Нормы строительства вл 6 кв

1 ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН открытым акционерным обществом «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть» (ОАО «АК «Транснефть»).

2 УТВЕРЖДЁН ОАО «АК «Транснефть»:

3 ДАТА ВВЕДЕНИЯ:

4 ВВЕДЁН ВЗАМЕН РД-33.040.99-КТН-074-09 «Нормы проектирования вдольтрассовых ВЛ 6-10 кВ. Общие технические требования», утверждённых
ОАО «АК «Транснефть» 27.05.2009 г.

5 СРОК ДЕЙСТВИЯ – до замены (отмены).

6 Оригинал документа хранится в отделе научно-технического обеспечения и нормативной документации ОАО «АК «Транснефть».

7 Документ входит в состав отраслевого информационного фонда
ОАО «АК «Транснефть».

Настоящий документ является нормативным документом ОАО «АК «Транснефть» и устанавливает требования по проектированию вдольтрассовых ВЛ 6(10) кВ магистральных трубопроводов. Требования настоящего документа разработаны с учётом требований и норм действующих стандартов и нормативных документов.

9 Подразделение ОАО «АК «Транснефть», ответственное за документ (куратор) – управление главного энергетика.

Устройство ЛЭП 6 киловольт в городе. Найдите 15 нарушений ПТБ и ПУЭ. Подстанции и кабели СИП.

Информация об изменениях к настоящему документу, текст изменения, а также информация о статусе документа может быть получена в отраслевом информационном фонде ОАО «АК «Транснефть»

Права на настоящий документ принадлежат ОАО «АК «Транснефть». Документ не может быть полностью или частично воспроизведён, тиражирован и распространён без разрешения ОАО «АК «Транснефть».

Содержание

1 Область применения. 1

2 Нормативные ссылки. 1

3 Термины и определения. 3

4 Обозначения и сокращения. 6

5 Требования к разработке и реализации проекта на строительство вдольтрассовых
ВЛ 6(10) кВ. 7

5.1 Основные требования к проектированию ВЛ 6(10) кВ. 7

5.2 Состав комплекса изыскательских работ для проектирования ВЛ 6(10) кВ. 10

5.3 Предпроектная стадия. 12

5.4 Состав проекта. 18

6 Общие технические требования к ВЛ 6(10) кВ. 19

7 Электротехническая часть. 22

7.1 Источники электроснабжения ВЛ 6(10) кВ. 22

7.2 Проектирование трассы ВЛ 6(10) кВ с учётом расстановки коммутационной
аппаратуры. 23

7.3 Требования к проектированию КЛ 6(10) кВ. 23

7.4 Проектирование ответвлений ВЛ 6(10) кВ. 26

7.5 Проектирование ЗУ ВЛ 6(10) кВ. 26

7.6 Проектирование устройств защиты ВЛ 6(10) кВ от грозовых и коммутационных
перенапряжений. 28

7.7 Климатические характеристики. 30

8 Расстановка опор ВЛ 6(10) кВ. 34

8.1 Методы расстановки опор. 34

8.2 Построение шаблона для расстановки опор. 34

8.3 Габаритный, ветровой и весовой пролёты. 35

8.4 Расстановка опор. 37

8.5 Проверка устойчивости поддерживающих гирлянд изоляторов при наинизшей
температуре воздуха. 39

8.6 Расчёт монтажных стрел провеса. 40

8.7 Расчёт габарита провода над пересечением. 41

9 Переходы ВЛ 6(10) кВ через искусственные и естественные преграды. 43

9.1 Пересечение и сближение ВЛ между собой. 43

Строительство ВЛ 6, 10, 35 и 110 кВ

9.2 Пересечение и сближение ВЛ 6(10) кВ с железными дорогами. 45

9.3 Пересечение и сближение ВЛ 6(10) кВ с автомобильными дорогами. 47

9.4 Пересечение и сближение ВЛ 6(10) кВ с сооружениями связи, сигнализации
и проводного вещания. 50

9.5 Сближение ВЛ 6(10) кВ с вертолётными площадками. 53

9.6 Пересечение ВЛ 6(10) кВ с водными пространствами. 54

9.7 Пересечение и сближение ВЛ 6(10) кВ с надземными и наземными
трубопроводами, сооружениями транспорта нефти и газа. 56

9.8 Пересечение и сближение ВЛ 6(10) кВ с подземными трубопроводами. 58

9.9 Сближение ВЛ 6(10) кВ со взрыво– и пожароопасными установками. 59

10 Строительная часть. 59

10.1 Основные решения по опорам. 59

10.2 Закрепление опор ВЛ 6(10) кВ. 61

10.2.1 Технические решения фундаментов опор, расположенных в талых грунтах. 61

10.2.2 Технические решения фундаментов опор, расположенных
в вечномёрзлых грунтах. 68

10.2.3 Технические решения фундаментов опор, расположенных на скальных грунтах 73

10.2.4 Технические решения фундаментов опор, расположенных в сейсмически
опасных районах. 76

10.2.5 Технические решения фундаментов опор, расположенных в заторфованных
грунтах и торфах. 79

10.2.6 Технические решения фундаментов опор при переходе через водные преграды. 80

10.2.7 Применение винтовых свай. 81

10.2.8 Применение составных свай. 83

10.3 Противопучинистые мероприятия. 83

10.4 Антикоррозионная защита фундаментных конструкций. 83

10.5 Приём и контроль качества работ. 84

11 Основные требования к отводу земель под ВЛ 6(10) кВ. 85

12 Основные требования к элементам ВЛ 6(10) кВ. 89

12.1 Требования к проводу, применяемому к подвеске на ВЛ 6(10) кВ. 89

12.2 Требования к изоляторам, применяемым на ВЛ 6(10) кВ. 91

12.3 Требования к линейной арматуре и её антикоррозионной защите. 92

12.4 Требования к опорам, применяемым на ВЛ 6(10) кВ. 93

12.5 Требования к коммутационной аппаратуре, применяемой на ВЛ 6(10) кВ. 94

12.6 Требования по антикоррозионной защите опор. 99

12.7 Требования к ЗУ. 99

Приложение А (обязательное) Постоянные и информационные знаки на ВЛ 6(10) кВ. 106

Приложение Б (справочное) Методика расчёта сопротивления ЗУ на ВЛ 6(10) кВ. 107

Приложение В (справочное) Конструктивные решения по защите электрооборудования
ЛЧ МН от перенапряжений. 112

Приложение Г (справочное) Ограждения для защиты надземных и наземных
трубопроводов в пролётах пересечения с ВЛ. 116

Приложение Д (справочное) Алгоритм расчёта провода ВЛ 6(10) кВ. 119

Приложение Е (справочное) Пример выбора АПС. 126

Область применения

1.1 Настоящий документ устанавливает нормы на проектирование вдольтрассовых ВЛ 6(10) кВ в условиях умеренного климата,многолетнемёрзлых грунтов, в горных и сложных климатических условиях с учётом удалённости от источников электроснабжения.

1.2 Требования настоящего документа являются обязательными при разработке проектов на новое строительство, реконструкцию и капитальный ремонт находящихся в эксплуатации вдольтрассовых ВЛ 6(10) кВ в том числе ответвлений и ВЛ для электроснабжения вдольтрассовых ВЛ 6(10) кВ, а также при осуществлении технического надзора и приёмки линий в эксплуатацию объектов магистральных нефтепроводов ОСТ.

1.3 Требования настоящего документа является обязательным для ОСТ, а так же для организаций, осуществляющих проектирование нового строительства, реконструкцию и капитальный ремонт находящихся в эксплуатации вдольтрассовых ВЛ 6(10).

Нормативные ссылки

В настоящем документе использованы нормативные ссылки на следующие документы:

ГОСТ 27772-88 «Прокат для строительных стальных конструкций. Общие технические условия».

ГОСТ 15150-69 «Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды».

ГОСТ 25100-95 «Грунты. Классификация».

ГОСТ 9920-89 «Электроустановки переменного тока на напряжение от 3 до 750 кВ. Длина пути утечки внешней изоляции».

ГОСТ Р 52726-2007 «Разъединители и заземлители переменного тока на напряжение свыше 1 кВ и приводы к ним».

ГОСТ 9.307-89 «Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия цинковые горячие. Общие требования и методы контроля».

ГОСТ 5686-94 «Межгосударственный стандарт. Грунты. Методы полевых испытаний сваями».

ГОСТ 9.401-91 «Покрытия лакокрасочные. Общие требования и методы ускоренных испытаний на стойкость к воздействию климатических факторов».

ГОСТ 839-80 « Провода неизолированные для воздушных линий электропередачи».

НТП-99 «Проектирование силовых установок промышленных предприятий».

Правила устройства электроустановок (ПУЭ шестое и седьмое издание).

ОТТ-29.240.20-КТН-128-10 с Изм. №1 «Опоры металлические для ВЛ 6-10 кВ. Общие технические требования».

ОТТ-29.020.00-КТН-008-10 «Релейная защита и автоматика подстанций 35-220 кВ и распределительных устройств 6-10 кВ. Общие технические требования».

РД-23.040.00-КТН-110-07 «Магистральные нефтепроводы. Нормы проектирования».

РД-13.260.00-КТН-103-10 «Технические решения на систему защиты электрооборудования ЗРУ 6-10 кВ НПС и линейной части МН от перенапряжений при замыканиях на землю в сетях 6-10 кВ».

РД-91.020.00-КТН-259-10 «Нормы и правила проектирования заземляющих устройств объектов магистральных нефтепроводов предприятий группы ОАО АК «Транснефть».

РД-23.040.01-КТН-149-10 «Правила антикоррозионной защиты надземных трубопроводов, конструкций и оборудования объектов магистральных нефтепроводов».

РД153-39.4Р-128-2002 (ВСН) Инженерные изыскания для строительства магистральных нефтепроводов.

РД-91.010.30-КТН-170-06 «Технические требования к проектной документации для строительства, технического перевооружения, реконструкции, капитального ремонта, объектов магистральных нефтепроводов».

РД 153-39.4-113-01 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов».

РД-75.180.00-КТН-057-10 «Нормы проектирования узлов запуска, пропуска и приёма средств очистки и диагностики магистральных нефтепроводов».

РД-35.240.00-КТН-207-08 «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения».

СНиП II-23-81 «Стальные конструкции».

СНиП 2.03.11-85 «Защита строительных конструкций от коррозии».

СНиП 23-01-99* «Строительная климатология».

СНиП II-7-81* «Строительство в сейсмических районах».

СНиП 2.01.07-85* «Нагрузки и воздействия».

СНиП 2.02.01-83* «Основания зданий и сооружений».

СНиП 2.02.03-85 «Свайные фундаменты».

СНиП 2.02.04-88 «Основания и фундаменты на вечномёрзлых грунтах».

СНиП 11-02-96 «Инженерные изыскания для строительства. Основные положения».

СНиП 2.06.04-82* «Нагрузки и воздействия на гидротехнические сооружения (волновые, ледовые и от судов)».

СНиП 3.03.01-87 «Несущие и ограждающие конструкции».

СНиП 12-01-2004 « Организация строительства».

СП 50-102-2003 «Проектирование и устройство свайных фундаментов».

СП 53-101-98 «Изготовление и контроль качества стальных строительных конструкций».

СП 53-102-2004 «Общие правила проектирования стальных конструкций».

CТТ-13.260.00-КТН-131-06 «Типовые технические решения по проектированию заземляющих устройств электрооборудования с удельным сопротивлением грунта более
100 Ом·м в условиях ММГ и скальных грунтов».

CТТ-23.040.00-КТН-377-09 «Трубопроводная система «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО). Технические требования к конструкции и установке вантузов и колодцев с защитой от несанкционированного доступа».

Примечание — При пользовании настоящим нормативным документом целесообразно проверить действие ссылочных нормативных документов в соответствии с действующим «Перечнем законодательных актов, и основных нормативных и распорядительных документов, действующих в сфере магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов». Если ссылочный документ заменён (изменён), то при пользовании настоящим нормативным документом следует руководствоваться заменённым (изменённым) документом. Если ссылочный документ отменён без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящих нормах применяются следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 аварийный режим: Режим при оборванных одном или нескольких проводах и гирляндах изоляторов.

3.2 автоматический пункт секционирования: Коммутационное устройство, предназначенное для автоматического секционирования воздушных или комбинированных ЛЭП трёхфазного переменного тока частотой 50 (60) Гц номинальным напряжением
6 (10) кВ с любым режимом работы нейтрали.

3.3 анкерный пролёт: Участок ВЛ между двумя ближайшими анкерными опорами.

3.4 весовой пролёт: Длина участка ВЛ, вес проводов которого воспринимается опорой.

3.5 ветровой пролёт: Длина участка ВЛ, с которого давление ветра на провода воспринимается опорой.

3.6 вдольтрассовая ВЛ 6(10) кВ: Воздушная (воздушная с кабельными вставками) ЛЭП, используемая для обеспечения электрической энергией потребителей ЛЧ МН.

3.7 вибрация проводов: Периодические колебания провода в пролёте с частотой от 3 до 150 Гц, происходящие в вертикальной плоскости при ветре и образующие стоячие волны с размахом (двойной амплитудой), который может превышать диаметр провода.

3.8 габаритный пролёт: Пролёт, длина которого определяется нормированным вертикальным расстоянием от проводов до земли при установке опор на идеально ровной поверхности.

3.9 габарит провода: Наименьшее расстояние по вертикали от проводов ВЛ до поверхности земли или пересекаемых объектов.

3.10 гирлянда изоляторов: Устройство, состоящее из нескольких подвесных изоляторов и линейной арматуры, подвижно соединённых между собой

3.11 грунт: Горные породы, почвы, техногенные образования, представляющие собой многокомпонентную и многообразную геологическую систему и являющиеся объектом инженерно-хозяйственной деятельности человека.

3.12 грунт мёрзлый: Грунт, имеющий отрицательную или нулевую температуру, содержащий в своём составе видимые ледяные включения и (или) лёд-цемент и характеризующийся криогенными структурными связями.

3.13 грунт многолетнемёрзлый (вечномерзлый): Грунт, находящийся в мёрзлом состоянии постоянно в течение трёх и более лет.

3.14 грунт пучинистый: Дисперсный грунт, который при переходе из талого в мёрзлое состояние увеличивается в объёме вследствие образования кристаллов льда и имеет относительную деформацию морозного пучения ε fn ≥ 0,01.

3.15 грунт сезонномёрзлый: Грунт, находящийся в мёрзлом состоянии периодически в течение холодного сезона.

3.16 грунт заторфованный: Песок и глинистый грунт, содержащий в своём составе в сухой навеске от 10 до 50 % (по массе) торфа.

3.17 длина пролёта: Горизонтальная проекция пролёта ВЛ.

3.18 изгибающий момент: Момент внутренних нормальных сил относительно центральных осей поперечного сечения изгибаемого изделия.

3.19 монтажный режим: Режим в условиях монтажа опор и проводов.

3.20 населённая местность: Земли городов в пределах городской черты в границах их перспективного развития на 10 лет, курортные и пригородные зоны, зелёные зоны вокруг городов и других населённых пунктов, земли посёлков городского типа в пределах посёлковой черты и сельских населённых пунктов в пределах черты этих пунктов, а также территории садово-огородных участков.

3.21 ненаселённая местность: Земли, не отнесённые к населённой и труднодоступной местности.

3.22 нормальный режим: Режим при необорванных проводах и гирляндах изоляторов.

3.23 опора гибкой конструкции: Опора, отклонение верха которой (без учёта поворота фундаментов) при воздействии расчётных нагрузок по второй группе предельных состояний более 1/100 высоты опоры.

3.24 опора жёсткой конструкции: Опора, отклонение верха которой (без учёта поворота фундаментов) при воздействии расчётных нагрузок по второй группе предельных состояний не превышает 1/100 высоты опоры.

3.25 органическое вещество: Органические соединения, входящие в состав грунта в виде неразложившихся остатков растительных и животных организмов, и также продуктов их разложения и преобразования

3.26 подвесной изолятор: Изолятор, предназначенный для подвижного крепления токоведущих элементов к опорам, несущим конструкциям и различным элементам инженерных сооружений.

3.27 стрела провеса провода: Расстояние по вертикали от прямой, соединяющей точки крепления провода, до провода.

3.28 торф: Органический грунт, образовавшийся в результате естественного отмирания и неполного разложения болотных растений в условиях повышенной влажности при недостатке кислорода и содержащий 50 % (по массе) и более органических веществ.

3.29 трасса ВЛ в стеснённых условиях: Участки трассы ВЛ, проходящие по территориям, насыщенным надземными и (или) подземными коммуникациями, сооружениями, строениями.

3.30 трубы, бывшие в употреблении: Трубы демонтированные при проведении капитального ремонта, реконструкции и ликвидации магистральных нефтепроводов.

3.31 труднодоступная местность: Местность, недоступная для транспорта и сельскохозяйственных машин.

3.32 штыревой изолятор: Изолятор, состоящий из изоляционной детали, закрепляемой на штыре или крюке опоры.

Обозначения и сокращения

В настоящем документе применены следующие обозначения и сокращения:

АВР	– автоматическое включение резерва;
АД	– асинхронный двигатель;
АПВ	– автоматическое повторное включение;
АПС	– автоматический пункт секционирования;
АС	– марка сталеалюминевого провода;
ВДТ	– вольтодобавочный трансформатор;
ВЛ	– воздушная линия;
ВЛЗ	– воздушная линия с защищённым проводом (свыше 1000 В);
ВЛИ	– воздушная линия с изолированным проводом (до 1000 В);
ГОСТ	– государственный стандарт;
ДЭС	– дизельная электростанция;
ЗРУ	– распределительное устройство закрытого типа;
ЗУ	– заземляющее устройство;
КЗ	– короткое замыкание;
КЛ	– кабельная линия;
КРУН	– комплектное распределительное устройство наружной установки;
КТП	– комплектная трансформаторная подстанция;
ЛПВ	– линия проводного вещания;
ЛПДС	– линейно-производственная диспетчерская станция;
ЛС	– линия связи;
ЛЧ	– линейная часть;
ЛЭП	– линия электропередачи;
МК	– модуль коммутационный;
ММГ	– многолетнемёрзлые грунты;
МН	– магистральный нефтепровод;
МНА	– магистральный насосный агрегат;
МТП	– мачтовая трансформаторная подстанция;
НПС	– нефтеперекачивающая станция;
ОМП	– однофазный масляный трансформатор преобразовательный;
ОПН	– ограничитель перенапряжения;
ОСТ	– организации системы «Транснефть»;
ПЗУ	– птицезащитное устройство;
ПКУ	– пункт контроля и управления;
ПН	– пункт наблюдения на реках;
ПУЭ	– правила устройства электроустановок;
РЛНД	– разъединитель линейный наружной установки двухколонковый;
РРС	– радиорелейная станция;
СЗ	– степень загрязнения;
СКЗ	– станция катодной защиты;
СОД	– средство очистки и диагностики трубопровода;
ТЗ	– техническое задание на проектирование;
ТУ	– технические условия;
УКЗВ	– устройство катодной защиты высоковольтное;
УЗА	– узел запорной арматуры;
УРД	– узел регуляторов давления;
ШУ	— шкаф управления;
ЭДС	– электродвижущая сила;
ЭХЗ	– электрохимическая защита.

Требования к разработке и реализации проекта на строительство вдольтрассовых ВЛ 6(10) кВ

5.1 Основные требования к проектированию ВЛ 6(10) кВ

5.1.1. Проектирование вдольтрассовых ВЛ 6(10) кВ выполняется на основании ТЗ, выдаваемого на разработку проектной документации Заказчиком, а также в соответствии с требованиями ТУ на присоединение к электрическим сетям 6(10) кВ, выдаваемыми владельцами этих сетей и другими организациями при пересечении существующих коммуникаций.

5.1.2 Проектная документация на строительство вдольтрассовых ВЛ 6(10) кВ разрабатывается в соответствии с действующими государственными стандартами, строительными нормами и правилами РФ. При проектировании, строительстве, реконструкции и эксплуатации ВЛ должны соблюдаться требования «Правил охраны электрических сетей напряжением свыше 1000 В» и действующих отраслевых нормативных документов, регламентов ОАО «АК «Транснефть».

5.1.3 Проектная документация должна разрабатываться с использованием альбомов типовых строительных конструкций опор. В качестве материала для стоек опор должен применяться металл или железобетон.

5.1.4 На вдольтрассовых ВЛ применяются металлические опоры и опоры на базе железобетонных стоек с расчётным изгибающим моментом не менее 50 кНм.

5.1.5 Элементы ВЛ рассчитываются на сочетания нагрузок, действующих в нормальных, аварийных и монтажных режимах.

Сочетания климатических и других факторов в различных режимах работы ВЛ (наличие ветра, гололёда, значение температуры, обрыв проводов и пр.) определяются в соответствии с требованиями ПУЭ (п.п. 2.5.38-2.5.43).

5.1.6 К потребителям электроэнергии, расположенным на ЛЧ МН, относятся:

— узлы пуска, пропуска и приёма средств очистки и диагностики (CОД);

— станции катодной защиты (СКЗ);

— отдельно стоящие устройства катодной защиты высоковольтные (УКЗВ);

— узлы запорной арматуры линейные и береговые (УЗА);

— пункты наблюдения на реках (ПН);

— узлы регуляторов давления (УРД);

— пункты контроля и управления с оборудованием (ПКУ);

— отдельно стоящие радиорелейные станции (РРС), и др.

По классификации РД-153-39.4-113-01, РД-75.180.00-КТН-057-10 линейные узлы пуска, пропуска и приёма СОД, линейные УЗА, СКЗ, ПН относятся к потребителям не ниже второй категории надёжности электроснабжения, а береговые УЗА, в том числе пуска и приёма СОД на подводных переходах, РРС, УРД, ПКУ с оборудованием – первой категории надёжности электроснабжения.

Для обеспечения заданной категории надёжности электроснабжение линейных потребителей осуществляется от собственной вдольтрассовой ВЛ 6(10) кВ с двухсторонним питанием. Секционирование линии выполняется расстановкой АПС, один из которых имеет функцию АВР на участке между источниками электроснабжения.

5.1.7 Основными источниками электроснабжения проектируемых вдольтрассовых ВЛ 6(10) кВ МН являются ЗРУ-6(10) кВ НПС.

5.1.8 На НПС, питающих вдольтрассовые ВЛ, следует предусмотреть аппаратуру, позволяющую определять предположительное место повреждения линии.

5.1.9 При отклонении напряжения от номинального на последнем линейном потребителе вдольтрассовой ВЛ с двухсторонним питанием более нормативного
(в максимальном режиме — не более 15%, в нормальном режиме — не более 10% ) необходимо использовать, дополнительные источники электроснабжения, в соответствии с ТУ на электроснабжение от владельцев сетей и (или) ВДТ, исходя из технико-экономической целесообразности.

При технологических разрывах вдольтрассовой ВЛ — на переходах с крупными судоходными реками, для обеспечения двухстороннего питания вдольтрассовой ВЛ необходимо использовать источники электроснабжения сторонних организаций в соответствии с ТУ на электроснабжение от владельцев сетей, а при отсутствии сторонних источников — ДЭС (п.5.3.3).

5.1.10 Трасса проектируемой ВЛ 6(10) кВ должна располагаться в соответствии с требованиями РД-23.040.00-КТН-110-07 параллельно МН справа по ходу нефти. Допускается переход вдольтрассовой ВЛ 6(10) кВ на другую сторону нефтепровода: в стеснённых условиях, при организации полок и срезок для прокладки нефтепровода и т.п. Расстояние между нефтепроводом и проектируемой ВЛ 6(10) кВ в соответствии с требованиями ПУЭ
(п. 2.5.288 таблица 2.5.40), не менее 10 м от крайнего неотклонённого провода до любой части МН. Возможно уменьшение расстояния в стеснённых условиях до 5 м от заземлителя или подземной части (фундамента) опоры до любой части трубопровода.

5.1.11 Минимальное расстояние от блок — бокса ПКУ с трансформаторами и отдельно стоящей КТП до площадки камеры СОД должно быть не менее:

— для нефтепроводов диаметром более 1000 мм – 50 м;

— для нефтепроводов диаметром 1000 мм и менее – 30 м.

5.1.12 Расстояние от высоковольтного ввода блок — бокса ПКУ с трансформаторами, отдельно стоящей КТП и опоры ВЛ с ОМП в соответствии с требованиями ПУЭ (п. 7.3.130 таблицы 7.3.13, 7.3.15) до наиболее выступающих частей наружных установок УЗА и отдельно стоящих вантузных колодцев должно быть не менее 25 м.

5.1.13 Наименьшее расcтояние от крайнего неотклонённого провода ВЛ 6(10) кВ
до надземных трубопроводов при параллельном следовании должно быть 50 м, но не менее высоты опоры.

5.1.14 Кабельные вставки во вдольтрассовых ВЛ должны быть выполнены двумя кабелями. В местах перехода кабельной вставки в воздушную линию необходимо предусматривать РЛНД и комплект ОПН.

5.1.15 При проектировании новых ЛЭП в соответствии с [1] линии должны оснащаться специальными ПЗУ на основании ТЗ и при обоснованности применения данных устройств.

5.1.16 Для защиты проводов ВЛ с подвесными изоляторами от механического разрушения на переходах через инженерные и естественные преграды, необходимо предусматривать установку гасителей вибрации в соответствии с требованиями ПУЭ п.2.5.85 и приложением Д.5. Гасители вибрации устанавливаются с обеих сторон пролёта.

5.1.17 Ширина просек в лесах и насаждениях должна приниматься в зависимости от высоты насаждений с учётом их перспективного роста в течение 25 лет с момента ввода
ВЛ в эксплуатацию и обеспечивать надёжную эксплуатацию вдольтрассовой ВЛ.
Под высотой насаждения понимается увеличенная на 10 % средняя высота преобладающей по запасам породы, находящейся в верхнем ярусе насаждения. В разновозрастных насаждениях понимается увеличенная на 10 % средняя высота преобладающего по запасу поколения.

5.1.18 В насаждениях с перспективной высотой пород до 4 м ширина просек принимается равной расстоянию между крайними проводами ВЛ плюс 3 м в каждую сторону от крайних проводов.

5.1.19 На период строительства для временного электроснабжения объектов допускается строительство временной ВЛ 6(10) кВ на деревянных опорах с антисептической пропиткой.

Предпроектная стадия

На предпроектных стадиях (Декларация о намерениях, Обоснование инвестиций)
на основании ТЗ должны быть решены следующие задачи:

5.3.1 Выбор материала и типа опор ВЛ.

Выбор материала и типа опор выполняется проектной организацией с учётом: технико-экономической целесообразности, климатического района строительства, удобства транспортировки, монтажа конструкций, условий эксплуатации и обслуживания. Материал и типы опор должны быть согласованы с Заказчиком.

Выбор опор осуществляется с учётом их применения в населённой и ненаселённой местности, ветровых и гололёдных районов.

При проектировании ВЛ 6(10) кВ на опорах с железобетонными стойками, в целях повышения надёжности и долговечности стоек при эксплуатации, следует применять конструкции железобетонных стоек предназначенных для использования в любых агрессивных средах.

При проектировании ВЛ 6(10) кВ на металлических опорах опоры выбираются по способу изготовления:

– стальные опоры из гнутого профиля;

– стальные многогранные опоры;

– опоры одностоечные, решётчатой конструкции из элементов уголкового профиля.

Антикоррозионная защита металлических опор ВЛ должна выполняться в заводских условиях горячим цинкованием. Железобетонные сваи, на толщину сезонномёрзлого слоя погружаемые в не агрессивные и слабоагрессивные грунты, должны быть защищены пропиткой горячим битумом, в грунтах со средне – и сильноагрессивными свойствами – покрытием из кремнийорганических эмалей.

На нетиповые узлы и элементы опор в проектной документации должны быть разработаны деталировочные чертежи.

На ВЛ следует применять сталеалюминиевый провод марки АС, сечение провода определяется расчётом и в соответствии с требованиями ПУЭ, но не менее 50 мм 2 .

Защищённый провод на ВЛ может применяться по требованию ТЗ на проектирование, ТУ на электроснабжение, а также при прохождение ВЛ по побережью морей, в районах с загрязнённой атмосферой.

При прохождении ВЛ по населённой местности расстояние от проводов ВЛ
до поверхности земли в соответствии с требованиями ПУЭ должно быть не менее 7 м,
а до зданий и сооружений не менее 3 м. Крепление проводов ВЛ на штыревых изоляторах должно быть двойным. Крепление к подвесным изоляторам следует производить при помощи глухих поддерживающих и натяжных зажимов. При прохождении ВЛ
по ненаселённой местности расстояние от проводов до поверхности земли должно быть
не менее 6 м, при прохождении по труднодоступной местности – не менее 5 м.

Промежуточные опоры устанавливаются на прямых участках ВЛ.

Расстояние между опорами определяется в соответствии с габаритным пролётом с учётом климатических условий и требований применяемых альбомов типовых строительных конструкций.

Анкерные опоры устанавливаются для ограничения анкерного пролёта, а также
в местах изменения марок и сечений проводов ВЛ.

При углах поворота трассы ВЛ до 15 0 — 30 0 (в зависимости от типа опор) без смены сечения проводов на ВЛ может применяться промежуточная угловая опора. При больших углах поворота или смене сечения проводов должна применяться анкерная угловая опора.

Анкерные ответвительные опоры являются анкерными в сторону ответвления ВЛ
и промежуточными на прямолинейном участке ВЛ. Ответвление может отклоняться от перпендикуляра к ВЛ на угол до 15 0 .

Анкерные угловые ответвительные опоры устанавливаются в месте поворота участка ВЛ, где необходимо выполнить ответвление.

На промежуточных и анкерных опорах может быть предусмотрена установка устройств ответвления от ВЛ для электроснабжения потребителей ЛЧ МН. Устройство ответвления на концевой анкерной опоре позволяет выполнять заход на подстанцию под углом от 45º до 90º относительно оси ВЛ.

5.3.2 Выбор типа и материала изоляторов на ВЛ.

На вновь строящихся и реконструируемых ВЛ 6(10) кВ должны применяться штыревые и подвесные изоляторы на напряжение не ниже 20 кВ для подвески проводов:

– на металлических опорах — полимерные (в соответствии с ОТТ-29.240.20-КТН-128-10 с Изм. №1);

– на железобетонных опорах – стеклянные или полимерные, преимущество должно отдаваться стеклянным.

5.3.3 Определение источника электроснабжения ВЛ.

Проектирование вдольтрассовых ВЛ 6(10) кВ выполняется на основании ТЗ, выдаваемого на разработку проектной документации Заказчиком, а также в соответствии
с требованиями ТУ на присоединение к электрическим сетям 6(10) кВ, выдаваемыми владельцами этих сетей и других организаций участвующих в пересечениях существующих коммуникаций.

Вдольтрассовая ВЛ должна иметь питание с двух сторон от собственных источников электроснабжения – ячеек ЗРУ-6(10) кВ НПС, а при отсутствии таковых от сторонних источников электроснабжения.

На НПС, питающих вдольтрассовые ВЛ, следует предусматривать аппаратуру, позволяющую определять предположительное место повреждение линии.

Для подключения вдольтрассовой ВЛ к ячейкам ЗРУ-6(10) кВ следует предусматривать кабельную вставку из двух кабелей. Проектом должна предусматриваться подача напряжения на обе КЛ. В месте перехода КЛ в ВЛ следует предусматривать РЛНД.

В местах технологического разрыва вдольтрассовой ВЛ (при пересечении водных преград с большим зеркалом водного пространства) в качестве второго независимого источника электроснабжения могут использоваться местные электрические сети.

При отсутствии собственных и сторонних источников электроснабжения допускается в качестве источников электроснабжения вдольтрассовой ВЛ применять ДЭС со степенью автоматизации не ниже 3. Мощность ДЭС определяется проектом исходя из расчётной мощности потребителей.

Минимальное расстояние от ДЭС до площадки камер СОД должно быть не менее:

– для нефтепроводов диаметром более 1000 мм – 50 м;

– для нефтепроводов диаметром 1000 мм и менее – 30 м.

На участке вдольтрассовой ВЛ, расположенном между двумя основными источниками электроснабжения, для обеспечения допустимого уровня отклонения напряжения от номинального (в максимальном режиме — не более 15%, в нормальном режиме — не более 10% в соответствии с требованиями НТП-99) необходимо исходя из технико-экономической целесообразности:

– использовать дополнительный источник электроснабжения;

5.3.4 Выбор типа и конструкции опор для переходов проектируемой ВЛ через естественные и искусственные преграды.

Расстояние между опорами (габаритный пролёт), пр

Папиллярные узоры пальцев рук — маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни.

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Источник: cyberpedia.su

Габариты ВЛ: длина пролета, расстояния до объектов, стрела провеса, проведение замеров

Основным документом, в котором прописываются требования к габаритам, является «Правила устройства электроустановок» (ПУЭ). В этой нормативной документации предоставляется отдельная глава, которая посвящается рассматриваемому вопросу. Разберем основные моменты по заданному направлению.

Определения

Габариты ВЛ – это предельно допустимые расстояния от проводов до поверхности земли и различных объектов, сооружений и устройств. Соблюдение этих требований обеспечивает правильное и безопасное использование электроустановки для передачи и распределения электроэнергии. В понятие включается:

1. Высота подвеса – расстояние от места крепления проводов на изоляторе до земли. Габаритом над землей называется величина от низшей точки пролета до земли.
2. Стрела провеса – это разница от подвеса ЛЭП и проводов в наименьшей точке (посередине пролета) до земли. Величина зависит от температуры воздуха, пролета, марки опор.
3. Существует понятие габарит при пересечении и сближении. Это величины, которые регламентируют длину по вертикали до поверхности дорог, рек, пересекаемых ВЛ, а также наименьшие величины до объектов и строений.

Длина промежуточного пролета – это величина между смежными опорами. Для ВЛ 0,4 кВ этот показатель составляет 30-50 метров в зависимости от сечения, климата, типов опор.

Допустимые величины по ПУЭ

Габариты ВЛ зависят от нескольких факторов, в том числе от напряжения линии, от проходимости в городе или на пересеченной местности, по используемым материала. Рассмотрим различные примеры далее:

• Для ВЛ 0,4 кВ согласно ПУЭ следующие – до земли не менее 6 метров. Ответвление ввода через дорогу обязано сопровождаться высотой не менее 3,5 м. От проводов на фронтоне до земли величина составляет не меньше 2,75 метра. При пересечении с железной дорогой, трамвайной или троллейбусной линией не менее 7,5 м, до других проводов не менее 1,5 м. Стрела провеса для линии до 1000 В при пролете 35-45 метров последняя не превышает 1,2 метра.
• Габариты ВЛ 10 кВ регламентируются ПУЭ. Минимальное расстояние до земли составляет не менее 7 м. При пересечении с железной дорогой, трамвайной или троллейбусной линией не менее 9,5 м, до провода не менее 3 метров. Стрела провеса ВЛ 10 киловольт не превышает 1,5 м.

Строительство ВЛ любого напряжения над зданиями не допускается. При совместной подвеске разного напряжения между фазами соблюдается расстояние не менее 1,2 метра.

Расчет габаритов основывается на «Правилах устройства электроснабжения». Этот нормативный документ лег в основу типовых проектов по каждому типу опор ВЛ 0,4-10 кВ. Расчет осуществляется с учетом климатических особенностей. В ПУЭ представлена формула, определяющая стрелу провеса провода для ВЛ от 35 киловольт и выше.

Допустимые расстояния от проводов ВЛ 6-10 кВ до различных объектов

Допустимые расстояния от проводов ВЛ 6-10 кВ до различных объектов (ПУЭ Седьмое издание. Раздел 2.Глава 2.5.)

1. Наименьшие расстояния от проводов ВЛ до поверхности земли, сооружений, дорог и поверхности воды (по вертикали)

1. нормальный режим до поверхности земли;
2. обрыв провода в смежном пролете до поверхности земли; —до производственных зданий или сооружений

1. ВЛ на деревянных опорах при наличии грозозащитных устройств, а также ВЛ на металлических и железобетонных опорах;
2. ВЛ на деревянных опорах при отсутствии грозозащитных устройств;
3. при обрыве проводов ВЛ в смежных пролетах

1. до гребня и бровки откоса;

—до наклонной поверхности откосов;

1. до поверхности воды, переливающейся через плотину

1. нормальный режим;
2. обрыв провода в смежном пролете

1. нормальный режим;
2. обрыв провода в смежном пролете

1. до провода контактной сети или несущих проводов;
2. при обрыве провода в смежном пролете до проводов или несущих тросов трамвайных линий

2. Наименьшие расстояния приближения ВЛ к различным объектам и сооружениям по горизонтал

1. между проводами ВЛ и кронами деревьев;
2. то же, ВЛЗ по территории фруктовых деревьев высотой более 4 м;
3. от крайних проводов ВЛ при наибольшем их отклонении до границ приусадебных земельных участков индивидуальных домов и коллективных садовых участков

1. от основания опоры ВЛ до габарита приближения строений на неэлектрифицированных железных дорогах или от оси опор контактной сети электрифицированных железных дорог, или подлежащих электрификации;
2. то же, на участках стесненной трассы

1. от основания опоры до бровки земляного полотна дороги при пересечении ВЛ с дорогами всех категорий за исключением Ш-С и V
2. то же на участках стесненной трассы от любой части опоры до подошвы насыпи дороги или до наружной бровки кювета при пересечении ВЛ с дорогами I А, 1Б и II;

—то же при пересечении В Л с дорогами категорий 111,1 V, I-C ПС;

1. от основания опоры до бровки земляного полотна при параллельном следовании ВЛ с дорогами всех категорий;
2. при параллельном следовании от крайнего провода при неотклоненном положении до бровки земляного полотна; —то же, в стесненных условиях

*Если высота надземного сооружения превышает высоту опоры ВЛ расстояние между этим сооружением и ВЛ следует принимать не менее высоты этого сооружения.

Проведение замеров габаритов

Наиболее точный, безопасный и эффективный способ определения расстояния основан на использовании оптических приборов. Этот вариант позволяет получить информацию без отключения ВЛ электропередач. Для реализации поставленной задачи подходит теодолит, высотомер или другие изделия схожего назначения. Процесс поэтапный, на первой стадии оценивается высота подвеса линии. На второй делается замер до низшей точки провисания провода, а также в местах пересечения с дорогами или объектами.

Стрела провеса провода ВЛ определяется математически. Величина меняется в зависимости от температуры наружного воздуха. Если ЛЭП не введена в эксплуатацию оценка производится с применением штанги или каната с метками. Помните, что неправильно выбранные величины становятся причиной появления несчастных случаев, «схлестов» и обрывов.

Кабельная линия электропередачи

Кабельная линия электропередачи (КЛ) состоит из одного или нескольких кабелей и кабельной арматуры для соединения кабелей и для присоединения кабелей к электрическим аппаратам или шинам распределительных устройств.

В отличие от ВЛ кабели прокладываются не только на открытом воздухе, но и внутри помещений (рис. 8), в земле и воде. Поэтому КЛ подвержены воздействию влаги, химической агрессивности воды и почвы, механическим повреждениям при проведении земляных работ и смещении грунта во время ливневых дождей и паводков. Конструкция кабеля и сооружений для прокладки кабеля должна предусматривать защиту от указанных воздействий.

Рис. 8. Прокладка силовых кабелей в помещении и на улице

По значению номинального напряжения кабели делятся на три группы: кабели низкого напряжения (до 1 кВ), кабели среднего напряжения (6…35 кВ), кабели высокого напряжения (110 кВ и выше). По роду тока различают кабели переменного и постоянного тока.

Силовые кабели выполняются одножильными, двухжильными, трехжильными, четырехжильными и пятижильными. Одножильными выполняются кабели высокого напряжения; двухжильными – кабели постоянного тока; трехжильными – кабели среднего напряжения.

Кабели низкого напряжения выполняются с количеством жил до пяти. Такие кабели могут иметь одну, две или три фазных жилы, а также нулевую рабочую жилу N и нулевую защитную жилу РЕ или совмещенную нулевую рабочую и защитную жилу PEN.

По материалу токопроводящих жил различают кабели с алюминиевыми и медными жилами. В силу дефицитности меди наибольшее распространение получили кабели с алюминиевыми жилами. В качестве изоляционного материала используется кабельная бумага, пропитанная маслоканифольным составом, пластмасса и резина. Различают кабели с нормальной пропиткой, обедненной пропиткой и пропиткой нестекающим составом. Кабели с обедненной или нестекающей пропиткой прокладывают по трассе с большим перепадом высот или по вертикальным участкам трассы.

Кабели высокого напряжения выполняются маслонаполненными или газонаполненными. В этих кабелях бумажная изоляция заполняется маслом или газом под давлением.

Защита изоляции от высыхания и попадания воздуха и влаги обеспечивается наложением на изоляцию герметичной оболочки. Защита кабеля от возможных механических повреждений обеспечивается броней. Для защиты от агрессивности внешней среды служит наружный защитный покров.

При изучении кабельных линий целесообразно отметить сверхпроводящие кабели для линий электропередачи в основу конструкции которых положено явление сверхпроводимости. В упрощенном виде явление сверхпроводимости в металлах можно представить следующим образом. Между электронами как между одноименно заряженными частицами действуют кулоновские силы отталкивания.

Однако при сверхнизких температурах для сверхпроводящих материалов (а это 27 чистых металлов и большое количество специальных сплавов и соединений) характер взаимодействия электронов между собой и с атомной решеткой существенно видоизменяется. В результате становится возможным притягивание электронов и образование так называемых электронных (куперовских) пар.

Возникновение этих пар, их увеличение, образование «конденсата» электронных пар и объясняет появление сверхпроводимости. С повышением температуры часть электронов термически возбуждается и переходит в одиночное состояние. При некоторой так называемой критической температуре все электроны становятся нормальными и состояние сверхпроводимости исчезает. То же происходит и при повышении напряженности магнитного поля. Критические температуры сверхпроводящих сплавов и соединений, используемых в технике, составляют 10 — 18 К, т.е. от –263 до –255°С.

Первые проекты, экспериментальные модели и опытные образцы таких кабелей в гибких гофрированных криостатирующих оболочках были реализованы лишь в 70—80-е годы XX века. В качестве сверхпроводника использовались ленты на основе интерметаллического соединения ниобия с оловом, охлаждаемые жидким гелием.

В 1986 г. было открыто явление высокотемпературной сверхпроводимости, и уже в начале 1987 г. были получены проводники такого рода, представляющие собой керамические материалы, критическая температура которых была повышена до 90 К. Примерный состав первого высокотемпературного сверхпроводника YBa2Cu3O7–d (d 2 , из них сечением до 16 мм 2 – однопроволочные, свыше – многопроволочные.

Провод – одна неизолированная или одна и более изолированных жил, поверх которых в зависимости от условий прокладки и эксплуатации может иметься неметаллическая оболочка, обмотка и (или) оплетка волокнистыми материалами или проволокой.

Шнур – две или более изолированных, или особо гибких жил сечением до 1,5 мм 2 , скрученных или уложенных параллельно, поверх которых в зависимости от условий прокладки и эксплуатации могут быть наложены неметаллическая оболочка и защитные покрытия.

Классификация опор [ править | править код ]

По назначению [ править | править код ]

• Промежуточные опоры
  устанавливаются на прямых участках трассы ВЛ, предназначены только для поддержания проводов и тросов и не рассчитаны на нагрузки от тяжения проводов вдоль линии. Обычно составляют 80—90 % всех опор ВЛ.
• Угловые опоры
  устанавливаются на углах поворота трассы ВЛ, при нормальных условиях воспринимают равнодействующую сил натяжения проводов и тросов смежных пролётов, направленную по биссектрисе угла, дополняющего угол поворота линии на 180°. При небольших углах поворота (до 15—30°), где нагрузки невелики, используют угловые промежуточные опоры. Если углы поворота больше, то применяют угловые анкерные опоры, имеющие более жёсткую конструкцию и анкерное крепление проводов.
• Анкерные опоры
  устанавливаются на прямых участках трассы для перехода через инженерные сооружения или естественные преграды, воспринимают продольную нагрузку от тяжения проводов и тросов. Их конструкция отличается жесткостью и прочностью.
• Концевые опоры
  — разновидность анкерных и устанавливаются в конце или начале линии. При нормальных условиях работы ВЛ они воспринимают нагрузку от одностороннего натяжения проводов и тросов.
• Специальные опоры
  : транспозиционные — для изменения порядка расположения проводов на опорах; ответвлительные — для устройства ответвлений от магистральной линии; перекрёстные — при пересечении ВЛ двух направлений; противоветровые — для усиления механической прочности ВЛ; переходные — при переходах ВЛ через инженерные сооружения или естественные преграды.
• Стилизованные опоры линии электропередачи
  – опоры-скульптуры, которые кроме основной функции удержания проводов, выполняют эстетическую.

По способу закрепления в грунте [ править | править код ]

• Опоры, устанавливаемые непосредственно в грунт
• Опоры, устанавливаемые на фундаменты

• классические (с широкой базой более 4 м 2 ), как правило, рамные (каркасные) с заливкой бетоном или пригрузом, засыпанным песчано-гравийной смесью
• узкобазовые (менее 4 м 2 ) (например: с креплением на стальную трубу, стальную винтовую или железобетонную сваю)

По конструкции [ править | править код ]

• Свободностоя́щие опоры

• одностоечные
• многостоечные

По количеству цепей [ править | править код ]

По напряжению [ править | править код ]

Опоры подразделяются на опоры для линий 0.4, 6, 10, 35, 110, 220, 330, 500, 750, 1150 кВ. Отличаются эти группы опор размерами и весом. Чем больше напряжение, тем выше опора, длиннее её траверсы и больше её вес. Увеличение размеров опоры вызвано необходимостью получения нужных расстояний от провода до тела опоры и до земли, соответствующих ПУЭ для различных напряжений линий.

По материалу изготовления [ править | править код ]

• Железобетонные — выполняют из бетона, армированного металлом. Для линий 35—110 кВ и выше обычно применяют опоры из центрифугированного бетона. Достоинством железобетонных опор является их стойкость в отношении коррозии и воздействия химических реагентов, находящихся в воздухе. Основной недостаток значительный вес, относительно высокий процент возникновения дефектов при транспортировке (сколы, трещины) и выкрашивание бетона в приповерхностном слое грунта за счет воздействия влаги и циклического изменения температуры (замерзание-оттаивание).
• Металлические — выполняют из стали специальных марок. Отдельные элементы соединяют сваркой или болтами. Как правило, для предотвращения окисления и коррозии поверхность металлических опор оцинковывают (в том числе методом газотермического напыления) или периодически окрашивают специальными красками.

• Металлические решётчатые опоры
• Металлические многогранные опоры

• закрытого профиля (шести-, восьми- и т. д. гранники)
• открытого профиля (треугольного и квадратного сечения)

Опыт проектирования механической части ВЛ

Имеются в проекте ВЛ: планы местности, профиль ВЛ, климатические условия по данным метеостанций и ПУЭ, выбранные провод, трос согласно ПУЭ и расчётам, типовые проекты опор, согласованные с заказчиком.

. Допускаемые напряжения на линейку применяемых проводов могут быть указаны в типовых проектах опор. Если нет, — найти допускаемое тяжение на опоры выбранных типовых проектов опор, определить допускаемые напряжения по этому тяжению на провод. Сравнить определённые допускаемые напряжения по тяжениям на опоры с допускаемым максимальным напряжением и при среднегодовой температуре на провод согласно ПУЭ, ГОСТ, ТУ или данным завода — изготовителя. По наименьшему значению выбираем расчётное допускаемое максимальное напряжение в проводе и при среднегодовой температуре для нашего проекта.

Из расчётов на потери напряжения в сети 10 кВ выбраны самонесущие изолирование провода СИП3(50) сечением несущей части 50 мм2. Опоры допускают тяжение на фазу не более 640 даН. Поэтому проектировщик принимает в проекте максимальное допускаемое напряжение 640/50 = 12.8 даН/мм2 сечения провода. Это же напряжение проектировщик принимает для режима среднеэксплуатационной температуры. Выполняются (по любой, в том числе нашей программе) расчёты монтажных тяжений и стрел провеса и выдаются проектом таблицы для монтажников.

Монтажники, умудренные опытом, без всяких расчётов, отметили, что монтажные стрелы значительно занижены (провода будут перетянуты) и были правы.

По ПУЭ эти провода допускают максимальное напряжение 11.4 даН/мм2 при наибольшей нагрузке и низшей температуре; 8.5 даН/мм2 — при среднегодовой температуре.

Налицо две ошибки:

1. Завышение максимального допускаемого напряжения с 11.4 до 12.8 даН/мм2 при наибольшей нагрузке и низшей температуре.

2. Завышение максимального допускаемого напряжения с 8.5 до 12.8 даН/мм2 при среднегодовой температуре.

Одинаковое значение допускаемых напряжений на провод, трос, самонесущий кабель для всех режимов вполне может быть, но не для данных условий и всегда не более чем при среднегодовой температуре по ПУЭ, ГОСТ, ТУ.

Возникает вывод, что механический расчёт провода не выполнялся, габаритный пролёт не контролировался. Неизвестно, обеспечены ли габариты при подходах под линиями более высокого напряжения.

Явное нарушение требований ПУЭ, но такой проект был выполнен и принят заказчиком.

Выполнить расчёт провода по программе LineMech, задавая расчётное допускаемое максимальное напряжение и при среднегодовой температуре, определённые в предыдущем пункте. Минимальный пролёт, шаг расчёта и максимальный рассчитываемый пролёт принимаем приближённо, исходя из предварительной прикидки возможных пролётов на ВЛ. Если в справочнике программы нет данных по данному проводу, одновременно вносим их согласно приведённым на этой странице рекомендациям. Выставляя данные климатических условий руководствуемся ПУЭ и «Помощи» к программе.

Отступление.

Во всех программах основа расчёта по методу допускаемых напряжений — определение параметров монтажа провода таких, чтобы затем, при эксплуатации, напряжения в проводе при чётко оговоренных ПУЭ 3-х режимах: наибольших внешних нагрузок, низшей температуры, при среднегодовой температуре не были никогда превышены. Режим наибольшей внешней нагрузки возникает либо при максимальном ветре, либо при гололёде с ветром. Это определяющие режимы, рассчитываемые программой LineMech. Остальные режимы нужны либо для принятия решений, либо для проведения других расчётов.

Основываясь высотой подвески проводов на массовых опорах, с учётом или без учёта подвесных гирлянд изоляторов, определяем величину габаритного пролёта. Габаритный пролёт — пролёт, длина которого определяется нормированным вертикальным расстоянием от проводов до земли при установке опор на идеально ровной поверхности (ПУЭ).

Для уточнения габаритного пролёта удобно произвести расчёт по программе LineMech с шагом 1 метр в необходимом диапазоне пролётов. Габаритный пролёт в зависимости от климатических условий и характеристик провода может быть определён либо в режиме 2 (гололёд, температура при гололёде, без ветра) либо в режиме 7 (высшая температура, без ветра) для максимальной стрелы провеса.Основываясь на величине габаритного пролёта выполняется плановая расстановка опор ВЛ 0.4 кВ, иногда опор ВЛ 10 кВ, либо строится шаблон для расстановки опор по профилю трассы. При построении шаблона задаётся некоторый запас по габариту, см. учебную литературу. Выполняется первоначальная расстановка опор, при которой может быть выполнен и некоторый запас габарита при пересечениях с инженерными сооружениями и естественными препятствиями с подстановкой, если нужно повышенных и пониженных опор.

Отступление.

Невнимательное определение максимальной стрелы провеса (2 или 7 режим), и, соответственно, неправильное решение по габаритному пролёту, приведёт к возможной переделке проекта. В представленных программах контроль максимальной стрелы провеса предусмотрен только в программе LineCross. Были обращения из проектных организаций: «Почему ваша программа меняет рабочую температуру на пересечении с +40 на -5» (и наоборот). Это значит, что проектировщики невнимательно рассмотрели результаты механического расчёта провода и приняли неправильное заключение по габаритному пролёту, и выяснилось это уже после расстановки опор при расчёте габаритов пересечений. Печально.

Шаблоны для расстановки опор по профилю теперь могут быть получены в программе LineMechCad — развитии программы LineMech, при наличии установленного на компьютере AutoCad (не ниже 2007).

На расстановке опор по профилю, представленной клиентом, проектировщик решил показать кривые провисания проводов шаблона и при температурах обеспечения габаритов на пересечениях, полученные программой LineMechCad. Такое решение при оформлении профилей более наглядно, чем без кривых провисания провода.

. После первоначальной расстановки опор появляется возможность выполнить расчёт приведённых пролётов на анкерных участках и уточнить кривые шаблонов для разных анкерных участков. Основываясь величиной приведённого пролёта и расчётом по программе LineMech строятся новые шаблоны и с их помощью выполняется контроль расстановки опор по профилю. Контроль расстановки опор требуется не всегда, зависит от соотношения пролётов с критическим (см. учебную литературу).

Относитесь к каждому анкерному участку как к отдельной линии. Если есть возможность снизить рабочее допускаемое напряжение в проводе на анкерном участке, то его лучше снизить, произведя необходимые расчёты со сниженными параметрами напряжений по сравнению с нормативными. При неблагоприятных климатических условиях снизится общая аварийность на всей трассе. При наличии доступных в любое время программных средств было бы неприемлемым не просчитать отдельно каждый анкерный участок, особенно при значительной разнице в величине приведённого пролёта.

Отступление.

В примере расстановки опор по профилю, показанном в предыдущем пункте, после предварительной расстановки опор во всех пролётах оказался запас по габариту. Проектировщик принял решение снизить на несколько процентов допускаемое напряжение в проводе, чем обеспечил проектом большую надёжность линии в целом.

В модификации программы LineMech LineMechCad предусмотрено, кроме шаблонов, построение кривых провисания проводов, тросов при разных температурах. С их помощью можно проверить габариты при разных температурах.

Для пролётов пересечений с инженерными сооружениями и естественными препятствиями выполняем расчёты по программе LineCross, используя те же исходные данные по климату и напряжениям. Требуемые габариты при рабочих температурах подставляем согласно ПУЭ. Возможна некоторая подвижка или замена опор на повышенные и пониженные. Результаты расчётов прикладываем к проекту.

В модификации программы LineCross LineCrossCad, для облегчения создания чертежа пересечения (Детали) строится в AutoCAD (не ниже 2007) эскиз пересечения в заданном масштабе.

С помощью программы LineMechCad можно построить кривую провисания провода при низшей температуре и определить, требуется-ли расчёт на подвеску компенсирующего груза при задирании гирлянд изоляторов или замена промежуточной опоры на анкерную.

Если все габариты обеспечены, нагрузки на опоры получены минимально возможные, в проекте можно записать:

«С целью снижения нагрузок на опоры, при соблюдении допускаемых габаритов пересечений и стрел провеса, проектом принято допускаемое напряжение в проводе (указываем марку) на участках:

1-2, 5-6 — максимальное — … даН/мм2; при среднегодовой температуре — … даН/мм2;

2-3 — максимальное — … даН/мм2; при среднегодовой температуре — … даН/мм2;

3-4 — максимальное — … даН/мм2; при среднегодовой температуре — … даН/мм2;

4-5 — максимальное — … даН/мм2; при среднегодовой температуре — … даН/мм2»

Определение напряжения в тросе.

Первая, основная задача

— обеспечить требуемое расстояние между проводом и тросом по вертикали в середине пролёта. Это расстояние зависит от длины габаритного пролёта ВЛ и приведено в таблице 2.5.16. ПУЭ. Расстояние между проводом и тросом определяется по условиям грозозащиты при температуре +15 градусов С.

Вторая задача

— снижение нагрузки на опоры и их тросостойки.

Имея расчёт для провода на участке, зная его стрелу провеса в режиме 5 программы LineMech, выясняем, какую стрелу провеса мы можем допустить для троса. Ясно, что чтобы обеспечить расстояние между проводом и тросом согласно таблице 2.5.16. ПУЭ, нужно стрелу провеса троса иметь меньше, чем в проводе. Заранее определяем эту стрелу провеса троса.

Выполняем расчёт троса по программе LineMech, снижая допускаемые напряжения, начиная от нормативных, получаем подбором, что требуемая стрела провеса троса (режим 5 расчёта по программе LineMech) обеспечивается при определённых рабочих допускаемых напряжениях, максимальном и при среднегодовой температуре. Решение получено. На другом участке ВЛ может быть получено иное значение.

В проекте записываем:

«При обеспечении необходимого расстояния между проводом и тросом в пролёте согласно 2.5.16. ПУЭ, с одновременным снижением нагрузок на опоры, проектом принято допускаемое максимальное напряжение в тросе (указываем марку) — … даН/мм2, при среднеэксплуатационных условиях — … даН/мм2.» Если на других участках трассы принято иное значение, то приводим данные и по ним.

Для исключения перекрытий между проводом и тросом, рекомендуется проверить расстояние между проводом и тросом при гололёде, в варианте, когда есть гололёд на тросе и нет на проводе.

Проверка отклонения подвесных гирлянд изоляторов под воздействием ветра при максимальных его значениях и тяжения при низших температурах. Возможна замена промежуточной опоры на анкерную, передвижка опор, пересчёт приведённых пролётов, проверка габаритов. Расчёт балластов. Используется программа LineLoad.

Отступление

. По просьбе проектировщиков — строителей, по условиям закрепления опор в грунте, для снижения нагрузок на опоры, на отдельных участках может потребоваться некоторое снижение рабочих допускаемых напряжений в проводе и тросе. В этом случае, для принятия решения, выполняется весь комплекс расчётов снова. Может быть использован частично некоторый запас по габариту, заложенный ранее.

Основанием для монтажа служат расчёты по программе LineMount.

Расчёт производится для участков трассы с принятыми климатическими условиями и допускаемыми рабочими максимальными тяжениями (напряжениями), обоснованными в предыдущих расчётах.

При монтаже нужно обеспечить некоторую перетяжку.

Расчёты (по умолчанию) производятся без учёта последующей вытяжки проводов, тросов и самонесущих кабелей (в процессе эксплуатации). Поэтому, при проектировании выдавать для специалистов по монтажу рекомендацию об уменьшении стрел провеса при монтаже на 3-5-7-10%. С учётом последующей вытяжки монтажные тяжения и стрелы провеса подсчитываются по процентам вытяжки, указанным для проводов, тросов в литературе, для кабелей, – в Правилах по подвеске и монтажу самонесущих ВОК.

Для того, чтобы не было неясностей, под таблицей монтажных тяжений и стрел провеса лучше выполнить запись:

«Таблицы монтажных тяжений и стрел провеса провода и троса составлены без учёта последующей вытяжки. При монтаже провода и троса стрелы провеса уменьшить на 5-10%»,или «Таблицы монтажных тяжений и стрел провеса составлены с учётом последующей вытяжки при соблюдении длительности монтажа до закрепления в зажимах».

Рекомендуем прикладывать к проекту оба расчёта, без учёта (установившийся режим тяжения) и с учётом вытяжки, для чёткого отслеживания монтажной организацией процесса вытяжки при монтаже.

Результаты механического расчёта проводов и тросов в окончательном варианте являются обосновывающим материалом, в проекте не прикладываются, если нет другого решения заказчика, и хранятся в архиве в проектной организации. В проекте сообщаются только решения по этим расчётам (см. выше).

Результаты расчёта габаритов пересечений также могут не прикладываться к проекту, кроме заключительной таблицы, располагаемой на чертежах пересечений, тогда обоснования расчётов пересечений должны храниться в архиве проекта в проектной организации. В последнее время часто на чертежах приводится вся выходная форма расчёта.

Результаты расчёта монтажных тяжений и стрел провеса являются заданием на монтаж проводов и тросов и являются частью проектно-сметной документации.

По данным журнала расстановки опор и результатам расчёта по программе появилась возможность сформировать новую выходную форму в AutoCAD (программа LineMountCad), перспективную для применения в проектах ВЛ — поопорную схему ВЛ.

Полученная выходная форма гармонично может быть применена в проектах ВЛ, например, при замене проводов, грозозащитного троса, при замене гасителей вибрации согласно новым требованиям, в особенности в случаях потери профиля трассы.

Эта форма может заменить привычные таблицы монтажных тяжений и стрел провеса своей наглядностью и простотой создания. Выполнив замеры стрел провеса на существующих линиях, можно с лёгкостью обосновать возможности реконструкции ВЛ.

Программа LineMount (LineMountCad) с модулем damp обеспечивает расчёт гасителей вибрации.

Требования к характеристикам проводов, тросов для внесения в справочник программ (характеристики неизолированных проводов и тросов принимаются по ГОСТ, ТУ, ПУЭ, самонесущих изолированных проводов запрашиваются у завода — изготовителя или принимаются по ТУ, ПУЭ):

1. Диаметр, мм — внешний диаметр провода, троса, самонесущего изолированного провода вместе с изоляцией. Для скрученного из изолированных жил самонесущего провода — общий внешний, эквивалентный диаметр. Испытывает воздействие ветра и образование гололёда.

2. Сечение, мм2 — площадь поперечного сечения несущей, силовой части конструкции провода, троса, для самонесущего изолированного провода — сечение только несущей жилы. Для расчётов воздух между проволоками свивки, смазка, изоляция и другие подобные материалы из сечения исключаются. Испытывает тяжение, приложенное к проводу, тросу, несущей части самонесущего изолированного провода от собственного веса, натяжения, воздействия ветра, гололёда, изменения температуры.

3. Погонный вес, кг/м — вес одного метра провода, троса, всего самонесущего изолированного провода. 1 кг=0,981 даН=9,81 Н (округление до 1 даН, 10 Н на результаты практически не влияет).

4. Модуль упругости провода, троса, самонесущего изолированного провода (по несущей жиле), даН/мм2 — 1,0 гПа=1000000000 Па= 1000000 мПа=1,0 кН/мм2=100 даН/мм2.

5. Коэффициент температурного линейного расширения, 1/К — изменение длины провода, троса, самонесущего изолированного провода при изменении температуры на 1 градус. Для самонесущих изолированных проводов — по материалу несущей жилы. Для ввода в справочник программ 0,000002 соответствует 2х10-6.

Требования к данным климатических условий, запрашиваются на метеостанциях:

1. Гололёд, мм — согласно данным метеостанций, если данных нет — руководствоваться картами и рекомендациями ПУЭ.

2. Температуры максимальная, минимальная (это не температура самой холодной пятидневки), среднегодовая — данные метеостанций. Это температуры абсолютные с повторяемостью 1 раз в 25 лет.

Если нужно учесть температуру дополнительного нагрева проводов электрическим током и от солнечной радиации — корректируйте максимальную температуру.

3. Температуры при гололёде и при максимальном ветре принимаются согласно ПУЭ.

4. Максимальная скорость ветра, м/с — повторяемостью 1 раз в 25 лет и скорость ветра при гололёде (пересчёт с ветрового давления в ПУЭ) принимаются согласно данным метеостанций, при их отсутствии — согласно картам и рекомендациям ПУЭ.

Требования к задаваемым максимальным напряжениям.

1. Максимальное допустимое напряжение, даН/мм2 — напряжение в материале провода, троса, несущей части конструкции самонесущего изолированного провода, задаваемое для расчётов. Принимается всегда не больше допускаемого по тяжению по данным ПУЭ, ГОСТ, ТУ или завода — изготовителя. Напряжение — тяжение, делённое на несущее сечение провода, троса, самонесущего изолированного провода. Допустимое напряжение обычно составляет не более 50% от разрывного по механической прочности (см. ПУЭ).

2. Допустимое напряжение при среднегодовых (среднеэксплуатационных) условиях, даН/мм2 — напряжение, допустимое при среднегодовой температуре. Обычно 60 — 75% от максимального допустимого, если другое не указано в ПУЭ, ГОСТ, ТУ или заводом — изготовителем.

Главная задача проектировщика, если это возможно — снизить нагрузки на несущие конструкции.

Коэффициенты надёжности, при отсутствии данных, согласно 2.5.11. ПУЭ принимаются равными единице.

Если заказчик не выдал в ТЗ, значит учитывать их не нужно.

Пролет ВЛ — участок ВЛ между двумя опорами или конструкциями, заменяющими опоры

На установки электролиза алюминия не распространяется Читать далее: Элементы ВЛ рассчитываются на сочетания нагрузок, действующих в нормальных, аварийных и монтажных режимах

2.5.3. Пролет ВЛ — участок ВЛ между двумя опорами или конструкциями, заменяющими опоры.

Длина пролета — горизонтальная проекция этого участка ВЛ.

Габаритный пролет lгаб — пролет, длина которого определяется нормированным вертикальным расстоянием от проводов до земли при установке опор на идеально ровной поверхности.

Ветровой пролет lветр — длина участка ВЛ, с которого давление ветра на провода и грозозащитные тросы* воспринимается опорой.

Весовой пролет lвес — длина участка ВЛ, вес проводов (тросов) которого воспринимается опорой.

Стрела провеса провода f — расстояние по вертикали от прямой, соединяющей точки крепления провода, до провода.

Габаритная стрела провеса провода fгаб — наибольшая стрела провеса провода в габаритном пролете.

Анкерный пролет — участок ВЛ между двумя ближайшими анкерными опорами.

Подвесной изолятор — изолятор, предназначенный для подвижного крепления токоведущих элементов к опорам, несущим конструкциям и различным элементам инженерных сооружений.

Гирлянда изоляторов — устройство, состоящее из нескольких подвесных изоляторов и линейной арматуры, подвижно соединенных между собой.

Тросовое крепление — устройство для прикрепления грозозащитных тросов к опоре; если в состав тросового крепления входит один или несколько изоляторов, то оно называется изолированным.

Штыревой изолятор — изолятор, состоящий из изоляционной детали, закрепляемой на штыре или крюке опоры.

Усиленное крепление провода с защитной оболочкой — крепление провода на штыревом изоляторе или к гирлянде изоляторов, которое не допускает проскальзывания проводов при возникновении разности тяжений в смежных пролетах в нормальном и аварийном режимах ВЛЗ.

Пляска проводов (тросов) — устойчивые периодические низкочастотные (0,2 — 2 Гц) колебания провода (троса) в пролете с односторонним или асимметричным отложением гололеда (мокрого снега, изморози, смеси), вызываемые ветром скоростью 3 — 25 м/с и образующие стоячие волны (иногда в сочетании с бегущими) с числом полуволн от одной до двадцати и амплитудой 0,3 — 5 м.

Вибрация проводов (тросов) — периодические колебания провода (троса) в пролете с частотой от 3 до 150 Гц, происходящие в вертикальной плоскости при ветре и образующие стоячие волны с размахом (двойной амплитудой), который может превышать диаметр провода (троса).

2.5.4. Состояние ВЛ в расчетах механической части:

нормальный режим — режим при необорванных проводах, тросах, гирляндах изоляторов и тросовых креплениях;

аварийный режим — режим при оборванных одном или нескольких проводах или тросах, гирляндах изоляторов и тросовых креплений;

монтажный режим — режим в условиях монтажа опор, проводов и тросов.

2.5.5. Населенная местность — земли городов в пределах городской черты в границах их перспективного развития на 10 лет, курортные и пригородные зоны, зеленые зоны вокруг городов и других населенных пунктов, земли поселков городского типа в пределах поселковой черты и сельских населенных пунктов в пределах черты этих пунктов, а также территории садово-огородных участков.

Труднодоступная местность — местность, недоступная для транспорта и сельскохозяйственных машин.

Ненаселенная местность — земли, не отнесенные к населенной и труднодоступной местности.

Застроенная местность — территории городов, поселков, сельских населенных пунктов в границах фактической застройки.

Трасса ВЛ в стесненных условиях — участки трассы ВЛ, проходящие по территориям, насыщенным надземными и (или) подземными коммуникациями, сооружениями, строениями.

2.5.6. По условиям воздействия ветра на ВЛ различают три типа местности:

А — открытые побережья морей, озер, водохранилищ, пустыни, степи, лесостепи, тундра;

В — городские территории, лесные массивы и другие местности, равномерно покрытые препятствиями высотой не менее 2/3 высоты опор;

С — городские районы с застройкой зданиями высотой более 25 м, просеки в лесных массивах с высотой деревьев более высоты опор, орографически защищенные извилистые и узкие склоновые долины и ущелья.

Воздушная линия считается расположенной в местности данного типа, если эта местность сохраняется с наветренной стороны ВЛ на расстоянии, равном тридцатикратной высоте опоры при высоте опор до 60 м и 2 км при большей высоте.

2.5.7. Большими переходами называются пересечения судоходных участков рек, каналов, озер и водохранилищ, на которых устанавливаются опоры высотой 50 м и более, а также пересечения ущелий, оврагов, водных пространств и других препятствий с пролетом пересечения более 700 м независимо от высоты опор ВЛ.

2.5.8. Все элементы ВЛ должны соответствовать государственным стандартам, строительным нормам и правилам Российской Федерации и настоящей главе Правил.

При проектировании, строительстве, реконструкции и эксплуатации ВЛ должны соблюдаться требования «Правил охраны электрических сетей напряжением свыше 1000 В» и действующих санитарно-эпидемиологических правил и нормативов.

2.5.9. Механический расчет проводов и тросов ВЛ производится по методу допускаемых напряжений, расчет изоляторов и арматуры — по методу разрушающих нагрузок. По обоим методам расчеты производятся на расчетные нагрузки.

Расчет строительных конструкций ВЛ (опор, фундаментов и оснований) производится по методу предельных состояний на расчетные нагрузки для двух групп предельных состояний (2.5.137) в соответствии с государственными стандартами и строительными нормами и правилами.

Применение других методов расчета в каждом отдельном случае должно быть обосновано в проекте.

На установки электролиза алюминия не распространяется Читать далее: Элементы ВЛ рассчитываются на сочетания нагрузок, действующих в нормальных, аварийных и монтажных режимах

Информация о работе «Электрооборудование промышленных предприятий, его монтаж и эксплуатация»

Раздел: Физика Количество знаков с пробелами: 50694 Количество таблиц: 4 Количество изображений: 1

Похожие работы

Монтаж и эксплуатация электрооборудования

… правильной организации монтажных работ, знания современного монтажного оборудования и такелажной оснастки, передовых методов и приемов такелажных работ, монтажа и наладки элементов машин. 2. Эксплуатация электрооборудования 2.1 Эксплуатация электрических внутренних сетей освещения Периодичность осмотра и ремонта осветительных установок. Смена лампы, предохранителей. Контроль зануления и …

Монтаж и обслуживание современного электрооборудования и электрических сетей машиностроительного производства

… Общее количество К1080 32 21 К901 20 9 2.3 Технологическая инструкция для выполнения внутрицеховой сети Монтаж внутрицеховой силовой электрической сети должна вести, примерно, бригада из четырёх человек. Работы должны быть начаты с монтажа 2 КТП. Все работы по электромонтажу электрооборудования цеха должны выполняться в две стадии. Первая – в процессе сооружения цеха; вторая – после …

Монтаж комплектных трансформаторных подстанций

… При малых углах наклона усилия в стропе значительно возрастают, поэтому они должны выбираться такой длины, чтобы угол а не превышал 45°. 4. Монтаж комплектных трансформаторных подстанций и распределительных устройств При сооружении подстанций и распределительных устройств в последнее время широко применяют комплектные распределительные устройства (КРУ) на напряжение 6—35 кВ и комплектные …

… . Итого: 37187,28 + 4500 + 16208 + 24312 + 7151,4 + 8581,68 + 143028 + + 88358,24 = 329326,60 рублей 5. Безопасность жизнедеятельности 5.1 Безопасность при эксплуатации электрооборудования сталкивателя Оперативные переключения должен выполнять оперативный или оперативно-ремонтный персонал, допущенный распорядительным документом. В электроустановках не допускается приближение людей, …

Источник: electrica-1.ru