Проектирование отпайки ВЛ 220 кВ ОП.52-"Чудничный"

Елена Поэтова

Проектирование отпайки ВЛ 220 кВ ОП.52-"Чудничный"

Актуальность исследования. Для удовлетворения быстрорастущих потребностей в электрической энергии электросетевые компании вынуждены постоянно модифицировать существующие сети. Перспективным способом повышения пропускной способности линий электропередачи, а также улучшения их физико-механических характеристик в настоящее время является применение высокотемпературных проводов без изменения существующей инфраструктуры опор и трасс. В магистерской диссертации применение новых технологий рассмотрено на примере проектируемой двухцепной отпайки от ВЛ 220 кВ «Якурим – Ния» и от ВЛ 220кВ «Усть Кут – Звездная» на ПС 220 кВ « Чудничный». Цель исследования. Рассмотрение экономически выгодных и технически целесообразных вариантов проектирования ВЛ ОП. 52 - «Чудничный». Для этого был произведен анализ различных видов проводов, опор, изоляторов и рассмотрена эффективность их использования в процессе проектирования отпайки от ВЛ 220 кВ «Якурим- Ния» и от ВЛ 220 кВ «Усть Кут – Звездная» на ПС «Чудничный». Методы исследования. Теоретической и методологической базой диссертационных исследований послужили нормативные документы, научные труды отечественных и зарубежных ученых, а также материалы конференций. С целью решения поставленных задач в данной диссертационной работе использовались методы анализа существующих высокотемпературных проводов и многогранных опор, применяемых на BЛ, и объектно-ориентированные подходы. Научная новизна. Научная новизна состоит в том, что при исследовании вариантов проектирования отпайки от ВЛ 220 кВ «Якурим – Ния» и от ВЛ 220кВ«Усть Кут – Звездная» на ПС 220 кВ «Чудничный»протяженностью 1,170 км, была выявлена возможность использования современных технологий, а именно: высокотемпературного провода АСПТ АТ1/20AS 240/56 и стальных многогранных опор марки ПМ 220-2. Объект и предмет диссертационного исследования. Объектом исследования является отпайка ВЛ 220 кВ от ВЛ «Якурим- Ния» и от ВЛ «Усть Кут – Звездная» на ПС «Чудничный». Предметом исследования является оценка эффективности применения высокотемпературных проводов и многогранных опор при строительстве ЛЭП. Содержание разделов диссертации. В первой главе проведен анализ инженерных и климатических условий для трассы прохождения проектируемой воздушной линии. Во второй главе произведен электрический расчет, на основании которого выбрано сечение традиционного сталеалюминевого провода марки АС 300/39. В третьей главе произведен механический расчет, в ходе которого определены физико-механические параметры провода и троса, выбраны металлические опоры и решетчатые. Также рассчитаны: высота приведенного центра тяжести провода, погонные и приведенные удельные нагрузки на элементы ВЛ, критические пролеты, с помощью которых выбран исходный режим для расчета провода. Кроме того, для проектируемой воздушной линии выбраны изоляторы и соединительная арматура для их крепления, а также построены монтажные графики. В заключение механического расчета предложен вариант расстановки опор по профилю трассы и рассчитано заземление опор. В качестве альтернативного варианта в магистерской диссертации предложена замена традиционных сталеалюминевых проводов и стальных решетчатых опор на современные высокотехнологичные высокотемпературные провода и многогранные металлические опоры. В рамках этого вопроса произведены электрический и механический расчеты для предложенных проводов и опор аналогично предыдущему варианту. На основании полученных результатов произведена сравнительная техническая оценка сталеалюминевого и высокотемпературного проводов. Также произведено технико-экономическое сравнение вариантов строительства ВЛ 220 кВ в целом. В заключение проектирования рассмотрены основные мероприятия, обеспечивающие соблюдение требований по охране труда в процессе строительства и эксплуатации линии электропередачи высокого напряжения.

Энергетика

Диссертации

Вуз: Независимое исследование (нет вуза)

ID: 5f2f807bcd3d3e0001b567f7

UUID: b61137b0-bc29-0138-14f8-0242ac180006

Язык: Русский

Опубликовано: больше 4 лет назад

Просмотры: 434

18.78

Елена Поэтова

Комментировать 1

Рецензировать 0

Скачать - 12,3 МБ

Поделиться работой

ВВЕДЕНИЕ Актуальность исследования. Для удовлетворения быстрорастущих потребностей в электрической энергии электросетевые компании вынуждены постоянно модифицировать существующие сети. Перспективным способом повышения пропускной способности линий электропередачи, а также улучшения их физико-механических характеристик в настоящее время является применение высокотемпературных проводов без изменения существующей инфраструктуры опор и трасс. В магистерской диссертации применение новых технологий рассмотрено на примере проектируемой двухцепной отпайки от ВЛ 220 кВ «Якурим – Ния» и от ВЛ 220кВ «Усть Кут – Звездная» на ПС 220 кВ « Чудничный». Цель исследования. Рассмотрение экономически выгодных и технически целесообразных вариантов проектирования ВЛ ОП. 52 «Чудничный». Для этого был произведен анализ различных видов проводов, опор, изоляторов и рассмотрена эффективность их использования в процессе проектирования отпайки от ВЛ 220 кВ «Якурим- Ния» и от ВЛ 220 кВ «Усть Кут – Звездная» на ПС «Чудничный». Методы исследования. Теоретической и методологической базой диссертационных исследований послужили нормативные документы, научные труды отечественных и зарубежных ученых, а также материалы конференций. С целью решения поставленных задач в данной диссертационной работе использовались методы анализа существующих высокотемпературных проводов и многогранных опор, применяемых на BЛ, и объектно-ориентированные подходы. Научная новизна. Научная новизна состоит в том, что при исследовании вариантов проектирования отпайки от ВЛ 220 кВ «Якурим – Ния» и от ВЛ 220кВ«Усть Кут – Звездная» на ПС 220 кВ «Чудничный» 9

протяженностью 1,170 км, была выявлена возможность использования современных технологий, а именно: высокотемпературного провода АСПТ АТ1/20AS 240/56 и стальных многогранных опор марки ПМ 220-2. Объект и предмет диссертационного исследования. Объектом исследования является отпайка ВЛ 220 кВ от ВЛ «Якурим- Ния» и от ВЛ «Усть Кут – Звездная» на ПС «Чудничный». Предметом исследования является оценка эффективности применения высокотемпературных проводов и многогранных опор при строительстве ЛЭП. Содержание разделов диссертации. В первой главе проведен анализ инженерных и климатических условий для трассы прохождения проектируемой воздушной линии. Во второй главе произведен электрический расчет, на основании которого выбрано сечение традиционного сталеалюминевого провода марки АС 300/39. В третьей главе произведен механический расчет, в ходе которого определены физико-механические параметры провода и троса, выбраны металлические опоры и решетчатые. Также рассчитаны: высота приведенного центра тяжести провода, погонные и приведенные удельные нагрузки на элементы ВЛ, критические пролеты, с помощью которых выбран исходный режим для расчета провода. Кроме того, для проектируемой воздушной линии выбраны изоляторы и соединительная арматура для их крепления, а также построены монтажные графики. В заключение механического расчета предложен вариант расстановки опор по профилю трассы и рассчитано заземление опор. В качестве альтернативного варианта в магистерской диссертации предложена замена традиционных сталеалюминевых проводов и стальных решетчатых опор на современные высокотехнологичные высокотемпературные провода и многогранные металлические опоры. В 10

рамках этого вопроса произведены электрический и механический расчеты для предложенных проводов и опор аналогично предыдущему варианту. На основании полученных результатов произведена сравнительная техническая оценка сталеалюминевого и высокотемпературного проводов. Также произведено технико-экономическое сравнение вариантов строительства ВЛ 220 кВ в целом. В заключение проектирования рассмотрены основные мероприятия, обеспечивающие соблюдение требований по охране труда в процессе строительства и эксплуатации линии электропередачи высокого напряжения. По теме магистерской диссертации в соавторстве были опубликованы следующие работы: 1) Е.В. Поэтова, М.А. Подлесская. Механизм возникновения наведенного напряжения и меры защиты от него. Рук. Яковкина Т.Н. «Молодая мысль – развитию энергетики». Материалы IV(XIX) Всероссийской научно-технической конференции студентов и магистрантов. – Братск: Изд-во БрГУ, С. 178-180; 2) М.А. Подлесская, Е.В. Поэтова. Опоры ЛЭП, их классификация, а так же возможности их модернизации для увеличения показателя надежности высоковольтных линийРук. Яковкина Т.Н. «Молодая мысль – развитию энергетики». Материалы IV(XIX) Всероссийской научно-технической конференции студентов и магистрантов. – Братск: Изд-во БрГУ, С. 181 – 183. 11

1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ 1.1 Инженерные сведения В административном отношении участок производства работ расположен в Усть- Кутском районе Иркутской области, в пределах железнодорожного разъезда Чудничный. В геоморфологическом отношении исследуемая территория расположена на юге Средне – Сибирского плоскогорья в пределах Приленского плато. Район работ представляет собой приподнятую пологоувалистую и холмисто – грядовую равнину с фрагментами поверхности выравнивания. Ландшафт на участке прокладки ВЛ низкогорный. Гидрографическая сеть принадлежит бассейну реки Лена с ее притоками. В состав проектирования входит двухцепная отпайка 220 кВ от ВЛ 220 кВ «Якурим – Ния» и ВЛ 220 кВ «Усть – Кут – Звездная» на ПС 220 кВ «Чудничный» – новое строительство, протяженностью 1,170 км. (рис 1.1). Проектируемая ВЛ 220 кВ предназначена для повышения надежности электроснабжения потребителей Усть –Кутского, Казачинско – Ленского, Киренского районов Иркутской области, а так же для подключения намечаемых к сооружению новых потребителей. Существующие ВЛ 220 кВ «Якурим –Ния» и ВЛ 220кВ «Усть КутЗвездная» представляют собой воздушную линию электропередач, в двухцепном исполнении с расположением фазных проводов «бочкой». Трасса проектируемой ВЛ 220 кВ расположена в восточнее г. УстьКута. ВЛ 220 кВ проходит по лесным массивам в ненаселенной местности. Начало трассы ВЛ 220 кВ – существующая опора № 56 ВЛ 220 кВ ЯкуримНия, далее трасса ВЛ следует на север и северо – запад, пересекая грунтовую дорогу по лесным массивам. Окончание трассы на портале ОРУ 220 кВ 12

проектируемой ПС 220 кВ Чудничный. Мaксимальный переток мощности в послеаварийном режиме равен 114 МВт. Токовая нагрузка составляет 280 А. Рисунок 1.1 – Реконструкция электрической сети 220 кВ для присоединения ПС 220 кВ «Чудничный» 1.2 Природно-климатические условия района строительства воздушной линии Климат рассматриваемой территории, расположенной в пределах южных областей Средне- Сибирского плоскогорья , резко континентальный. В холодный период года над большей частью Восточной Сибири устанавливается область высoкoгo дaвлeния воздуха – Сибирский антициклон. В это время преобладает малооблачная погода, и получают широкое развитие процессы выхолаживания. Развитию антициклона 13

достигающего своего максимума в январе- феврале, способствуют вторжения арктических воздушных масс. Зима на большей части территории малоснежная. В теплый период усиливается циклоническая деятельность . В этот период года выпадает 75 % годовой суммы осадков. Лето короткое, но теплое, а иногда и жаркое. Почвенный покров имеет дерново- подзолистый суглинистый состав. Абсолютные отметки поверхности участка исследования изменяются от 650,65 до 745,90 м. Переходные сезоны года кратковременны и характеризуются большими суточными амплитудами температур. Климатическая характеристика района работ приведена по данным наблюдений метеостанций Осетрово так же, использованы материалы с метеостанций Киренск, Ичера, Тангуй, Орлинга Иркутской области. Средняя годовая температура воздуха составляет минус 4,2 С. Самым холодным месяцем является январь со среднемесячными температурами – минус 26,3 С. Среднемесячные температуры июля – самого теплого месяца составляют 17,0 С. Абсолютный минимум составляет минус 53 С. Абсолютный максимум соответственно 36С. Продолжительность периода с устойчивыми морозами составляет в среднем 146 дней. Расчетные характеристики холодного периода приведены по м/с Киренск, при абсолютном минимуме на этой станции – минус 58 С. Температура воздуха наиболее холодных суток, обеспеченностью 0,98 и 0,92 для Киренска составляет – минус 53 С, температура воздуха наиболее холодной пятидневки для Киренска – минус 49 С. Наблюдающиеся на территории ветры, как правило, не отличаются значительными скоростями, особенно зимой. Над большей частью территории преобладают ветры юго-западного направления. Направление ветра у земли определяется особенностями орографии и защищенности 14

пункта наблюдений и обычно соответствует простиранию долин рек. В зимнее время при антициклональном характере погоды над рассматриваемой территорией наблюдается большая повторяемость штилей. Средние скорости зимой, как правило, не превышают одного метра в секунду. Лишь в отдельных пунктах в силу местных условий могут достигать 10-15, иногда даже 20 м/с. Весной в связи с оживлением циклонической деятельности средние месячные скорости заметно возрастают и достигают наибольших в году значений . Летом средние скорости ветра на территории области вновь уменьшаются, возрастая вновь осенью. Нормативное ветровое давление составляет 0,30 (300) кПа (кгс/м2) по СП 20.13330.2011, а по ПУЭ (издание 7). Нормативное ветровое давление может достигать на высоте 10 м над поверхностью земли 500 Па или 29 м/с(2). Средняя годовая относительная влажность воздуха составляет по данным м/с Осетрово- 74 % Наибольшие значения относительной влажности воздуха наблюдаются в августе – ноябре 79-81 %, наименьшие в мае 60 %. Среднее годовое количество осадков в районе м/с Осетрово составляет 409 мм. В теплый период года выпадает в среднем 75 % осадков, в холодный период 25%. На рассматриваемой территории, где зима длиться около 5 месяцев, в течении года осадков в твердом виде выпадает порядка 25 % годового количества. Снежный покров появляется обычно 10 октября, устойчивый снежный покров образуется 23 октября. Максимальной высоты снежный покров достигает в 3 декаде февраля. Наибольшая высота снежного покрова составляет 64 см. По снеговым нагрузкам район изысканий можно отнести в IIIрайону с расчетным весом снегового покрова 1,8 (180) кПа (кгс/м2)(2). 15

Рассматриваемый район в отношении геокриологического районирования относится к островной мерзлой зоне мощностью до 50 м. Мощность слоя сезонного оттаивания может изменяться от 0,5 до 5,0 м. Среднее число дней с грозами – 19, наибольшее – 32. Гололедно изморозевые явления редки, наблюдаются в основном в виде кристаллической изморози – до 53 дней в году. На основании ПУЭ (издание 7), район изысканий по гололедным характеристикам относится в III району, с нормативной толщиной стенки гололеда для высоты 10 м над поверхностью земли 20 мм. При проектировании, строительстве, реконструкции и эксплуатации ВЛ 220 кВ должны соблюдаться требования Постановления Правительства РФ от 24 февраля 2009 года №160 «О порядке установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон» и действующих санитарно – эпидемиологических правил и нормативов». Таблица 1.1 – Расчетные климатические условия Наименование Максимальная толщина стенки гололеда Максимальная скорость ветра Сейсмичность, баллы Расчетная температура воздуха: - максимальная; - минимальная; - среднегодовая Обозначение Единицы измерения Величина bmax мм 20 Vmax м/с 29 6 С0 С0 С0 t max t min tэ 16 +36 -53 -4,2

2 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ Целью электрического расчёта сети является определение тока нагрузки, который нужен для выбора сечения провода проектируемой ВЛ. 2.1 Выбор сечения проводов линии Критерием для выбора сечения проводов ВЛ является минимум приведённых затрат. В практике проектирования линий массового строительства выбор сечения проводов производится не сопоставительным технико-экономическим расчётом, в каждом конкретном случае, а по нормируемым обобщённым показателям. В качестве такого показателя при проектировании ВЛ 220 кВ используется экономическая плотность тока. Значения экономической плотности тока принимаются в пределах 1 – 1,5 А/мм2 – в зависимости от региона страны и числа часов использования максимума нагрузки [2]. Максимальная расчётная мощность отпаек от ВЛ 220 кВ «Якурим – Ния» и ВЛ 220 кВ «Усть-Кут – Звездная» на ПС 220 кВ «Чудный» составляет 32,5 МВт (91,9 А). Сечение провода отпаек протяженностью 1,170 км определено по нормируемой экономической плотности тока: F I , JЭ (2.1) где I – значение тока, А; Jэ – экономическая плотность тока, которая зависит от конструктивного исполнения линии, материала проводов и продолжительности использования максимальной нагрузки, А/мм 2 [2]; F – расчетное сечение провода, мм2. 17

В соответствии с этим: F 91,9  83,5 мм2 1,1 В зависимости от расчётного сечения, напряжения, расчётной токовой нагрузки, района по гололёду, материала и цепности опор выбираем провод марки АС с сечением алюминиевой части 300 мм 2 [3].Выбранное сечение провода проверяем по допустимой токовой нагрузке по нагреву: I р  I ДОП , (2.2) где Iр – токовая нагрузка в максимальном режиме, в зимний период, А; Iдоп – допустимая длительная токовая нагрузка [3], А. Тогда: 91,9 А  710 А В нормальном режиме ток линии меньше длительно допустимого. Максимально длительная мощность для выбранного провода – 32,5 МВт. Проверке по допустимым потерям и отклонениям напряжения линии 220 кВ не подлежат, так как повышение уровня напряжения путем увеличения сечения проводов таких линий по сравнению с применением трансформаторов с РПН или средств компенсации реактивной мощности экономически не оправдывается. Таким образом, окончательно выбираем к установке провод марки АС 300/39. 18

3 МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ 3.1 Краткие теоретические сведения Основными элементами воздушных линий являются провода, изоляторы, линейная арматура, опоры и фундаменты. Дополнительными элементами, необходимыми на некоторых линиях для обеспечения надежности их работы, являются грозозащитные тросы, заземления, разрядники. Для обеспечения удобства монтажа и надёжной работы в эксплуатации провода должны удовлетворять следующим основным требованиям [4]: 1) материал проводов должен иметь высокую электрическую проводимость; 2) провода должны обладать достаточно большой механической прочностью; 3) материал проводов и тросов должен выдерживать атмосферные воздействия, обладать коррозионной стойкостью. Алюминиевые провода выпускаются по ГОСТ 839-80 Е. Они состоят из нескольких повивов проволок одного диаметра. В центре сечения провода расположена одна проволока, вокруг неё концентрически расположены шесть проволок второго повива, затем проволоки третьего повива и так далее. При этом число проволок в каждом повиве увеличивается на шесть по сравнению с предыдущим. Число проволок n в таком проводе с числом повивов N определяется формулой: n  3  N  N  1  1 , (3.1) где n – число проволок; N – число повивов. 19

Центральная проволока в проводе считается первым повивом. Каждый следующий повив многопроволочного провода имеет противоположное направление скрутки [4]. Для защит линии электропередач от грозовых перенапряжений используют грозовые тросы, которые подвешиваются на опорах выше проводов. Стальные тросы (канаты), применяемые на линиях электропередачи в качестве грозозащитных, а так же в качестве оттяжек опор, изготавливаются из оцинкованной и не оцинкованной проволоки. По установившейся практике на воздушных линиях 220 кВ и вышеподвешиваются тросы ТК сечением 70 мм2. 3.2 Выбор физико-механических параметров провода и троса 3.2.1 Конструкция и выбор физико-механических параметров провода марки АС 300/39 Комбинированные провода выпускаются по ГОСТ 839-80 Е марок АС. Такие провода состоят из стального многопроволочного сердечника и внешних алюминиевых повивов. Число алюминиевых повивов провода в зависимости от марки может быть от одного до четырёх. Проводящая способность комбинированных проводов обеспечивается наружными повивами проволок из проводящего материала, а его механическая прочность обеспечивается проволоками стального сердечника. В связи с этим коэффициент æАС является важной характеристикой провода: æАС= SA , SC (3.2) где SА – площадь поперечного сечения алюминиевой части провода, мм 2; SС – площадь его стальной части, мм2. Коэффициент æАС характеризует электромеханические сталеалюминевого провода комбинированной конструкции. 20 свойства

Так, например, АС 300/39 обозначает сталеалюминевый провод с сечением алюминиевой части 301 мм2 и сечением стального сердечника 38,6 мм2 (рис. 3.1, табл. 3.1). Алюминиевая проволока Стальная оцинкованная проволока Рисунок 3.1 – Поперечный разрез провода АС 300/39 Таблица 3.1 – Характеристика сталеалюминевого провода АС 300/39 Число и диаметр проволок, мм Марка провода алюми- стальниевая ная АС 300/39 24х3 7х2,65 Расчетное сечение, мм2 А С всего провода 301 38,6 339,6 Расчетный диаметр, мм стальной всего сердечник провода 8 24 Отношение сечений алюминиевой части к стальной берется как отношение фактических сечений. В соответствии с [5] для районов с толщиной стенки гололёда до 20 мм при сечениях провода 300 мм2 на напряжении 220 кВ применяется провод марки АС. Исходя из вышеперечисленного, в качестве токоведущего проводника проектируемой ВЛ выбираем по [5] провод АС 300/39, физико-механические параметры которого приведены в табл. 3.2 21

Таблица 3.2 – Сводная таблица физико-механических характеристик провода АС 300/39 Обозна- Единица Величи- чение измерения на М кг/км 1132 а) алюминиевой части А мм2 301 б) стальной части С мм2 38,6 в) всего провода S мм2 339,6 а=А/С - 7,8 а) стального сердечника dc мм 8 б) всего провода d мм 24 γ даН/(мм2∙м) 3,34∙10-3 Е даН/мм2 7,7∙103 α град-1 19,8∙10-6 [σ] даН/мм2 27 [σг] даН/мм2 12,2 [σtэ] даН/мм2 8,1 № Наименование параметра 1 Масса 1 км Фактическое сечение: 2 3 Отношение алюминиевой части к стальной Диаметр: 4 5 6 7 8 Приведенная нагрузка от собственного веса Модуль упругости Температурный коэффициент линейного расширения Предел прочности при растяжении Допускаемое напряжение: 9 а) при max нагрузке и min температуре б) при среднегодовой температуре 22

3.2.2 Выбор физико-механических параметров грозозащитного троса По установившейся практике на воздушных линиях 220 кВ подвешиваются грозозащитные тросы сечением 70 мм 2. В качестве грозотроса предусматриваем стальной оцинкованный канат марки ТК – 11,0 по ГОСТ – 3063 – 80. Напряжение в тросе принято 31 даН/мм 2 при наибольших внешних нагрузках и минимальной температуре и 21,6 даН/мм 2 при среднеэксплуатационных условиях. Предел прочности при растяжении 62 даН/мм2, температурный коэффициент линейного удлинения 12∙10-6 град-1, приведенная нагрузка от собственного веса и модуль упругости, соответственно, 8 ∙10-3 даН/м∙мм2 и 20∙103 даН/мм2 [5]. 3.3 Выбор опор 3.3.1 Общие сведения Промежуточные прямые опоры устанавливаются на прямых участках линии. На промежуточных опорах с подвесными изоляторами провода закрепляются в поддерживающих гирляндах, висящих вертикально. В этом случае промежуточные опоры воспринимают горизонтальные нагрузки от давления ветра на провода и на опору и вертикальные — от веса проводов, изоляторов и собственного веса опоры [4]. При необорванных проводах и тросах промежуточные опоры, как правило, не воспринимают горизонтальной нагрузки от тяжения проводов и тросов в направлении линии и поэтому могут быть выполнены более легкой 23

конструкции, чем опоры других типов, например концевые, воспринимающие тяжение проводов и тросов. Однако для обеспечения надежной работы линии промежуточные опоры должны выдерживать некоторые нагрузки в направлении линии. На анкерных опорах с подвесными изоляторами провода закрепляются в зажимах натяжных гирлянд; эти гирлянды являются как бы продолжением провода и передают его тяжение на опору. При установке анкерных опор на прямых участках трассы и подвеске проводов с обеих сторон от опоры с одинаковыми тяжениями горизонтальные продольные нагрузки от проводов уравновешиваются, и анкерная опора работает так же, как и промежуточная, то есть воспринимает только горизонтальные поперечные и вертикальные нагрузки. В случае необходимости провода с одной и с другой стороны от опоры можно натягивать с различным тяжением, тогда анкерная опора будет воспринимать разность тяжения проводов. В этом случае, кроме горизонтальных поперечных и вертикальных нагрузок, на опору будет также воздействовать горизонтальная продольная нагрузка. При установке анкерных опор на углах (в точках поворота линии) анкерные угловые опоры воспринимают нагрузку также от поперечных составляющих тяжения проводов и тросов. Промежуточные угловые опоры устанавливаются на углах поворота линии с подвеской проводов в поддерживающих гирляндах. Помимо нагрузок, действующих на промежуточные прямые опоры, промежуточные и анкерные угловые опоры воспринимают также нагрузки от поперечных составляющих тяжения проводов и тросов. При углах поворота линии электропередачи более 20° вес промежуточных угловых опор значительно возрастает. Поэтому в России промежуточные угловые опоры применяются для углов до 10—20°. При больших углах поворота устанавливаются анкерные угловые опоры [4]. Концевые опоры устанавливаются на концах линии. От этих опор отходят провода, подвешиваемые на порталах подстанций. При подвеске 24

проводов на линии до окончания сооружения подстанции концевые опоры воспринимают полное одностороннее тяжение проводов и тросов [4]. Стальные опоры. Они изготавливаются из стального уголкового проката, причём в подавляющем большинстве случаев применяется равнобокий уголок. Высокие переходные опоры могут быть изготовлены из стальных труб. В узлах соединения элементов применяется стальной лист разной толщины. Помимо перечисленных типов опор, на линиях применяются также специальные опоры: транспозиционные, служащие для изменения порядка расположения проводов на опорах; ответвительные — для выполнения ответвлений от основной линии; опоры больших переходов через реки и водные пространства. Основным типом опор на воздушных линиях являются промежуточные, число которых обычно составляет 85—90% общего числа опор. По конструктивному выполнению опоры можно разделить на свободностоящие и опоры на оттяжках. Оттяжки обычно выполняются из стальных тросов [4]. На воздушных линиях 220 кВ применяются стальные опоры. Стальные опоры выполняются из малоуглеродистой или низколегированной стали в зависимости от назначения опор и расчетной температуры в районе сооружения ЛЭП. Выбирая конструктивные схемы опор и подходящие профили проката можно получать конструкции стальных опор для любых условий и нагрузок, требующихся на линиях электропередачи. Достоинством стальных опор является их высокая прочность при малой массе. К числу недостатков стали следует отнести ее подверженность коррозии, что вызывает необходимость периодической окраски, требующей дополнительных затрат в эксплуатации. Этот недостаток можно устранить при оцинковке опор горячим способом, обеспечивающей надежную и долговечную защиту стали от коррозии. 25

3.3.2Характеристики типовой промежуточной опоры В соответствии с [5], для строительства линии в качестве массовой промежуточной опоры выбираем унифицированную стальную двухцепную свободностоящую решетчатую опору башенного типа П 220-2. Для заданных климатических условий и выбранного провода имеют место следующие данные, приведенные в табл. 3.3. Таблица 3.3 – Физико-механические характеристики металлических решетчатых опор Заданные условия Расчетные пролеты, м Тип район по район по опоры провод ветровой габаритный ветровой весовой гололеду нагрузке АС П 220-2 III II 385 470 480 300/39 Конструкция опоры типа П 220-2 представлена на рис. 3.2. Рисунок 3.2 – Типовая промежуточная опора П 220-2 26

3.4 Определение высоты приведенного центра тяжести провода 3.4.1 Определение наибольшей стрелы провеса провода Согласно ПУЭ [2] наименьшее допускаемое расстояние от проводов до земли в ненаселённой местности, доступной для транспорта и сельскохозяйственных машин, берется в зависимости от напряжения линии. При напряжении 220 кВ оно составляет Г=7 м (Г-габарит, наименьшее расстояние от нижнего провода до земли). Наименьшее расстояние по вертикали между тросом и проводом в середине пролета (Zt) при температуре 15˚С без ветра, требуемое ПУЭ [2], приводится ниже, в табл. 3.4. fТР hТР hТРАВ  zТ Ы hТРАВ fП Ы fП H h1 h2 h3 Г+h Рисунок 3.3 – Схема расположения проводов для определения стрел Провеса Таблица 3.4 – Наименьшие расстояния между проводом и тросом Длина пр., м 100 150 200 300 400 500 27 600 700 800 900 1000

Zt, м 2,0 3,2 4,0 5,5 7,0 8,5 10 11,5 13,0 14,6 16 Подсчет допустимой [Zt] ведется для заданного габаритного пролета методом линейной интерполяции: Zt=5,5+(7,0-5,5)(385-300)/(400-300)=6,8 м Н=41 м – высота промежуточной опоры; hтрав=6,5 м – расстояния между траверсами; =2,4 м – длина гирлянды изоляторов, принятая в соответствии с [6]; hтр=5,5 м – высота тросостойки; h1=22,5 м – расстояние от земли до нижней траверсы; h2=29 м – расстояние от земли до средней траверсы; h3=35,5 м – расстояние от земли до верхней траверсы; Г=7 м – наименьшее расстояние от провода ВЛ до поверхности земли в ненаселённой местности, принятое по указаниям [2]; h=0,25 м – поправка на неровности почвы; Zt=6,8 м – расстояние в середине пролёта между проводом и грозозащитнымтросом [2]; fп – наибольшая стрела провеса провода: f П  h1    Г  h (3.3) f П  22,5  2,4  7  0,25  12,85м fтр – наибольшая стрела провеса грозозащитного троса: f тр  H  Г  h  zТ  2hТРАВ , (3.4) где Н – высота опоры, м; Г – наименьшее расстояние провода до земли, м; h – поправка на неровности почвы, м; Zт – расстояние между нижними точками подвеса провода и троса, м; hтрав – расстояния между траверсами, м. Следовательно, по (3.4): 28

f тр  41  7  0,25  6,8  2  6,5  13,95 м 3.4.2 Средняя высота подвески провода Для опор башенного типа [4] средняя высота подвески провода составляет: h1  h2  h3  , 3 hСР  (3.5) где h1 – расстояние от земли до нижней траверсы, м; h2 – расстояние от земли до средней траверсы, м; h3 – расстояние от земли до верхней траверсы, м;  – длина поддерживающей гирлянды изолятора, м. hСР  22,5  29  35,5  2,4  26,6 м 3 3.4.3 Высота приведённого центра тяжести проводов и грозозащитного троса Высота приведенного центра тяжести определяется в соответствии с [4] по следующим соотношениям: - для провода: hцпр.т  hСР  2  f п, 3 (3.6) где hср – средняя высота подвески проводов, м; fп – наибольшая стрела провеса провода, м. 2 hцпр.т.  26,6  12,85  18,033 м ; 3 - для троса: 2 hцтр.т  H   f тр , 3 (3.7) 29

где H – высота опоры, м; fтр – наибольшая стрела провеса грозозащитного троса, м. 2 hцтр 13,95  31,7 м .т  41  3 Результаты этих вычислений необходимы для определения ветровых нагрузок. 3.5 Определение погонных и приведённых удельных нагрузок на элементы воздушной линии 3.5.1 Расчетные климатические условия. Ветровые и гололедныенагрузки. Влияние температуры Для обеспечения надежной работы воздушных линий в расчетах конструкций необходимо учитывать скорость ветра, гололёдоизморозевые отложения и температуру воздуха в зоне трассы сооружаемой линии. Значения максимальных ветровых давлений и толщин стенок гололеда для ВЛ определяются на высоте 10 м над поверхностью земли с повторяемостью 1 раз в 25 лет (нормативные значения). При определении ветровых нагрузок в расчетах удобно пользоваться величиной [4]: V2 q , 16 (3.8) где q – скоростной напор, даН/м2; V – скорость ветра, м/с. Данные о скоростных напорах и приближенных скоростях ветра приведены в табл. 3.5[2]. 30

Таблица 3.5 – Нормативные скоростные напорыи приближенные скорости ветра Район по ветру I II III IV V VI VII Q, даН/м2 40 50 65 80 100 125 150 V, м/с 25 29 32 36 40 45 49 Исходя из климатических условий, проектируемая отпайка 220 кВ проходит по II ветровому району при повторяемости 1 раз в 25 лет. Скорость ветра возрастает с увеличением высоты. Beтровая нагрузка на провода и тросы определяется для высоты, соответствующей высоте расположения центра тяжести проводов и тросов в не отклоненном положении. За исключением участков больших переходов через реки, водохранилища и другие водные преграды, высота центра тяжести проводов или тросов воздушных линий определяется для габаритного пролета по формуле: hср  h1  h2 2 2  f, 3 (3.9) где h1, h2 – высота крепления проводов (тросов) к изоляторам на опорах, отсчитываемая от поверхности земли в местах установки опор, м; f – наибольшая стрела провеса провода или троса, м. Гололедоизморозевые отложения на проводах и тросах имеют различную форму и вид. Наблюдаются отложения чистого гололеда, то есть плотно намерзшего льда, инея, зернистой изморози, мокрого снега, налипающего на провода, а также сочетания отложений различных видов. 31

Нормативную толщину стенки гололеда следует принимать по табл. 3.6 в соответствии с картой районирования территории России по толщине стенки гололеда или по региональным картам районирования [2]. Таблица 3.6 – Нормативная величина стенки гололеда Нормативная величина стенки гололеда, мм 10 15 20 25 30 35 40 Район по гололеду I II III IV V VI VII Исходя из климатических условий, отпайка от ВЛ 220 кВ «Якурим – Ния» и ВЛ 220 кВ «Усть-Кут – Звездная» на ПС 220 кВ «Чудничный»» относится к IIIрайону по гололеду. 3.5.2 Нагрузка от собственного веса P1 Рисунок 3.4 – Поперечное сечение провода P1 = γ1  S, (3.10) 32

где P1 – единичная (погонная) нагрузка от собственного веса провода, даН/м; γ1 – приведенная (удельная) нагрузка от собственного веса провода, даН/(м∙мм2); S – фактическое сечение провода, мм2. Следовательно, для провода марки АС 300/39 единичная нагрузка от собственного веса: P1  3,34  103  339,6  1,134 даН/м 3.5.3 Единичная нагрузка от веса гололеда Cmax d гололед провод P1 Рисунок 3.5 – Поперечный разрез провода с гололёдом Р2= 0,9  π  Сmax  (Сmax+d)  10-3, (3.11) где 0,9 – плотность льда; Смах – максимальная толщина стенки гололёда (см. табл. 3.6), мм; d – диаметр провода, мм; Р2 – единичная нагрузка от веса с гололёдом, даН/м. Р2= 0,9  3,14  20  20  24 103  2,487 даН/м Удельная нагрузка от веса гололёда не может быть использована в расчетах проводов и тросов и поэтому не вычисляется. 33

3.5.4 Результативная весовая нагрузка провода с гололёдом гололед провод P3 Рисунок 3.6 – Поперечный разрез провода Р3=Р1+P2, (3.12) где Р1 – единичная нагрузка от собственного веса провода, даН/м; Р2 – единичная нагрузка от веса гололёда, даН/м. γ3= P3 , S (3.13) где Р3 – нагрузка от веса провода с гололёдом, даН/м; S – фактическое сечение провода, мм2. По данным формулам: Р3=1,134+2,487=3,621 даН/м; γ3=3,621/339,6=0,01066 даН/(м  мм2) 34

3.5.5 Единичная ветровая нагрузка провода без гололёда P4 Рисунок 3.7 – Поперечный разрез провода P4=  q   ke  k h  Cx  q  F  sin 2  , (3.14) где q – скоростной напор ветра (см. табл. 3.5), м/с; F – площадь продольного сечения метрового отрезка провода, м2; φ – угол между направлением ветра и проводом, град; Cx – аэродинамический коэффициент или коэффициент лобового сопротивления, зависящий от плотности воздуха, от скорости ветра, от формы, протяженности и шероховатости обдуваемой поверхности. Согласно ПУЭ [2]: Сх=1,1 для проводов и тросов с d>20 мм, Cx=1,2 для проводов и тросов с d<20 мм, а так же для любых проводов или тросов покрытых гололёдом; α(q) – коэффициент, учитывающий неравномерность скоростного напора ветра (табл. 3.7); k1 – коэффициент, зависящий от длины габаритного пролета (табл. 3.8); kh – коэффициент, учитывающий увеличение скоростного напора ветра по высоте, зависит от приведенного центра тяжести провода или троса (табл. 3.9). Таблица 3.7 – Зависимость α(q) от скоростного напора ветра q, дaH/м2 До 27 40 55 76 и более α(q) 1 0,85 0,75 0,7 35

При нормативном скоростном напоре q=50 даН/м 2 находим α(q) методом линейной интерполяции: 0,85 0,75    5  0,783  15   50  0,75   Таблица 3.8 – Зависимость k1 от длины габаритного пролёта l, м kl 50 1,2 100 1,1 150 1,05 Более 250 1 При длине габаритного пролёта l=385 м коэффициент kl= 1. Таблица 3.9 – Зависимость kh от высоты приведенного центра тяжести hц.т., м kh До 15 1 20 1,25 30 1,4 40 1,55 60 1,75 100 2,1 200 2,6 300 и более 3,1 Методом линейной интерполяции при высоте приведенного центра тяжести 18,033 м находим kh: k h  1,152 Следовательно, единичная нагрузка от ветра без гололёда: P4  0,783  1  1,152  1,1  50  24  103  1  1,191 даН/м 3.5.6 Единичная ветровая нагрузка на провод с гололёдом P5=  5  kl  k h  C x  q5  F ,  (3.15) где F* – площадь продольного сечения метрового отрезка провода с гололёдом, F*= (d+2  Смах)  10-3,м2; q5 – ветровой напор, q5=0,25  q=12,5 дaH/м; α5–коэффициент, учитывающий неравномерность скоростного напора ветра, α5=α  (0,25  q) =1; 36

Сx – аэродинамический коэффициент. P5=1  1  1,152  1,1  12,5  64  103 =1,014 даН/м 3.5.7 Результирующая нагрузка на провод при ветре без гололеда P4 P6 P1 Рисунок 3.8 – Продольный разрез провода P6  P4  P1 , 2 2 (3.16) где Р1 – нагрузка от собственного веса, даН/м; Р4 – ветровая нагрузка на провод без гололёда, даН/м. P6  1,1912  1,134 2  1,645 даН/м 6  P6 , S (3.17) где Р2 – нагрузка от ветра и веса провода без гололёда, на Н/м; S – фактическое сечение провода, мм2. 6  1,645  0,00484 даН/(м  мм2) 339,6 3.5.8 Результирующая нагрузка на провод при ветре с гололёдом P5 P7 P3 37

Рисунок 3. 9 – Продольный разрез провода с гололёдом P7  P52  P32 , (3.18) где Р3 – нагрузка от веса провода с гололёдом, даН/м; Р5 – нагрузка от ветра на проводе с гололёдом, даН/м. P7  1,0142  3,6212  3,760 даН/м 7  P7 , S (3.19) где Р7 – нагрузка от ветра и веса провода с гололёдом, даН/м; S – фактическое сечение провода, мм2. 7  3,760  0,01107 даН/(м  мм2) 339,6 Нагрузка Р, даН/м P1, γ1 1,134 P2 2,487 P3, γ3 3,621 P4 1,191 P5 1,014 P6, γ6 1,645 P7, γ7 3,760 По результатам расчётов заполняем табл. 3.10 γ, даН/(м  мм2) 0,00334 0,01066 0,00484 0,01107 Таблица 3.10 – Единичные и удельные нагрузки на провод Вывод: Из табл. 3.10 видно, что наибольшей нагрузкой является нагрузка Р7=3,760 даН/м, то есть нагрузка от ветра и веса провода с гололёдом. 38

3.6 Вычисление критических пролетов. Выбор исходного режима для расчета провода 3.6.1 Уравнение состояния провода для опор П 220-2 Уравнение состояния провода – это зависимость напряжения в проводе от изменения нагрузки и температуры.  II2 El 2  I2 El 2  II  I   E (t II  t I ) , 24 II2 24 I2 (3.20) где γI– удельная нагрузка (исходный режим), даН/(м  мм2); σI– напряжение провода (исходный режим), даН/мм 2; tI– температура (исходный режим), град; γII – удельная нагрузка (реальный режим), даН/(м  мм2); σII – напряжение провода (реальный режим), даН/мм 2; tII – температура (реальный режим), град; Е – модуль упругости провода, даН/мм2; α – температурный коэффициент, град-1; l – длина пролета, м. 3.6.2 Определение критических пролетов Критическим пролетом называется пролёт, вычисляемый из уравнения состояния провода при заданных исходных и конечных данных: 39

lкр             E  (t tэ 1 tэ t min   E    tэ  1 24    t min   э  t min )      , (3.21) где γI– удельная нагрузка (исходный режим), даН/(м  мм2); σI– напряжение провода (исходный режим), даН/мм 2; tI– температура (исходный режим), град; γII – удельная нагрузка (реальный режим), даН/(м  мм2); σII – напряжение провода (реальный режим), даН/мм 2; tII – температура (реальный режим), град; Е – модуль упругости провода, даН/мм2; α – температурный коэффициент, град-1; l – длина пролета, м. Первым критическим пролетом называется пролет такой длины, при которой напряжение в проводе в режиме среднегодовой температуры равно допускаемому напряжению в том же режиме (σII=[σtэ]), а в режиме наименьшей температуры равно допускаемому напряжению при наименьшей температуре (σI = [σtmin]). l кр1             E  (t  E        1   24      tэ 1 tэ t min tэ t min э 2  t min ) ,    (3.22) где σtэ – допускаемое напряжение при среднегодовой температуре, даН/мм 2; σtmin – допускаемое напряжение при минимальной температуре, даН/мм 2; Е – модуль упругости, даН/мм2; γI – удельная нагрузка, даН/(м  мм2); γII – удельная нагрузка, даН/(м  мм2); tэ – среднегодовая температура, град; 40

tmin – минимальная температура, град; α – температурный коэффициент линейного удлинения, град -1. По формуле (3.21) сделаем расчёт первого критического пролёта: lкр1 8,1 8,1  12,2  19,8  10 6  7,7  103  (4,2  53)    330,89 м 2 0,00334 7,7  103   8,1    1     24   12,2   Вторым критическим пролетом называется пролет такой длины, при котором напряжение в проводе в режиме максимальной нагрузки и низшей температуре равно своим допустимым значениям в этих режимах (σ II = [σmax] = [σtmin] = [σI]). lкр 2   max   24    (t Г  t min ) ,  2 max   21 (3.23) где σmax – допускаемое напряжение при максимальной нагрузке, даН/мм 2; Е – модуль упругости, даН/мм2; γI – удельная нагрузка, даН/(м  мм2); tг– температура гололёдообразования, град; tmin – минимальная температура, град; α – температурный коэффициент линейного удлинения, град -1. lкр 2  12,2  24 19,8 106  (5  53)  174,54 м (0,01107) 2  (0,00334) 2 Третьим критическим пролетом называется пролет такой длины, при котором напряжение в проводе в режиме среднегодовой температуре максимальной нагрузки и равно своим допустимым значениям в этих режимах (σII=[σtэ]; [σmax]= σII). 41

lкр 3             E  (t  t ) ,  E                24         tэ tэ э max 2 max Г (3.24) 2 1 tэ max max где σmax – допускаемое напряжение при максимальной нагрузке, даН/мм 2;  max – максимальная удельная нагрузка, даН/(м  мм2). lкр 3  8,1 8,1  12,2  19,8  10 6  7,7  103  (4,2  5)   137,76 м 2 2 3  0,01107  7,7  10  0,00334   8,1        24  0,01107   12,2   Таблица 3.11 – Соотношение критических пролётов Случай 1 2 3 4 Соотношение пролётов Исходные напряжения lкр1<lкр2<lкр3 lкр1>lкp2>lкр3 lкр1 – мнимый lкp2<lкр3 lкр3 – мнимый lкр1<lкp2 [σtmin]; [σtэ]; [σmax] [σtmin]; [σmax] [σtэ]; [σmax] Расчетный критический пролёт lкр1; lкp3 lкp2 lкр3 [σtmin]; [σtэ] lкр1 Из табл. 3.11 следует, что критическим пролётом является lкp2., поэтому в качестве исходного режима примем: Г; 7; tГ. Уравнение состояния провода примет вид: i   i2  Е  l 2  72  E  l 2       E  t i  t Г  , Г 24   i2 24   Г2 где i – номер расчётного режима (табл. 3.12). 3.6.3 Расчет режимов провода для опоры П 220-2 42 (3.25)

Расчет режимов провода произведен для разных сочетаний климатических условий (см. табл. 3.12). Параллельно с определением напряжений производится расчёт стрелы провеса по формуле: i l2 fi   i 8 (3.26) Основываясь на рекомендациях [4], примем длину рассчитываемого пролета l = 385 м. Таблица 3.12 – Расчетные режимы проводов Расчетные режимы 1 2 3 4 5 6 7 Сочетание климатических условий Провода и тросы покрыты гололёдом, ti=-5, скоростной напор ветра 0,25q Провода и тросы покрыты гололёдом, ti=-5, ветра нет q=0 Cкоростной напор ветра q, ti=-5 Среднегодовая температура tэ, ветра и гололёда нет ti=-4,2 ti=15, ветра и гололеда нет Низшая температура ti=-53, ветра и гололеда нет Максимальная температура ti=36, ветра и гололеда нет Расчётный режим 1: 1  0,01107 2  7,7  10 3  385 2 24   12 2  0,01107   7,7  10 3  385 2  12,2  24  12,2 2  1  12,20 f1    19,8  10 6  7,7  10 3   5  5; даН ; мм 2 0,01107 3852   16,81м 12,2 8 Расчётный режим 2: 43 Номер нагрузки i=0,01107 i=0,01066 i=0,00484 i=0,00334 i=0,00334 i=0,00334 i=0,00334

2  12,2  24   22 0,011072  7,7  103  3852 24  12,2  2  11,83 f2  2  0,01066  7,7  103  3852  2   19,8  10 6  7,7  103   5  5; даН ; мм 2 0,01066 3852   16,69 м 11,83 8 Расчётный режим 3: 3  12,2   24   32 0,01107 2  7,7  10 3  385 2 24  12,2  3  5,83 f3  2  0,00484  7,7  10 3  385 2  2  19,8  10 6  7,7  10 3   5  5; даН ; мм 2 0,00484 3852   15,38 м 5,83 8 Расчётный режим 4: 4  12,2  24   42 0,01107 2  7,7  103  3852 24  12,2  4  4,12 f4  2  0,00334  7,7  103  385 2  2   19,8  10 6  7,7  103   4,2  5; даН ; мм 2 0,00334 3852   15,02 м 4,12 8 Расчётный режим 5: 5  12,2  2  0,00334  7,7  103  3852  24   52 0,011072  7,7  103  3852 24  12,2 2   19,8  10 6  7,7  103  15  5; 44

 5  3,96 f5  даН ; мм 2 0,00334 3852   15,62 м 3,96 8 Расчётный режим 6: 6  12,2  2  0,00334  7,7  103  385 2  24   62 0,011072  7,7  103  3852  6  4,66 24  12,2 2   19,8  10 6  7,7  103   53  5; даН ; мм 2 0,00334 3852 f6    13,27 м 4,66 8 Расчётный режим 7: 7  0,003342  7,7  103  3852 24   72 2  0,01107   7,7  103  385 2  12,2  24  12,2 2  7  4,58 f7    19,8  10 6  7,7  103  36  5; даН ; мм 2 0,00334 3852   13,51м 4,58 8 Таблица 3.13 – Результаты расчета режимов провода Номер режима 1 2 3 4 5 даН мм 2 12,20 11,83 5,83 4,12 3,96  i  12,2 f i  12,85м 16,81 16,69 15,38 15,02 15,62 45

6 7 4,66 4,58 13,27 13,51 Согласно результатам расчета стрелы провеса провода превышают предельно допустимое значение во всех режимах. Механические напряжения соответствуют нормативному значению. Для уменьшения стрел провеса были изменены габаритный, весовой и ветровой пролеты для опор П 220-2 (табл. 3.14) и сделан соответствующий перерасчет. Таблица 3.14 – Физико-механические характеристики металлических решетчатых опор Заданные условия Расчетные пролеты, м район по район по провод ветровой габаритный ветровой весовой гололеду нагрузке АС IV IV 345 470 430 300/39 Тип опоры П 220-2 3.7 Определение высоты приведенного центра тяжести провода 3.7.1 Определение наибольшей стрелы провеса провода Согласно ПУЭ [2] наименьшее допускаемое расстояние от проводов до земли в ненаселённой местности доступной для транспорта и сельскохозяйственных машин при напряжении 220 кВ составляет Г=7 м. Наименьшее расстояние по вертикали между тросом и проводом в середине пролета (Zt) при температуре 15˚ С без ветра, требуемое ПУЭ [2], приводится в табл. 3.4, и для опор П 220-2 составляет: Zt=5,5+(7,0-5,5)(400-345)/(400-300)=6,3 м 46

fТР hТР  zТ hТРАВ Ы hТРАВ fП Ы fП H h1 h2 h3 Г+h Рисунок 3.10 – Схема расположения проводов для определения стрел провеса Н=41 м – высота промежуточной опоры; hтрав=6,5 м – расстояния между траверсами; =2,045 м – длина гирлянды изоляторов принятая в соответствии с [6]; hтр=5,5 м – высота тросостойки; h1=22,5 м – расстояние от земли до нижней траверсы; h2=29 м – расстояние от земли до средней траверсы; h3=35,5 м – расстояние от земли до верхней траверсы; Г=7 м – наименьшее расстояние от провода ВЛ до поверхности земли в 47

ненаселённой местности, принятое по указаниям [2]; h=0,25 м – поправка на неровности почвы; Zt=6,3 м – расстояние в середине пролёта между проводом и Грозозащитным тросом [2]; fп – наибольшая стрела провеса провода по формуле (3.3): f П  22,5  2,045  7  0,25  13,205м fтр – наибольшая стрела провеса грозозащитного троса по формуле (3.4): f тр  41  7  0,25  6,3  2  6,5  14,45 м 3.7.2 Средняя высота подвески провода Для опор башенного типа [4] средняя высота подвески провода составляет по формуле (3.5): hСР  22,5  29  35,5  2,045  26,955 м 3 3.7.3 Высота приведенного центра тяжести проводов и грозозащитного троса Высота приведенного центра тяжести определяется в соответствии с [4] по соотношениям (3.6), (3.7): - для провода: 2 hцпр.т.  26,955   13,205  18,152 м 3 - для троса: 48

hцтр .т  41  3.8 2  14,45  31,3 м 3 Определение погонных и приведённых удельных нагрузок на элементы воздушной линии 3.8.1 Расчетные климатические условия. Ветровые и гололедныенагрузки При определении ветровых нагрузок в расчетах удобно пользоваться величиной, представленной в формуле (3.8). Нормативные скоростные напоры и приближенные скорости ветра приведены в табл. 3.5. Нормативная величина стенки гололеда приведена в табл. 3.6. 3.8.2 Нагрузка от собственного веса Для провода марки АС 300/39 единичная нагрузка от собственного веса по формуле (3.10): P1  3,34 10 3  339,6  1,134 даН/м 3.8.3 Единичная нагрузка от веса гололеда Единичная нагрузка от веса гололеда по формуле (3.11): 49

Р2= 0,9  3,14  20  20  24 103  2,487 даН/м 3.8.4 Результативная весовая нагрузка провода с гололедом Результирующая весовая нагрузка на провод с гололедом по формуле (3.12): Р3=1,134+2,487=3,621 даН/м; Удельная нагрузка на провод с гололедом по формуле (3.13): γ3=3,621/339,6=0,01066 да Н/(м  мм2) 3.8.5 Единичная ветровая нагрузка провода без гололеда Единичная нагрузка от ветра без гололеда по формуле (3.14): P4  0,783  1  1,158  1,1  50  24  10 3  1  1,197 даН/м 3.8.6 Единичная ветровая нагрузка на провод с гололедом Единичная ветровая нагрузка на провод с гололедом по формуле (3.15): P5=1  1  1,158  1,1  12,5  64  103 =1,019 даН/м 3.8.7 Результирующая нагрузка на провод при ветре без гололеда 50

Результирующая нагрузка на провод при ветре без гололеда по формуле (3.16): P6  1,197 2  1,134 2  1,649 даН/м Удельная нагрузка на провод при ветре без гололеда по формуле (3.17): 6  1,649  0,00486 даН/(м  мм2) 339,6 3.8.8 Результирующая нагрузка на провод при ветре с гололедом Результирующая нагрузка на провод при ветре с гололедом по формуле (3.18): P7  1,019 2  3,6212  3,761 даН/м Нагрузка P1, γ1 P2 Р, даН/м 1,134 2,487 γ, даН/(м  мм2) 0,00334 - Удельная нагрузка на провод при ветре с гололедом по формуле (3.19): 7  3,761  0,01107 даН/(м  мм2) 339,6 По результатам расчетов заполняем табл. 3.15. Таблица 3.15 – Единичные и удельные нагрузки на провод 51

P3, γ3 P4 P5 P6, γ6 P7, γ7 3,621 1,197 1,019 1,649 3,761 0,01066 0,00486 0,01107 Вывод: Из табл. 3.15 видно, что наибольшей нагрузкой является нагрузка Р7=3,761 даН/м, то есть нагрузка от ветра и веса провода с гололёдом. 3.9 Вычисление критических пролетов. Выбор исходного режима для расчета провода 3.9.1 Определение критических пролетов По формуле (3.22) сделаем расчёт первого критического пролёта: lкр1  8,1 8,1  12,2  19,8  10 6  7,7  103  (4,2  53)   330,89 м 2 0,00334 7,7  103   8,1    1     24   12,2   По формуле (3.23) сделаем расчёт второго критического пролёта: lкр 2  12,2  24 19,8 106  (5  53)  174,54 м (0,01107) 2  (0,00334) 2 По формуле (3.24) сделаем расчёт третьего критического пролёта: lкр 3  8,1 8,1  12,2  19,8  10 6  7,7  103  (4,2  5)   137,76 м 2 2 0,01107 7,7  103  0,00334   8,1         24  0,01107   12,2   52

Из табл. 3.11 следует, что критическим пролётом является lкp2., поэтому в качестве исходного режима примем: Г; 7; tГ. Уравнение состояния провода представлено формулой (3.25). 3.9.2 Расчет режимов провода для опоры П 220-2 Расчет режимов климатических провода условий (табл. произведен 3.16). для разных Параллельно с сочетаний определением напряжений производится расчёт стрелы провеса по формуле (3.26). Основываясь на рекомендациях [4], примем длину рассчитываемого пролетаl = 345 м. Таблица 3.16 – Расчетные режимы проводов Расчетные режимы 1 2 3 4 5 6 7 Сочетание климатических условий Провода и тросы покрыты гололёдом, ti=-5, скоростной напор ветра 0,25q Провода и тросы покрыты гололёдом, ti=-5, ветра нет q=0 Cкоростной напор ветра q, ti=-5 Среднегодовая температура tэ, ветра и гололёда нет ti=-4,2 ti=15, ветра и гололеда нет Низшая температура ti=-53, ветра и гололеда нет Максимальная температура ti=36, ветра и гололеда нет Расчётный режим 1: 1  0,01107 2  7,7  103  3452 24   12 2  0,01107   7,7  103  345 2  12,2  24  12,2  1  12,20 2   19,8  10 6  7,7  103   5  5; даН ; мм 2 53 Номер нагрузки i=0,01107 i=0,01066 i=0,00486 i=0,00334 i=0,00334 i=0,00334 i=0,00334

f1  0,01107 3452   13,20 м 12,2 8 Расчётный режим 2: 2  12,2  24   22 0,011072  7,7  103  3452 24  12,2 2  2  11,82 f2  2  0,01066  7,7  103  3452    19,8  10 6  7,7  103   5  5; даН ; мм 2 0,01066 3452   13,11м 11,82 8 Расчётный режим 3: 3  12,2  24   32  0,011072  7,7  103  3452  19,8  10 6  7,7  103   5  5;  3  5,98 f3  2  0,00486  7,7  103  3452  24  12,2 2 даН ; мм 2 0,00484 3452   12,04 м 5,98 8 Расчётный режим 4: 4  0,003342  7,7  103  3452 24   42 2  0,01107   7,7  103  345 2  12,2  24  12,2  4  4,23 f4  2   19,8  10 6  7,7  103   4,2  5; даН ; мм 2 0,00334 3452   11,74 м 4,23 8 54

Расчётный режим 5: 5   12,2  24   52 0,011072  7,7  103  3452 24  12,2  5  4,01 f5  0,003342  7,7  103  3452 2   19,8  10 6  7,7  103  15  5; даН ; мм 2 0,00334 3452   12,39 м 4,01 8 Расчётный режим 6: 6   12,2  24   62  0,011072  7,7  103  3452  19,8  106  7,7  103   53  5; 24  12,2 2  6  5,01 f6  0,003342  7,7  103  3452 даН ; мм 2 0,00334 3452   9,91м 5,01 8 Расчётный режим 7: 7  12,2  2  0,00334  7,7  103  3452  24   72  0,011072  7,7  103  3452  19,8  106  7,7  103  36  5;  7  3,81 24  12,2 2 даН ; мм 2 55

f7  0,00334 3452   13,04 м 3,81 8 Таблица 3.17 – Результаты расчета режимов провода Номер режима даН мм 2 12,20 11,82 5,98 4,23 4,01 5,01 3,81  i  12,2 1 2 3 4 5 6 7 f i  13,205 м 13,20 13,11 12,04 11,74 12,39 9,91 13,04 Согласно результатам расчета механические напряжения и стрелы провеса провода не превышают предельно допустимых значений во всех режимах, то есть при всех сочетаниях климатических условий условия жёсткости и прочности выполняются. 3.9.3 Определение критической температуры проводов Критическая температура провода – такая температура, при которой стрела провеса провода, находящегося под воздействием собственного веса, достигнет такого же значения, как при наличии гололеда. t КР  t Г   Г  1   1   , Е     3  (3.27) где tг – температура гололёдообразования, град; E – модуль упругости, даН/мм2; σг = σmax – допускаемое напряжение при максимальной нагрузке, даН/мм 2;  1 – удельная нагрузка от собственного веса, даН/(м  мм2);  3 – удельная нагрузка от веса провода с гололёдом, даН/(м  мм2). 56

t КР  5  12,2 3 7,7  10  19,8  10 6  3,34  10 3    49,950  1  3   10,66  10  Так как tmax< tкр, то в соответствии с [4] наибольшая стрела провеса будет при гололеде. 3.10 Выбор изоляторов по условиям механической прочности Изоляторы относятся к ответственным элементам воздушных линий. Правильный выбор изоляции и её высокое качество является одним из основных условий, выполнение которых обеспечивает надежную эксплуатацию линий. При выборе типов изоляторов необходимыми исходными данными являются [4]: - напряжение линии; - район прохождения линии (наличие или отсутствие участков с загрязненной атмосферой); - нормативные механические нагрузки на изоляторы. Линейные изоляторы предназначаются для подвески проводов и грозозащитных тросов к опорам линии электропередачи. В зависимости от напряжения линий электропередачи применяются штыревые или подвесные изоляторы, изготовленные из стекла, фарфора или полимеров. Полимерные изоляторы представляют собой комбинированную конструкцию, состоящую из высокопрочных стержней из стеклопластика с полимерным защитным покрытием, тарелок и металлических наконечников. Стеклопластиковый стержень защищается от внешних воздействий защитной оболочкой, стойкой к ультрафиолетовому излучению и химическим воздействиям. Полимерные изоляторы позволяют заменить целые гирлянды стеклянных и фарфоровых изоляторов. Кроме того, полимерные изоляторы значительно легче, чем гирлянды из стекла и фарфора. 57

Эксплуатационные характеристики изоляторов аэродинамических характеристик изолирующей детали зависят от изолятора. Это связано с тем, что при хорошем обтекании изолятора воздушным потоком на нем остается меньше загрязнений, лучше происходит самоочистка его ветром и дождем и не происходит значительного снижения уровня изоляции гирлянды. Основными характеристиками изолятора являются его механическая разрушающая сила, кН, электромеханическая разрушающая сила, кН, а также соотношение длины пути утечки изолятора, мм, к строительной высоте изолятора, мм. Механическая разрушающая сила – наименьшее значение силы, приложенной к изолятору в определенных условиях, при которой он разрушается. Электромеханическая разрушающая сила – наименьшее значение силы, приложенной к изолятору в определенных условиях, находящемуся под действием разности электрических потенциалов, при которой он разрушается. Длина пути утечки изолятора – это кратчайшее расстояние или сумма расстояний по контуру наружной изоляционной поверхности между частями, находящимися под разными электрическими потенциалами. От этой величины зависит надежность работы изолятора при загрязнении и увлажнении. 3.10.1Выбор изоляторов для поддерживающих гирлянд провода Поддерживающие гирлянды воспринимают нагрузку от веса провода и от собственного веса, и в соответствии с [4] выбираются по формулам: А1  2,7  Р7  l ВЕС  G Г   Р , (3.28) А2  5  Р1  l ВЕС  G Г   Р , (3.29) 58

где А1 и А2 – расчетные значения электромеханической разрушающей нагрузкипри наибольшей нагрузке и среднегодовой температуре соответственно; l ВЕС – паспортное значение длины весового пролета; GГ – вес гирлянды изоляторов, принимается по [4] для линий 220 кВ равным 80 даН. Тогда: А1  2,7  3,761  430  80  4582,521 даН; А2  5  1,134  430  80  2838,1даН Выбираем полимерный изолятор марки ЛК 70/220-И-2СП, предназначенный для крепления и изоляции проводов ВЛ переменного тока напряжением 220 кВ частотой до 100 Гц при температуре окружающего воздуха от – 60 до + 50 ℃ (рис. 3.11), параметры которого указаны в табл. 3.18. Таблица 3.18 – Паспортные данные изолятора ЛК 70/220-И-2СП Показатель ЛК 70/220-И-2СП Номинальное напряжение, кВ Механическая разрушающая сила при растяжении, не менее, кН Строительная высота Н, мм Длина изоляционной части L, мм Длина пути утечки, см Масса, не более, кг Допустимая степень загрязнения (СЗ) по ПУЭ Выдерживаемое напряжение промышленной частоты для изоляторов: - в сухом состоянии, кВ - под дождём, кВ Значение напряжения полного грозового импульса, не менее, кВ 220 59 70 2045 1830 472 5 2 655 620 1005

Рисунок 3.11 – Полимерный изолятор ЛК 70/220-И-2СП 3.10.2Выбор изоляторов для натяжных гирлянд провода Выбор типа изоляторов для натяжных гирлянд, воспринимающих нагрузку от тяжения проводов и собственного веса гирлянды, производится по формулам: 60

А1  2,7  А2  5    Г  F  F 2 Э  Р l    7 ВЕС  G Г   Р ,  2  2 2 (3.30)  Р l    1 ВЕС  G Г   Р ,  2  2 (3.31) где  Г ,  Э – напряжения в проводе при наибольшей нагрузке и при среднегодовой температуре; F – сечение провода. Тогда: 3,761  430   80   11440,82 даН; 2   2 А1  2,7  12,2  339,62   1,134  430   80   13848,766 даН А2  5  8,1  339,6   2   2 2 Выбираем полимерный изолятор марки ЛК 160/220-А-2 (рис. 3.12), параметры которого указаны в табл. 3.19. Таблица 3.19 – Паспортные данные изолятора ЛК 160/220-А-2 Показатель ЛК 160/220-А-2 Номинальное напряжение, кВ Механическая разрушающая сила при растяжении, не менее, кН Строительная высота Н, мм Длина изоляционной части L, мм Длина пути утечки, см Масса, не более, кг Допустимая степень загрязнения (СЗ) по ПУЭ Выдерживаемое напряжение промышленной частоты для изоляторов: - в сухом состоянии, кВ 220 61 160 2410 1965 590 9,2 2 440

- под дождём, кВ Значение напряжения полного грозового импульса, не менее, кВ 395 950 Рисунок 3.12 – Полимерный изолятор ЛК 160/220-А-2 3.11 Выбор соединительной арматуры Крепление гирлянд изоляторов к опорам, подвеска проводов к гирляндам, крепление тросов обеспечивается набором узлов и деталей линейной арматуры. Линейную арматуру, применяемую при закреплении проводов в гирляндах подвесных изоляторов, подразделяют на следующие группы [4]: 1) зажимы, служащие для закрепления проводов и тросов, подразделяющиеся на поддерживающие, подвешиваемые на промежуточных опорах, и натяжные, применяемые на опорах анкерного типа; 2) сцепная арматура (скобы, серьги, ушки, коромысла), служащая для соединения зажимов с изоляторами, для подвески гирлянд на опорах и для соединения многоцепных гирлянд друг с другом; 62

3) защитная арматура (кольца), осуществляющая управление электрическими полями гирлянд изоляторов. Гирлянды изоляторов состоят из совокупности соединенных между собой элементов, арматуры и изоляторов. Шарнирные соединения элементов гирлянды изоляторов между собой обеспечивают заданные условия нагружения этих элементов растягивающими нагрузками. Выбор арматуры производится в соответствии с принятым типом изоляции. Согласно [5] в арматуре требуются несколько меньшие коэффициенты запаса, чем в изоляторах. Поэтому прочность арматуры следует проверять лишь в тех случаях, когда по каким-либо причинам приходится применять арматуру, прочность которой меньше разрушающей нагрузки выбранного типа изолятора, однако такого случая не наблюдается. 3.11.1Выбор арматуры для поддерживающих гирлянд В состав поддерживающей гирлянды входят элементы, указанные в табл. 3.20. Таблица 3.20 – Соединительная арматура для поддерживающих гирляндизоляторов № Наименование Тип 1 2 3 Узел крепления Серьга Ушко двухлапчатое укороченное 4 Изолятор полимерный 5 6 Ушко однолапчатое укороченное Зажим поддерживающий Масса арматуры, кг КГП-7-3 СРС-7-16 У2К-7-16 ЛК70/220-И2СП У1К-7-16 ПГ-3-12 63 Количество в гирлянде, шт. 1 1 1 1 1 1 4,15

Общий вес гирлянды, кг 9,15 3.12 Построение монтажного графика Подвеска проводов к гирляндам изоляторов, монтаж их на траверсы опор производятся обычно в безветренные дни, когда нет гололеда, но при любой температуре, то есть монтажный режим характеризуется воздействиями: γм = γ1; t м . Основная задача монтажа провода заключается в том, что при температуре монтажа t м и нагрузке γ1 нужно обеспечить такой монтажный провес провода 𝑓м , а, следовательно, и 𝜎м , чтобы в самых наихудших условиях эксплуатации воздушных линий напряжения в проводе не превосходили бы допускаемых. Ранее было выяснено, что наихудшим условиям эксплуатации соответствует исходный режим. Уравнение связи состояний провода примет вид[4]: 2  исх  2 Е  12   2  Е  м онт    исх   Е t м онт  t исх , 2 24 2 м онт 24 исх (3.32) где σмонт – значение напряжения в проводе в условиях монтажа, даН/мм 2; tмонт – температура, при которой производится монтаж проводов, град; 𝛾исх, σисх ,tисх – параметры исходного режима. Задаваясь значениями монтажной температуры 𝑡монт в пределах от 𝑡𝑚𝑖𝑛 до 𝑡𝑚𝑎𝑥 , необходимо решить уравнение относительно 𝜎монт . Расчет монтажных стрел провеса следует вычислять по формуле [4]: 64

1  2 f м онт  8 м онт (3.33) Тяжение провода при монтаже определяется из формулы [4]:𝑇монт 𝜎монт ∙ 𝐹общ , = (3.34) где 𝐹общ – фактическое сечение провода, мм2. Общие уравнения для всех режимов: (3,34 ∙ 10−3)2 ∙ 3452 ∙ 7,7 ∙ 103 0,011072 ∙ 3452 ∙ 7,7 ∙ 103 𝜎монт − = 12,2 − − 2 24 ∙ 𝜎монт 24 ∙ 12,22 −19,8 ∙ 10−6 ∙ 7,7 ∙ 103 ∙ (𝑡монт + 5), 𝜎монт − 426,001 = −19,240 − 0,152 ∙ (𝑡монт + 5); 2 𝜎монт 𝑇монт = 𝜎монт ∙ 339,6; 𝑓монт 3,34 ∙ 10−3 ∙ 3452 49,69 = = 8𝜎монт 𝜎монт Режим 1: t = −40℃ 𝜎монт1 − 426,001 = −19,240 − 0,152 ∙ (−40 + 5); 2 𝜎монт1 𝜎монт1 = 4,77 даН ; мм2 𝑇монт1 = 4,77 ∙ 339,6 = 1619,8 даН; 𝑓монт1 = 49,69 = 10,41 м 4,77 Режим 2: t = −30℃ 65

𝜎монт2 − 426,001 = −19,240 − 0,152 ∙ (−30 + 5); 2 𝜎монт2 𝜎монт2 = 4,61 даН ; мм2 𝑇монт2 = 4,61 ∙ 339,6 = 1565,5 даН; 𝑓монт2 = 49,69 = 10,77 м 4,61 Режим 3: t = −20℃ 𝜎монт3 − 426,001 = −19,240 − 0,152 ∙ (−20 + 5); 2 𝜎монт3 𝜎монт3 = 4,46 даН ; мм2 𝑇монт3 = 4,46 ∙ 339,6 = 1514,6 даН; 𝑓монт3 = 49,69 = 11,14 м 4,46 Режим 4: t = −10℃ 𝜎монт4 − 426,001 = −19,240 − 0,152 ∙ (−10 + 5); 2 𝜎монт4 𝜎монт4 = 4,32 даН ; мм2 𝑇монт4 = 4,32 ∙ 339,6 = 1467,1 даН; 𝑓монт4 = 49,69 = 11,50 м 4,32 Режим 5: t = −4,2℃ 66

𝜎монт5 − 426,001 = −19,240 − 0,152 ∙ (−4,2 + 5); 2 𝜎монт5 𝜎монт5 = 4,25 даН ; мм2 𝑇монт5 = 4,25 ∙ 339,6 = 1443,3 даН; 𝑓монт5 = 49,69 = 11,69 м 4,25 Режим 6: t = 10℃ 𝜎монт6 − 426,001 = −19,240 − 0,152 ∙ (10 + 5); 2 𝜎монт6 𝜎монт6 = 4,08 даН ; мм2 𝑇монт6 = 4,08 ∙ 339,6 = 1385,5 даН; 𝑓монт6 = 49,69 = 12,17 м 4,08 Режим 7: t = 15℃ 𝜎монт7 − 426,001 = −19,240 − 0,152 ∙ (15 + 5); 2 𝜎монт7 𝜎монт7 = 4,03 даН ; мм2 𝑇монт7 = 4,03 ∙ 339,6 = 1368,5 даН; 𝑓монт7 = 49,69 = 12,33 м 4,03 Режим 8: t = 20℃ 𝜎монт8 − 426,001 = −19,240 − 0,152 ∙ (20 + 5); 2 𝜎монт8 67

𝜎монт8 = 3,97 даН ; мм2 𝑇монт8 = 3,97 ∙ 339,6 = 1348,2 даН; 𝑓монт8 = 49,69 = 12,51 м 3,97 Режим 9: t = 30℃ 𝜎монт9 − 426,001 = −19,240 − 0,152 ∙ (30 + 5); 2 𝜎монт9 𝜎монт9 = 3,87 даН ; мм2 𝑇монт9 = 3,87 ∙ 339,6 = 1314,2 даН; 𝑓монт9 = 49,69 = 12,84 м 3,87 Режим 10: t = 40℃ 𝜎монт10 − 426,001 = −19,240 − 0,152 ∙ (40 + 5); 2 𝜎монт10 𝜎монт10 = 3,78 даН ; мм2 𝑇монт10 = 3,78 ∙ 339,6 = 1283,6 даН; 𝑓монт10 = 49,69 = 13,14 м 3,78 Результаты расчетов заносятся в табл. 3.21. Таблица 3.21 – Монтажная таблица провода АС 300/39 Температура монтажа, 𝑡монт , Напряжение монтажа, 𝜎монт , Тяжение при монтаже, 𝑇монт, 68 Стрела провеса при монтаже, 𝑓монт , м

даН/мм2 4,77 4,61 4,46 4,32 4,25 4,08 4,03 3,97 3,87 3,78 ℃ -40 -30 -20 -10 -10,2 10 15 20 30 40 даН 1619,8 1565,5 1514,6 1467,1 1443,3 1385,5 1368,5 1348,2 1314,2 1283,6 10,41 10,77 11,14 11,50 11,69 12,17 12,33 12,51 12,84 По данным этой таблицы строят монтажные графики (рис. 3.13). Для большей выразительности графиков желательно начало вертикальной шкалы каждого из них начинать не с нуля. В условиях монтажа величина 𝑓монт в пролете устанавливается с помощью либо мерных реек, либо геодезических приборов. Другим способом обеспечения заданной величины 𝜎монт в проводе является растяжка его лебедкой или трактором через динамометр, по которому определяется величина натяжения провода 𝑇монт , соответствующая 𝑓монт и 𝜎монт для данной 𝑡монт . 1800 14 Tмонт., даН 1600 12 Ϭмонт., даН/мм fмонт., м 1400 10 1200 1000 8 800 6 600 4 400 2 200 0 0 -40 -30 -20 -10 10 15 69 20 30 40 tмонт., °C Tмонт. σмонт. fмонт.

Рисунок 3.13 – Монтажный график для провода АС 300/39 3.13 Расстановка опор по профилю трассы При расстановке опор по профилю необходимо учесть два основных условия: 1) расстояние от проводов до земли и пересекаемых объектов должны быть в ненаселенной местности не более 7 м для напряжения 220 кВ [2]; 2) нагрузка, воспринимаемая опорами, не должна превышать предельных значений. Расстановка опор по профилю трассы будет производиться при помощи разбивочного шаблона. 3.13.1Построение разбивочного шаблона Разбивочный шаблон представляет собой три квадратичных параболы, сдвинутых по вертикали (рис. 3.14). 70 одинаковых

Y, м 50 40 1 30 2 3 20 10 X, м 0 -400 -300 -200 -100 0 100 200 300 400 -10 -20 -30 Рисунок 3.14 – Разбивочный шаблон 1 – кривая максимального провисания провода в вертикальной плоскости; 2 – габаритная кривая; 3 – земляная кривая. Кривая 1 строится по следующему уравнению: 2  Х  У  КШ   ,  100  где КШ КШ – коэффициент (3.35) шаблона, 4  f MAX  10 4  , l2 КШ  определяемый по соотношению: (3.36) 4 13,205 10 4  4,4м 3452 Габаритная кривая сдвинута относительно кривой 1 по вертикали вниз на величину hГАБ. 71

hГАБ  Г  h , (3.37) где Г – наименьшее расстояние от провода до поверхности земли в ненаселенной местности, 7 м для линии напряжением 220 кВ [2]; Δh – поправка на неровности почвы. hГАБ = 7 + 0,25 =7,25 м Земляная кривая сдвинута по вертикали вниз относительно кривой 1 на величину h0. h0  h1   , (3.38) h0 = 22,5 – 2,045 = 20,45 м Разбивочный шаблон строится по данным, представленным в табл. 3.22. Таблица 3.22 – Данные для построения разбивочного шаблона X Y 0 0 50 1,1 100 4,4 150 9,9 200 17,6 250 27,5 300 39,6 На рис. 3.15 представлен вариант расстановки опор, который выполнен по следующим правилам: 1) шаблон устанавливается строго вертикально (первая анкерная опора устанавливается в начале трассы); 2) левая ветвь земляной кривой пересекает точку установки первой опоры и профиля трассы; 3) шаблон устанавливается таким образом, чтобы габаритная кривая касалась профиля трассы, тогда точка пересечения правой ветви земляной кривой с профилем трассы будет местом установки следующей опоры; 72

4) эта опора принимается за начальную и определяется место установки следующей опоры; 5) если последний пролет получился слишком маленьким, то необходимо уменьшить предыдущие пролеты; 6) смежные пролеты не должны отличатся друг от друга более чем в два раза. Рисунок 3.15 – Расстановка опор по профилю трассы 3.13.2Проверка правильности расстановки опор 73

При правильной расстановке опор по профилю трассы должны выполняться следующие условия [4]: – ветровой пролет не должен превышать паспортного значения для выбранного типа опоры, то есть: l ВЕТР  l ВЕТР , (3.39) где lВЕТР – пролет равный полусумме габаритных пролетов, прилегающих к одной опоре; lВЕТР  – расчетный ветровой пролет, для опоры П 220-2 равен 470 м. Например, для опоры П 220-2 № 2: l1ВЕТР  l1  l2 , 2 𝑙1ВЕТР = 289 + 252 = 270,5 м 2 Видим, что условие (3.39) выполняется. – весовой пролет также не должен превышать паспортного значения для выбранного типа опор, то есть: l ВЕС  l ВЕС  , (3.40) где lВЕС – расстояние между нижними точками провеса проводов соседних пролетов; lВЕС  – расчетный весовой пролет, для опоры П 220-2 равен 430 м. Значение lВЕС =51,35 м для опоры П 220-2 № 2 , поэтому условие (3.40) выполняется. При различных значениях пролетов в пределах анкерного участка линии в проводах устанавливается напряжение, соответствующее значению приведенного пролета: l ПР   li 3  li (3.41) , lПР  272,59м 74

Причем разница между приведенным пролетом и заданным не должна превышать 10 %:   l ПР  l  100 , l ПР 272 ,59  345 (3.42)  100  2,6% 272 ,59 Следовательно, расстановка опор произведена правильно. 3.14 Заземление опор Заземляющим устройством называется совокупность заземлителя и заземляющих проводников. На линиях электропередачи заземляются опоры и грозозащитные тросы. На металлических опорах соединения тросов с заземляющими устройствами опор всегда осуществляется с использованием металла опор, включая траверсы или арматуру. На ВЛ заземлению подлежат металлические опоры без тросов и других устройств грозозащиты, если это необходимо по условиям обеспечения релейной защиты и автоматики. Заземление опор служит для уменьшения вероятности обратных перекрытий за счет напряжения, возникающего при протекании тока молнии, ударившей в трос или опору, по сопротивлению заземления. Таким образом, оно имеет чисто грозозащитный характер. Сопротивления заземляющих устройств ВЛ не должны превосходить расчетные значения при измерениях на промышленной частоте в период их наибольших значений в летнее время при отсоединенных тросах, но с использованием всех других естественных заземлителей. С точки зрения эффективности грозозащиты желательно, чтобы сопротивление заземления было как можно меньше. 75

Типы и конструкции заземляющих устройств выбираются в зависимости от типа фундаментов или способа закрепления опор в грунте. Заземляющие устройства выполняются вертикальными заземлителями из круглой стали. Соединение заземляющего устройства с металлической опорой проектом предусматривается болтовое и сваркой. В соответствии с [4], для грунтов с удельным сопротивлением от 100 до 500 Ом ∙ м сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 15 Ом. 4 ПРИМЕНЕНИЕ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ 4.1. Применение высокотемпературных проводов Перспективным способом повышения пропускной способности линий электропередачи в настоящее время является применение высокотемпературных проводов. В рамках этого вопроса был произведен анализ эффективности различных вариантов проводов по условиям: напряжения, расчётной токовой нагрузки, района по гололёду, материала и цепности опор. В практике строительства современных ВЛ все более широкое применение находят высокотемпературные провода специального типа [7]: АССR (США) [8, 9], TACSR/ACS, TACSR/HACIN (Австрия) [10-12], GTACSR (Япония) [13-15], AERO-Z (Бельгия) [16,17]. 76

При значительном увеличении пропускной способности указные марки проводов удовлетворяют высокой электропроводности и механической прочности, малому температурному удлинению, высокой устойчивости к ветровому воздействию и старению, отличаются небольшой погонной массой. Опыт применения в Европе, Японии, Америке проводов с повышенной пропускной способностью насчитывает около двух десятков лет. Датой выхода на российский рынок таких проводов можно считать 2008 год. Одним из наиболее успешных решений задачи повышения пропускной способности воздушных линий является применение проводов марок TACSR/ACS, ZTACSR/ACS, TACSR/HACIN, ZTACSR/HACIN, производящихся компанией Lumpi–Berndorf (Австрия). Устойчивость к высокой температуре и повышенной токовой нагрузке обеспечивается выполнением токопроводящих повивов из специальных термостойких сплавов TAL или ZTAL. Термостойкий сплав TAL состоит из алюминия и циркония. Добавка циркония повышает температуру кристаллизации алюминия и позволяет при высоких нагревах провода токопроводящим проволокам сохранять практически без изменения электрические и механические характеристики (табл. 4.1). Конструктивное исполнению исполнение классического проводов провода марки TACSR/ACS АС. аналогично Структуру провода TACSR/ACS образуют внешние токопроводящие повивы и внутренний стальной сердечник [7, 18]. Таблица 4.1 – Сравнение характеристик материалов токопроводящих повивов Характеристика Рабочая температура, ℃ Краткосрочный (до 30 мин.) нагрев, ℃ Материал токопроводящего слоя Al TAL ZTAL 80 150 210 110 77 180 240

Температура при КЗ, ℃ Удельное разрывное усилие, Н/мм2 Модуль упругости, Н/мм2 Коэффициент линейного расширения, 1/℃ 120 220 280 160-180 160-180 160-180 6∙104 6∙104 6∙104 2,3∙10-5 2,3∙10-5 2,3∙10-5 Сверхтермостойкий сплав ZTAL, который используется в проводах ZTACSR/ACS и ZTACSR/HACIN, отличается от сплава TAL (провода TACSR/ACS и TACSR/HACIN) еще большим содержанием циркония. Сердечник проводов марки TACSR/ACS и ZTACSR/ACS сделан из стальной проволоки, которая плакирована алюминием. С целью уменьшения стрелы провеса и повышения прочности в проводах марки TACSR/HACIN и ZTACSR/HACIN вместо простой стальной проволоки (провода TACSR/ACS и ZTACSR/ACS) используется проволока из специального сплава «Инвар» (табл. 4.2) [7, 18]. Таблица 4.2 – Сравнение характеристик сплавов сердечника высокотемпературных проводов Характеристика Модуль упругости, Н/мм2 Коэффициент линейного расширения, 1/℃ Напряжение при 1%-ной деформации, Н/мм2 Удельное разрывное усилие, Н/мм2 Удлинение, % Плотность, г/см3 Материал сердечника Сталь, Оцинкованная плакированная «Инвар» сталь алюминием 207000 162000 155000 3,7∙10-6 (менее 230 ℃) 10,8∙10-6 (более 230 ℃) 11∙10-6 13∙10-6 1100-1170 1100-1200 990-1070 1300-1400 1070-1340 1125-1225 3-4 7,78 6,59 1,5 7,1 78

Похожесть конструкций проводов TACSR/ACS, ZTACSR/ACS, TACSR/HACIN, ZTACSR/HACIN с классическими проводами АС, позволяет использовать отработанные с традиционными проводами методики работы и монтажа, а также применять известные виды арматуры. Необходимым условием применения последних с высокотемпературными проводами является удовлетворение более высоким температурам эксплуатации. Указанная особенность не единственное преимущество рассматриваемых проводов фирмы Lumpi–Berndorf. К достоинствам проводов компании Lumpi–Berndorf следует отнести также и то, что они аттестованы межведомственной комиссией ОАО «ФСК ЕЭС». Аналогом проводов марок TACSR/ACS, ZTACSR/ACS, TACSR/HACIN, ZTACSR/HACIN в России являются отечественные провода АСПТ АТ1/20AS [19]. По сравнению с проводом марки АС провод АСПТ АТ1/20AS может эксплуатироваться при температуре 150 °C. Провод АСПТ АТ1/20AS 240/56 является неизолированным проводом, который состоит из сердечника и внешних токоведущих жил. Сердечник провода АСПТ выполнен из высокоуглеродистой стали, плакированной алюминием, что полностью исключает коррозионные процессы сердечника и позволяет увеличить срок службы провода по сравнению с традиционными проводами, даже в особо тяжёлых условиях эксплуатации. Технология плакирования производится с помощью комформ-процесса (экструдирования холодного алюминия на стальную заготовку), причём давление, с которым алюминий давит на сталь, заставляет его молекулы диффузировать в поверхностные слои стали на глубину до 5 мкм. Плакированная проволока, полученная таким способом, не подвержена электрокоррозии [20]. Сетевые компании должны следить за соблюдением габарита между землей и фазными проводами ВЛ. При передаче электрического тока металл нагревается и расширяется, что приводит к провисанию провода. Провисание линии допустимо пока расстояние от провода до земли не нарушает 79

установленных требований [2], таким образом, имеет место ограничение в плане тепловых характеристик линии и соответственно ее пропускной способности. Коэффициент теплового расширения высокотемпературного провода ниже, чем у проводов со стальным сердечником и это обеспечивает меньшее провисание. Кроме того, характеристики провода сохраняются при температуре до 1800С. Изготовление высокотемпературных проводов освоено современным заводом «ЭМ-КАБЕЛЬ», расположенным в Саранске. 4.2. Расчет отпаек от ВЛ 220 кВ «Якурим – Ния» и ВЛ 220 кВ «Усть-Кут – Звездная» на ПС 220 кВ «Чудничный» с применением высокотемпературного провода АСПТ АТ1/20AS С учетом вышеизложенного рассчитаем вариант подвески на отпайках от ВЛ 220 кВ «Якурим – Ния» и ВЛ 220 кВ «Усть-Кут – Звездная» на ПС 220 кВ «Чудничный» высокотемпературного провода АСПТ АТ1/20AS 240/56. Сравнение характеристик проводов марки АС 300/39 и АСПТ АТ1/20AS 240/56 представлено в табл. 4.3. Таблица 4.3 – Сравнительная характеристика проводов АС 300/39 и АСПТ АТ1/20AS 240/56 Провод АС 300/39 Вес, кг/км Сечение алюминия, мм2 Сечение стали, мм2 1132 301 38,6 80 АСПТ АТ1/20AS 240/56 1037,7 241,2 56,3

Диаметр, мм Разрывное усилие, кН Длительно допустимый ток, А Температурный коэффициент линейного расширения, град-1 Предел прочности при растяжении, даН/мм2 Допускаемое напряжение, даН/мм2: а) при max нагрузке и min температуре б) при среднегодовой температуре 24 90,574 705 10-6 19,8 22,4 106,603 1096,5 18,3 10-6 27 33 12,2 14,9 8,1 9,9 Как видно из табл. 4.3 высокотемпературный провод АСПТ АТ1/20AS 240/56 по всем параметрам превосходит сталеалюминиевый провод марки АС. 4.3. Выбор физико-механических параметров провода АСПТ АТ1/20AS Внешний повив высокотемпературного провода АСПТ АТ1/20AS 240/56 выполнен из алюминиево-циркониевых (Al-Zn) проволок, стойких к воздействию высокой температуры. Сердечник выполнен из высокоуглеродистой стали, плакированной алюминием, что полностью исключает коррозионные процессы сердечника и позволяет увеличить срок службы провода по сравнению с традиционными проводами. Как сердечник из высокоуглеродистой стали, так и внешние повивы алюминиевоциркониевых проволок стойки к растягивающей нагрузке (рис. 4.1, табл. 4.4). Повивы из сплава алюминия с цирконием 81 Сердечник из стальной проволоки,

Рисунок 4.1 – Поперечный разрез провода АСПТ АТ1/20AS 240/56 Таблица 4.4 – Характеристика высокотемпературного провода АСПТ АТ1/20AS 240/56 Марка провода Число и диаметр проволок, мм алюми- стальниевая ная АСПТ АТ1/20AS 30х3,20 240/56 Благодаря 7х3,20 Расчетное сечение, мм2 А С Всего провода 241,2 56,3 297,5 использованию сердечника из Расчетный диаметр, мм Стальной Всего сердечник провода 9,6 стальной 22,4 проволоки, плакированной алюминием, структура проводника получает существенные преимущества перед проводниками со стальным сердечником: повышается температурный номинал, уменьшается масса, сохраняется прочность и сокращается тепловое удлинение (табл. 4.5). Таблица 4.5 – Сводная таблица физико-механических характеристик провода АСПТ АТ1/20AS 240/56 Масса 1 км Обозначение М Единица измерения кг/км Величина 1037,7 Фактическое сечение: а) алюминиевой части б) стальной части в) всего провода А С S мм2 мм2 мм2 241,2 56,3 297,5 а=А/С - 4,28 № Наименование параметра 1 2 3 4 Отношение алюминиевой части к стальной Диаметр: 82

5 6 7 8 9 а) стального сердечника б) всего провода Приведенная нагрузка от собственного веса Модуль упругости Температурный коэффициент линейного расширения Предел прочности при растяжении Допускаемое напряжение: а) при max нагрузке и min температуре б) при среднегодовой температуре 4.4. dc d мм мм 9,6 22,4 γ даН/(мм2∙м) 3,71∙10-3 Е даН/мм2 7,524∙103 α град-1 18,3∙10-6 [σ] даН/мм2 33 [σг] даН/мм2 14,9 [σtэ] даН/мм2 9,9 Применение стальных многогранных опор Стальные многогранные опоры предназначены для установки на высоковольтных линиях электропередачи. Опоры ЛЭП эксплуатируются в IV ветровых и гололедных районах в населенной и ненаселенной местности в соответствии с ПУЭ [2], в районах с расчетной температурой воздуха до – 65oС и выше. Многогранные металлические опоры выполнены из стоек в виде полых усеченных пирамид из стального листа с поперечным сечением в форме правильного многогранника. Секции стоек соединены между собой телескопическим или фланцевым соединениями. Траверсы таких опор выполнены многогранными, решетчатыми или изолирующими. Опоры изготавливают из стали марки C 345. Антикоррозионная защита выполняется при помощи горячего оцинкования и цинконаполненного композитного покрытия. 83

Преимущества многогранных опор ЛЭП [21]: 1) сроки строительства ВЛ на многогранных опорах имеют двухчетырехкратноепреимущество перед ВЛ на железобетонных и решетчатых опорах. Это обусловлено снижением трудозатрат за счет простоты установки многогранных опор, а также малого количества сборочных элементов; 2) с использованием дисконтированного денежного дохода, экономический эффект при строительстве ЛЭП на многогранных опорах составляет 12-15% по сравнению с бетонными и 40-45% по сравнению с решетчатыми. Это обусловлено снижением затрат на транспортировку и строительно-монтажные работы, а также более низкими затратами на эксплуатацию, более длительным сроком службы, низкими затратами на ликвидацию и утилизацию. Преимущества стальных многогранных опор (СМО) возрастают при строительстве ЛЭП в северных и отдаленных районах; 3) многогранные опоры отличает низкая стоимость транспортировки: в 1,5-2 раза дешевле решетчатых, и в 3-4 раза дешевле железобетонных опор. Длина секций 12 м позволяет использовать для перевозок стандартный габаритный транспорт. Телескопическая конструкция опор позволяет при транспортировке размещать одни секции внутри других; 4) при применении многогранных опор затраты на постоянный землеотведсние нижаются примерно в 2 раза. Сокращаются затраты и на временный землеотвод; 5) надежность многогранных опор является комплексным свойством, которое включает в себя безотказность, долговечность, ремонтопригодность и сохранность. По всем этим характеристикам многогранные опоры лучше традиционных. Долговечность, в среднем составляет для бетонных опор 30 лет, для решетчатых – 40 лет, а для многогранных – 50 лет. На линиях отсутствуют катастрофические разрушения, типичные для железобетонных и металлических решётчатых опор. Многогранные опоры практически не 84

нуждаются в ремонте, который при необходимости осуществляется в кратчайшие сроки. Для заданных климатических условий и провода имеют место следующие данные СМО, которые приведены в табл. 4.6. Таблица 4.6 – Физико-механические характеристики многогранной опоры Заданные условия Расчетные пролеты, м Тип Район по Район по опоры Провод ветровой Габаритный Ветровой Весовой гололеду нагрузке АСПТ ПМ АТ1/20АS III II 280 401 350 220-2 240/56 Конструкция многогранной опоры типа ПМ 220-2 представлена на рис. 4.2. Рисунок 4.2 – Стальная многогранная опора ПМ 220-2 4.5. Определение высоты приведенного центра тяжести провода 85

4.5.1. Определение наибольшей стрелы провеса провода Согласно ПУЭ [2] наименьшее допускаемое расстояние от проводов до земли в ненаселённой местности доступной для транспорта и сельскохозяйственных машин при напряжении 220 кВ составляет Г=7 м. Наименьшее расстояние по вертикали между тросом и проводом в середине пролета (Zt) при температуре 15˚ С без ветра, требуемое ПУЭ [2], приводится в табл. 3.4, и для опор ПМ 220-2 составляет: Zt=4,0+(5,5-4,0)(280-200)/(300-200)=5,2 м fТР hТР  zТ hТРАВ Ы hТРАВ fП Ы fП H h1 h2 h3 Г+h Рисунок 4.3 – Схема расположения проводов для определения стрел провеса 86

Н=35,7 м – высота промежуточной опоры; hтрав=6 м – расстояния между траверсами; =2,045 м – длина гирлянды изоляторов принятая в соответствии с [6]; hтр=4,7 м – высота тросостойки; h1=19 м – расстояние от земли до нижней траверсы; h2=25 м – расстояние от земли до средней траверсы; h3=31 м – расстояние от земли до верхней траверсы; Г=7 м – наименьшее расстояние от провода ВЛ до поверхности земли в ненаселённой местности, принятое по указаниям [2]; h=0,25 м – поправка на неровности почвы; Zt=5,2 м – расстояние в середине пролёта между проводом и грозозащитнымтросом [2]; fп – наибольшая стрела провеса провода по формуле (3.3): f П  19  2,045  7  0,25  9,705 м fтр – наибольшая стрела провеса грозозащитного троса по формуле (3.4): f тр  35,7  7  0,25  5,2  2  6  11,25 м 4.5.2. Средняя высота подвески провода Для опор башенного типа [4] средняя высота подвески провода составляет по формуле (3.5): hСР  19  25  31  2,045  22,955 м 3 4.5.3. Высота приведенного центра тяжести проводов и 87

грозозащитного троса Высота приведенного центра тяжести определяется в соответствии с [4] по соотношениям (3.6), (3.7): - для провода: 2 hцпр.т.  22,955   9,705  16,485 м; 3 - для троса: hцтр .т  35,7  4.6. 2  11,25  28,2 м 3 Определение погонных и приведённых удельных нагрузок на элементы воздушной линии 4.6.1. Расчетные климатические условия. Ветровые и гололедные нагрузки При определении ветровых нагрузок в расчетах удобно пользоваться величиной, представленной в формуле (3.8). Нормативные скоростные напоры и приближенные скорости ветра приведены в табл. 3.5. Нормативная величина стенки гололеда приведена в табл. 3.6. 4.6.2. Нагрузка от собственного веса 88

Для провода марки АСПТ АТ1/20AS 240/56 единичная нагрузка от собственного веса по формуле (3.10): P1  3,71 10 3  297,5  1,104 даН/м 4.6.3. Единичная нагрузка от веса гололеда Единичная нагрузка от веса гололеда по формуле (3.11): Р2= 0,9  3,14  20  20  22,4  103  2,3964 даН/м 4.6.4. Результативная весовая нагрузка провода с гололедом Результирующая весовая нагрузка на провод с гололедом по формуле (3.12): Р3=1,104+2,3964=3,5004 даН/м Удельная нагрузка на провод с гололедом по формуле (3.13): γ3=3,5004/297,5=0,01177 даН/(м  мм2) 4.6.5. Единичная ветровая нагрузка провода без гололеда Единичная нагрузка от ветра без гололеда по формуле (3.14): P4  0,783  1  1  1,1  50  22,4  10 3  1  0,965 даН/м 89

4.6.6. Единичная ветровая нагрузка на провод с гололедом Единичная ветровая нагрузка на провод с гололедом по формуле (3.15): P5=1  1  1  1,1  12,5  52,4  103 =0,7205 даН/м 4.6.7. Результирующая нагрузка на провод при ветре без гололеда Результирующая нагрузка на провод при ветре без гололеда по формуле (3.16): P6  0,9652  1,104 2  1,4663 даН/м Удельная нагрузка на провод при ветре без гололеда по формуле (3.17): 6  1,4663  0,00493 даН/(м  мм2) 297,5 4.6.8. Результирующая нагрузка на провод при ветре с гололедом Результирующая нагрузка на провод при ветре с гололедом по формуле (3.18): P7  0,72052  3,5004 2  3,5738 даН/м Удельная нагрузка на провод при ветре с гололедом по формуле (3.19): 7  3,5738  0,01201 даН/(м  мм2) 297,5 По результатам расчетов заполняем табл. 4.7. 90

Таблица 4.7 – Единичные и удельные нагрузки на провод Вывод: Из табл. 4.7 видно, что наибольшей нагрузкой является нагрузка Р7=3,5738 даН/м, то есть нагрузка от ветра и веса провода с гололёдом. 4.7. Вычисление критических пролетов. Выбор исходного режима для расчета провода 4.7.1. Определение критических пролетов По формуле (3.22) сделаем расчёт первого критического пролёта: lкр1  9,9 9,9  14,9  18,3  10 6  7,524  103  (4,2  53)   264,42 м 2 0,00371 7,524  103   9,9    1     24   14,9   Нагрузка P1, γ1 P2 P3, γ3 P4 P5 P6, γ6 P7, γ7 Р, даН/м 1,1040 2,3964 3,5004 0,9650 0,7205 1,4663 3,5738 γ, даН/(м  мм2) 0,00371 0,01177 0,00493 0,01201 По формуле (3.23) сделаем расчёт второго критического пролёта: lкр 2  14,9  24 18,3 106  (5  53)  189,39 м (0,01201) 2  (0,00371) 2 По формуле (3.24) сделаем расчёт третьего критического пролёта: 91

lкр 3  9,9 9,9  14,9  18,3  10 6  7,524  103  (4,2  5)   175,01м 2 2 3  0,01201  7,524  10  0,00371   9,9        24  0,01201   14,9   Из табл. 3.11 следует, что критическим пролётом является lкp2., поэтому в качестве исходного режима примем: Г; 7; tГ. Уравнение состояния провода представлено формулой (3.25). 4.7.2. Расчет режимов провода для опоры ПМ 220-2 Расчет режимов провода произведен для разных сочетаний климатических условий (табл. 4.8). Параллельно с определением напряжений производится расчёт стрелы провеса по формуле (3.26). Основываясь на рекомендациях [4], примем длину рассчитываемого пролета l = 280 м. Таблица 4.8 – Расчетные режимы проводов Расчетные режимы 1 2 3 4 5 6 7 Сочетание климатических условий Провода и тросы покрыты гололёдом, ti=-5, скоростной напор ветра 0,25q Провода и тросы покрыты гололёдом, ti=-5, ветра нет q=0 Cкоростной напор ветра q, ti=-5 Среднегодовая температура tэ, ветра и гололёда нет ti=-4,2 ti=15, ветра и гололеда нет Низшая температура ti=-53, ветра и гололеда нет Максимальная температура ti=36, ветра и гололеда нет Расчётный режим 1: 92 Номер нагрузки i=0,01201 i=0,01177 i=0,00493 i=0,00371 i=0,00371 i=0,00371 i=0,00371

1  14,9  24   12 0,012012  7,524  103  280 2 24  14,9  1  14,90 f1  2  0,01201  7,524  103  280 2  2   18,3  10 6  7,524  103   5  5; даН ; мм 2 0,01201 280 2   7,899 м 14,90 8 Расчётный режим 2: 2  0,011772  7,524  103  280 2 2  0,01201  7,524  103  280 2  14,9  24  14,9  2  14,70 f2   24   22 2  18,3  10 6  7,524  103   5  5; даН ; мм 2 0,01177 280 2   7,847 м 14,70 8 Расчётный режим 3: 3  14,9  24   32 0,012012  7,524  103  280 2 24  14,9  3  8,08 f3  2  0,00493  7,524  103  280 2  2   18,3  10 6  7,524  103   5  5; даН ; мм 2 0,00493 2802   5,979 м 8,08 8 Расчётный режим 4: 4  14,9  2  0,00371  7,524  103  280 2  24   42 0,012012  7,524  103  280 2 24  14,9 2   18,3  10 6  7,524  103   4,2  5; 93

 4  6,60 f4  даН ; мм 2 0,00371 2802   5,509 м 6,60 8 Расчётный режим 5: 5  14,9  2  0,00371  7,524  103  280 2  24   52 0,012012  7,524  103  280 2 24  14,9 2  5  5,89   18,3  10 6  7,524  103  15  5; даН ; мм 2 0,00371 280 2 f5    6,17 м 5,89 8 Расчётный режим 6: 6  14,9  24   62 0,012012  7,524  10 3  280 2 24  14,9  6  9,39 f6  2  0,00371  7,524  10 3  280 2  2   18,3  10 6  7,524  10 3   53  5; даН ; мм 2 0,00371 280 2   3,872 м 9,39 8 Расчётный режим 7: 7  14,9  2  0,00371  7,524  103  280 2  24   72 0,012012  7,524  103  280 2  7  8,88 24  14,9 2   18,3  10 6  7,524  103  36  5; даН ; мм 2 94

f7  0,00371 2802   4,09 м 8,88 8 Таблица 4.9 – Результаты расчета режимов провода Номер режима  i  14,90 1 2 3 4 5 6 7 даН мм 2 f i  9,705 м 14,90 14,70 8,08 6,60 5,89 9,39 8,88 7,899 7,847 5,979 5,509 6,170 3,872 4,090 Согласно результатам расчета механические напряжения и стрелы провеса провода не превышают предельно допустимых значений во всех режимах, то есть при всех сочетаниях климатических условий условия жёсткости и прочности выполняются. 4.7.3. Определение критической температуры проводов Критическая температура провода по формуле (3.27): t КР  5  14,9 7,524  103  18,3  10 6  3,71  10 3    69,100  1  3   11,77  10  Так как tmax< tкр, то в соответствии с [4] наибольшая стрела провеса будет при гололеде. 4.8. Выбор изоляторов по условиям механической прочности 4.8.1. Выбор изоляторов для поддерживающих гирлянд провода 95

Поддерживающие гирлянды воспринимают нагрузку от веса провода и от собственного веса, и в соответствии с [4] выбираются по формулам (3.28), (3.29): А1  2,7  3,5738  350  80  3593,241 даН; А2  5  1,104  350  80  2332,000 даН Выбираем полимерный изолятор марки ЛК 70/220-И-2СП (рис. 3.11), параметры которого указаны в табл. 3.18. 4.8.2. Выбор изоляторов для натяжных гирлянд провода Выбор типа изоляторов для натяжных гирлянд, воспринимающих нагрузку от тяжения проводов и собственного веса гирлянды, производится по формулам (3.30), (3.31): А1  2,7  14,9  297,52   3,5738  350  80    2 2  12119,025 даН;  1,104  350   80   14789,469 даН А2  5  9,9  297,5   2   2 2 Выбираем полимерный изолятор марки ЛК 160/220-А-2 (рис. 3.12), параметры которого указаны в табл. 3.19. 4.9. Выбор соединительной арматуры В состав поддерживающей гирлянды входят элементы, указанные в табл. 3.20. 96

4.10. Построение монтажного графика Задаваясь значениями монтажной температуры 𝑡монт в пределах от 𝑡𝑚𝑖𝑛 до 𝑡𝑚𝑎𝑥 , необходимо решить уравнение (3.32) относительно 𝜎монт . Расчет монтажных стрел провеса следует вычислять по формуле (3.33). Тяжение провода при монтаже определяется из формулы (3.34). Общие уравнения для всех режимов: (3,71 ∙ 10−3)2 ∙ 2802 ∙ 7,524 ∙ 103 𝜎монт − = 2 24 ∙ 𝜎монт 0,012012 ∙ 2802 ∙ 7,524 ∙ 103 = 14,9 − − 24 ∙ 14,92 −18,3 ∙ 10−6 ∙ 7,524 ∙ 103 ∙ (𝑡монт + 5), 𝜎монт − 338,29 = −1,07 − 0,138 ∙ (𝑡монт + 5); 2 𝜎монт 𝑇монт = 𝜎монт ∙ 297,5; 𝑓монт 3,71 ∙ 10−3 ∙ 2802 36,358 = = 8𝜎монт 𝜎монт Режим 1: t = −40℃ 𝜎монт1 − 338,29 = −1,07 − 0,138 ∙ (−40 + 5); 2 𝜎монт1 𝜎монт1 = 8,48 даН ; мм2 𝑇монт1 = 8,48 ∙ 297,5 = 2522,8 даН; 𝑓монт1 = 36,358 = 4,29 м 8,48 97

Режим 2: t = −30℃ 𝜎монт2 − 338,29 = −1,07 − 0,138 ∙ (−30 + 5); 2 𝜎монт2 𝜎монт2 = 7,86 даН ; мм2 𝑇монт2 = 7,86 ∙ 297,5 = 2338,35 даН; 𝑓монт2 = 36,358 = 4,63 м 7,86 Режим 3: t = −20℃ 𝜎монт3 − 338,29 = −1,07 − 0,138 ∙ (−20 + 5); 2 𝜎монт3 𝜎монт3 = 7,32 даН ; мм2 𝑇монт3 = 7,32 ∙ 297,5 = 2177,7 даН; 𝑓монт3 = 36,358 = 4,97 м 7,32 Режим 4: t = −10℃ 𝜎монт4 − 338,29 = −1,07 − 0,138 ∙ (−10 + 5); 2 𝜎монт4 𝜎монт4 = 6,84 даН ; мм2 𝑇монт4 = 6,84 ∙ 297,5 = 2034,9 даН; 𝑓монт4 = 36,358 = 5,32 м 6,84 Режим 5: t = −10,2℃ 𝜎монт5 − 338,29 = −1,07 − 0,138 ∙ (−10,2 + 5); 2 𝜎монт5 𝜎монт5 = 6,85 даН ; мм2 98

𝑇монт5 = 6,85 ∙ 297,5 = 2037,9 даН; 𝑓монт5 = 36,358 = 5,31 м 6,85 Режим 6: t = 10℃ 𝜎монт6 − 338,29 = −1,07 − 0,138 ∙ (10 + 5); 2 𝜎монт6 𝜎монт6 = 6,06 даН ; мм2 𝑇монт6 = 6,06 ∙ 297,5 = 1802,85 даН; 𝑓монт6 = 36,358 = 5,99 м 6,06 Режим 7: t = 15℃ 𝜎монт7 − 338,29 = −1,07 − 0,138 ∙ (15 + 5); 2 𝜎монт7 𝜎монт7 = 5,90 даН ; мм2 𝑇монт7 = 5,90 ∙ 297,5 = 1755,3 даН; 𝑓монт7 = 36,358 = 6,16 м 5,90 Режим 8: t = 20℃ 𝜎монт8 − 338,29 = −1,07 − 0,138 ∙ (20 + 5); 2 𝜎монт8 𝜎монт8 = 5,74 даН ; мм2 𝑇монт8 = 5,74 ∙ 297,5 = 1707,65 даН; 𝑓монт8 = 36,358 = 6,33 м 5,74 Режим 9: t = 30℃ 99

𝜎монт9 − 338,29 = −1,07 − 0,138 ∙ (30 + 5); 2 𝜎монт9 𝜎монт9 = 5,45 даН ; мм2 𝑇монт9 = 5,45 ∙ 297,5 = 1621,4 даН; 𝑓монт9 = 36,358 = 6,67 м 5,45 Режим 10: t = 40℃ 𝜎монт10 − 338,29 = −1,07 − 0,138 ∙ (40 + 5); 2 𝜎монт10 𝜎монт10 = 5,20 даН ; мм2 𝑇монт10 = 5,20 ∙ 297,5 = 1547,0 даН; 𝑓монт10 = 36,358 = 6,99 м 5,20 Результаты расчетов заносятся в табл. 4.10. Таблица 4.10 – Монтажная таблица провода АСПТ АТ1/20AS 240/56 Температура монтажа, 𝑡монт , ℃ -40 -30 -20 -10 -10,2 10 15 20 30 40 Напряжение монтажа, 𝜎монт , даН/мм2 8,48 7,86 7,32 6,84 6,85 6,06 5,90 5,74 5,45 5,20 Тяжение при монтаже, 𝑇монт, даН 2522,8 2338,4 2177,7 2034,9 2037,9 1802,9 1755,3 1707,7 1621,4 1547,0 100 Стрела провеса при монтаже, 𝑓монт , м 4,29 4,63 4,97 5,32 5,31 5,99 6,16 6,33 6,67 6,99

По данным этой таблицы строят монтажные графики (рис. 4.4). Для большей выразительности графиков желательно начало вертикальной шкалы каждого из них начинать не с нуля. 3000 Tмонт., даН 9 Ϭмонт, даН/м 8 fмонт, м 2500 7 2000 6 Tмонт. 5 1500 σмонт. 4 1000 3 fмонт. 2 500 1 0 0 -40 -30 -20 -10 10 15 20 30 40 tмонт., °C Рисунок 4.4 – Монтажный график для провода АСПТ АТ1/20AS 240/56 4.11. Расстановка опор по профилю трассы 4.11.1. Построение разбивочного шаблона Разбивочный шаблон представляет собой три квадратичных параболы, сдвинутых по вертикали (рис. 4.5) 101 одинаковых

50 Y, м 40 30 1 2 20 3 10 X, м 0 -400 -300 -200 -100 0 100 200 300 400 -10 -20 -30 Рисунок 4.5 – Разбивочный шаблон 1 – кривая максимального провисания провода в вертикальной плоскости; 2 – габаритная кривая; 3 – земляная кривая. Кривая 1 строится по формуле (3.35). Коэффициент шаблона определяется по формуле (3.36): КШ 4  9,705 10 4   4,95м 280 2 Габаритная кривая сдвинута относительно кривой 1 по вертикали вниз на величину hГАБ, определяемую по формуле (3.37): hГАБ = 7 + 0,25 =7,25 м 102

Земляная кривая сдвинута по вертикали вниз относительно кривой 1 на величину h0, определяемую по формуле (3.38): h0= 19 – 2,045 = 16,955 м Разбивочный шаблон строится по данным, представленным в табл. 4.11. Таблица 4.11 – Данные для построения разбивочного шаблона X Y 0 0 50 1,24 100 4,95 150 11,14 200 19,80 250 30,94 300 44,55 На рис. 4.6 представлен вариант расстановки опордля того же участка трассы, что и в пункте 3.13. Рисунок 4.6 – Расстановка опор по профилю трассы 4.11.2. Проверка правильности расстановки опор При правильной расстановке опор по профилю трассы должны выполняться следующие условия: 103

– ветровой пролет не должен превышать паспортного значения для выбранного типа опоры по формуле (3.39). Например, для опоры ПМ 220-2 № 2: l1ВЕТР  l1  l2 , 2 𝑙1ВЕТР = 239 + 264 = 251,5 м 2 Видим, что условие (3.39) выполняется. – весовой пролет также не должен превышать паспортного значения для выбранного типа опор по формуле (3.40). Значение lВЕС =200,25 м для опоры ПМ 220-2 № 2 , поэтому условие (3.40) выполняется. При различных значениях пролетов в пределах анкерного участка линии в проводах устанавливается напряжение, соответствующее значению приведенного пролета по формуле (3.41): lПР  262,96м Причем разница между приведенным пролетом и заданным не должна превышать 10 % по формуле (3.42):  262 ,96  280  100  6,5% 262 ,96 Следовательно, расстановка опор произведена правильно. 5. СРАВНИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА ПРОВОДА АС 300/39 И ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНОГО ПРОВОДА АСПТ АТ1/20AS 240/56 104

Провод АСПТ АТ1/20AS 240/56 имеет ту же прочность, что и провод со стальным сердечником, но при этом меньшую массу (табл. 5.1). Этот провод можно использовать в качестве замены проводов существующих линий, что позволит увеличить производительность с минимальными затратами на новые опоры и трассы. Повышается пропускная способность (рис. 5.1), а расстояние от проводов до земли сохраняется или становится больше. Рисунок 5.1 – Сравнительная характеристика пропускной способности проводов АСи АСПТ Таблица 5.1 – Сравнительная характеристика проводов АС 300/39 и АСПТ АТ1/20AS 240/56 Провод АС 300/39 105 АСПТ АТ1/20AS 240/56

Вес, кг/км Сечение алюминия, мм2 Сечение стали, мм2 Диаметр, мм Разрывное усилие, кН Длительно допустимый ток, А Температурный коэффициент линейного расширения, град-1 Предел прочности при растяжении, даН/мм2 Допускаемое напряжение, даН/мм2: а) при max нагрузке и min температуре б) при среднегодовой температуре 1132 301 38,6 24 90,574 705 1037,7 241,2 56,3 22,4 106,603 1096,5 10-6 19,8 10-6 18,3 27 33 12,2 14,9 8,1 9,9 Высокотемпературный провод АСПТ АТ1/20AS 240/56 по всем параметрам превосходит сталеалюминиевый провод марки АС. Результаты расчетов напряжений и стрел провеса проводов представлены в табл. 5.2. Таблица 5.2 – Результаты расчета режимов проводов Номер режима 1 2 3 4 5 6 7 Как Марка провода и опоры АСПТ АТ1/20AS 240/56, АС 300/39, П220-2 ПМ220-2 даН даН f i  13,205м f i  9,705м  i  14,9 2  i  12,2 2 мм мм 14,90 7,899 12,2 13,20 14,70 7,847 11,82 13,11 8,08 5,979 5,98 12,04 6,60 5,509 4,23 11,74 5,89 6,170 4,01 12,39 9,39 3,872 5,01 9,91 8,88 4,090 3,81 13,04 наглядно видно на рис. 5.2 стрелы провеса для высокотемпературного провода значительно меньше, чем для традиционного сталеалюминиевого провода даже при повышенных температурах. 106

Рисунок 5.2 – Сравнительная оценка стрел провеса проводов Таким образом, результаты проведенных расчетов показали, что применение провода АСПТ АТ1/20AS 240/56 позволит значительно улучшить механические и физические свойства проектируемой ВЛ. 6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ 107

6.1. Укрупненные стоимостные показатели воздушных линий Укрупненные стоимостные показатели (УСП) электрических сетей применяются при выполнении проектных работ по развитию энергосистем и электрических сетей напряжением 35 – 1150 кВ. Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей напряжением 35 кВ и выше предназначены для выполнения [22]: 1) технико-экономических расчетов при сопоставлении вариантов решений выборасхем электрических сетей; 2) разработки обоснований инвестиций и бизнес-планов; 3) оценки объема инвестиций при планировании нового строительства, а вотдельных случаях и при осуществлении реконструкции электросетевых объектов. Базисные УСП учитывают стоимостные показатели на 1 км воздушных и кабельных линий, а также на ПС в целом и по их основным элементам для нормальных условий строительства в европейской части страны. Для определения стоимости строительства электрических сетей в других районах централизованного повышающие электросетевых электроснабжения зональные коэффициенты объектов.Для Восточной рекомендуется к базисной Сибири применять стоимости значения этих коэффициентов равно 1,4-1,7. Укрупненные стоимостные показатели представленыдля ВЛ 10 – 500 кВ на унифицированных стальных решетчатых и многогранных и железобетонных опорах [22]. УСП ВЛ составлены с учетом гололедных и ветровых нагрузок, соответствующих требованиям ПУЭ 7-го издания [2]. УСП ВЛ составлены с учетом использования сталеалюминиевых проводов марки АС с учетом последующих дополнений. Базисные показатели стоимости ВЛ переменного тока напряжением 220 кВ приведены в табл. 6.1. Эти показатели учитывают все затраты 108

производственного назначения. Для получения полной стоимости ВЛ к показателям табл. 6.1 добавляют затраты, сопутствующие строительству, которые составляют: 1) 3,3% – временные здания и сооружения; 2) 5,0–6,0% – прочие работы и затраты; 3) 2,6–3,18% – содержание службы заказчика-застройщика, строительный контроль; 4) 7,5–8,5% – проектно-изыскательские работы и авторский надзор. Добавляя к базовым показателям стоимость постоянного отвода земельного участка под строительство, а при необходимости – стоимость вырубки просеки и устройства лежневых дорог, получаем необходимый объем капитальных вложений для строительства ВЛ. Затраты на отвод земельного участка (изъятие, предоставление и передача его в собственность или аренду, а также затраты по аренде земельного участка в период строительства) определяются в соответствии с земельным законодательством РФ, а также положениями, утвержденными соответствующей территориальной администрацией субъектов РФ [22]. Средства на оплату за землю при изъятии земельного участка для строительства ПС и ВЛ определяются исходя из нормативной цены земли. Нормативная цена земли ежегодно определяется органами исполнительной власти субъектов РФ для земель различного целевого назначения по оценочным зонам, административным районам и поселениям. Нормативные значения цены земли для Иркутской области (максимальные и минимальные) в соответствии с государственной кадастровой оценкой земель равны 7– 25руб./м2. Таблица 6.1 – Базисные показатели стоимости ВЛ 220 кВ переменного тока на стальных и железобетонных опорах Напряжение Характеристика промежуточных Провода сталеалю- Количество 109 Базовые показатели стоимости ВЛ, тыс. руб./км

ВЛ, кВ 220 опор миниевые сечением, шт. x мм2 цепей на опоре, шт. 1 300 2 1 400 Свободностоящие 2 1 высокотемпературный 2 500 2 1 300 2 Двухстоечные, свободностоящие 1 400 2 Стальные опоры решетчатые многогранные 1485 1746 1667 1926 2036,7 - 2007 2143 8857*** - 2384,16 железобетонные опоры 1053 1175 1072,0 1598,0 1217,0 2026,5 Примечания *** - высокотемпературный провод, многогранные опоры с повышенной высотой подвеса провода. При учете затрат на установку выключателей по концам электропередачи добавляются затраты на противоаварийную автоматику (табл. 6.2). Таблица 6.2 – Укрупненные показатели стоимости противоаварийной автоматики № 1 2 Стоимость, тыс. руб. Объект ПроектиОборуМонтаж Наладка рование дование ПА подстанции с высшим напряжением 220 кВ при количестве присоединений 220 кВ: до 2 201 478 106 222 более 2 239 553 138 319 Итого: 1007 1249 Стоимость постоянного отвода земли принимается с учетом расчетных значений площади отвода под опоры ВЛ и стоимости земли. Площади постоянного отвода земли под опоры ВЛ зависят от типа и материала опор, 110

использования расчетного пролета [22]. При использовании типовых опор ВЛ и средних условий сооружения ВЛ площадь постоянного отвода земли может быть принята по данным табл. 6.3. Таблица 6.3 – Площадь постоянного отвода земли для типовых опор ВЛ Размер постоянного отвода земли на 1 км ВЛ, м2 Напряжение ВЛ, кВ железобетонные стальные опоры опоры Свободностоящая 220 – 330 80 – 115 35 – 90 Характеристика промежуточной опоры Для участков ВЛ, проходящих по лесу, стоимость вырубки просеки определена для леса со средними показателями крупности, высоты и твердости пород древесины с учетом корчевки пней под дороги и площадки опор [22]. Затраты на вырубку просеки и устройство лежневых дорог по болотистым участкам трассы при отсутствии более подробных данных могут быть приняты по данным табл. 6.4. Таблица 6.4 – Затраты на вырубку просеки и устройство лежневых дорог Наименование работ Вырубка просеки, тыс. руб./км Устройство лежневых дорог, тыс. руб./км 6.2. 35 165 Напряжение ВЛ, кВ 110 220 330 500 220 275 330 389 750 550 726 Расчет стоимости строительства отпаек от ВЛ 220 кВ «Якурим – Ния» и от ВЛ 220 кВ «Усть-Кут – Звездная» на ПС «Чудничный» для первого варианта В первом варианте проектирования было предложено использование провода АС 300/39 и стальных решетчатых опор. 111

Общая характеристика района прохождения ВЛ 220 кВ: 1. Месторасположение отпаек от ВЛ Иркутская область 2. Длина отпаек от ВЛ 1,170 км, в т.ч. залесенность трассы 3. 1,170 км Рельеф местности Горный Технические показатели ВЛ: 1. Количество цепей 2 2. Характеристика опор Свободностоящие 3. Материал опор 4. Марка и сечение Al и стальной Металл Части АС 300/39 5. Нормативный скоростной напор ветра 6. 500 Па ПА принята для ПС с высшим напряжением 220 кВ при количестве присоединений до двух 7. Концевые устройства предусматривают установку двух комплектов элегазовых выключателей с одной стороны отпаек от ВЛ (табл. 6.5) Таблица 6.5 – Стоимость ячейки одного комплекта выключателя в РУ Стоимость ячейки одного комплекта выключателя, тыс. руб. Напряжение, Элегазовый ВакукВ Воздушный Масляный умный ОРУ КРУЭ 220 8710 9523 – 14698 21096 Произведем расчет экономических затрат на строительство отпаек от ВЛ 220 кВ «Якурим – Ния» и от ВЛ 220 кВ «Усть-Кут – Звездная» на ПС 220 кВ «Чудничный»при использовании провода АС 300/39 и стальных решетчатых опор, результаты расчета представлены в табл. 6.6. Таблица 6.6 – Расчет затрат на строительство отпаек 220кВпо первому варианту 112

Составляющие затрат Стоимость ВЛ 220 кВ по базисным показателям с учетом территориального коэффициента (Ктер) Вырубка просеки, с учетом Ктер Установка выключателей с одной стороны электропередачи с учетом Ктер Противоаварийная автоматика (при числе ВЛ 220 кВ до двух), с учетом Ктер Итого Стоимость постоянного отвода земельного участка Стоимость строительства ВЛ 220 кВ (с учетом затрат, сопутствующих строительству 20,61%) Номер таблицы Расчет затрат Величина затрат, млн. руб. 6.1; 6.2 1,170 х 1746 x 10-3 x x 1,7 3,473 6.6; 6.1 1,170 x 275 x 10-3 x 1,7 0,547 6.7; 6.1 2 x 14,698 x 1,7 49,973 6.3 1,007 x 1,7 1,712 55,705 6.4; 6.5 1,170x 80 x 25 x 10-6 0,002 55,705 x 1,2061 +0,002 67,188 Стоимость строительства отпаек от ВЛ 220 кВ «Якурим – Ния» и от ВЛ 220 кВ «Усть-Кут – Звездная» на ПС «Чудничный» с применением провода АС 300/39 и стальных решетчатых опор составит 67,188 млн. руб. 6.3. Расчет стоимости строительства отпаек от ВЛ 220 кВ «Якурим – Ния» и ВЛ 220 кВ «Усть-Кут – Звездная» на ПС 220 кВ «Чудничный»для второго варианта Во втором варианте проектирования было предложено использованиевысокотемпературного провода АСПТ АТ1/20AS 240/56, подвешенного на стальных многогранных опорах. 113

Расчет производим аналогично предыдущему пункту, результаты расчета представлены в табл. 6.7. Таблица 6.7 – Расчет затрат на строительство отпаек по второму варианту Составляющие затрат Стоимость ВЛ 220 кВ по базисным показателям с учетом территориального коэффициента (Ктер) Вырубка просеки, с учетом Ктер Установка выключателей с одной стороны электропередачи с учетом Ктер Противоаварийная автоматика (при числе ВЛ 220 кВ до двух), с учетом Ктер Итого Стоимость постоянного отвода земельного участка Стоимость строительства ВЛ 220 кВ (с учетом затрат, сопутствующих строительству 20,61%) Величина затрат, млн. руб. 8,525 0,547 49,973 1,712 60,757 0,244 73,523 Стоимость строительства отпаек от ВЛ 220 кВ «Якурим – Ния» и от ВЛ 220 кВ «Усть-Кут – Звездная» на ПС 220 кВ «Чудничный» с применением высокотемпературного провода АСПТ АТ1/20AS240/56 и многогранных опор составит 73,523 млн. руб. Экономическая разница составляет 9,43%, следовательно, вариант с применением сталеалюминиевого провода АС 300/39 и стальных решетчатых опор П 220-2 экономически целесообразнее, несмотря на все кажущиеся преимущества планируется альтернативного увеличение варианта. передаваемой Однако, мощности, если то в будущем нужно отдать предпочтение высокотемпературным проводам и многогранным опорам, так как они позволят повысить надежность и достичь экономии за счет более низких потерь около 98 тыс. руб. на 1 км линии в год и за счет дополнительной передаваемой мощности 150 - 250 млн. руб. на линию в год [23]. 114

7. ОСНОВЫ ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТИ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ 7.1. Перечень мероприятий, обеспечивающих соблюдение требований по охране труда в процессе эксплуатации отпаек от ВЛ 220 кВ «Якурим – Ния» и ВЛ 220 кВ «Усть-Кут – Звездная» на ПС «Чудничный» 115

Все работы в процессе эксплуатации ВЛ должны производиться с соблюдением мероприятий по охране труда и выполнению требований охраны труда, приведенных в следующих нормативных материалах: - РД 153-34.4-03.220-2003 «Руководящий документ по безопасному производствуработ электромонтерам-линейщикам при строительстве воздушных линий электропередач» [24]; - РД 34.03.303-89 «Организация пожарной охраны на объектах Минэнерго СССР» [25]; - Правила устройства электроустановок (ПУЭ), 7-ое издание [2]; - Правила безопасности при строительстве линий электропередачи и производстве электромонтажных работ РД 153-34.3-03.285-2002 [26]; - Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок от 24.07.2013 N 328н (с изменениями на 15 ноября 2018 года)[27]; - Правила безопасности при работе с инструментом и приспособлениями (Москва, 1993 г.) [28]; - Правила по охране труда при работе на высоте от 28.03.2014 N 155н [29]; - Санитарно-эпидемиологические правила «Гигиенические требования корганизации технологических процессов, производственному оборудованию и рабочему инструменту» СП 2.2.2.1327-03 [30]; - Санитарные правила и нормативные «Гигиенические требования к организации строительного производства и строительных работ» СанПин 2.2.31384-03 [31]. Средства индивидуальной защиты работающих, применяемые в процессе выполнения электромонтажных (наладочных) работ (специальная защитная одежда, обувь и другие средства безопасности), должны соответствовать требованиям государственных стандартов. Установка, регистрация, освидетельствование, прием в эксплуатацию и работа грузоподъемных кранов и подъемников (вышек) должны осуществляться согласно требованиям «Правил устройства и безопасной 116

эксплуатации грузоподъемных кранов», «Правил устройства и безопасной эксплуатации подъемников (вышек)», грузоподъемных машин, на которые не распространяются эти правила, согласно инструкции заводов-изготовителей. Производство специальные работ по сооружению электромонтажные и линий наладочные электропередачи, работы должны осуществляться с учетом требований СНиП 12-03-2001 и СНиП 12-04-2002 . Разрешается выполнять только при наличии проектов производства работ (ППР) или технологических карт (ТК), утвержденных главным инженером электромонтажной (наладочной) организации; в ППР и ТК для каждого из выполняемых видов работ должны быть предусмотрены конкретные мероприятия по технике безопасности. Непосредственные руководители и исполнители электромонтажных работ перед допуском к их выполнению должны быть ознакомлены с требованиями безопасности на месте работ с фактическими условиями труда, знать и выполнять нормы безопасности в объеме порученных работ. Работникам, занятым на электромонтажных (наладочных) работах, запрещается выполнять работы, относящиеся к эксплуатации электрохозяйства заказчика или генерального подрядчика. Не допускается электрические использовать установки в находящиеся качестве в временных стадии монтажа установок для электроснабжения электромонтажных (наладочных) работ, а также объектов генподрядчика или заказчика. Запрещается загромождать материалами и оборудованием проходы, проезды, двери и ворота зданий и сооружений, подходы к действующему оборудованию, электроустановкам, противопожарному инвентарю. Производственные помещения и площадки для выполнения электромонтажных работ должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.009-83, Правил пожарной безопасности в РФ ППБ01-93 и РД 153-34.0-03.301-00 . 117

Искусственное освещение рабочих мест, а также проходов и проездов должно соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.046-85. Запрещается работа в неосвещенных местах или в местах с освещенностью ниже нормируемого уровня. При работах на высоте более 1,3 м рабочие места должны иметь ограждения высотой не менее 1,1 м, а при необходимости - защитные и предохранительные устройства (сетки, козырьки, соответствующие ГОСТ 12.4.059-89 и ГОСТ 23407-78. настилы При и др.), отсутствии ограждений; защитных и предохранительных устройств работники должны использовать предохранительные пояса. Площадки, люльки, леса, подмости и другие средства подмащивания, лестницы должны соответствовать ГОСТ 24258-88, ГОСТ 26887-87, ГОСТ 27321-87, ГОСТ 27372-87. Леса и подмости высотой до 4 м допускаются к эксплуатации только после их приемки производителем работ или мастером и регистрации в журнале работ, а выше 4 м - после приемки комиссией, назначенной руководителем строительно-монтажной организации, и оформления акта. Леса в процессе эксплуатации должны осматриваться прорабом или мастером перед началом работы, а также не реже, чем через каждые 10 дней с регистрацией в журнале. Подвесные леса и подмости могут быть допущены к эксплуатации только после их испытания в течение одного часа статической нагрузкой, превышающей нормативную на 20 %. Подъемные подмости, кроме того, должны быть испытаны на динамическую нагрузку, превышающую нормативную на 10 %. Результаты испытаний подвесных лесов и подмостей должны быть отражены в акте их приемки или в общем журнале работ. В процессе эксплуатации деревянные лестницы необходимо испытывать каждые полгода, а металлические - один раз в год, испытания 118

проводить статической нагрузкой 1200 Н, приложенной к одной из ступеней в середине пролета лестницы, установленной под углом 75° к горизонту. Запрещается перемещение лесов при ветре скоростью более 10 м/с. Запрещается устанавливать (крепить) какие-либо средства подмащивания на смонтированные, находящиеся в стадии монтажа или подготовленные к монтажу конструкции (оборудование), если это не предусмотрено ППР или не подтверждено расчетом, согласованным с проектной организацией. Нагрузки на настилы лесов и подмостей не должны превышать величин, установленных проектом производства работ или техническим паспортом. Запрещается производство работ, а также нахождение рабочих под монтируемыми конструкциями и оборудованием. Съемные, раздвижные и откидные ограждения вращающихся и подвижных узлов и частей производственного оборудования, а также дверцы и крышки, установленные на технологических проемах в корпусах этого оборудования, должны иметь запорные устройства, исключающие их случайное открывание. Ограждения, дверцы и крышки должны быть оборудованы блокировочными устройствами, обеспечивающими остановку оборудования при их съеме или открывании, если это оговорено требованиями действующих норм, правил по технике безопасности для этих устройств и инструкций по эксплуатации. Складирование оборудования и материалов на месте производства электромонтажных работ должно производиться в соответствии с проектом производства работ. Складирование материалов и оборудования в охранной зоне ВЛ запрещается. В случае возникновения на месте производства работ условий, угрожающих жизни и здоровью людей, работы должны быть немедленно 119

прекращены, работники выведены из опасной зоны, о чем должно быть сообщено руководству электромонтажной организации. Работы можно возобновить только по письменному разрешению руководителя после устранения угрожающих факторов. Перед началом выполнения строительно-монтажных работ на территории организации заказчик, генеральный подрядчик и администрация организаций, эксплуатирующие эти объекты, обязаны оформить акт-допуск. На работы повышенной опасности и в зоне действия опасных производственных факторов, возникновение которых не связано с характером выполняемых работ, должен быть выдан наряд-допуск. Наряддопуск регистрируется в журнале учета и хранится у производителя работ. К зонам постоянно действующих опасных производственных факторов, в соответствии с СНиП 12-03-2001 , относятся: места вблизи неизолированных токоведущих частей электроустановок; места вблизи неогражденных перепадов по высоте 1,3 м и более; места, где возможно превышение предельно допустимых концентраций вредных веществ в воздухе рабочей зоны. К зонам потенциально опасных производственных факторов следует относить: участки территорий вблизи строящегося здания (сооружения);этажи (ярусы) зданий и сооружений в одной захватке, под которыми происходит монтаж (демонтаж) конструкций или оборудования; зоны перемещения машин, оборудования или их частей, рабочих органов; места, над которыми происходит перемещение грузов кранами. На каждом предприятии исходя из перечня видов работ и мест их производства должен быть разработан и утвержден свой перечень работ, на выполнение которых выдается наряд-допуск. К работникам, выполняющим работы в условиях действия опасных производственных факторов, связанных с характером работы, предъявляются дополнительные требования безопасности. Перечень таких профессий должен быть утвержден в организации на основе перечня. 120

К выполнению работ, к которым предъявляются дополнительные требования по безопасности труда, допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинский осмотр и признанные годными, имеющие профессиональные навыки, после прохождения обучения безопасным методам работ и получения соответствующего удостоверения. К самостоятельным верхолазным работам допускаются рабочие и специалисты не моложе 18 лет, прошедшие медицинский осмотр и признанные годными, имеющие стаж верхолазных работ не менее одного года и тарифный разряд не ниже III. Работники, впервые допускаемые к верхолазным работам, в течение одного года должны работать под непосредственным надзором опытных рабочих, назначенных приказом руководителя организации. Весь персонал, участвующий в строительных, монтажных и наладочных работах по сооружению кабельных и высоковольтных линий электропередачи, должен пользоваться защитными касками. При работе ручными электрическими машинами класса I следует применять индивидуальные средства защиты (диэлектрические перчатки, галоши, коврики и т.п.). Работы с машинами класса II и III (согласно ГОСТ 12.2.013.0-87) разрешается производить без применения индивидуальных средств защиты. Для питания переносных светильников в помещениях с повышенной опасностью и особо опасных должно применяться напряжение не выше 50 В. При наличии особо неблагоприятных условий, а именно когда опасность поражения электрическим током усугубляется теснотой, неудобным положением работающего, соприкосновением с большими металлическими, хорошо заземленными поверхностями, и в наружных установках для питания ручных светильников должно применяться напряжение не выше 12 В. Для сохранения и нормального содержания линий электропередачи вдоль каждой из них установлена охранная зона и габарит линии. 121

Охранная зона – это участок земли, ограниченный параллельными прямыми – проекцией крайнего провода ЛЭП на поверхность земли и линией, проходящей на расстоянии, установленном в зависимости от напряжения ЛЭП. Для воздушных линий напряжением 220 кВ ширина зоны (А) составляет 25 м. Габарит воздушной линии электропередачи – это минимально допустимое расстояние от проводов ВЛ при наибольшем их провисании до земли. Для ЛЭП напряжением 220 кВ габариты (Б) равны: до полотна автомобильной дороги – 8 м; до земли (вне дорог), ненаселенная местность – 7 м; населенная местность – 8 м. При выполнении сельскохозяйственных работ в охранной зоне ЛЭП на металлических корпусах машин и механизмов, а также металлических трубопроводах, электроизгородях, проволочных заборах и других металлических сооружениях находятся опасные для человека электрические потенциалы. Опасность поражения током может появиться и при искусственном дождевании в охранной зоне ЛЭП, когда сплошная струя дождевальной воды соприкасается с проводами линии или с поверхностью изоляторов. В первом случае опасные потенциалы могут появиться на дождевальной установке, а во втором – может произойти электрический пробой изолятора, обрыв и падение провода на землю, появляется опасность поражения шаговым напряжением. Отрицательное действие электромагнитного поля проявляется под ЛЭП напряжением 330 кВ и выше. Внешне эти линии от других линий напряжением выше 1000 В легко отличить по расщепленным фазам. Наиболее опасное место на ЛЭП – середина пролета линии под крайним проводом. Под средним проводом при приближении к опорам и удалении от крайнего провода в сторону от линии действие электромагнитного поля линии уменьшается.Для людей напряженность электрического величиной 5 кВ/м является допустимой при длительном воздействии. 122 поля

Гигиеническими нормами (ГОСТ 12.1.002-72 ССБТ) установлено, что в поле напряженностью от 5 до 10 кВ/м допускается работать в течение не более 3 ч, при напряженности от 10 до 15 кВ/м – не более 1,5 ч в сутки. Особенно опасно соприкосновение машин и механизмов непосредственно с находящимися под напряжением проводами ЛЭП. В соответствии с указаниями по обеспечению электробезопасности при выполнении сельскохозяйственных работ вблизи воздушных линий электропередачи запрещается выполнять работу в пролетах, имеющих оборванные провода, и приближаться к ним на расстояние менее 20 м; проводить сельскохозяйственные работы с применением ручного труда на расстоянии 3 м от внешней границы опоры предпринимать самостоятельно какие-либо меры по снятию провода с машины вручную или с помощью каких-либо предметов; прикасаться к опорам, влезать на них или привязывать к ним животных; работать на высокогабаритных машинах под проводами ЛЭП на участках, имеющих резко неровный рельеф (бугры выше 0,5 м); находиться обслуживающему персоналу вне кабины; выполнять какие-либо профилактические работы на машине; работать во время грозы. В соответствии с требованиями правил охраны воздушных ЛЭП в охранной зоне линии запрещается ставить скирды, ометы соломы, стога сена, располагать полевые станы, вагоны, коновязи и разводить костер. В случае падения провода ЛЭП на машину водитель должен немедленно остановить ее, сигналом привлечь внимание водителя ближайшей машины, который, оценив обстановку, должен сообщить о случившемся в энергоснабжающую организацию. До прибытия аварийной бригады ни водитель, ни наблюдающий не должны предпринимать никаких самостоятельных действий. Приближаться к такой машине на расстояние менее 20 м запрещается. Если при этом машина загорелась, то обслуживающий персонал должен немедленно покинуть машину, причем так, чтобы одновременно не касаться машины и земли. Лучше всего спрыгнуть на обе сомкнутые ноги, не держась за машину, и удалиться от нее 123

мелкими шагами (в полступни), чтобы не попасть под действие шагового напряжения. Тушить загоревшуюся машину под напряжением можно только углекислотными огнетушителями ОУ-22, ОУ-5, но ни в коем случае не пенными огнетушителями ОХП-10. Автокранами, стогометателем, дождевальными машинами строго запрещается работать непосредственно под проводами ЛЭП. К машинам, которые используются для работы в охранной зоне ЛЭП напряжением 300-750 кВ, предъявляются такие требования: они должны быть исправными, полностью заправлены, укомплектованы противопожарным инвентарем, оборудованы заземлителем типа «груша», иметь металлическую застекленную кабину для водителя. Высокогабаритные машины и механизмы обязательно снабжают специальными сигнализаторами опасного приближения к проводам ЛЭП и наносят надпись «При работе в охранной зоне ЛЭП не поднимайся на верх машины». Машины и механизмы на колесах с пневматическими шинами следует надежно заземлить приваренной к корпусу машины стальной, волочащейся по земле цепью (диаметр кольца – 8 мм, длина соприкосновения с землей 2030 см). Гусеничные тракторы заземлению не подлежат. При аварийной остановке в охранной зоне ЛЭП машины и механизмы на колесах с пневматическими шинами необходимо дополнительно заземлить с помощью инвентарного заземлителя типа «груша». Он представляет собой грушевидную гирю со штырем, прикрепленную к машине гибким стальным тросом, сечением не менее 6 мм2 . Для заземления машины водитель выбрасывает «грушу» непосредственно из кабины на землю. Только после этого он может покинуть машину. Чтобы обеспечить более надежное заземление машины, нужно воткнуть в ЛЭП землю штырь «груши». Искусственное дождевание в охранной зоне ЛЭП выполняется только машинами, обеспечивающими прерывистую 124 струю воды. При этом

необходимо следить, чтобы последние капли струи воды не пересекли ось трассы ЛЭП напряжением 110 кВ и выше. Работы в охранной зоне ЛЭП следует выполнять не менее чем двум лицам, один из них – наблюдающий. В каждом хозяйстве назначают ответственного за обеспечение электробезопасности при выполнении работ вблизи ЛЭП. Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность работ в электроустановках, являются [27]: - оформление наряда, распоряжения или перечня работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации; - выдача разрешения на подготовку рабочего места и на допуск к работе в случаях, определенных в пункте 5.14 Правил [27]; - допуск к работе; - надзор во время работы; - оформление перерыва в работе, перевода на другое место, окончания работы. Ответственными за безопасное ведение работ являются [27]: - выдающий наряд, отдающий распоряжение, утверждающий перечень работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации; - выдающий разрешение на подготовку рабочего места и на допуск в случаях, определенных в пункте 5.14 Правил [27]; - ответственный руководитель работ; - допускающий; - производитель работ; - наблюдающий; - член бригады. При подготовке рабочего места со снятием напряжения, при котором с токоведущих частей электроустановки, на которой будут проводиться работы, снято напряжение отключением коммутационных аппаратов, отсоединением шин, кабелей, проводов и приняты меры, препятствующие 125

подаче напряжения на токоведущие части к месту работы, должны быть в указанном порядке выполнены следующие технические мероприятия [27]: - произведены препятствующие необходимые подаче отключения напряжения на место и приняты работы меры, вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов; - на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты; - проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током; - установлено заземление; - вывешены указательные плакаты «Заземлено», ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части, вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты. ЗАКЛЮЧЕНИЕ В магистерской диссертации рассмотрено проектирование отпаек от ВЛ 220 кВ «Якурим – Ния» и от ВЛ 220 кВ «Усть-Кут – Звездная» на ПС «Чудничный». Длина проектируемых отпаек от воздушных линий составляет 1,170 км, мощность, передаваемая по отпайкам, равна 32,5 МВт. В процессе проектирования был произведен механический и электрический расчет двух вариантов строительства отпаек от ВЛ 220 кВ 126

«Якурим – Ния» и ВЛ 220 кВ «Усть-Кут – Звездная» на ПС 220 кВ «Чудничный»: 1) с применением стальных решетчатых опор и сталеалюминиевого провода; 2) с применением стальных многогранных опор и высокотемпературного провода. В соответствии с результатами электрического расчета для первого варианта был выбран сталеалюминиевый провод марки АС 300/39, а для второго варианта – высокотемпературный провод АСПТ АТ1/20AS 240/56. В качестве грозозащитного троса был выбран стальной оцинкованный канат марки ТК – 11,0. В процессе механического расчета ВЛ были выбраны стальные решетчатые опоры П 220-2 для сталеалюминиевого провода и стальные многогранные опоры ПМ 220-2 для высокотемпературного провода. Далее были определены погонные и приведенные удельные нагрузки на элементы воздушной линии. Наибольшими являются единичная и удельная нагрузки от ветра и веса провода с гололедом, для первого варианта они составили: 3,761 даН/м и 0,01107 даН/(м  мм2), для второго варианта - 3,574 даН/м и 0,01201 даН/(м  мм2). Также были вычислены критические пролеты для двух вариантов проектирования, для первого варианта они составили: 330,89 м, 174,54 м, 137,76 м, а для второго – 264,42 м, 189,39 м, 175,01 м. Далее были определены напряжения и стрелы провиса для различных сочетаний климатических условий. Стрелы провиса для высокотемпературного провода (≤9,705м) значительно меньше, чем для традиционного сталеалюминиевого провода (≤13,205 м) даже при повышенных температурах. Кроме того, для проектируемой ВЛ выбраны полимерные изоляторы марки ЛК 70/220-И-2СП для поддерживающих гирлянд провода и изоляторы типа ЛК 160/220-А-2 для натяжных гирлянд провода. Для крепления гирлянд изоляторов к опорам, подвески проводов к гирляндам был произведен выбор соединительной арматуры. В 127

заключение проектирования был предложен вариант расстановки опор по профилю трассы. Результаты проведенных расчетов показали, что замена проводов старых конструкций на новейшие и применение инновационных технологий позволяют линиям работать в штатном режиме при температуре проводов 180°С. Эти линии не подвержены отложению гололеда, что означает как резкое снижение вероятности возникновения пляски, так и уменьшение пиковых нагрузок на опоры. Провод АСПТ АТ1/20АS 240/56 по конструкции не отличается от классических проводов, это позволяет использовать все известные типы кабельной арматуры. Методики работы и монтажа этого провода идентичны методикам для классического провода АС, поэтому не требуется новых технологий, устройств и обучения персонала. И, хотя новые высокотемпературные провода достаточно дороги сейчас, оценочные расчеты доказывают, что замена типовых проводов на провода нового поколения не только позволяют снизить риски аварий на высоковольтных линиях, вызванные непогодой, но и позволяют получить неплохой экономический эффект. Применение высокотемпературных проводов позволяет решать основные проблемы электросетей: повышение надежности, бесперебойности энергоснабжения, сокращение потерь и увеличения пропускной способности. Использование высокотемпературных проводов приводит к снижению потерь линий электропередач до 30% и увеличению их пропускной способности в 1,5-2 раза. Замена имеющихся проводов на высокотемпературные провода позволяет достичь экономии за счет более низких потерь около 98 тыс. руб. на 1 км линии в год и за счет дополнительной передаваемой мощности 150 - 250 млн. руб. на линию в год. Применение многогранных опор позволит уменьшить сроки строительства в 2-4 раза, снизить стоимость транспортировки в 1,5-2,5 раза. Экономический эффект при строительстве ЛЭП на многогранных опорах составляет 40-45% по сравнению с решетчатыми. Многогранные опоры 128

позволят повысить надежность работы воздушной линии и увеличить срок службы до 50 лет. Также в процессе проектирования было произведено техникоэкономическое сравнение двух вариантов строительства воздушной линии. Стоимость строительства ВЛ с применением стальных многогранных опор ПМ 220-2 и высокотемпературного провода АСПТ АТ1/20AS 240/56 больше первого варианта проектирования на 9,43%. Следовательно, вариант с применением сталеалюминиевого провода АС 300/39 и стальных решетчатых опор П 220-2 экономически целесообразнее, несмотря на все кажущиеся преимущества альтернативного варианта. В заключение магистерской диссертации был разработан раздел Основы электробезопасности при строительстве воздушной линии, в котором указаны основные мероприятия, обеспечивающие соблюдение требований по охране труда в процессе эксплуатации отпаек от ВЛ 220 кВ «Якурим – Ния» и от ВЛ 220 кВ «Усть-Кут – Звездная» на ПС 220 кВ «Чудничный». СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Федеральная служба по гидрометеорологии и мониторингу окружающейсреды [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.meteorf.ru/, свободный. – (Дата обращения: 27.03.2020). 1. Правила устройства электроустановок/Минэнерго [Текст].– 7-е изд., 129

перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 2001. – 648 с. 2. Рокотян С.С. Шапиро И.М.Справочник по проектированию электроэнергетических систем [Текст]. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с. 3. Крюков К.П., Новгородцев Б.П.Конструкции и механический расчетлиний электропередачи [Текст]. – 2-е изд., перераб. и доп.–Л.: Энергия, 1979. – 312 с. 4. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения / Под ред. Баумштейна И.А., Бажанова С.А. [Текст]. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 768 с. 5. Крылов С.В. и др. Справочник по сооружению Справ. Мастера. линий электропередачи напряжением 35 – 750 кВ[Текст]: – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 496 с. 6. Анализ распределения температуры по сечению самонесущихизолированных проводов / А. А. Бубенчиков и др. [Текст] // Омский научный вестник. – 2009. – № 3(83). – С. 171–175. 7. 3M.Электротехническое оборудование. Алюминиевый композитныйусиленный провод 3M™ ACCR для ЛЭП свыше 1000 В [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://solutions.3mrussia.ru/3MContentRetrievalAPI /BlobServlet?lmd=1351576894000&locale=ru_RU&assetType=MMM_Image&as setId=1319240836570&blobAttribute=ImageFile, свободный. – обращения: 01.05.2020). 8. Алюминиевый композитный усиленный провод (ACCR) [Электронныйресурс]. – Режим доступа: http://www.ruscable.ru/news/2007/04/24/ alyuminievyj_kompozitnyj/, свободный. – (Дата обращения: 01.05.2020). 130 (Дата

9. Высокотемпературные провода[Электронный ресурс].– Режим доступа:http://www.essp.ru/production/catalog/partners/CROSSY/provoda%20lu mpi.php/ , свободный. – (Дата обращения: 02.05.2020). 10. Lumpi - BerndorfSupplyReferenceList [Электронныйресурс]. – Режим доступа: http://www.lumpi-berndorf.at/en/, свободный. – (Дата обращения: 02.05.2020). 11. High Temperature Resistant Overhead Conductor, Lumpi-Berndorf [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.lumpi-berndorf.at/ en/products/high-temperature-resistant-overhead-conductors-150/, свободный. – (Дата обращения: 03.05.2020). 12. Mazon A. J., Zamora I., Criado R., Alonso C., Medina R., Albizu I. Pilot installation of GTACSR conductors in the Spanish power system / A. J. Mazon, I. Zamora, Criado, C. Alonso, R. Medina, I. Albizu // 18th International Conference on Electricity Distribution CIRED 2005. – Turin, 6–9 June ресурс]. [Электронный – Режим доступа: https://www.researchgate.net/publication/ 224123019_Pilot_installation_of_GTACSR_conductors_in_the_Spanish_power_s ystem, свободный. – (Дата обращения: 03.05.2020). 13. J-Power Systems Technical Data JTD 80-1876A Supply Record of Gap Conductor [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https:// www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unte rnehmen_Institutionen/VortraegeVeranstaltungen/WorkshopPink.pdf?__blob=publ icationFile&v=1, свободный. – (Дата обращения: 04.05.2020). 14. J-Power Systems Official Catalogue CAT.NO.TL-101A [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.jpowers.co.jp/english/ product/pdf/ gap_c1.pdf, свободный. – (Дата обращения: 04.05.2020). 131

15. Nexans. Референс лист [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://www.nexans.com/eservice/Corporate-en/navigate_10/Global_expert_in_ cables_and_cabling_systems.html, свободный. – (Дата обращения: 05.05.2020). 16. NBNC 34-100 Conducteurs nus pour les lignes aérie. Comité ElectrotechniqueBelgeasbl [Электронныйресурс]. – Режим доступа: https://www.ceb-bec.be/sites/default/files/u4/RAPPORT_ANNUEL_2007_FR.pdf, свободный. – (Дата обращения: 05.05.2020). 17. Электрические системы. Электрические сети [Текст]: Учебник для вузов. – 2-е изд. – М.: Высш. школа, 1998. 18. Проводнеизолированный из термостойкого алюминиевого сплава с сердечником из стальной проволоки, плакированной алюминием (Провод АСПТ) [Электронный ресурс].– Режим доступа: http://n– er.ru/shop/provod/ provod–aspt/, свободный. – (Дата обращения: 05.05.2020). 19. Горюнов В. Н. Эффективность применения самонесущих изолированных проводов в современных электроэнергетических системах / В. Н. Горюнов, А. А. Бубенчиков [Текст] // Омский научный вестник. – 2009. – № 1 (77). – С. 106–108. 20. Стальные многогранные опоры ЛЭП[Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://elektropostavka.ru/stal-mnogogran-opor/, свободный. – (Дата обращения: 08.05.2020). 21. Справочникпо проектированию электрических сетей / под ред. Д. Л. Файбисовича[Текст]. – 4-е изд., перераб. и доп. – М. : ЭНАС, 2012. – 376 с. : ил. 22. Энергоэффективность в электрических сетях. Провода ЛЭП пора менять[Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://portal energo.ru/articles/details/id/621, свободный. – (Дата обращения: 11.05.2020). 132

23. РД 153-34.4-03.220-2003 «Руководящий документ по безопасному производству работ электромонтерам-линейщикам при строительстве воздушных линий электропередач»[Электронный ресурс]. – Режим доступа: свободный. http://files.stroyinf.ru/Data1/45/45996/, – (Дата обращения: 12.05.2020). 24. РД 34.03.303-89 «Организация пожарной охраны на объектах МинэнергоСССР» [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://docs.cntd.ru/ document/1200037124, свободный. – (Дата обращения: 12.05.2020). 25. и Правила безопасности при строительстве линий электропередачи производстве [Электронный электромонтажных ресурс]. работ РД – Режим свободный. http://files.stroyinf.ru/Data1/40/40340/, 153-34.3-03.285-2002 – (Дата доступа: обращения: 13.05.2020). Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок от 26. 24.07.2013 N 328н (с изменениями на 19 февраля 2016 года) [Электронный ресурс]. – http://docs.cntd.ru/document/499037306, Режим свободный. – (Дата доступа: обращения: 13.05.2020). 27. Правила безопасности приспособлениями[Электронный http://files.stroyinf.ru/Data1/10/10714/, при работе ресурс]. свободный. с – инструментом Режим – (Дата и доступа: обращения: 14.05.2020). 28. Правила по охране труда при работе на высоте от 28.03.2014 N 155н [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://base.garant.ru/70736920/, свободный. – (Дата обращения: 14.05.2020). 29. Санитарно-эпидемиологические правила«Гигиенические требования корганизации технологических процессов, производственному 133

оборудованию и рабочему инструменту» СП 2.2.2.1327-03 [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/901865870, свободный. – (Дата обращения: 15.05.2020). 30. Санитарные правила и нормативные «Гигиенические требования корганизации строительного производства и строительных работ» СанПин 2.2.31384-03 [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://files.stroyinf.ru/ Data1/41/41669/, 15.05.2020). 134 свободный. – (Дата обращения:

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв

Ariana Hap

Доброго времени суток! Очень интересный подход к проектированию "всего лишь" отпайки ВЛ.