W_om ∙ C_c ∙ C_aer ∙ C_dc ∙ d ∙ sin²  ∙ 10^-3,              (2.3)

де:                                                      Wom =  Wo ∙ fmax                                                                   (2.4)

W_o - характеристичне значення максимального вітрового тиску за кліматичним районом,  Па;

fmax  -  коефіцієнт надійності; d  -  діаметр проводу, тросу, мм;  

  - кут напрямку вітру до вісі лінії (приймають   = 90^о, sin= 1);   

                                                                  С_с =  Сh ∙ Crel ∙ Cdir                                                            (2.5)

50

Рис. 2.2 –  Карта районування території України за характеристичним значенням вітрового тиску.

Під час розрахунку проводів, тросів коефіцієнти рельєфу і напрямку вітру приймають такими, що дорівнюють одиниці (C_rel = C_dir  =1), відтак:

                                                C_С = C_h                                                       (2.6)

C_h – коефіцієнт висоти, яким за ДБН В.1.2-2:2006 враховують збільшення вітрового навантаження залежно від висоти над поверхнею землі і типу навколишньої місцевості;

C_aer  - аеродинамічний коефіцієнт, який  дорівнює: 1,2 - для проводів і тросів діаметром до 20 мм вільних від ожеледі; 1,1 - для проводів і тросів діаметром 20 мм і більше вільних від ожеледі.

C_dc  -  коефіцієнт динамічності, який обчислюють за формулою:

                                                Сdc =  gtu ∙  ∙ kL,                                                              (2.7) 

де:  g_tu - коефіцієнт впливу пульсації вітрового навантаження на місцевості  різного типу;

 - коефіцієнт нерівномірності  тиску вітру вздовж прогону ПЛ, який

обчислюють за формулою  2.8, але приймають не більшим за 1,0:

                                      = 2,6 - 0,3 ∙ ln W_om                                          (2.8)

k_L -  коефіцієнт впливу довжини прогону, який обчислюють за формулою

2.9, але приймають величиною не менш, ніж 0,85 і не більш, ніж 1,2:

                                        k_L  = 1,7 - 0,12 ∙ ln L                                          (2.9)  Величину прогону  L, м для розрахунку проводів, тросів належить приймати довжиною, що дорівнює довжині приведеного прогону l_пр в анкерному прогоні ПЛ.

Таблиця 2.8 – Характеристичне значення максимального вітрового тиску

 Наведені райони характеристичних вітрових навантажень із інтервалом осереднення швидкості вітру 10 хвилин співвідносяться до вітрових районів за ПУЕ-86 із інтервалом 2 хвилини приблизно у такій відповідності (наприклад, для ПЛ 3КБ за граничними навантаженнями): 1 район – І, ІІ РКУ; 2,3,4 райони – ІІІ РКУ; 5 район – ІV РКУ.

Місцевості за шорсткістю поверхні поділяють на чотири типи:

тип І - відкриті поверхні на узбережжі морів, озер, які піддаються дії вітру

на ділянці довжиною не менш ніж 3 км, і плоскі рівнини без перешкод; тип ІІ - сільська місцевість з парканами, невеликими спорудами,

будівлями і деревами; тип ІІІ - приміські і промислові зони і протяжні лісові масиви; тип ІV - міські площі, на яких не менш ніж 15% поверхні зайнято

будівлями із середньою висотою понад 15 м.

Для проектування ПЛ практичний інтерес становлять лише місцевості типу І і ІІ.

Значення лінійних експлуатаційних  навантажень P_m для проводів і тросів наведені в довідковому додатку Б. Абсолютні значення навантажень від вітрового тиску належить обчислювати множенням величини P_m на довжину

вітрового прогону  l_віт , м.

Таблиця 2.9 – Коефіцієнт С_h зміни вітрового тиску на проводи, троси від висоти

1.   h_пр – висота приведеного центру ваги проводів, тросів.

2.   Проміжні значення С_h визначають шляхом лінійної інтерполяції.

Таблиця 2.10 – Коефіцієнт  g_tu пульсації вітру

2.4.3  Лінійні навантаження від дії вітру на провід, трос, вкритий

ожеледдю

Лінійне експлуатаційне навантаження від дії вітру на провід, трос, вкритий ожеледдю Q_m, Н/м (горизонтальне навантаження) обчислюють за формулою:

                                 Q_m = Q_om∙ _g ∙ k_g ∙ C_c  ∙ k_L ∙ sin² ,                         (2.10)

де:                                            Q_om  =  Q_o ∙ fQ                                                                                     (2.11)

Q_o - характеристичне значення дії вітру на провід, вкритий        ожеледдю, за кліматичним  районом;

fQ  -  коефіцієнт надійності;

_g  -  коефіцієнт зміни розміру ожеледі за діаметром проводу;

k_g  -  коефіцієнт зміни розміру ожеледі за висоти розташування проводу;   

С_с-  коефіцієнт, яким  враховують зміну вітрового тиску в залежності від  місця розташування проводу, тросу. Відповідно до формули 2.6 приймають, що

С_с = С_h; k_L -  коефіцієнт впливу довжини прогону, який обчислюють за формулою 2.9. Величину прогону L у формулі 2.9 для розрахунку проводів, тросів належить приймати довжиною, що дорівнює довжині приведеного прогону l_пр в анкерному прогоні ПЛ;

  - кут напрямку вітру до вісі лінії (приймають   = 90 ^о, sin= 1).   

Таблиця 2.11 – Характеристичне  значення дії вітру на провід, вкритий ожеледдю

Таблиця 2.12 –  Коефіцієнт  _g  зміни  розміру ожеледі за діаметром  проводу 

Таблиця 2.13 – Коефіцієнт  k_g зміни розміру ожеледі за висоти h

Проміжні значення параметрів в таблицях 2.12 і 2.13 обчислюють шляхом лінійної інтерполяції.

55

Рис. 2.3 – Карта районування території України за характеристичним навантаженням дії вітру на проводи та троси, вкриті ожеледдю.

Значення лінійних експлуатаційних навантажень Q_m для проводів і тросів наведені в довідковому додатку Б. Абсолютні значення навантажень від дії вітру на провід, трос, вкритий ожеледдю належить обчислювати множенням

величини Qm на довжину вітрового прогону  l_віт , м.

2.4.4 Значення експлуатаційних лінійних навантажень на  проводи, троси

Розділ 2.4 містить результати розрахунків експлуатаційних навантажень G_mp,P_m і Q_m для проводів і тросів, що використовують у найбільш типових  конструктивних рішеннях ПЛ.  Розрахунки виконані  для ПЛ класів 1КБ - 4КБ і усіх районів кліматичних умов для місцевості з абсолютними висотами до 400 м над рівнем моря.  Результати розрахунків наведені у додатку А, таблиці А1.

Значення величини  G_mpобчислено за формулою 2.1, при цьому значення коефіцієнта k₁ прийняте для висоти h = 10 м (тобто k₁ = 1,0).  У разі іншої висоти розташування проводу, тросу потрібно значення G_mp скоригувати шляхом введення розрахункового коефіцієнта k₁ ≠ 1,0 відповідно до таблиці 2.2.

Значення величини  P_m обчислено за формулою 2.3, при цьому значення С_h у формулі 2.6 прийняте для  висоти h = 10 м в місцевості ІІ типу (сільська місцевість), відтак коефіцієнти становлять: С_h = 1,0; g_tu = 1,5. Коефіцієнт   у формулі 2.7 обчислений відповідно до залежності 2.8, а також прийнято,  що коефіцієнт  k_L = 1,0 для  ПЛ класів 2КБ – 4КБ, або k_L = 1,2 для  ПЛ класів 1КБ, що мають малі прогони.  

У разі іншої висоти розташування проводу, тросу або іншого типу місцевості та конкретної величини приведеного прогону потрібно значення  Рm скоригувати шляхом застосування розрахункових коефіцієнтів С_h (С_h дивись табл. 2.5) і k_L (формула 2.9), а також введенням коефіцієнта коригування типу місцевості за впливом пульсації вітру – 0,87 для місцевості І типу, 1,07 та 1,13 для місцевості ІІІ і ІV типу відповідно.

Значення величини  Q_mобчислено за формулою 2.10 для проводу             d = 10 мм і з коефіцієнтом _g = 1,0, при цьому значення С_h в формулі 7.6 і k_g в формулі 2.10 прийняті для  висоти h = 10 м, а відтак становлять С_h = 1,0,          k_g = 1,0. Коефіцієнт k_L також дорівнює одиниці (k_L = 1) для  ПЛ  2КБ – 4КБ, або k_L = 1,2 для  ПЛ  1КБ.  

У разі іншої висоти розташування проводу, тросу або іншого типу місцевості чи конкретної величини приведеного прогону потрібно значення Q_m  скоригувати шляхом застосування розрахункових коефіцієнтів Сh (Сh дивись    табл. 2.5), k_g(табл. 2.9) і  k_L (формула 2.9), а також введенням коефіцієнта коригування типу місцевості  за впливом пульсації вітру - 0,87, 1,07, 1,13 для місцевості I,  III,  IV типу  відповідно.

2.4.5  Питомі навантаження та їх значення

В розрахунках  механічного напруження в проводах і тросах застосовують так звані питомі навантаження, величина яких становить лінійне експлуатаційне навантаження, що припадає на одиницю виміру площі перерізу проводу (тросу), яка сприймає навантаження.  Одиниця виміру питомих навантажень МПа/м.

Обчислення питомих навантажень виконують за формулами, наведеними в таблиці 2.14. 

Для самоутримних ізольованих проводів переріз S дорівнює сумі перерізів усіх утримних жил. В формулах таблиці 2.14 застосовані такі позначення:

S – площа навантажуваного перерізу проводу, тросу, утримних жил,  мм²;

P_l – вага 1 км проводу, тросу за ГОСТ 839-80, ГОСТ 3063-80 тощо, кг/км;

G_mp , P_m ,  Q_m – лінійне експлуатаційне навантаження відповідно до таблиці Б.1, Н/м.

Для районів 4-6 дії вітру на провід, вкритий ожеледдю, значення ₇ може перевищувати значення ₃ и відповідно навантаження ₇ буде обумовлювати найбільше напруження в проводі _нб.

Таблиця 2.14 – Формули  для розрахунку питомих навантажень на проводи, троси

В додатку Б, таблиця Б.2, наведені результати розрахунків питомих навантажень  ₁ ₆  для проводів і тросів ПЛ класів 2КБ-4КБ.  Розрахунки виконані за формулами таблиці 2.8 на підставі даних про відповідні лінійні експлуатаційні навантаження  з таблиці Б.1. 

3 РОЗРАХУНКИ НАПРУЖЕННЯ В ПРОВОДАХ, ТРОСАХ ТА ЇХНЬОГО ПОЛОЖЕННЯ  В ПРОГОНАХ

3.1  Механічні розрахунки

Механічний розрахунок проводів, тросів виконують з метою визначення напружень і стріл провисання в нормальному і аварійних режимах та під час монтажу.

Стан механічного напруження в проводі або тросі під час атмосферних умов, які змінюються, визначають з рівняння 3.1:

                                                                          ^2 ^l2                                     ^o2 ^l2  t  t_o ,                 (3.1) 

                            24  2 _o  _{24o}2  _ _

де:  , , t – напруження, МПа, питоме навантаження, МПа/м і температура,  ^оС

в кінцевому стані (які визначають);

_о, _о, t_о – напруження, питоме навантаження, і температура  в початковому стані;

l- прогін, розрахунковий прогін або приведений прогін в анкерному прогоні, м;  -  температурний коефіцієнт лінійного подовження, град^-1;

  -  коефіцієнт пружного подовження, МПа^-1.

1

                                                    ,                                                    (3.2)

E

Е – модуль пружності, МПа.

Зміни  питомих навантажень і температур t в рівнянні 3.1 обумовлені змінами атмосферних умов. Значення питомих навантажень приймають з таблиці Б.2 або  обчислюють за формулами, наведеними в таблиці 2.8 із використанням вихідних даних з таблиці Б.1.  У разі необхідності дані з таблиці

Б.1 повинні бути скориговані на висоту підвісу проводу (коефіцієнти k₁, C_h, k_g) і за типом місцевості.

Значення _о, , Е,   отримують із даних про конструктивні параметри проводів, тросів. Значення температур отримують з кліматичних карт середньорічної, мінімальної та максимальної температури (рис. 3.1 - 3.3).

Означені дані дають змогу ідентифікувати умови вихідного (початкового) режиму розрахунку. Вибір напруження, навантаження та температури вихідного режиму здійснюють шляхом порівняння  дійсного розрахункового прогону ПЛ із критичними прогонами l_k . Критичні прогони розраховують за формулами 3.3 - 3.5 для типичних механічних характеристик проводів, у яких допустимі напруження при найбільшому навантажені і мінімальній температурі

мають однакові значення (_нб = _-).

Критичним прогоном називають прогін, в якому напруження досягає допустимих значень в двох режимах, які розглядають.  Якщо це має місце під час найнижчій і середньорічній температурах, то такий прогін називають першим критичним  l_1k .  При другому критичному прогоні l_2k напруження досягає допустимого значення в режимах найнижчої температури і найбільшого навантаження, при третьому  критичному прогоні l_3k - в режимі середньорічної температури і найбільшого навантаження.

l_1k                         (3.3)

2^нб  6(5₂t^)                                        (3.4)

l_2k 

                                                                                     ^1 ^нбож1 _ _1

l3k  2нб  6[(нб 2ср ) (25  tср )]                     (3.5)

1                                               нбож1   _нб        ср 

В  формулах 3.3 -3.5 позначені такі параметри:

l_1k ,l_2k ,l_3k – довжина критичного прогону, м;

_ср – допустиме напруження при середньорічній температурі, МПа;

_нб – допустиме напруження під дією найбільших навантажень або при

найнижчій температурі, МПа;

₁ – питоме навантаження від власної ваги проводу, МПа/м;

_нб^ож – найбільше питоме навантаження з ожеледних навантажень 

3 або 7 ,  МПа/м; t_ср – середньорічна температура, ^оС; t_-   – найнижча температура, ^оС.

Температуру повітря під час ожеледі приймають мінус 5 ^оС для  територій із абсолютною висотою до 1000 м над рівнем моря.

Визначення напружень і температур вихідного (початкового) режиму належить виконувати відповідно до співвідношення критичних прогонів, керуючись даними таблиці 3.1.

Таблиця 3.1 – Параметри вихідного режиму

Рис. 3.1 Територіальне районування України за мінімальною температурою повітря

                                                      Рис. 3.2  Територіальне районування України за максимальною температурою повітря

Рис. 3.3  Територіальне районування України за максимальною температурою повітря

Розрахунковий прогін ПЛ належить визначати для нормального режиму на підставі розрахунку габаритного прогону – прогону, довжина якого обумовлена допустимим  габаритом до землі.

Визначають допустиму габаритну стрілу провисання проводу  f_габ, м, за умов прокладання траси ПЛ на горизонтальній поверхні, виходячи із висоти до нижньої траверси проміжної опори   h_оп, м, довжини ізоляційного підвісу  , м

та нормованого мінімального габариту до землі  h_габ, м

                                           fгаб = hоп - - hгаб                                                                     (3.6)

Попереднє  значення довжини габаритного прогону  при найбільшому навантаженні l^ож_габ , м  визначають за формулою:

^ож 8^{ fгаб нб} ,                                      (3.7)                                           l_габ  _ож

_нб

де:    f_габ – допустима стріла провисання, м

_нб – допустиме напруження під дією найбільших навантажень  або при  найнижчій температурі, МПа;

_нб^ож – найбільше питоме навантаження з ожеледних навантажень ₃  або

7, МПа/м.

Надалі проводять порівняння отриманого значення l^ож_габ із критичними прогонами та за таблицею 3.1, визначають умови вихідного режиму для розрахунку напружень та обчислюють за рівнянням 3.1 напруження  + при максимальній температурі  t_макс і навантаженні  1. Після цього знаходять максимальну довжину габаритного прогону   при максимальній температурі  l^_габ, м за формулою:

                                       l^_габ                                               (3.8)

Для ділянок ПЛ, що мають перетини із залізницями, габаритний анкерований прогін обчислюють при температурі t_макс = +70 °С і навантаженні ₁ за умови дотримання габаритів до елементів замізниць.

З двох габаритних прогонів  (l^ож_габ ,  l^_габ) за розрахунковий прогін ^l _p._габ приймають найменший та перевіряють, аби він не перевищував припустимий 

вітровий прогін l_віт , який є обумовлений міцністю проміжної опори.  

Вітровий прогін – це умовний прогін, вітрове навантаження від проводів, тросів, якого сприймає опора, що знаходиться між прогонами  l₁il₂:

l^{1 l2}                                              (3.9)                                       l_віт 

2

Значення розрахункового приведеного прогону приймають не більшим ніж   ^l_віт .

У разі, якщо вітровий прогін буде меншим за габаритні прогони  l^ож_габ та l^_габ, і вітровий прогін буде прийнятий за розрахунковий, то доцільно послабити розрахункове напруження _нб  до  _нб^' :

                                                                      _нб^'  ^{l2віт нбож}                                        (3.10)

8 f_габ

На підставі отриманого значення  l _p.габ коригують значення питомих навантажень ₄,  ₅ , ₆,  ₇,   які залежать від довжини прогону через коефіцієнт

k_L за формулою 3.9. Скориговані питомі навантаження використовують для  виконання усіх розрахунків, які стосуються визначення положення проводів, тросів в прогонах, а також для розміщення опор на профілі місцевості.

Вертикальну відстань між проводами і тросами вибирають за стрілами провисання тросу, які відповідають розрахунковому габаритному прогону; при цьому стріла  провисання  тросу не повинна бути більшою, ніж стріла провисання проводу.  Виходячи з цього визначають значення найменшого розрахункового напруження в тросі  _min^тр :

^l2                                      _min^тр      ^{р.габ нб}ож тр ,                                         (3.11)

8 f_габ

де:  l _p.габ - габаритний прогін, розрахований для проводу, м;

_нб^{ож тр} - найбільше питоме ожеледне навантаження тросу, МПа/м; f_габ  - габаритна стріла провисання проводу, м.

Також виконують порівняння стріл провисання проводу і тросу в габаритному прогоні в режимі температури +15 ^оС за умовами захисту від грозових перенапруг  відповідно до вимог п. 2.5.120 ПУЕ:2006. 

Встановлене за цих умов або за формулою 3.11 мінімальне розрахункове значення напруження для тросу є вихідним для розрахунку найбільшого його значення.  Розрахунок виконують для вихідних умов, при яких визначено найбільше напруження в проводі  _нб .  

Для розрахунку вагових навантажень від проводів, тросів в місцях їх кріплення до опор використовують значення вагового прогону. 

Ваговий прогін - це  умовний прогін, вагове навантаження від проводів,

тросів якого сприймає опора, що знаходиться  між прогонами  l₁il₂.

Значення вагового прогону залежить від алгебраїчної різниці  h між висотою кріплення проводу на опорі, яку розраховують, і відповідними висотами кріплення проводу на  суміжних опорах (висоту кріплення на розрахунковій опорі приймають за нульову відмітку).  При однакових висотах

опор різниця h обумовлена лише рельєфом місцевості.

                             l_ваг  l^{1 }2^l2 ^₃³ ^_ ^_l^h₁¹  ^_l^h₂² _^_                                  (3.12)

Наведений вираз для  l _ваг справедливий для найбільш поширеного випадку  розташування  опор, коли розрахункові  найнижчі точки провисання

проводу в прогонах  l₁il₂ знаходяться в межах цих прогонів.

3.2 Розрахунок положення  проводів, тросів  в прогоні

За однакової висоти місць підвішування (рис. 3.4)  для прогонів довжиною до 700 м стрілу  f, м  визначають за формулою 3.13, а для прогонів довжиною понад 700 м – за формулою 3.14

l²                                             f       ;                                                   (3.13)

8

l2

                                           f  8  384l4 3₃ ,                                    (3.14)

де:  l  - довжина прогону, м;

 - питоме навантаження в режимі, що розглядають, МПа/м;

- напруження в режимі, що розглядають, МПа.

Рис. 3.4 -  Стріла провисання при однаковій висоті місць підвішування 

У випадку різної висоти місць підвішування (рис. 3.5) визначають значення еквівалентних прогонів: 

2^{ h}

                                                                    l_e1  l                                                      (3.15)

 l

2^{ h}

                                                                  l_e2  l              ,                                       (3.16)

 l

де  h - різниця у висотах місць підвішування, м.

Рис. 3.5 -  Стріла провисання при різній висоті місць підвішування 

Знаходять відповідні стріли провисання f₁ і  f₂  для еквівалентних прогонів  l_e1il_e2 за формулами 3.13, 3.14.

Стріла провисання в будь-якому місці прогону (рис. 3.6):

                                    f_x  ^{ x} (l  x)  x ^h ,                                      (3.17)

                                                                                       2                 l

де  х -  відстань від розрахункового місця прогону до опори, м.

Рис. 3.6 - Стріла провисання  в будь-якому  місці прогону

Напруження в проводі в місцях підвішування (відповідно до рис. 3.6):

_А =  +  ∙ f₂ ;

  _В =  +  ∙ f₁ ,                                       (3.18)    

                         де - напруження в найнижчій точці, МПа.

Розташування проміжних опор по профілю місцевості і встановлення дійсних прогонів між проміжними опорами в анкерному прогоні визначають в нормальному режимі із найбільшими стрілами провисання.

Режим найбільших стріл провисання визначають шляхом обчислення

критичної температури  t_k,  ^оС

                                                                               t_k  5 ₃  ^ _^1_^1₃ ^_                                    (3.19)

_{ }

Якщо t_макс > tk, то найбільшу стрілу провисання досягають під час t_макс. Якщо t_макс < tk, то найбільшу стрілу провисання досягають під час ожеледі без вітру. У випадках t_макс < tk значення критичної температури може служити показником допустимої температури нагрівання проводу електричним струмом при додержанні вертикальних габаритів проводу в нормальному режимі. Значення критичних температур із виділенням області температур допустимого нагрівання, якою можуть керуватися диспетчерські служби відповідно до МТ 34-70-037-87, наведені в додатку Б, табл. Б.3 (дані таблиці Б.3 поширюються

лише на ПЛ, які збудовані за вимогами глави 2.5 ПУЕ:2006).

В нормальному режимі в анкерному прогоні напруження в проводі, тросі встановлюється однаковим для будь-якого прогону  між проміжними опорами і дорівнює напруженню  в умовному  приведеному  прогоні l _пр , м:    

                                                                   l_{пр } ^l3і ,                                                  (3.20)

l_і

 де  l _і - довжина кожного прогону за фактичним розташуванням опор в межах анкерного прогону, м.

Однаковість напруження в прогонах із проміжними опорами обумовлена наявністю кріплення проводів у підтримуючих підвісах, а у разі кріплення у штирових ізоляторах – гнучкістю опор.

Визначення стріл провисання в прогоні з проміжними опорами в аварійному режимі  після обірвання проводу у сусідньому прогоні виконують лише для проводів перерізом алюмінієвої частини менше ніж 185 мм² за формулою 3.17, в якій величину напруження  замінюють на величину редукованого напруження після обірвання _об. Значення  _об  розраховують відповідно до вихідного режиму визначення габаритів перетинів під час середньорічної температури без вітру і ожеледі (для сплавних річок – під час максимальної температури без вітру). 

Редуковане напруження у багатопрогінній ділянці ПЛ, де можливе обірвання проводу в будь-якому прогоні з проміжними опорами жорсткої конструкції, розраховують за формулою 3.21:

                                                                   _{об }        ^σо               ,                                     (3.21)

^{l3 2}

де:                                        _{o } 24^o_o2                                                  (3.22)

_о, _о – напруження, МПа та питоме навантаження, МПа/м у вихідному режимі розрахунку стріл провисання;

 – довжина підтримуючого підвісу на проміжній опорі, м; k_n – коефіцієнт, яким враховують кількість прогонів від прогону обірвання до анкерної опори відповідно до таблиці 3.2. 

l –  прогін розрахунків габаритів в аварійному режимі, м.

Таблиця 3.2 – Коефіцієнт  kn

Для гнучких конструкцій доцільно додатково враховувати прогинання стояка опори  на величину 1, м, яка залежить від коефіцієнта гнучкості опори  m, м/кН.

         ₁ = m ∙ _об  ∙ S ∙ 10^-3,                                        (3.23)

де:   m = 0,04  м/кН для залізобетонних стояків (середні дані); 

 _об  - напруження після обірвання за формулою 3.21 для жорстких конструкцій, МПа;

S – переріз проводу,  мм².

Напруження після обірвання  в прогоні із гнучкими конструкціями  розраховують за формулою 3.24:

                                                         σ_об^{гн =           σо}                                                             (3.24)

Визначення редукованого напруження після обірвання проводу з метою розрахунку горизонтального навантаження на проміжні опори в аварійному режимі не виконують.  Таке навантаження замінюють умовним горизонтальним натягом. Приклад розрахунку проводів наведений у додатку В.1.

3.3 Обчислення кліматичних навантажень на площинні елементи ПЛ 3.3.1  Ожеледні навантаження

Ожеледні навантаження Gms  враховують на опорах, виготовлених із фасонного прокату, розташованих у 5 і 6-му районах за ожеледдю, а також в усіх районах, якщо висота опор перевищує 50 м.

Ожеледні навантаження на площинні елементи G_ms,  Н для ПЛ 1КБ-3КБ  визначають за формулою:

        G_ms = 8,83 ∙ b_р ∙ k₂ ∙ ₂ ∙ A_o ∙ _fG  ∙ _n ,                           (3.25)

де:    b_р – характеристична товщина стінки ожеледі за кліматичними районами, мм;

fG  - коефіцієнт надійності за навантаженням (для першої групи граничних станів; k₂  - коефіцієнт зміни стінки ожеледі за висоти;

₂  - коефіцієнт покриття поверхні ожеледдю (за відсутності даних

приймають ₂ = 0,6);

A_o - площа загальної  поверхні елемента, м²;

_n - коефіцієнт надійності за відповідальністю (для першої групи граничних станів; для другої групи _n = 1).

Таблиця 3.3 – Характеристична товщина стінки ожеледі

У разі проведення уточнених розрахунків для ПЛ 4КБ ожеледні навантаження на площинні елементи визначають за формулою 3.25, в якій приймають _fG  =1,0, а товщину стінки ожеледі  b_р, мм встановлюють за формулою 3.26.

                                                             b_p  5    2536,1 g_mp ,                               (3.26)

де  gm_р – лінійне ожеледне навантаження, Н/м  визначене на підставі даних конкретних метеостанцій за методикою відповідно до глави 2.5 ПУЕ:2006 

(додаток Б).

3.3.2 Максимальне вітрове навантаження

Розрахункове значення максимального вітрового тиску  на площинні елементи конструкції W_m, Па визначають за формулою:

                      W_m = W_om ∙ C_aer ∙ C_с ∙ С_d ∙ _n                                         (3.27)

де:                                              W_om = W_o∙ _fmax                                                    (3.28)

W_o  - характеристичне значення максимального вітрового тиску за кліматичним районом, Па;

fmax  - коефіцієнт надійності за навантаженням;         _n  - коефіцієнт надійності за відповідальністю.

Caer   - аеродинамічний  коефіцієнт, який визначають згідно із чинними нормами навантаження на будівельні конструкції;

C_c - коефіцієнт  врахування місця розташування конструкцій  За відсутності необхідності врахування локальних умов місцевості (при C_rel = C_dir 

=1) коефіцієнт  C_c = C_h;

С_d  - коефіцієнт динамічності. Для опор висотою до 50 м допускають такі значення коефіцієнта Сd :

С_d = 1,5 – для вільностоячих одностоякових металевих опор, вільностоячих одностоякових і портальних залізобетонних опор на центрифугованих стояках;

С_d = 1,6 – для вільностоячих портальних металевих опор, металевих і 

залізобетонних опор із відтяжками у разі шарнірного кріплення до фундаменту;

С_d = 1,8 – для вільностоячих одностоякових залізобетонних віброваних опор;

С_d = 1,0 – для дерев‘яних опор.

3.3.3  Вітрове   навантаження під час ожеледі

Розрахункове значення тиску вітру на площинні елементи конструкцій під час ожеледі     W_g, Па визначають за формулою:

                       W_g = W_og^o ∙ C_aer ∙ C_с ∙ С_d ∙ _n                                     (3.29)

де:                                    W_og^o = W_og∙ _fm                                                   (3.30)

W_og  - характеристичне значення тиску вітру під час ожеледі за кліматичним районом, Па;

fm    - коефіцієнт надійності за навантаженням; 

C_aer , C_с , С_d, _n  - параметри, значення яких приймають відповідно до пояснень  до формули 3.28.

Таблиця 3.5 – Характеристичне значення тиску вітру  під час ожеледі

Рис. 3.7 –  Карта районування території України за характеристичним значенням тиску вітру під час ожеледі.

3.4 Навантаження на проміжні опори від обірваних проводів, тросів 3.4.1 Навантаження від обірваних проводів 

Навантаження аварійного режиму на проміжні опори враховують лише для ПЛ напругою понад 1кВ.

Розрахункове горизонтальне навантаження вздовж осі лінії  Т_гор, кН, від обірваних проводів однієї фази на проміжній опорі з підтримувальними підвісами і глухими затискачами на ПЛ напругою від 1 до 500 кВ включно обчислюють за формулою:

                         Т_гор = k_T ∙ k_N  N  T_max ,                                (3.31) 

де:   T_max  -  найбільше розрахункове значення натягу проводу за формулою 12.2, кН;

N -  кількість проводів в фазі;

k_T  - коефіцієнт, яким зменшують значення натягу проводу в аварійному 

режимі в залежності від конструкції опор і проводів;    k_N - коефіцієнт, яким зменшують значення натягу проводу в аварійному 

режимі в залежності від кількості проводів в фазі.

T_max =_нб ∙ S ∙ 10^-3,                                         (3.32) 

де: _нб  –  напруження в проводі під дією найбільших навантажень або при найнижчій температурі, МПа;

S – переріз проводу,  мм².

Таблиця 3.6 - Коефіцієнт зменшення  натягу  k_T       

 Таблиця 3.7 - Коефіцієнт зменшення  натягу  k_N    

*- Застосовують лише для ПЛ 500 кВ на металевих опорах.

Для інших типів опор в залежності від гнучкості (опор з нових матеріалів, металевих гнучких опор, тощо) допускається приймати розрахункове горизонтальне навантаження вздовж осі лінії в зазначених вище межах. При наявності достатнього обґрунтування коефіцієнта гнучкості опори  m, дозволено враховувати вплив гнучкості опори на тяжіння.

На ПЛ 750 кВ із розщепленням на 4 і більше проводів у фазі значення аварійного навантаження вздовж осі лінії на проміжній опорі належить приймати 27 кН на фазу (без додаткового введення коефіцієнта 0,8 на сполучення навантажень в аварійному режимі).

У разі застосування пристроїв, які обмежують передавання поздовжнього навантаження на проміжну опору (багатороликові підвіси, а також інші пристрої), розрахунок опор виконують на навантаження, які виникають під час використання цих пристроїв, але не більших від навантажень Т_гор, прийнятих у разі підвішування проводів у глухих затискачах.

Розрахунок значення  Т_гор проміжних опор великих переходів з проводами, які підвішують в глухих затискачах,  виконують за формулою 3.31, де навантаження Tmax  приймають таким, що дорівнює редукованому натягу, за таких умов: проводи вкриті ожеледдю, вітер відсутній,  k_T  = 1, k_N  визначають на підставі даних табл. 3.3.

       Таблиця 3.8 - Коефіцієнт зменшення  натягу  k_N   для великих переходів

У випадку підвішування проводів і тросів на роликах умовне навантаження на провід за аварійним режимом уздовж лінії приймають при одному проводі у  фазі  20 кН, у разі двох проводів у фазі  35 кН, у разі трьох і більше проводів у фазі  50 кН. Розрахунок опор виконують з урахуванням коефіцієнтів надійності горизонтального навантаження вздовж лінії від обірваного проводу  _fm   = 1,3 для розрахунків за першою групою граничних станів і _fm   = 1,0 – за другою групою.

Розрахункове горизонтальне навантаження вздовж лінії від натягу обірваного проводу на стояк проміжної опори ПЛ, з кріпленням проводів на штирових ізоляторах за допомогою дротового в'язання, слід приймати 0,5T_max (але не менше за 3,0 кН) з урахуванням гнучкості опор  при обірванні одного проводу, який дає найбільші зусилля в елементах опори. Розрахунок стояка виконують лише за першою групою граничних станів з урахуванням коефіцієнту надійності  _fm   = 1,3.   Для розрахунку конструкцій опор (крім стояка) умовне

навантаження, створене натягом обірваного проводу, необхідно приймати 0,25^T_max , але не менше за 1,5кН.

3.4.2.Навантаження від обірваних тросів

Розрахункове горизонтальне навантаження вздовж осі лінії Т^Т_гор, кН, від обірваного тросу на проміжній опорі на ПЛ напругою до 500 кВ включно належить приймати рівним 0,5 Т^Тmax від одиночного тросу, де  Т^Тmax -  найбільше розрахункове значення натягу тросу, кН.

T^Т _max =_нб^тр S^Т 10^-3,                                               (3.33)

де:   _нб^тр –  найбільше напруження в тросі, МПа; S^Т – переріз тросу,  мм².

На ПЛ 750 кВ розрахункове значення аварійного навантаження вздовж осі лінії належить приймати 20 кН від кожної складової тросу (без додаткового введення коефіцієнта на сполучення аварійних навантажень).

Для гнучких опор (залізобетонних і дерев’яних опор без відтяжок) дозволено визначати навантаження, створюване обірванням троса, з урахуванням гнучкості опор.

Розрахунок опор виконують з урахуванням коефіцієнтів надійності

горизонтального навантаження вздовж лінії від обірваного тросу  _fm   = 1,3 для розрахунків за першою групою граничних станів і _fm   = 1,0 – за другою групою.

3.5 Розрахунки спеціальних компонентів повітряних ліній

Спеціальними конструктивними компонентами ПЛ є ізолятори, арматура ізоляційних підвісів, арматура кріплення проводів, тросів до будівельних конструкцій без ізоляційних елементів, гаки, штирі, кронштейни та інші вузли кріплення проводів, тросів на опорі.

Механічну міцність спеціальних компонентів обчислюють методом руйнівних навантажень.  Зусилля в ізоляторах  і арматурі не повинні перевищувати значень руйнівних навантажень (механічних або

електромеханічних для ізоляторів і механічних для арматури), установлених державними стандартами та технічними умовами і поділених на коефіцієнт

надійності за матеріалом  _м.

Розрахунки за цим методом виконують на підставі таких вихідних даних:

-                                 постійних навантажень від  власної ваги проводів, тросів і власної ваги підвісів із коефіцієнтом надійності  _fm = 1;

-                                 змінних кліматичних експлуатаційних  навантажень на проводи, троси

із коефіцієнтом надійності fm .

Експлуатаційні навантаження від проводів, тросів обчислюють в способи, які наведені в розділі 2, або використовують  дані лінійних навантажень з таблиці Б.1. Розрахунки міцності спеціальних компонентів ПЛ 2КБ - 4КБ виконують для умов нормального режиму, а у випадку використання багатоланцюгових  ізоляційних підвісів – також для умов аварійного режиму.  Спеціальні компоненти ПЛ класу 1КБ, розраховують тільки для умов нормального режиму. Коефіцієнти надійності за матеріалом _м та умови їх

застосування  наведені в таблиці 3.9.

Таблиця 3.9 –  Коефіцієнти   надійності за матеріалом _м

Перевірку  міцності підвісів в аварійному режимі виконують лише для багатоланцюгових підвісів, що характерно для ПЛ 330 – 750 кВ, а також для ПЛ  у важкодоступній місцевості і на великих переходах.

                                               Аварійним       режимом       вважають       роботу       дволанцюгових   і

багатоланцюгових  підтримувальних і натяжних підвісів з механічною зв’язкою між ланцюгами ізоляторів у разі обірвання одного ланцюга.  Для розрахунку приймають найбільші експлуатаційні  навантаження на підвіс.  Критерій міцності  підвісу в аварійному режимі є такий:  зусилля в ізоляторах і арматурі необірваних ланцюгів підвісу не повинно перевищувати 90%  значень руйнівного навантаження необірваних ланцюгів, поділеного на коефіцієнт надійності за матеріалом _м .

Руйнівні навантаження елементів підвісів належить вибирати із стандартного ряду гарантованих механічних зусиль, що передують руйнуванню елемента. 

Ряди руйнівних навантажень ізоляторів і лінійної арматури наведені в таблицях 3.10 – 3.11.

Таблиця 3.10 – Руйнівні навантаження ізоляторів штирових  до 1 кВ

Таблиця 3.11 – Руйнівні навантаження ізоляторів штирових 1- 35 кВ

Таблиця 3.12 – Руйнівні навантаження ізоляторів лінійних підвісних тарільчатих та лінійної арматури  ланцюгового типу

3.5.1 Обчислення міцності підтримувальних підвісів

Найбільший натяг T_під^нб , кН  вздовж  підтримувального підвісу визначають як результуючу силу від ваги проводу з підвісом  (за умов найбільшої ожеледі) і дії вітру під час ожеледі за формулою 3.34

                T_під^нб =γ_м (G_m +G_під )² +(Q_m +Q_під )² ,                          (3.34)

де:  _м = 2,5; коефіцієнт  з таблиці 3.12;

G_m – вага  проводу з ожеледдю  для вагового прогону, який може перевищувати  габаритний прогін на 25% (див. формулу  3.35), кН;

G_під – вага  підвісу з ожеледдю (див. формулу  3.36), кН;

Q_m – сила дії вітру на провід вкритий ожеледдю для вітрового прогону 

l_віт , кН;

Q_під – сила дії вітру на підвіс  під час ожеледі, кН. Значенням  величини Q_під можна знехтувати, крім випадків підвісів спеціальної конструкції  на великих переходах тощо. 

                                  G_m ₃ 1,25l_габ S 10^3 ,                                 (3.35)

де:  3 – вагове питоме навантаження під час ожеледі,  МПа/м;

l_габ – габаритний прогін, м;

S –  переріз проводу (тросу), мм² .

G_підв = k_ож  р,                                        (3.36)  

де:  р – вага власне підвісу, яку приймають на підставі специфікації елементів підвісу за ТУ виробників ізоляторів і арматури, кН;

k_ож – коефіцієнт збільшення ваги підвісу під час ожеледі для ПЛ з висотою

кріплення до 20 м.

Таблиця 3.13 – Відносне збільшення ваги ожеледі на підвісі

Вагу ожеледі, яка буде покривати елементи підвісу на висоті понад 20 м можливо обчислити, приймаючи усі поверхні підвісу як поверхню одного еквівалентного циліндра, що за розмірами (висотою і діаметром) дорівнює зовнішнім розмірам підвісу.

Вагу ожеледі  Gms, Н на поверхні циліндра  обчислюють за формулою 3.1, в якій величини коефіцієнтів  2 і n  дорівнюють одиниці.  Коефіцієнт  k2  

приймають для висоти  h кріплення підвісу на опорі.

                                  Q_m ₅ l_віт S 10^3,                                            (3.37)

де:     5  –  питоме навантаження дії  вітру  під час ожеледі,  МПа/м;

l_віт – вітровий прогін, м;

S –  переріз проводу (тросу), мм² .

Розрахункове навантаження  T_під^ср , кН  на  ізолятор в нормальному режимі під час середньорічної  температури tcp  становить:

                                    T_під^ср _м G₁  р ,                                             (3.38)

де:    _м = 5,0; G₁ –  вага проводу,  кН; р – вага підвісу, кН.

G₁ ₁ 1,25l_габ S 10^3 .

Натяг T_під^ав , кН на дволанцюговий  підтримувальний підвіс в аварійному режимі після обірвання одного ланцюга обчислюють за формулою:

                                                                           T_під^ав =γ_м (G_m +G_під )² +(Q_m +Q_під )²                               (3.39)

де  _м = 1,8 (2,0).

Умова міцності підтримуючого  підвісу в нормальному режимі:

                                         T_під^нб і T_під^ср Т _руйн                                           (3.40)

                                               Те        ж        саме        в        аварійному        режимі    дволанцюгового

підтримувальногопідвісу:

                                            T_нат^ав  0,9Т_руйн                                             (3.41)

де Т^_руйн – руйнівне навантаження елементів одного (необірваного) ланцюга, кН 

3.5.2  Обчислення міцності натяжних підвісів

Найбільший  натяг T_нат^нб , кН  натяжного підвісу визначають як результуючу силу від найбільшого натягу проводу (тросу), ваги проводу з підвісом і дії вітру під час ожеледі за формулою:

             T_нат^нб _м T_нб² (0,5G_m G_нат)² (0,5Q_m Q_нат)² ,         (3.42)

де:   _м = 2,5;

G_m – вага  проводу з ожеледдю  для вагового прогону, який може перевищувати  габаритний прогін на 25%, кН;

G_нат – вага  підвісу з ожеледдю, кН;

Q_m – сила дії вітру на провід вкритий ожеледдю для вітрового прогону, 

l_віт , кН;

Q _нат – сила дії вітру на підвіс  під час ожеледі, кН. Значенням величини Q_нат можна знехтувати, крім випадків підвісів спеціальної конструкції, на великих переходах тощо. 

Т_нб  –  найбільший натяг проводу, кН  розраховують за формулою:

                                      T_нб _нб S 10^3 ,                                            (3.43)

де:   _нб - найбільше напруження в проводі, МПа S -  переріз проводу  (фази), мм².

Розрахункове навантаження T_нат^cp , кН на ізолятор під час середньорічної температури  t_cp   становить

                            T_нат^cp _м T_cp² (0,5G₁  p)² ,                               (3.44)

де:    _м = 6,0; G₁ –  вага проводу, кН; р – вага підвісу, кН, Т_ср  –  натяг  проводу, кН при температурі  tcp

розраховують за формулою:

                                      T_cp _cp S 10^3,                                            (3.45)

де:   _ср –  напруження в проводі при tcp, МПа S -  переріз проводу  (фази), мм².

Натяг T_нат^ав , кН на багатоланцюговий натяжний підвіс в аварійному режимі після обірвання одного ланцюга обчислюють за формулою 14.10 із очевидною заміною значення коефіцієнта _м = 2,5 на _м = 1,8 (2,0).

В аварійному режимі має бути виконана умова: 

                                    T_нат^ав  0,9Т_руйн N 1,                                    (3.46)

де: Т_руйн – руйнівне навантаження елементів одного ланцюга підвісу, кН; N – кількість ланцюгів у підвісі

Приклад розрахунку спеціальних компонентів ПЛ наведений у додатку

В.2.

4 РОЗРАХУНОК ПОВІТРЯНОЇ ЛІНІЇ 110 КВ

Розрахунок проведений для ПЛ 110 кВ із проводами АС 120/19. Вихідні дані, які потрібні для виконання розрахунку, подані у таблиці 4.1. 

Таблиця 4.1 – Вихідні дані розрахунку проводів АС 120/19 

Розрахунок питомих навантажень виконують за формулами таблиці 4.1, із використанням даних таблиць Б.4 додатку Б. Навантаження від власної ваги проводу:

                                                                               ₁  10^2 3,3810^2,    МПа/ м.

Навантаження від ваги ожеледі на проводі:

                                                                                                                 11,57                ^2,     МПа/ м.

₂ 8,4610

136,8

Навантаження від ваги проводу із ожеледдю:

                                                                                  ₃  (3,38  8,46)10^2 11,8410^2,   МПа / м.

Навантаження від дії вітру на провід без ожеледі:

                                                                                                    ₄   6,4210^2,    МПа/ м.

Навантаження від дії вітру на провід вкритий ожеледдю:

                                                                                                     ₅  3,4910^2,     МПа/ м.

Навантаження від власної ваги проводу і дії вітру на провід без ожеледі:

                                                                               ₆     (3,38²  6,42²)10^4  7,2510^2,    МПа / м.

Навантаження від дії вітру на провід, вкритий ожеледдю, власної ваги, ваги ожеледі під час дії вітру на провід, вкритий ожеледдю:

                                                      ₇   [(3,38  (0.98,46)]² 10^4  3,49² 10^4 11,5310^2,   МПа / м.

Виконаємо розрахунок критичних прогонів:

l_1k    370 м;

                                                                                               2120      619,210^6 (5  (36))]

                                                                           l2k  3,38102          11,84102 2                     126 м;

 3,38102  1

                                                                      2120     6[12,110^6 (120 90)19,210^6 (5(8)]

l3k  3,38102                    11,84102 2 1202    57 м.  2   90  3,3810        

Співвідношення критичних прогонів

l₁k l₂k l₃k

Параметри  вихідного режиму розрахунків відповідно до таблиці 4.1:

-   якщо l _p 126 м, то режим найбільшої ожеледі:

                _нб ,  t = мінус 5 ^оС,  _нб;

-   якщо   l _p 126 м, то  режим мінімальної температури:  

                _нб ,  t = мінус 36 ^оС,  _1.

Для ПЛ 110 кВ прийнята проміжна опора із висотою до нижньої траверси 14,5 м. Мінімальний габарит до поверхні землі в ненаселеній місцевості за нормою [1] складає 6 м. Довжина підвісу визначена у 1,4 м.

Габаритна стріла провисання:  f_габ = 14,5 – 1,4 – 6 = 7,1 м.

Габаритний прогін становить:

                                                                                                           lожгаб _ 118,847,110¹²⁰_{2 } 240 _м.

Оскільки  l _габ l_2k , то розрахункові вихідні умови для визначення напружень становлять:   _нб  = 120 МПа,  t = мінус 5 ^оС,  3  = 11,84 ∙ 10^-2  МПа/м.

Напруження в проводі під час максимальної температури  +36 

визначають із рівняння 3.1:

                                                                       3,38² 10^4 240²                       11,84² 10^4 240²

                           36  2412,1106 2   120  2412,1106 1202 1,59(36  (5))

36

+36  = 36 МПа.

Знаходять значення габаритного прогону для умов максимальної температури:

                                                                                                              l_габ  38,387,110³⁶₂  246 м.

Порівнюючи значення l^ож_габ , l^_габ і відомого з таблиці 4.1 значення вітрового прогону l_вiт , для подальших розрахунків приймають найменше значення прогону (l _p = 240 м), яке вважають приведеним прогоном в анкерному прогоні.

Отримані дані є достатні для виконання розміщення опор ПЛ по профілю місцевості і  розрахунку габаритів перетинів споруд і комунікацій в нормальному режимі та після обриву проводів.

5 ОХОРОНА ПРАЦІ

5.1 Робота на опорах

Підійматися на опору і працювати на ній дозволяється тільки в тих випадках, коли є повна впевненість в її достатній міцності і стійкості. Необхідність укріплення опори і безпечні засоби визначаються на місці керівником робіт і відображаються в ППР.

Роботи з укріплення опори, механічна міцність і стійкість якої викликає сумніви, виконуються методом закріплення тросів, відтяжок або спеціальних пристроїв для розкріплення на опорі. В цьому разі підіймання на опору забороняється. Роботи виконуються з телескопічної вишки або іншого механізму для підіймання людей чи з встановленої поряд іншої опори.

В разі застосування відтяжок з гаками, останні повинні мати запобіжні замки.

Підійматися на опору дозволяється членам бригади, які мають:

–         групу ІІІ – під час всіх видів робіт до верху опори;

–         групу ІІ – під час робіт зі зняттям напруги – до верху опори, а під час робіт без зняття напруги віддалік від струмовідних частин, що перебувають під напругою, – не вище 2 м до рівня розташування нижніх проводів, з групою І – під час всіх видів робіт – не вище 3 м від землі (до ніг працівника).

Ті опори, які не розраховані на однобічне тяжіння від проводів і тросів, але тимчасово піддаються такому навантаженню, мають бути попередньо укріплені для запобігання їх падінню. 

Забороняється порушувати цілісність проводів і знімати в’язки на проміжних опорах без попереднього укріплення опор. Забороняється підіймання на проміжну опору, якщо на ній закріплено менше як два проводи.

На кутових опорах зі штирьовими ізоляторами підніматися і працювати з боку внутрішнього кута забороняється.

Під час роботи на стійці опори розташовуватися слід таким чином, щоб не випускати з поля зору найближчі проводи, що перебувають під напругою.

Під час підіймання на опору слід закріплятися стропом запобіжного паска.

Під час заміни деталей опор слід унеможливити їх зміщення або падіння опори.

Забороняється під час заміни приставок П і АП-подібних опор, відкопувати одночасно обидві стійки опори.

Встановлення приставок слід починати з однієї стійки опори, і тільки після заміни на ній приставок, закріплення бандажів і трамбування ґрунту можна розпочати заміну приставок на другій стійці. Замінювати здвоєні приставки слід почергово.

Забороняється під час витягування чи спускання приставки знаходитися у котловані.

5.2 Робота на ПЛ зі зняттям напруги

На багатоколовій ПЛ з горизонтальним розташуванням кіл працювати зі зняттям напруги з одного кола дозволяється тільки з боку цього кола. Переходити на дільниці траверс, що підтримує кола, які перебувають під напругою, забороняється.

Працювати на відключеному колі багатоколової ПЛ з розташуванням кіл одне над одним дозволяється тільки за умови, що це коло підвішене нижче від кіл, що перебувають під напругою. Підніматися на опору дозволяється тільки з боку відключеного кола. Замінювати та регулювати про-води відключеного кола забороняється.

На багатоколовій ПЛ напругою 220 кВ під час роботи на опорах зі зняттям напруги з од-ного кола на стійках на висоті від 2 до 3 м від землі встановлюються червоні прапорці з боку кіл, які залишилися під напругою.

Прапорці встановлює керівник робіт з членом бригади, який має групу з електробезпеки ІІІ.

В разі проведення робіт з опори, телескопічної вишки без ізолювальної секції або з іншого механізму для підіймання людей відстань від людини або від інструменту та пристосувань, що застосовуються, до проводів ПЛ напругою до 1000 В, зв’язку, радіотрансляції, телемеханіки має бути не менше ніж 0,6 м.

Якщо під час робіт унеможливлене наближення до вказаних проводів на меншу відстань, то вони мають відключатися і заземлюватися на місці проведення робіт.

Перетягування і заміна проводів на ПЛ напругою до 1000 В, підвішених на опорах спільно з іншими ПЛ напругою до і понад 1000 В, провадяться з відключенням і заземленням на робочих місцях або з обидвох боків дільниці робіт всіх ПЛ до і понад 1000 В.

Під час робіт на гірляндах ізоляторів дозволяється переміщуватися по підтримувальних гірляндах – як одноланцюгових, так і складених з двох і більше ланцюгів.

Працювати на одноланцюговій натяжній гірлянді дозволяється, користуючись спеціальними пристосуваннями, а в разі їх відсутності – лежачи на гірлянді і зачепившись ногами за траверсу для фіксації положення тіла.

Під час роботи на підтримувальній гірлянді строп запобіжного паска закріплюється за траверсу. Якщо довжина стропа недостатня, то необхідно користуватися закріпленими за пояс двома страхувальними канатами. Один канат прив’язують до траверси, а другий, попередньо заведений за траверсу, член бригади, який підстраховує, відпускає в міру необхідності.

Під час роботи на натяжній гірлянді строп запобіжного поясу закріплюється за траверсу або за призначені для цього пристосування.

На підтримувальних та натяжних гірляндах, складених з двох і більше ланцюгів, дозволяється закріплювати строп запобіжного паска за один з ланцюгів, на якому робота не проводиться. Закріплювати цей строп за гірлянду, на якій виконується робота, забороняється.

В разі виявлення несправності, котра може призвести до розчіплювання гірлянди, робота має бути припинена.

Під час підіймання (або опускання) на траверси проводів, тросів, ізоляторів перебувати на траверсах, на яких підіймається вантаж, або на стійках під цими траверсами, забороняється.

Вибирати схеми підіймання вантажу і розміщувати підіймальні блоки слід з таким розрахунком, щоб не виникали зусилля, які можуть викликати пошкодження опори.

Під час фарбування опори слід вживати заходів для запобігання потраплянню фарби на ізолятори і проводи (наприклад, застосовувати піддони).

5.3 Робота на ПЛ без зняття напруги на струмовідних частинах та поблизу них

Роботи на ПЛ, що перебувають під напругою, можуть провадитися за двома схемами:

«провід – людина – ізоляція – земля», якщо працівник перебуває під потенціалом проводу та ізольований від землі;

«провід – ізоляція – людина – земля», якщо працівник ізольований від проводу.

Роботу під потенціалом проводу допускається виконувати за дотримання умов ізоляції людини від землі, застосування комплекту одягу та вирівнювання потенціалів екранувального комплекту, робочої площадки і проводу.

Вирівнювання потенціалів здійснюється спеціальною штангою для переносу потенціалу.

Конкретні види робіт під потенціалом проводу слід виконувати згідно зі спеціальними інструкціями за технологічними картами.

Роботи під напругою з ізоляцією людини від проводу мають проводитися із застосуванням електрозахисних засобів для відповідної напруги.

Члени бригади, які мають право на виконання робіт під потенціалом проводу (з безпосереднім доторканням до струмовідних частин), повинні мати групу IV, а інші члени бригади – групу ІІІ.

Забороняється доторкатися до ізоляторів і арматури ізолювальних підвісок, що мають інший, ніж провід, потенціал, а також передавати або брати інструмент чи пристосування працівникам, що не перебувають на тому самому робочому майданчику, під час виконання робіт з площадки ізолювального пристрою, що перебуває під потенціалом проводу.

Під час з‘єднання тих елементів ремонтованої фази, які мають різний потенціал (наприклад проводи та ізолювальні підвіски), або під час їх роз‘єднання необхідно користуватися діелектричними рукавичками.

Перед початком робіт на ізолювальних підвісках необхідно перевіряти вимірювальною штангою електричну міцність підвісних ізоляторів і наявність всіх шплінтів та замків в арматурі. За наявності випускних затискачів слід заклинити їх на опорі, на якій проводиться робота, і на сусідніх опорах, якщо цього потребує рельєф траси.

Роботи на ізолювальній підвісці з її перечеплення, заміни окремих ізоляторів, арматури, що провадяться монтерами, які перебувають на ізолювальних пристроях або траверсах, допускаються за кількості справних ізоляторів на підвісці не менше 70%.

Під час перечеплення ізолювальних підвісок, що виконуються з траверс, встановлювати і відчіпляти від траверси необхідні пристосування слід в діелектричних рукавичках.

Дозволяється доторкатися: на ПЛ 35 кВ – до шапки першого ізолятора в разі наявності двох справних ізоляторів в ізолювальній підвісці, а на ПЛ 110 кВ і вище – до шапок першого і другого ізоляторів. Відлік ізоляторів ведеться від траверси.

Встановлення трубчатих розрядників на ПЛ 20, 35, 110 кВ під напругою допускається за умови застосування ізолювальних підвісних габаритників, які унеможливлять наближення зовнішнього електрода розрядника до проводу на віддаль, меншу від заданої.

Забороняється перебувати в зоні можливого вихлопу газів в разі наближення зовнішнього електрода розрядника до проводу або під час відведення проводу в разі зняття розрядника. Наближати або відводити зовнішній електрод розрядника слід за допомогою ізолювальної штанги.

Забороняється наближатися до ізольованого від опори блискавкозахисного тросу на відстань менше 1 м.

В разі використання троса в схемі плавлення ожеледі припустиме наближення до троса слід визначати залежно від напруги плавлення.

Забороняється працювати на тих ПЛ та ПЛЗ, які перебувають під напругою, в туман, дощ, снігопад, в темний час доби, а також під час вітру, що ускладнює роботи на опорах.

Перехід з ізолювального пристрою на його робочий майданчик і назад дозволяється тільки після віддалення майданчика з монтером від проводу більше 0,5 м – на ПЛ напругою до 110 кВ включно і більше 1 м – на ПЛ напругою 150 , 220 кВ та зняття потенціалу з робочого майданчика.

5.4 Роботи на струмовідних частинах електроустановок і повітряних ліній електропередавання під наведеною напругою

До робіт на струмовідних частинах електроустановок під наведеною напругою мають допускатись особи, які пройшли спеціальне навчання методам безпечного виконання таких робіт, з перевіркою знань, записом у посвідченні про надання права на їх проведення.

Члени бригади (за винятком водіїв машин та механізмів) повинні мати групу з електробезпеки не нижче ІІІ.

Працівники, які обслуговують електроустановки і ПЛ, повинні знати перелік ПЛ та лінійного обладнання електростанцій та підстанцій, що перебувають під наведеною напругою після їх вимкнення.

Із числа ПЛ, що перебувають під наведеною напругою, слід визначити вимірюваннями або розрахунками лінії, під час вимкнення і заземлення яких по кінцях (в РУ) і на місці виконання робіт на заземлювачі залишається потенціал наведеної напруги понад 42В за найбільшого робочого струму діючих ПЛ. В подальшому вимірювання або розрахунки слід виконувати під час зміни режиму, схеми мережі.

Під час роботи в зоні слабкої дії наведеної напруги лінія має бути заземленою в РУ електростанції і підстанції.

Роботи в зоні сильної дії наведеної напруги слід виконувати без заземлення ПЛ в РУ електростанцій і підстанцій. Виняток становлять роботи, які виконують:

–                     на дільниці сумісного проходження повітряних ліній поблизу РУ електростанцій (підстанцій), але не далі як за 2 км від них – в цих випадках ПЛ заземлюється в кінцевих РУ;

–                     на дільниці одиночного проходження, яка примикає до РУ

електростанцій (підстанцій), – в цих випадках лінію треба заземлити в РУ, яке примикає до дільниці робіт.

Під час виконання робіт на ПЛ в зоні сильної дії наведеної напруги, коли ця лінія не заземлена в РУ електростанції і підстанції, треба вжити додаткових заходів щодо запобігання помилковому або самочинному ввімкненню комутаційних апаратів. Для цього додатково до вимог пункту

4.2.4 цих Правил схема вимикача має бути розібрана роз‘єднувачами з обох боків, а на лінійному роз‘єднувачі мають бути ввімкнені заземлювальні ножі в бік вимикача. За наявності обхідної системи шин вона також має бути заземленою.

Струмовідні частини електроустановки, що перебувають під наведеною напругою, мають бути заземлені на кожному робочому місці з приєднанням заземлювальних провідників до контуру заземлення опори або до заземлювального пристрою електростанції чи підстанції. Допускається використовувати груповий заземлювач. Використання одинарного стрижневого заземлювача допускається тільки під час робіт в зоні слабкої дії наведеної напруги.

З моменту заземлення проводу заземлювач, заземлювальні провідники, опори та їх елементи, монтажні канати, машини та механізми слід вважати такими, що перебувають під напругою, тому доторкатися до них стоячи на землі без застосування електрозахисних засобів (діелектричних рукавичок, взуття), а також заходити до кабіни механізму і виходити з неї – забороняється.

В зоні сильної дії наведеної напруги роботи, що виконуються без заземлення ПЛ в РУ електростанції і підстанції, мають проводитися з встановленням базового заземлення на дільниці виконання робіт. Під час роботи на дільниці сумісного проходження ПЛ базове заземлення треба встановлювати не далі як за 1 км від робочого місця, а на дільниці одиночного проходження лінії – його можна розташувати довільно в межах цієї дільниці. Не допускається встановлювати базове заземлення на опорі, на якій виконуються роботи.

Встановлення та зняття базового заземлення виконується із заземлюванням проводів всіх фаз на контур заземлення опори, а в випадку відсутності такого контуру – на груповий заземлювач. Залежно від місцевих умов допускається встановлювати та знімати базове заземлення без заземлення ПЛ в РУ електростанції (підстанції) із записом в оперативному журналі або тимчасовим заземленням ПЛ в цих РУ. Встановлення та зняття базового заземлення має виконувати керівник робіт з двома членами бригади з групами ІV і III.

В рядку “Окремі вказівки” наряду необхідно вказати розрахункові рівні наведеної напруги до встановлення базового заземлення та після підготовки робочого місця.

Базове заземлення встановлюється перед початком підготовчих робіт і знімається після повного закінчення робіт та зняття робочих заземлень.

В зоні сильної дії наведеної напруги, під час сумісного проходження ПЛ, роботи треба виконувати на одній або двох суміжних опорах та прольоті між ними. В разі сумісного проходження ПЛ в зоні сильної дії наведеної напруги допускається одночасне проведення робіт кількома бригадами, коли довжина дільниці робіт не перевищує 2 км, за умови виконання вимог пункту  цих Правил. За необхідності перевищення зазначеної довжини дільниці робіт, ПЛ має бути поділена на електрично не зв‘язані між собою дільниці зі встановленням на кожній з них базового заземлення.

Під час виконання таких робіт на дільниці одиночного проходження лінії, а також усіх видів робіт в зоні слабкої дії наведеної напруги довжина дільниці, на якій провадяться роботи, не обмежується.

Суміщення робіт в зоні сильної дії наведеної напруги на дільницях сумісного та одиночного проходження допускається тільки за умови розділення лінії на електрично незв‘язані дільниці.

В разі проходження ПЛ на дільниці одиночного прямування на території різних підприємств на кожній дільниці робіт повинне встановлюватися своє базове заземлення.

Перед початком робіт під наведеною напругою мають бути вирівняні потенціали проводу, опор та їх елементів, монтажних канатів, машин і механізмів через заземлення їх на загальний заземлювач. У цьому випадку провід слід заземлювати в останню чергу – після монтажу такелажної схеми на землі та її заземлення. Розбирати такелажну схему необхідно у зворотній послідовності.

Роботи, пов‘язані з дотиком до проводу, опущеного на землю, мають проводитися із застосуванням електрозахисних засобів або з металевого майданчика, який з‘єднаний з проводом для вирівнювання потенціалів. Забороняється входити на майданчик або сходити з нього, а також подавати металеві предмети, стоячи на землі без діелектричного взуття.

Перед тим як розрізати провід, його необхідно заземлити з обох боків від місця розриву на контур заземлення опори або, під час виконання таких робіт в прольоті – на загальний груповий заземлювач, на який мають заземлюватись також монтажні канати, машини та механізми.

Під час наближення до заземлювача на відстань менше 3 м для захисту від напруги кроку після заземлення проводу на місці робіт необхідно взувати діелектричне взуття.

Під час монтажу та заміни проводів під наведеною напругою всі роботи, пов‘язані з дотиком до проводу, машин та механізмів, мають виконуватися із заземленням їх на місці робіт та застосуванням електрозахисних засобів. Перед розкочуванням заземлювати провід безпосередньо біля барабану не вимагається.

Підіймання та опускання проводу має проводитись із заземленням його на кожній опорі, де здійснюється монтаж, за умови, що довжина дільниці не перевищує 2 км. Натягування та візування проводу треба виконувати із заземленням його на анкерній опорі, через яку здійснюється натягування.

Перекладання проводу із розкочувальних роликів в затискачі має виконуватись після заземлення його на місці робіт або на сусідній опорі. Для проводу, який лежить на металевих роликах або у підтримувальних затискачах, достатньо заземлити їх на контур заземлення опори, а за наявності природного контакту між ними встановлення додаткового заземлення на місці робіт не вимагається. Суміжний анкерний проліт, в якому перекладання проводу вже закінчено, слід вважати таким, що перебуває під напругою.

До роботи зі з‘єднання проводів в петлях анкерних опор ПЛ 110 кВ і вище їх слід закріпляти за проводи або за натяжні ізолювальні підвіски (але не ближче, ніж за четвертий ізолятор від траверси), а на ПЛ 35 кВ і нижче – тільки за проводи.

Починати з‘єднувати проводи у прольоті анкерних опор можна тільки після повного припинення робіт в суміжних анкерних прольотах і зняття з них всіх заземлень. Лінія має бути заземлена в одному місці – на анкерній опорі, де провадяться роботи, із заземленням кінців з‘єднувальних проводів на контур заземлення опори. Перед установленням заземлень треба дотримуватись підвищеної обережності і не наближатись до незаземлених проводів через наявність на них наведеного електростатичного потенціалу.

Роботи на обладнанні електростанцій і підстанцій, яке перебуває під наведеною напругою, необхідно виконувати із встановленням на спуски проводів з боку ПЛ по одному переносному заземленню або з вмиканням заземлювальних ножів на обхідному роз‘єднувачі, якщо на ньому не виконуються роботи. Встановлення та зняття переносних заземлень необхідно виконувати за умови ввімкнення заземлювальних ножів у бік лінії.

Під час роботи в електроустановках під наведеною напругою із застосуванням телескопічних вишок та гідропідйомників робочий майданчик має бути з‘єднаний із заземленим на місці робіт проводом-перемичкою з гнучкого мідного проводу за допомогою спеціальної штанги, а сам механізм має бути заземлений на загальний з проводом заземлювач. Перетин перемички та заземлювального провідника має бути не менше 25 мм2. Механізми повинні мати інвентарні заземлювачі, на робочих майданчиках мають бути позначені місця для приєднання перемичок, які мають бути ретельно очищені від фарби, іржі та забруднення.

ВИСНОВКИ

У бакалаврській роботі досліджено методи розрахунку опор та проводів ПЛЕП.

У першому розділі роботи приділено увагу основним поняттям та визначенням, що стосуються задачі дослідження. Проведено класифікацію повітряних ліній електропередачі, досліджено основні елементи повітряних ліній та конструкції опор.

Другий розділ присвячено аналізу способів вибору конструкції проводів і тросів ПЛЕП. Проаналізовано методи визначення перерізу проводів і тросів, наведено технічні характеристики проводів і тросів.

Відповідно до поставленої мети, у третьому розділі роботи досліджено метод допустимих напружень у матеріалі проводу та способи визначення питомих навантажень на провід за різних кліматичних умов. Досліджено методику механічних розрахунків, наведено спосіб розрахунку положення проводів, тросів в прогоні за різної місцевості.

У четвертому розділі приділено увагу методам розрахунку необхідної міцності опор ПЛЕП. Досліджено метод граничних станів за допомогою якого визначаються навантаження від проводів, тросів для розрахунку опор.

П’ятий розділ вміщує питання охорони праці під час роботи на опорах ПЛЕП зі зняттям напруги та під потенціалом. 

Для закріплення набутих у ході дослідження знань виконано розрахунок повітряної лінії 110 кВ з використанням методу граничних станів та допустимих напружень.

ПЕРЕЛІК ЛІТЕРАТУРИ

1.                   Розрахунок опор та проводів повітряних ліній електропередавання згідно з вимогами глав 2.4 і 2.5 ПУЕ: 2006;

2.                   ГОСТ 839-80. Провода неизолированные для воздушных линий электропередачи. Технические условия;

3.                   ГОСТ 3063-80 Канат одинарной свивки стальной;

4.                   ГКД 34.20.175-2002 Мінпаливенерго України. Вимоги до проектування повітряних ліній електропередачі напругою до 1 кВ з самоутримними ізольованими проводами;

5.                   ГКД 34.48.151-2003 «Проектування, будівництво та експлуатація волоконно-оптичних ліній зв’язку по повітряних лініях електропередавання »;

6.                   ДНАОП 0.00–1.21–98 Правила безпечної експлуатації електроустановок споживачів.

7.                   Справочник по проектированию электроэнергетических систем

[Текст] / под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. — М.: Энергоатомиздат, 1985. — 352 с.

8.                   Справочник по строительству подстанций 110-750 кВ [Текст] / под ред. М. А. Реута. — М.: Энергоиздат, 1982. — 272 с.

9.                   Мельников Н. А. Проектирование электрической части воздушных линий электропередачи 330—500 кВ [Текст] / Н. А. Мельников, С. С. Рокотян, А. Н. Шеренцис; под общ. ред. С. С. Рокотяна. — М.: Энергия, 1974. — 472 с.

10.              Гук Ю.Б., Кантан В.В, Петрова С.С. Проектирование электрической части станций и подстанций. – Л.: Энергоатомиздат, 1985. – 312 c.

11.              Двоскин Л. И. Схемы и конструкции распределительных устройств.

– М.: Энергоатомиздат, 1985. – 220 с.

ДОДАТКИ

Додаток А Технічні характеристики проводів і тросів

Таблиця А.1 – Мінімально припустимі перерізи проводів, тросів та співвідношення алюміній/сталь за умовами механічної міцності

Примітка. В дужках наведений переріз СІП із 4-ма утримними жилами

Таблиця А.2 – Конструктивні параметри самоутримних ізольованих проводів для напруги до 1 кВ

Таблиця А.3 – Конструктивні параметри проводів із алюмінію і алюмінієвих сплавів (марки А, АН, АЖ)