Реконструкция ВЛ 220кВ "Седановский переключательный пункт - Богучанская ГЭС" с переводом её на напряжение 35кВ

Краева Нина Александровна

Реконструкция ВЛ 220кВ "Седановский переключательный пункт - Богучанская ГЭС" с переводом её на напряжение 35кВ

В выпускной квалификационной работе рассмотрена реконструкция воздушной линии 220 кВ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС» с переводом её на напряжение 35 кВ. Были определены погонные и приведенные удельные нагрузки на элементы воздушной линии. Механический расчёт был произведён для всех семи возможных состояний провода, с учётом районирования по ПУЭ. Рассчитаны критические пролёты для всех вариантов, определены напряжения и стрелы провеса для различных сочетаний климатических условий. В заключение проектирования был предложен вариант расстановки опор по профилю трассы. Произведено технико-экономическое сравнение предложенных вариантов реконструкции. Рассмотрен раздел техники безопасности, где приведены основные мероприятия, обеспечивающие соблюдение требований по охране труда в процессе эксплуатации и реконструкции ВЛ 35 кВ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС».

Энергетика

Дипломы

Вуз: Независимое исследование (нет вуза)

ID: 5f2d69adcd3d3e0001b4b3fd

UUID: f16118f0-baea-0138-1421-0242ac180006

Язык: Русский

Опубликовано: больше 4 лет назад

Просмотры: 83

12.96

Краева Нина Александровна

Братский государственный университет (ФГБОУ ВО "БрГУ")

Комментировать 8

Рецензировать 0

Скачать - 7,8 МБ

Поделиться работой

3.10 Заземление опор ...................................................................................... 59 3.11 Общие сведения о железобетонных опорах ........................................ 60 3.12 Определение высоты приведенного центра тяжести провода ........ 61 3.13 Определение погонных и приведённых удельных нагрузок на элементы воздушной линии.......................................................................... 63 3.14 Вычисление критических пролетов. Выбор исходного режима для расчёта провода .............................................................................................. 65 3.15 Выбор изоляторов по условиям механической прочности. Выбор изоляторов для поддерживающих гирлянд провод .................................. 70 3.16 Выбор арматуры для поддерживающих гирлянд ............................. 70 3.17 Построение монтажного графика ........................................................ 71 3.18 Расстановка опор по профилю трассы. Построение разбивочного шаблона............................................................................................................ 76 3.19 Общие сведения о стальных решётчатых опорах ............................. 79 3.20 Определение высоты приведенного центра тяжести провода ........ 81 3.21 Определение погонных и приведённых удельных нагрузок на элементы воздушной линии.......................................................................... 83 3.22 Вычисление критических пролетов. Выбор исходного режима для расчёта провода .............................................................................................. 85 3.23 Выбор изоляторов по условиям механической прочности. Выбор изоляторов для поддерживающих гирлянд провод .................................. 89 3.24 Выбор арматуры для поддерживающих гирлянд ............................. 90 3.25 Построение монтажного графика ........................................................ 90 3.26 Расстановка опор по профилю трассы. Построение разбивочного шаблона............................................................................................................ 95 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 7

4. СРАВНИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА ВАРИАНТОВ РЕКОНСТРУКЦИИ ВЛ 35 КВ «СЕДАНОВСКИЙ ПЕРЕКЛЮЧАТЕЛЬНЫЙ ПУНКТ – БОГУЧАНСКАЯ ГЭС» ..................................................................................... 99 5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ РЕКОНСТРУКЦИИ ......................................................................................... 102 5.2 Основные показатели для оценки стоимости ВЛ .............................. 103 5.3 Расчёт стоимости строительства ВЛ 35 кВ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС» при использовании провода АС 120/19 и стальных многогранных опор ............................... 106 5.4 Расчёт стоимости строительства ВЛ 35 кВ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС» при использовании провода АС 120/19 и железобетонных опор .............................................. 107 5.5 Расчёт стоимости строительства ВЛ 35 кВ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС» при использовании провода АС 120/19 и стальных решётчатых опор ................................... 108 5.6 Сравнительная оценка вариантов технико-экономического расчёта ......................................................................................................................... 109 6. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ................................................................... 112 6.1 Правила проведения верхолазных работ ........................................... 112 6.2 Порядок производства работ на подстанциях и ВЛ .......................... 113 6.3 Правила проведения работ на ВЛ ........................................................ 115 6.4. Работы под напряжением ..................................................................... 116 6.5. Заземление при работах на ВЛ ............................................................ 117 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ................................................................................................ 119 СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ.......................................... 121 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 8

ВВЕДЕНИЕ В настоящее время филиалом «Иркутской электросетевой компании» Северными Электрическими Сетями планируется реконструкция воздушной линии электропередач 220 кВ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС» с переводом её на напряжение 35 кВ Руководство Северных Электрических Сетей обратилось на кафедру «Электроэнергетики и электротехники» с просьбой рассмотреть возможные варианты реконструкции воздушной линии. Данная линия выполнена в габаритах ВЛ 220 кВ на деревянных опорах. Однако, линия уже несколько лет работает на напряжении 35 кВ. Снижение класса напряжения ВЛ обусловлено снижением мощностей потребителя. Данная ВЛ питает посёлок и подстанцию, где не требуется напряжение 220 кВ. Проводить реконструкцию на более низкое напряжение нельзя, так как из-за большой длины линии будут наблюдаться большие падения напряжения. В связи с тем, что за годы эксплуатации большая часть деревянных опор пришла в негодность, было принято решение произвести реконструкцию с заменой деревянных опор и полным переводом линии на напряжение 35 кВ. В выпускной квалификационной работе реконструкция воздушной линии рассматривается в нескольких вариантах: с применением многогранных опор, железобетонных и стальных решётчатых. Все варианты опор рассчитаны вкупе с одинаковым проводом, так как в целях экономии было решено оставить имеющийся провод и использовать его для дальнейшей работы на основные инженерные сведения и реконструируемой ВЛ. В первой главе представлены климатические характеристики района прохождения проектируемой ВЛ. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 9

Во второй главе произведён электрический расчёт линии и определены токи нагрузки на провод, что позволило нам в дальнейшем определить минимальное необходимое сечение и сделать вывод о пригодности уже имеющегося провода. В третьей главе представлены расчёты единичных и удельных нагрузок на линию для всех вариантов реконструкции в заданных гололёдно-ветровых условиях, определены критические пролёты и стрелы провеса. Так же построены монтажные графики и разбивочные шаблоны, с помощью которых расставлены опоры по профилю трассы. На основании полученных результатов произведена сравнительная оценка железобетонных, стальных решётчатых и металлических многогранных опор, а также технико-экономическое сравнение вариантов реконструкции воздушной линии 35 кВ. В заключении проектирования рассмотрен раздел техники безопасности, в котором указаны мероприятия, обеспечивающие соблюдение требований по охране труда в процессе реконструкции и эксплуатации реконструируемой линии электропередачи. Полученные результаты проведенных исследований были представлены на IV (XIX) Всероссийской магистрантов «Молодая научно-технической мысль – развитию конференции энергетики» студентов в и секции «Электроэнергетика и электротехника». По теме выпускной квалификационной работы в соавторстве опубликованы следующие работы: 1) Краева Н.А. Варианты реконструкции ВЛ 35 кВ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС»; науч.рук. Яковкина Т.Н. Электроэнергетика и электротехника // Молодая мысль - развитию энергетики: материалы IV (XIX) Всероссийской научно-технической конференции студентов и магистрантов. - Братск: Изд-во БрГУ, 2019. – 371 с. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 10

2) Краева Н.А., Яковкина Т.Н. Технико-экономическое сравнение вариантов реконструкции ВЛ 35 кВ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС» // Труды Братского государственного университета. Серия: Естественные и инженерные науки. 1 том. - Братск: Изд-во БрГУ, 2019. – 238 с. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 11

ИСХОДНЫЕ 1. ДАННЫЕ ДЛЯ РЕКОНСТРУКЦИИ ВЛ 35 кВ «СЕДАНОВСКИЙ ПЕРЕКЛЮЧАТЕЛЬНЫЙ ПУНКТ – БОГУЧАНСТКАЯ ГЭС» 1.1 Инженерные сведения Согласно [8] воздушная линия 35 кВ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС» предназначена для повышения надёжности электроснабжения потребителей Иркутской области и Красноярского края. Проектируемые участки линий электропередачи предназначены для строительства переходов ВЛ через р. Кова протяженностью 1,12 км, ручей Крутой протяжённостью 0,84 км и р. Холанда протяжённостью 4,04 км. В сумме рассматриваемый участок ВЛ составляет 5,98 км. Передаваемая мощность электрической энергии по проектируемым переходам составляет 2,24 МВт. На период строительства площадь временно занимаемых земель в охранной зоне ВЛ составляет: • Усть-Илимский район – 4450 м2; • Чунский район – 70990 м2. Площадь занимаемых земель в постоянное пользование составляет: • Усть-Илимский район – 130 м2; • Чунский район - 1092 м2. Категория занимаемых земель – охранная зона под линии электропередачи, расположенная на землях Усть-Илимского и Чунского районов. В связи с тем, что в данном проекте выполняется реконструкция участков существующей ВЛ 220 кВ, средства для возмещения убытков правообладателям земельных участков не предусматривается. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 12

13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 13 Рисунок 1.1 – Трасса проектируемой ВЛ 220 кВ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС»

1.2 Климатические условия района строительства воздушной линии В геоморфологическом отношении трасса ВЛ располагается в южной оконечности Средне-Сибирского плоскогорья, в пределах Ковинского кряжа и Мурской низменности [8]. Абсолютные отметки колеблются в пределах 400-500м. Территория расположения объекта отнесена к равнинным лесам таежной зоны, со светлохвойными лесами и небольшим распространением сосны, по вырубкам занята мелколиственными лесами — березовыми, реже осиновыми. Наиболее развитыми физико-геологическими процессами и явлениями в районе прохождения ВЛ являются экзогенные процессы водного, климатического и мерзлотного характера. В тектоническом отношении территории исследований располагаются в пределах Предбайкальской впадины. Район относится к области слабо дифференцированных современных неотектонических движений земной коры. По совокупности природно-техногенных, геоморфологических, инженерногеологических и гидрогеологических факторов рассматриваемые участки трасс ВЛ относятся к благоприятным условиям для строительства и II категории сложности инженерно-геологических условий. По сейсмическим свойствам грунты по трассе ВЛ относятся ко II категории. Расчетная сейсмичность с учётом грунтовых условий – менее 6 баллов по шкале MSK-64. Опасные экзогенные и эндогенные процессы наличие заболачивания, подтопления и морозного пучения грунтов и сейсмичность менее 6 баллов по шкале MSK-64 на принятие проектных решений не оказывают существенного влияния. Продольный профиль трассы проектируемой ВЛ и полоса отвода земель во временное пользование характеризуются следующими основными параметрами: - наличие заболоченных участков; 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 14

- наличие просеки; - наличие горных участков; - наличие луговых участков; - пересечения с водными преградами – р. Кова, р. Крутой, р. Халанда. При своём следовании участки трасс реконструируемой ВЛ проходят по трассе действующей ВЛ, которая в данное время располагается на землях лесных фондов Илимского участкового лесничества и Чунского участкового лесничества. Земли особо охраняемых природных территорий реконструируемые участки трасс ВЛ не пересекают. Инженерно-метеорологические и климатические условия для строительства ВЛ приняты на основании «Технического отчета по инженерно-геодезическим, инженерно-геологическим, инженерно-гидрометеорологическим изысканиям и геофизическим исследованиям» и представлены в таблице 1.1. Таблица 1.1 – Климатические характеристики района прохождения ВЛ № 1 Климатическая характеристика Значение параметра (м/ст Братск обс.) Резко континентальный с суровой Климат продолжительной зимой и тёплым, с обильными осадками летом 2 Район по климатическому районированию III 3 Район по ветровому давлению по ПУЭ II 4 Нормативное значение ветрового давления, 500 согласно ПУЭ, Па 5 Район по ветровому давлению согласно II карте районирования территории РФ по ветровому давлению согласно СП 20.13330.2011 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 15

Продолжение таблицы 1.1 № Климатическая характеристика Значение параметра (м/ст Братск обс.) 6 Нормативное значение ветрового давления, 0,30 согласно карте районирования территория РФ по ветровому давлению согласно СП 20.13330.2011, кПа 7 Средняя годовая скорость ветра, м/с 1,9 8 Преобладающее направление ветра З, ЮЗ 9 Наибольшая скорость ветра м/с, возможная 29 один раз за 25 лет 10 Средняя годовая температура воздуха, ℃ 11 Средняя максимальная температура -1,6 +23,5 воздуха наиболее теплого месяца, ℃ 12 Абсолютный минимум температуры -44 воздуха, ℃ 13 Абсолютный максимум температуры +33 воздуха, ℃ 14 Число дней в году с устойчивым снежным 179 покровом 15 Район по весу снегового покрова 16 Годовая продолжительность гроз, час в год 17 Район по гололёду III 18 Нормативная толщина стенки гололёда, мм 20 19 Расчетная зона по степени загрязнения III 20-40 I 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 16

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ 2. РАСЧЁТ ВЛ 35 КВ «СЕДАНОВСКИЙ ПЕРЕКЛЮЧАТЕЛЬНЫЙ ПУНКТ – БОГУЧАНСКАЯ ГЭС» Электрический расчёт сети сводится к определению тока нагрузки на провод, с помощью которого по справочным таблицам можно подобрать провод необходимого сечения для наибольшей экономической выгоды реконструкции ВЛ 35 кВ. 2.1 Выбор сечения проводов линии Основным 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 35 кВ в течение многих лет использовалась экономическая плотность тока, её значения принимались в пределах 1 – 1,5 А/мм2 – в зависимости от региона и количества часов использования максимума нагрузки [2]. Принимая во всех точках напряжение равным номинальному, находим токи, протекающие по участкам сети: 𝐼𝑖−𝑗 = 𝑆𝑖−𝑗 √3⋅𝑈НОМ.𝑖−𝑗 ⋅𝑛𝑖−𝑗 ⋅ 103 (2.1) где 𝐼𝑖−𝑗 − значение тока, А; 𝑆𝑖−𝑗 − полная мощность, МВА; 𝑛𝑖−𝑗 − количество параллельных цепей линии. Сечение провода проектируемого участка ВЛ 35 кВ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС» протяженностью 5,98 км определяем по нормируемой экономической плотности тока: 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 17

𝐹= 𝐼 𝐽𝑎 , (2.2) где I – значение тока, А; Jэ – экономическая плотность тока, которая зависит от конструктивного исполнения линии, материала проводов и продолжительности использования максимальной нагрузки, А/мм2. Для ВЛ 35 кВ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС» экономическая плотность тока будет равна 1,1А/мм2, в соответствии с [2]; F – расчетное сечение провода, мм2. В соответствии с этим токи, протекающие по участку цепи в данном случае равны: 𝐼𝑖−𝑗 = 2,4 √3 ⋅ 35 ⋅ 2 ⋅ 103 = 70 А Расчётное сечение провода: F = 70/1,1=63,6 мм2 Полученное значение сечения округляем до ближайшего большего табличного, то есть до 70 мм2. Однако в целях экономии принято решение об использовании проводов демонтируемой ВЛ 220кВ на новой линии 35кВ, поэтому в дальнейших расчётах будем применять провода сечением 120 мм2. Выбранное сечение провода проверяем по допустимой токовой нагрузке по нагреву: Iр < IДОП , (2.3) где Iр– токовая нагрузка в максимальном режиме, в зимний период, А; Iдоп – допустимая длительная токовая нагрузка [3], А. Тогда: 70A < 390A 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 18

В нормальном режиме ток линии меньше длительно допустимого. Проверке по допустимым потерям и отклонениям напряжения линии 35 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. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 19

3. МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ВЛ 35 КВ «СЕДАНОВСКИЙ ПЕРЕКЛЮЧАТЕЛЬНЫЙ ПУНКТ – БОГУЧАНСКАЯ ГЭС» Линии электропередач состоят из основных и дополнительных элементов. Основными частями конструкции являются провода, изоляторы, линейная арматура, фундаменты и опоры. Дополнительные элементы обеспечивают необходимую степень надёжности и к относят грозозащитные тросы, заземления и разрядники. Необходимость применения последних указано в ПУЭ [2]. К основным требованиям для удобства монтажа и надёжной работы, которым должны удовлетворять провода линии, относят следующие [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 одинакового 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. 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 на специальную стойку. На линиях 35 кВ грозотросы защищают только подходы к 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 20

подстанциям, протяжённостью 2-2,5 км и могут не использоваться по всей длине линии, что позволяет нам экономить на материале, а соответственно, и на полной стоимости линии. 3.1 Выбор физико-механических параметров провода 3.1.1 Конструкция и выбор физико-механических параметров провода марки АС 120/19 Комбинированные провода выпускаются по ГОСТ 839-80 Е марок АС. Провода марки АС состоят из стального сердечника, который принимает на себя основную механическую нагрузку, и алюминиевого внешнего слоя, который отвечает за проводимость данного провода. В связи с этим коэффициент æАС будет являться одной из наиболее важных характеристик провода. Определяется он отношением площади поперечного сечения алюминиевой части провода SА, мм2, к площади поперечного сечения стальной части провода SС, мм2: æАС = Коэффициент æАС характеризует SА (3.1) SС электромеханические свойства сталеалюминевого провода комбинированной конструкции. Для районов с толщиной стенки гололёда 20 мм при сечениях провода 120 мм2 на напряжении 35 кВ применяется провод марки АС. Для всех предложенных вариантов реконструкции ВЛ 35 кВ будет рассматриваться провод АС 120/19, так как он удовлетворяет заданным требованиям, согласно [5]. Поперечный разрез и характеристики сталеалюминевого провода представлены на рисунке 3.1 и в таблице 3.1. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 21

Рисунок 3.1 – Поперечный разрез провода АС 120/19 Таблица 3.1 – Характеристика сталеалюминевого провода АС 120/19 Число и диаметр проволок, мм Марка провода алюминиевая АС 120/19 стальная 7х1,85 26х2,4 Расчетный диаметр, мм Расчетное сечение, мм2 А С 120 19 всего стальной всего провода сердечник провода 139 5 15,2 Физико-механические параметры провода АС 120/19 приведены в табл. 3.2. Таблица 3.2 - Сводная таблица физико-механических характеристик провода АС 120/19 № Наименование параметра Обозначение Единица измерения Величина 1 Масса 1 км М кг/км 471 2 Фактическое сечение: а) алюминиевой части А мм2 118 б) стальной части С мм2 18,8 в) всего провода S мм2 136,8 3 Отношение алюминиевой части к стальной а=А/С - 6,27 4 Диаметр: а) стального сердечника dc мм 5,6 б) всего провода d мм 15,2 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 22

Продолжение таблицы 3.2 № Наименование параметра Обозначение Единица измерения Величина 5 Приведенная нагрузка от собственного веса γ даН/(мм2 ∙ м) 3,46∙10-3 6 Модуль упругости Е даН/мм2 8250 7 Температурный коэффициент линейного расширения α град-1 19,2∙10-6 8 Предел прочности при растяжении [σ] даН/мм2 29 9 Допускаемое напряжение: [σг] даН/мм2 13,0 [σtэ] даН/мм2 8,7 а) при max нагрузке и min температуре б) при среднегодовой температуре 3.1.2 Выбор физико-механических параметров грозозащитного троса Согласно п.2.5.79 ПУЭ седьмого издания [2] применение грозозащитного троса для ВЛ 35 кВ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС» не требуется. 3.2 Выбор опор Типы опор на проектируемой линии определили с учетом сечения подвешиваемых проводов, количества монтируемых цепей, напряжения и гололёдно-ветряных условий прохождения трассы воздушной линии электропередач. В данной выпускной квалификационной работе были рассмотрены следующие варианты опор для реконструкции ВЛ 35 кВ: - стальные многогранные опоры; - железобетонные опоры; 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 23

- стальные решётчатые опоры. Данные типы опор были выбраны не случайно. Второй и третийварианты являются наиболее дешёвыми и распространёнными в данных климатических условиях. Так же наиболее дешёвыми считаются деревянные опоры, но от данного варианта отказались в пользу более современного и надёжного варианта – многогранных опор. Первый вариант реконструкции – ВЛ на многогранных опорах, подробно рассмотрим в пунктах 3.3 – 3.11. Второй вариант – ВЛ на железобетонных опорах в пунктах 3.12–3.19. И последний – в пунктах 3.20–3.27. 3.2.1 Общие сведения о многогранных опорах Стальные многогранные опоры используются в высоковольтных сетях линий электропередач напряжением 10-500 кВ. Могут эксплуатироваться в I-V гололёдно-ветровых климатических районах. Выдерживают температуру до 65oС. Многогранные металлические опоры выполнены из стоек в виде полых усеченных пирамид из стального листа с поперечным сечением в форме правильного многогранника. телескопическим или Секции фланцевым стоек соединены соединениями. между Траверсы таких собой опор выполнены многогранными, решетчатыми или изолирующими [14]. Опоры изготавливают из стали марки C 345. Антикоррозионная защита выполняется при помощи горячего оцинкования и цинконаполненного композитного покрытия. Преимущества многогранных опор ЛЭП: 1) сроки строительства ВЛ на многогранных опорах меньше, так как установка и монтаж намного проще, в сравнении с другими видами опор. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 24

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, а также на классы напряжения 35-220 кВ. 3) многогранные опоры отличает низкая стоимость транспортировки: в1,52 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 землеотвод снижаются примерно в 2 раза. Сокращаются затраты и на временный землеотвод; 5) многогранные опоры практически не нуждаются в ремонте, который при необходимости осуществляется в кратчайшие сроки. На ЛЭП на стальных многогранных опорах отсутствуют катастрофические разрушения, присуще стальным решётчатым (скручивание) и железобетонным (эффект домино). Это снижает величину потерь у потребителя и ускоряет время восстановления энергоснабжения. Так же реже наблюдается частичный или полный выход опор из строя [14]. Для заданных климатических условий и провода имеют место следующие данные стальных многогранных опор, которые приведены в таблице 3.3. 3.2.2 Характеристики типовой промежуточной опоры 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 25

В соответствии с [5], для строительства линии в качестве массовой промежуточной опоры выбираем унифицированную стальную двухцепную свободностоящую многогранную опору типа ПМ 35-4. Для заданных климатических условий и выбранного провода опоры имеют следующие характеристики, представленные в таблице3.3. Таблица 3.3 – Физико-механические характеристики многогранных опор Заданные условия Тип опоры Провод ПМ 35-4 АС 120/19 Расчетные пролеты, м Район по гололеду Район по ветровой нагрузке Габаритный Ветровой Весовой III II 120 154 230 Конструкция опоры типа ПМ 35-4 представлена на рисунке 3.2 по действующим каталогам ООО «Сибирский Завод Металлоконструкций – ГлобалСталь» [10]. Рисунок 3.2 – Типовая промежуточная опора ПМ 35-4 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 26

3.3 Определение высоты приведенного центра тяжести провода 3.3.1 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 35 кВ составляет Г=6 м. Рисунок 3.3 – Схема расположения проводов для определения стрел провеса Наименьшее расстояние по вертикали между тросом и проводом в середине пролета (Zt) при температуре 15˚ С без ветра, требуемое ПУЭ[2], для опор ПМ 35-4 составляет 2,48м. Данный габаритный пролет рассчитывается методом линейной интерполяции по значениям таблицы 3.4. Таблица 3.4 – Наименьшие расстояния между проводом и тросом Длина пр., м 100 150 200 300 400 500 600 700 800 Zt, м 2,0 3,2 4,0 5,5 7,0 8,5 10 11,5 13,0 14,6 900 1000 16 Данные для расчёта: Н= 18,6 м – высота промежуточной опоры; 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 27

∆hтрав =4 м – расстояния между траверсами; λ = 0,670 м – длина гирлянды изоляторов (берём изолятор ЛК 70/35-АIV); h1=10,17 м – расстояние от земли до нижней траверсы; h2= 14,17 м – расстояние от земли до средней траверсы; h3= 18,17 м – расстояние от земли до верхней траверсы; Г= 6 м – наименьшее расстояние от провода ВЛ до поверхности земли в ненаселённой местности, принятое по указаниям ПУЭ [2]; ∆h=0,25 м – поправка на неровности почвы; fп – наибольшая стрела провеса провода по формуле: 𝑓П = ℎ1 − λ − Г − ∆ℎ; (3.2) fП = 10,17 – 0,670 - 6 - 0,25 = 3,25 м 3.3.2 Средняя высота подвески провода Для опор башенного типа [4] средняя высота подвески провода составляет: ℎср = ℎ1 +ℎ2 +ℎ3 3 − 𝜆, (3.3) 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; 𝜆 – длина поддерживающей гирлянды изолятора, м. Для опор башенного типа средняя высота подвески провода составляет: ℎср = 10,17 + 14,17 + 18,17 − 0,670 = 13,5 м 3 3.3.3 Высота приведённого центра тяжести проводов 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 28

Высота приведенного центра тяжести для провода определяется в соответствии с [4] по формуле: 2 пр ℎц.т = ℎср − ∙ 𝑓п , (3.4) 3 где hср – средняя высота подвески проводов, м; fп – наибольшая стрела провеса провода, м. Для линии 35 кВ высота приведённого центра тяжести равна: прив ℎцт = 13,5 − 2 ∙ 3,25 = 11,333 м 3 Полученная величина приведённого центра тяжести необходима для расчёта ветровых нагрузок. 3.4 Определение погонных и приведённых удельных нагрузок на элементы воздушной линии 3.4.1 Расчётные климатические условия. Ветровые и гололёдные нагрузки. Влияние температуры Данные о скоростных напорах и приближенных скоростях ветра приведены в ПУЭ [2]. Для IIветряного района приближённая скорость ветра составляет 29 м/с, а скоростной напор 50 даН/м2. 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]: 𝑞= 𝑉2 16 , (3.5) 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 29

где q – скоростной напор, даН/м2; V – скорость ветра, м/с. Для нашего случая, при максимальной скорости ветра 29 м/с, скоростной напор будет равен: 292 даН 𝑞= = 50 2 16 м Гололёдоизморозевые отложения на проводах 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. Нормативную толщину стенки гололеда следует принимать по ПУЭ [2] в соответствии с картой районирования территории России по толщине стенки гололеда или по региональным картам районирования. Исходя из климатических условий воздушная линия 35 кВ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС» проходит по III гололёдному району, следовательно, величина стенки гололёда равна 20 мм. 3.4.2 Нагрузка от собственного веса Наглядное представление нагрузки от собственного веса провода представлено на рисунке 3.4. Рисунок 3.4 – Поперечное сечение провода 𝑃1 = 𝛾1 ∙ 𝑆 (3.6) где Р1 - единичная (погонная) нагрузка от собственного веса провода, даН/м; 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 30

γ1 – приведенная (удельная) нагрузка от собственного веса провода, даН/(м∙мм2); S – фактическое сечение провода, мм2. Для провода марки АС 120/19 единичная нагрузка от собственного веса: 𝑃1 = 3,46 ∙ 10−3 ∙ 136,8 = 0,47 даН/м 3.4.3 Единичная нагрузка от веса гололёда Наглядное представление нагрузки от веса гололёда представлено на рисунке 3.5. Рисунок 3.5 – Поперечный разрез провода с гололёдом 𝑃2 = 0,9 ∙ 𝜋 ∙ 𝐶𝑚𝑎𝑥 ∙ (𝐶𝑚𝑎𝑥 + 𝑑 ) ∙ 10−3, (3.7) где 0,9 - плотность льда; Смах – максимальная толщина стенки гололёда, мм; d – диаметр провода, мм; Р2 – единичная нагрузка от веса с гололёдом, даН/м. 𝑃2 = 0,9 ∙ 3,14 ∙ 20 ∙ (20 + 15,2) ∙ 10−3 = 1,99 даН/м Удельная нагрузка от веса гололёда не может быть использована в расчетах проводов и поэтому не вычисляется. 3.4.4 Результативная весовая нагрузка провода с гололёдом 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 31

Результативная весовая нагрузка провода с гололёдом представлена на рисунке 3.6. Рисунок 3.6 – Поперечный разрез провода 𝑃3 = 𝑃1 + 𝑃2, (3.8) где Р1 – единичная нагрузка от собственного веса провода, даН/м; Р2 – единичная нагрузка от веса гололёда, даН/м. 𝛾3 = 𝑃3 𝑆 , (3.9) где Р3 – нагрузка от веса провода с гололёдом, даН/м; S – фактическое сечение провода, мм2. По данным формулам: Р3= 0,47+1,99=2,46 даН/м; 𝛾3 = 2,46 даН = 0,018 , 136,8 м ∙ мм2 3.4.5 Единичная ветровая нагрузка провода без гололёда Наглядное представление единичной ветровой нагрузки провода без гололёда представлено на рисунке 3.7. Рисунок 3.7 – Поперечный разрез провода 𝑃4 = 𝛼 (𝑞) ∙ 𝑘в ∙ 𝑘ℎ ∙ 𝐶𝑥 ∙ 𝑞 ∙ 𝐹 ∙ 𝑠𝑖𝑛2 𝜑, (3.10) 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 32

где q – скоростной напор ветра, м/с; F – площадь продольного сечения метрового отрезка провода, м 2; 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 (таблица 3.5); k1 – коэффициент, зависящий от длины габаритного пролета (таблица 3.6); kh – коэффициент, учитывающий увеличение скоростного напора ветра по высоте, зависит от приведенного центра тяжести провода или троса (таблица 3.7). Таблица 3.5 – 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 При нормативном скоростном напоре q=50 даН/м2 находим α(q) по таблице 3.5 методом линейной интерполяции. Следовательно, α(q) = 0,783. Таблица 3.6 – Зависимость k1 от длины габаритного пролёта l, м до 50 100 150 Более 250 k1 1,2 1,1 1,05 1 При длине габаритного пролёта l=120 м коэффициент kl= 1,08. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 33

Таблица 3.7 – Зависимость kh от высоты приведенного центра тяжести hц.т., м до 15 20 30 40 60 100 200 300 и более kh 1 1,25 1,4 1,55 1,75 2,1 2,6 3,1 Так как высота приведенного центра тяжести 11,333м, kh принимаем равным 1. Следовательно, единичная нагрузка от ветра без гололёда: 𝑃4 = 0,783 ∙ 1,2 ∙ 50 ∙ 15,2 ∙ 1,08 ∙ 1 ∙ 1 ∙ 10−3 = 0,77 даН м 3.4.6 Единичная ветровая нагрузка на провод с гололёдом 𝑃5 = 𝛼5 ∙ 𝑘𝑙 ∙ 𝑘ℎ ∙ 𝐶𝑥 ∙ 𝑞5 ∙ 𝐹 ∗ , (3.11) 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; Сx – аэродинамический коэффициент. 𝑃5 = 1 ∙ 1,08 ∙ 1 ∙ 1,2 ∙ 12,5 ∙ (15,2 + 40) ∙ 10−3 = 0,89 даН м 3.4.7 Результирующая нагрузка на провод при ветре без гололеда Результирующая нагрузка на провод при ветре без гололёда представлена на рисунке 3.8. Рисунок 3.8 – Продольный разрез провода 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 34

𝑃6 = √𝑃42 + 𝑃1 2 , (3.12) где Р1 – нагрузка от собственного веса, даН/м; Р4 – ветровая нагрузка на провод без гололёда, даН/м. 𝑃6 = √0,772 + 0,472 = 0,9 𝛾6 = 𝑃6 𝑆 даН м , (3.13) где Р2 – нагрузка от ветра и веса провода без гололёда, даН/м; S – фактическое сечение провода, мм2. 𝛾6 = 0,9 даН = 0,0066 136,8 м ∙ мм2 3.4.8 Результирующая нагрузка на провод при ветре с гололёдом Наглядное представление результирующей нагрузки на провод при ветре с гололёдом представлено на рисунке 3.9. Рисунок 3.9 – Продольный разрез провода с гололёдом 𝑃7 = √𝑃5 2 + 𝑃3 2 , (3.14) где Р3 – нагрузка от веса провода с гололёдом, даН/м; Р5 – нагрузка от ветра на проводе с гололёдом, даН/м. 𝑃7 = √0,892 + 2,462 = 2,62 𝛾7 = 𝑃7 𝑆 даН м , (3.15) 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 35

где Р7 – нагрузка от ветра и веса провода с гололёдом, даН/м; S – фактическое сечение провода, мм2. 𝛾7 = 2,62 даН = 0,019 136,8 м ∙ мм2 По результатам расчётов заполняем табл. 3.8. Таблица 3.8 – Единичные и удельные нагрузки на провод Нагрузка Р 1 , γ1 Р2 Р 3 , γ3 Р4 Р5 Р 6 , γ6 Р 7 , γ7 Р, даН/м 0,473 1,989 2,463 0,77 0,89 0,9 2,62 γ, даН/(м∙мм2) 0,00346 0,018 0,0066 0,019 Вывод: из табл. 3.8 видно, что наибольшей нагрузкой является нагрузка Р7=2,62 даН/м, то есть нагрузка от ветра и веса провода с гололёдом. 3.5 Вычисление критических пролетов. Выбор исходного режима для расчёта провода 3.5.1 Уравнение состояния провода для опор ПМ35-4 Уравнение состояния провода – это зависимость напряжения в проводе от изменения нагрузки и температуры. 𝜎𝐼𝐼 − 𝛾𝐼𝐼 2 ∙𝐸∙𝑙2 2 24∙𝜎𝐼𝐼 = 𝜎1 − 𝛾𝐼 2 ∙𝐸∙𝑙2 24∙𝜎𝐼2 − 𝛼 ∙ 𝐸 ∙ (𝑡𝐼 − 𝑡𝐼𝐼 ), дан мм2 (3.16) где 𝛾𝐼 - удельная нагрузка (исходный режим), даН/м·мм 2; 𝜎1 – напряжение провода (исходный режим), даН/мм 2; 𝑡𝐼 - температура (исходный режим), град; 𝛾𝐼𝐼 - удельная нагрузка (реальный режим), даН/м·мм 2; 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 36

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 пролёта, м. 3.5.2 Определение критических пролетов Критическим пролетом называется пролёт, вычисляемый из уравнения состояния провода при заданных исходных и конечных данных: 𝑙кр = [𝜎𝑡э ] 𝛾1 [𝜎𝑡э ]−[𝜎𝑡 𝑚𝑖𝑛 ]+𝛼∙𝐸∙(𝑡э −𝑡𝑚𝑖𝑛 ) ∙√ [𝜎 ] 𝐸 ∙[1−([𝜎 𝑡э ])] 24 𝑡 𝑚𝑖𝑛 , (3.17) где γI – удельная нагрузка (исходный режим), даН/(м∙мм 2); σI – напряжение провода (исходный режим), даН/мм 2; tI – температура (исходный режим), град; γII – удельная нагрузка (реальный режим), даН/(м∙мм 2); 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 пролётом называется пролёт такой длины, при которой напряжение в проводе в режиме среднегодовой температуры равно допускаемому напряжению в том же режиме (σ II=[σtэ]), а в режиме наименьшей температуры равно допускаемому напряжению при наименьшей температуре (σ I 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 37

= [σtmin]). Для сталеалюминиевых проводов сечением 120 мм2 и выше первый критический пролёт находится по формуле: 𝑙кр.1 = 4,38∙[𝜎𝑚𝑎𝑥 ] 𝛾1 ∙√ 𝛼∙𝐸∙(𝑡э −𝑡𝑚𝑖𝑛 )−0,333∙[𝜎𝑚𝑎𝑥 ] 𝐸 , (3.18) 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); tэ – среднегодовая температура, град; tmin – минимальная температура, град; α – температурный коэффициент линейного удлинения, град -1. По формуле (3.22) произведём расчёт первого критического пролёта: 𝑙К1 4,38 ∙ 13 19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (−1,6 + 44) − 0,333 ∙ 13 = ∙√ = 279,93 м 0,00346 8250 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 = 4,9 ∙ [𝜎𝑚𝑎𝑥 ] ∙ √ 𝛼∙(𝑡г −𝑡𝑚𝑖𝑛 ) 2 𝛾𝑚𝑎𝑥 −𝛾12 , (3.19) где σmax – допускаемое напряжение при максимальной нагрузке, даН/мм 2; γI – удельная нагрузка, даН/(м∙мм2); tг– температура гололёдообразования, град; tmin – минимальная температура, град; 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 38

α – температурный коэффициент линейного удлинения, град-1; σmax – допускаемое напряжение при максимальной нагрузке, даН/мм 2; γmax – максимальная удельная нагрузка, даН/(м∙мм 2). 𝑙К2 = 4,9 ∙ 13 ∙ √ 19,2 ∙ 10−6 ∙ (−5 + 44) = 92,53 м (0,0191)2 − (0,00346)2 Третьим критическим пролетом называется пролет такой длины, при котором напряжение в проводе в режиме максимальной нагрузки и среднегодовой температуре равно своим допустимым значениям в этих режимах (σ II=[σtэ]; [σmax] = σII). Для проводов сечением 120 мм2 и выше: 𝑙кр.3 = 4,9∙[𝜎𝑚𝑎𝑥 ] 𝛾1 ∙√ 0,333∙[𝜎𝑚𝑎𝑥 ]−𝛼∙𝐸∙(𝑡э −𝑡г ) 𝐸∙[( 𝛾𝑚𝑎𝑥 2 ) −2,25] 𝛾1 , (3.20) Следовательно, для провода АС 120/19 третий критический пролёт будет равен: 𝑙К3 4,9 ∙ 13 0,333 ∙ 13 − 19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (−1,6 + 5) = ∙ = 83,92 м 0,019 2 0,00346 √ 8250 ∙ [( ) − 2,25] 0,00346 Выполняется условие l1кр l2кр l3кр , следовательно l 2 кр - расчётный пролёт;  t min  ;  max  - исходные напряжения. Тогда уравнение состояния провода в пролете приобретёт вид: 𝜎− 𝛾2 ∙𝐸∙𝑙2 24∙𝜎2 = 𝜎𝛾 𝑚𝑎𝑥 − 𝛾72 ∙𝐸∙𝑙2 24∙𝜎𝛾2 𝑚𝑎𝑥 − 𝛼 ∙ 𝐸 ∙ (𝑡 − 𝑡г ) (3.21) 3.5.3 Расчёт режимов провода для опоры ПМ 35-4 Расчет режимов провода произведен для разных сочетаний климатических условий (табл. 3.9). Параллельно с определением напряжений производится расчёт стрелы провеса по формуле: 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 39

𝑓𝑖 = 𝛾𝑖 𝜎𝑖 ∙ 𝑙2 (3.22) 8 Основываясь на рекомендациях [4], примем длину рассчитываемого пролета l = 120 м. Полученные расчётные режимы провода сведём в таблицу 3.9. Таблица 3.9 – Расчётные режимы провода Расчетный режим, i Сочетание климатических условий Провод покрыт гололёдом, t г = - 5о скоростной напор ветра 0,25q I Провод покрыт гололёдом, t г = - 5о, ветра II нет, q=0 Номер нагрузки, дан/м∙мм2 γI= γ7= 0,019 γII= γ3 = 0,018 III Скоростной напор ветра q, t г = - 5о γIII= γ6 = 0,0066 IV Среднегодовая температура, t э = - 1,6о ветра и гололёда нет γIV = γ1 = 0,00346 V Ветра и гололёда нет, t V=15о γV = γ1 = 0,00346 VI Ветра и гололёда нет, t VI=tmin = - 44о γVI= γ1 = 0,00346 Расчётный режим 1: 0,0192 ∙ 8250 ∙ 1202 0,0192 ∙ 8250 ∙ 1202 𝜎1 − = [13] − − 24 ∙ [13]2 24 ∙ 𝜎12 −19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (−5 + 5); 𝜎1 = 12,99 дан ; мм2 0,019 ∙ 1202 ƒ1 = = 2,65 м 8 ∙ 12,99 Расчётный режим 2: 0,0182 ∙ 8250 ∙ 1202 0,0192 ∙ 8250 ∙ 1202 [ ] 𝜎2 − = 13 − − 24 ∙ [13]2 24 ∙ 𝜎22 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 40

−19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (−5 + 5); 𝜎2 = 12,5 дан ; мм2 0,018 ∙ 1202 ƒ2 = = 2,59 м 8 ∙ 12,5 Расчётный режим 3: 0,00662 ∙ 8250 ∙ 1202 0,0192 ∙ 8250 ∙ 1202 𝜎3 − = [13] − − 24 ∙ [13]2 24 ∙ 𝜎32 −19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (−5 + 5); 𝜎3 = 6,86 дан ; мм2 0,0066 ∙ 1202 ƒ3 = = 1,73 м 8 ∙ 6,86 Расчётный режим 4: 0,003462 ∙ 8250 ∙ 1202 0,0192 ∙ 8250 ∙ 1202 𝜎4 − = [13] − − 24 ∙ [13]2 24 ∙ 𝜎42 −19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (−1,6 + 5); 𝜎4 = 4,56 дан ; мм2 0,00346 ∙ 1202 ƒ4 = = 1,36 м 8 ∙ 4,56 Расчётный режим 5: 0,003462 ∙ 8250 ∙ 1202 0,0192 ∙ 8250 ∙ 1202 [ ] 𝜎5 − = 13 − − 24 ∙ [13]2 24 ∙ 𝜎52 −19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (15 + 5); 𝜎5 = 3,61 дан ; мм2 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 41

0,00346 ∙ 1202 ƒ5 = = 1,72 м 8 ∙ 3,61 Расчётный режим 6: 0,003462 ∙ 8250 ∙ 1202 0,0192 ∙ 8250 ∙ 1202 𝜎6 − = [13] − − 24 ∙ [13]2 24 ∙ 𝜎62 −19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (−44 + 5); 𝜎6 = 9,14 дан ; мм2 0,00346 ∙ 1202 ƒ6 = = 0,68 м 8 ∙ 9,14 Расчётный режим 7: 0,003462 ∙ 8250 ∙ 1202 0,0192 ∙ 8250 ∙ 1202 𝜎7 − = [13] − − 24 ∙ [13]2 24 ∙ 𝜎72 −19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (33 + 5); 𝜎7 = 2,967 дан ; мм2 0,00346 ∙ 1202 ƒ7 = = 2,09 м 8 ∙ 2,967 Результаты расчета режимов провода сведём в таблицу 3.10. Таблица 3.10 – Режимы провода Номер режима 𝜎𝑖 ≤ 13, дан⁄мм2 ƒ𝑖 ≤ 3,25, м 1 12,99 2,65 2 12,5 2,59 3 6,86 1,7 4 4,56 1,36 5 3,61 1,72 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 42

Продолжение таблицы 3.10 Номер режима 𝜎𝑖 ≤ 13, дан⁄мм2 ƒ𝑖 ≤ 3,25, м 6 9,14 0,68 7 2,967 2,09 Согласно результатам расчета, механические напряжения и стрелы провиса провода не превышают предельно допустимых значений во всех режимах, то есть при всех сочетаниях климатических условий условия жёсткости и прочности выполняются. 3.5.4 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 гололёда. 𝑡кр = 𝑡г + 𝜎г Е∙𝛼 𝛾 ∙ (1 − 1 ), 𝛾3 (3.23) где tг – температура гололёдообразования, град; E – модуль упругости, даН/мм2; σг = σmax – допускаемое напряжение при максимальной нагрузке, даН/мм 2; γ1 – удельная нагрузка от собственного веса, даН/(м∙мм 2); γ3 – удельная нагрузка от веса провода с гололёдом, даН/(м∙мм2). Для нашего варианта критическая температура будет равна: 𝑡кр = −5 + 13 0,00346 ∙ (1 − ) = 62° 19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 0,019 Так как tкр>tmax, то в соответствии с [4] наибольшая стрела провеса будет при гололеде. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 43

3.6 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. Эксплуатационные характеристики изоляторов зависят от аэродинамических характеристик изолирующей детали 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. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 44

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. 3.6.1 Выбор изоляторов для поддерживающих гирлянд провод Поддерживающие гирлянды воспринимают нагрузку от веса провода и от собственного веса, и в соответствии с [4] выбираются по формулам: 𝐴1 = 2,7 ∙ (𝑃7 ∙ 𝑙вес + 𝐺г ) ≤ 𝑃, (3.24) 𝐴2 = 5 ∙ (𝑃1 ∙ 𝑙вес + 𝐺г ) ≤ 𝑃, (3.25) где А1 и А2 – расчетные значения электромеханической разрушающей нагрузки при наибольшей нагрузке и среднегодовой температуре соответственно; lвес – паспортное значение длины весового пролета; Gг – вес гирлянды изоляторов, принимается по [6] для линий 35 кВ равным 20 даН; Р1, Р7 – типовая нагрузка на привод. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 45

Расчетные значения электромеханической разрушающей нагрузки для ЛЭП 35 кВ с проводом марки АС 120/19: 𝐴1 = 2,7 ∙ (2,62 ∙ 230 + 20) = 1681.02 даН, 𝐴2 = 5 ∙ (0,47 ∙ 230 + 20) = 640,5 даН, Выбираем полимерный изолятор марки ЛК 70/35-АVI, паспортные данные которого указаны в таблице 3.11. Таблица 3.11 – Паспортные данные изолятора ЛК 70/35-АVI Показатель Номинальное напряжение, кВ Механическая разрушающая сила при растяжении, не менее, кН Строительная высота Н, мм Длина изоляционной части L, мм Длина пути утечки, см D1 Диаметры экранов, мм D2 Масса, не более, кг Степень загрязнения (СЗ) по ГОСТ 9920 (ПУЭ, 7-е изд., гл. 1.9) Степень загрязнённости атмосферы (СЗА) по ГОСТ 28856 Выдерживаемое напряжение промышленной частоты для изоляторов: – в сухом состоянии, кВ – под дождём, кВ Значение напряжения полного грозового импульса, не менее, кВ ЛК 70/35–А–4 (ЛК 70/ 35А–VI,VII) 35 70 670 443 140 120 120 2,4 4 VI, VII 95 80 190 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 46

Рисунок 3.10 – Полимерный изолятор ЛК 70/35-АVI 3.6.2 Выбор изоляторов для натяжных гирлянд провода Выбор типа изоляторов для натяжных гирлянд, воспринимающих нагрузку от тяжения проводов и собственного веса гирлянды, производится по формулам: 𝐴1 = 2,7 ∙ √(𝜎г ∙ 𝐹)2 + ( 𝐴2 = 5 ∙ √(𝜎э ∙ 𝐹)2 + ( 𝑃7 ∙𝑙вес 2 𝑃1 ∙𝑙вес 2 2 + 𝐺г ) ≤ 𝑃, (3.26) 2 + 𝐺г ) ≤ 𝑃, (3.27) где, σг, σэ– напряжения в проводе при наибольшей нагрузке и при среднегодовой температуре; Gг - вес гирлянды изоляторов, принимается по [6] для линий 35 кВ равным 20 даН; F – сечение провода. Тогда: 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 47

𝐴1 = 2,7 ∙ √(13 ∙ 136,8)2 + ( 2 2,62 ∙ 230 + 20) = 4879.416 даН, 2 2 0,47 ∙ 230 𝐴2 = 5 ∙ √(8,7 ∙ 136,8)2 + ( + 20) = 5962,307 даН, 2 Выбираем натяжную гирлянду из изоляторов типа ЛК70/35–АVI, изображение которого представлено на рисунке 3.10. 3.7 Выбор соединительной аппаратуры 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 [3]: 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; 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 [3] в арматуре требуются несколько меньшие коэффициенты запаса, чем в изоляторах. Поэтому прочность арматуры следует проверять лишь в тех 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 48

случаях, когда по каким-либо причинам приходится применять арматуру, прочность которой меньше разрушающей нагрузки выбранного типа изолятора, однако такого случая не наблюдается. 3.7.1 Выбор арматуры для поддерживающих гирлянд В состав поддерживающей гирлянды входят элементы, указанные в таблице 3.12. Таблица 3.12 - Соединительная арматура для поддерживающих гирлянд изоляторов Наименование Тип Количество в гирлянде, шт. Узел крепления КПП–7–3 1 Серьга СРО–7–16 1 Ушко двухлапчатое укороченное У2К–7–16 1 Изолятор полимерный ЛК70/35–АVI 1 Ушко однолапчатое укороченное У1К–7–16 1 Зажим поддерживающий ПГ–3–12 1 3.8 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: γ м = γ1; tм. Основная задача монтажа провода заключается в том, что при температуре монтажа tм 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. Уравнение связи состояний провода примет вид: 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 49

𝛾1 2 ∙ 𝐸 ∙ 𝑙2 𝛾исх 2 ∙ 𝐸 ∙ 𝑙2 𝜎монт − = 𝜎1 − − 𝛼 ∙ 𝐸 ∙ (𝑡монт − 𝑡исх ) 2 2 24 ∙ 𝜎монт 24 ∙ 𝜎исх Общие уравнения для всех режимов: 0,003462 ∙ 1202 ∙ 8250 𝜎монт − = 24 ∙ 𝜎монт 2 0,01972 ∙ 1202 ∙ 8250 = 13 − − 19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (𝑡монт + 5) 24 ∙ 132 𝜎монт − 59,26 = 2,25 − 0,158 ∙ (𝑡монт + 5) 2 𝜎монт Тмонт = 𝜎монт ∙ 136,8 ƒмонт 0,00346 ∙ 1202 6,228 = = 8 ∙ 𝜎монт 𝜎монт Режим 1: t = -40℃ 𝜎монт − 59,26 = 2,25 − 0,158 ∙ (−40 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 8,07 дан мм2 Тмонт = 8,07 ∙ 136,8 = 1103,9 даН ƒмонт = 6,228 = 0,8 м 8,07 Режим 2: t = -30℃ 𝜎монт − 59,26 = 2,25 − 0,158 ∙ (−30 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 6,8 дан мм2 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 50

Тмонт = 6,8 ∙ 136,8 = 930,24 даН ƒмонт = 6,228 = 0,9 м 6,8 Режим 3: t = -20℃ 𝜎монт − 59,26 = 2,25 − 0,158 ∙ (−20 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 5,8 дан мм2 Тмонт = 5,8 ∙ 136,8 = 793,4 даН ƒмонт = 6,228 = 1,07 м 5,8 Режим 4: t = -10℃ 𝜎монт − 59,26 = 2,25 − 0,158 ∙ (−10 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 4,9 дан мм2 Тмонт = 4,9 ∙ 136,8 = 670,3 даН ƒмонт = 6,228 = 1,27 м 4,9 Режим 5: t = -1,6 ℃ 𝜎монт − 59,26 = 2,25 − 0,158 ∙ (−1,6 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 4,3 дан мм2 Тмонт = 4,3 ∙ 136,8 = 588,24 даН 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 51

ƒмонт = 6,228 = 1,45 м 4,3 Режим 6: t = 10℃ 𝜎монт − 59,26 = 2,25 − 0,158 ∙ (10 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 3,7 дан мм2 Тмонт = 3,7 ∙ 136,8 = 506,16 даН ƒмонт = 6,228 = 1,68 м 3,7 Режим 7: t = 15℃ 𝜎монт − 59,26 = 2,25 − 0,158 ∙ (15 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 3,45 дан мм2 Тмонт = 3,45 ∙ 136,8 = 471,96 даН ƒмонт = 6,228 = 1,8м 3,45 Режим 8: t = 20℃ 𝜎монт − 59,26 = 2,25 − 0,158 ∙ (20 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 3,26 дан мм2 Тмонт = 3,26 ∙ 136,8 = 445,9 даН 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 52

ƒмонт = 6,228 = 1,9 м 3,26 Режим 9: t = 30℃ 𝜎монт − 59,26 = 2,25 − 0,158 ∙ (30 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 2,9 дан мм2 Тмонт = 2,9 ∙ 136,8 = 396,72 даН 6,228 = 2,15 м 2,9 ƒмонт = Режим 10: t = 40℃ 𝜎монт − 59,26 = 2,25 − 0,158 ∙ (40 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 2,7 дан мм2 Тмонт = 2,7 ∙ 136,8 = 369,4 даН ƒмонт = 6,228 = 2,3 м 2,7 Результаты расчетов заносятся в таблицу 3.13. Таблица 3.13 - Результаты расчётов монтажной таблицы Температура монтажа, tмонт, Со Напряжение монтажа, 𝜎монт, Дан/мм2 Тяжение при монтаже, Тмонт , даН Стрела провеса при монтаже, ƒмонт , м -40 8,07 1103,9 0,8 -30 6,8 930,24 0,9 -20 5,8 793,4 1,07 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 53

Продолжение таблицы 3.13 Температура монтажа, tмонт, Со Напряжение монтажа, 𝜎монт, Дан/мм2 Тяжение при монтаже, Тмонт , даН Стрела провеса при монтаже, ƒмонт , м -10 4,9 670,3 1,27 -1,6 4,3 588,24 1,45 10 3,7 506,16 1,68 15 3,45 471,96 1,8 20 3,26 445,9 1,9 30 2,9 396,72 2,15 40 2,7 369,4 2,3 По данным этой таблицы строят монтажные графики (рисунок 3.15). 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. 9 1200 8 1000 7 800 𝜎монт, Дан/мм2; ƒмонт, м 6 5 600 σмонт ƒмонт 4 Тмонт 3 400 2 200 1 0 0 -40 -30 -20 -10 -1.6 10 15 20 30 40 tмонт, Со Рисунок 3.11 – Монтажные графики для провода АС 120/19 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 54

3.9 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 менее 6 м для напряжения 35 кВ [2]; 2) нагрузка, воспринимаемая опорами, не должна превышать предельных значений. Расстановка опор по профилю трассы будет производиться при помощи разбивочного шаблона. 3.9.1 Построение разбивочного шаблона Разбивочный шаблон представляет собой три одинаковых квадратичных параболы, сдвинутых по вертикали и для провода АС 120/19 он приведён на Y, м рисунке 3.12. 35 30 25 1 20 2 15 10 5 0 -180 -160 -140 -120 -100 -80 -60 -40 -20 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 Х, м -5 -10 -15 Рисунок 3.12 – Разбивочный шаблон 1 – кривая максимального провисания провода в вертикальной плоскости; 2 – габаритная кривая; 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 55

3 – земляная кривая. Кривая 1 строится по формуле: 𝑋ш 2 ) 100 𝑌ш = 𝐾ш ∙ ( (3.28) Коэффициент шаблона определяется по формуле: Кш = 4∙𝑓𝑚𝑎𝑥 ∙104 (3.29) 2 𝑙ш Для нашего случая коэффициент шаблона будет равен: 4 ∙ 3,25 ∙ 104 Кш = = 9,028 м 1202 Габаритная кривая сдвинута относительно кривой 1 по вертикали вниз на величину hГАБ, определяемую по формуле: hгаб = Г+∆h (3.30) Величина hГАБ для данной линии будет равна: ℎгаб = 6 + 0,25 = 6,25 м Земляная кривая сдвинута по вертикали вниз относительно кривой 1 на величину h0, определяемую по формуле: h0 = h1 – λ (3.31) Величина h0 будет равна: ℎ0 = 10,17 − 0,670 = 9,5 м Разбивочный шаблон строится по данным, представленным в табл. 3.14. Таблица 3.14 – Расчётные данные для разбивочного шаблона X 0 10 20 30 40 50 60 Y 0 0,09028 0,36112 0,81252 1,44448 2,257 3,25008 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 56

Согласно [7] при расстановке опор по профилю трассы необходимо выполнять следующие правила: а) опоры расставляют по длине анкерного участка, начиная с места установки первой анкерной опоры; б) шаблон устанавливают строго вертикально; в) левая ветвь земляной кривой должна пересекать точку установки первой промежуточной опоры; г) шаблон устанавливают так, чтобы габаритная кривая касалась профиля трассы, тогда точка пересечения правой ветви земляной кривой с профилем трассы будет местом установки следующей опоры. Затем описанный процесс повторяется. Рекомендуется расставлять опоры так, чтобы смежные пролеты промежуточных опор отличались по длине друг от друга не более чем в два раза. На рисунке 3.13 представлена предлагаемая расстановка опор по профилю трассы. Рисунок 3.13 – Расстановка опор по профилю трассы 3.10.2 Проверка правильности расстановки опор При правильной расстановке опор по профилю трассы должны выполняться следующие условия [4]: 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 57

– ветровой пролет не должен превышать паспортного значения для выбранного типа опоры: lВЕТР ≤ [lВЕТР], (3.32) где lВЕТР – пролет равный полусумме габаритных пролетов, прилегающих к одной опоре; [lВЕТР] – расчетный ветровой пролет, для опоры ПМ35-4 равен 154 м. Для опоры ПМ 35-4 №2: 𝑙ветр = 𝑙ветр = 𝑙1 + 𝑙2 , 2 110 + 112 = 111 м 2 Отсюда следует, условие (3.32) выполняется. – весовой пролет также не должен превышать паспортного значения для выбранного типа опор: lВЕС ≤ [lВЕС], (3.33) где lВЕС – расстояние между нижними точками провеса проводов соседних пролетов; [lВЕС] – расчетный весовой пролет, для опоры ПМ35-4 равен 230 м. Значение lВЕС = 111 м для опоры ПМ35-4, отсюда делаем вывод, что условие (3.33) выполняется. При различных значениях пролетов в пределах анкерного участка линии в проводах устанавливается напряжение, соответствующее значению приведенного пролета: ∑ 𝑙3 𝑙пр = √ ∑ 𝑖 , 𝑙𝑖 (3.34) lпр = 110,77 м 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 58

Причем разница между приведенным пролетом и заданным не должна превышать 10 %: ∆= | ∆= | 𝑙пр −𝑙 𝑙пр | ∙ 100 (3.35) 110,77 − 120 | ∙ 100 = 8,33% 110,77 Следовательно, расстановка опор произведена правильно. 3.10 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. 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, заземление опор 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. Типы и конструкции заземляющих устройств выбираются в зависимости от типа фундаментов или способа закрепления опор в грунте. Согласно [2] металлические опоры ВЛ 35 кВ должны быть заземлены. Требуемые сопротивления заземляющих устройств опор 35 кВ должны обеспечиваться применением искусственных заземлителей, а естественная проводимость фундаментов при расчетах недолжна учитываться. Соединение заземляющих 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 59

проводников может быть выполнено как болтовым, так и сварным. Диаметр однопроволочных проводников должен быть не менее 10 мм (сечение 78,5 мм2). 3.11 Общие сведения о железобетонных опорах Железобетонные опоры – основной тип опор, который применяется на напряжение 0,4 – 35 кВ. Почти 80% составляет доля высоковольтных ВЛ на железобетонных опорах. Основной частью конструкции является бетонный столб, который армирован железным каркасом. Такие опоры хорошо выдерживают резкие изменения погоды, не подвержены коррозии и воздействию химический реагентов, которые могут присутствовать в воздухе в местах наиболее с загрязнённой средой. Так же имеют сравнительно небольшую стоимость и выдерживают температуру до -55℃. Основным минусом этого вида опор является необходимость аккуратной транспортировки, что обеспечивает увеличение затрат на перевозку этих опор. Имеют большую чувствительность к механическим повреждениям. Не редко во время транспортировки эти конструкции деформируются и на их поверхности можно обнаружить трещины и сколы. Так же имеют определённые сложности монтажа, демонтажа и утилизации. По сравнению с деревянными опорами, они имеют большую массу, что так же негативно сказывается на их установке и появляется необходимость использования специальной техники. Так же опоры не применяются на напряжения выше 35 кВ ввиду невозможности соорудить подобную опору большей высоты. Но несмотря на вышеприведённые недостатки железобетонные опоры можно нередко встретить в сетях передачи электроэнергии, которые связывают города, деревни и другие объекты-потребители электрической энергии. 3.11.1 Характеристики типовой промежуточной опоры В соответствии с [5], для строительства линии в качестве массовой промежуточной опоры выбираем унифицированную стальную двухцепную 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 60

свободностоящую железобетонную опору типа ПБ 35-4.1. Для заданных климатических условий и выбранного провода опоры имеют следующие характеристики, представленные в таблице 3.15. Таблица 3.15 – Физико-механические характеристики железобетонных опор Заданные условия Тип опоры Провод ПБ 354.1 А/С 120/19 Расчетные пролеты, м Район по гололеду Район по ветровой нагрузке Габаритный Ветровой Весовой III II 148 244 185 Конструкция опоры типа ПБ 35-4.1 представлена на рисунке 3.14. Рисунок 3.14 – Типовая промежуточная опора ПБ 35-4.1 3.12 Определение высоты приведенного центра тяжести провода 3.12.1 Определение наибольшей стрелы провеса провода 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 61

Согласно ПУЭ [2], наименьшее допускаемое расстояние от проводов до земли в ненаселённой местности доступной для транспорта и сельскохозяйственных машин при напряжении 35 кВ составляет Г=6 м. Схема расположения проводов для определения стрел провеса представлена на рисунке 3.3. Наименьшее расстояние по вертикали между тросом и проводом в середине пролета (Zt) при температуре 15˚ С без ветра, требуемое ПУЭ, для опор ПБ 35-4 составляет 3,152 м. Данный габаритный пролет рассчитывается методом линейной интерполяции по значениям таблицы 3.4. Данные для расчёта: Н= 19,6 м – высота промежуточной опоры; ∆hтрав =4 м – расстояния между траверсами; λ = 0,670 м – длина гирлянды изоляторов (берём изолятор ЛК 70/35-АIV); h1=12,5 м – расстояние от земли до нижней траверсы; h2= 15,5 м – расстояние от земли до средней траверсы; h3= 18,5 м – расстояние от земли до верхней траверсы; Г= 6 м – наименьшее расстояние от провода ВЛ до поверхности земли в ненаселённой местности, принятое по указаниям [2]; ∆h=0,25 м – поправка на неровности почвы; fп – наибольшая стрела провеса провода по формуле (3.2): fП = 12,5 – 0,68 - 6 - 0,25 = 5,57 м 3.12.2 Средняя высота подвески провода Для опор башенного типа [4] средняя высота подвески провода определяется по формуле (3.3) и равна: 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 62

ℎср = 12,5 + 15,5 + 18,5 − 0,584 = 14,916 м 3 3.12.3 Высота приведённого центра тяжести проводов Высота приведенного центра тяжести для провода определяется в соответствии с [4] по соотношению (3.4): прив ℎцт = 14,916 − 2 ∙ 5,57 = 11,2 м 3 Полученная величина приведённого центра тяжести необходима для расчёта ветровых нагрузок. 3.13 Определение погонных и приведённых удельных нагрузок на элементы воздушной линии 3.13.1 Нагрузка от собственного веса Нагрузка от собственного веса провода определяется по формуле (3.6). Для провода марки АС 120/19 единичная нагрузка от собственного веса: 𝑃1 = 3,46 ∙ 10−3 ∙ 136,8 = 0,47 даН/м 3.13.2 Единичная нагрузка от веса гололёда Единичная нагрузка от веса гололёда определяется по формуле (3.7) и для провода АС 120/19 равна: 𝑃2 = 0,9 ∙ 3,14 ∙ 20 ∙ (20 + 15,2) ∙ 10−3 = 1,99 даН/м Удельная нагрузка от веса гололёда не может быть использована в расчетах проводов и поэтому не вычисляется. 3.13.3 Результативная весовая нагрузка провода с гололёдом По данным формулам (3.8) и (3.9) результативная и удельная весовая нагрузки провода с гололёдом будут равны: Р3= 0,47+1,99=2,46 даН/м; 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 63

𝛾3 = 2,46 даН = 0,018 , 136,8 м ∙ мм2 3.13.4 Единичная ветровая нагрузка провода без гололёда Единичная нагрузка от ветра без гололеда по формуле (3.10). Коэффициент зависимости k1 от длины габаритного пролёта определяется с помощью метода линейной интерполяции по таблице 3.8. При длине габаритного пролёта l=148 м коэффициент kl= 1,052. Коэффициент зависимости kh от высоты приведенного центра тяжести можно определить с помощью метода линейной интерполяции по таблице 3.9. Так как высота приведенного центра тяжести 11,2 м, kh принимаем равным 1. Следовательно, единичная нагрузка от ветра без гололёда: 𝑃4 = 0,783 ∙ 1,2 ∙ 50 ∙ 15,2 ∙ 1,052 ∙ 1 ∙ 1 ∙ 10−3 = 0,75 даН м 3.13.5 Единичная ветровая нагрузка на провод с гололёдом Единичная ветровая нагрузка на провод с гололёдом по формуле (3.11) и равна: 𝑃5 = 1 ∙ 1,052 ∙ 1 ∙ 1,2 ∙ 12,5 ∙ (15,2 + 40) ∙ 10−3 = 0,87 даН м 3.13.6 Результирующая нагрузка на провод при ветре без гололёда Результирующая и удельная результирующая нагрузки на провод при ветре без гололеда определяются по формулам (3.12) и (3.13) и равны: 𝑃6 = √0,752 + 0,472 = 0,88 𝛾6 = даН м 0,88 даН = 0,0065 136,8 м ∙ мм2 3.13.7 Результирующая нагрузка на провод при ветре с гололёдом 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 64

Результирующая и удельная результирующая нагрузки на провод при ветре без гололеда определяются по формулам (3.14) и (3.15) и в нашем случае равны: 𝑃7 = √0,872 + 2,462 = 2,61 𝛾7 = даН м 2,61 даН = 0,019 136,8 м ∙ мм2 По результатам расчётов заполним таблицу 3.16. Таблица 3.16 – Единичные и удельные нагрузки на провод Нагрузка Р 1 , γ1 Р2 Р 3 , γ3 Р4 Р5 Р 6 , γ6 Р 7 , γ7 Р, даН/м 0,473 1,989 2,462 0,751 0,871 0,888 2,61 γ, даН/(м∙мм2) 0,00346 0,018 0,0064 0,019 Вывод: из табл. 3.16 видно, что наибольшей нагрузкой является нагрузка Р7=2,6 даН/м, то есть нагрузка от ветра и веса провода с гололёдом. 3.14 Вычисление критических пролетов. Выбор исходного режима для расчёта провода 3.14.1 Уравнение состояния провода для опор ПБ 35-4.1. Определение критических пролетов Уравнение состояния провода приведено под номером (3.16). По формуле (3.22) произведём расчёт первого критического пролёта: 𝑙К1 4,38 ∙ 13 19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (−1,6 + 44) − 0,333 ∙ 13 = ∙√ = 279,93 м 0,00346 8250 С помощью формулы (3.23) произведём расчёт первого критического пролёта: 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 65

𝑙К2 = 4,9 ∙ 13 ∙ √ 19,2 ∙ 10−6 ∙ (−5 + 44) = 92,81 м (0,019)2 − (0,00346)2 Третий критический пролёт найдём по формуле (3.24): 𝑙К3 4,9 ∙ 13 0,333 ∙ 13 − 19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (−1,6 + 5) = ∙ = 84,19 м 0,019 2 0,00346 √ 8250 ∙ [( ) − 2,25] 0,00346 Выполняется условие l1кр l2кр l3кр , следовательно l 2 кр - расчётный пролёт;  t min  ;  max  - исходные напряжения. Уравнение состояния провода в пролете приобретёт вид (3.21). 3.14.2 Расчёт режимов провода для опоры ПБ 35-4.1 Расчет режимов провода произведен для разных сочетаний климатических условий (табл. 3.17). Параллельно с определением напряжений производится расчёт стрелы провеса по формуле (3.22). Основываясь на рекомендациях [4], примем длину рассчитываемого пролета l = 148 м. Полученные расчётные режимы провода сведём в таблицу 3.17. Таблица 3.17 – Расчётные режимы провода АС 120/19 Расчетный режим, i Сочетание климатических условий Провод покрыт гололёдом, t г = - 5о скоростной напор ветра 0,25q I Провод покрыт гололёдом, t г = - 5о, ветра II нет, q=0 Номер нагрузки, дан/м∙мм2 γI= γ7= 0,019 γII= γ3 = 0,018 III Скоростной напор ветра q, t г = - 5о γIII= γ6 = 0,0064 IV Среднегодовая температура, t э = - 1,6о ветра и гололёда нет γIV = γ1 = 0,00346 V Ветра и гололёда нет, t V=15о γV = γ1 = 0,00346 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 66

Продолжение таблицы 3.17 Расчетный Сочетание климатических условий режим, i Ветра и гололёда нет, t VI=tmin = - 44о VI Номер нагрузки, дан/м∙мм2 γVI= γ1 = 0,00346 Расчётный режим 1: 0,0192 ∙ 8250 ∙ 1482 0,0192 ∙ 8250 ∙ 1482 𝜎1 − = [13] − − 24 ∙ [13]2 24 ∙ 𝜎12 −19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (−5 + 5); дан ; мм2 𝜎1 = 12,99 0,019 ∙ 1482 ƒ1 = = 4,021 м 8 ∙ 12,99 Расчётный режим 2: 0,0182 ∙ 8250 ∙ 1482 0,0192 ∙ 8250 ∙ 1482 𝜎2 − = [13] − − 24 ∙ [13]2 24 ∙ 𝜎22 −19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (−5 + 5); 𝜎2 = 12,465 дан ; мм2 0,018 ∙ 1482 ƒ2 = = 3,955 м 8 ∙ 12,465 Расчётный режим 3: 0,00642 ∙ 8250 ∙ 1482 0,0192 ∙ 8250 ∙ 1482 𝜎3 − = [13] − − 24 ∙ [13]2 24 ∙ 𝜎32 −19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (−5 + 5); 𝜎3 = 5,98 дан ; мм2 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 67

0,0064 ∙ 1482 ƒ3 = = 3,016 м 8 ∙ 5,89 Расчётный режим 4: 0,003462 ∙ 8250 ∙ 1482 0,0192 ∙ 8250 ∙ 1482 [ ] 𝜎4 − = 13 − − 24 ∙ [13]2 24 ∙ 𝜎42 −19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (−1,6 + 5); 𝜎4 = 3,51 дан ; мм2 0,00346 ∙ 1482 ƒ4 = = 2,69 м 8 ∙ 3,51 Расчётный режим 5: 0,003462 ∙ 8250 ∙ 1482 0,0192 ∙ 8250 ∙ 1482 𝜎5 − = [13] − − 24 ∙ [13]2 24 ∙ 𝜎52 −19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (15 + 5); 𝜎5 = 3,08 дан ; мм2 0,00346 ∙ 1482 ƒ5 = = 3,075 м 8 ∙ 3,08 Расчётный режим 6: 0,003462 ∙ 8250 ∙ 1482 0,0192 ∙ 8250 ∙ 1482 𝜎6 − = [13] − − 24 ∙ [13]2 24 ∙ 𝜎62 −19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (−44 + 5); 𝜎6 = 3,69 дан ; мм2 0,00346 ∙ 1482 ƒ6 = = 2,56 м 8 ∙ 3,69 Расчётный режим 7: 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 68

0,003462 ∙ 8250 ∙ 1482 0,0192 ∙ 8250 ∙ 1482 𝜎7 − = [13] − − 24 ∙ [13]2 24 ∙ 𝜎72 −19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (33 + 5); 𝜎7 = 2,74 дан ; мм2 0,00346 ∙ 1482 ƒ7 = = 2,457 м 8 ∙ 2,74 Результаты расчета режимов провода сведём в таблицу 3.18. Таблица 3.18 – Режимы провода Номер режима 𝜎𝑖 ≤ 13, дан⁄мм2 ƒ𝑖 ≤ 5,57, м 1 12,9999 4,021942 2 12,46353 3,954951 3 5,89161 3,016354 4 3,514125 2,695829 5 3,08103 3,074777 6 3,68982 2,567464 7 2,740068 3,457389 Согласно результатам расчета, механические напряжения и стрелы провиса провода не превышают предельно допустимых значений во всех режимах, то есть при всех сочетаниях климатических условий условия жёсткости и прочности выполняются. 3.14.3 Определение критической температуры проводов Критическая температура провода 𝑡кр = −5 + 13 0,00346 ∙ (1 − ) = 62° 19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 0,019 Так как tкр > tmax, то в соответствии с [4] наибольшая стрела провеса будет при гололеде. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 69

3.15 Выбор изоляторов по условиям механической прочности. Выбор изоляторов для поддерживающих гирлянд провод Поддерживающие гирлянды воспринимают нагрузку от веса провода и от собственного веса, и в соответствии с [4] выбираются по формулам (3.24) и (3.25): Расчетные значения электромеханической разрушающей нагрузки для ЛЭП 35 кВ на железобетонных опорах с проводом марки АС 120/19: 𝐴1 = 2,7 ∙ (2,61 ∙ 185 + 20) = 1357,695 даН, 𝐴2 = 5 ∙ (0,47 ∙ 185 + 20) = 534,75 даН, Выбираем полимерный изолятор марки ЛК 70/35-АVI, паспортные данные которого указаны в таблице 3.11 и внешний вид представлен на рисунке 3.10. 3.15.1 Выбор изоляторов для натяжных гирлянд провода Выбор типа изоляторов для натяжных гирлянд, воспринимающих нагрузку от тяжения проводов и собственного веса гирлянды, производится по формулам (3.26) и (3.27): 𝐴1 = 2,7 ∙ √(13 ∙ 136,8)2 + ( 𝐴2 = 5 ∙ √(8,7 ∙ 136,8)2 2 2,61 ∙ 185 + 20) = 4853,283 даН, 2 2 0,47 ∙ 185 +( + 20) = 5959,257 даН, 2 Выбираем натяжную гирлянду из изоляторов типа ЛК70/35–АVI, изображение которого представлено на рисунке 3.10. 3.16 Выбор арматуры для поддерживающих гирлянд В состав поддерживающей гирлянды входят элементы, указанные в таблице 3.12. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 70

3.17 Построение монтажного графика Уравнение связи состояний провода для построения монтажного графика примет вид: 𝛾1 2 ∙ 𝐸 ∙ 𝑙2 𝛾исх 2 ∙ 𝐸 ∙ 𝑙2 𝜎монт − = 𝜎1 − − 𝛼 ∙ 𝐸 ∙ (𝑡монт − 𝑡исх ) 2 2 24 ∙ 𝜎монт 24 ∙ 𝜎исх Общие уравнения для всех режимов: 0,003462 ∙ 1482 ∙ 8250 𝜎монт − = 24 ∙ 𝜎монт 2 0,0192 ∙ 1482 ∙ 8250 = 13 − − 19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (𝑡монт + 5) 2 24 ∙ 13 𝜎монт − 90,14 = −3,25 − 0,158 ∙ (𝑡монт + 5) 2 𝜎монт Тмонт = 𝜎монт ∙ 136,8 ƒмонт 0,00346 ∙ 1482 9,47 = = 8 ∙ 𝜎монт 𝜎монт Режим 1: t = -40℃ 𝜎монт − 90,14 = −3,25 − 0,158 ∙ (−40 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 5,39 дан мм2 Тмонт = 5,39 ∙ 136,8 = 736,9 даН ƒмонт = 9,47 = 1,76 м 5,39 Режим 2: t = -30℃ 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 71

𝜎монт − 90,14 = −3,25 − 0,158 ∙ (−30 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 4,73 дан мм2 Тмонт = 4,73 ∙ 136,8 = 647,013 даН ƒмонт = 9,47 = 2м 4,73 Режим 3: t = -20℃ 𝜎монт − 90,14 = −3,25 − 0,158 ∙ (−20 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 4,21 дан мм2 Тмонт = 4,21 ∙ 136,8 = 575,76 даН ƒмонт = 9,47 = 2,25 м 4,21 Режим 4: t = -10℃ 𝜎монт − 90,14 = −3,25 − 0,158 ∙ (−10 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 3,8 дан мм2 Тмонт = 3,8 ∙ 136,8 = 519,28 даН ƒмонт = 9,47 = 2,5 м 3,8 Режим 5: t = -1,6 ℃ 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 72

𝜎монт − 90,14 = −3,25 − 0,158 ∙ (−1,6 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 3,51 дан мм2 Тмонт = 3,51 ∙ 136,8 = 480,68 даН ƒмонт = 9,47 = 2,7 м 3,51 Режим 6: t = 10℃ 𝜎монт − 90,14 = −3,25 − 0,158 ∙ (10 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 3,2 дан мм2 Тмонт = 3,2 ∙ 136,8 = 437,4 даН ƒмонт = 9,47 = 2,96 м 3,2 Режим 7: t = 15℃ 𝜎монт − 90,14 = −3,25 − 0,158 ∙ (15 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 3,08 дан мм2 Тмонт = 3,08 ∙ 136,8 = 421,57 даН ƒмонт = 9,47 = 3,07 м 3,08 Режим 8: t = 20℃ 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 73

𝜎монт − 90,14 = −3,25 − 0,158 ∙ (20 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 2,98 дан мм2 Тмонт = 2,98 ∙ 136,8 = 407,15 даН ƒмонт = 9,47 = 3,18 м 2,98 Режим 9: t = 30℃ 𝜎монт − 90,14 = −3,25 − 0,158 ∙ (30 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 2,8 дан мм2 Тмонт = 2,8 ∙ 136,8 = 381,82 даН ƒмонт = 9,47 = 3,4 м 2,8 Режим 10: t = 40℃ 𝜎монт − 90,14 = −3,25 − 0,158 ∙ (40 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 2,79 дан мм2 Тмонт = 2,79 ∙ 136,8 = 360,3 даН ƒмонт = 9,47 = 3,6 м 2,79 Результаты расчетов заносятся в таблицу 3.19. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 74

Таблица 3.19 - Результаты расчётов монтажной таблицы Температура монтажа, tмонт, Со Напряжение монтажа, 𝜎монт, Дан/мм2 Тяжение при монтаже, Тмонт , даН Стрела провеса при монтаже, ƒмонт , м -40 5,39 736,9 1,76 -30 4,73 647,013 2 -20 4,21 575,76 2,25 -10 3,8 519,28 2,45 -1,6 3,51 480,68 2,7 10 3,2 437,4 2,96 15 3,08 421,57 3,07 20 2,97 407,15 3,2 30 2,8 381,82 3,4 40 2,6 360,3 3,6 По данным этой таблицы строят монтажные графики (рис. 3.15). 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. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 75

6 800 700 5 600 4 500 3 400 300 2 σмонт, Дан/мм2 ƒмонт, м Тмонт, даН 200 1 100 0 0 -40 -30 -20 -10 -1.6 10 15 20 30 40 tмонт, Со Рисунок 3.15 – монтажные графики для провода АС 120/19 3.18 Расстановка опор по профилю трассы. Построение разбивочного шаблона Разбивочный шаблон представляет собой три одинаковых квадратичных параболы, сдвинутых по вертикали и для провода АС 120/19 на железобетонных Y, м опорах он приведён на рисунке 3.16. 25 20 1 2 15 3 10 5 0 -150 -130 -110 -90 -70 -50 -30 -10 10 30 50 70 90 110 130 150 Х, м -5 -10 -15 Рисунок 3.16 – Разбивочный шаблон 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 76

1 – кривая максимального провисания провода в вертикальной плоскости; 2 – габаритная кривая; 3 – земляная кривая. Кривая 1 строится по формуле (3.28). Коэффициент шаблона определяется по формуле (3.29) и равен: 4 ∙ 5,57 ∙ 104 Кш = = 10,17 м 1482 Габаритная кривая сдвинута относительно кривой 1 по вертикали вниз на величину hГАБ, определяемую по формуле (3.30) и равна: ℎгаб = 6 + 0,25 = 6,25 м Земляная кривая сдвинута по вертикали вниз относительно кривой 1 на величину h0, определяемую по формуле (3.31) для нашего случая: ℎ0 = 12,5 − 0,670 = 11,83 м Разбивочный шаблон строится по данным, представленным в табл. 3.20. Таблица 3.20 – Расчётные данные для разбивочного шаблона X 0 10 20 30 40 50 60 Y 0 0,101717 0,406866 0,915449 1,627465 2,542915 3,661797 Согласно [7] при расстановке опор по профилю трассы необходимо выполнять правила, приведённые в пункте3.8.1. На рисунке 3.17 представлена предлагаемая расстановка опор по профилю трассы. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 77

Рисунок 3.17 – Расстановка опор по профилю трассы 3.18.1 Проверка правильности расстановки опор При правильной расстановке опор по профилю трассы должны выполняться следующие условия [4], приведённые в пункте 3.8.2. Для варианта с железобетонными опорами и проводом АС 120/19: – ветровой пролет по формуле (3.32): 𝑙ветр = 143 + 140 = 141,5 м 2 Отсюда следует, условие (3.32) выполняется. – весовой пролет по формуле (3.33): Значение lВЕС = 185 м для опоры ПБ35-4.1, отсюда делаем вывод, что условие (3.33) выполняется. При различных значениях пролетов в пределах анкерного участка линии в проводах устанавливается напряжение, соответствующее значению приведенного пролета, рассчитываемое по формуле (3.34): lпр = 140,7 м Причем разница между приведенным пролетом и заданным определяется по формуле (3.35): 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 78

∆= | 140,7 − 148 | ∙ 100 = 5,18 % 140,7 Следовательно, расстановка опор произведена правильно. 3.19 Общие сведения о стальных решётчатых опорах Металлические решётчатые опоры широко используются для линий электропередач напряжением 35-1150 кВ. Предназначены для местности в I-V климатических гололёдно-ветровых районах. Выдерживают температуру окружающего воздуха до -65℃. Выполняются из стального проката марки С345 (низколегированная) или марки С245 (углеродистая) в соответствии с ГОСТ 27772-88. Антикоррозионная защита выполняется при помощи горячего оцинкования, цинконаполненного композитного покрытия, или грунтовки. Закрепление стальных опор в грунте производится путем их установки на предложенный проектировщиком фундамент. Стальные решётчатые опоры – это надёжные сварные конструкции, выдерживающие большие механические нагрузки, большое количество проводов и, соответственно, имеют высокую механическую прочность. Лёгкие в обслуживании, ремонтопригодны и просты в изготовлении. Срок службы в оцинкованном исполнении до 40 лет. Однако, чем больший класс напряжения опоры, тем она выше и занимает большую площадь. Из-за того, что опоры целиком состоят из металла, они подвержены коррозии и влиянию агрессивных веществ, содержащихся в атмосфере. Так же данный вид опор отличается низкой вандалоустойчивостью и отмечены случаи катастрофического разрушения – скручивания опор. Затраты на транспортировку стальных решётчатых опор, предварительно собранных на заводе-изготовителе, сильно увеличиваются, из-за больших габаритов и массы конструкции. Если же опоры сваривать на месте, то увеличится время строительства всей линии. Транспортировка грибовидных 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 79

подножников, опорных плит, песчано-гравийной смеси может составлять до 20 % от стоимости готовой опоры. Несмотря на недостатки стальные решётчатые опоры широко применяется во многих странах, связывая большие расстояния и проводя огромные мощности. 3.19.1 Характеристики типовой промежуточной опоры В соответствии с [5], для строительства линии в качестве массовой промежуточной опоры выбираем унифицированную стальную двухцепную свободностоящую стальную решётчатую опору типа П 35-2. Для заданных климатических условий и выбранного провода опоры имеют следующие характеристики, представленные в таблице 3.21. Таблица 3.21 – Физико-механические характеристики железобетонных опор Заданные условия Тип опоры П35-2 Провод А/С 120/19 Расчетные пролеты, м Район по гололеду Район по ветровой нагрузке Габаритный Ветровой Весовой III II 195 290 255 Конструкция опоры типа П35-2 представлена на рис. 3.18 по действующим каталогам ООО «Сибирский Завод Металлоконструкций – ГлобалСталь» [9]. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 80

Рисунок 3.18 – Типовая промежуточная опора П35-2 3.20 Определение высоты приведенного центра тяжести провода 3.20.1 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 35 кВ составляет Г=6 м. Схема расположения проводов для определения стрел провеса представлена на рисунке 3.3. Наименьшее расстояние по вертикали между тросом и проводом в середине пролета (Zt) при температуре 15˚ С без ветра, требуемое ПУЭ, для опор П35-2 составляет 4,6м. Данный габаритный пролет рассчитывается методом линейной интерполяции по значениям таблицы 3.4. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 81

Данные для расчёта: Н= 21 м – высота промежуточной опоры; ∆hтрав =4 м – расстояния между траверсами; λ = 0,670 м – длина гирлянды изоляторов (берём изолятор ЛК 70/35-АIV); h1=14 м – расстояние от земли до нижней траверсы; h2= 17 м – расстояние от земли до средней траверсы; h3= 20 м – расстояние от земли до верхней траверсы; Г= 6 м – наименьшее расстояние от провода ВЛ до поверхности земли в ненаселённой местности [2]; ∆h=0,25 м – поправка на неровности почвы; fп – наибольшая стрела провеса провода по формуле (3.2): fП = 14 – 0,68 - 6 - 0,25 = 7,07 м 3.20.2 Средняя высота подвески провода Для опор башенного типа [4] средняя высота подвески провода определяется по формуле (3.3) и равна: ℎср = 14 + 17 + 20 − 0,680 = 16,32 м 3 3.20.3 Высота приведённого центра тяжести проводов Высота приведенного центра тяжести для провода определяется в соответствии с [4] по соотношению (3.4): прив ℎцт = 16,32 − 2 ∙ 7,07 = 11,61 м 3 Полученная величина приведённого центра тяжести необходима для расчёта ветровых нагрузок. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 82

3.21 Определение погонных и приведённых удельных нагрузок на элементы воздушной линии 3.21.1 Нагрузка от собственного веса Нагрузка от собственного веса провода определяется по формуле (3.6). Для провода марки АС 120/19 единичная нагрузка от собственного веса: 𝑃1 = 3,46 ∙ 10−3 ∙ 136,8 = 0,47 даН/м 3.21.2 Единичная нагрузка от веса гололёда Единичная нагрузка от веса гололёда определяется по формуле (3.7) и для провода АС 120/19 равна: 𝑃2 = 0,9 ∙ 3,14 ∙ 20 ∙ (20 + 15,2) ∙ 10−3 = 1,99 даН/м Удельная нагрузка от веса гололёда не может быть использована в расчетах проводов и поэтому не вычисляется. 3.21.3 Результативная весовая нагрузка провода с гололёдом По данным формулам (3.8) и (3.9) результативная и удельная весовая нагрузки провода с гололёдом будут равны: Р3= 0,47+1,99=2,46 даН/м; 𝛾3 = 2,46 даН = 0,018 , 136,8 м ∙ мм2 3.21.4 Единичная ветровая нагрузка провода без гололёда Единичная нагрузка от ветра без гололеда рассчитывается по формуле (3.10). Коэффициент зависимости k1 от длины габаритного пролёта определяется с помощью метода линейной интерполяции по таблице 3.8. При длине габаритного пролёта l=195 м коэффициент kl= 1,0275. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 83

Коэффициент зависимости kh от высоты приведенного центра тяжести можно определить с помощью метода линейной интерполяции по таблице 3.9. Так как высота приведенного центра тяжести 11,61м, kh принимаем равным 1. Следовательно, единичная нагрузка от ветра без гололёда: 𝑃4 = 0,783 ∙ 1,2 ∙ 50 ∙ 15,2 ∙ 1,0275 ∙ 1 ∙ 1 ∙ 10−3 = 0,73 даН м 3.21.5 Единичная ветровая нагрузка на провод с гололёдом Единичная ветровая нагрузка на провод с гололёдом по формуле (3.11) и равна: 𝑃5 = 1 ∙ 1,0275 ∙ 1 ∙ 1,2 ∙ 12,5 ∙ (15,2 + 40) ∙ 10−3 = 0,85 даН м 3.21.6 Результирующая нагрузка на провод при ветре без гололёда Результирующая и удельная результирующая нагрузки на провод при ветре без гололеда определяются по формулам (3.12) и (3.13) и равны: 𝑃6 = √0,732 + 0,472 = 0,873 𝛾6 = даН м 0,873 даН = 0,00638 136,8 м ∙ мм2 3.21.7 Результирующая нагрузка на провод при ветре с гололёдом Результирующая и удельная результирующая нагрузки на провод при ветре без гололеда определяются по формулам (3.14) и (3.15) и равны: даН м 2,606 даН 𝛾7 = = 0,01905 136,8 м ∙ мм2 𝑃7 = √0,852 + 2,462 = 2,606 По результатам расчётов заполним таблицу 3.22. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 84

Таблица 3.22 – Единичные и удельные нагрузки на провод Нагрузка Р 1 , γ1 Р2 Р 3 , γ3 Р4 Р5 Р 6 , γ6 Р 7 , γ7 Р, даН/м 0,473 1,989 2,46 0,735 0,85 0,873 2,606 γ, даН/(м∙мм2) 0,00346 0,018 0,00638 0,019047 Вывод: из табл. 3.22 видно, что наибольшей нагрузкой является нагрузка Р7=2,606 даН/м, то есть нагрузка от ветра и веса провода с гололёдом. 3.22 Вычисление критических пролетов. Выбор исходного режима для расчёта провода 3.22.1 Уравнение состояния провода для опор ПБ 35-4.1. Определение критических пролетов Уравнение состояния провода приведено под номером (3.16). По формуле (3.22) произведём расчёт первого критического пролёта: 𝑙К1 4,38 ∙ 13 19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (−1,6 + 44) − 0,333 ∙ 13 = ∙√ = 279,93 м 0,00346 8250 С помощью формулы (3.23) произведём расчёт первого критического пролёта: 𝑙К2 19,2 ∙ 10−6 ∙ (−5 + 44) = 4,9 ∙ 13 ∙ √ = 93,064 м (0,019047)2 − (0,00346)2 Третий критический пролёт найдём по формуле (3.24): 𝑙К3 4,9 ∙ 13 0,333 ∙ 13 − 19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (−1,6 + 5) = ∙ = 84,43 м 0,0190547 2 0,00346 √ 8250 ∙ [( ) − 2,25] 0,00346 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 85

Выполняется условие l1кр l2кр l3кр , следовательно l 2 кр - расчётный пролёт;  t min  ;  max  - исходные напряжения. Уравнение состояния провода в пролете приобретёт вид (3.21). 3.22.2 Расчёт режимов провода для опоры П 35-2 Расчет режимов провода произведен для разных сочетаний климатических условий (табл. 3.23). Параллельно с определением напряжений производится расчёт стрелы провеса по формуле (3.22). Основываясь на рекомендациях [4], примем длину рассчитываемого пролета l = 200 м. Полученные расчётные режимы провода сведём в таблицу 3.23. Таблица 3.23 – Расчётные режимы провода АС 120/19 Расчетный режим, i Сочетание климатических условий Провод покрыт гололёдом, t г = - 5о скоростной напор ветра 0,25q I Провод покрыт гололёдом, t г = - 5о, ветра II нет, q=0 Номер нагрузки, дан/м∙мм2 γI= γ7= 0,019047 γII= γ3 = 0,018 III Скоростной напор ветра q, t г = - 5о γIII= γ6 = 0,00638 IV Среднегодовая температура, tэ = - 1,6о ветра и гололёда нет γIV = γ1 = 0,00346 V Ветра и гололёда нет, t V=15о γV = γ1 = 0,00346 VI Ветра и гололёда нет, t VI=tmin = - 44о γVI= γ1 = 0,00346 Расчётный режим 1: 0,0190472 ∙ 8250 ∙ 1952 0,0190472 ∙ 8250 ∙ 1952 𝜎1 − = [13] − − 24 ∙ [13]2 24 ∙ 𝜎12 −19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (−5 + 5); 𝜎1 = 12,99 дан ; мм2 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 86

0,019047 ∙ 1952 ƒ1 = = 6,97 м 8 ∙ 12,99 Расчётный режим 2: 0,0182 ∙ 8250 ∙ 1952 0,0190472 ∙ 8250 ∙ 1952 [ ] 𝜎2 − = 13 − − 24 ∙ [13]2 24 ∙ 𝜎22 −19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (−5 + 5); 𝜎2 = 12,417 дан ; мм2 0,018 ∙ 1952 ƒ2 = = 6,89 м 8 ∙ 12,417 Расчётный режим 3: 0,006382 ∙ 8250 ∙ 1952 0,0190472 ∙ 8250 ∙ 1952 𝜎3 − = [13] − − 24 ∙ [13]2 24 ∙ 𝜎32 −19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (−5 + 5); 𝜎3 = 5,135 дан ; мм2 0,00638 ∙ 1952 ƒ3 = = 5,91 м 8 ∙ 5,135 Расчётный режим 4: 0,003462 ∙ 8250 ∙ 1952 0,0190472 ∙ 8250 ∙ 1952 𝜎4 − = [13] − − 24 ∙ [13]2 24 ∙ 𝜎42 −19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (−1,6 + 5); 𝜎4 = 2,91 дан ; мм2 0,00346 ∙ 1952 ƒ4 = = 5,65м 8 ∙ 2,91 Расчётный режим 5: 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 87

0,003462 ∙ 8250 ∙ 1952 0,0190472 ∙ 8250 ∙ 1952 𝜎5 − = [13] − − 24 ∙ [13]2 24 ∙ 𝜎52 −19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (15 + 5); 𝜎5 = 2,73 дан ; мм2 0,00346 ∙ 1952 ƒ5 = = 6,02 м 8 ∙ 2,73 Расчётный режим 6: 0,003462 ∙ 8250 ∙ 1952 0,0190472 ∙ 8250 ∙ 1952 [ ] 𝜎6 − = 13 − − 24 ∙ [13]2 24 ∙ 𝜎62 −19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (−44 + 5); 𝜎6 = 3,55 дан ; мм2 0,00346 ∙ 1952 ƒ6 = = 24,635 м 8 ∙ 3,55 Расчётный режим 7: 0,003462 ∙ 8250 ∙ 1952 0,0190472 ∙ 8250 ∙ 1952 𝜎7 − = [13] − − 24 ∙ [13]2 24 ∙ 𝜎72 −19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (33 + 5); 𝜎7 = 2,57 дан ; мм2 0,00346 ∙ 1952 ƒ7 = = 6,39 м 8 ∙ 2,57 Результаты расчета режимов провода сведём в таблицу 3.24. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 88

Таблица 3.24 – Режимы провода Номер режима 𝜎𝑖 ≤ 13, дан⁄мм2 ƒ𝑖 ≤ 7,07, м 1 12,99 6,97 2 12,42 6,89 3 5,14 5,91 4 2,91 5,65 5 2,73 6,02 6 3,55 4,63 7 2,57 6,39 Согласно результатам расчета, механические напряжения и стрелы провиса провода не превышают предельно допустимых значений во всех режимах, то есть при всех сочетаниях климатических условий условия жёсткости и прочности выполняются. 3.22.3 Определение критической температуры проводов Критическая температура провода 𝑡кр = −5 + 13 0,00346 ∙ (1 − ) = 62° 19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 0,019047 Так как tкр > tmax, то в соответствии с [4] наибольшая стрела провеса будет при гололеде. 3.23 Выбор изоляторов по условиям механической прочности. Выбор изоляторов для поддерживающих гирлянд провод Поддерживающие гирлянды воспринимают нагрузку от веса провода и от собственного веса, и в соответствии с [4] выбираются по формулам (3.24) и (3.25): Расчетные значения электромеханической разрушающей нагрузки для ЛЭП 35 кВ на железобетонных опорах с проводом марки АС 120/19: 𝐴1 = 2,7 ∙ (2,605 ∙ 255 + 20) = 1850,985 даН, 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 89

𝐴2 = 5 ∙ (0,47 ∙ 255 + 20) = 699,25 даН, Выбираем полимерный изолятор марки ЛК 70/35-АVI, паспортные данные которого указаны в таблице 3.11 и внешний вид представлен на рисунке 3.10. 3.23.1 Выбор изоляторов для натяжных гирлянд провода Выбор типа изоляторов для натяжных гирлянд, воспринимающих нагрузку от тяжения проводов и собственного веса гирлянды, производится по формулам (3.26) и (3.27): 2 2,605 ∙ 255 𝐴1 = 2,7 ∙ √(13 ∙ 136,8)2 + ( + 20) = 4894,905 даН, 2 𝐴2 = 5 ∙ √(8,7 ∙ 136,8)2 + ( 2 0,47 ∙ 255 + 20) = 5964,203 даН, 2 Выбираем натяжную гирлянду из изоляторов типа ЛК70/35–АVI, изображение которого представлено на рисунке 3.10. 3.24 Выбор арматуры для поддерживающих гирлянд В состав поддерживающей гирлянды входят элементы, указанные в таблице 3.12. 3.25 Построение монтажного графика Уравнение связи состояний провода для построения монтажного графика примет вид: 𝛾1 2 ∙ 𝐸 ∙ 𝑙2 𝛾исх 2 ∙ 𝐸 ∙ 𝑙2 𝜎монт − = 𝜎1 − − 𝛼 ∙ 𝐸 ∙ (𝑡монт − 𝑡исх ) 2 2 24 ∙ 𝜎монт 24 ∙ 𝜎исх Общие уравнения для всех режимов: 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 90

0,003462 ∙ 1952 ∙ 8250 𝜎монт − = 24 ∙ 𝜎монт2 0,0190472 ∙ 1952 ∙ 8250 = 13 − − 19,2 ∙ 10−6 ∙ 8250 ∙ (𝑡монт + 5) 24 ∙ 132 𝜎монт − 156,48 = −15,0596 − 0,158 ∙ (𝑡монт + 5) 2 𝜎монт Тмонт = 𝜎монт ∙ 136,8 ƒмонт 0,00346 ∙ 1952 16,446 = = 8 ∙ 𝜎монт 𝜎монт Режим 1: t = -40℃ 𝜎монт − 156,48 = −15,0596 − 0,158 ∙ (−40 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 3,47 дан мм2 Тмонт = 3,47 ∙ 136,8 = 474,636 даН ƒмонт = 16,446 = 4,74 м 3,47 Режим 2: t = -30℃ 𝜎монт − 156,48 = −15,0596 − 0,158 ∙ (−30 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 3,296 дан мм2 Тмонт = 3,296 ∙ 136,8 = 450,87 даН ƒмонт = 16,446 = 4,99 м 3,296 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 91

Режим 3: t = -20℃ 156,48 = −15,0596 − 0,158 ∙ (−20 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт − 𝜎монт = 3,144 дан мм2 Тмонт = 3,144 ∙ 136,8 = 430,063 даН ƒмонт = 16,446 = 5,23 м 3,144 Режим 4: t = -10℃ 156,48 = −15,0596 − 0,158 ∙ (−10 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт − 𝜎монт = 3,01 дан мм2 Тмонт = 3,01 ∙ 136,8 = 411,68 даН ƒмонт = 16,446 = 5,465 м 3,01 Режим 5: t = -1,6 ℃ 𝜎монт − 156,48 = −15,0596 − 0,158 ∙ (−1,6 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 2,91 дан мм2 Тмонт = 2,91 ∙ 136,8 = 397,81 даН ƒмонт = 16,446 = 5,65 м 2,91 Режим 6: t = 10℃ 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 92

𝜎монт − 156,48 = −15,0596 − 0,158 ∙ (10 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 2,78 дан мм2 Тмонт = 2,78 ∙ 136,8 = 380,64 даН ƒмонт = 16,446 = 5,91 м 2,78 Режим 7: t = 15℃ 𝜎монт − 156,48 = −15,0596 − 0,158 ∙ (15 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 2,73 дан мм2 Тмонт = 2,73 ∙ 136,8 = 373,85 даН ƒмонт = 16,446 = 6,02 м 2,73 Режим 8: t = 20℃ 𝜎монт − 156,48 = −15,0596 − 0,158 ∙ (20 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 2,68 дан мм2 Тмонт = 2,68 ∙ 136,8 = 367,4 даН ƒмонт = 16,446 = 6,12 м 2,68 Режим 9: t = 30℃ 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 93

𝜎монт − 156,48 = −15,0596 − 0,158 ∙ (30 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 2,6 дан мм2 Тмонт = 2,6 ∙ 136,8 = 355,38 даН ƒмонт = 16,446 = 6,33 м 2,6 Режим 10: t = 40℃ 𝜎монт − 156,48 = −15,0596 − 0,158 ∙ (40 + 5) 2 𝜎монт 𝜎монт = 2,52 дан мм2 Тмонт = 2,52 ∙ 136,8 = 344,41 даН ƒмонт = 16,446 = 6,53 м 2,52 Результаты расчетов заносятся в таблицу 3.25. Таблица 3.25 - Результаты расчётов монтажной таблицы Температура монтажа, tмонт, Со Напряжение монтажа, 𝜎монт, Дан/мм2 Тяжение при монтаже, Тмонт , даН Стрела провеса при монтаже, ƒмонт , м -40 3,47 474,64 4,74 -30 3,29 450,87 4,99 -20 3,144 430,063 5,23 -10 3,01 411,68 5,465 -1,6 2,91 397,81 5,65 10 2,78 380,64 5,91 15 2,73 373,85 6,017 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 94

Продолжение таблицы 3.27 Температура монтажа, tмонт, Со Напряжение монтажа, 𝜎монт, Дан/мм2 Тяжение при монтаже, Тмонт , даН Стрела провеса при монтаже, ƒмонт , м 20 2,68 367,4 6,12 30 2,6 355,38 6,33 40 2,52 344,41 6,53 По данным этой таблицы строят монтажные графики (рис. 3.19). 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. 7 500 450 𝜎монт, Дан/мм2; ƒмонт, м 6 400 5 350 4 300 250 σмонт 3 200 ƒмонт 2 150 Тмонт 100 1 50 0 0 -40 -30 -20 -10 -1.6 10 15 20 30 40 tмонт, Со Рисунок 3.19 – монтажные графики для провода АС 120/19 3.26 Расстановка опор по профилю трассы. Построение разбивочного шаблона Разбивочный шаблон представляет собой три одинаковых квадратичных 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 95

параболы, сдвинутых по вертикали и для провода АС 120/19 он приведён на Y, м рисунке 3.20. 30 25 1 20 2 15 3 10 5 0 -5 -180-160-140-120-100 -80 -60 -40 -20 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 Х, м -10 -15 -20 Рисунок 3.20 – Разбивочный шаблон 1 – кривая максимального провисания провода в вертикальной плоскости; 2 – габаритная кривая; 3 – земляная кривая. Кривая 1 строится по формуле (3.28). Коэффициент шаблона определяется по формуле (3.29) и равен: 4 ∙ 7,07 ∙ 104 Кш = = 7,44 м 1952 Габаритная кривая сдвинута относительно кривой 1 по вертикали вниз на величину hГАБ, определяемую по формуле (3.30) и равна: ℎгаб = 6 + 0,25 = 6,25 м Земляная кривая сдвинута по вертикали вниз относительно кривой 1 на величину h0, определяемую по формуле (3.31) для нашего случая: ℎ0 = 14 − 0,670 = 13,33 м Разбивочный шаблон строится по данным, представленным в табл. 3.26. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 96

Таблица 3.26 – Расчётные данные для разбивочного шаблона X 0 10 20 30 40 50 60 Y 0 0,101717 0,406866 0,915449 1,627465 2,542915 3,661797 Согласно [7] при расстановке опор по профилю трассы необходимо выполнять правила, приведённые в пункте3.8.1. На рисунке 3.21 представлена предлагаемая расстановка опор по профилю трассы. Рисунок 3.21 – Расстановка опор по профилю трассы 3.26.1 Проверка правильности расстановки опор При правильной расстановке опор по профилю трассы должны выполняться следующие условия [4], приведённые в пункте (3.8.2). Для варианта с железобетонными опорами и проводом АС 120/19: – ветровой пролет по формуле (3.32): 𝑙ветр = 189 + 190 = 189,5 м 2 Отсюда следует, условие (3.33) выполняется. – весовой пролет по формуле (3.34): 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 97

Значение lВЕС = 195 м для опоры П 35-4, отсюда делаем вывод, что условие (3.33) выполняется. При различных значениях пролетов в пределах анкерного участка линии в проводах устанавливается напряжение, соответствующее значению приведенного пролета, определяемое по формуле (3.34), и равно: lпр = 188,76 м Причем разница между приведенным пролетом и заданным определяется по формуле (3.35): ∆= | 188,76 − 195 | ∙ 100 = 3,31 % 188,76 Следовательно, расстановка опор произведена правильно. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 98

4. СРАВНИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА ВАРИАНТОВ РЕКОНСТРУКЦИИ ВЛ 35 КВ «СЕДАНОВСКИЙ ПЕРЕКЛЮЧАТЕЛЬНЫЙ ПУНКТ – БОГУЧАНСКАЯ ГЭС» В сравнении с классическими вариантами реконструкция на многогранных опорах даёт ряд преимуществ. Стальная многогранная опора имеет меньшие габариты, меньший срок монтажа и демонтажа, вандалоустойчивость, хорошую ремонтопригодность, меньшие стрелы провеса, более высокую степень устойчивости условиям прохождения ВЛ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС». Учитывая приведённые факторы, становится очевидно, что реконструкция с использованием многогранных опор наиболее целесообразна. Полная сравнительная оценка вариантов опор для реконструкции ВЛ 35 кВ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС» приведена в таблице 4.1. Таблица 4.1 – Сравнительная характеристика опор для реконструкции ВЛ 35 кВ Сравнительная характеристика Тип опоры ПМ35-4 ПБ35-4.1 П35-2 а) габаритный; 120 148 195 б) ветровой; 154 244 290 в) весовой 230 185 255 Высота, м 18,6 19,6 21 Наибольшая стрела провеса fп, м 3,25 5,57 7,07 Средняя высота подвески провода hср, м 13,5 14,916 16,32 Пролёты, м: Для многогранных опор габаритный пролёт меньше, чем для железобетонных и решётчатых, следовательно, количество самих конструкций будет больше. Результаты расчёта единичных и удельных нагрузок на провода для каждого варианта реконструкции приведены в таблице12, 4.2. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 99

Таблица 4.2 – Результаты расчёта нагрузок на провод Нагрузки Тип опоры ПМ35-4 Р, даН/м ПБ35-4.1 γ, Р, даН/м даН/(м∙мм2) П35-2 γ, Р, даН/м γ, даН/(м∙мм2) даН/(м∙мм2) Р1, γ1 0,473328 0,00346 0,473328 0,00346 0,473328 0,00346 Р2 1,989504 - 1,989504 - 1,989504 - Р3, γ3 2,462832 0,018003158 2,462832 0,018003158 2,462832 0,018003158 Р4 0,77122368 - 0,751228992 - 0,73373364 - Р5 0,89424 - 0,871056 - 0,85077 - Р6, γ6 0,904889695 0,006614691 0,887910127 0,006490571 0,873157746 0,006382732 Р7, γ7 2,620153934 0,019153172 2,612332294 0,019095996 2,60563832 0,019047064 Результаты расчетов напряжений и стрел провеса проводов для каждого варианта реконструкции приведены в таблице 4.3. Таблица 4.3 – Результаты расчёта режимов проводов Номер Тип опоры режима ПМ35-4 ПБ35-4.1 ƒ𝑖 П35-2 𝜎𝑖 ƒ𝑖 𝜎𝑖 𝜎𝑖 ƒ𝑖 ≤ 13, дан⁄мм2 ≤ 3,25, м ≤ 13, дан⁄мм2 ≤ 5,57, м ≤ 13, дан⁄мм2 ≤ 7,07, м 1 12,99866 2,652251 12,9999 4,021942 12,99 6,969444 2 12,50739 2,590922 12,46353 3,954951 12,41715 6,891377 3 6,857406 1,73629 5,89161 3,016354 5,135047 5,908013 4 4,562885 1,364926 3,514125 2,695829 2,907877 5,655608 5 3,616933 1,721901 3,08103 3,074777 2,732335 6,018958 6 9,141734 0,681271 3,68982 2,567464 3,548093 4,635113 7 2,967112 2,099011 2,740068 3,457389 2,572214 6,39364 Из таблицы 4.3 следует, что при подвеске проводов во всех сочетаниях климатических условий стрелы провеса будут значительно меньше, в то время как напряжения, возникающие в проводах при воздействии наибольшей нагрузки или 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 100

наименьшей температуры больше остальных, однако, они меньше предела прочности материала провода, т.е. соответствуют заданным параметрам. Таким образом, результаты расчёта показали что с применением стальных многогранных опор для реконструкции ВЛ 35 кВ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС» можно увеличить надёжность всей системы за счёт простоты конструкции, меньших стрел провела и экономии на обслуживании данных конструкций. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 101

5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ РЕКОНСТРУКЦИИ Укрупненные стоимостные показатели (УСП) электрических сетей напряжением 35 кВ и выше предназначены для оценки предполагаемого объема инвестиций в сооружение линий электропередачи и подстанций (ВЛ,КЛ и ПС) как при осуществлении нового строительства, так и при реконструкции и расширении действующих объектов [22]. Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей напряжением 10 кВ и выше предназначены для выполнения: 1) технико-экономических расчетов при сопоставлении вариантов решений выбора схем электрических сетей; 2) укрупненных расчетов стоимости строительства в составе обоснований инвестиций и бизнес-планов; 3) оценки объема инвестиций при планировании нового строительства (реконструкции), электросетевых объектов; 4) формирования начальной цены при подготовке конкурсной документации и общеэкономических расчетов в инвестиционной сфере для объектов электросетевого строительства. 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 электроснабжения рекомендуется применять повышающие зональные коэффициенты к базисной стоимости электросетевых объектов. Так как воздушная линия 220 кВ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС» располагается в Восточной Сибири берём значение зонального коэффициента 1,7 [22]. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 102

5.2 Основные показатели для оценки стоимости ВЛ Укрупненные стоимостные показатели составлены для ВЛ 10 – 500 кВ на унифицированных стальных решетчатых и многогранных, и железобетонных опорах. В стоимостных показателях ВЛ 35-110 кВ не учтена подвескаоптического кабеля связи магистральных ВОЛС - ВЛ. 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. Для двухцепной ВЛ 35 кВ базисные показатели стоимости представлены в таблице 5.1. Эти показатели учитывают все затраты производственного назначения. Для получения полной стоимости ВЛ к показателям табл. 5.1 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 [13]. Категория занимаемых 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 103

земель – охранная зона под линии электропередачи, расположенная на землях Усть-Илимского и Чунского районов. В связи с тем, что в данном проекте выполняется реконструкция участков существующей ВЛ 220 кВ, средства для возмещения убытков правообладателям земельных участков не предусматривается. Таблица 5.1 - Базисные показатели стоимости двухцепной ВЛ 35 кВ переменного тока на стальных и железобетонных опорах Базовые показатели стоимости Напря- Характеристика жение промежуточных ВЛ, кВ опор 35 Провода сталеалюминиевыесечением, мм 2 Свободностоящая 120 ВЛ, тыс. руб./км Количество цепей на опоре, шт. 2 Стальные опоры решет- многогран- чатые ные 988,6 927,8 железобетонные опоры 852,4 Условия строительства ВЛ, учтенные в базисных показателях стоимости, приведены в табл. 5.2. Таблица 5.2 - Условия строительства ВЛ, учтенные в базисных показателях стоимости Усложняющие Относительная длина трассы с условия данными условиями строительства ВЛ 10 – 110 кВ III РКУ по гололеду 0,9 Болотистая трасса - Поймы рек 0,02 Обводненный грунт 0,4 Для нашего случая базисные показатели стоимости, учитывающие условия строительства ВЛ равны 0,9, т.к. трасса ВЛ проходит через III район по гололёду. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 104

Показатели стоимости РУ 35кВ учитывают установленное оборудование (выключатель, разъединитель, трансформаторы тока и напряжения, разрядники); панели управления, защиты и автоматики, установленные в общеподстанционном пункте управления (ОПУ), относящиеся к РУ или ячейке; кабельное хозяйство в пределах ячейки 31 и до панелей в ОПУ, оборудование системы коммерческого учета электроэнергии и др., а также строительные и монтажные работы. Стоимость ячейки одного комплекта выключателя в РУ 35 кВ приведена в табл. 5.3. Таблица 5.3 - Стоимость ячейки одного комплекта выключателя в РУ 35 кВ Напряжение, кВ Стоимость ячейки одного комплекта выключателя, тыс. руб. Воздушный 35 - Масляный Вакуумный 713 792 Элегазовый ОРУ КРУЭ 1200* - Примечание - * без учёта стоимости строительства здания ЗРУ При учете затрат на установку выключателей по концам электропередачи добавляются затраты на противоаварийную автоматику (табл. 5.4). Таблица 5.4 - Укрупненные показатели стоимости противоаварийной автоматики Количество присоединений Стоимость, тыс. руб. Проекти- Обору- рование дование Монтаж Наладка Итого: ПА подстанции с высшим напряжением 220 кВ, при количестве присоединений 220 кВ: более 2 239 553 138 319 1249 Рекомендуемый коэффициент, учитывающий регионально-климатические условия осуществления строительства объектов энергетического строительства для Сибирского федерального округа, согласно [22], равен 1,09. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 105

5.3 Расчёт стоимости строительства ВЛ 35 кВ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС» при использовании провода АС 120/19 и стальных многогранных опор Исходные данные для расчёта стоимости строительства ВЛ 35 кВ приведены в таблице 5.5. Таблица 5.5. – Исходные данные для технико-экономического сравнения строительства ВЛ 35 кВ № п/п 1 Общая характеристика района прохождения ВЛ 35 кВ Местонахождение ВЛ Иркутская область, Сибирский федеральный округ 2 Длина рассчитываемого участка ВЛ 35 кВ 3 Основные характеристики 5,98 км местности, II район по ветру и III район по необходимые для проектирования ВЛ гололёду Технические показатели ВЛ 1 Количество цепей 2 2 Характеристика опор свободностоящие 3 Материал опор металл 4 Марка и сечение Al и стальной части АС 120/19 провода 5 Нормативный скоростной напор ветра 500 Па 6 ПА принята для ПС с высшим напряжением 220 кВ при количестве присоединений более двух 7 Концевые устройства предусматривают установку двух комплектов элегазовых выключателей с каждой стороны ВЛ (табл. 5.3). Произведём экономический расчёт ВЛ 35 кВ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС» и занесём полученные результаты в таблицу 5.6. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 106

Таблица 5.6 – Расчёт затрат для ВЛ на многогранных опорах ПМ35-4 Составляющие затрат Номер Расчёт затрат таблиц Стоимость ВЛ 220 кВ по базисным 5.1; 5.2 млн. руб. 5,98 х 927,8 x показателям с учетом территориального 10-3 x коэффициента (Ктер) x 1,7 Установка выключателей поконцам Величина затрат, 9,432 5.4 2 x 2,407 x 1,7 8,18 5.5 1,249 x 1,7 2,123 электропередачи с учетом Ктер Противоаварийная автоматика (при числеВЛ220 кВ более двух), с учетом Ктер Итого 19,735 Стоимость строительства ВЛ 35кВ (с 19,735 x 1,2061 учетом затрат, сопутствующих + 0,006 23,808 строительству 20,61%) Стоимость с учетом 1,09 х 25,951 регионального коэффициента для Сибирского федерального Стоимость строительства ВЛ 35 кВ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС» с применением провода АС 120/19 и многогранных опор составит 25,951млн. руб. Стоимость 1 км – 4,34 млн. руб. 5.4 Расчёт стоимости строительства ВЛ 35 кВ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС» при использовании провода АС 120/19 и железобетонных опор Расчёт производим аналогично пункту 5.3, результаты расчётов представим в таблице 5.7. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 107

Таблица 5.7 – Расчёт затрат для ВЛ на железобетонных опорах ПБ35-4.1 Составляющие затрат Номер Расчёт затрат таблиц Стоимость ВЛ 220 кВ по базисным 5.1; 5.2 млн. руб. 5,98 х 852,4 x показателям с учетом территориального 10-3 x коэффициента (Ктер) x 1,7 Установка выключателей по концам Величина затрат, 8,665 5.4 2 x 2,407 x 1,7 8,18 5.5 1,249 x 1,7 2,123 электропередачи с учетом Ктер Противоаварийная автоматика (при числе ВЛ 220 кВ более двух), с учетом Ктер Итого 18,968 Стоимость строительства ВЛ 35кВ (с 18,968 x 1,2061 учетом затрат, сопутствующих + 0,006 22,8833 строительству 20,61%) Стоимость с учетом 22,8833 х 1,09 24,943 регионального коэффициента для Сибирского федерального Стоимость строительства ВЛ 35 кВ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС» с применением провода АС 120/19 и железобетонных опор составит 24,943млн. руб. Стоимость 1 км – 4,17 млн. руб. 5.5 Расчёт стоимости строительства ВЛ 35 кВ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС» при использовании провода АС 120/19 и стальных решётчатых опор Расчёт производим аналогично пункту 5.3, результаты расчётов представим в таблице 5.8. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 108

Таблица 5.8 – Расчёт затрат для ВЛ на стальных решётчатых опорах П35-2 Составляющие затрат Номер Расчёт затрат таблиц Стоимость ВЛ 220 кВ по базисным 5.1; 5.2 млн. руб. 5,98 х 754,6 x показателям с учетом территориального 10-3 x коэффициента (Ктер) x 1,7 Установка выключателей по концам Величина затрат, 10,05 5.4 2 x 2,407 x 1,7 8,18 5.5 1,249 x 1,7 2,123 электропередачи с учетом Ктер Противоаварийная автоматика (при числе ВЛ220 кВ более двух), с учетом Ктер Итого 20,353 Стоимость строительства ВЛ 35кВ (с 20,353 x 1,2061 учетом затрат, сопутствующих + 0,006 24,554 строительству 20,61%) Стоимость с учетом 24,554 х 1,09 26,764 регионального коэффициента для Сибирского федерального Стоимость строительства ВЛ 35 кВ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС» с применением провода АС 120/19 и стальных решётчатых опор составит 26,764млн. руб. Стоимость 1 км – 4,476 млн. руб. 5.6 Сравнительная оценка вариантов технико-экономического расчёта Для оценки рассматриваемые сравнительной варианты должны эффективности отвечать инвестирования определенным условиям сопоставимости. К таким условиям относят: одинаковый производственный эффект, то есть при любом варианте проектного решения потребитель получит одно и то же количество продукции того же качества; все сравниваемые варианты реконструкции имеют примерно одинаковый современный технический уровень; в расчётах учитываются сопряжённые реконструкции затраты; варианты имеют одинаковый экологический эффект и сравнение вариантов инвестирования производится в сопоставимых ценах [24]. Для наиболее наглядного представления 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 109

сведём результаты технико-экономического сравнения вариантов, учитывая показатели надёжности каждого из них, в виде таблицы 5.9. Таблица 5.9 – Технико-экономическое сравнение вариантов Критерии для сравнения вариантов Тип опор для реконструкции ПМ35-4 ПБ35-4.1 П35-2 Высота опоры, м 18,6 19,6 21 Максимальная стрела провеса провода, м 3,25 5,57 7,07 Приблизительное количество опор на 1 км 8 7 5 Стоимость линии, млн. руб 25,951 24,943 26,764 Стоимость линии за 1 км, млн.руб 4,34 4,17 4,476 линии, шт Чтобы наглядно оценить разницу стоимости каждого из представленных вариантов, результаты расчёта представим в виде диаграммы на рисунке 5.1. млн.руб 4.5 4.45 4.4 4.35 4.3 4.25 4.2 4.15 4.1 4.05 4 ПМ35-4 ПБ35-4.1 П35-2 Рисунок 5.1 Диаграмма стоимости 1 км ВЛ для всех вариантов реконструкции Таким образом, можно сделать вывод, что экономическая разница составляет 3,88% в пользу установки железобетонных опор по отношению к 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 110

стальным многогранным, и 3,13% в пользу установки многогранных опор по отношению к стальным решётчатым. Следовательно, вариант с установкой многогранных опор марки ПМ35-4 экономически целесообразен, так же он позволит увеличить надёжность линии и достичь экономии за счёт более дешёвого обслуживания и большего срока эксплуатации опорных конструкций, что непосредственно повысит эффективность производства, путём снижения себестоимости электрической энергии [19]. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 111

6. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ Согласно [16] все вновь сооружаемые и реконструируемые ВЛ должны быть выполнены в соответствии с правилами устройства электроустановок и действующими строительными нормами и правилами. Эксплуатация ВЛ должна осуществляться в соответствии с местными инструкциями, подготовленным и допущенным к обслуживанию ВЛ персоналом. Территория площадки реконструкции должна быть ограждена. Строительная площадка до начала строительства объекта должна быть освобождена от старых строений, деревьев и мусора [17]. Только при выполнении всех требований к подготовке местности можно приступать к работам. Так же должно быть установлено наблюдение за безопасным проведением работ, прописанное в правилах по охране труда при эксплуатации электроустановок [11]. 6.1 Правила проведения верхолазных работ Любые работы на ВЛ относятся к разряду опасных. Это связано с трудностью проведения работ на высоте, подготовкой рабочего места, которое к тому же может постоянно меняться, сложностью контроля работ на больших территориях, а также постоянной необходимостью контролировать отсутствие напряжения и состояние заземляющих устройств. Работники, обслуживающие воздушные линии, должны раз в год проходить медицинское освидетельствование и подтверждать свои знания, пересдавая экзамен на категорию по электробезопасности. К работам допускаются работники, имеющие III группу по электробезопасности на все виды работ до верха опоры, и II группу при работах, выполняемых с отключением ВЛ, до верха опоры. Также они должны получать допуск для работы на высоте, так как они относятся к верхолазным, то есть проводятся на высоте более 5 метров от земли. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 112

К наиболее безопасным работам на ВЛ относят работы с использованием специализированных подъёмных механизмов. Также используются более лёгкие переносные приспособления, такие как лестницы, люльки различной конструкции, а также монтерские когти, когти-лазы и т.п. Для подъёма на металлическую опору разрешатся использовать её конструкцию, так как на ней есть лесенки или ступеньки, которые также облегчают работу. 6.2 Порядок производства работ на подстанциях и ВЛ Для обеспечения безопасности при работах на воздушных линиях и подстанциях все сотрудники должны соблюдать правила охраны труда, а также следовать строго определённым алгоритмам, прописанных в специальной документации. К специальной документации относят: наряд-допуск, распоряжение и перечень работ в порядке текущей эксплуатации [23]. Работа по первому документу – наряду-допуску представляет собой выполнение наиболее серьёзной и сложной работы, выполняющейся в срок до 15 календарных суток, с возможностью последующего продления так же на 15 суток. выписывается в двух экземплярах, а при передаче по телефону – в трёх [11]. После закрытия наряда он сдаётся в архив на 30 суток и делается отметка в журнале выдачи нарядов и распоряжений. Весь перечень работ прописывается в бланке наряда в строго определённой последовательности по специальной форме, с указанием места работы и всех задействованных и влияющих объектов. Так же в наряде-допуске указывается дата и время начала и окончания работ, фиксируется прохождение целевых и повторных инструктажей, состав бригады с указанием групп по электробезопасности и лиц ответственных за безопасное выполнение работы. Наряд-допуск имеет право выдавать лицо из числа административнотехнического персонала с V группой по электробезопасности на электроустановки выше 1000 В и сIV группой на электроустановки, напряжением ниже 1000 В. При необходимости наряд-допуск может выдавать работник, имеющий специальное разрешение на выдачу нарядов, из числа оперативного 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 113

персонала с IV группой на электроустановки выше 1000 В и сIII группой на электроустановки, напряжением ниже 1000 В [12]. В наряде-допуске всегда должны быть прописаны лица, отвечающие за безопасное проведение работы с указанием группы по электробезопасности. Такими являются: ответственный руководитель (при наличии), допускающий, производитель работ, наблюдающий и члены бригады. Ответственным руководителем административно-технического назначается персонала, работник имеющий V из числа группу по электробезопасности при выполнении особо опасных работ в электроустановках выше 1000 В. Допускающий – работник из числа оперативного персонала, обслуживающий данную установку с III группой для работ с электроустановками напряжением ниже 1000 В, и с IV группой для работ выше 1000 В [12]. Наблюдающим назначается работник из числа оперативного персонала с III группой по электробезопасности на любое напряжение электроустановки. Члены бригады должны иметь IIили IIIгруппу по электробезопасности. На одного человека сIIIгруппой допускается один человек со II [23]. Следующим видом специализированной документации для ведения работ является распоряжение, которое в отличие от наряда-допуска, выдаётся на проведение менее опасных, сложных работ. Определяет содержание работ, место и время проведения, меры безопасного проведения, а также лиц, непосредственно отвечающих за выполнение этих работ с указанием их группы по электробезопасности. Выдаётся на одну рабочую смену, если работы не выполнены в срок, то на следующий рабочий день выдаётся новое распоряжение. Последним видом работ является перечень работ, выполняющихся в порядке текущей эксплуатации. Это небольшие по объёму работы в электроустановках до 1000 В, выполняемые в течение одной рабочей смены оперативным или оперативно-ремонтным персоналом. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 114

6.3 Правила проведения работ на ВЛ Перед началом работы на ВЛ необходимо убедиться в целостности оборудования, надёжной фиксации подъёмных приспособлений и прочности закрепления опоры в грунте. Также должны использоваться предохранительные пояса. Нельзя проводить работы при осадках, дожде, снеге, тумане, грозе и т.п. Запрещается работать на опоре при недостаточном заглублении или вспучивании грунта у основания, а также на опоре, имеющей загнивания древесины или трещины в бетоне. Работы на таких опорах можно проводить только после укрепления их специальными приспособлениями, либо с использованием специализированный техники. Лестницы необходимо закреплять во всех предусмотренных конструкциях точках [23]. Не допускается поднимать с собой инструменты и другое оборудование, поднимать разрешается только при помощи специального каната через блок, установленный на опоре (траверсе). Поднимают груз с инструментами рабочие, стоящие на земле и наблюдающие за работой на высоте. Спуск инструментов происходит по такой же схеме. Работнику необходимо складывать инструменты в специальную сумку. Нельзя их класть в карман, даже на некоторое время. Запрещается находиться под опорой, на которой производятся работы. Всё работники должны находиться в безопасной зоне. Демонтаж проводов необходимо производить по одному, начиная с нижнего. А при монтаже - с верхнего. При работах на отключенной фазе, необходимо располагаться так, чтобы не терять из виду другие, находящиеся под напряжением. При работе в зоне наведённого напряжения работники должны использовать средства защиты (диэлектрические перчатки, штанги).Средства индивидуальной защиты работающих, применяемые в процессе выполнения электромонтажных работ, должны соответствовать требованиям государственных 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 115

стандартов [18]. Устанавливать заземление необходимо на каждой опоре, на которой ведутся работы на проводах отключенной цепи многоцепной ВЛ [11]. 6.4. Работы под напряжением Часть работ на ВЛ происходят без отключения линий, то есть под напряжением. Такие работы считаются особо опасными и требуют тщательного исполнения техники безопасности. Не все работы можно выполнять под напряжением, а только определённый перечень. Также нельзя проводить работы на линии под напряжением в плохую погоду, при осадках, тумане, инее, грозе и относительной влажности воздуха более 90 %, скорости ветра более 10 м/с, температуре воздуха, меньшей –20 °С и большей +45 °С [12]. Такой метод работы даёт значимые преимущества, такие как: своевременное устранение дефектов, сохранение исходной схемы электроснабжения, экономия времени и ресурсов на выключение и включению линии, выводу в ремонт. Выполняются такие работы минимум двумя работниками для оказания первой помощи в непредвиденных ситуациях, с использованием специального оборудования. Персонал, выполняющий работу, должен иметь высокую квалификацию, профессиональное образование, или пройти специализированные курсы и, конечно же, группу по электробезопасности, соответствующую данной работе. При работе под напряжением существует большая вероятность поражения электрическим током и вредного воздействия электрического поля на организм человека. Альтернативой выполнению работ под напряжением служит резервирование и автоматизация электрической сети, а также повышение запасов прочности и долговечности материалов, применяемых при сооружении электрической сети. Работами под напряжением считаются все виды работ, при которых персонал касается находящихся под телом или напряжением; инструментом приближается частей к воздушной токоведущим линии, частям, 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 116

находящимся под напряжением, на расстояние меньше допустимого Правилами охраны труда [11]; находясь под потенциалом «земли», касается изолирующим инструментом токоведущих частей, находящихся под напряжением. Существует две схемы ведения работ под напряжением. Отличают они положением рабочего персонала по отношению к земле. По первой схеме (провод под напряжением – изоляция – человек – земля) человек касается провода с помощью диэлектрических перчаток и инструмента с изолирующими рукоятками или посредством изолирующих штанг. По второй схеме (провод – человек – изоляция – земля) работы производятся с непосредственным касанием человеком провода, находящегося под напряжением [12]. 6.5. Заземление при работах на ВЛ Металлические опоры ВЛ 35 кВ должны быть заземлены [2]. Требуемые сопротивления заземляющих устройств опор 35 кВ должны обеспечиваться применением искусственных заземлителей, а естественная проводимость фундаментов при расчетах недолжна учитываться. Согласно [12] ВЛ напряжением 35 кВ и выше с отпайками допускается не заземлять на отпаечных подстанциях при условии, что линия заземлена с двух концов, а на этих подстанциях заземления наложены за отключенными линейными разъединителями (со стороны подстанции). Разрешается на отключенной и заземлённой линии заземлять только ту фазу, на которой производят работы, с соблюдением необходимого расстояния до незаземлённых фаз. При прочих работах заземляются провода всех фаз ВЛ. Перед разрывом схемы заземление накладывается по обе стороны разрыва. Переносные заземления на металлических опорах разрешено присоединять непосредственно к ним, на деревянных и железобетонных – к их заземляющим спускам. Также к железобетонным опорам можно присоединять переносные заземления к их арматуре. Места присоединения должны быть очищены от 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 117

краски. Переносное заземление на рабочем месте можно присоединить к специальному заземлителю, погруженному в грунт на глубину не менее 0,5 м. При работе на проводах, находящихся на разных уровнях, заземление следует накладывать снизу вверх, а на проводах, находящихся на одном уровне – начинать следует с ближайшего. Если работы проходят на проводе в зоне наведённого напряжения или на многоцепной ВЛ, остальные цепи которой находятся под напряжением, заземления устанавливаются на каждой опоре, где производятся работы. Такие работы имеют повышенную опасность и должны производиться с помощью специализированного оборудования, средств защиты и на определённом расстоянии от действующей ВЛ. Устанавливать переносные заземления и включать заземляющие ножи могут только рабочие из числа оперативного или оперативно-ремонтного персонала, один из которых - производитель работ с группой по электробезопасности не ниже IV на ВЛ напряжением выше 1000 В и с группой не ниже III на ВЛ напряжением до 1000 В, а второй – член бригады, имеющий группу не ниже III. Снимать переносные заземления допускается двум лицам, имеющим группу не ниже III. Один из рабочих может оставаться на земле [12]. Отключать заземляющие ножи разрешается одному лицу с группой по электробезопасности не ниже III из оперативного или оперативно-ремонтного персонала. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 118

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В данной выпускной квалификационной работе рассмотрена реконструкция воздушной линии 220 кВ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС» с переводом её на напряжение 35 кВ. Длина рассматриваемого участка ВЛ составляет 5,98 км, а максимальная передаваемая мощность равна 2,24 МВт. В работе был произведён электрический и механический расчёты нескольких вариантов реконструкции: 1) ВЛ 35 кВ на многогранных опорах марки ПМ35-4; 2) ВЛ 35 кВ на железобетонных опорах марки ПБ35-4.1; 3) ВЛ 35 кВ на стальных решётчатых опорах марки П35-2. Далее были определены погонные и приведенные удельные нагрузки на элементы воздушной линии. Механический расчёт был произведён для всех семи возможных состояний провода, с учётом районирования по ПУЭ [2]. Так как ВЛ 35 кВ располагается во II ветровом и III гололёдном районах, было определено, что наиболее сильно влияет нагрузка от веса провода с ветром и гололёдом. Также были рассчитаны критические пролёты для всех вариантов, определены напряжения и стрелы провиса для различных сочетаний климатических условий. Наибольшими стрелами провиса обладает линия на стальных решётчатых опорах марки П35-2, а самыми наименьшими – линия на стальных многогранных опорах марки ПМ35-4. Провод для всех вариантов реконструкции выбран АС 120/19, так как он полностью удовлетворяет гололёдно-ветровым условиям, классу напряжения и максимально допустимому току линии. Конструкция поддерживающих провод гирлянд изоляторов была принята в соответствии с [7], это изолятор ЛК 70/35АVI, паспортные данные которого указаны в таблице 3.13 и внешний вид представлен на рисунке 3.10. Для крепления гирлянд изоляторов к опорам, 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 119

подвески проводов к гирляндам был произведен выбор соединительной арматуры. В заключение проектирования был предложен вариант расстановки опор по профилю трассы. Результаты проведённых исследований показали, что вариант с применением многогранных опор экономически целесообразен. Применение многогранных опор позволит уменьшить сроки строительства в 2-4 раза, снизить стоимость транспортировки в 1,5-2,5 раза. Многогранные опоры позволят повысить надежность работы воздушной линии и увеличить срок службы до 50 лет. Далее было произведено технико-экономическое сравнение предложенных вариантов реконструкции. Экономический эффект на строительство ВЛ на многогранных опорах составляет 7,21% по отношению к варианту на стальных решётчатых. Более дешёвая эксплуатация и больший срок службы конструкции позволят также сэкономить в дальнейшем. В заключении был рассмотрен раздел техники безопасности, где были рассмотрены основные мероприятия, обеспечивающие соблюдение требований по охране труда в процессе эксплуатации и реконструкции ВЛ 35 кВ «Седановский переключательный пункт – Богучанская ГЭС». 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 120

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2035 года от 9 июня 2020 г. № 1523-р. Режим доступа: https://minenergo.gov.ru/en/viewpdf/1026/119047 (дата обращения 11.06.20) 2. ПУЭ. Седьмое издание, переработанное и дополненное, с изменениями. Главгосэнергонадзор России, - М.: 2018.- 500 с. 3. Вихарев А.П., Вылегжанин А.В., Репкина Н.Г. Проектирование механической части воздушных ЛЭП: учеб. пособие по курсовому и дипломному проектированию. – Киров: Изд-во ВятГУ, 2009. –140 с. 4. Крюков К.П., Новгородцев Б.П. Конструкции и механический расчет линий электропередачи. – 2-е изд., перераб. и доп. – Л.: Энергия, 1979. – 312 с. 5. Баумштейн И.А., Бажанов С.А. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 768 с. 6. Электротехнический рынок. Информационный журнал ЗАО «Торговый дом НИИ Проектэлектромонтаж». – № 1 (19). – 2008. – 78с. 7. Яковлев В.В., Емцев А.Н., Карпова Н.А. Прикладная механика. Механический расчёт конструкций высоковольтных воздушных линий и распределительных устройств подстанций 35-330 кВ: учеб. пособие. – Братск: Изд-во БрГУ, 2013. –132 с. 8. Журнал учета суточных нагрузок подстанции «СПП-220», - Седаново, 2018. – 45с. 9. Действующий каталог «Металлические решётчатые опоры воздушных линий электропередач» ГлобалСталь». Режим ООО «Сибирский доступа: Завод Металлоконструкций – https://oporylep.ru/upload/iblock/9e8/ 9e8b2c2c9e95f7d4406cdeb137dcd902.pdf (дата обращения 05.06.20) 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 121

10. Действующий каталог «Стальные многогранные опоры воздушных линий электропередач» ООО «Сибирский Завод Металлоконструкций – ГлобалСталь». Режим доступа: https://oporylep.ru/upload/iblock/ac6/ac6facf21e89 b3fcc3122c95a4ea6f05.pdf (дата обращения 05.06.20) 11. Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок. – М.: Эксмо Пресс, 2019. – 96 с. 12. Яковкина Т.Н., Струмеляк А.В. Обеспечение безопасности при работах на воздушных линиях: учебное пособие. – Братск: БрГУ, 2018. – 195 с. 13. Файбисович Д.Л. Справочник по проектированию электрических сетей – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: ЭНАС, 2012. – 376 с. 14. Стальные многогранные опоры. Режим https://pue8.ru/elektricheskie-seti/283-stalnye-mnogogrannye-opory.html доступа: (дата обращения 04.06.20) 15. Библия электрика: ПУЭ, МПОТ, ПТЭ. – М.: Эксмо, 2012. – 752с. 16. Многогранная опора ЛЭП ПМ35-4 в Иркутске. Режим доступа: https://irkutsk.uik-rus.ru/product/50494/ (дата обращения 04.06.20) 17. Санитарно-эпидемиологические правила и нормативы СанПиН 2.2.3.138403. Гигиенические требования к организации строительного производства и строительных работ. 2.2.3. Гигиена труда. Предприятия отдельных отраслей промышленности, сельского хозяйства, связи. Гигиенические требования к организации строительного производства и строительных работ. Санитарноэпидемиологические правила и нормативы СанПиН 2.2.3.1384-03 (с изменениями на 3 сентября 2010 года). Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/901865872 (дата обращения 04.06.20) 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 122

18. Правила безопасности при строительстве линий электропередачи и производстве электромонтажных работ РД 153-34.3-03.285-2002. Режим доступа: https://files.stroyinf.ru/Data1/40/40340/ (дата обращения 05.06.20) 19. Панова А. В. Экономика энергетики: учебное пособие; М-во образования и науки Российской Федерации, Федеральное гос. бюджетное образовательное учреждение высш. проф. образования "Владимирский гос. ун-т им. А. Г. и Н. Г. Столетовых". - Владимир: ВлГУ, 2013. - 86 с. 20. Емцев А.Н., Попик В.А. Проектирование систем электроснабжения, электрических систем и сетей: методические указание. – Братск: БрГУ, 2011. – 70 с. 21. Шифр 22.0098 «Стальные многогранные опоры ВЛ 10-35 кВ», открытое акционерное общество по проектированию сетевых и энергетических объектов ОАО «РОСЭП», 2002. Режим доступа: http://www.texdokument.ru/ katalog_item_4897/#.XvYLE0sudPY (дата обращения 10.06.20) 22. Сборник «Укрупненные стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 35-750 кВ» ОАО «ФСК УЭС», дата актуализации: 01.02.2020. Режим доступа:.https://files.stroyinf.ru/Data2/1/4293734/ 4293734619.pdf (дата обращения 10.0620) 23. Яковкина Т.Н., Шакиров В.А., Лисицкий К.Е. Основы электробезопасности: учеб. пособие. – Братск: БрГУ, 2016. – 198 с. 24. Самсонов, B.C., Вяткин М.А. Экономика предприятий энергетического комплекса: Учеб. для вузов. — М.: Высш. шк., 2001. — 416с. 13.03.02 – ЭП – 07 – ВКР – 028 – 28 – ПЗ зм. № докум. Подпись 123

0 @ 8 0 = B @ K > ? > @ , 8 E E 0 @ 0 : B 5 @ 8 A B 8 : 8 8 C A ; > 2 8 O ? @ > E > 6 4 5 = 8 O B @ 0 A A K @ 5 : > = A B @ C 8 @ C 5 < > 9 35 : "! 5 4 0 = > 2 A : 8 9 ? 5 @ 5 : ; N G 0 B 5 ; L = K 9 ? C = : B - > 3 C G 0 = A : 0 O ! " ! 120/19 0 1 0 @ 8 B = K 9 5 B @ > 2 > 9 5 A > 2 > 9 ? @ > ; Q B ? @ > ; Q B ? @ > ; Q B 0 1 0 @ 8 B = K 9 5 B @ > 2 > 9 5 A > 2 > 9 ? @ > ; Q B ? @ > ; Q B ? @ > ; Q B 120 154 230 35-4.1 0 9 > = ? > 0 9 > = @ > 2 > 4 3 > ; > ; Q 4 C? > 2 5 B @ C III 148 244 II 185 35-2 0 9 > = ? > 0 9 > = ? > @ > 2 > 4 3 > ; > ; Q 4 C 2 5 B @ C ! 120/19 III II 0 1 0 @ 8 B = K 9 5 B @ > 2 > 9 5 A > 2 > 9 ? @ > ; Q B ? @ > ; Q B ? @ > ; Q B 195 255 3000 3000 900 21000 14000 22600 12500 18600 21600 10170 19600 680 ! ? @ 0 2 . ! ; 8 < 0 B 8 G 5 A : 0 O = 0 G 5 = 8 5 ? 0 @ 0 < 5 B @ 0 ! E 0 @ 0 : B 5 @ 8 A B 8 : 0(< /A B @ 0 B A : > 1 A .) 5 7 : > : > = B 8 = 5 = B 0 ; L = K 9 A A C @ > 2 > 9 ? @ > 4 > ; 6 8 B ; 5 L = > 9 1 ; 8 < 0 B 7 8 < > 9 8 B Q ? ; K < , A > 1 8 ; L = K < 8> A 0 4 : 0 < 8; 5 B < > 0 9 > = ? > : ; 8 < 0 B 8 G 5 A : > < C 2 4 III 0 2 ; 5 = 8 N ? > # 0 9 > = ? > 2 5 B @ > 2 > < C 4 0 2 ; 5 = 8 , A > 3 ; 0 A = > : 0 @ B 5 3 @ II 0 9 > = 8 @ > 2 0 = 8 O B 5 @ @ 8 B > @ 8 8 $? >2 5 B @ > 2 > < C4 0 2 ; 5 = 8 N > @ < 0 B 8 2 = > 5 7 = 0 G 5 = 8 5 4 2 5 B @ > 2 > 3 > 4 0 2 ; 5 = 8 O , 500 A > 3 ; 0 A = > # , 0 0 9 > = ? > 2 5 B @ > 2 > < C 4 0 2 ; 5 = 8 N , A > 3 ; 0 A = > : 0 @ B 5 5 @ II 0 9 > = 8 @ > 2 0 = 8 O B 5 @ @ 8 B > @ 8 8 $? >2 5 B @ > 2 > < C4 0 2 ; 5 = 8 N 0 8 1 > ; L H 0 O A : > @ > A B L 2 5 B @ 0 , 6 < 29 /A , 2 > 7 < > 6 = 0 O1 @ 0 77 025 ; 5 B ! @ 5 4 = O O 3 > 4 > 2 0 O 7 B 5 < ? 5 @ 0 B C @ 0 2 > 7 4 C E 0 , °! -1,6 1 A > ; N B = K 9 < 8 = 8 < C < B 5 < ? 5 @ 0 B C @ K 2 > 7 4 C E 0 , °! 1 A > ; N B = K 9 < 0 : A 8 < C < B 5 < ? 5 @ 0 B C @ K 2 > 7 4 C E 0 , °! 0 9 > = ? > 3 > ; > ; Q 4 C > @ < 0 B 8 2 = 0 O B > ; I = 8 0 A B 5 = : 8 3 > ; > ; Q 4 0 , < < -44 8 9 10 11 3000 3000 = 2 . !? > 4 ; . > 4 ? . 8 4 0 B 0 7 0 < . 8 = 2 . ! = 2 . !4 C 1 ; . > 4 ? . 8 4 0 B 0 680 3000 3000 4000 4000 5 @ 2 . ? @ 8 < 5 = . " 0 1 ; 8 F K E 0 @ 0 : B 5 @ 8 A B 8 : 8 : > = A B @ C : F 8 O B 8 ? > 2 K E ? @ > < 5 6 C B > G = K E > ? > @ , 8 A A ? > ; L 7 C 5 < K E 4 ; O @ 5 : > = A B @ C : F 8 8 35 : 180 Ç200 290 680 13.03.02 - -- 07 - - 028 - 28 - ' 35-4 0 9 > = ? > 0 9 > = ? > @ > 2 > 43 > ; > ; Q 4 C2 5 B @ C ! 120/19 III II " 0 1 ; 8 F 0 : ; 8 < 0 B 8 G 5 A : 8 E C A ; > 2 8 9 ? @ > E > 6 4 5 = 8 O B @ 0 A A K 35 : 620 Ç 1800 650 Ç +33 III 20 13.03.02 - - 07 - - 028 - 28 - ' 8 B . 0 A A 0 0 A H B 0 1 0 @ 8 0 = B K> ? > @88 EE 0 @ 0 : B 5 @ 8 A B 8 : 8 7 < . 8 A B !4 > : C < . > 4 ? . 0 B 0 0 7 @ 0 1 . @ 0 5 2 0 . . 06.07.20 4 ; O@ 5 : > = A B C @: F 8 8 35 : "! 5 4 0 = > 2 A : 8 9 1:50 @ > 2 . / : > 2 : 8 = 0 " . . ? 5 @ 5 : ; N G 0 B; 5L = K 9? C = : B- > 3 C G 0 = A : 0 O ! " " .: > = B @ . 8 A B 1 8 A B > 2 4 5 : > = A B @ C : F 8 O 220: "! 5 4 0 = > 2 A : 8 9 $ # " @ # " .: > = B @ . ! B @ C < 5 ; O : . . ? 5 @ 5 : ; N G 0 B 5 ; L = K 9 ? C = : B- > 3 C G 0 = A : 0 O ! " : 0 D 5 4 @ 0 "8 " A ? 5 @ 5 2 > 4 > < 5 Q = 0 = 0 ? @ O 6 5 = 8 5 35: -16 # B 2 . C ; 0 B > 2 . . . > ? 8 @ > 2 0 ; $ @ > < 0 B A1

13.03.02 - -- 07 - - 028 - 28 - ' > ? 5 @ 5 G = K 9 @ 0 7 @ 5 7 ? @ > 2 > 4 0 , 8 7 > ; O B > @ K 8 A B @ > 8 B 5 ; L = 0 O ? > 4 4 5 @ 6 8 2 0 N I 0 O 0 @ < 0 B C @ 0 = 2 . !? > 4 ; . > 4 ? . 8 4 0 B 0 7 0 < . 8 = 2 . ! = 2 . !4 C 1 ; . > 4 ? . 8 4 0 B 0 $ 7 8 8 : > -< 5 E 0 = 8 G 5 A : 8 5 E 0 @ 0 : B 5 @ 8 A B 8 : 8 ? @ > 2 > 4 0 ! 120/19 ! 0 8 < 5 = > 2 0 = 8 5 ? 0 @ 0 < 5 B @ 0 1 > 7 = 0 G 5 = 8 5 4 8 = 8 F 08 7 < 5 @ 5 = 8 O 5 ; 8 G 8 = 0 1 0 A A 0 1 : 3 : 3 /: < 471 $ : 0 B 8 G 5 A : > 5 A 5 G 5 = 8 5 : 2 < < 0 ) 0 ; N < 8 = 8 5 2 > 9 G 0 A B 8 118 2 2 < < 1 ) A B 0 ; L = > 9 G 0 A B 8 C 18,8 2 < < 2 ) 2 A 5 3 > ? @ > 2 > 4 0 S 136,8 B = > H 5 = 8 5 0 ; N < 8 = 8 5 2 > 9 3 0 = /! 6,27 G 0 A B 8 : A B 0 ; L = > 9 8 0 < 5 B @ : 4 0 ) A B 0 ; L = > 3 > A 5 @ 4 5 G = 8 : 0 dc < < 5,6 1 ) 2 A 5 3 > A 5 @ 4 5 G = 8 : 0 d < < 15,2 @ 8 2 5 4 Q = = 0 O = 0 3 @ C 7 : 0 2 -3 5 g 4 0 /(< < *< ) 3,46*10 > B A > 1 A B 2 5 = = > 3 > 2 5 A 0 2 6 > 4 C ; L C ? @ C 3 > A B 8 8250 4 0 /< < " 5 < ? 5 @ 0 B C @ = K 9 : > M D D 8 F 8 5 = B -1 -6 7 a 3 @ 0 4 19,2*10 ; 8 = 5 9 = > 3 > @ 0 A H 8 @ 5 = 8 O @ 5 4 5 ; ? @ > G = > A B 8 2 8 29 [ s ] 4 0 /< < ? @ 8 @ 0 A B O 6 5 = 8 8 > ? C A : 0 5 < > 5 = 0 ? @ O 6 5 = 8 5 : 2 0 ) ? @ 8 < 0 : A 8 < 0 ; L = > 9 = 0 3 @ C 7 : 5 8 [s3 4 0 /< < ] 13,0 9 < 8 = 8 < 0 ; L = > 9 B 5 < ? 5 @ 0 B C @ 5 1 ) ? @ 8 A @ 5 4 = 5 3 > 4 > 2 > 9 2 8,7 [ s tM ] 4 0 /< < B 5 < ? 5 @ 0 B C @ 5 > : 0 7 0 B 5 ; L 70/35- VI > < 8 = 0 ; L = > 5 = 0 ? @ O 6 5 = 8 5 , : 35 0 E 0 = 8 G 5 A : 0 O @ 0 7 @ C H 0 N I O 0 A O A 8 ; 0 ? @ 8 @ 0 A B O 6 5 = 8 8 , = 5 < 5 = 5 5 , : 70 ! B @ > 8 B 5 ; L = 0 O 2 K A > B 0 , < < 670 ; 8 = 0 8 7 > ; O F 8 > = = > 9 G 0 A B 8 L, < < 443 ; 8 = 0 ? C B 8 C B 5 G : 8 , A < 140 8 0 < 5 B @ M : @ 0 = 0 D1, < < 120 8 0 < 5 B @ M : @ 0 = 0 D2, < < 120 0 A A 0 , = 5 1 > ; 5 5 , : 3 2,4 ! B 5 ? 5 = L 7 0 3 @ O 7 = 5 = 8 O (! ) ? > ! " 9920 ( # , 7-5 8 7 4 ., 3 ; . 1.9) 4 ! B 5 ? 5 = L 7 0 3 @ O 7 = Q = = > A B 8 0 B < > A D 5 @ 0 (! ) ? > ! " 28856 VI, VII K 4 5 @ 6 8 2 0 5 < > 5 = 0 ? @ O 6 5 = 8 5 ? @ > < K H ; 5 = = > 9 G 0 A B > B K 4 ; O 8 7 > ; O B > @ 0 : - 2 A C E > < A > A B > O = 8 8 , : 95 - ? > 4 4 > 6 4 Q < , : 80 = 0 G 5 = 8 5 = 0 ? @ O 6 5 = 8 O ? > ; = > 3 > 3 @ > 7 > 2 > 3 > 8 < ? C ; L A 0 , = 5 < 5 = 5 5 , : 190 16 Ç17 d1 Ç 85 Ç > ? 5 @ 5 G = K 9 @ 0 7 @ 5 7 ? @ > 2 > 4 0 ! 120/19 ! B 0 ; L = 0 O ? @ > 2 > ; > : 0 , 7 H B ,Ç2 4 ; N < 8 = 8 5 2 0 O ? @ > 2 > ; > : 0 , 26 H B H2 H L ! ? @ 0 2 . ! 5 @ 2 . ? @ 8 < 5 = . ! B @ > 8 B 5 ; L = 0 O 0 @ < 0 B C @ 0 4 ; O ? > 4 4 5 @ 6 8 2 0 N I 8 E 3 8 @ ; O = 4 8 7 > ; O B > @ > 2 0 8 < 5 = > 2 0 = 8 5 " 8 ? > ; 8 G 5 A B 2 > 2 3 8 @ ; O = 4 5 , H B # 7 5 ; : @ 5 ? ; 5 = 8 O -7-3 1 ! 5 @ L 3 0 ! -7-16 1 # H : > 4 2 C E ; 0 ? G 0 B > 5 C : > @ > G 5 = = > 5# 2 -7-16 1 7 > ; O B > @ ? > ; 8 < 5 @ = K 9 70/35- VI 1 # H : > > 4 = > ; 0 ? G 0 B > 5 C : > @ > G 5 = = > 5# 1 -7-16 1 0 6 8 < ? > 4 4 5 @ 6 8 2 0 N I 8 9 -3-12 1 0 A ? > @ B = K 5 4 0 = = K 5 8 7 > ; O B > @ 0 70/35- VI 5 1Ç ,8 d1 Ç16 Ç $ @ > < C ; 0 4 ; O > ? @ 5 4 5 ; 5 = 8 O A 5 G 5 = 8 O ? @ > 2 > 4 0 F ? @ > 5 : B 8 @ C 5 < > 3 > C G 0 A B : 0 I = JM 33,3 Ç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

> = B 0 6 = K 5 3 @ 0 D 8 : 8 , @ 0 7 1 8 2 > G = K 5 H 0 1 ; > = K 8 @ 0 A A B 0 = > 2 : 0 > ? > @ ? > ? @ > D 8 N B @ 0 A A K 13.03.02 - -- 07 - - 028 - 28 - ' 3 2 1 35-4 35-4 35-4 108 112 110 4 35-4 5 35-4 115 6 7 8 35-4 35-4 35-4 110 110 110 > = B 0 6 = K 9 3 @ 0 D 8 : , @ 0 7 1 8 2 > G = K 9 H 0 1 ; > = 8 @ 0 A A B 0 = > 2 : 0 > ? > @ ? > ? @ > D 8 ; N B @ 0 A A K 4 ; O 35 : = 0 A B 0 ; L = K E < = > 3 > 3 @ 0 = = K E > ? > @ 0 E 35-4 8 ? @ > 2 > 4 > < ! 120/19 4 1 35-4.1 3 35-4.1 2 35-4.1 138 140 5 35-4.1 140 6 35-4.1 140 7 35-4.1 143 ! ? @ 0 2 . ! 5 @ 2 . ? @ 8 < 5 = . 143 35-4.1 > = B 0 6 = K 9 3 @ 0 D 8 : , @ 0 7 1 8 2 > G = K 9 H 0 1 ; > = 8 @ 0 A A B 0 = > 2 : 0 > ? > @ ? > ? @ > D 8 ; N B @ 0 A A K 4 ; O 35 : = 0 6 5 ; 5 7 > 1 5 B > = = K E > ? > @ 0 E 35-4.1 8 ? @ > 2 > 4 > < ! 120/19 3 35-4 2 35-4 1 35-4 = 2 . !? > 4 ; . > 4 ? . 8 4 0 B 0 7 0 < . 8 = 2 . ! = 2 . !4 C 1 ; . > 4 ? . 8 4 0 B 0 187 189 5 35-4 4 35-4 189 190 > = B 0 6 = K 9 3 @ 0 D 8 : , @ 0 7 1 8 2 > G = K 9 H 0 1 ; > = 8 @ 0 A A B 0 = > 2 : 0 > ? > @ ? > ? @ > D 8 ; N B @ 0 A A K 4 ; O 35 : = 0 A B 0 ; L = K E @ 5 H Q B G 0 B K E > ? > @ 0 E 35-2 8 ? @ > 2 > 4 > < ! 120/19 13.03.02 - - 07 - - 028 - 28 - ' 8 B . 0 A A 0 0 A H B 0 1 > = B 0 6 = K 5 3 @ 0 D 8 : 8 , @ 0 7 1 8 2 > G = K 5 7 < . 8 A B !4 > : C < . > 4 ? . 0 B 0 0 7 @ 0 1 . @ 0 5 2 0 . . 06.07.20 H 0 1 ; > = K 8 @ 0 A A B 0 = > 2 : 0 @ > 2 . / : > 2 : 8 = 0 " . . > ? > @ ? > ? @ > D 8 ; N B @ 0 A A K " .: > = B @ . 8 A B 3 8 A B > 2 4 5 : > = A B @ C : F 8 O 220: "! 5 4 0 = > 2 A : 8 9 $ # " @ # " .: > = B @ . ! B @ C < 5 ; O : . . ? 5 @ 5 : ; N G 0 B 5 ; L = K 9 ? C = : B- > 3 C G 0 = A : 0 O ! " : 0 D 5 4 @ 0 "8 " A ? 5 @ 5 2 > 4 > < 5 Q = 0 = 0 ? @ O 6 5 = 8 5 35: -16 # B 2 . C ; 0 B > 2 . . . > ? 8 @ > 2 0 ; $ @ > < 0 B A1

! @ 0 2 = 8 B 5 ; L = 0 O 8 B 5 E = 8 : > -M : > = > < 8 G 5 A : 0 O > F 5 = : 0 2 0 @ 8 0 = B > 2 @ 5 : > = A B @ C : F 8 8 35 : "! 5 4 0 = > 2 A : 8 9 ? 5 @ 5 : ; N G 0 B 5 ; L = K 9 ? C = : B - > 3 C G 0 = A : 0 O ! " 13.03.02 - -- 07 - - 028 - 28 - ' 5 7 C ; L B 0 B K @ 0 A G Q B 0 = 0 3 @ C 7 > : = 0 ? @ > 2 > 4 ! 120/19 4 ; O 2 A 5 E 2 0 @ 8 0 = B > 2 @ 5 : > = A B @ C : F 8 8 " 8 ? > ? > @ K 35-4 35-4.1 35-2 0 3 @ C 7 : 8 2 2 2 , 4 0 /<g, 4 0 /<g, 4 0 /< g, 4 0 /(< *< < ) , 4 0 /(< *< < ) , 4 0 /(< *< < ) = 2 . !? > 4 ; . > 4 ? . 8 4 0 B 0 7 0 < . 8 = 2 . ! = 2 . !4 C 1 ; . > 4 ? . 8 4 0 B 0 ! ? @ 0 2 . ! 5 @ 2 . ? @ 8 < 5 = . 0,00346 0,473328 0,00346 0,473328 0,00346 1, g1 0,473328 2 1,989504 1,989504 1,989504 3, g3 2,462832 0,018003158 2,462832 0,018003158 2,462832 0,018003158 4 0,77122368 0,751228992 0,73373364 5 0,89424 0,871056 0,85077 6, g6 0,904889695 0,006614691 0,887910127 0,006490571 0,873157746 0,006382732 7, g7 2,620153934 0,019153172 2,612332294 0,019095996 2,60563832 0,019047064 5 7 C ; L B 0 B K @ 0 A G Q B 0 @ 5 6 8 < > 2 ? @ > 2 > 4 0 ! 120/19 4 ; O 2 A 5 E 2 0 @ 8 0 = B > 2 @ 5 : > = A B @ C : F 8 8 " 5 E = 8 : > -M : > = > < 8 G 5 A : > 5 A @ 0 2 = 5 = 8 5 2 0 @ 8 0 = B > 2 @ 5 : > = A B @ C : F 8 8 35 : " 8 ? > ? > @ @ 8 B 5 @ 8 8 4 ; O A @ 0 2 = 5 = 8 O 2 0 @ 8 0 = B > 2 35-4 35-4.1 35-2 K A > B 0 > ? > @ K , < 18,6 19,6 21 0 : A 8 < 0 ; L = 0 O A B @ 5 ; 0 3,25 ? @ > 2 5 A 0 ? @ > 2 > 4 0 , < @ 8 1 ; 8 7 8 B 5 ; L = > 5 : > ; 8 G 5 A B 2 > 8 > ? > @ = 0 1 : < ; 8 = 8 8 , H B ! B > 8 < > A B L C G 0 A B : 025,951 ; 8 = 8 8 , < ; = . @ C 1 5,57 7,07 7 5 24,943 26,764 ! B > 8 < > A B L ; 8 = 8 8 4,34 7 0 1 : < , < ; = . @ C 1 4,17 1,476 8 0 3 @ 0 < < 0 A B > 8 < > A B 8 1 : < 4 ; O 2 A 5 E 2 0 @ 8 0 = B > 2 @ 5 : > = A B @ C : F 8 8 < ; = .@ C 1 " 8 ? > ? > @ K 4,5 > < 5 @ 35-4 35-4.1 35-2 4,45 @ 5 6 8 < 0 4,4 2 2 2 si < 13, 4 0 /< < fi < 3,25, < si < 13, 4 0 /< < fi < 5,57, < si < 13, 4 0 /< < fi < 7,07, < 4,35 4,3 1 12,99866 2,652251 12,9999 4,021942 12,99 6,969444 4,25 4,2 2 12,50739 2,590922 12,46353 3,954961 12,41715 6,891377 4,15 3 6,857406 1,73629 5,89161 3,016354 5,135047 5,908013 4,1 4,05 4 4,562885 1,364926 3,514125 2,695829 2,907877 5,655608 4 35-4 35-4.1 35-2 5 3,616933 1,721901 2,08103 3,074777 2,732335 6,018958 6 9,141734 0,681271 3,68982 2,567464 3,548093 4,635113 13.03.02 - - 07 - - 028 - 28 - ' 7 2,967112 2,099011 2,740068 3,457389 2,572214 6,39364 8 B . 0 A A 0 0 A H B 0 1 ! @ 0 2 = 8 B 5 ; L = 0 O 8 B 5 E = 8 : > -M : > = > < 8 G 5 A : 0 O 7 < . 8 A B !4 > : C < . > 4 ? . 0 B 0> F 5 = : 0 2 0 @ 8 0 = B > 2 @ 5 : > = A B @ C : F 8 8 35 : 0 7 @ 0 1 . @ 0 5 2 0 . . 06.07.20 "! 5 4 0 = > 2 A : 8 9 ? 5 @ 5 : ; N G 0 B 5 ; L = K 9 ? C = : B > 3 C G 0 = A : 0 O ! " @ > 2 . / : > 2 : 8 = 0 " . . " .: > = B @ . 8 A B 4 8 A B > 2 4 5 : > = A B @ C : F 8 O 220: "! 5 4 0 = > 2 A : 8 9 $ # " @ # " .: > = B @ . ! B @ C < 5 ; O : . . ? 5 @ 5 : ; N G 0 B 5 ; L = K 9 ? C = : B- > 3 C G 0 = A : 0 O ! " : 0 D 5 4 @ 0 "8 " A ? 5 @ 5 2 > 4 > < 5 Q = 0 = 0 ? @ O 6 5 = 8 5 35: -16 # B 2 . C ; 0 B > 2 . . . > ? 8 @ > 2 0 ; $ @ > < 0 B A1

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв

Роман Тобоков

Не увидел, почему выбраны провода именно этого сечения, когда можно было бы взять и меньшего сечения. Но в остальном все расчеты выполнены корректно, на высоком уровне. Вы представляли результаты своей ВКР предприятию, обслуживающую данную ВЛ? Думаю, им было бы интересно посмотреть Ваши расчеты.

Ксения

Работа очень объемная, подробная, тщательно проработанная. Можно рекомендовать к внедрению

49.84

Денис Бахмисов

Отличная дипломная работа. Все расчёты выполнены правильно, автор постарался и полностью раскрыл тему!

Ariana Hap

Доброго времени суток! Работа тянет на магистерскую диссертацию - и по объему, и по содержанию! Респект автору. Возьму на вооружение, если автор не против.

Ег Ор

Замечательная работа, корректные расчеты, конструктивные чертежи

Кузьминова Наталия

Работа написана грамотно, подробно рассмотрены разные варианты опор, видно, что человек понимает в этом.

Яковкина Татьяна

Реконструкция связана с заменой сгнивших деревянных опор

0.5

Кашитская Мария

Ого, не думала, что эту линию захотят реконструировать. Думала у неё не такой большой потенциал.