Устройство воздушных линий электропередач реферат

Казанский
Государственный Энергетический
Университет

Введение
в специальность

Реферат

По
специальности “ЭЭ-6-14’’

На
тему:

Конструкции
линий электропередач”

Выполнил:
Сахабутдинов Р.Р.

Руководитель:
Загустина И.Д.

Казань,
2014

Содержание:


Титульный лист (1)


Содержание (2)


Введение.
Конструкции
линий электропередач (3-4)


Провода и грозозащитные тросы воздушных
линий (4-6)


Опоры
воздушных линий (6-11)


Изоляторы и линейная арматура (11-15)


Заключение (15)


Список литературы (15)

Введение

Конструкции линий электропередач

Воздушные
линии электропередачи (ВЛ) предназначены
для передачи электроэнергии на расстояние
по проводам. Основными конструктивными
элементами ВЛ являются провода, тросы,
опоры, изоляторы и линейная арматура.
Провода служат для передачи электроэнергии.
В верхней части опор над проводами для
защиты ВЛ от грозовых перенапряжений
монтируют грозозащитные тросы.

Опоры
поддерживают провода и тросы на
определенной высоте над уровнем земли
или воды. Изоляторы изолируют провода
от опоры. С помощью линейной арматуры
провода закрепляются на изоляторах, а
изоляторы на опорах.

Наибольшее
распространение получили одно- и
двухцепные ВЛ. Одна цепь трехфазной ВЛ
состоит из проводов разных фаз. Две цепи
могут располагаться на одних и тех же
опорах.

На
рис.2.1 показана металлическая опора
одноцепной линии. На работу конструктивной
части ВЛ оказывают воздействие
механические нагрузки от собственного
веса проводов и тросов, от гололедных
образований на проводах, тросах и опорах,
от давления ветра, а также из-за изменений
температуры воздуха. Из-за воздействия
ветра возникает вибрация проводов
(колебания с высокой частотой и
незначительной амплитудой), а также
пляска проводов (колебания с малой
частотой и большой амплитудой).
Механические нагрузки, вибрация и
пляскапроводов
могут приводить к обрыву проводов,
поломке опор,
схлестыванию проводов либо сокращению
их изоляционных
промежутков, что может привести к пробою
или перекрытию
изоляции. На повреждаемость ВЛ влияет
и загрязнение
воздуха.

 Рис.
2.1. Промежуточная металлическая
опора одноцепной линии 110 кВ:

1
– провода; 2 – изоляторы; 3 – грозозащитный
трос;

4
– тросостойка; 5 – траверсы опоры; 6 –
стойка опоры; 7 – фундамент опоры.

Провода
и грозозащитные тросы воздушных линий

На ВЛ чаще
всего применяются неизолированные
провода. Материал проводов должен иметь
высокую электрическую проводимость.
Наибольшую проводимость имеет медь,
затем алюминий; сталь имеет значительно
более низкую проводимость. Провода и
тросы должны быть выполнены из металла,
обладающего достаточной прочностью.
По механической прочности на первом
месте стоит сталь. Материал проводов и
тросов должен быть стойким по отношению
к коррозии и химическим воздействиям.
В настоящее время наибольшее распространение
получили провода алюминиевые
(А), сталеалюминевые (АС), а также
из сплавов алюминия – (АН, АЖ). Медные
провода не используются без специальных
технико-экономических обоснований.

Грозозащитные тросы, как
правило, выполняются из стали.
В последние годы грозозащитные
тросы используются
для организации высокочастотных
каналов связи.
Такие тросы выполняются сталеалюминиевыми.

Конструкции
и общий вид
неизолированных проводов
приведены на рис. 2.2Однопроволочный
провод (рис.2.2,б)
состоит из однойкруглой
проволоки. Такие провода
дешевле многопроволочных,
однако, они менее гибки
и имеют меньшую механическую
прочность. Многопроволочные
провода из одного
металла (рис.2.2,в) состоят из нескольких
свитых между
собой проволок. При увеличении сечения
увеличивается число
проволок. В многопроволочных сталеалюминиевых
проводах (рис.2.2,г)  сердечник
провода (внутренние
проволоки) выполняется из стали, а
верхние проволоки – из алюминия.

Стальной
сердечник увеличивает механическую
прочность, алюминий является  токопроводящей
частью провода. Полые
провода (рис. 2.2, д) изготовляют из плоских
проволок, соединенных
друг с другом в паз, что обеспечивает
конструктивную прочность провода. У
таких проводов больший по сравнению со
сплошными проводами диаметр, благодаря
чему повышается
напряжение, при котором появляется
коронирующий разряд на
проводах, и значительно снижаются потери
энергии на корону.
Полые провода применяются на ВЛ редко,
ониглавным образом используются для
ошиновки подстанций 330
кВ и выше. Для снижения потерь электроэнергии
на корону ВЛ при Uном ≥
ЗЗ0 кВ каждая фаза ВЛ расщепляется
на несколько проводов.

Рис.
2.2. Конструкции про-

водов ВЛ:

а
– общий вид многопрово-

лочного
провода; б – сече-

ние
однопроволочного првода; в, г –
сечениямногопроволочных прово-

дов
из одного и двух металлов; д –
сечение полого провода.

Наиболее
широко применяются
сталеалюминиевые
провода.
Проводимость стального сердечника не
учитывается, а за электрическое
сопротивление принимается только
сопротивление алюминиевой части. В
соответствии с
ГОСТ 839-80 выпускаются сталеалюминиевые
проводамарок
АС, АСКС, АСКП, АСК.

Провод
марки АС состоит из стального сердечника
и алюминиевых
проволок. Провод предназначается
для ВЛ при прокладке
их на суше, кроме районов с загрязненным
вредными
химическими соединениями воздухом.
Коррозионно-стойкие
провода АСКС, АСКП, АСК предназначены
дляВЛ,
проходящих по побережьям морей, соленых
озер и в промышленных районах с
загрязненным воздухом; АСКС
и АСКП – это провода марки АС, в которых
межпроволочное
пространство стального сердечника (С) или
всего провода (П) заполнено нейтральной
смазкой повышенной термостойкости;
АСК – провод марки АСКС, где стальной
сердечник
изолирован двумя лентами полиэтиленовой
пленки. В
обозначение марки провода вводится
номинальное сечение алюминиевой части
провода и сечение стального сердечника,
например АС 120/19 или АСКС 150/34.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

  • #
  • #
  • #
  • #
  • #
  • #
  • #
  • #
  • #
  • #
  • #

Воздушные линии электропередачи

Реферат

на тему:
«ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ»

Термины
и определения

Воздушной линией
электропередачи
(ВЛ) называется устройство для передачи
и распределения электроэнергии по проводам, расположенным на открытом воздухе и
прикрепленным изоляторами и арматурой к опорам или кронштейнам инженерных
сооружений (мостов, путепроводов и т.п.).

Ответвление
от ВЛ к вводу
– это участок проводов от опоры ВЛ. до
ввода.

Нормальный
режим ВЛ
– работа при необорванных проводах и тросах.

Аварийный
режим ВЛ
– состояние при оборванных проводах или тросах.

Монтажный
режим ВЛ
– состояние при монтаже опор, проводов или тросов.

Стрелой
провеса провода
называется расстояние по вертикали от
низшей точки провода до прямой линии, соединяющей точки подвеса провода на
соседних опорах.

Анкерными
называются
опоры, устанавливаемые на пересечении с различными сооружениями и в местах
изменения количества, марок и сечений проводов (они должны иметь жесткую
конструкцию и воспринимать в нормальном режиме усилия от разности тяжения
проводов вдоль ВЛ).

Промежуточными
называются
опоры, устанавливаемые на прямых участках трассы (они не должны воспринимать
усилий, направленных вдоль ВЛ).

Угловыми
называются
опоры, устанавливаемые в местах изменения направления трассы (они должны в
нормальном режиме воспринимать слагающую сил тяжения проводов смежных
пролетов).

Концевыми
называются
опоры, устанавливаемые по концам ВЛ. Они являются разновидностью анкерных опор
и должны в нормальном режиме воспринимать одностороннее тяжение проводов.

Ответвительными
и перекрестными
называются опоры, на которых выполняются
ответвления от ВЛ и пересечения ВЛ двух направлений. Ответвительные и
перекрестные опоры могут быть всех указанных выше типов.

Населенная местность
земли городов в границах их перспективного развития на 10 лет, пригородные и
зеленые зоны, курорты, земли поселков городского типа в пределах поселковой
черты и сельских населенных пунктов в пределах черты этих пунктов.

Ненаселенная
местность
– земли единого государственного фонда, за
исключением населенной и труднодоступной местности; незастроенная местность,
хотя бы и часто посещаемая людьми, доступная для транспорта и
сельскохозяйственных машин, огороды, сады, местность с отдельными редко
стоящими строениями и временными сооружениями.

Труднодоступная
местность
– местность, не доступная для транспорта и
сельскохозяйственных машин.

Приемка
в эксплуатацию ВЛ

При приемке в
эксплуатацию ВЛ надо следить за тем, чтобы опоры в местах, где есть опасность,
были защищены от наезда транспорта (например, отбойными тумбами). Запрещается
соединение проводов и тросов в пролетах. Как исключение, допускается
устанавливать не более одного соединителя на каждом проводе сечением не менее
240 мм2.

При приемке в
эксплуатацию воздушных линий напряжением до 1000 и выше 1000 В необходимо
соблюдать специальные требования.

При
осмотрах линий и вводов монтер должен обращать внимание на следующее:

–  
наличие
ожогов, трещин и боя изоляторов, обрывов и оплавления жил проводов, целость
вязок, регулировку проводов;

–  
состояние
опор и крен их вдоль и поперек линии, целость бандажей и заземляющих устройств;

–  
состояние
соединений, наличие набросов и касание проводов деревьями;

–  
состояние
вводных ответвлений и предохранителей;

–  
состояние
кабельных воронок и спусков.

Периодичность
осмотров, проверок и измерений на ВЛ напряжением выше 1000 В

воздушный
линия электропередача осмотр

Производят
следующие осмотры ВЛ: напряжением до 20 кВ – в дневное время не реже 1 раза в
месяц; мастерами на линии – 1 раз в год, (по графику); инженерно-техническим
персоналом – не реже 1 раза в год; верховые осмотры ВЛ напряжением до 220 кВ
без снятия напряжения – не реже 1 раза в 3 года, начиная с первого года
эксплуатации; внешний осмотр опор ВЛ – по мере надобности (по местным
инструкциям); внеочередные осмотры – после нарушения нормального режима работы
(после гололеда, тумана на участках, подверженных сильному загрязнению), а
также автоматического отключения ВЛ.

Периодичность
проверок ВЛ следующая: состояния деревянных опор с измерением глубины их
загнивания (опоры из сосновой древесины II сорта) – 1 раз в 3 года; коррозия
металлических опор и металлических траверс, железобетонных опор – 1 раз в 3
года; коррозии металлических подножников со вскрытием грунта (выборочно) – 1
раз в 6 лет; трубчатых разрядников со снятием их с опор – 1 раз в первые 2 года
эксплуатации и далее 1 раз в 3 года; трещин (раскрытием) в железобетонных
опорах и пасынках – 1 раз в 6 лет, начиная с 3-го года эксплуатации; болтовых
соединений и гаек анкерных болтов (с подтяжкой) – 1 раз в год в первые 2 года
эксплуатации; болтовых и плашечных переходных зажимов соединения проводов – не
реже 1 раза в год; расстояния (габаритов) от проводов до земли – при приемке ВЛ
в эксплуатацию и далее по мере надобности, от проводов до пересекаемых
сооружений в местах пересечения – при приемке ВЛ в эксплуатацию и реконструкции
пересекаемых сооружений.

Измерение
электрической прочности фарфоровых изоляторов натяжных и подвесных гирлянд на
ВЛ напряжением до 35 кВ включительно производят в первый год эксплуатации и
далее не реже 1 раза в 6 лет.

Содержание
осмотра инженерно-техническими работниками ВЛ напряжением выше 1000 В. При
осмотре ВЛ необходимо обращать внимание на: обрывы и оплавления жил проводов;
набросы посторонних предметов на провода и тросы; бой, ожоги и трещины
изоляторов; состояние опор, наклоны, целость бандажей и заземляющих спусков;
искрение и разрегулировку проводов; состояние соединений разрядников,
коммутационной аппаратуры и кабельных муфт на спусках; состояние
предостерегающих плакатов и других постоянных знаков на опорах; наличие болтов
и гаек, целость отдельных элементов, сварных швов и заклепочных соединений на
металлических опорах; состояние стоек железобетонных опор и пасынков; чистоту
трассы (деревья, касающиеся проводов и угрожающие падением на ВЛ; посторонние
предметы, строения и т.п.); производство без согласования строительных и других
работ в охранной зоне.

Дефекты, выявленные во
время обхода, отмечают в листке обхода и в случаях их аварийного характера
немедленно устраняют.

Размещено
на

Содержание страницы

  • 1. Термины и основные характеристики воздушных линий электропередач
  • 2. Номинальные значения напряжений и частоты электроэнергии, передаваемой по ВЛЭП. Назначение вставок постоянного тока в ВЛЭП
  • 3. Виды и конструкции опор ВЛЭП
    • 3.1. Виды и основные характеристики опор ВЛЭП
    • 3.2. Требования к опорам ВЛЭП
    • 3.3. Материал опор ВЛЭП
      • 3.3.1. Деревянные опоры для ВЛЭП
      • 3.3.2. Железобетонные опоры для ВЛЭП
      • 3.3.3. Металлические (стальные) опоры для ВЛЭП
  • 4. Правила формирования трассы установки опор ВЛЭП
    • 4.1. Вырубка просек для ВЛЭП. Охранные зоны ВЛЭП
    • 4.2. Пересечения и сближения ВЛЭП между собой. Провесы проводов
  • 5. Сборка и установка опор ВЛЭП
    • 5.1. Общие требования
    • 5.2. Правила установки опор
    • 5.3. Особенности монтажа ВЛЭП на тяжелых трассах и при переходах через реки
    • 5.4. Подготовка (раскатка) проводов ВЛЭП для крепления на опорах
  • 6. Провода и изоляторы ВЛЭП
    • 6.1. Марки, сечения, характеристики поводов для ВЛЭП
    • 6.2. Способы соединения проводов ВЛЭП
    • 6.3. Виды и характеристики изоляторов ВЛЭП
    • 6.4. Заземляющие устройства ВЛЭП

1. Термины и основные характеристики воздушных линий электропередач

Воздушные линии электропередач (ВЛЭП) – устройства для передачи электрической энергии по проводам, протянутым на открытом воздухе и прикрепленным к опорам с помощью изоляторов и арматуры, а на мостах и путепроводах – с помощью кронштейнов и стоек. Провода ВЛЭП напряжением до 10 (35) кВ крепят к изоляторам, установленным на траверсах деревянных или железобетонных опор. В табл. 1 приведены некоторые специфические термины и их определения, используемые для работы с ВЛЭП.

Таблица 1 – Термины и определения, используемые при работе с ВЛЭП

Термины Определения
Аварийный режим ВЛЭП Состояние ВЛЭП при обрыве одного или нескольких проводов и тросов
Анкерный переходной пролет Пролет, ограниченный двумя анкерными опорами, на которые натянуты провода через какое-либо сооружение или естественную преграду (железная дорога, река и т.п.)
Анкерные опоры Инженерные опоры, устанавливаемые на пересечении с различными сооружениями, а также в местах изменения количества, марок и сечений проводов. На них располагают необходимую аппаратуру, системы компенсации и запасы провода.
Анкерное крепление проводов Крепление проводов на анкерной опоре, предназначенное для восприятия тяжения провода в пролете
Большие переходы Пересечения судоходных рек, проливов или каналов, на которых устанавливаются опоры высотой 50 м и более, а также пересечения любых водных пространств с пролетом более 700 м, независимо от высоты опор ВЛЭП
Весовой пролет Длина участка ВЛЭП, вес проводов или тросов которого воспринимается опорой
Ветровой пролет Длина участка ВЛЭП, давление ветра на провода или тросы от которого воспринимается опорой
Ввод от ВЛЭП Соединение ответвлений от ВЛЭП к внутренней СЭС, считая от изоляторов, установленных на наружной поверхности здания или сооружения (на стене, крыше), до зажимов вводного устройства
Пролет Расстояние по грунту между опорами ВЛЭП, на которых жестко закреплены провода. Пролет между двумя анкерными опорами называется анкерованным участком или анкерным пролетом. Промежуточный пролет – расстояние между соседними промежуточными опорами или между ними и анкерной опорой

2. Номинальные значения напряжений и частоты электроэнергии, передаваемой по ВЛЭП. Назначение вставок постоянного тока в ВЛЭП

Значения стандартных напряжений ВЛЭП переменного тока в разных странах мира приведены в табл. 2. Значения стандартных значений частоты напряжений ВЛЭП и электроприемников переменного тока в разных странах мира приведены в табл. 3. Допустимые отклонения частот в СЭС (в источниках, преобразователях и приемниках электрической энергии) выбираются из ряда: 0,0002; 00005; 0,001; 0,002; 0,005; 0,01; 0,02; 0,05; 0,1; 0,2; 0,5; 1; 1,5; 2; 2,5; 5; 10 % от номинальных значений частоты.

Во всех развитых странах мира большое внимание уделяется вопросам электропередачи с использованием вставок постоянного тока. В тех странах, где уже существуют такие вставки (США, Канада, Западная Европа, Россия, Бразилия, Аргентина) планируют дальнейшее увеличение их количества, вплоть до выполнения всех межсистемных связей через линии-вставки постоянного тока.

В Украине была одна высоковольтная линия постоянного тока Волгоград — Донбасс – биполярная линия длиной 475 км и напряжением 800 кВ (между полюсами, или +400 кВ и -400 кВ относительно земли). Эта линия могла передавать до 750 МВт·час электроэнергии. С декабря 2014 г. линия для передачи электроэнергии не используется. Со стороны Волжской ГЭС оборудование демонтировано.

Таблица 2 – Ряды переменных напряжений высоковольтных ВЛЭП в мире

Страна Стандартные

напряжения, кВ

Примечание
Украина 6; 10; (35)*; 110 линии высокого напряжения
110; 150; 330;750 линии сверхвысокого напряжения
Россия 6; 10; 110 линии высокого напряжения
110; 150; 330;750 линии сверхвысокого напряжения
500; 750; 1150; 1250;

2500**

линии ультравысокого напряжения
Канада 500; 735
Азия (исключая СНГ) 400 Индия, Турция, Ирак, Иран
275; 500; 1100*** Китай, Пакистан, Япония
345; 735** Япония, Южная Корея
Африка 220; 230; 330; 400; 500 Не в каждой стране
Западная Европа 380; 420 Энергообъединение UCPTE, (12 стран Европы, к которому

с 2014 г. подключены и страны Восточной Европы)

110; 150; 230 Распределительные сети внутри стран
750* Франция
США 110; 220; 345; 500;

765; 1600**

По всей стране
138; 345; 765 Дополнительно на Юго-западе, в центре и на севере страны
115; 230; 500; 765 Дополнительно на Западе и Юговостоке страны,

связь с энергосистемой Канады

230; 345 Связь с энергосистемой Мексики
Мексика, Центральная

и Южная Америка

220; 400 Основная сеть в Мексике
220; 230; 500 Межгосударственные связи
345; 400; 735 Бразилия

*Нестандартное значение, применяется для густонаселенных территорий (Донбасс);

**Проект;

***Япония

Таблица 3 – Ряды номинальных значений частоты напряжения для ВЛЭП и электроприемников в разных странах мира

Элементы

электроустановки

Номинальные значения частоты, Гц
1. Источники электрической энергии 0,1; 0,25; 0,5; 1; 2,5; 5; 10; 25; 50; 400; 1000; 10 000
2. Преобразователи и приемники

электрической энергии

0,1; 0,25; 0,5; 1; 2,5; 5; 10; 12,5; 16; 50; 400; 1000; 2000; 4000; 10000
3. Электрические машины

Дополнительно

50; 400; 1000; 2000; 4000; 10 000; 18000
60; 100; 150; 200; 250; 300; 500; 600; 800; 1200; 1600; 2400; 8000

3. Виды и конструкции опор ВЛЭП

3.1. Виды и основные характеристики опор ВЛЭП

В зависимости от конструкции, назначения и места установки различают промежуточные, угловые (поворотные), анкерные, транспозиционные, ответвительные и концевые опоры.

Основные элементы ВЛЭП: провода, изоляторы, линейная арматура, опоры и фундаменты. На ВЛЭП переменного трехфазного тока подвешивают не менее трех проводов, составляющих одну цепь, рис. 1, на ВЛЭП постоянного тока – два провода.

ВЛЭП переменного трехфазного тока

Рисунок 1 – ВЛЭП переменного трехфазного тока

Габариты, протяженность и конструкция каждого типа ВЛЭП зависят от тока (переменный или постоянный), транспортируемой по ней электрической энергии и напряжения, которое может быть менее 0,4 кВ или достигать 1250 кВ. В Украине максимальное напряжение 750 кВ.

Схематично любую линию передачи электроэнергии можно представить:

  • опора;
  • провода;
  • линейная арматура;
  • изоляторы.

Дополнительно к элементам ВЛЭП относят фундаменты опор, систему грозозащиты и заземляющие устройства.

Промежуточные опоры служат для поддержания проводов на определенной высоте от земли и не рассчитаны на усилия от проводов в продольном направлении или под углом. Их устанавливают на прямых участках трассы на расстоянии 35–45 м при напряжении ВЛЭП до 1 кВ, 50–60 м – при 6–10 кВ, около 100 м – при более высоких значениях напряжений.

На промежуточных опорах провода закрепляются в поддерживающих зажимах. Если на промежуточных опорах используют подвесные изоляторы, то провода закрепляются в поддерживающих вертикальных гирляндах; на опорах со штыревыми изоляторами закрепление проводов производится проволочной вязкой. Промежуточные опоры воспринимают горизонтальные нагрузки от давления ветра на провода и на опору, и вертикальные — от веса проводов, изоляторов и собственного веса.

Промежуточные опоры, как правило, не воспринимают горизонтальной нагрузки от тяжения проводов и тросов в направлении линии, поэтому они выполняются более легкой конструкции, чем опоры других типов, например, концевые, воспринимающие тяжение проводов и тросов. Однако для обеспечения надежной работы промежуточные опоры должны выдерживать некоторые нагрузки и в направлении линии. Промежуточные опоры составляют более 80 % общего количества опор ВЛЭП, рис. 2 и рис. 3.

Угловые опоры устанавливают в местах поворота линий, они рассчитаны на натяжение проводов с усилиями, действующими по биссектрисе внутреннего угла, образуемого проводами в смежных пролетах; их устанавливают в местах изменения направления трассы ВЛЭП, рис. 4 – 6.

Промежуточные угловые опоры устанавливают в местах изменения направления ВЛЭП, на углах поворота линии с подвеской проводов в поддерживающих гирляндах. При нормальном режиме угловые опоры воспринимают одностороннее тяжение по биссектрисе внутреннего угла линии. Помимо нагрузок, действующих на промежуточные прямые опоры, угловые опоры воспринимают также нагрузки от поперечных составляющих тяжения проводов и тросов.

Углом поворота линии считают угол, дополняющий до 180° внутренний угол линии. При углах поворота более 20° вес промежуточных угловых опор возрастает. Поэтому их применяют для углов до 10÷20°, для больших углов поворота (до 90°) их выполняют по типу анкерных, рис. 7 и рис. 8.

Промежуточная опора ВЛЭП

Рисунок 2 – Промежуточная опора ВЛЭП 750 кВ «Хмельницкая АЭС – Жешув (Польша)»

Промежуточные опоры ВЛЭП 110 кВ и 35 кВ

Рисунок 3 – Промежуточные опоры ВЛЭП 110 кВ и 35 кВ

Угловая опора 0,4 кВ

Рисунок 4 – Угловая опора 0,4 кВ

Угловая опора 220 кВ

Рисунок 5 – Угловая опора 220 кВ

Анкерные опоры служат для натяжения проводов, они воспринимают усилия, направленные вдоль ВЛЭП. Их устанавливают на прямых участках трассы в опорных точках, а также на пересечениях с различными сооружениями и преградами.

Угловая опора ВЛЭП 500 кВ

Рисунок 6 – Угловая опора ВЛЭП 500 кВ

Анкерные угловые опоры - одностоечная 330 кВ Анкерные угловые опоры – двухстоечная 110 кВ

а                                                                                                                        б

Рисунок 7 – Анкерные угловые опоры: а – одностоечная 330 кВ; б – двухстоечная 110 кВ

Пересечение анкерных угловых опор 330 кВ и 500 кВ

Рисунок 8 – Пересечение анкерных угловых опор 330 кВ и 500 кВ

Когда ВЛЭП проходит над водными преградами, инженерными сооружениями или другими объектами, то по концам участка устанавливают опоры с натяжными устройствами, а расстояние между ними называют промежуточным анкерным пролетом, рис. 9.

Схема анкерованного участка ВЛЭП

Рисунок 9 – Схема анкерованного участка ВЛЭП ЖД – железная дорога

На линиях с подвесными изоляторами провода на анкерных опорах крепятся в зажимах натяжных гирлянд. Эти гирлянды являются как бы продолжением провода и передают его тяжение на опору. На линиях со штыревыми изоляторами провода закрепляются усиленной вязкой или специальными зажимами, обеспечивающими передачу полного тяжения провода на опору через штыревые изоляторы.

Анкерные опоры могут быть промежуточными, угловыми, ответвительными или концевыми. При установке анкерных опор на прямых участках трассы и подвеске проводов с обеих сторон от опоры с одинаковыми тяжениями горизонтальные продольные нагрузки от проводов уравновешиваются, и анкерная опора работает так же, как и промежуточная, т. е. она воспринимает только горизонтальные и вертикальные нагрузки. В случае необходимости провода с одной и с другой стороны от анкерной опоры можно натягивать с различным тяжением.

Концевые опоры устанавливаются на концах линии и воспринимают усилия, направленные вдоль линии и создаваемые односторонним тяжением проводов. Их устанавливают в начале и конце ВЛЭП. От этих опор отходят провода к оборудованию подстанций, и они воспринимают полное одностороннее тяжение проводов и тросов. На рис. 10 представлена концевая анкерная опора.

Концевая анкерная опора

Рисунок 10 – Концевая анкерная опора

Специальные опоры сооружают для транспозиции проводов, при переходах через реки, железные дороги, ущелья и т. п. Они обычно значительно выше нормальных, и их выполняют по особым проектам:

  1. транспозиционные – для изменения порядка расположения проводов на опорах с целью перемены взаимного расположения фаз и компенсации электромагнитной несимметрии ВЛЭП.

Транспозицию применяют на линиях протяженностью более 100 км и напряжением 110 кВ и выше. Провод каждой фазы проходит одну треть длины линии на одном, вторую – на другом и третью – на третьем месте. Одно такое тройное перемещение проводов называют циклом транспозиции. На рис. 11 представлена (в качестве примера) ВЛЭП и схема транспозиции линии напряжением 110 кВ, длиной l = 120 км;

схема транспозиции линии напряжением 110 кВВЛЭП

Рисунок 11 – ВЛЭП и схема транспозиции линии напряжением 110 кВ, длиной l = 120 км (размеры опоры ВЛЭП – в метрах)

  1. перекрестные – при пересечении ВЛЭП двух направлений;
  2. противоветровые – для усиления механической прочности ВЛЭП;
  3. переходные – при переходах ВЛЭП над инженерными сооружениями, через естественные преграды, при пересечении рек и т.д.;
  4. ответвительные – для ответвления линий от основных и от магистральных ВЛЭП, при большой удаленности потребителей.

3.2. Требования к опорам ВЛЭП

Конструкция опоры ВЛЭП должна отвечать двум основным требованиям: надежная передача электроэнергии и обеспечение безопасности людей, животных, зданий и оборудования. Количество и тип опор для ВЛЭП, а также расстояние между ними («шаг» опор) определяются сложностью и конфигурацией трассы; количеством, материалом и сечением проводов; климатическими условиями района; степенью заселенности территории, по которой проходит трасса; требованиями, обеспечивающими надежность и безопасность эксплуатации. Также необходимо учитывать, что на ВЛЭП в процессе эксплуатации действуют различные природные явления (ураганы, порывы ветра, наледь, иней), и они подвергаются повышенным механическим нагрузкам, рис. 12.

Провисание проводов от веса налипшего снега и инея

Рисунок 12 – Провисание проводов от веса налипшего снега и инея

3.3. Материал опор ВЛЭП

Для ВЛЭП применяют деревянные, железобетонные и стальные опоры. В последнее время для осветительных сетей стали применять стальные оцинкованные опоры и мачты круглого и восьмигранного сечения.

3.3.1. Деревянные опоры для ВЛЭП

Деревянные опоры широко применяют в районах, богатых лесами, но они недолговечны: даже при хорошей пропитке и надлежащем обслуживании служат только 30÷40 лет, поэтому их постепенно заменяют железобетонными, срок службы которых составляет 50 – 60 лет. К недостаткам деревянных опор также следует отнести возможность расщепления от ударов молнии.

К достоинствам деревянных опор следует отнести небольшой вес, высокую механическую прочность, хорошие электроизоляционные свойства, возможность использовать природный круглый сортамент, они самые дешевые из всех видов опор. Деревянные опоры имеют простые формы: одиночный столб, П- и А-образная ферма, портал. Сложные деревянные опоры не экономичны, рис. 13.

одностоечная промежуточная опора ВЛЭП 6 кВодностоечная промежуточная опора ВЛЭП 6 кВдеревянная П - образная двухстоечная опора ВЛЭП 35 кВ

а                                         б                                                      в

бревна со снятой корой для ВЛЭП деревянная АП - образная двухстоечная опора ВЛЭП 35 – 110 кВ

г                                                                          д

Рисунок 13 – Виды деревянных опор ВЛЭП: а – эскиз одностоечной промежуточной опоры ВЛЭП 6 кВ; б – одностоечная промежуточная опора ВЛЭП 6 кВ; в – бревна со снятой корой для ВЛЭП; г – деревянная П — образная двухстоечная опора ВЛЭП 35 кВ; д – деревянная АП — образная двухстоечная опора ВЛЭП 35 – 110 кВ

1 – опоры; 2 – пасынок; 3 – бандаж; 4 – крюк; 5 – штыревые изоляторы; 6 – провода

Срок службы деревянных опор зависит от сорта и качества древесины, атмосферных условий, характера грунта и т.д., но в среднем для непропитанного леса он составляет: 25÷30 лет – для лиственницы, 14÷15 лет – для сосны, 12÷13 года – для ели. В зависимости от климатических условий, срок службы может существенно меняться.

Деревянные опоры ВЛЭП обычно изготовляют из сосны и лиственницы. В отдельных случаях применяют ель, кедр, пихту (кроме траверс и приставок). В связи с тем, что непропитанная древесина гниет очень быстро, опоры ВЛЭП изготовляют только после пропитки специальными противогнилостными веществами – антисептиками. Для пропитки используют медно-хромо-мышьяковые составы (МХМ), креозотовые и сланцевые масла. Опоры, пропитанные МХМ, используют при строительстве ВЛЭП напряжением 0,4÷10 кВ, и их срок службы в среднем равен 40 лет. Опоры, пропитанные составами МХМ, в отличие от опор, пропитанных креозотом или сланцевым маслом, не имеют запаха и не выделяют пропиточный состав в окружающую среду.

Наилучшим способом антисептирования древесины опор считается пропитка каменноугольным маслом, получаемом при перегонке сырой каменноугольной смолы. Хорошие результаты дает также пропитка антраценовым маслом и флегмой. При этом влажность древесины должна быть не более 25 %. Только лиственница зимней рубки хорошо противостоит загниванию, и ее иногда применяют непропитанной. Способность разных пород дерева поддаваться пропитке различна. Лучше всего поддается пропитке сосна. Ель и лиственница плохо поддаются пропитке, особенно наружные слои, поэтому их можно пропитывать только водорастворимыми антисептиками в стальных цилиндрах под избыточным давлением до 0,9 МПа. Для этой цели рекомендуется доналит разных марок. При пропитке древесины ее влажность может быть 30÷80 %. Пропитанные детали не следует обрабатывать. В крайнем случае, дополнительно пропитывают затесанное место или просверленное отверстие.

Природные изоляционные свойства древесины позволяют снизить число изоляторов и отказаться от грозозащитного троса. Кроме того, при необходимости, допускается совместная подвеска силовых линий 0,4- 10 кВ и уличного освещения.

По конструкции различают цельностоечные и составные деревянные опоры из стоек и приставок – «пасынков», которые бывают железобетонные или деревянные, рис. 14. Иногда для пасынков используют списанные железнодорожные шпалы или отрезки рельсов. Для цельностоечных опор (рис. 14, а, б) применяют длинномерную антисептированную древесину высокого качества, что ограничивает их применение.

Для цельностоечных опор используют стойки длиной 9,5 и 11 м, а для составных – 9,5; 7,5 и 6,5 м в сочетании с железобетонными приставками длиной 3,25 и 4,25 м или деревянными приставками длиной 3,5 и 4,5 м.

Составные опоры с железобетонным «пасынком» сочетают в себе преимущества железобетонных и деревянных опор: грозоустойчивость и сопротивляемость гниению в месте касания с грунтом. Большинство промежуточных опор выполняют одностоечными. Анкерные и конечные опоры выполняют А-образными.

основные виды деревянных опор

Рисунок 14 – Эскизы основных видов деревянных опор: а – промежуточная 0,4 – 10 кВ; б – промежуточная 0,4 – 35 кВ; в – угловая промежуточная 6 – 35 кВ; г – промежуточная 35 кВ; д – промежуточная свободностоящая 35-220 кВ: 1 – пасынок (приставка); 2 – стойка; 3 – траверса; 4 – раскосы; 5 – ригель; 6 – подтраверсный брус

Для напряжения 110 кВ и выше опоры промежуточного типа выполняют П-образными, а анкерного – АП-образными. За рубежом при изготовлении анкерных, концевых и других сложных опор применяют оттяжки из стального троса. В Украине они не используются.

При прохождении ВЛЭП по местам, где возможны низовые пожары, следует применять опоры только с железобетонными приставками-пасынками. Бандажи для сопряжения пасынков с опорой выполняют из мягкой стальной оцинкованной проволоки диаметром не менее 4 мм. Допускается применение неоцинкованной проволоки, покрытой асфальтовым лаком, диаметром 5÷6 мм.

Число витков бандажа зависит от диаметра проволоки и, если нет специальных указаний в проекте, должно быть равно: 12 витков – при диаметре проволоки 4 мм; 10 витков – при 5 мм и 8 – при 6 мм. Все витки бандажа должны быть равномерно натянуты и плотно прилегать друг к другу. Концы бандажной проволоки необходимо забивать в дерево на глубину 20–25 мм. Взамен проволочных бандажей допускается применять специальные стяжные хомуты, механическая прочность которых должна быть проверена расчетом. Каждый бандаж (хомут) должен соединять не более двух деталей опоры.

Для опор ВЛЭП используют древесину не ниже 3-го сорта. При оценке древесины учитывают ее прочность, природные пороки (сучки, трещины, гниль и пр.), горючесть, гигроскопичность, учитывают уменьшение прочности при повышенной влажности и размеров при сушке.

3.3.2. Железобетонные опоры для ВЛЭП

Железобетонные опоры выполняются разных типов: одностоечные, свободностоящие, без оттяжек или с оттяжками, портальные свободностоящие и портальные на оттяжках. Опора состоит из стойки (ствола), выполненной из центрифугированного или вибрированного железобетона, траверсы, грозозащитного троса с заземлителем на каждой опоре (для молниезащиты линии). С помощью заземляющего штыря трос связан с заземлителем (проводник в виде трубы, забитой в землю рядом с опорой) и служит для защиты линий от прямых ударов молнии.

Железобетонные опоры, по сравнению с металлическими, долговечнее и дешевле в эксплуатации. Основное их преимущество — уменьшение расхода стали на 40-75 %, а недостаток — большая масса. По месту изготовления железобетонные опоры делят:

  • а) на бетонируемые на месте установки (применяют за рубежом);
  • б) заводского изготовления.

Промежуточные опоры ВЛЭП от 6 до 220 кВ – одностоечные. Это свободностоящие железобетонные стойки с закрепленными на них стальными траверсами. На некоторых опорах дополнительно устанавливают тросостойку для крепления грозозащитного троса. Закрепление опор в грунте осуществляется путем установки их в цилиндрический котлован глубиной 2,5 м (иногда 3,5 м) с последующим заполнением «пазух» гравийно-песчаной смесью. Для увеличения прочности заделки опор в слабых грунтах устанавливают ригели, прикрепленные к стойкам с помощью полухомутов. Для предотвращения контакта стойки с грунтовыми водами выполняют гидроизоляцию нижней части стойки на высоту 3,2 м. Для предупреждения попадания воды внутрь стойки используют бетонную крышку, и которая увеличивает площадь опоры нижнего торца стойки. Крепление траверсы к стволу стойки железобетонной опоры выполняют с помощью сквозных болтов, пропущенных через специальные отверстия в стойке, или с помощью стальных хомутов, охватывающих ствол и имеющих цапфы для крепления на них концов поясов траверс. Металлические траверсы предварительно подвергают горячей оцинковке, чтобы они при эксплуатации длительно не требовали специального ухода и наблюдения.

Тросостойки имеют сварную конструкцию и крепятся к стойке хомутами. На тросостойках опор ВЛЭП 35 и 110 кВ предусмотрена возможность установки конструкции для подвески грозозащитного троса через изолятор. Для присоединения заземления выше гидроизоляционного слоя на стойке выпускается стальной пруток диаметром 12 мм, приваренный к каркасу арматуры.

Для ВЛЭП 220–330 кВ используют свободностоящие опоры со стальными траверсами. Для их закрепления в слабых грунтах устанавливают или большее числа ригелей, или внутренние крестовые металлические связки. Устройство крестовых связей экономичнее установки ригелей, они уменьшают изгибающие моменты на уровне заделки опоры в грунт. Железобетонные опоры ВЛЭП напряжением до 1 кВ имеют коническую форму и прямоугольное или круглое сечение, рис. 15. Они снабжены жестким металлическим каркасом из арматурной стали, повышающим механическую прочность опоры. К арматуре каркаса железобетонных опор приварен вывод для соединения нулевого провода линии с заземленной нейтралью.

Формы железобетонных опор ВЛЭП

Рисунок 15 – Формы железобетонных опор ВЛЭП Железобетонную опору устанавливают в блочных фундаментах или

непосредственно в земле с подкладкой под нее железобетонной плиты. Работы по оснастке опор (установка траверс, штырей и изоляторов) выполняют до их подъема и установки, что значительно облегчает труд монтажников.

Эскизы некоторых видов железобетонных опор приведены на рис. 16.

одностоечная промежуточная опора и анкерная опора с подкосом промежуточные одностоечные опоры 35–220 кВ

а                                                                                               б

промежуточные одностоечные опоры 35–220 кВ одностоечная железобетонная опора с подкосом35–220 кВ

в                                                                 г

Рисунок 16 – Эскизы железобетонных опор: а – одностоечная промежуточная опора и анкерная опора с подкосом, которую ставят на углах поворота ЛЭП от 20 до 90 градусов 6–10 кВ; б – промежуточные одностоечные опоры 35–220 кВ; в – одностоечные свободностоящие опоры 35–220 кВ; г – одностоечная железобетонная опора с подкосом35–220 кВ:

1 – опора (стойка); 2,3 – консоль; 4 – гирлянды подвесных изоляторов 5 – консоль для узла крепления гирлянды подвесных изоляторов для верхнего провода; 6 – подкос; 7 – фундамент; 8 – стяжка, которая связывает стойку (1) и подкос (6) и формирует силовой треугольник опоры; 9 – стяжка опоры и подкоса

W – преобладающее направление ветра; PП – направление тяжения проводов; PТ – направление тяжения грозозащитного троса

3.3.3. Металлические (стальные) опоры для ВЛЭП

(рис. 17) применяются при напряжении 35 кВ и выше. Опоры делают из стального углового проката (в основном применяют равносторонний уголок); высокие переходные опоры могут быть изготовлены из стальных труб.

металлическая опора ВЛЭП 220-330 кВ

Рисунок 17 – Эскиз металлической опоры ВЛЭП 220-330 кВ: 1 – стойка (ствол) опоры; 2 – фундамент сборный железобетонный или монолитный; 3 – раскосы; 4 – пояс опоры; 5 – траверса (тяга и пояс траверсы); 6 – гирлянда изоляторов натяжная или подвесная в зависимости от назначения опоры; 7 — провод; 8 – тросостойка; 9 – трос грозозащитный; 10 – заземлитель; 11 – заземляющий стержень

По конструкции стальные опоры могут быть двух видов:

  1. башенные или одностоечные, которые по способу закрепления разделяют на свободностоящие и с оттяжками;
  2. портальные свободностоящие и с оттяжками.

Промежуточные стальные опоры башенного типа с односторонним расположением проводов используют для сокращения ширины просеки при прохождении лесных массивов.

К преимуществам стальных опор относятся:

  • возможность создания конструкций, рассчитанных на большие механические нагрузки, и подвешивания большого числа проводов на значительной высоте;
  • относительно малая масса и высокая механическая прочность;
  • простота заводского изготовления и технологичность сборки на трассах.

К недостаткам стальных опор следует отнести их подверженность коррозии. Поэтому для защиты от коррозии сварные секции и детали опор на заводе окрашивают 1÷2 раза (согласно требованиям заказчика). Более надежную защиту опор от коррозии обеспечивает горячее оцинкование их элементов.

Современным вариантом стальных опор являются многогранные конические металлические опоры, изготовленные из стального листа. Высота таких опор достигает 40 м, толщина стенок – от 3 до 12 мм, диаметр площадки, занимаемой опорами, – до 2 м. Опоры устанавливают или непосредственно в пробуренную скважину, или крепят на фланцах к железобетонному фундаменту.

В аварийном режиме многогранная стальная опора выдерживает нагрузки в 2–3 раза больше, чем железобетонная опора.

Эти преимущества позволяют использовать их для ВЛЭП всех напряжений, в тяжелых климатических условиях, а также применять в качестве анкерных и угловых опор ВЛЭП от 110 до 500 кВ с железобетонными промежуточными опорами. Элементы стальных опор соединяют болтами или с помощью сварки.

Эскизы основных видов стальных опор приведены на рис. 18.

виды стальных опор ВЛЭП напряжением 220 кВ

а                                           б                                        в                                          г                                         д

Рисунок 18 – Эскизы основных видов стальных опор ВЛЭП напряжением 220 кВ (размеры в мм): а, г – промежуточные узкобазовые опоры типа «рюмка»; б – промежуточная широкобазовая опора типа «рюмка»; в – промежуточная широкобазовая опора стержневого типа на тросовых растяжках; г – специальная промежуточная широкобазовая береговая опора стержневого типа

В болтовых конструкциях опор минимальное расстояние от центра болта до края элемента стойки должно быть не менее 1,25 диаметра отверстия для болта. Основным недостатком болтовых опор является увеличение (в 1,5 – 2 раза) трудозатрат на их сборку на трассе и увеличение в 2,5 – 3 раза расхода болтов.

При установке в фундаменты с целью плотной посадки пят опоры на фундаменты допускается установка между «пятой» опоры и верхней плоскостью фундамента до четырех прокладок общей толщиной 40 мм. На рис. 19 представлены некоторые варианты стальных опор высокого напряжения.

Промежуточные металлические опоры ВЛЭП 750 кВ на оттяжках Промежуточные металлические опоры ВЛЭП 750 кВ без оттяжек

а                                                                                                                       б

Рисунок 19 – Промежуточные металлические опоры ВЛЭП 750 кВ на оттяжках (а) и без них (б)

4. Правила формирования трассы установки опор ВЛЭП

4.1. Вырубка просек для ВЛЭП. Охранные зоны ВЛЭП

Для обеспечения нормальной работы ВЛЭП, проходящих по лесным массивам, для исключения повреждения и отключения ВЛЭП при падении деревьев на провода, вырубаются деревья на полосе определенной ширины, которая называется просекой. Рекомендованная ширина вырубки просек приведена в табл. 4. Выбирая конструкцию ВЛЭП, необходимо стремиться к максимально возможному сохранению лесных массивов и зеленых насаждений.

Для выполнения работ по рубке просеки необходимо получить разрешение об отводе лесной полосы под вырубку в соответствии с проектом и порубочные билеты от соответствующих лесничеств. Просека должна быть прорублена на всю проектную ширину. Поваленный лес должен быть очищен от сучьев, раскряжеван и уложен в штабеля с обеих сторон границ просеки, а трасса сооружаемой ВЛЭП должна быть очищена от порубочных остатков.

Таблица 4 – Ширина просек при прохождении ВЛЭП в лесных массивах

Прохождение ВЛЭП Установленная ширина
В насаждениях высотой не более 4 м
1) В зоне низкорослых насаждений высотой до 4 м Не менее расстояния между крайними проводами ВЛЭП плюс 6 м (по 3 м в каждую сторону от крайних проводов). При этом расстояния крайних проводов при наибольшем их отклонении до кроны деревьев должны быть не меньше: 2 м для ВЛЭП до 20 кВ; 3 м для ВЛЭП 35-110 кВ; 4 м для ВЛЭП 150-220 кВ; 5 м для ВЛЭП 330-500 кВ
2) На территории фруктовых садов с насаждениями не более 4 м Вырубка просеки необязательна. Расстояния от проводов при максимальном их отклонении до кроны деревьев должны быть такими же, что и для низкорослых насаждений высотой до 4 м
В насаждениях высотой более 4 м
1) Для всех ВЛЭП 330– 500 кВ, а также для радиальных, одноцепных и двухцепных ВЛЭП-220 кВ, служащих единственным источником питания Не менее расстояния между крайними проводами ВЛЭП плюс расстояние, равное двум средним высотам деревьев (по одной высоте дерева в каждую сторону от крайних проводов). Отдельные высокие деревья на краю просеки ВЛЭП должны вырубаться
2) Для остальных ВЛЭП 220 кВ и ниже, отключение которых не вызывает прекращения питания потребителей Ширина просеки равна расстоянию между крайними проводами плюс расстояние от крайних проводов при их максимальном отклонении: 2 м для ВЛЭП до 20 кВ; 3 м для ВЛЭП 35-110 кВ, 4 м для ВЛЭП 150-220 кВ, 5 м для ВЛЭП 330-500 кВ
3) На косогорах, в глубоких долинах и оврагах Ширина просеки прорубается с учетом высоты деревьев. Если расстояние по вертикали от верхушки дерева до проводов ВЛЭП более 8 м, то просека прорубается только под ВЛЭП шириной, равной расстоянию между крайними проводами плюс о 2 м в каждую сторону
4) В парках, заповедниках, в лесах, вокруг населенных пунктов, в ценных лесных массивах, в защитных полосах вдоль железных и шоссейных дорог, запретных полосах вдоль рек и озер Ширина просеки устанавливается организацией, в ведении которой находятся насаждения. При этом расстояния от проводов при их наибольшем отклонении до кроны деревьев должны быть теми же, что и для низких насаждений высотой до 4 м

В местах сооружения фундаментов должны быть выкорчеваны пни. До начала работ по устройству просеки необходимо убрать сухостойные, зависшие и ветровальные деревья, рис. 20.

Просеки для ВЛЭП Просеки для ВЛЭП

Рисунок 20 – Просеки для ВЛЭП

Для предупреждения несчастных случаев и охраны линий электропередачи (воздушных и кабельных) вдоль них устанавливают охранные зоны в соответствии с «Правилами установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон».

Охранные зоны устанавливают вдоль ВЛЭП и вдоль их переходов через водоемы. Охранная зона ВЛЭП — земельный участок и воздушное пространство (на высоту опор), ограниченное условными вертикальными плоскостями, отстоящими по обе стороны от крайних проводов при их неотклоненном состоянии на расстоянии:

  • для ВЛЭП напряжением до 1 кВ – 2 м (кроме линий с самонесущими проводами (СИП) или с изолированными проводами, проложенными по стенам зданий и по конструкциям);
  • от 1 до 20 кВ – 10 м (5 м – для линий с СИП или с изолированными проводами при размещении в границах населенных пунктов);
  • 35 кВ – 15 м; 110 кВ – 20 м; 150, 220 кВ – 25 м;
  • 300, 500, 400 кВ – 30 м;
  • 750 кВ – 40 м.

4.2. Пересечения и сближения ВЛЭП между собой. Провесы проводов

Особое внимание при сооружении ВЛЭП должно уделяться соблюдению расстояний при пересечении и сближении линий между собой, с сооружениями, с линиями связи и сигнализации (ЛС), с линиями ретрансляционных сетей (РС), с дорогами, трубопроводами и т.д. ВЛЭП должны размещаться так, чтобы опоры не загораживали входы в здания и въезды во дворы, не затрудняли движение транспорта и пешеходов. В местах, где есть опасность наездов транспорта, опоры должны быть защищены, например, отбойными тумбами.

Для ВЛЭП напряжением до 1 кВ расстояние от нижней точки провеса до земли должно быть не менее 6 м. В труднодоступной местности это расстояние может быть уменьшено до 3,5 м, а в недоступной местности (склоны гор, скалы, утесы и т.п.) – до 1 м. При пересечении с непроезжей частью улицы расстояние от проводов до тротуаров и пешеходных дорожек можно уменьшить до 3,5 м. При любом напряжении при пересечении ВЛЭП судоходных водоемов расстояние до воды составляет 50 м.

Расчет расстояния нижней точки провисания проводов ВЛЭП до воды несудоходных рек рассчитывается так же, как и для суши,. При любом напряжении сетей запрещается выполнять действия, которые могут нарушить безопасную работу объектов электросетевого хозяйства: нельзя набрасывать на провода и опоры ВЛЭП посторонние предметы, подниматься на опоры, разводить огонь, размещать под ними свалки, работать ударными механизмами, сбрасывать на землю грузы массой свыше 5 т, а в зоне подземных кабельных линий электропередач — еще и сливать едкие и коррозионные вещества, горюче-смазочные материалы. Если напряжение ВЛЭП превышает 1 кВ, в зоне их прохождения также запрещается:

  • размещать любые хранилища, в первую очередь, горюче — смазочных материалов;
  • размещать детские и спортивные площадки, стадионы, рынки, загоны для скота, гаражи и стоянки всех видов машин и механизмов (за исключением принадлежащих физическим лицам);
  • запускать летательные аппараты, включая воздушных змеев;
  • осуществлять проход судов с поднятыми стрелами кранов;
  • запрещен проезд машин и механизмов, имеющих общую высоту (с грузом или без груза) более 4,5 м;
  • выполнять сельскохозяйственные работы с применением сельскохозяйственных машин и оборудования высотой более 4 м;
  • осуществлять полив сельскохозяйственных культур высотой струи воды свыше 3 м.

В местах пересечения ВЛЭП с автомобильными дорогами должны стоять дорожные знаки, запрещающие проезд транспорта высотой более 4,5 м (с грузом или без груза), а при напряжении ВЛЭП 330 кВ и выше, кроме того, запрещена остановка транспорта.

В охранных зонах вдоль ВЛЭП, а также по периметру подстанций и РУ, если они расположены в лесных массивах или зеленых насаждениях, для безопасной эксплуатации электросетевого хозяйства сетевые организации прокладывают просеки и содержат их в пожаробезопасном состоянии. Должны быть вырублены и опилены деревья и кустарники, высота которых превышает 4 м, а также должны быть вырублены деревья, угрожающие падением на провода. Ориентировочные данные о наименьших расстояниях проводов ВЛЭП до земли, до зданий и проезжающих автомобилей приведены в табл. 5.

Таблица 5 — Наименьшие расстояния от проводов ВЛЭП до земли, зданий и сооружений, в метрах

Характеристика местности При напряжении ВЛЭП, кВ
до 35 110 150 220 330 500
Ненаселенная местность 6,0 6,0 6,5 7,0 7,5 8,0
Труднодоступная местность 5,0 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0
Населенная местность:
до поверхности земли 7,0 7,0 7,5 8,0 8,0 8,0
до зданий или сооружений 3,0 4,0 4,0 5,0 6,0
Минимальное расстояние по горизонтали от проводов ВЛЭП

до выступающих частей зданий и сооружений

2,0 4,0 5,0 6,0 20,0 30,0
Расстояние до токоведущих частей от наивысшей точки

машины или груза при использовании

высокогабаритной техники, не меньше

1,0 1,5 2,0 2,5 3,5 4,5

При сближении ВЛЭП 500 кВ (и более) между собой и с ВЛЭП более низких напряжений расстояние между ближайшими проводами должно быть не менее 50 м, (см. рис. 8).

В случае необходимости токонесущие провода ВЛЭП могут подвешиваться на общих опорах с изолированными проводами линий связи и сигнализации (ЛС) и линий ретрансляционных сетей (РС). Они должны располагаться над ними на расстоянии не менее 2 м. Иногда допускается располагать провода ВЛЭП напряжением 380/220 В под проводами ЛС. Расстояние по горизонтали от проводов ВЛЭП напряжением до 1 кВ до зданий при наибольшем их отклонении должно быть не менее: 1,5 м (до балконов, террас и окон), 1 м – до глухих стен. Прохождение ВЛЭП над зданиями не допускается, за исключением вводов в здания.

При пересечении ВЛЭП 330÷500 кВ между собой опоры пересекающей линии должны быть анкерными нормальной конструкции. Допускается пересечение ВЛЭП 330÷500 кВ с ВЛЭП 220 кВ и ниже выполнять на промежуточных опорах. Как правило, провода ВЛЭП более высокого напряжения должны быть расположены над проводами ВЛЭП более низкого напряжения.

5. Сборка и установка опор ВЛЭП

5.1. Общие требования

Все работы по сборке и установке опор производятся по проектам, разрабатываемым в соответствии со СНиП 12-01-2004. До начала работ должна быть подготовлена площадка, на которой будут выполняться работы, и завезены элементы опоры. Все площадки должны иметь заранее подготовленные подъезды для автотранспорта и строительной техники.

В процесс сборки и монтажа опор входят: выкладка железобетонных стоек и отдельных элементов стальных опор, сборка и установка опоры в проектное положение, ее проверка и закрепление. Выкладка опор и их элементов производится вдоль оси ВЛЭП. В отдельных случаях, исходя из рельефа местности и из условий подъема опоры, выкладка и сборка опоры производится поперек оси трассы ВЛЭП.

На косогорах выкладку и сборку опор необходимо производить вдоль оси ВЛЭП, траверсами в сторону подъема косогора. На участках пересечения ВЛЭП с автомобильными и железными дорогами, реками и оврагами опоры выкладывают вдоль оси линии, траверсами и тросостойкой в сторону пересекаемых объектов на расстоянии от центра установки опоры до пересечения не меньше 1,5 высоты опоры.

Это расстояние отсчитывается:

  • при пересечении с автодорогами – от центра опоры до бровки кювета;
  • при пересечении с железными дорогами – до проекции линий связи и линий автоблокировки, а при их отсутствии – до края основного земляного полотна-насыпи;
  • при пересечении с оврагами – до их бровки;
  • при пересечении с реками – до края воды;
  • при пересечении с ЛС и с линиями ВЛЭП другого или такого же напряжения – до проекции их крайнего провода.

Если перед сборкой во время осмотра опоры обнаружатся повреждения, то запрещается начинать сборку до устранения повреждения и/или замены поврежденных элементов.

5.2. Правила установки опор

Деревянные опоры, которые имеют сравнительно небольшую массу и размеры, устанавливают краном соответствующей грузоподъемности или краном и трактором с применением падающей стрелы. Выравнивание стоек опор производят углублением котлована или подсыпкой щебня, если котлован вырыт глубже, чем требуется. В откопанный котлован подбивать грунт запрещается, так как он может осесть, что приведет к перекосу опоры. Установка опор на косогорах отличается от приведенных выше методов и производится в соответствии с проектом производства работ, составляемым для каждого конкретного случая.

Установка железобетонных опор производится, как правило, стреловыми кранами и кранами-установщиками опор. При необходимости подтягивания стоек используется трактор. Диаметр цилиндрического пробуренного котлована не должен превышать диаметр стойки более чем на 25 %. При большей разнице устанавливается верхний ригель. Ригели на промежуточных опорах располагаются вдоль оси ВЛЭП. Время между бурением котлована и установкой в него опоры не должно превышать одних суток.

При установке двухстоечных и портальных железобетонных опор производится последовательная установка двух стоек, затем проводится монтаж траверс, верхних концов крестовых связей между стойками и закрепление нижних концов связей. После подъема и установки краном свободностоящих опор в выкопанные котлованы, их временно закрепляют оттяжками, затем устанавливаются нижние и верхние ригели. Окончательное закрепление опор осуществляется засыпкой грунтом «пазух» котлована с послойным тромбованием. В зимнее время смесь для засыпки пазух защищают от промерзания матами из шлаковаты или других утеплителей.

Монтаж стальных опор в зависимости от назначения, типа, высоты, условий монтажа и массы производится методом подъема стреловым краном, методом наращивания элементов или методом комбинированного монтажа. Стальные опоры должны снабжаться паспортом завода – изготовителя. Опоры, поступающие в разобранном виде, должны быть снабжены маркировкой, соответствующей заводской схеме сборки опоры. Детали опоры должны иметь антикоррозионное покрытие и не иметь повреждений (погнутостей, скручивания и т.д.).

Опоры должны собираться около фундамента с одновременным креплением основания опоры к фундаменту шарнирами, с помощью которых производится подъем опоры. Выкладку опоры осуществляют на деревянные подкладки высотой не менее 30 см. Подкладки устанавливают под стыками опор. Сборку болтовых опор, если они поступили в разобранном виде, осуществляют двумя методами:

  1. сначала собирают нижнюю плоскость стойки, начиная от фундамента, затем в обратном порядке (посекционно) собирают три остальные плоскости. После окончательной сборки стойки собирают траверсы и крепят их к опоре;
  2. соединяют две боковые плоскости секций, затем их устанавливают «на ребро» и расчаливают, после этого между боковыми плоскостями устанавливают диафрагмы и собирают нижнюю и верхнюю обрешетки стойки. Затем на стойку крепят отдельно собранные траверсы и тросостойки.

Для ВЛЭП 500 кВ и выше при укрупненной сборке секций стальных промежуточных опор на оттяжках используют передвижное оборудование. В комплект входят грузоподъемное оборудование, кондукторы, кантователи, рольганги для подачи элементов секций на сборку и другое оборудование и инструменты.

5.3. Особенности монтажа ВЛЭП на тяжелых трассах и при переходах через реки

К тяжелым трассам относятся трассы, проходящие по местности со сложным рельефом, по косогорам; имеющие большие естественные препятствия и искусственные сооружения; в суровых климатических условиях; по населенной местности. Монтаж ВЛЭП на таких участках трассы производят по специальным проектам, в которых дополнительно с техническими задачами отражаются вопросы необходимого уровня квалификации рабочих, их доставки к месту работы, условия размещения и быта, правила завоза конструкций и материалов, оборудования, описывают применяемые средства механизации, условия, обеспечивающие техническое обслуживание и ремонты. Для выполнения каждого вида работ составляют технологические карты.

В водонасыщенных и слабых грунтах ВЛЭП устанавливают в сухое летнее время. Стены котлована делают с уклоном 1:1, фундаменты опор устанавливают в котлован сразу после его отрытия. В зимнее время котлован в таких грунтах отрывают с применением послойного промораживания. Промороженный грунт рыхлят, и бурильными машинами в нем бурят котлован. В слабых грунтах и на болотах с подстилающими грунтами целесообразно устраивать свайные фундаменты.

В грунтах с вкраплениями гравия или валунов, которые трудно поддаются механизированной разработке, земляные работы ведут вручную. Для уменьшения объемов ручных работ котлованы отрывают на небольшую глубину с малыми углами уклона, но при этом для компенсации недозаглубления при засыпке фундамента насыпают сверху банкетку. Удаление из котлована больших валунов производят после их дробления на части трактором с помощью сетки, сплетенной из стального каната. Закрепление опор на твердых скалах осуществляется анкерными болтами, закрепленными в специально пробуриваемых шпурах в скале. Бурение шпуров в скалах производится с помощью пневмоперфораторов.

Фундаменты крепят при помощи фундаментных болтов специального типа (скальные болты). Выравнивание площадок под опорные плиты осуществляется жидким раствором из песка мелкой фракции и цемента. Шпур полностью заливают цементным раствором. Нагружать скальные болты можно через 25÷30 дней после бетонирования.

Фундаменты переходных опор более сложные и отличаются конструкцией, размерами и прочностью. Под каждую «ногу» переходных опор устанавливают одинаковые фундаменты.

Фундаменты бывают железобетонные сборные; свайные с железобетонным ростверком; железобетонные монолитные; бетонные монолитные. Сборные железобетонные фундаменты, состоящие из двух – восьми типовых железобетонных подножников, объединяют сварными металлическими балками, укладываемыми под каждую «ногу» опоры.

На сложных рельефах, когда работа грузоподъемных кранов ограничена, подъем опор осуществляют в основном способом «падающей» стрелы. В качестве тягового механизма при подъеме опоры применяют тракторы, оснащенные специальными лебедками с тяговыми усилиями 80÷130 кН. Для увеличения тягового усилия трактор с лебедкой помещают в приямок. При установке опор на пересеченной местности трактор с лебедкой устанавливается на более высокой отметке, чем та, на которой расположена опора.

При установке опор встречаются сложные ситуации. В 70-е годы прошлого века, на юге Запорожской области, на левом берегу Каховского водохранилища была сооружена Запорожская ТЭС мощностью 3600 МВт. Необходимо было протянуть две линии электропередачи напряжением 330 кВ в Никопольский энергорайон, расположенный на другом берегу водохранилища. Переход линий через водные пространства такой протяженности ранее не осуществлялся. Для первого сооружаемого перехода (330 кВ) проектировщики выбрали воздушный вариант линии (кабельный подводный вариант был нерентабелен, дороже и сложнее в строительстве и эксплуатации). Длина между крайними переходными опорами составила 5,15 км, а непосредственно над водой – 4,6 км. Переход был выполнен двухцепными линиями, благодаря чему по одному переходу над водой проходит сразу две линии – Л243 и Л244.

На переходе установлены 7 переходных опор анкерного типа высотой 90 и 100 м, из которых пять установлены в акватории водохранилища. Переход принят по схеме К-7А-К (К – концевая опора, А – анкерная). Длины пролетов между опорами ВЛЭП 330 кВ равны 810÷920 м. Масса стометровой опоры равна 290 тонн, а девяностометровой – 260 тонн. Двухцепные опоры башенного типа были выполнены из оцинкованного углового проката. Опоры оборудованы лестницами, площадками и огражденными трапами на траверсах, причем на опору можно беспрепятственно подняться – лестницы спускаются прямо к земле, в отличие от большинства других переходов, где лесенки обычно не доходят до земли на 2 – 3 м, чтобы уменьшить соблазн «туристов» залезть на мачту.

Наибольшую сложность представляло сооружение фундаментов опор в воде. Монтаж переходных опор на акватории – сложная задача, требующая специального обустройства фундаментной площадки временными причалами, грузоподъемными механизмами. Поэтому впервые в практике строительства ВЛЭП (как в нашей стране, так и за рубежом) было принято решение о сооружении перехода наплавным методом: в особом котловане-доке были сооружены плавающие фундаменты и на них смонтированы переходные опоры.

Наплавные фундаменты были выполнены пустотелыми, из тонкостенных железобетонных элементов и, по сути, представляли собой огромные поплавки. Для обеспечения их плавучести фундамент был собран из водонепроницаемого днища, наружного борта и внутренних переборок, разделяющих внутреннюю часть фундамента на 8 изолированных друг от друга балластных отсеков, а также отсека для размещения оборудования и центрального распределительного отсека. Такое исполнение обеспечило непотопляемость фундамента и точность его балластировки, а также достаточную устойчивость при буксировке суднами.

После окончания строительства фундаментов и монтажа на них переходных опор котлован заполнили водой до уровня Каховского водохранилища. При открытых кингстонах одновременно происходило заполнение водой всех внутренних отсеков фундаментов. После этого была разобрана перемычка, разделяющая котлован-док и Каховское водохранилище. Затем поочередно, при закрытых кингстонах, из каждого отсека фундамента мощными насосами откачивали воду и после его всплытия буксировали к месту установки на трассе перехода.

Буксировка опор по водохранилищу и работы по их установке производились с помощью 5 буксирных теплоходов – 2 головных (мощностью по 883 кВт); 2 боковых (мощностью по 220 кВт) и 1 заднего (тормозного, мощностью 442 кВт). Все 5 систем «фундамент + опора» была доставлены к месту назначения за 12 дней, затем отсеки фундаментов снова затапливали, в результате чего они «садились» на нужное место на дне водохранилища. Переход ВЛЭП 330 кВ (Л243/244) был введен в эксплуатацию в 1977 г. В 1984 г. аналогичным наплавным методом, тем же составом строительно-монтажных организаций был сооружен одноцепной переход линии 750 кВ «Запорожская АЭС – ПС-750 кВ Днепровская» по схеме К-2П-А-3П-К (П переходная опора), что обеспечило передачу электроэнергии от ЗАЭС. Створ перехода от ЗАЭС был выбран параллельно уже существующему переходу ВЛЭП-330 кВ от ЗаТЭС, на расстоянии 350 м.

При строительстве перехода ВЛЭП-750 кВ через Каховское водохранилище использовали опыт проектирования и строительства перехода линии 330 кВ. Из пяти переходных опор три были установлены на акватории водохранилища. Опоры оцинкованные, переходные промежуточные опоры высотой 126 м весом 375 тонн каждая, анкерная опора высотой 100 м весила 350 т. Длины переходных пролетов составляют 1215÷1350 м. Монтаж проводов был выполнен при помощи раскаточных барж и буксиров без опускания на дно водохранилища во избежание повреждений. Состояние переходов всех линий постоянно контролируют, периодически изучают, отправляя на места специалистов, в том числе для изучения подводной части фундаментов.

Переходы ВЛЭП через Каховское «море», пожалуй, можно отнести к числу самых интересных конструкций, используемых для передачи электроэнергии в мировом масштабе, рис. 21.

5.4. Подготовка (раскатка) проводов ВЛЭП для крепления на опорах

Раскатку проводов проводят в направлении от более высокой отметки к низкой после подписания акта, подтверждающего окончание работ по установке и выверке опор, ликвидации недоделок на опорах и оттяжках. Главная задача при раскатке проводов – обеспечить сохранность проводов и оцинковки троса.

Концевые опоры 330 кВ Верхушка переходной опоры 330кВ

Концевые опоры 330 кВ                                      Верхушка переходной опоры 330кВ

Наплавные фундаменты опор 330 кВ Общий вид переходов ВЛЭП через водохранилище

Наплавные фундаменты опор 330 кВ                     Общий вид переходов ВЛЭП

Береговая переходная опора 330 кВ Береговая переходная опора 750 кВ

Береговая переходная  опора 330 кВ                Береговая переходная опора 750 кВ

Концевые опоры 330 кВ Переход 330 и 750 кВ

Концевые опоры 330 кВ                                              Переход 330 и 750 кВ

Рисунок 21 – Переход ВЛЭП через Каховское «море»

Вывозимые на трассу барабаны с проводом должны быть с одинаковыми или близкими строительными длинами. Развозку барабанов с проводом и грозозащитным тросом производят в соответствии с картой развозки, где указано место установки барабана и направление раскатки. Раскатку производят с транспортеров, раскаточных тележек, саней или с неподвижных устройств, на которые устанавливают барабаны. Раскатку начинают от анкерной опоры на очень малой скорости, не допуская волочения проводов по земле. Оставшиеся на барабане 10– 15 витков разматывают вручную, в обратную сторону. При этом с каждой стороны для сращивания с проводом следующего барабана оставляют концы длиной 2÷3 м. При раскатке необходимо добиваться синхронности работы раскаточного устройства и скорости движения трактора. Раскатку проводов и канатов волочением можно применять только в тех случаях, когда исключается возможность их повреждения: по травяному покрову, по гладкому льду, по неглубокому снегу. Во время раскатки ведут наблюдение за правильностью сматывания провода с барабана и за появлением повреждений проводов и троса. Повреждения помечают и устраняют до подъема на опоры.

Допускается одновременно раскатывать сразу несколько кабелей. Расщепленные провода в одной фазе раскатывают одновременно с раскаточных тележек, на которых устанавливают два или три барабана. Порядок производства работ при такой раскатке тот же, что и при раскатке одного провода. На отдельных участках, где трактор не может пройти, раскатку проводят с применением вспомогательного троса, которым протягивают провода и канаты вручную или трактором с лебедкой, установленным за пределами препятствия. Для этого конец провода, сходящий с барабана, прикрепляют к тяговому канату трактора и вытягивают.

Барабаны с проводом (тросом) располагают у последней опоры, ограничивающей препятствие, и производят раскатку вручную по всей длине препятствия. Затем провод (трос) укладывают в монтажные ролики и поднимают на опоры. При переходе через автомобильные дороги с интенсивным движением раскатку проводов ВЛЭП проводят по слою защиты.

Переход через электрифицированную железную дорогу производится в период прекращения движения поездов и, как правило, при отключении проводов линий связи и автоблокировки. Напряжение с железнодорожных контактных проводов на время монтажа должно быть снято. Сращивание проводов ВЛЭП и грозозащитных тросов при переходе через железную дорогу не допускается.

6. Провода и изоляторы ВЛЭП

6.1. Марки, сечения, характеристики поводов для ВЛЭП

Материалы проводов и тросов должны иметь высокую электрическую проводимость, обладать достаточной механической прочностью, выдерживать атмосферные воздействия. Диаметр и материал для провода ВЛЭП подбираются под проектную нагрузку каждой линии. Наиболее часто используют сталеалюминиевые повода (марка АС). Провода из одной проволоки, называемые однопроволочными (площадь сечения от 1 до 10 мм2), имеют небольшую прочность, их применяют только для ВЛЭП напряжением до 1 кВ. Многопроволочные провода, свитые из нескольких проволок, более гибкие и прочные, выпускают сечением до 500 мм2, и применяют для ВЛЭП всех напряжений. К классу многопроволочных проводов относятся и самонесущие изолированные провода (СИП).

Обычно многопроволочные провода изготовляют из круглых проволок, причем в центре помещают несколько проволок одинакового диаметра, рис. 22. Длина скрученной проволоки больше длины, измеренной по его оси, что вызывает увеличение фактической массы провода на 1–2 % по сравнению с расчетной, получаемой умножением сечения провода на длину и плотность материала. Во всех расчетах принимается фактическая масса провода, указанная в соответствующих стандартах.

провода для ВЛЭП

Виды проводов для ВЛЭП

сип-3 СИП — 3

Рисунок 22 – Виды проводов для ВЛЭП

Следует помнить, что провода из алюминия подвержены коррозии, особенно на морских побережьях, а стальные провода разрушаются даже при нормальных атмосферных условиях. Внутреннее межпроволочное пространство может заполняться нейтральной смазкой, повышающей стойкость к нагреву, или быть без нее.

По условиям механической прочности для ВЛЭП напряжением до 1 кВ применяют однопроволочные и многопроволочные провода различных сечений: алюминиевые А – не менее 16 мм2; сталеалюминиевые АС и биметаллические ПСТ – не менее 10 мм2; стальные многопроволочные ПС – 25 мм2. Сечение многопроволочных проводов для ВЛЭП напряжением до 35 кВ определяют по условиям механической прочности, а для ВЛЭП напряжением 110 кВ и выше – по величине потерь «на корону».

«Корона» возникает при атмосферном давлении из-за появления разрядного тока между проводами при ионизации воздуха. Ионизация возникает при предельном значения напряженности электрического поля (для воздуха около 30 кВ/см). Коронный разряд сопровождается характерным потрескиванием, образованием озона и окислов азота, фиолетовым свечением («короной») вблизи поверхности проводов. Электромагнитные излучения от «короны» ухудшают работу высокочастотных систем защиты и связи, создают помехи радиоприему, искажают синусоидальную форму напряжения в сети, вызывают коррозию проводов, приводят к ухудшению работы высокочастотных установок. С «короной» борются конструктивными методами: на ВЛЭП при напряжении 330 кВ и выше применяют расщепление проводов на дополнительные линии:

  • при напряжении 330 кВ провод расщепляют на две линии и монтируют параллельно;
  • при напряжении 500 кВ – на три и размещают по вершинам равностороннего треугольника;
  • при напряжении 750 и 1150 кВ применяют расщепление на 4÷8 потоков и провода располагают по углам равносторонних многоугольников.

Марки неизолированных проводов, используемых для ВЛЭП, обозначают буквой и цифрой:

  1. буква обозначает материал: М (медь); А (алюминий); АС (сталеалюминевый); ПС (стальной многопроволочный); АТ (алюминиевый, твердый, неотожженный); AM (алюминиевый, мягкий, отожженный); ПСТ (стальной оцинкованный); сплавы АН, АЖ; АС, АСХС (стальной сердечник и алюминиевые проволоки);
  2. цифра обозначает сечение в мм2 (или диаметр в мм).

Например, А50 обозначает алюминиевый провод, сечение которого равно 50 мм2, АС50/8 – сталеалюминевый провод сечением алюминиевой части 50 мм2 и стального сердечника 8 мм2 (в электрических расчетах учитывается проводимость только алюминиевой части провода); ПСТЗ,5, ПСТ4, ПСТ5 – однопроволочные стальные провода, где цифры соответствуют диаметру провода в мм.

Стальные тросы, применяемые на ВЛЭП для грозозащиты, изготовляют из оцинкованной проволоки сечением не менее 25 мм2. На ВЛЭП напряжением 35 кВ применяют тросы сечением 35 мм2, для 110 кВ – 50 мм2, для 220 кВ и выше – 70 мм2. ВЛЭП с неизолированными проводами постепенно вытесняются линиями с СИП-ами. СИП изготавливают из медных или алюминиевых жил, покрытых резиной с защитным слоем из диэлектрических волокнистых материалов либо полихлорвиниловыми пластикатами без дополнительной внешней защиты.

6.2. Способы соединения проводов ВЛЭП

Выбор способа соединения проводов ВЛЭП определяется их материалом, конструкцией и сечением, районом гололедности, номинальным напряжением, механическими нагрузками. Провода ВЛЭП бывают много- и однопроволочные, монометаллические (алюминиевые, медные) и биметаллические (сталеалюминевые, сталебронзовые, сталемедные).

Многопроволочные алюминиевые, медные и сталеалюминевые провода состоят из нескольких повивов проволок одного диаметра: в центре сечения располагается одна проволока – первый повив, вокруг нее концентрически располагают шесть проволок второго повива, затем проволоки третьего повива и т. д. (см. рис.5.22) При этом число проволок в каждом повиве увеличивается на шесть по сравнению с предыдущим. У биметаллических проводов однопроволочный центральный стальной провод обеспечивает необходимую механическую прочность. На него сверху приваривают «рубашку» из цветного металла (меди, алюминия), по которой идет ток.

Биметаллическая сталемедная проволока в качестве проводов на ВЛЭП 0,4 кВ применяется в условиях загрязненной атмосферы. Согласно ПУЭ, на ВЛЭП до 1 кВ сечение биметаллических проводов по условиям механической прочности должно быть не менее 10 мм2. Перед соединением («сращиванием») необходимо подготовить провода и арматуру: очистить их от грязи, удалить оксид алюминия, наложить смазку из технического вазелина на соединяемые концы. Подготовка должна производиться очень быстро, так как алюминий окисляется в течение 2 – 3 сек.

Провода ВЛЭП соединяют различными способами:

  • скруткой;
  • бандажированием;
  • с помощью овального соединителя (гильзы) с опрессованием и сваркой концов проводов в петле;
  • сваркой встык и последующим прессованием проводов вместе с шунтом в двух соединительных гильзах;
  • сваркой встык и прессованием проводов с шунтом в овальной соединительной гильзе;
  • внахлест с прессованием в соединительной гильзе;
  • болтовым сжимом (рис. 23).

Способы соединения проводов ВЛЭП

Рисунок 23 – Способы соединения проводов ВЛЭП: а – скруткой; б – бандажированием; в – прессованием в гильзе и сваркой в петле; г – сваркой встык и прессованием провода в двух соединительных гильзах; д – прессованием провода вместе с шунтом; е – прессование внахлест в соединительной гильзе; ж – болтовым сжимом

Соединение проводов методом скручивания. Подготовленные концы проводов с двух сторон внахлест вводят в овальный соединительный зажим. На выступающие концы накладывают бандажи и устанавливают зажим, который проворачивают не менее четырех раз. Допускается соединение методом скручивания с последующей сваркой выпущенных концов в пролетах сталеалюминевых проводов при сечении до 185 мм2, а при сечении 240 мм2 и выше – в шлейфах анкерных опор сваркой концов проводов с последующим прессованием алюминиевых корпусов зажимами при помощи гидравлических прессов.

Соединение проводов прессованием выполняют поэтапно. Перед прессованием выпрямляют концы проводов и накладывают первый бандаж из проволоки. Концы проводов обрезают. Затем накладывают второй бандаж на расстоянии 115 мм от концов для АС (185/24÷330/43) и на расстоянии 125 мм для АС 330/66; АС 400/18; АС 400/22. На расстоянии 5 мм от второго бандажа удаляют алюминиевые (медные) жилы, не допуская при этом повреждения стального сердечника. Освобожденный конец стального сердечника промывают бензином и на него надевают стальной зажим. Второй конец провода вводят в зажим с другой стороны так, чтобы проволока проходила внутри зажима и выходила с другой стороны на 10–15 мм. Соединенный участок опрессовывают от середины к концам, перекрывая предыдущий сжим не менее чем на 5 мм.

Соединения проводов в шлейфах выполняют петлевыми переходными зажимами или сваривают термитным патроном. При этом концы проводов прессуют зажимами, а зажимы соединяют болтами. При переходе от одной марки провода к другой в шлейфах анкерных опор устанавливают петлевые переходные прессующие зажимы. «Лапки» зажима прессуют специальным приспособлением. Соединение грозозащитных тросов осуществляют с помощью соединительных зажимов.

Соединение взрывом применяется для соединения сталеалюминевых проводов АС240–АС500, АС70/72, а также при соединении стальных канатов грозозащитных тросов С50 и С70 с использованием соединительных, шлейфовых, натяжных, ответвительных и ремонтных зажимов. Соединение и опрессование стального сердечника и алюминиевой оболочки провода осуществляют за один раз. Соединение взрывом может выполняться и на высоте, но только при наличии у рабочего разрешения на право производства взрывных работ.

Соединение проводов сваркой термитными патронами применяют при соединении в шлейфах анкерных опор. Термитные патроны выпускаются двух типов: ПАС и ПА. Патроны ПАС состоят из стальной трубки, в которой запрессована термитная шашка, и алюминиевого вкладыша. Сбоку на шашку наносят красную метку. Патроны ПА состоят из трубки с термитной шашкой и с вертикальным отверстием, трубка при помощи колпачков или втулок надевается на свариваемые провода. Соединение сваркой производят в соответствии с «Типовой инструкцией по сварке неизолированных проводов с помощью термитных патронов».

Прессование натяжными зажимами типа НАС. Перед прессованием концы соединяемых проводов промывают бензином, протирают и наносят защитную смазку. Перед установкой зажима провод зачищают металлической щеткой до блеска. Места прессования перекрывают зажимом не менее чем на 5 мм.

В пролетах ВЛЭП, пересекающих инженерные сооружения, допускается одно соединение на пролет.

В соответствии с ГОСТ 839-80 срок службы проводов должен быть не менее:

  • для проводов марок А, АС — 45 лет;
  • для проводов марок АКП, АН, АНКП, АЖ, АЖКП, АСКП – 25 лет;
  • для проводов марок АСКС, АСК — 10 лет.

В последние десятилетия все большее применение для ВЛЭП находят СИП-ы,. Они применяются при строительстве ВЛЭП до 1 кВ и 6÷110 кВ при температуре эксплуатации от -45 °C до +50 °C во всех климатических районах. Провод СИП состоит из трех алюминиевых изолированных фазных проводников, скрученных вокруг гибкого изолированного несущего нулевого троса. Нулевой стальной трос, как и все фазные проводники, изолирован полиэтиленом.

Первые СИП были разработаны в Скандинавии в начале 80-х годов 20-го века. В Норвегии и Швеции такой провод на напряжение 6–20 кВ известен под маркой BLX, в Финляндии – как PAS или как Pirelli SAX (ранее Nokia), а теперь SAX-W. В результате применения СИП-ов аварийность ВЛЭП была значительно снижена. Такие линии практически не требуют обслуживания и более безопасные. Так, например, в Финляндии среднее время отключения ВЛЭП с СИП-ами напряжением 6-35 кВ по всей территории, включая даже отдаленные северные районы, составляло всего 2 часа 15 мин за весь год.

В СССР СИПы начали выпускать с 1997 года. Они отличаются от скандинавских более широким диапазоном сечений, гидрофобным слоем между жилой и изоляцией. Жилы СИП выполняются из алюминиевого сплава высокой прочности или из сталеалюминия, изоляция – из силанольно-сшитого полиэтилена. Температурные характеристики такой изоляции: +90 ºС в долговременном режиме, +130 ºС в режиме длительной перегрузки (до 8 часов в сутки) и +250 ºС в режиме короткого замыкания (КЗ). Изоляционный слой имеет толщину около 2,5 мм, и его можно считать только защитным. В изоляцию добавляют около 2 % сажи для достижения стойкости полиэтилена к ультрафиолетовому излучению. Несмотря на то, что изоляция выдерживает на пробой 60 кВ, провод подвешивают по фазам на отдельные изоляторы. При схлестывании проводов или падении на линию дерева, изоляция выдерживает рабочее напряжение, и линия продолжает работать.

Преимущества СИП:

  • возможно применение действующих опор, которые ранее использовались для проводов без изоляции, новые опоры выполняют меньшей высоты;
  • высокая надежность и бесперебойность энергообеспечения потребителей, они пожаробезопасны, т.к. не боятся схлестывания; при случайных перекрытиях КЗ между проводами не возникнет; у них малая вероятность замыкания на землю, отсутствует гололедообразование. Сокращены эксплуатационные расходы за счет уменьшения объемов аварийно-восстановительных работ;
  • высокая механическая прочность проводов и, соответственно, малая вероятность их обрыва;
  • уменьшается расстояние между проводами на опорах и в пролете, необходима меньшая ширина просеки;
  • упрощаются и уменьшаются сроки монтажных работ, сокращаются трудозатраты при строительстве линий;
  • исключено воровство проводов, т.к. они не подлежат вторичной переработке;
  • сравнительно небольшая стоимость линии – СИП-ы только на 35 % дороже «голых», но из-за значительного сокращения эксплуатационных расходов реальное сокращение доходит до 80 %, и СИП-ы быстро окупаются.

Недостатком СИП является необходимость их защиты от грозовых перенапряжений. При возникновении грозового перенапряжения пробивается воздушный промежуток, по поверхности линии формируется дуга, она подпитывается сетью и горит достаточно долго. Изоляция не дает дуге двигаться, и она горит на проводе в месте пробоя, провод пережигается и обрывается. В сетях среднего напряжения такой пробой не регистрируется релейной защитой, и линия не отключается. Для «голых» проводов грозовые перенапряжения не так страшны, т.к. основание дуги со стороны провода не «стоит» на месте, постоянно перемещается по нему. Необходимость защиты СИП от грозовых перенапряжений требует дополнительных затрат, но они быстро окупаются. Существуют различные способы защиты СИП от грозовых перенапряжений, например, защита искровым промежутком или использование ограничителей перенапряжения.

В настоящее время для защиты ВЛЭП среднего напряжения (6- 20 кВ) от грозовых перенапряжений применяют специальные устройства – длинно-искровые разрядники петлевого типа РДИП, которые должны устанавливаться на всем протяжении ВЛЭП, на подходах к подстанции и кабельным вставкам. Они позволяют исключить перекрытие изоляции на линии и убрать негативные последствия индуктированных грозовых перенапряжений, рис. 24. Длинно-искровые разрядники не подвержены разрушающему воздействию молний и возникающих токов от дуговых замыканий, как нелинейные ограничители перенапряжений или трубчатые и вентильные разрядники, поскольку эти токи протекают вне конструкции разрядника.

Длинно-искровой петлевой разрядник

Рисунок 24 – Длинно-искровой петлевой разрядник

На проводе ВЛЭП, напротив металлической трубки разрядника, закрепляется универсальный зажим для создания необходимого искрового промежутка. Универсальный зажим крепит изолированную петлю разрядника к проводу. Зажим изготовлен из стали, покрыт защитным слоем цинка и имеет конструкцию, обеспечивающую надежное крепление к элементам арматуры ВЛЭП. Конструкция зажима позволяет устанавливать его как на неизолированные, так и на защищенные провода (СИП), зажим для которых имеет прокусывающие зубцы. Разрядники защищают провода от пережогов, изоляцию ВЛЭП – от грозовых перенапряжений, ВЛЭП и установленное на них оборудование – от грозовых отключений и повреждений, электрические сети – от дуговых замыканий.

В Украине для реконструкции существующих и строительства новых ВЛЭП на напряжение до 1 кВ используют СИП «Торсада» производства компании «Алкатель» (Франция) и СИП1÷СИП5 производства завода «Южкабель» (г. Харьков).

6.3. Виды и характеристики изоляторов ВЛЭП

Изоляторы предназначены для отделения (изоляции) токоведущих частей друг от друга и от элементов конструкции, для крепления проводов и грозозащитных тросов на ВЛЭП, на РУ электростанций и подстанций постоянного и переменного тока. Для изоляторов используют материалы, обладающие высокими диэлектрическими свойствами. Их изготавливают из фарфора (керамики), стекла и полимерных материалов, рис. 25.

Изоляторы для крепления проводов ВЛЭП

Рисунок 25 – Изоляторы для крепления проводов ВЛЭП

Изоляторы для крепления проводов на ВЛЭП выбирают с учетом расчетных нагрузок от тяжения проводов, района гололедности, давления ветра на провода и т.д.

На линиях напряжением 0,4–10 кВ применяют штыревые и подвесные изоляторы, разработанные в 70–80-х годах 20-го века. Штыревые изоляторы применяются при напряжении 0,4–10 кВ, при напряжении 10–35 кВ применяются как штыревые, так и подвесные изоляторы. В современных подвесных и штыревых изоляторах используют новые полимерные материалы и новые способы монтажа ВЛЭП.

Для ВЛЭП напряжением до 1 кВ применяют изоляторы ТФ (телефонный фарфоровый), РФО (радиотрансляционный фарфоровый ответвительный) и ШФН (штыревой фарфоровый низковольтный); для ВЛЭП напряжением 6 кВ – Ш-6 и Ш-10 (штыревые), а в местах анкерных креплений – П (подвесные). Способы крепления проводов на штыревых изоляторах показаны на рис. 26.

Способы крепления проводов ВЛЭП напряжением до 1 кВ на изоляторах

Рисунок 26 – Способы крепления проводов ВЛЭП напряжением до 1 кВ на изоляторах: а – вязкой на головке; б – вязкой «на шейке»; в – заглушкой; г – двойное крепление

В некоторых случаях необходимо к проводам ВЛЭП присоединять кабели. Чаще всего это бывает в населенной местности или при пересечении с различными сооружениями. Кабель при присоединении к ВЛЭП до высоты не менее 2 м от земли защищают от механических повреждений металлической трубой, которую после установки тщательно уплотняют во избежание попадания влаги (рис. 27).

Минимальное расстояние от земли до концевой муфты, в которой соединяют кабель и токонесущую жилу ВЛЭП, составляет 3 м при напряжении до 1 кВ, а при напряжении 6÷10 кВ – 4,5 м.

При длине кабельной вставки в линию ВЛЭП менее 1,5 км защиту от грозовых перенапряжений выполняют трубчатыми или вентильными разрядниками. Зажим разрядника, металлическую оболочку кабеля и корпус кабельной муфты соединяют между собой и заземляют.

Разрядник крепят хомутом на штыре изолятора, см. рис. 24. На ВЛЭП высокого напряжения используются гирлянды, состоящие из последовательно соединенных шарнирным способом (стержень в пазу «шапки» изоляторов). Они фиксируются в гирлянде специальным замком во избежание самопроизвольного расцепления гирлянды, рис. 28.

Изоляторы из закаленного стекла, в отличие от фарфоровых, не требуют проверки на электрическую прочность перед монтажом.

Вывод кабеля на опору для присоединения к ВЛЭП напряжением 10 кВ

Рисунок 27 – Вывод кабеля на опору для присоединения к ВЛЭП напряжением 10 кВ: 1 – концевая муфта; 2 – силовой кабель; 3 – стальная труба; 4 – разрядник

многоцепная изолирующая подвеска–гирлянда стеклянных изоляторов 275 кВ и элемент опоры

а

изоляторы стеклянные

б

Рисунок 28 – Гирлянды изоляторов ВЛЭП: а – многоцепная изолирующая подвеска–гирлянда стеклянных изоляторов 275 кВ и элемент опоры, (Ланкашир, Великобритания); б – изоляторы стеклянные, 110/400 кВ, длина 1 м, (Львов, Украина)

При наличии дефекта стеклянный изолятор рассыпается на мелкие части, но его остаток сохраняет несущую способность, равную не менее 75 % номинальной электромеханической прочности изолятора.

Полимерные изоляторы – комбинированная конструкция, состоящая из высокопрочных стеклопластиковых стержней с полимерным защитным покрытием, «тарелок» и металлических наконечников. Стеклопластиковый стержень защищается от внешних воздействий защитной оболочкой, стойкой к ультрафиолетовому излучению и к химическим воздействиям. Полимерные изоляторы значительно легче, чем «гирлянды» изоляторов из стекла и фарфора.

Основные характеристики изоляторов:

  • допустимые значения механических и электромеханических разрушающих сил;
  • соотношение длины пути утечки изолятора (в мм) и строительной высоты изолятора (в мм).

Механическая разрушающая сила – наименьшее значение силы, приложенной к изолятору, при которой он разрушается. Электромеханическая разрушающая сила – наименьшее значение разрушающей силы, приложенной к изолятору, величина которой определяется разностью электрических потенциалов. Длина пути утечки изолятора – это кратчайшее расстояние или сумма кратчайших расстояний по контуру наружной изоляционной поверхности между частями, имеющими разные электрические потенциалы. От длины пути утечки зависит надежность работы изолятора при загрязнении и увлажнении. На рис. 29 показано, как по количеству изоляторов определить напряжение ВЛЭП.

Пример определения напряжения ВЛЭП по числу изоляторов в гирлянде

Рисунок 29 – Пример определения напряжения ВЛЭП по числу изоляторов в гирлянде

Эксплуатационные характеристики изоляторов зависят от аэродинамических характеристик изолирующих элементов («тарелок»). Так, хорошее обтекание изолятора способствует уменьшению их загрязнения, т.е. самоочистка гирлянды ветром и дождем осуществляется лучше и, как следствие, лучше сохраняются изоляционные качества.

6.4. Заземляющие устройства ВЛЭП

Заземляющие устройства обеспечивают электробезопасность линий. Они предназначены для отвода в землю импульсных токов, возникающих при прямом ударе молнии в опоры или в грозозащитные тросы, а также для снижения напряжения на проводах линии, которое может увеличиться из-за конденсаторного эффекта «земля-линия». При неполной загрузке линий электропередачи активным током из-за снижения энергопотребления этот эффект усиливается, в линиях наводятся значительные реактивные токи. Перегрузка ВЛЭП реактивной энергией является настолько значительной проблемой, что в некоторых энергетических кампаниях ставят вопрос о снижении напряжения высоковольтных ЛЭП, т.к. избыточная реактивная энергия пропорциональна c·U2, где с – емкость системы «земля-линия»; U – напряжение ВЛЭП.

К заземляющему устройству подключают трубчатые и вентильные разрядники, ограничители перенапряжений, длинно-искровые и мультикамерные разрядники и т.д. (см. рис. 24).

Заземлители могут быть искусственные и естественные: арматура, стойки опор, железобетонные фундаменты ВЛЭП. Если сопротивление фундаментов большое, то вместе с ними применяют искусственные заземлители, которые выполняют в виде горизонтальных «лучей» из круглой стали диаметром 10–16 мм или вертикально вбитых в землю стержней из труб или уголкового профиля.

Заземление опор выполняется при наличии на ВЛЭП средств молниезащиты. Главным средством молниезащиты ВЛЭП является грозозащитный трос. На стальных и железобетонных опорах соединение грозозащитных тросов с заземляющими устройствами всегда осуществляется с использованием металла опор. Заземленная опора служит для уменьшения вероятности обратных перекрытий от протекания тока по заземлителю из-за напряжения, возникающего от удара молнии в опору или трос. В итоге на ВЛЭП подлежат заземлению:

  • опоры, имеющие грозозащитный трос или другие устройства грозозащиты;
  • железобетонные и стальные опоры ВЛЭП напряжением 0,4÷35 кВ;
  • опоры, на которых установлены силовые или измерительные трансформаторы, разъединители и другие аппараты;
  • стальные и железобетонные опоры ВЛЭП 110 – 500 кВ без специальных систем молниезащиты, если это необходимо для обеспечения надежной работы систем релейной защиты и автоматики.

Для использования естественной электрической проводимости нижней части железобетонных опор и фундаментов засыпку котлованов желательно производить вынутым или очищенным грунтом. Углубленные заземлители в виде колец или прямоугольников укладываются на дно котлованов под фундаменты, лучше – один контур на весь котлован. Глубинные заземлители устанавливают на глубине, где они могут достичь хорошо проводящих слоев грунта.

Искусственные заземлители выполняют из стального прута диаметром 12÷16 мм, а в агрессивных грунтах – диаметром 18÷20 мм. В скальных грунтах допускается их прокладка в разработанном слое или по поверхности с бетонированием, а при прокладке в мерзлых грунтах – просто по поверхности.

Когда проводимость поверхностных слоев грунта достаточно высокая и когда в каменистых и скальных грунтах невозможно забить вертикальные заземлители, можно применять горизонтальные протяженные заземлители. Протяженные лучевые заземлители прокладываются параллельно поверхности земли на глубине от 0,5÷1 м.

На участках с очень высоким удельным сопротивлением грунта эффективно применение непрерывных горизонтальных заземлителей, соединяющих несколько опор (так называемые противовесы).

Вертикальные заземлители, в зависимости от характеристик грунта, выполняются длиной от 2,5 до 20 м, их устанавливают методом вдавливания или ввинчивания, рис. 30. Прутки заземлителей соединяют сваркой внахлест по всему периметру, при этом длина нахлеста должна быть не менее шести диаметров прутка.

Установка заземлителей план установки вертикального и горизонтального заземлителей

а                                                                                                                                        б

Рисунок 30 – Установка заземлителей: а – соединение круглого вертикального заземлителя с мощным ЭП; б – план установки вертикального и горизонтального заземлителей

Наиболее экономичны вертикальные заземлители из круглой стали, имеющие хорошую проводимость и легко достигающие проводящие слои грунта. Это происходит из-за того, что при одинаковой глубине введения потери металла от коррозии у заземлителей круглого сечения меньше, чем у заземлителей другого сечения, поскольку при одинаковой длине площадь поверхности у круглых стержней меньше.

Обновлено: 04.05.2023

Проектирование воздушных линий электропередач (ВЛ) должно выполняться в соответствии с ПУЭ, строительными нормами и правилами (СниП), а также указаниями и рекомендациями инструкций, руководящих указаний, действующих директивных документов, относящихся к проектированию, сооружению и эксплуатации ВЛ. При проектировании ВЛ следует ориентироваться на утвержденную схему развития энергосистемы или электросетей данного промышленного района на ближайшие 5 лет с учетом перспективы на 10 лет.

Трасса ВЛ должна быть по возможности кратчайшей, соответствовать схеме развития электросетей данного района и учитывать материалы районной планировки. Выбор трассы следует производить на основе технико-экономических сравнений возможных вариантов, намечаемых при предварительных изысканиях на стадии проекта или при разработке утверждаемых материалов рабочего проекта.

При проектировании ВЛ необходимо ориентироваться на стандартные материалы, унифицированные и типовые конструкции. Применение нестандартных конструкций допускается как исключение при соответствующем технико-экономическом обосновании.

Данный курсовой проект содержит расчет линии 110 кВ, выбор соответствующего оборудования и защиты, обеспечивающих надежную работу всей ЛЭП.

1. РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

При выборе конфигурации сети следует учитывать следующие принципы оптимальности сети:

1.Сеть должна быть как можно короче.

2.Электрический путь от источников к потребителям целесообразно делать короче.

.Электрическая сеть должна удовлетворять условиям надежности электроснабжения потребителей.

Основным критерием при разработке вариантов развития электрической сети экономичность при одновременном выполнении требований надежности электроснабжения. Экономический критерий – это минимум приведенных затрат, включающих как капитальные вложения, так и эксплуатационные расходы.

При выполнении данного курсового проекта были взяты на рассмотрение 3 варианта схемы электроснабжения представленные на рис.1-3. На рис.1-3 приняты следующие обозначения:

Е – источник питания;

А – потребитель 1й категории;

В – потребитель 3й категории;

C – потребитель 2й категории;

D – потребитель 1й категории.

Варианты схем эл. снабжения представлены на рисунке 1.1

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ

2.1 Полные мощности потребителей

2.2.1 Расчет для схемы № 1

Пренебрегая потерями мощности в линиях и трансформаторах, определим токи на участках:

где Ii – ток на i-ом участке,

Si – нагрузка на i-ый участок.

Сечение проводов на участках:

где ji – экономическая плотность тока, зависящая от времени использования максимума нагрузки. Определятся из таблицы 2.1

j, А/мм2Tmax, ч1000-30003000-50005000-87601,31,11

Выбираем сталеалюминевые провода марки АС -240 (=0,121 Ом/км, =0,435 Ом/км, Iдоп=605 А).

– Проверка сечения провода по допустимому току на участке линии потребителя 1, 2 категории:

где – максимальная токовая нагрузки для выбранного типа провода, А.

Максимальный ток в линии №1 (см. рис.1) на участке EС, следовательно проверку по допустимому току достаточно провести на данном направлении.

2.2.2 Расчет для схемы 2 (кольцевая магистраль)

Исходя из рис. с учетом масштаба получаем длины участков ЛЭП:

Мощность, передаваемая от источника Е1:

Мощность, передаваемая от источника Е2:

Граница мощностей S21 на потребителе С (рисунок 2.2 ).

Токи на участках кольца:

Токи вне кольца:

-Определим токи в линиях в аварийном режиме работы

) При обрыве линии от источника 1:

) При обрыве линии от источника 2 :

Сечение проводов на участках:

Выбираем сталеалюминевые провода марки АС -300 (=0,087 Ом/км, =0,429 Ом/км, Iдоп=710 А).

– Проверка сечения провода по допустимому току на участке линии

2.2.3 Расчет для схемы 3

Токи на участках:

Сечение проводов на участках:

Выбираем сталеалюминевые провода марки АС-330 (Ом/км; Ом/км; А.).

– Проверка сечения провода по допустимому току на участке линии

3.РАСЧЕТ ПОТЕРЬ НАПРЯЖЕНИЯ В ЛЭП И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

3.1Расчет потерь напряжения в ЛЭП

Определим потери напряжения на участках:

где – удельное активное и реактивное сопротивления линии, Ом/км;

– длина участка ЛЭП, км;

– активная и реактивная мощности на участках ЛЭП, соответственно, МВА, МВАр.

Проектирование воздушных линий электропередачи, его основные этапы. Особенности выбора промежуточных опор и линейной арматуры. Механический расчет проводов, и грозозащитного троса и монтажных стрел провеса. Специфика расстановки опор по профилю трассы.

1 Исходные данные 4

2 Определение физико-механических характеристик провода и троса 5

3 Выбор унифицированной опоры 7

4 Расчет проводов и троса на механическую прочность 9

4.1 Определение толщина стенки гололеда и величины скоростного напора ветра 9

4.2 Определение удельных нагрузок на провод и трос 11

4.3 Расчет критических пролетов 13

4.4 Расчет напряжений в проводе 15

4.5 Определение стрелы провеса проводов и троса 17

4.6 Определение напряжений в тросе 18

5 Выбор изоляторов и линейной арматуры 21

6 Расстановка опор по профилю трассы 28

6.1 Построение шаблона 28

6.2 Проверка опор на прочность 31

7 Расчет монтажных стрел провеса провода и троса 34

Проектирование механической части воздушных линий электропередачи является важной частью проектирования электроснабжения. От правильного выбора элементов ЛЭП зависит долговременная и безопасная эксплуатация линий, и, соответственно, надежное и качественное электроснабжение потребителей.

В данном курсовом проекте рассмотрены основные этапы проектирования механической части воздушных ЛЭП: выбор промежуточных опор, механический расчет проводов и грозозащитного троса, выбор линейной арматуры, произведены расстановка опор по профилю трассы и расчет монтажных стрел провеса.

1 Исходные данные

Тип ЛЭП: двухцепная воздушная линия напряжением 110 кВ, проходящая в ненаселенной местности.

район по ветру – II;

район по гололеду – IV;

низшая tmin= -10°С;

Тип опор: унифицированные железобетонные.

Марки провода: АС-150.

Марка грозозащитного троса: ТК-50.

Материал изоляторов: фарфор

Степень загрязненности атмосферы I.

2 Определение физико-механических характеристик провода и троса

Физико-механические характеристики провода и троса приведены в таблицах 2.1 и 2.2.

Таблица 2.1 – Физико-механических характеристики провода АС-150/24

Диаметр провода d, мм

Количество и диаметр проволок, шт?мм:

Количество повивов, шт.

Вес провода Gп, даН/км

Модуль упругости Е, даН/мм2

Температурный коэффициент линейного удлинения ?, град-1

Предел прочности, даН/мм2

Удельная нагрузка от собственного веса ?1, даН/(м?мм2)

Допустимое напряжение, даН/мм2

при среднегодовой температуре ?t.ср

при низшей температуре ?t min

при наибольшей нагрузке ?? max

Таблица 2.2 – Физико-механических характеристики троса ТК-50

Диаметр троса dт, мм

Количество и диаметр проволок, шт?мм

Количество повивов, шт.

Вес троса Gт, даН/км

Модуль упругости Ет, даН/мм2

Температурный коэффициент линейного удлинения ?т, град-1

Предел прочности, даН/мм2

Удельная нагрузка от собственного веса ?т1, даН/(м?мм2)

Допустимое напряжение, даН/мм2

при среднегодовой температуре ?тt.ср

при низшей температуре ?тt.min

при наибольшей нагрузке ?т?.max

3 Выбор унифицированной опоры

По исходным данным выбирается тип унифицированной промежуточной опоры ПБ110-8. Основные размеры опоры показаны на рисунке 3.1, технические характеристики опоры приведены в таблице 3.1.

H=26,0м; h1=3,0м; h2=13,5м; h3=4,0м; a1=2,0м; a2=3,5м; a3=2,0м; b=3,3м

Рисунок 3.1 – Унифицированная железобетонная опора ПБ110-8

Таблица 3.1 – Технические характеристики опоры ПБ110-8

Район по гололеду

Расчетный пролет, м,

где ?=0,9 для ненаселенной местности;

4 Расчет проводов и троса на механическую прочность

4.1 Определение толщина стенки гололеда и величины скоростного напора ветра

Средняя высота подвеса проводов на опоре, м,

где hi – расстояние от земли до j-ой траверсы опоры, м;

m – количество проводов на опоре;

? – длина гирлянды изоляторов, м.

Для предварительных расчетов длина гирлянды изоляторов принимается для ВЛ 110 кВ 1,3 м.

Средняя высота подвеса троса на опоре, м,

Допустимая стрела провеса провода, м,

где h2 – расстояние от земли до нижней траверсы, м;

Г – габаритный размер, м;

Допустимая стрела провеса троса, м,

где z – наименьшее допустимое расстояние по вертикали между проводом и тросом в середине пролета, м, для lр=202,5 м z=4;

Высота приведенного центра тяжести провода и троса, м,

Толщина стенки гололеда для провода и троса, мм,

где С – нормативное значение стенки гололеда, мм, (для 2-го района по гололеду С=10 мм);

– поправочные коэффициенты на высоту и диаметр провода или троса

Скоростной напор ветра на провод и трос, даН/м2,

где q – нормативный скоростной напор ветра, даН/м2;

kВ – поправочный коэффициент;

4.2 Определение удельных нагрузок на провод и трос

Удельная нагрузка от собственного веса, даН/(м•мм2), берется из таблиц 2.1 и 2.2:

Удельная нагрузка от веса гололеда, даН/(м•мм2),

где d – диаметр провода или троса, мм;

F – фактическое сечение провода или троса, мм2;

g0=0,9·10-3 даН/(м•мм2) – плотность гололедных отложений;

Удельная нагрузка от веса гололеда и собственного веса провода (троса), даН/(м•мм2),

Удельная нагрузка от давления ветра при отсутствии гололеда, даН/(м•мм2),

где kl – коэффициент, учитывающий влияние длины пролета на ветровую нагрузку;

kH – коэффициент, учитывающий неравномерность скоростного напора ветра по пролету;

СХ – коэффициент лобового сопротивления, равный 1,1 – для проводов диаметром 20 мм и более, свободных от гололеда; 1,2 – для всех проводов, покрытых гололедом, и для проводов диаметром меньше 20 мм, свободных от гололеда;

Удельная нагрузка от давления ветра на провод и трос при наличии гололеда, даН/(м•мм2),

где q?=0,25•qmax для районов с толщиной стенки гололеда до 15 мм;

Удельная нагрузка от давления ветра и веса провода (троса) без гололеда, даН/(м•мм2),

Удельная нагрузка на провод от давления ветра и веса провода, покрытого гололедом, даН/(м•мм2),

4.3 Расчет критических пролетов

Первый критический пролет, м,

где Е – модуль упругости, даН/мм2;

? – температурный коэффициент линейного удлинения материала провода, град-1;

Выражение под корнем меньше нуля. Первый критический пролет – мнимый.

Второй критический пролет, м,

где tгол – температура гололеда, равная -5?С;

Третий критический пролет, м,

В результате получается следующее соотношение критических пролетов и расчетного пролета: lк1 – мнимый, lр=202,5 м>lк3=144,2 м.

На основании полученных соотношений определяется исходный режим. Это режим максимальной нагрузки с параметрами: ?=[. max]=13,0 даН/мм2, ?=?max=8,5·10-3 даН/(м·мм2), t=tгол=-5°С.

4.4 Расчет напряжений в проводе

По уравнению состояния провода рассчитываются напряжения в проводе для режимов среднегодовой температуры – ?tср, режима низшей температуры – ?tmin и наибольшей нагрузки – ??max.

Расчет напряжения в проводе для режима низшей температуры. В уравнение состояния провода подставляются все известные параметры.

Полученное уравнение приводится к виду:

Решение полученного уравнения выполняется итерационным методом касательных. В качестве нулевого приближения принимается значение ?0=10 даН/мм2.

Производная полученной функции y=:

Определяется поправка на первой итерации:

Новое значение напряжения:

Проверка итерационного процесса. Для этого задается точность расчета ?=0,01 даН/мм2.

следовательно расчет нужно продолжить, приняв в качестве нового приближения ?=9,623.

Поправка на второй итерации:

Новое значение напряжения:

Поправка на третьей итерации:

следовательно расчет нужно продолжить, приняв в качестве нового приближения ?=15,775

Поправка на второй итерации:

На основании полученных соотношений определяется исходный режим. Это режим максимальной нагрузки с параметрами: ?и=[. max]=13,0 даН/мм2, ?и=?max=8,5·10-3 даН/(м·мм2), tи=tгол=-5°С.

Расчет напряжения при монтаже осуществляется с помощью уравнения

Стрела провеса провода в интересующем пролете lф, м, определяется из выражения

Тяжение провода, даН, рассчитывается по формуле

С помощью уравнения состояния рассчитывается напряжение в проводе при температуре монтажа tmax=40°C и tmin=-10°C.

Полученное уравнение приводится к виду:

Тяжение в проводе, даН,

Полученное уравнение приводится к виду:

Тяжение в проводе, даН,

Для наибольшего пролета lmax=194 м и наименьшего пролета lmin=125 м по формуле (7.2) рассчитываются стрелы провеса при максимальной и минимальной температурах, м,

Расчет при других температурах выполняется аналогично, результаты заносятся в таблицу 7.1.

Стрела провеса провода в габаритном пролете при температуре 15°С, м,

Исходные данные для троса: ?тгр=14,7 даН/мм2, ?т1=8·10-3 даН/(м·мм2), t=15°C.

Стрела провеса троса в габаритном пролете в режиме грозы исходя из требуемого расстояния z для габаритного пролета, м,

Определяется величина напряжения в тросе по известной величине fтгр, даН/мм2,

Определяются напряжения в тросе при температуре монтажа из уравнения состояния, принимая в качестве исходного грозовой режим.

Для наибольшего пролета lmax=194 м и наименьшего пролета lmin=125 м рассчитываются стрелы провеса троса, м,

Тяжение в тросе, даН,

Расчет для температуры -10°С.

Полученное уравнение приводится к виду:

Тяжение в тросе, даН,

Стрела провеса при lmax=194 м, м,

Стрела провеса при lmin=125 м, м,

Расчет при других температурах выполняется аналогично, результаты заносятся в таблицу 7.2.

Таблица 7.1 – Монтажная таблица провода

Стрела провеса в пролете длиной, м

Таблица 7.2 – Монтажная таблица троса

Стрела провеса в пролете длиной, м

Монтажные графики для провода и троса изображены на рисунках 7.1 и 7.2.

Рисунок 7.1 – Монтажные графики для провода

Рисунок 7.2 – Монтажные графики для троса

В данном курсовом проекте были рассмотрены основные этапы проектирования механической части воздушных ЛЭП: выполнены выбор промежуточных опор, механический расчет проводов и грозозащитного троса, выбор линейной арматуры, произведены расстановка опор по профилю трассы и расчет монтажных стрел провеса.

В ходе выполнения данного курсового проекта получены навыки пользования справочными материалами и нормативными документами, а также навыки выполнения самостоятельных инженерных расчетов с привлечением прикладного программного обеспечения персональных компьютеров.

1. Правила устройства электроустановок. – СПб.: Издательство ДЕАН, 2001. – 928 с.

2. Проектирование механической части воздушных ЛЭП. Учебное пособие по курсовому и дипломному проектированию. – Киров, 2004.-99 с.

Чтобы скачать работу бесплатно нужно вступить в нашу группу ВКонтакте. Просто кликните по кнопке ниже. Кстати, в нашей группе мы бесплатно помогаем с написанием учебных работ.

>>>>> Перейти к скачиванию файла с работой
Кстати! В нашей группе ВКонтакте мы бесплатно помогаем с поиском рефератов, курсовых и информации для их написания. Не спешите выходить из группы после загрузки работы, мы ещё можем Вам пригодиться 😉

Секреты идеального введения курсовой работы (а также реферата и диплома) от профессиональных авторов крупнейших рефератных агентств России. Узнайте, как правильно сформулировать актуальность темы работы, определить цели и задачи, указать предмет, объект и методы исследования, а также теоретическую, нормативно-правовую и практическую базу Вашей работы.

Секреты идеального заключения дипломной и курсовой работы от профессиональных авторов крупнейших рефератных агентств России. Узнайте, как правильно сформулировать выводы о проделанной работы и составить рекомендации по совершенствованию изучаемого вопроса.

Воздушные линии (ВЛ) электропередачи находят широкое примене­ние для передачи и распределения электроэнергии между потребителями горных предприятий. В таких линиях электроэнергия передается по голым проводам, расположенным на открытом воздухе и закрепляемом при по­мощи изоляторов и арматуры к опорам или кронштейнам и стойкам на зданиях и инженерных конструкциях. ВЛ внешнего электроснабжения мо­гут быть одно- и двухцепными.

К основным элементам воздушных линий относятся опоры, провода, изоляторы и арматура.

По назначению опоры делятся на промежуточные, анкерные, конце­вые, угловые и специальные.

стационарные и пере­движные ВЛ. Стационарные

При сооружении ВЛ должны быть выдержаны расстояния между проводами и другими сооружениями, находящимися в непосредственной близости от линии.

Для монтажа ВЛ применяют типовые унифицированные опоры. Они могут быть деревянными, комбинированными (стойки деревянные, пасын­ки железобетонные), железобетонными, а для линий 110 кВ и выше метал­лическими.

Основной недостаток деревянных опор — сравнительно небольшой срок службы, а металлических — большая стоимость. Поэтому нашли более широкое применение железобетонные опоры, которые имеют достаточно большой срок службы и исключают большие капитальные и эксплуатаци­онные расходы.

Для железобетонных опор

В карьерных линиях 6-10 кВ используются деревянные, железобе­тонные и комбинированные (деревянные с железобетонными пасынка­ми) опоры. Для линий 35 кВ применяются металлические и железобе­тонные опоры.

Соединение элементов

Демонтаж, монтаж и транспортировка

Расстояние между опорами линий электропередачи определяется расчетами при составлении проекта линий. Для передвижных опор рас­стояние между ними не должно превышать 50 метров. При спуске линии с уступа на уступ расстояние между опорами определяется по проекции на горизонтальную плоскость, которая не должна превышать 40 м.

Воздушные линии электропередачи

. механической прочности. Деревянные и железобетонные опоры могут быть промежуточными, угловыми и анкерными. Угловые опоры . составление графиков производства работ. Работы непосредственно на трассе . узкой полосой вдоль трассы линии; 3> на косогорах . часть опоры, находящуюся в земле, сделать легко заменимой в случае ее загнивания (деревянные пасынки, пропитанные антисептиком) или сделать эту часть опоры .

Провода и тросы.

При соединении ВЛ применяют медные провода (марки М), алюми­ниевые (А), стальные (ПС), и сталеалюминевые (АС)

На внутрикарьерных ВЛ для передвижных линий используются алюминиевые провода сечением не более 120 мм 2 . Для карьеров, где ско­рость ветра превышает 20 м/с, в условиях гололеда с толщиной стенки 10 мм и более — должны применяться сталеалюминевые провода сечением не бо­лее 95 мм . Стальные многопроволочные провода необходимо применять для прокладки по опорам ВЛ заземляющих магистралей от главных зазем- лителей на поверхности карьера до приключательных пунктов и ком­плектных подстанций в карьере. Сечение проводов рассчитывается, но оно должно быть не ниже минимально допустимых по механической прочно­сти значений.

При сооружении ВЛ необходимо соблюдать расстояние от нижнего фазного провода до поверхности земли при максимальной стреле провеса, которое должно быть не менее следующих значений.

При прохождении ВЛ напряжением до 35 кВ по территории карьеров и породных отвалов 6 м; откосам уступов — 3 м; в местах, труднодоступ­ных для людей и наземного транспорта — 5 м.

На опорах стационарных ВЛ электропередачи карьера допускается совместная прокладка проводов напряжением 6-10 кВ, осветительной се­ти и магистрального заземляющего провода при условии, что провода бо­лее высокого напряжения располагаются выше проводов низкого напря­жения, крепление проводов на штыревых изоляторах двойное. Расстояние между проводами разных напряжений принимается как для линий более высокого напряжения. На передвижных опорах запрещается подвеска про­водов линий напряжением до и выше 1000 В.

Стальные оцинкованные тросы

Штыревые изоляторы используются только для одного напряжения, поэтому для линий разных напряжений должны применяться соответст­вующие изоляторы. Подвесные изоляторы состоят из изолирующих дета­лей, шапки и стержня, что позволяет собирать из отдельных изоляторов гирлянды необходимой длины в зависимости от напряжения ВЛ.

Арматура для ВЛ к подвесным изоляторам подразделяется на натяж­ную, подвесную, сцепную, защитную.

Строительные работы

Строительные работы предусматривают устройство котлованов под фундаменты и заглубление опор ВЛ; устройство фундаментов или свай; сборку и установку опор.

Опоры могут закрепляться непосредственно заглублением их в грунт или при помощи фундаментов. Фундамент представляет собой специаль­ную конструкцию, заделываемую в грунт и воспринимающую массу опо­ры с изоляторами и проводами и обеспечивающую устойчивость при воз­действии на них внешних нагрузок (гололед и ветер).

Проектирование воздушных линий электропередач

. возникать на линии данного напряжения. Основными элементами воздушных линий являются провода. Изоляторы, линейная арматура, опоры и фундаменты. Дополнительными элементами, необходимыми на некоторых линиях для обеспечения надежности их работы, являются грозозащитные тросы, заземления, разрядники .

Конструкция и раз­меры основания и высота фундамента зависят от характера грунта, типа опоры и климатических условий и определяются проектом. Фундаменты для металлических и железобетонных опор применяются с оттяжками.

Перед рытьем котлованов производят разбивку из контуров, а для этого разбивают оси котлована и наносят на поверхность земли очертания

в соответствии с размерами котлована, при этом учитывается крутизна от­косов, при которых исключается его обвал. Размеры котлована не должны превышать размеров опорной плиты фундамента более чем на 150 мм на сторону. Дно котлованов для подножников должно быть зачищено, выров­нено по уровню и выверено по нивелиру.

Для рытья котлованов используются ямобуры, бурильные и буриль- но-крановые машины. После устройства котлованы оставлять открытыми на длительный срок не рекомендуется.

Котлованы засыпают грунтом непосредственно после установки и выверки фундаментов горизонтальными слоями толщиной 25-30 см. Каж­дый слой тщательно трамбуют. Для этого применяются электро- и пнев- мотрамбовки. Высота засыпки принимается с учетом осадки. Для защиты от влияния агрессивного действия грунта, фундаменты должны иметь гидро­изоляцию. При приемке готовых фундаментов проверяются геометрические размеры, уровни отметок, правильность расположения анкерных болтов.

Элементы опор изготавливаются на специализированных заводах и на трассу доставляются элементами или узлами. Деревянные опоры на­пряжением U = 6-10 кВ, как правило, собираются в мастерских. К сборке ВЛ можно приступать только при наличии готовых опор непосредственно у фундаментов.

Сборка деревянных опор.

Сборка железобетонных опор.

Сборка металлических опор.

После выверки и закрепления опор на них наносят постоянные знаки — порядковые номера опор, год установки и условное обозначение, уста­навливают предупредительные плакаты и др. Правильность установки опор подтверждается паспортом, в котором также оформляется разреше­ние на производство работ по монтажу проводов и тросов.

Монтаж воздушных линий электропередачи

К монтажным работам на ВЛ относятся: раскатка проводов и тросов, включая их соединение и подъем на опоры; натяжка проводов и тросов, включая их визирование и регулировку стрел провеса; крепление проводов и тросов на изоляторах.

Раскатку проводов и тросов производят двумя способами: с непод­вижных станков или с помощью специализированных тележек или саней.

При первом способе

При втором способе

При втором способе прокладки обеспечивается лучшая сохран­ность проводов и тросов, но передвижение раскаточной тележки ограни­чивается рельефом местности, а при П и АП- образных опорах он вооб­ще не применим.

В линиях напряжением выше 1000 В должно быть не более одного соединения в пролете на каждый провод или трос. Не допускается соеди­нений в пролетах при пересечении линий ВЛ, улиц, линий связи и сигна­лизации и т.д.

Технология монтажа воздушной линии электропередачи: основные этапы

. воздушных линиях электропередач Воздушной линией электропередачи (ВЛ или ВЛЭП) называют устройство для передачи электроэнергии по проводам. Воздушные линии состоят из трех элементов: проводов, изоляторов и опор. Расстояние между двумя соседними опорами называют длиной пролета, или пролетом линии. Провода .

Рис. 20.1. Схемы соединения проводов ВЛ: а — опрессовкой в гильзе и сваркой в петле; б — опрессовкой провода с шунтом в овальном соединители; в — опрессовкой внахлестку в гильзе; г — болтовым сжимом; 1 — провод; 2 — гильза; 3 — сварка; 4 — болтовой зажим

Стрелы провеса устанавливают согласно проекту (по монтажным таблицам или кривым) в соответствии с температурой воздуха. Фактиче­ская стрела провеса не должна отличаться от проектного значения более чем на ±5 %. При этом габариты до земли или до объектов, над которыми проходят провода должны соответствовать ПУЭ и СНиП. Визирование проводов и тросов ВЛ производят по длине более 3 км в каждой трети ан­керного участка, а при длине анкерного участка менее 3 км — в двух проле­тах — наиболее отдаленном и наиболее близком от механизма, тянущего трос. Визирование начинается со среднего провода — при горизонтальном расположении проводов и с верхнего — при вертикальном. Провода (тросы) после визирования крепятся на опорах анкерного типа, а затем промежу­точных.

Гирлянды подвесных изоляторов

Вопросы для самоконтроля, Из каких основных элементов состоят воздушные линии электро­передачи?, Какие виды работ входят в предмонтажные?, Какие способы монтажа ЛЭП вы знаете?, Какова последовательность монтажа ЛЭП?, Расскажите о способах соединения проводов.

Примеры похожих учебных работ

Эксплуатация воздушных линий электропередач

. напряжений. Воздушные линии электропередачи широко распространены в Беларуси и для них характерны: незначительный объем земляных работ при постройке; простота эксплуатации и ремонта; возможность использования опор воздушных линий с напряжением .

Эксплуатация и ремонт воздушных линий электропередач

. разрядов или короткого замыкания в землю. Глава II. Эксплуатация воздушных линий электропередачи Для того чтобы обеспечить нормальную работу воздушных линий электропередач, необходимо своевременно проводить соответствующие работы по техническому .

Проектирование воздушных линий электропередач

. на линии данного напряжения. Основными элементами воздушных линий являются провода. Изоляторы, линейная арматура, опоры и фундаменты. Дополнительными элементами, необходимыми на некоторых линиях для обеспечения надежности их работы, являются .

Воздушные линии электропередачи

. части болты для крепления ноги металлической или железобетонной опоры к фундаменту. Монолитные железобетонные фундаменты делают только для опор, находящихся под большими механическими . производства работ. Работы непосредственно . вдоль трассы линии; 3> .

Технология монтажа воздушной линии электропередачи: основные этапы

. избежать скопления воды в полостях изолятора. 1.2.4 Монтаж воздушных линий электропередач Технологический процесс монтажа линии электропередачи (ЛЭП) включает в себя: ·подготовительные работы, в ходе которых знакомятся с районом прохождения трассы, .

Проектирование механической части воздушных линий электропередачи является важной частью проектирования электроснабжения. От правильного выбора элементов ЛЭП зависит долговременная и безопасная эксплуатация линий, и, соответственно, надежное и качественное электроснабжение потребителей.

В данном курсовом проекте рассмотрены основные этапы проектирования механической части воздушных ЛЭП: выбор промежуточных опор, механический расчет проводов и грозозащитного троса, выбор линейной арматуры, произведены расстановка опор по профилю трассы и расчет монтажных стрел провеса.

1 Исходные данные

Тип ЛЭП: двухцепная воздушная линия напряжением 110 кВ, проходящая в ненаселенной местности.

район по ветру – II;

район по гололеду – IV;

низшая tmin= -10°С;

Тип опор: унифицированные железобетонные.

Марки провода: АС-150.

Марка грозозащитного троса: ТК-50.

Материал изоляторов: фарфор

Степень загрязненности атмосферы I.

2 Определение физико-механических характеристик провода и троса

Физико-механические характеристики провода и троса приведены в таблицах 2.1 и 2.2.

Таблица 2.1 — Физико-механических характеристики провода АС-150/24

Диаметр провода d, мм

Количество и диаметр проволок, шт×мм:

Количество повивов, шт.

Вес провода Gп, даН/км

Модуль упругости Е, даН/мм2

Температурный коэффициент линейного удлиненияα, град-1

Предел прочности, даН/мм2

Удельная нагрузка от собственного весаγ1, даН/(м×мм2)

Допустимое напряжение, даН/мм2

при среднегодовой температуреσt.ср

при низшей температуреσt min

при наибольшей нагрузкеσγ max

Таблица 2.2 — Физико-механических характеристики троса ТК-50

Диаметр троса dт, мм

Количество и диаметр проволок, шт×мм

Количество повивов, шт.

Вес троса Gт, даН/км

Модуль упругости Ет, даН/мм2

Температурный коэффициент линейного удлиненияαт, град-1

Предел прочности, даН/мм2

Удельная нагрузка от собственного весаγт1, даН/(м×мм2)

Допустимое напряжение, даН/мм2

при среднегодовой температуреσтt.ср

при низшей температуреσтt.min

при наибольшей нагрузкеσтγ.max

3 Выбор унифицированной опоры

По исходным данным выбирается тип унифицированной промежуточной опоры ПБ110-8. Основные размеры опоры показаны на рисунке 3.1, технические характеристики опоры приведены в таблице 3.1.

H=26,0м; h1=3,0м; h2=13,5м; h3=4,0м; a1=2,0м; a2=3,5м; a3=2,0м; b=3,3м

Рисунок 3.1 – Унифицированная железобетонная опора ПБ110-8

Таблица 3.1 – Технические характеристики опоры ПБ110-8

Район по гололеду

Расчетный пролет, м,

где α=0,9 для ненаселенной местности;

4 Расчет проводов и троса на механическую прочность

4.1 Определение толщина стенки гололеда и величины скоростного напора ветра

Средняя высота подвеса проводов на опоре, м,

где hi – расстояние от земли до j-ой траверсы опоры, м;

m – количество проводов на опоре;

λ – длина гирлянды изоляторов, м.

Для предварительных расчетов длина гирлянды изоляторов принимается для ВЛ 110 кВ 1,3 м.

Средняя высота подвеса троса на опоре, м,

Допустимая стрела провеса провода, м,

где h2 – расстояние от земли до нижней траверсы, м;

Г – габаритный размер, м;

Допустимая стрела провеса троса, м,

где z – наименьшее допустимое расстояние по вертикали между проводом и тросом в середине пролета, м, для lр=202,5 м z=4;

Высота приведенного центра тяжести провода и троса, м,

Толщина стенки гололеда для провода и троса, мм,

где С – нормативное значение стенки гололеда, мм, (для 2-го района по гололеду С=10 мм);

/>— поправочные коэффициенты на высоту и диаметр провода или троса

Скоростной напор ветра на провод и трос, даН/м2,

где q – нормативный скоростной напор ветра, даН/м2;

kВ – поправочный коэффициент;

4.2 Определение удельных нагрузок на провод и трос

Удельная нагрузка от собственного веса, даН/(м∙мм2), берется из таблиц 2.1 и 2.2:

Удельная нагрузка от веса гололеда, даН/(м∙мм2),

где d – диаметр провода или троса, мм;

F – фактическое сечение провода или троса, мм2;

g0=0,9·10-3 даН/(м∙мм2) – плотность гололедных отложений;

Удельная нагрузка от веса гололеда и собственного веса провода (троса), даН/(м∙мм2),

Удельная нагрузка от давления ветра при отсутствии гололеда, даН/(м∙мм2),

где kl – коэффициент, учитывающий влияние длины пролета на ветровую нагрузку;

kH – коэффициент, учитывающий неравномерность скоростного напора ветра по пролету;

СХ – коэффициент лобового сопротивления, равный 1,1 – для проводов диаметром 20 мм и более, свободных от гололеда; 1,2 – для всех проводов, покрытых гололедом, и для проводов диаметром меньше 20 мм, свободных от гололеда;

Удельная нагрузка от давления ветра на провод и трос при наличии гололеда, даН/(м∙мм2),

где q′=0,25∙qmax для районов с толщиной стенки гололеда до 15 мм;

Удельная нагрузка от давления ветра и веса провода (троса) без гололеда, даН/(м∙мм2),

Удельная нагрузка на провод от давления ветра и веса провода, покрытого гололедом, даН/(м∙мм2),

4.3 Расчет критических пролетов

Первый критический пролет, м,

где Е – модуль упругости, даН/мм2;

α – температурный коэффициент линейного удлинения материала провода, град-1;

Выражение под корнем меньше нуля. Первый критический пролет – мнимый.

Второй критический пролет, м,

где tгол – температура гололеда, равная -5ºС;

Третий критический пролет, м,

В результате получается следующее соотношение критических пролетов и расчетного пролета: lк1 – мнимый, lр=202,5 м>lк3=144,2 м.

На основании полученных соотношений определяется исходный режим. Это режим максимальной нагрузки с параметрами:σ=[σγ.max]=13,0 даН/мм2, γ=γmax=8,5·10-3 даН/(м·мм2), t=tгол=-5°С.

4.4 Расчет напряжений в проводе

По уравнению состояния провода рассчитываются напряжения в проводе для режимов среднегодовой температуры – σtср, режима низшей температуры – σtmin и наибольшей нагрузки – σγmax.

Расчет напряжения в проводе для режима низшей температуры. В уравнение состояния провода подставляются все известные параметры.

Полученное уравнение приводится к виду:

Решение полученного уравнения выполняется итерационным методом касательных. В качестве нулевого приближения принимается значение σ0=10 даН/мм2.

Производная полученной функции y=/>:

Определяется поправка на первой итерации:

Новое значение напряжения:

Проверка итерационного процесса. Для этого задается точность расчета ε=0,01 даН/мм2.

следовательно расчет нужно продолжить, приняв в качестве нового приближения σ=9,623.

Поправка на второй итерации:

Новое значение напряжения:

Поправка на третьей итерации:

Проверка соблюдения требуемых расстояний от низшей точки провисания провода до земли по условию:

4.6 Определение напряжений в тросе

Напряжение в тросе в грозовом режиме, даН/мм2,

В качестве исходного принимается грозовой режим с параметрами: σтгр,γт1, t=15°C. По уравнению состояния провода определяются напряжения в тросе для режимов максимальной нагрузки, низшей и среднегодовой температуры.

Расчет напряжения в тросе для режима среднегодовой температуры. В уравнение состояния провода подставляются все известные параметры.

Полученное уравнение приводится к виду:

В качестве нулевого приближения принимается значение σ0=16 даН/мм2.

Производная полученной функции

Определяется поправка на первой итерации:

Новое значение напряжения:

Проверка итерационного процесса,ε=0,01 даН/мм2.

следовательно расчет нужно продолжить, приняв в качестве нового приближения σ=15,775

Поправка на второй итерации:

где λэф – нормированная удельная эффективная длина пути утечки. Для степени загрязненности атмосферы I λэф=13 мм/кВ;

lэф – эффективная длина пути утечки, мм,

где lут =355 мм для выбранного изолятора;

k – поправочный коэффициент,

где D – диаметр тарелки изолятора, D=270 мм;

Полученное значение округляется до шести и увеличивается на один. В итоге число изоляторов в поддерживающей гирлянде равно семи.

При выборе изоляторов натяжных гирлянд в условия (5.1) добавляется величина тяжения провода.

Нагрузка на изолятор натяжной гирлянды, даН,

Выбирается изолятор ПФ70-В с разрушающей электромеханической нагрузкой 7500 даН:

Для натяжной гирлянды выбирается та же арматура что и для поддерживающей. Для натяжной гирлянды выбираем болтовой зажим.

Изолятор и линейная арматура изображены на рисунках 5.1-5.5.

Рисунок 5.1 – Изолятор ПФ70-В

Рисунок 5.2 – Узел крепления КГП-7-1

D=16 мм; А=17 мм; d=16 мм; L=80 мм; Н1=32 мм; Н=82 мм

Рисунок 5.3 – Зажим поддерживающий ПГН-3-5

L=220 мм; А=20 мм; Н=66 мм

Рисунок 5.4 – Серьга СР-7-16

D=17 мм; d=16 мм; А=65 мм; b=16 мм

Рисунок 5.5 – Ушко У1-7-16

D=17 мм;D1=19,2 мм; b=16 мм; Н=104 мм

Фактический вес поддерживающей гирлянды, даН,

где Gиз – вес одного изолятора, даН;

Gарм – суммарный вес элементов арматуры, даН;

Фактическая длина поддерживающей гирлянды, м,

где Низ – высота одного изолятора, м;

Нарм – суммарная высота элементов арматуры, м;

Получили λгир.ф =1,339 больше, чем принятое в расчетах λ=1,3.

Проверка соблюдения габарита.

Пересчитанная допустимая стрела провеса, м,

Проверка соблюдения требуемых расстояний от низшей точки провисания провода до земли по условию:

Рисунок 5.6 – Гаситель вибрации ГПГ-1,6-11-400/21

d=11 мм; 2R=21 мм; L=400 мм; H=78 мм

Выбор гасителя вибрации осуществляется с учетом марки и сечения провода. Выбирается гаситель вибрации ГПГ-1,6-11-400/21. Для грозозащитного троса гаситель вибрации не требуется, так как σтtср , (5.12)

где d – диаметр провода, мм;

Gп – вес одного метра провода, даН;

6 Расстановка опор по профилю трассы

6.1 Построение шаблона

На заданном профиле трассы расстановка опор производится с помощью специальных шаблонов. Шаблон представляет собой три кривые провисания провода, сдвинутые относительно друг друга, построенные в виде парабол для режима, при котором возникает наибольшая стрела провеса. В п. 4.5 была определена максимальная стрела провеса, которая соответствует режиму максимальной температуры, fmax=3,24 м.

Кривая 1 – кривая провисания нижнего провода – строится на основе формулы стрелы провеса:

где γfmax, σfmax – удельная нагрузка и напряжение в проводе в режиме, отвечающем наибольшей стреле провеса. Данная формула представляется в виде уравнения:

Для режима максимальной температуры уравнение примет вид:

Для построения кривой 1 в 1-ом квадранте выполняется несколько расчетов, представленных в виде таблицы 6.1.

Таблица 6.1 – Построение кривой 1

Кривая 2, называемая габаритной, сдвинута о вертикали вниз от кривой 1 на расстояние требуемого габарита от земли Г=6 м. Кривая 3 – земляная – сдвинута от кривой 1 вниз на расстояние h2-λгир.ф=13,5-1,339=12,161 м (рисунок 6.1).

Рисунок 6.1 – Построение шаблона

Шаблон накладывают на профиль трассы так, чтобы кривая 3 пересекала профиль в месте установки первой анкерной опоры, а кривая 2 касалась его, при этом ось у должна быть строго вертикальной. Тогда другая точка пересечения кривой 3 с профилем будет соответствовать месту установки первой промежуточной опоры. При таком положении шаблона во всех точках пролета габарит будет не меньше допустимого. Аналогично находится место установки второй промежуточной опоры и т.д.

После монтажа анкерного участка в проводах происходит выравнивание напряжения, которое соответствует какому-то условному пролету. Этот пролет называется условным, и его длина, м, определяется из выражения:

где li – фактическая длина i-го пролета в анкерном участке, м;

n – количество пролетов в анкерном участке;

В результате расчетов получили что lпр отличается от lр на

что больше допустимых 5%. В таком случае заново проводится механический расчет, построение шаблона и расстановка опор на трассе. Для данного курсового проекта допускается изменить расстановку опор без проведения повторного механического расчета.

Читайте также:

      

  • Сферы разрешения конфликтов социальными работниками реферат
  •   

  • Наследование по завещанию реферат и презентация
  •   

  • Реферат языки в казахстане
  •   

  • Функционально графический подход к решению задач реферат
  •   

  • Автоматизация учета затрат на производство реферат

метки: Кабельный, Напряжение, Провод, Электропередача, Воздушный, Монтаж, Скачать, Высоковольтный

(ЛЭП) — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока. Также электрическая линия в составе такой системы, выходящая за пределы электростанции или подстанции.[1]

Различают воздушные и кабельные линии электропередачи.

По ЛЭП также передают информацию при помощи высокочастотных сигналов (по оценкам в России используется порядка 60 тыс. ВЧ-каналов по ЛЭП) и ВОЛС. Используются они для диспетчерского управления, передачи телеметрических данных, сигналов релейной защиты и противоаварийной автоматики.

1. Воздушные линии электропередачи

Воздушная линия электропередачи (ВЛ) — устройство, предназначенное для передачи или распределения электрической энергии по проводам, находящимся на открытом воздухе и прикреплённым с помощью траверс (кронштейнов), изоляторов и арматуры к опорам или другим сооружениям (мостам, путепроводам).

1.1. Состав ВЛ

  • Провода
  • Траверсы
  • Изоляторы
  • Арматура
  • Опоры
  • Грозозащитные тросы
  • Разрядники
  • Заземление
  • Секционирующие устройства
  • Волоконно-оптические линии связи (в виде отдельных самонесущих кабелей, либо встроенные в грозозащитный трос, силовой провод)
  • Вспомогательное оборудование для нужд эксплуатации (аппаратура высокочастотной связи, ёмкостного отбора мощности и др.)
  • Элементы маркировки высоковольтных проводов и опор ЛЭП для обеспечения безопасности полетов судов гражданской авиации. Опоры маркируются сочетанием красок определенных цветов, провода — авиационными шарами для обозначения в дневное время. Для обозначения в дневное и ночное время суток применяются огни светового ограждения. Для светомаркировки проводов в ночное время используются сигнальные лампы Бализор

1.2. Документы, регулирующие ВЛ

Конструкция ВЛ, её проектирование и строительство регулируются Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) и Строительными нормами и правилами (СНИП).

1.3. Классификация ВЛ

1.3.1. По роду тока

  • ВЛ переменного тока
  • ВЛ постоянного тока

В основном, ВЛ служат для передачи переменного тока и лишь в отдельных случаях (напр., для связи энергосистем, питания контактной сети и др.) используют линии постоянного тока.

7 стр., 3409 слов

Автоматическая коробка передач (АКП), назначение, устройство, …

… теоретические вопросы устройства автоматической коробки передач, рассмотреть назначение его механизмов, изучение специализированной литературы. 1. Понятие автоматической трансмиссии Для понимания сути автоматической трансмиссии сравним е … В связи с актуальностью рассматриваемой темы целью написания данной работы является обобщение наиболее устоявшихся положений и выводов об устройстве трансмиссии …

Для ВЛ переменного тока принята следующая шкала классов напряжений: переменное — 0.4, 6, 10, (20), 35, 110, 150, 220, 330, 400 (Выборгская ПС — Финляндия), 500, 750 и 1150 кВ; постоянное — 150, 400 и 800 кВ.

1.3.2. По назначению

  • сверхдальние ВЛ напряжением 500 кВ и выше (предназначены для связи отдельных энергосистем)
  • магистральные ВЛ напряжением 220 и 330 кВ (предназначены для передачи энергии от мощных электростанций, а также для связи энергосистем и объединения электростанций внутри энергосистем — к примеру, соединяют электростанции с распределительными пунктами)
  • распределительные ВЛ напряжением 35, 110 и 150 кВ (предназначены для электроснабжения предприятий и населённых пунктов крупных районов — соединяют распределительные пункты с потребителями)
  • ВЛ 20 кВ и ниже, подводящие электроэнергию к потребителям

1.3.3. По напряжению

  • ВЛ до 1000 В (ВЛ низшего класса напряжений)
  • ВЛ выше 1000 В
    • ВЛ 1—35 кВ (ВЛ среднего класса напряжений)
    • ВЛ 110—220 кВ (ВЛ высокого класса напряжений)
    • ВЛ 330—500 кВ (ВЛ сверхвысокого класса напряжений)
    • ВЛ 750 кВ и выше (ВЛ ультравысокого класса напряжений)

Эти группы существенно различаются, в основном — требованиями в части расчётных условий и конструкций.

1.3.4. По режиму работы нейтралей в электроустановках

  • Трехфазные сети с незаземленными (изолированными) нейтралями (нейтраль не присоединена к заземляющему устройству или присоединена к нему через аппараты с большим сопротивлением).

    В России такой режим нейтрали используется в сетях напряжением 3-35 кВ с малыми токами однофазных замыканий на землю.

  • Трехфазные сети с резонансно-заземлёнными (компенсированными) нейтралями (нейтральная шина присоединена к заземлению через индуктивность).

    В России используется в сетях напряжением 3-35 кВ с большими токами однофазных замыканий на землю.

  • Трехфазные сети с эффективно-заземленными нейтралями (сети высокого и сверхвысокого напряжения, нейтрали которых соединены с землей непосредственно или через небольшое активное сопротивление).

    В России это сети напряжением 110, 150 и частично 220 кВ, в которых применяются трансформаторы (автотрансформаторы требуют обязательного глухого заземления нейтрали).

  • Сети с глухозаземлённой нейтралью (нейтраль трансформатора или генератора присоединяется к заземляющему устройству непосредственно или через малое сопротивление).

    К ним относятся сети напряжением менее 1 кВ, а также сети напряжением 220 кВ и выше.

1.3.5. По режиму работы в зависимости от механического состояния

  • ВЛ нормального режима работы (провода и тросы не оборваны)
  • ВЛ аварийного режима работы (при полном или частичном обрыве проводов и тросов)
  • ВЛ монтажного режима работы (во время монтажа опор, проводов и тросов)

1.4. Основные элементы ВЛ

  • Трасса — положение оси ВЛ на земной поверхности.
  • Пикеты (ПК) — отрезки, на которые разбита трасса, длина ПК зависит от номинального напряжения ВЛ и типа местности.
  • Нулевой пикетный знак обозначает начало трассы.
  • Центровой знак на трассе строящейся ВЛ обозначает центр расположения опоры.
  • Производственный пикетаж — установка пикетных и центровых знаков на трассе в соответствие с ведомостью расстановки опор.
  • Фундамент опоры — конструкция, заделанная в грунт или опирающаяся на него и передающая ему нагрузку от опоры, изоляторов, проводов (тросов) и от внешних воздействий (гололёда, ветра).

    13 стр., 6152 слов

    Измерительные трансформаторы тока и напряжения (2)

    … величину вторичного тока. Трансформатор тока не будет работать в заданном классе точности. Остановимся подробно на режиме работы трансформатора тока. Протекающий по первичной обмотке ток I 1 создаёт в … размыкать вторичную обмотку трансформатора тока под нагрузкой. Высокое напряжение опасно для персонала и, кроме того, может привести к повреждению изоляции трансформатора тока. Из-за насыщения …

  • Основание фундамента — грунт нижней части котлована, воспринимающий нагрузку.
  • Пролёт (длина пролёта) — расстояние между центрами двух опор, на которых подвешены провода. Различают промежуточный пролёт (между двумя соседними промежуточными опорами) и анкерный пролёт (между анкерными опорами).

    Переходный пролёт — пролёт, пересекающий какое-либо сооружение или естественное препятствие (реку, овраг).

  • Угол поворота линии — угол α между направлениями трассы ВЛ в смежных пролётах (до и после поворота).
  • Стрела провеса — вертикальное расстояние между низшей точкой провода в пролёте и прямой, соединяющей точки его крепления на опорах.
  • Габарит провода — вертикальное расстояние от провода в пролёте до пересекаемых трассой инженерных сооружений, поверхности земли или воды.
  • Шлейф (петля ) — отрезок провода, соединяющий на анкерной опоре натянутые провода соседних анкерных пролётов.

2. Кабельные линии электропередачи

Кабельная линия электропередачи (КЛ) — линия для передачи электроэнергии или отдельных её импульсов, состоящая из одного или нескольких параллельных кабелей с соединительными, стопорными и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталями, а для маслонаполненных линий, кроме того, с подпитывающими аппаратами и системой сигнализации давления масла.

По классификации кабельные линии аналогичны воздушным линиям.

2.1. Кабельные линии делят по условиям прохождения

  • Подземные
  • По сооружениям
  • Подводные

2.1.1. К кабельным сооружениям относятся

  • Кабельный туннель — закрытое сооружение (коридор) с расположенными в нём опорными конструкциями для размещения на них кабелей и кабельных муфт, со свободным проходом по всей длине, позволяющим производить прокладку кабелей, ремонт и осмотр кабельных линий.
  • Кабельный канал — непроходное сооружение, закрытое и частично или полностью заглубленное в грунт, пол, перекрытие и т. п. и предназначенное для размещения в нём кабелей, укладку, осмотр и ремонт которых возможно производить лишь при снятом перекрытии.
  • Кабельная шахта — вертикальное кабельное сооружение (как правило, прямоугольного сечения), у которого высота в несколько раз больше стороны сечения, снабженное скобами или лестницей для передвижения вдоль него людей (проходные шахты) или съемной полностью или частично стенкой (непроходные шахты).

    12 стр., 5515 слов

    Кабельные линии электропередачи (2)

    … работы заключается в изучении кабельных линий и кабелей. Задачи: ü Изучить классификацию кабелей и кабельных линий; ü Изучить технологию монтажа кабельных линий; ü Освоить обслуживание кабельных линий. Глава 1. Кабельные линии электропередачи, общие сведения о кабельных линиях и кабелях 1.1 Классификация кабелей и кабельных сетей Силовые кабели …

  • Кабельный этаж — часть здания, ограниченная полом и перекрытием или покрытием, с расстоянием между полом и выступающими частями перекрытия или покрытия не менее 1,8 м.
  • Двойной пол — полость, ограниченная стенами помещения, междуэтажным перекрытием и полом помещения со съемными плитами (на всей или части площади).
  • Кабельный блок — кабельное сооружение с трубами (каналами) для прокладки в них кабелей с относящимися к нему колодцами.
  • Кабельная камера — подземное кабельное сооружение, закрываемое глухой съемной бетонной плитой, предназначенное для укладки кабельных муфт или для протяжки кабелей в блоки. Камера, имеющая люк для входа в неё, называется кабельным колодцем .
  • Кабельная эстакада — надземное или наземное открытое горизонтальное или наклонное протяженное кабельное сооружение. Кабельная эстакада может быть проходной или непроходной.
  • Кабельная галерея — надземное или наземное закрытое полностью или частично (например, без боковых стен) горизонтальное или наклонное протяженное проходное кабельное сооружение.

2.1.2. Пожарная безопасность кабельных сооружений

При пожарах в кабельных помещениях в начальный период происходит медленное развитие горения и только спустя некоторое время скорость распространения горения существенно увеличивается. Практика свидетельствует, что при реальных пожарах в кабельных туннелях наблюдаются температуры до 600 °C и выше. Это объясняется тем, что в реальных условиях горят кабели, которые длительное время находятся под токовой нагрузкой и изоляция которых прoгревается изнутри до температуры 80 °C и выше. Может возникнуть одновременное воспламенение кабелей в нескольких местах и на значительной длине. Связано это с тем, что кабель находится под нагрузкой и eгo изоляция нагревается до температуры, близкой к температуре самовоспламенения [2] .

Кабель состоит из множества конструктивных элементов, для изготовления которых используют широкий спектр горючих материалов, в число которых входят материалы, имеющие низкую температуру воспламенения, материалы склонные к тлению. Также в конструкцию кабеля и кабельных конструкций входят металлические элементы. В случае пожара или токовой перегрузки происходит прогрев этих элементов до температуры порядка 500…600˚C, которая превышает температуру воспламенения (250…350˚C) многих полимерных материалов, входящих в конструкцию кабеля, в связи с чем возможно их повторное воспламенение от прогретых металлических элементов после прекращения подачи огнетушащего вещества. В связи с этим необходимо выбирать нормативные показатели подачи огнетушащих веществ, чтобы обеспечивать ликвидацию пламенного горения, а также исключить возможность повторного воспламенения [3] .

17 стр., 8218 слов

Испытания и проверка кабельных линий

… с последующим определением тока однофазного короткого замыкания. Полученный ток сравнивается с номинальным током защитного аппарата линии с учетом коэффициентов ПУЭ Рассмотрим особенности испытания кабельных линий повышенным напряжением. … по данным химического анализа среды или методом потери массы металла Производится, если имеет место повреждение кабелей коррозией и нет сведений о коррозионных …

Длительное время в кабельных помещениях применялись установки пенного тушения. Однако опыт эксплуатации выявил ряд недостатков:

  • ограниченный cpoк хранения пенообразователя и недопустимость хранения их водных растворов;
  • неустойчивость в работе;
  • сложность наладки;
  • необходимость специального ухода за устройством дозировки пенообразователя;
  • быстрое разрушение пены при высокой (около 800 °C) температуре среды при пожаре.

Исследования показали, что распыленная вода обладает большей огнетушащей способностью по сравнению с воздушно-механической пеной, так как она хорошо смачивает и охлаждает горящие кабели и строительные конструкции [4] .

Линейная скорость распространения пламени для кабельных сооружений (горение кабелей) составляет 1,1 м/мин [5] .

2.2. По типу изоляции

Изоляция кабельных линий делится на два основных типа:

  • жидкостная
    • кабельным нефтяным маслом
  • твёрдая
    • бумажно-масляная
    • поливинилхлоридная (ПВХ)
    • резино-бумажная (RIP)
    • сшитый полиэтилен (XLPE)
    • этилен-пропиленовая резина (EPR)

Здесь не указана изоляция газообразными веществами и некоторые виды жидкостной и твёрдой изоляции из-за их относительно редкого применения в момент написания статьи.

2.3. Высокотемпературные сверхпроводники

HTS кабель.

Технология высокотемпературной суперпроводимости (HTS), разработанная Sumitomo Electric, применяется в демонстрационной системе силовой сети, запущенной в эксплуатацию в июле 2006 в США (Лонг-Айленд).

При напряжении в 138кВ передается мощность в 574МВА на длину 600 метров.

3. Потери в ЛЭП

Потери электроэнергии в проводах зависят от силы тока, поэтому при передаче её на дальние расстояния, напряжение многократно повышают (во столько же раз уменьшая силу тока) с помощью трансформатора, что при передаче той же мощности позволяет значительно снизить потери. Однако с ростом напряжения начинают происходить различные разрядные явления.

В воздушных линиях сверхвысокого напряжения присутствуют потери активной мощности на корону (коронный разряд).

Эти потери зависят во многом от погодных условий (в сухую погоду потери меньше, а в дождь, изморось или снег эти потери возрастают) и расщепления провода в фазах линии.

Потери на корону для линий различных напряжений имеют свои значения (для линии ВЛ 500 кВ среднегодовые потери на корону составляют около ΔР=9-11 кВт/км).

Так как коронный разряд зависит от напряжённости на поверхности провода, то для уменьшения этой напряжённости в воздушных линиях сверхвысокого напряжения применяют расщепление фаз. То есть вместо одного провода применяют два и более проводов в фазе. Располагаются эти провода на равном расстоянии друг от друга. Получается эквивалентный радиус расщеплённой фазы, этим уменьшается напряжённость на отдельном проводе, что в свою очередь уменьшает потери на корону.

15 стр., 7303 слов

Электрический ток в газах (2)

… Sl равно объему межэлектродного пространства). Следовательно, сила тока в цепи равна .(2.4) Отсюда ,(2.5) j – плотность тока. Итак, при несамостоятельном разряде в газе будет происходить 3 процесса: 1) ионизация; … на рис. 2.2). Рис. 2.2 За областью насыщения лежит область резкого возрастания тока (штриховая линия на рис. 2.2). Это возрастание объясняется тем, что, начиная с некоторого …

3.1. Потери в ЛЭП переменного тока

Важной величиной, влияющей на экономичность ЛЭП переменного тока, является величина, характеризующая соотношение между активной и реактивной мощностями в линии — cosφ. Активная мощность — часть суммарной энергии, прошедшей по проводам и переданной в нагрузку; реактивная мощность — это энергия, отразившаяся от нагрузки или искажённая нагрузкой (например, ток непропорционален напряжению или сдвинут от него по фазе).

В радиотехнике аналогом этого явления служат стоячие волны, а вместо cosφ применяется КСВ.

При длине ЛЭП переменного тока более нескольких тысяч километров наблюдается ещё один вид потерь — радиоизлучение. Так как такая длина уже сравнима с длиной электромагнитной волны частотой 50 Гц, провод работает как антенна.

Литература

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/referat/vozdushnyie-linii-elektroperedach/

  • Электромонтажные работы. В 11 кн. Кн. 8. Ч. 1. Воздушные линии электропередачи: Учеб. пособие для ПТУ / Магидин Ф. А.; Под ред. А. Н. Трифонова. — М.: Высшая школа, 1991. — 208 с ISBN 5-06-001074-0
  • Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 648 с.: ил. ББК 31.277.1 Р63
  • Проектирование электрической части станций и подстанций: Учеб. пособие / Петрова С.С.; Под ред. С.А. Мартынова. — Л.: ЛПИ им. М.И. Калашникова, 1980. — 76 с. УДК 621.311.2(0.75.8)

Данный реферат составлен на основе .