Почему провода линий передач не натягиваются: почему провода линий электропередач не натягиваются между опорами ,как струна,а слегка

Содержание

Натяжение проводов воздушной линии электропередачи

 

Вступление

Здравствуйте. Сегодня в серии «Воздушные линии электропередачи» статья посвященная натяжению проводов воздушной линии электропередачи. Натяжение ( монтаж) неизолированных проводов ВЛ производится отдельно на каждом анкерном пролете.

Натяжение проводов ВЛ – этапы работ

  • Завоз проводов и материалов проходит на этапе подготовительных работ;
  • Для начала провода раскатывают по трассе;
  • Затем провода поднимают на опоры;
  • Следующий этап, натяжение проводов и регулирование уровня провеса проводов;
  • Последним этапом провода крепят к опорным изоляторам.

Раскатка и подъем проводов

Для раскатки проводов на опорах вешаются монтажные ролики (фото 1). Провод перед раскаткой вывешивается провод ВЛ.

1 способ раскатки

Барабан ставится на специальные козлы или домкраты. На них он свободно может вращаться. Конец кабеля привязывают к машине или трактору, через монтажный ролик.  Машина двигается по трассе, и провод раскатывается по трассе.

2 способ раскатки

Барабан на домкратах ставится на машину и машина с барабаном движется по трассе. Этот способ минимизирует повреждения провода, но имеет ограниченное применение, например для П-образных опор.

Соединение проводов

Раскатка проводов сопровождается их соединением. О соединении проводов читать ТУТ. Здесь сделаю акцент, в пролете не может быть более одного соединения.

Натяжение проводов

Провода ВЛ натягиваются лебедкой, а при больших пролетах, трактором. Провода должны проходить через монтажные ролики, установленные на опорах.

Тяжение проводов должно быть таким, чтобы стрела провисания провода соответствовала норме. Провисание провода измеряется высотометром.

Закрепление неизолированных проводов ВЛ на анкерной опоре

На анкерной опоре, ВЛ до 1000 Вольт, для крепления провода ставят изоляторы. Провод на анкерных опорах ВЛ оборачивается вокруг изолятора и закрепляется, как на рис 2.а.

На анкерной опоре, ВЛ свыше 1000 Вольт, провод также оборачивается вокруг изолятора и закрепляется болтовой плашкой, как на рис 2.в.

На рисунке 2.с вы видите, как крепятся провода на опорах анкерных пролетов, с изоляторами виде гирлянд.

Шлейфы проводов ВЛ (короткие отводы) соединяются термитной сваркой или болтовыми соединениями.

Закрепление проводов ВЛ на промежуточной опоре

На рис 3 показано крепление проводов без изоляции на промежуточных опорах. Здесь, два типа соединений вязка (рис 3, а)  и поддерживающий зажим (рис 3,б).

Вместо итогов

Обращу ваше внимание, что в статье рассматривалось натяжение проводов воздушной линии электропередачи выполняемой неизолированными проводами. Обозначается такая линия ВЛ, в отличие от линии электропередачи изолированными проводами СИП, которая обозначается ВЛИ. Линейная арматура ВЛ отличается от аналогичной арматуры ВЛИ.  

©Elesant.ru

Другие статьи раздела "Воздушные линии электропередачи"

 

 

Почему провода натянутые между столбами провисают?

Воздушные линии электропередач знакомы нам с раннего детства и их присутствие рядом с нами воспринимается как должное, как признак «цивилизации» и доступность комфорта. Как у всякого рукотворного элемента, технического гения человека, у данных линий электропередач есть свои слабые места и пределы прочности. Одно из распространенных явлений это провисание провода, вызванное разрушением изолятора, ослаблением бандажа или же наличием инородного предмета на несущих проводниках (к примеру, упавшее дерево либо ветки). Помимо этого ЛЭП провисают от внешних факторов непреодолимой силы, а также изношенности фондов. В этой статье мы расскажем читателям

сайта для электриков

, как натянуть провод от столба к дому при провисании, а также при подключению участка к электричеству.

Что делать если вы стали свидетелем опасного провисания ВЛ?

Ни в коем случае не следует находится вблизи, если провод провис и самостоятельно пытаться подпереть, подвязать или откусить кабель с целью наживы. Это может быть фатально и опасно, т.к. линия под напряжением мало чем отличается от той, которая без напряжения. В одной из наших статей мы рассказывали про шаговое напряжение, которое тесно связано с повреждением кабельной трассы. Настоятельно рекомендуем ознакомиться с материалом.

Как правило, у каждой линии или участка есть хозяин или ответственное лицо за энергохозяйство, которое несет полную ответственность за безопасную эксплуатацию вверенного ему оборудования. Его то и необходимо ставить в известность. В том случае, если это сделать проблематично, следует звонить в районную энергоснабжающую организацию или аварийную службу, МЧС, районную администрацию, мэрию.

Нормы провисания

Рассмотрим нормативы ПУЭ главы 2.4 и 2.5 по отношению к провисанию ВЛ высокого напряжения.

Как видно из таблиц от величины напряжения зависит расстояние от земли до ЛЭП, а также между проводами и другими объектами. Для сетей 380 вольт нормативы провисания согласно параграфу 2.4 ПУЭ такие:

  1. Над пешеходной зоной высота не ниже 3. 5 метров, а над проезжей частью это расстояние должно быть на высоте не ниже пяти метров, ответвление ввода допускается делать на высоте 2.5 метра для провода СИП.
  2. Для линий с неизолированными проводниками высота не ниже трех с половиной метров над пешеходной зоной, и не менее 6 метров над проезжей частью дороги, ответвление допускается производить не ниже 2.75 метра.
  3. При прохождении СИП возле зданий, расстояние от кабеля до балкона составляет не менее одного метра и не менее двадцати сантиметров от провода до глухой стены.
  4. В случае с неизолированными проводниками расстояние от окон, террас и балконов составляет не менее полутора метров и не меньше одного метра вдоль глухой стены.
  5. Располагать ВЛ с неизолированными проводниками над строениями категорически запрещено из соображения безопасности.

Нормы провисания провода от столба к дому

Как натянуть кабельную линию?

Если так вышло, что данный провод провис в вашей зоне ответственности (ответвление от основной магистрали до вашего объекта собственности) и в акте соглашения на поставку электроэнергии записаны точки разграничения баланса, то ВЛ на этом участке является полностью вашим хозяйством.

Любые действия на ЛЭП производятся полностью обесточив данный участок, отключением секции на РП или воздушными разъединителями, и обезопасив себя, наложением переносного заземления с двух сторон от места работы. Натянуть провисший проводник можно после подачи заявления и получения разрешения от оперативного персонала или лица ответственного за данный участок и присоединение, и после отключения ими вашей линии от напряжения.

Для восстановления нормативных габаритов ЛЭП необходимо отсоединить все вводы, убрать виновников провисания — стволы деревьев или их ветки. Раскрутить бандажи на изоляторах освободив провод, оставив его свободно лежать на траверсах опор. Натяжка кабеля производится, как правило, с концевой анкерной опоры, которая имеет дополнительные подпорки, расположенные вдоль линии электропередачи компенсирующие нагрузку. Производят натяжку неизолированным алюминиевым проводником. Можно взять бывший в употреблении кусок около 20 метров. Посредством бандажа он соединяется с натягиваемым участком линии.  После этого укладывается в щечки изолятора и производится натяжка провода. Теперь необходимо закрепить на изоляторе основной, куском из трех жил алюминиевым проводом как показано на фото:

Такая процедура производится со всеми изоляторами, вдоль натягиваемой линии до крайней опоры. После натяжки подключаются отводы и удостоверившись в готовности и безопасности линии, подают заявку на подачу напряжения.

Натяжка провода СИП происходит аналогично выше описанному методу, с той лишь разницей что вместо изоляторов используется специальная крепежная арматура и анкера, как показано на фото ниже:

Обратите внимание! Натяжка проводов осуществляется с небольшим провисанием, около полуметра, для компенсации температурных изменений в летние и зимние периоды.

Для натяжки линии ЛЭП, СИП или тросовой проводки, как восстанавливаемой так и вновь прокладываемой, используют ручные лебедки, трещотки или «лягушки», растягивая кабель между пролетами или опорами, на участке к дому или гаражу. Фиксируя в натянутом состоянии к анкерам и крепежной арматурой. На видео ниже наглядно показывается, как натянуть провод от столба к дому:

Этапы подключения электричества к дому

А на этом видео вы можете просмотреть технологию натяжки провода ручной лебедкой:

Как натянуть СИП лебедкой

Вот и все, что мы хотели рассказать о том, как натянуть провод от столба к дому и куда звонить, если вы обнаружили что кабель между зданиями или опорами провис. Как вы видите, натяжку кабельной линии нужно доверять специалистам, которые с помощью приспособлений могут быстро, а главное безопасно выполнить все работы!

Будет интересно прочитать:

  • Какой кабель выбрать для подключения дома к сети
  • Как подключить участок к электричеству
  • Требования к монтажу электропроводки

Инженеры всегда точно рассчитывают, сколько меди потребуется для проводов. Медь стоит дорого, её стараются всюду сэкономить.

Но вот связисты начинают подвешивать провода. Казалось бы, они должны натянуть их потуже, чтобы провода не провисали, тогда их потребуется меньше. Но на самом деле провода никогда не натягивают туго. Сделать этого нельзя потому, что длина проводов всё время меняется. Летом они бывают длиннее, а зимой короче. Ночью они тоже укорачиваются, а днём удлиняются.

Все металлические изделия заметно сокращаются от холода. Если в летний день туго натянуть провода, то зимой заметно уменьшатся в длине и так сильно натянутся, что могут лопнуть.

Тверьэнерго испытывает самовосстанавливающуюся линию электропередачи

При падении дерева на такую линию провода не рвутся, как на традиционной ЛЭП, а натягиваются

Специалисты филиала «Россети Центр Тверьэнерго» смонтировали экспериментальную воздушную линию 10 кВ на неизолированном проводе с функцией самовосстановления в Калининском районе Тверской области. Технология исключает обрыв провода при падении веток или деревьев.

Длина первой самовосстанавливающейся линии – 560 м. Она построена на участке фидера, проходящего через лесной массив, питающего несколько сел и деревень Калинского и Конаковского районов: Орешково, Глинки, Кузьминское и ряд других населенных пунктов. Энергетиками Тверьэнерго был произведен монтаж 9 пролетов провода, выполнена замена 8 траверс на промежуточных опорах линий электропередачи (ЛЭП) и 2 траверс на анкерных опорах, смонтирована подвесная арматура скользящего типа, заменена подвесная и натяжная изоляция на 10 опорах.

«Особенность конструкции – в применении раскаточных роликов. При падении дерева на воздушную линию не происходит разрушения зажима, изолятора, провода или опор, так как отсутствует жесткая фиксация проводов в зажиме. Провод скользит по роликам поддерживающих зажимов и динамический удар перераспределяется по всей длине линии электропередачи. Таким образом, после падения дерева скорость восстановления электроснабжения потребителей значительно увеличивается за счет отсутствия необходимости ремонта потенциально разрушенного энергооборудования при традиционной конструкции ВЛ с жесткой фиксацией проводов в зажиме»,поясняет первый заместитель генерального директора — главный инженер филиала «Россети Центр Тверьэнерго» Максим Лобков.

По итогам опытно-промышленной эксплуатации данного участка сети будет принято решение о дальнейшем внедрении и применении данной технологии в электросетевом комплексе тверского филиала «Россети Центр». Использование самовосстанавливающейся линии позволит значительно сократить количество технологических нарушений на сетях и время на восстановление электроснабжения, поможет значительно облегчить труд специалистов Тверьэнерго в период неблагоприятных погодных нагрузок.

Тверьэнерго продолжает реализацию мероприятий по повышению надежности электроснабжения. В настоящее время во всех районах электрических сетей осуществляются работы по расчистке просек от древесно-кустарниковой растительности, производится замена и выправка опор линий электропередачи, ремонт воздушных линий и трансформаторных подстанций, перетяжка провода и замена изоляторов на ЛЭП.


Как правильно подключить дом с помощью провода СИП?

Как правильно подключить дом с помощью провода СИП?

Большинство компаний во всем мире, которые специализируются на постоянном электроснабжении потребителей, проводят в настоящее время свои линии электропередач прямо по воздуху.
Известны два основных варианта, для подключения по воздуху линий электропередач. В первом случае подключение дома осуществляется с помощью популярного провода СИП. Также можно проложить электрический кабель под землей.
Данная статья посвящена первому варианту. Этот способ заключается в подключении дома к электричеству с помощью провода типа СИП.
После получения специального разрешения на подключение к электрической сети стоит подумать об обеспечении технических условий для проведения электроработ. Соблюдение правил безопасности проводимых технических мероприятий является важным и обязательным требованием.
Проекты для подключения вашего здания обычно разрабатывают специальные организации, которые занимаются проектировкой. В этом случае проект прокладки кабеля будет учитывать имеющиеся климатические условия, а также тип конкретной местности. Это позволит подключить СИП к автомату на вводе.

Далее ведется разработка версии проекта в окончательном варианте. В нем будут отражены наиболее безопасные, а также самые оптимальные расстояния для пролета провода. Обычно арматура для выполнения монтажа провода СИП не требуется, но это в лучшем варианте. Иногда в тяжелых случаях необходимо производить дополнительную установку столбов и опор для прокладки данного типа кабеля.
Для монтажа ввода линий электропередачи от опор к дому по воздуху используются провода СИП.

Они натягиваются специалистами на анкерные кронштейны. Для этого потребуются специальные зажимы. Для подключения к воздушной линии электропередачи необходимо повторно заземлить проводник PEN. Таким образом, повышается надежность всей системы заземления TN-C.

Для подключения к любому дому можно применять различные типы проводов СИП. При монтаже провода СИП и подключении дома применяются анкерные кронштейны. Они позволяют монтировать провод непосредственно на стенах дома. Над уровнем земли провод должен находиться на уровне не менее 3м.

Для выполнения качественного ввода кабеля в дом нужно использовать металлическую трубку, которая называется гильзой. По окончании работ на данном этапе данную гильзу следует заделать специальным противопожарным составом.
Как уже было сказано, для подключения к зданию можно использовать разные виды проводов СИП. Но в дома, которые были построены из дерева, их вводить нельзя. Это очень строгий запрет. В данных ситуациях применяется кабель, выполненный из меди. Таким примером может служить кабель ВВГнг.
Кабель к щитку внутри дома прокладывается с помощью различных способов. Но требование все равно одинаковое ко всем типам прокладки. Выбранный способ должен полностью отвечать требованиям электрической и пожарной безопасности, которые существуют в настоящее время.

Для выполнения электромонтажа открытой проводки используются:

  • ПВХ трубы;
  • кабель-каналы, которые исключают процесс горения;
  • специальные керамические изоляторы;
  • электротехнические плинтусы.

Чтобы выполнить монтаж в доме скрытой проводки, придется потратить больше усилий и времени. Причины этого заключаются в необходимости выполнения подобного электромонтажа в металлических трубах, которые имеют толстые стенки. Это одно из самых важных условий. Естественно, что данный способ будет довольно сложным и затратным. При всех вариантах для введения кабеля электропитания в электрощит его предварительно нужно подключать на защитный автомат, располагающийся на вводе в дом.

Как электричество попадает к нам в дом. От электростанции до квартиры | Полезные статьи

Электроэнергия является неотъемлемой частью нашей жизни. Каждый день мы, не задумываясь, используем множество бытовых электроприборов, не говоря уже о производстве. А откуда берется так необходимая нам электроэнергия? Ответ на этот вопрос знают даже дети: ее производят электростанции. А вот как она поступает от электростанции к нам, потребителям, знают не все. На этот вопрос мы постараемся ответить в нашей статье.

Итак, начнем с электростанций. Все знают основные виды электростанций: АЭС, ГЭС, ТЭС. Многие наверняка слышали о существовании дизельных генераторных установок и миниэлектростанций, которые все чаще используются на строительных площадках, в качестве защиты от обесточивания в больницах, а также могут обеспечить электроэнергией частный дом и т. д. В Европе для получения электроэнергии используют также энергию ветра и солнечную энергию. Ученые всего мира также работают над альтернативными видами электроэнергии, такими как реакция синтеза, электростанции на биомассе.

В нашей стране на сегодняшний день основными источниками электроэнергии являются АЭС, ГЭС и ТЭС. Более половины электроэнергии производят тепловые электростанции. Чаще всего такие электростанции располагаются в местах добычи топлива. В городах могут также использоваться теплоэлектроцентрали, которые обеспечивают город не только электроэнергией, но и горячей водой и теплом. Наиболее дешевую электроэнергию производят гидроэлектростанции.

Атомные электростанции – наиболее современные. Одним из важнейших преимуществ является тот факт, что они не привязаны к источнику сырья, а, следовательно, могут быть размещены практически в любом месте. АЭС также не загрязняют окружающую среду, при условии учета всех природных факторов и выполнения требований к их постройке.

Но вот у нас есть электростанция, которая производит электроэнергию. Что же происходит дальше? А дальше электроэнергия с электросъёмных шин и кабелей подаётся в электрическую часть электростанции, которая бывает открытого, закрытого и комбинированного типа. В электрочасти находится диспетчерский пункт управления электростанцией, автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП), коммутационные аппараты, релейная защита, контрольно - измерительные приборы и сигнализации, высоковольтные повышающие и понижающие трансформаторы, высоковольтные выключатели, сборные шины и автотрансформаторы. После преобразования энергии электричество подаётся на высоковольтную линию электропередач (ВЛЭП). Линии электропередач, предназначенные для транспортировки электроэнергии на большие расстояния, должны иметь большую пропускную способность и малые потери, и состоят из проводов, опор, крепёжной арматуры, грозозащитных тросов, а также вспомогательных устройств.

По своему назначению ЛЭП подразделяются на сверхдальние, магистральные и распределительные. Основными элементами воздушных линий электропередач являются металлические опоры, которые устанавливаются на определенном расстоянии друг от друга. Они бывают анкерными, промежуточными и угловыми. Анкерные опоры устанавливают в начале и конце линии электропередач, а также в местах перехода инженерных сооружений или естественных преград. Промежуточные опоры устанавливаются на прямых участках и предназначены для поддержки проводов с допустимым провисанием 6-8 метров в населённой местности, и 5-7 метров - в не населённой.

Угловые опоры устанавливаются на углах поворота линии электропередач. Специальные транспозиционные опоры устанавливаются для изменения порядка расположения проводов на опорах, а так же для ответвления проводов от магистральной линии ВЛЭП. Для передачи электроэнергии в высоковольтных линиях электропередач применяются неизолированные провода, изготовленные из алюминия и сталеалюминия следующих марок: АН, АЖ, АКП (алюминиевые) и ВЛ, АС, АСКС, АСКП, АСК (сталеалюминевые). Провода к опорам крепятся при помощи поддерживающих или натяжных изоляторов, которые монтируются на опору подвесным способом, и крепёжной арматуры. В свою очередь изоляторы бывают фарфоровые, с покрытием из глазури, стеклянные, из закалённого стекла, и полимерные, из специальных пластических масс. Для защиты линии электропередач от молнии на опорах натягиваются грозозащитные тросы, устанавливаются разрядники, а опоры заземляются. Так как линия обычно тянется на большое расстояние, то во избежание потерь напряжения используются промежуточные подстанции с повышающими трансформаторами.

Для дальнейшего распределения электроэнергии к магистральным ВЛЭП подключаются распределительные подстанции, которые в свою очередь раздают электроэнергию на понижающие подстанции. При распределении электроэнергии от подстанции к КТП может использоваться 2 типа прокладки кабелей: воздушный и под землей. При воздушной прокладке обычно используют алюминиевые или сталемедные неизолированные провода, которые подвешиваются на опорах. При подземной прокладке используется силовой кабель с медными или алюминиевыми токопроводящими жилами и броней, которая обеспечивает надежную защиту от механических воздействий. К кабелям такого типа относятся марки, предназначенные для эксплуатации на напряжение до 35 кВ, например, АСБл или СБЛ (6-10 кВ), ПвПБВ или АПвПгТ (10-35 кВ). Если трансформаторная подстанция находится на большом расстоянии, то использование силового кабеля будет экономически не выгодным, в таком случае используется воздушная прокладка.

От понижающей подстанции по линиям электропередач энергия распределяется между КТП, которые разделяются на мачтовые и киосковые (проходные и тупиковые). Комплектные трансформаторные подстанции осуществляют понижение напряжения с 10(6) до 0,4 кВ переменного тока частотой 50 Гц и предназначены для подачи электроэнергии в частные дома, отдельные населенные пункты или небольшие промышленные объекты. В мачтовых трансформаторных подстанциях ввод и вывод кабеля осуществляется при помощи воздушных линий. КТП киоскового типа служат для тех же целей, но устанавливаются в простейшую бетонную площадку и имеют серьезное преимущество – они позволяют осуществлять ввод и отвод, как воздушным путем, так и под землей.

Для отвода воздушных линий используется самонесущие алюминиевые изолированные провода СИП, которые подвешиваются на деревянных или бетонных опорах при помощи монтажной арматуры. Такой способ прокладки распределительной линии используется в частных секторах, гаражных кооперативах или там где необходимо запитать большое количество потребителей находящихся на некотором расстоянии друг от друга. Для прокладки подземных линий используется силовой кабель с алюминиевыми или медными жилами, с изоляцией из различных материалов, экранированный, бронированный, с защитным покровом или без него. В зависимости от способа прокладки могут использоваться различные марки кабеля. Для прокладки в специальных двустенных гофрированных трубах могут использоваться силовые кабели без защитного покрова и брони, такие, как АВВГ или ВВГ. Для прокладки в траншеях используются кабели с броней и защитными покровами, которые имеют хорошую защиту от физического и механического воздействия. Это такие кабели как АВБбШв и ВБбШв (с броней и защитным покровом) или АВВБГ и ВВБГ (с броней без защитного покрова). Кроме того, в зависимости от характера блуждающих токов, могут использоваться силовые кабели с различными видами экранов, которые предназначены для прокладки, как в траншеях, так и в защищенных трубах. К таким кабелям относятся марки АПвЭгП или АПвАШв.

От трансформаторной подстанции электроэнергия по выбранным проводам передается на распределительные пункты, которые находятся в специально отведенных для этого комнатах (щитовых). В щитовых устанавливаются распределительные устройства, которые не только обеспечивают передачу электроэнергии в квартиры, но также осуществляют запитку этажного и аварийного освещения, лифтов, систем вентиляции, кондиционирования и систем безопасности. Распределение от электрощитовой до этажных щитов, осуществляется при помощи кабелей, которые согласно условиям пожарной безопасности должны не распространять горение и иметь низкие показатели дымо- и газовыделения. К таким маркам кабелей можно отнести АВВГнг-LS (алюминиевые токопроводящие жилы), ВВГнг-LS (медные жилы). Для прокладки магистральной линии используется лоток лестничный и специальные крепежные скобы, которые обеспечивают сохранность кабеля на весь срок службы. Кроме того, для подвода питания от щитовой на этажные щиты может применяться шинопровод, который имеет ряд плюсов по сравнению с кабельной магистральной линией. К ним можно отнести удобство монтажа (секции без особых проблем собираются и монтируются в нишу), меньшие габариты по сравнению с кабельной линией (секции состоят из медных или алюминиевых шин, которые зачищены металлическим корпусом), удобство дальнейшей эксплуатации. И, наконец, от этажных щитов электроэнергия поступает на счетчик либо щит учетно-распределительный щит квартиры.
 

LineCross-Автоматизация проектирования ВОЛС

ОПЫТ ПРОЕКТИРОВАНИЯ МЕХАНИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ВОЛС

Дополнительно см. Руководство пользователя LineS. Описание применения в проектах.
На этой странице сайта приведены примеры использования программ при различных технологических решениях подвески кабелей волоконно-оптических линий связи (ВОЛС) и рекомендации по заполнению исходных данных.

 

Внимание!
В случае подвески волоконно-оптической линии связи (ВОЛС) на существующей воздушной линии (ВОЛС ВЛ) первой расчётной программой, при правильно выбранном кабеле, будет программа LineMount. При этом в расчёте учитывается существующий провод воздушной линии электропередачи и подвешиваемый волоконно-оптический кабель (ВОК), ОКСН или ОГКТ. Ниже это рассмотрено подробнее.

Рекомендации по заполнению исходных данных программ

Внимание!
Согласно 2.5.185 ПУЭ механический расчет ОКГТ, ОКФП, ОКСН должен производиться на расчетные нагрузки по методу допускаемых напряжений с соблюдением всех остальных требований, как для проводов и тросов воздушных линий, см. раздел ПУЭ "Подвеска волоконно-оптических линий связи на BЛ. "

1. Основное при подвеске ВОК на существующих воздушных линиях (ВОЛС ВЛ)

При подвеске ВОК на существующих воздушных линиях электропередачи нужно знать следующее (первые 3 пункта обязательно):

1. Типовые проекты опор, установленных на воздушных линиях, соответственно, допускаемые тяжения на опоры, в особенности на концевые и анкерно-угловые.

2. Марки и сечения проводов, подвешенных на воздушных линиях.

3. Номера опор, типы опор по креплению проводов - анкерные, промежуточные. Длины пролётов.

4. Замеры стрел провеса нижнего провода воздушных линий в выбранных, удобных для замера, пролётах каждого анкерного участка с фиксацией температуры замера (желательное, полезное для обеспечения достоверности и лучшего качества проекта мероприятие).

Для получения сведений по существующим воздушным линиям используются данные владельцев существующих электрических сетей, эксплуатирующих, обслуживающих воздушные линии организаций. Замеры производятся инструментально.

В типовых проектах опор воздушных линий электропередачи обычно указывается допускаемое тяжение (напряжение) на фазу линии электропередачи. В зависимости от того одноцепная линия или двухцепная (3 или 6 проводов фаз) общее тяжение на опоры складывается из сумм нагрузок на фазу, для воздушных линий 35 кВ и выше учитывается ещё и грозозащитные тросы.

Подвеска ВОК (ОКСН) всегда является дополнительной нагрузкой на опоры по сравнению с данными типовых проектов опор, поэтому тяжение (напряжение) в ВОК должно быть минимальным, обоснованным. В случае подвески ВОК на опорах 0.4 кВ, в тех случаях, когда типовым проектом опор предусматривалась подвеска линий ПВ, но не подвешивается, ВОК может заменять по нагрузкам линию ПВ.

Основное - не нагружать опоры дополнительной, не обоснованной нагрузкой от тяжения ВОК, передающейся на опоры воздушных линий. Учитывать, что если для подвески ВОК используются порталы подстанций, то порталы вообще не допускают больших нагрузок. Обычно порталы рассчитаны на тяжение, в зависимости от конструкций стоек, 70-150 – 450 кг (даН) на фазу, редко больше. Спуски с опор на порталы, соответственно, нагружаются не по нагрузкам на опору, а по нагрузкам на портал. Та же ситуация наблюдается с несущей способностью конструкций в стенах при вводах в здания.
(Пусть есть ВОК сечением 140 мм2, портал с вибрированными ж.б. стойками с допускаемой нагрузкой на фазу 150 кг. Максимальное допускаемое напряжение 150 кг (дан)/140 мм2 = 1.07 даН/мм2. При среднегодовой температуре напряжение можно принять от 0.6 до 1.0 даН/мм2. Желательно ещё меньше нагружать портал. Монтажная (эксплуатационная) стрела провеса ВОК при этом не должна быть менее 0.3-0.5 метра).

Допускаемое тяжение в ВОК по прочности обычно имеется в маркировке кабеля в кН. Допускаемое тяжение (напряжение) на ВОК по данным заводов – изготовителей – это только отправная точка, значение для первого расчёта. Натягивать кабель на полное тяжение не имеет никакого смысла. Требуется оптимальное решение - снижение напряжения в кабеле такое, чтобы стрелы провеса ОКСН и провода воздушной линии были сопоставимы (стрелы провеса кабеля примерно равны или немного меньше, чем стрелы провеса провода), а, в случае ОКГТ требуется ещё учесть допускаемое расстояние между проводом и тросом в пролёте согласно табл. 2.5.16. ПУЭ (стрелы провеса ОКГТ будут меньше стрел провеса провода, но не более, чем чтобы соблюсти расстояние между проводом и тросом в пролёте по ПУЭ).

Провода воздушных линий могут быть натянуты с напряжениями, не более указанных в таблице 2.5.7. ПУЭ. Но это значения для опор, которые допускают такие нагрузки. Для опор, например воздушных линий 10 и 0.4 кВ, а также некоторых воздушных линий 35 кВ провода не могут быть натянуты с напряжениями, указанными в табл. 2.5.7. ПУЭ. Точно также более мощные провода не могут быть натянуты по значениям табл. 2.5.7. ПУЭ, если они больше по сечению, чем указаны в типовом проекте опор, тогда напряжение нужно снижать, чтобы не превысить допускаемое тяжение на опоры. Тяжения (напряжения) определяются в этом случае в зависимости от нагрузок, допускаемых на опоры воздушных линий и порталы, которые принимаются по типовым проектам опор, порталов и они ниже приводимых в табл. 2.5.7. ПУЭ.

Вывод. Для определения допускаемых напряжений в ВОК (ОКСН и ОКГТ) требуется одновременный расчёт монтажных тяжений и стрел провеса провода («Провод» в программе) и кабеля («Трос» в программе) с сопоставлением их стрел провеса. При этом допускаемые напряжения в проводе принимаются согласно ПУЭ или сниженные и приведённые в типовых проектах опор воздушных линий (напряжения по ПУЭ – для мощных опор воздушных линий, для слабых конструкций опор это напряжение принимать нельзя, его следует брать в типовых проектах опор). Идеальным является проведение замеров (дополнительные затраты в проекте) стрел провеса провода при температурах замера для известных марок и сечений проводов в известных пролётах существующих воздушных линий и восстановление подбором по монтажным (замеренным температурам) допускаемых напряжений в проводе программой LineMount, а затем использование в расчётах полученных напряжений. Если замеры произвести невозможно, то напряжения в проводах принимаются по ПУЭ и типовым проектам.

Допускаемые напряжения в ВОК подбираются снижением от значения, определяемого по тяжению в заводской марке.

(К примеру кабель рассчитан на допускаемое рабочее тяжение 10.0 кН (указано в марке кабеля). Это 1000 даН (деканьютонов), грубо 1000 кг (для расчётов разница в даН и кг несущественна). Допустим, сечение твёрдой части кабеля 140 мм2 (без площади гидрофобного заполнения и пустот. Можно рассчитывать сечение и по диаметру кабеля, определяя сечение по нему, но будет небольшое, допустимое отклонение от реального расчёта). Исходя из допускаемого тяжения и сечения определяем допускаемое максимальное напряжение для этого кабеля 1000 даН / 140 мм2 = 7.14 даН/мм2. Напряжение при среднегодовой температуре принимаем около 60 % от максимального - 4.3 даН/мм2, если в заводских данных на кабель не указано конкретное значение тяжения, по которому определяем напряжение. Итак максимальное механическое напряжение на кабель 7.1 дан/мм2, при среднегодовой температуре 4.3 даН/мм2. Точность в значениях до второго знака после запятой не важна. Эти значения для кабеля подставляем в программу и выполняем расчёт одновременно провода и кабеля.)

Если кабель по допускаемому тяжению и возможным величинам пролётов подобран правильно, то первый расчёт покажет при одинаковых пролётах, что стрелы провеса кабеля много меньше стрел провеса провода. Для ОКСН это не нужно. Для ОКСН достаточно примерно одинаковых стрел провеса с проводами воздушных линий. То есть требуется снизить допускаемые напряжения в кабеле для данного проекта много ниже, чем допускает конструкция кабеля. В конечном итоге снизится тяжение на опоры с 1000 кг до оптимальной величины, при которой стрелы провеса провода и кабеля сопоставимы (достигается снижением величин максимального напряжения и напряжения при среднегодовой температуре для конкретного проекта, подбирается).

Если монтажные стрелы провеса ОКСН в больших пролётах больше стрел провеса провода при максимальном по прочности тяжении (заводские данные) – нужно взять кабель, рассчитанный на большее тяжение по прочности и снова произвести подбор напряжений. Чем прочнее кабель, например не на 10.0 кН, а на 15.0 кН и.т.п., тем легче обеспечить меньшую стрелу провеса ОКСН при прочих равных условиях и снизить нагрузки на опоры. Но выше стоимость кабеля.

Для ОКГТ обычно принимаются большие величины тяжений, но и для ОКГТ излишне малые стрелы провеса кабеля по сравнению со стрелами провеса провода ни к чему, только лишь для соблюдения расстояния между проводом и тросом в пролёте согласно табл. 2.5.16. ПУЭ с учётом расстояний между проводом и тросом на опорах.

После подбора для проекта максимально допускаемого напряжения в ВОК и при среднегодовой температуре делается окончательная запись в проекте о принятых напряжениях:

Для ОКСН: «С целью снижения нагрузок на опоры, напряжения в ВОК (ОКСН) проектом приняты при сопоставлении стрел провеса ВОК и проводов воздушных линий с проверкой в нагрузочных режимах по программе механического расчёта на участке … максимальное допускаемое напряжение - … даН/мм2, при среднегодовой температуре - … даН/мм2; на участке… и т. д.»

Для ОКГТ: «С целью снижения нагрузок на опоры и тросостойки, напряжения в ВОК (ОКГТ) проектом приняты с соблюдением расстояния между тросом и проводом в пролёте согласно табл. 2.5.16. ПУЭ с проверкой в нагрузочных режимах и на минимальное расстояние между проводом и тросом (при гололёде на тросе при отсутствии гололёда на проводах) по программе механического расчёта на участке … максимально допускаемое напряжение - … даН/мм2, при среднегодовой температуре - … даН/мм2; на участке … и т.д.»

Основной обосновывающий расчёт выполняется по программе LineMount, проверка выполняется программой LineMech. Для расчёта подставляются напряжения, полученные подбором и принятые для монтажа ВОК в программе LineMount. Иногда, после проверки в нагрузочных режимах (габариты при гололёде, увеличение расстояния между проводом и тросом из-за недопустимого на пробой расстояния между проводом и заземлёнными частями, в частности с тросом при наличии гололёда на тросе (ОКГТ) и отсутствии его на проводе воздушной линии), требуется некоторое, обоснованное проектом, повышение напряжений в ВОК, чтобы обеспечить габариты и расстояния. Всё пересчитывается.

Возможно, по требованию владельцев пересекаемых сооружений, например, автомобильных дорог федерального назначения, может потребоваться расчёт габаритов пересечения ВОК с пересекаемым сооружением при различных климатических условиях по программе LineCross. Выполняются расчёты пересечения (для ВОК габариты сложнее обеспечить при гололёде без ветра), делается чертёж пересечения в масштабе (программой выводится в AutoCad или другой графический пакет) и прикладывается к проекту.

Для ответственных ВОЛС может потребоваться расчёт вырывающих усилий на промежуточное крепление кабеля по программе LineLoad. После расчётов вырывающих усилий возможны изменения в проекте ВОЛС и пересчёт по всем программам. Подробности в Руководстве пользователя LineLoad.

Принятые проектом напряжения в ВОК на разных участках ВОЛС могут быть разные в зависимости от значений длин пролётов на воздушной линии, на участках спуска с опор на порталы или другие конструкции (стены зданий и т. п.).

Основное, что при сопоставлении стрел провеса провода и кабеля по программе расчёта монтажных тяжений и стрел провеса одновременно получаем тяжения и стрелы провеса для монтажа ВОК. Одновременный расчёт провода и кабеля по программе LineMount является обосновывающим материалом, представляемым на утверждение и на экспертизу проекта. Дополнительно программой выдаётся Ведомость подвески ВОЛС на воздушной линии, рассчитываются гасители вибрации, в AutoCad или другой графический пакет выводится поопорная схема ВОЛС ВЛ.

По трассе ВОК может оказаться несколько разных воздушных линий электропередачи, с разными номинальными напряжениями воздушных линий, с разными опорами. Соответственно будут разные участки ВОК с разными механическими напряжениями. Обоснование напряжений на участках и монтажные таблицы и стрелы провеса при этом могут быть получены одним проектом, одним расчётом.

Программы позволяют минимизировать нагрузки на конструкции при подвеске ВОК. Сами нагрузки (максимальное тяжение, напряжение задаётся, подбирается для проекта) присутствуют в расчётах, погонные и приведённые от собственного веса кабеля, гололёда, ветра, температуры, тяжения, рассчитываются программой LineMech.

Действие минимизированных программами нагрузок на несущие конструкции (опоры, порталы, заделки в стенах и т.п.) оценивает далее специалист – строитель по образованию.

По отдельности разные сведения и некоторые подробности по ВОЛС ВЛ приведены в разделах Руководства пользователя.

2. Самостоятельная подвеска кабеля ВОЛС

При самостоятельной подвеске ВОК, не на опорах воздушной линии электропередачи, подход к проектированию аналогичен подвеске ОКСН (см. п.2 этой страницы), со снятием некоторых ограничений, в том числе по конструктивному исполнению кабеля. В этом случае требуется соблюдение габаритов собственно кабеля с землёй и пересекаемыми сооружениями. Расчёты те же. При невозможности подвески самонесущего кабеля в некоторых отдельных анкерных пролётах по длине или по габариту, в этих пролётах возможна подвеска кабеля на стальном тросе. Расчёт таких участков отдельный, не по марке кабеля, а по стальному тросу с кабелем. При этом сам кабель не понесёт нагрузки, а расчёты будут выполняться по несущей способности стального троса (в справочнике учитывать сечение, модуль упругости и КТЛР только троса, эквивалентный диаметр и вес погонного метра троса и кабеля вместе). Не потребуется замена на более дорогой кабель с большей допустимой растягивающей нагрузкой.

Пример. Подвеска кабеля ВОЛС через городскую улицу

1. Выбрать кабель, рекомендуемый по механической прочности для данного пролёта - имеем допускаемое тяжение на кабель. Для получения механических характеристик кабеля возможен запрос на завод - изготовитель. Лучше запросить данные на кабели различной механической прочности.

2. Запросить у проектировщиков - строителей допустимую рабочую нагрузку (не разрушающую) на заделки натяжного крепления кабеля по стенам технических этажей - по меньшему значению получили допускаемое тяжение на несущие конструкции.

3. Выполнить расчёт по программе LineMech по наименьшему тяжению из значений, допускаемых для несущей конструкции и для кабеля. Значение тяжения поделили на несущее сечение кабеля, получили максимальное допускаемое напряжение, подставляемое в исходных данных программы. Для расчёта задаём, например, минимальный пролёт чуть меньше реального в целых числах, максимальный чуть больше и шаг в 1 метр. Программа выполняет расчёт для групп пролётов на ровной местности с одинаковой высотой подвески кабеля - см. эквивалентные пролёты над правым зданием.

Теория механического расчёта и пример расчёта "вручную" представлены на странице Теория и практика.

3.1. По результатам расчёта для пролёта более близкого к реальному, получим стрелы провеса в различных режимах. Максимальная стрела провеса может быть или при гололёде без ветра (2 режим) или при максимальной температуре (7 режим). Для самонесущих кабелей связи максимальная стрела провеса чаще бывает при гололёде (2 режим). По нему и рассматриваем, какой примерно габарит будет обеспечен над краем крыши правого здания.

3.2. Если габариты явно не обеспечиваются (кривая провисания - 3), то имеем два варианта решения:
а) допускаемое напряжение было принято по условиям прочности заделки крепления - дать задание строителям усилить заделку крепления кабеля в стене тех. этажа. Выявив новое значение тяжения вернуться к п.3.;

б) допускаемое напряжение было принято по условиям прочности кабеля - принять для использования кабель большей механической прочности, вернуться к п.3.

3.3. Габарит явно обеспечивается с большим запасом (кривая провисания кабеля - 1).
С целью снижения нагрузок на крепления кабеля и на сам кабель ещё уменьшаем допускаемое напряжение на кабель. Снова выполняем расчёт по программе LineMech. Данные те же, только ещё немного снижено допускаемое напряжение. Снова смотрим стрелу провеса, считаем, что габариты могут быть обеспечены (кривая провисания - 2).

3а. Кривые провисания кабеля могут быть получены с помощью программы LineMech, позволяющей получать шаблоны для расстановки опор по профилю и кривые провисания проводов, тросов и кабелей в AutoCad или другом графическом пакете. С их помощью может быть визуально проверен габарит на профиле трассы при разных температурах. В последнее время стало привычным видеть в проектах не просто проектную расстановку опор по профилю, но и кривые провисания проводов, тросов, самонесущих кабелей по всей трассе.

4. Выполнить расчёт габарита пересечения ВОЛС с краем крыши правого здания по программе LineCross. При этом климатические принимаются те же, что в расчёте по программе LineMech, допускаемые напряжения, принятые Вами приемлемыми из предыдущего расчёта (п.3.3.). Указываются точные длина пролёта, высоты подвески, отметки, расстояние до места пересечения от левого крепления кабеля. Указываются требуемый габарит над над краем крыши. Рабочая температура пересечения с краем крыши или температура при гололёде или максимальная (для максимальной стрелы провеса из расчёта по программе LineMech). Выполняем расчёт.

Теория расчёта пересечений "вручную" и пояснения к программе представлены на странице Теория и практика.

4.1. Нужно, чтобы край крыши не был задет кабелем ни при каких условиях (2 и 7 режимы программы LineMech). Нужно, чтобы был небольшой габарит, хотя бы 5-7 см.
Варианты:

а) если габарит с запасом, нужно ещё немного уменьшить допускаемое напряжение в кабеле;
б) если габарита нет - повысить допускаемое напряжение в кабеле.

4.2. При нормально обеспеченном габарите остановиться на достигнутом.
В проекте записать:
"С целью снижения нагрузок на несущие конструкции, проектом принято для выбранного кабеля (марка кабеля), при обеспечении необходимых габаритов и допускаемых нагрузок максимальное напряжение ... даН/мм2 (тяжение - даН или кН), допускаемое напряжение при среднегодовой температуре ... даН/мм2".
Приложить к проекту соответствующий результат расчёта по программе LineMech и чертёж пересечения с указанием расчётного габарита, соответствующей максимальной стрелы провеса и результатом расчёта по программе LineCross.

4а. Кроме табличных данных результата расчетов габарита пересечения в модификации программы LineCross в AutoCAD или другом графическом пакете формируется эскиз пересечения с кривой провисания при необходимой температуре, в заданном масштабе, со всеми данными, необходимыми для оформления чертежа пересечения.

5. Чтобы предыдущие расчёты подтвердились не только в расчётах, а наяву, необходимо произвести натяжение кабеля при монтаже согласно результатам расчёта по программе расчёта монтажных тяжений и стрел провеса LineMount. В программе задаются последние обоснованные из предыдущих расчётов допускаемые напряжения и повторяются те же климатические условия. Указывается конкретная длина пролёта, выбирается, в данном случае, анкерное крепление кабеля, делается указание на визирование данного пролёта. В результате расчёта получаем монтажные тяжения и стрелы провеса при различных температурах монтажа.

При монтаже обеспечиваем при измеренной температуре наружного воздуха либо тяжение с помощью динамометра, либо стрелу провеса из расчёта. Программа выдаёт значения для фиксированных температур -30, -20, -10, 0, +10, +20, +30, +40 градусов Цельсия (учесть, при каких температурах разрешается монтаж кабеля, при очень низких температурах возможно нарушение его оболочек). Для промежуточных значений температур монтажа монтажные тяжения и стрелы провеса принимаются интерполяцией. При монтаже нужно обеспечить некоторую перетяжку. Монтажники об этом знают. 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.

Теория расчёта монтажных тяжений и стрел провеса "вручную" и пояснения к программе представлены на странице Теория и практика.

Примечание:
В жизни получилось всё не должным образом: кабель подвесили без расчётов, он, летом, даже не при максимальной температуре стал задевать за край крыши и при ветре очень основательно по нему биться. Результаты печальные.

3. ОКСН с определением возможности подвески ВОК

Обязательно знание марки и сечения проводов и несущей способности конструкций (опор, порталов) существующей воздушной линии электропередачи.
Эти данные находятся в паспортах воздушных линий. Необходимо выполнить запрос к владельцу воздушной линии, найти типовые проекты опор этой воздушной линии и, по возможности, проект воздушной линии.

Предупреждение: Всегда помните, что в небольших анкерных пролётах (до 50-60 метров) Вы можете "вручную" монтировать кабель. При Вашем весе 100 кг это и будет 100 даН монтажного тяжения (1 кН), что составит напряжение 1 даН/мм2 при 100 мм2 сечения кабеля. При этом допускаемое тяжение (напряжение), возникающее, например, при гололёде с ветром, задаваемое в исходных данных программ, может составить при тех же данных 2 кН (2 даН/мм2). В малых анкерных пролётах монтажные стрелы провеса в несколько сантиметров никому не нужны. Применяя кабель 15, 20, 25 кН, не тяните их в малых пролётах с таким же допускаемым тяжением (напряжением). Кабели с большим рабочим растягивающим усилием предназначены для больших пролётов, в малых пролётах натягиваются с малыми усилиями.

1. Выбран кабель марки ОКМС с необходимыми оптическими характеристиками для прокладки под траверсами воздушной линии. Пролёты воздушной линии от малых (спуски с опор на порталы до 30 метров и между порталами подстанций) до 300 метров.

2. Выполнен запрос на завод - изготовитель кабелей ОКМС с просьбой выдачи механических характеристик на линейку кабелей различной механической прочности при одинаковых оптических характеристиках.
Получен ответ:

Параметры кабелей ОКМС-А-2/4(2,4)Сп

Параметр Растягивающее усилие, кН
15 19,5 20 25
Диаметр кабеля, мм 13,6 14,2 14,2 14,6
Модуль упругости кабеля, гПа 14,9 17,7 18,4 21,7
Площадь поперечного сечения твёрдых элементов конструкции кабеля (расчётное сечение), мм2 117 127 127 135
Коэффициент температурного линейного расширения, 1/К 1,91х10-6 1,08х10-6 9,58х10-7 3,68х10-7
Масса кабеля, кг/км 148 161 161 171

 


Предупреждение: Конструкции кабелей постоянно совершенствуются, поэтому запрос характеристик выполняйте для каждого проекта. Не применяйте указанных здесь значений, они явно изменились.

3. Выполнить расчёты по программе LineMech, задавая допускаемое напряжения, исходя из допускаемого максимального тяжения по паспортным данным кабелей. Допускаемое напряжение при среднегодовых условиях (среднеэксплуатационных) принимать 60-75% от максимального, если иное не указано заводом-изготовителем. Минимальный и максимальный пролёты, кратные шагу принять из пролётов существующей воздушной линии электропередачи. Шаг для первоначального расчёта достаточно принять 10-25 метров, чтобы удобнее наблюдать изменение стрел провеса при изменении пролётов.

Теория механического расчёта и пример расчёта "вручную" представлены на странице Теория и практика.

Для разных по растягивающему усилию кабелей, при заданных климатических условиях, получим картину изменений стрел провеса в расчётных режимах (первые в расчёте) - различные сочетания нагрузок согласно ПУЭ и в монтажных режимах (последние в расчёте). Расчёты по программе LineMech в монтажных режимах не являются данными для монтажа. Для монтажа необходим расчёт приведённых пролётов анкерных участков, определение напряжений приведённого пролёта для расчёта монтажных стрел провеса по отдельной формуле, см. страницу Расчёт монтажных тяжений и стрел провеса («вручную» и пояснения к программе) раздела "Теория и практика" , но лучше воспользоваться последующими программами, всё доказать до конца.

4. Из расчётов, проведя анализ, получим, что для кабеля с большим растягивающим усилием увеличивается и возможная величина пролёта. Максимальная стрела провеса кабеля чаще всего будет получена во 2 режиме расчёта - при гололёде без ветра, иногда максимальная стрела провеса может получиться при максимальной температуре (7 режим расчёта). На воздушной линии электропередачи максимальная стрела провеса чаще возникает при максимальной температуре.

Итак, выбрали, предварительно, исходя из величин пролётов, кабель по механическим характеристикам, но самое главное, что стрелы провеса кабеля и стрелы провеса существующего провода на воздушной линии электропередачи должны быть сопоставлены. Никому не нужны излишние, необоснованные нагрузки на опоры воздушной линии. Требуется определить допускаемые напряжения (максимальное и при среднегодовой температуре) для выбранного кабеля в этом, конкретном проекте.

Отступление. Правильным решением было бы произвести замеры стрел провеса проводов воздушной линии в каждом анкерном участке, в некоторых конкретных пролётах существуюшей воздушной линии электропередачи при визированных температурах замера. Тогда можно, исходя из значений стрел провеса и температур замера, выполнить расчёты известных проводов воздушной линии, восстановить допускаемые напряжения в проводах воздушной линии и произвести более точное сопоставление стрел провеса существующих проводов и подвешиваемого кабеля.

4а. Внимание. Из предыдущего ясно, что в случае подвески ВОЛС на существующей воздушной линии первым расчётом будет расчёт по программе LineMount, где на описании участков во флажке "Провод" нужно указать провод существующей линии электропередачи, а во флажке "Трос" - Ваш выбранный кабель. При этом для провода воздушной линии нужно указать максимальное допускаемое напряжение и при среднегодовой температуре то, что предписывается современными или старыми ПУЭ (в случае отсутствия замеров, в зависимости от года строительства воздушной линии). Возможно, напряжение в проводе было принято по несущей способности опор. Этот вариант также должен быть проверен. Должно быть явно, что сильнее провод не был натянут для сопоставления стрел провеса провода и кабеля. Обычно, при удачном выборе кабеля, его стрелы провеса при максимальных для кабеля напряжениях меньше, чем для провода, что, в общем, ни к чему. Да и нагружать излишне опоры воздушной линии не нужно, поэтому снижаем напряжение в кабеле до тех величин стрел провеса, когда они сопоставимы со стрелами провеса провода воздушной линии, или немного меньше. Просматриваем данные по большим пролётам и делаем окончательные выводы по принятым напряжениям в кабеле, максимальному и при среднегодовой температуре. Данный расчёт монтажных тяжений и стрел провеса принимаем окончательным. Проверяем стрелы провеса кабеля в нагрузочных, а не монтажных режимах по программам LineMech и LineCross (здесь с учётом приведённого пролёта).

5. Существующую воздушную линию лучше разделить на участки с разными группами пролётов, с целью использования разных кабелей по механической прочности (допускаемому растягивающему усилию) или снижения рабочего максимального тяжения в кабеле при применении одного, более прочного кабеля для всех участков воздушной линии. Бесспорно, что два участка воздушной линии сразу требуют снижения рабочего растягивающего усилия до 1,0 - 2 или 3 даН/мм2 (исходя из тяжения, растягивающего усилия 100 - 200, 300 или немного более даН) - это спуски с опор на порталы, вводы с опор в здания с разных концов трассы. В малых анкерных пролётах, где необходимо, также рабочее максимальное тяжение (напряжение) может быть снижено.

6. Произвести расчёты по программе LineMech на кабели с полученным из LineMount растягивающим усилием, тяжением по участкам. Проанализировать стрелы провеса. При необходимости понизить ещё или повысить допускаемые тяжения. Остановиться на приемлемом, оптимальном варианте, когда нет излишней нагрузки на опоры и обеспечиваются необходимые габариты.

Отступление. Если Вам "подарили" кабель на 30 кН, то не используйте его на полное тяжение (эта нагрузка передаётся на опоры и при гололёде с ветром будет очень скверно), когда достаточно его нагрузить на 15 (а это уже 1.5 тонны), лучше не более 10 кН на линиях 110 кВ и выше (в зависимости от сопоставления стрел провеса провода и кабеля), на спусках вообще 1-3 кН. На линиях 0.4 кВ обычно до 160 даН на провод, на линиях 10 кВ - 450-650 даН на фазу. Всегда лучше меньшее усилие. В любом случае ВОЛС на существующей воздушной линии - дополнительная нагрузка.

6а. Где необходимо, на ответственных участках трассы, можно показать на профилях воздушной линии кривые провисания кабелей связи, воспользовавшись модификацией программы LineMech для AutoCAD или другом графическом пакете. Кривые провисания самонесущих кабелей в масштабе могут быть получены в программе для различных температур и при нагрузке гололёдом.

7. Где необходимо оформление чертежа пересечения с инженерными сооружениями (автодороги, железные дороги и др.) выполняется детальный расчёт габаритов по программе LineCross. Расчёт производится для принятого рабочего максимального тяжения (напряжения) по предыдущему расчёту для данного участка трассы и для тех же климатических условий. Заказчику выдаётся чертёж пересечения с результатами расчёта по программе. По результатам расчёта возможно изменение рабочего допускаемого тяжения (напряжения) и возврат к предыдущему расчёту. Так как подвеска кабеля осуществляется не на гирляндах изоляторов, - аварийный режим и учёт веса гирлянд не требуются.

Теория расчёта пересечений "вручную" и пояснения к программе представлены на странице Теория и практика.

7а. Кроме табличных данных результата расчетов габарита пересечения в модификации программы LineCross в AutoCAD или другом графическом пакете формируется эскиз пересечения с кривой провисания при необходимой температуре, в заданном масштабе, со всеми данными, необходимыми для оформления чертежа пересечения.

Личное, пока, пожелание. Самонесущие диэлектрические кабели связи, как правило, наибольшую стрелу провеса имеют при гололёде. Так как гололёд - редкое в году явление, то и сильное провисание кабеля связи наблюдается также редко. При пересечениях автомобильных дорог, возможно и при других условиях, я бы подвесил светоотражающую неширокую полоску к кабелю в центре пересечения, предупреждающую о возникшей ситуации при высоко гружёном транспорте.

8. 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 максимальное напряжение (тяжение)/при среднегодовой температуре
в кабеле ОКЛЖ...20 кН на участках:
1-2, 5-6 - 2/1.5 даН/мм2;
2-3 - 5/4 даН/мм2;
3-4 - 7/5 даН/мм2;
4-5 - 8/6 даН/мм2,
в кабеле ... и т.д."

9. Проектировщик выбрал кабели и допускаемые рабочие тяжения по участкам трассы, обеспечил необходимые стрелы провеса кабелей ВОЛС, сопоставленные со стрелами провеса проводов воздушной линии, габариты с пересекаемыми сооружениями. Монтажникам нужно дать таблицы монтажных тяжений и стрел провеса при температурах монтажа. Основанием для монтажа служат окончательные расчёты ВОК по программе LineMount, полученные при сопосталении стрел провеса с уточнением (если потребовалось) допускаемых напряжений после расчётов LineMech и LineCross.
Расчёт выдаётся в таком же виде, как при сопоставлении стрел провеса для установившегося режима тяжения.

10. Строительная длина кабеля не сопоставима с величиной прямых участков ВЛ электропередачи, поэтому есть вероятность размещения соединительной муфты кабеля ВОЛС на промежуточной опоре ВЛ. Кроме того, что в натуре необходима временная анкеровка таких промежуточных опор при монтаже, в программе LineMount нужно будет на данной промежуточной опоре указать в расчёте анкерное крепление для кабеля ВОЛС. Приведённый пролёт будет другим.

11. Наличие балластов на подвесках проводов ВЛ должно настораживать проектировщиков ВОЛС. Это значит, что здесь возникают вертикальные усилия на провод вверх, опасные по приближению проводов к траверсам и телу опоры, особенно при низших температурах. Для ВОК это значит, что при той же высоте подвески, что и на соседних опорах, возникнет то же усилие вверх, приводящее к задиранию крепления кабеля. Чтобы просчитать такие ситуации применяется программа LineLoad (см. на сайте). Возможно также потребуется заменить промежуточное, подвесное крепление кабеля на анкерное, натяжное или повысить высоту подвески кабеля на опоре.

12. При значительных тяжениях в кабеле ВОЛС и больших пролётах, на кабелях ВОЛС ВЛ устанавливаются гасители вибрации согласно СО 34.20.265-2005 по программе LineMount .

13. Расчёты с сопоставлением стрел провеса производятся для установившегося режима тяжения.
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.
С учётом вытяжки монтажные таблицы в проекте выдаются только для ВОК (правая часть расчётов, где "Трос"), для проводов ВЛ сопоставление уже не требуется.
14. В программе LineMount есть возможность получения графического изображения поопорной схемы ВЛ с ВОЛС в AutoCAD или другом графическом пакете с указанием характеристик ВЛ и ВОЛС, на которой следует указать размещение муфт.

Поопорная схема ВОЛС ВЛ значительно нагляднее, чем таблицы, содержит сведения журнала (ведомости) расстановки опор и значения монтажных тяжений и стрел провеса одновременно.
 

4. Замена грозозащитного троса ВЛ электропередачи на ОКГТ

На ВЛ 110 кВ с проводами АС150/19 заменить грозозащитный стальной трос на трос-кабель с оптоволокном (ОКГТ). Известны типы опор и длины пролётов.

1. Выбран ОКГТ-ц-1-24-(G.652)-12,6/56 24 волокон. С завода - изготовителя получены его характеристики (здесь оставлены только механические):

Сечение стали 34,74 мм2
Сечение алюминия 55,02 мм2
Расчётное сечение 89,76 мм2
Диаметр 12,6 мм
Вес кабеля 390 кг/км
Прочность на разрыв 5779 кг
Максимально допустимая нагрузка 4072 кг
Среднеэксплуатационная нагрузка 1734 кг
Модуль упругости конечный 99,11 кН/мм2
КТЛР 16,61х10-6 1/К
Рабочий диапазон температур -60. ..+80 градусов С
Минимальная температура монтажа -30 градусов С

2. Для внесения данных по кабелю в справочник получим:

Диаметр, мм 12,6
Сечение, мм2 89,76
Погонный вес, кг/м 0,39
Модуль упругости, даН/мм2 9911
КТЛР, 1/К 0,0000166

Допускаемое максимальное напряжение, даН/мм2 4072кг=3995даН/89,76мм2=44,5 даН/мм2 (см. отступление ниже)
Допускаемое среднеэксплуатационное напряжение 1734кг=1701даН/89,76мм2=19,0 даН/мм2

Отступление. Здесь по данным завода допускаемое максимальное напряжение составляет 70% от разрывного усилия, что не совсем соответствует привычным значениям требований ПУЭ, но утверждено для ОКГТ в "Правилах проектирования, строительства и эксплуатации волоконно-оптических линий связи на воздушных линиях электропередачи напряжением 110 кВ и выше" и есть ссылка в "Правилах...0.4-35 кВ."

3. 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. Габаритный пролет - пролет, длина которого определяется нормированным вертикальным расстоянием от проводов до земли при установке опор на идеально ровной поверхности. Расстояние между проводом и тросом определяется по условиям грозозащиты при температуре +15 градусов С.
На данном сайте некоторые сведения об этом приведены на странице "Грозозащитный трос. ОКГТ. Определение напряжения (вручную и пояснения к программам)" раздела "Теория и практика".

4. Вторая задача - снижение нагрузки на опоры. Существующий трос был подвешен со сниженным допускаемым напряжением, достаточным для обеспечения требуемого расстояния между проводом и тросом в пролёте. Превышать его тяжение нежелательно.

5. По старым ПУЭ для провода АС150/19 допускалось максимальное напряжение 12,2 даН/мм2, при среднегодовой температуре - 8,1 даН/мм2. Выполним механический расчёт этого провода при известных климатических условиях по программе LineMech. Расчёт выполняем с шагом 1 метр для диапазона средних пролётов на ВЛ на разных участках. Для габаритного (приведённого) пролёта выбранного участка при режиме 5 (температура +15 градусов С, ветер, гололёд отсутствуют) находим стрелу провеса провода АС150/19.

6. Выясняем, какую стрелу провеса мы можем допустить для ОКГТ. Ясно, что чтобы обеспечить расстояние между проводом и тросом согласно таблице 2.5.16. ПУЭ, нужно стрелу провеса ОКГТ меньше, чем в проводе. Заранее определяем эту стрелу провеса ОКГТ согласно формуле, приведённой на странице "Грозозащитный трос. ОКГТ. Определение напряжения (вручную и пояснения к программам)" раздела "Теория и практика".

7. Выполняем расчёт ОКГТ по программе LineMech при принятых ранее допускаемых напряжениях (44,5; 19,0) для тех же остальных условий, что были при расчёте провода АС150/19. Получаем, что стрела провеса невелика, её можно увеличить до требуемой, снизив допускаемые напряжения в ОКГТ. При этом получаем снижение нагрузок на опоры. Снижая допускаемые напряжения, получаем подбором, что требуемая стрела провеса ОКГТ получена при напряжениях: максимальном - 21,0 даН/мм2, при среднегодовой температуре - 19,0 даН/мм2. Решение получено. На другом участке ВЛ может быть получено иное значение.

Теория механического расчёта и пример расчёта "вручную" представлены на странице Теория и практика.

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 ОКГТ-ц-1-24-(G.652)-12,6/56 24 - 21,0 даН/мм2, при среднеэксплуатационных условиях - 19,0 даН/мм2." Если на других участках трассы принято иное значение, то приводим данные и по ним.

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

8. Если вдруг по трассе имеется подход этой ВЛ 110 кВ с тросом под существующей ВЛ 500 кВ, то необходимо выполнить детальный расчёт пересечения по программе LineCross, принимая те же климатические условия и принятые в предыдущем пункте допускаемые напряжения в ОКГТ.

Теория расчёта пересечений "вручную" и пояснения к программе представлены на странице Теория и практика.

8а. Кроме табличных данных результата расчетов габарита пересечения в модификации программы LineCross в AutoCAD или другом графическом пакете формируется эскиз пересечения с кривой провисания при необходимой температуре, в заданном масштабе, со всеми данными, необходимыми для оформления чертежа пересечения.

9. 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.

Отступление. Если были выполнены замеры тяжений и стрел провеса проводов существующих ВЛ электропередачи, то удобно, для дополнительного обоснования, выполнить расчёт одновременно для провода и для ОКГТ, поместив кабель под меткой "трос". Тогда будет очень наглядно представлено соотношение стрел провеса провода и кабеля при различных температурах, расстояние между проводом и тросом в пролёте. Стрелы провеса при температурах монтажа отражают нормальное поведение провода и кабеля без воздействий ветра и гололёда.

9а. Внимание. Как и по п.4а. подвески ОКСН, в случае подвески ОКГТ на ВЛ первым расчётом может быть расчёт по программе http://www.linecross.ru/manual/linemta.htm , где на описании участков во флажке "Провод" нужно указать провод существующей линии электропередачи, а во флажке "Трос" - Ваш выбранный кабель. При этом для провода ВЛ нужно указать максимальное допускаемое напряжение и при среднегодовой температуре то, что предписывается современными или старыми ПУЭ (В зависимости от года строительства ВЛ). Возможно, напряжение в проводе было принято по несущей способности опор. Этот вариант также должен быть проверен. Должно быть явно, что сильнее провод не был натянут для сопоставления стрел провеса провода и кабеля. Обычно, при удачном выборе кабеля, его стрелы провеса при максимальных для кабеля напряжениях меньше, чем для провода. Да и нагружать излишне тросостойки опор ВЛ ни к чему, поэтому снижаем напряжение в ОКГТ до тех величин стрел провеса, когда обеспечивается расстояние между проводом и тросом в пролёте согласно 2.5.16. ПУЭ-7. Просматриваем данные по большим пролётам и делаем окончательные выводы по принятым напряжениям в кабеле, максимальному и при среднегодовой температуре. Данный расчёт монтажных тяжений и стрел провеса принимаем окончательным. Проверяем стрелы провеса кабеля в нагрузочных, а не монтажных режимах по программам LineMech и LineCross (здесь с учётом приведённого пролёта).
Внимание. Проверьте расстояние между проводом и тросом для случая наличия гололёда на тросе и отсутствии гололёда на проводах ВЛ.

10. 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 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 7-10%",
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.

11. В программе LineMount выполняется расчёт гасителей вибрации для троса в соответствии с СО 34.20.264-2005.

12. В программе LineMount есть возможность получения графического изображения поопорной схемы ВЛ с ВОЛС в AutoCAD или другом графическом пакете с указанием характеристик ВЛ и ВОЛС, на которой следует указать размещение муфт.

Поопорная схема ВОЛС ВЛ значительно нагляднее, чем таблицы, содержит сведения журнала (ведомости) расстановки опор и значения монтажных тяжений и стрел провеса одновременно.

Требования к характеристикам кабелей для внесения в справочник программ (характеристики кабелей запрашиваются у завода - изготовителя):

1. Диаметр, мм - внешний диаметр кабеля, если подвеска на стальном витом тросе, то эквивалентный диаметр. Испытывает воздействие ветра и образование гололёда.
2. Сечение, мм2 - площадь поперечного сечения твёрдых элементов конструкции самонесущего кабеля (расчётное сечение). Если подвеска несамонесущего кабеля на стальном витом тросе, то сечение стального витого троса. Для расчётов принимается сечение несущей части кабеля, гидрофобное заполнение и другие подобные материалы из сечения исключаются. Испытывает тяжение, приложенное к кабелю, тросу, от собственного веса кабеля, натяжения, воздействия ветра, гололёда, изменения температуры
3. Погонный вес, кг/м - вес одного метра кабеля, если подвеска на тросе, то вместе с тросом. 1 кг=0,981 даН=9,81 Н (округление до 1 даН, 10 Н на результаты практически не влияет).
4. Модуль упругости кабеля, даН/мм2 - 1,0 гПа=1000000000 Па=1,0 кН/мм2=100 даН/мм2. Для самонесущих кабелей с силовыми несущими элементами из арамидных нитей, стеклопластика низок по сравнению с силовыми элементами из металлов.
5. Коэффициент температурного линейного расширения, 1/К - изменение длины кабеля при изменении температуры на 1 градус. Для самонесущих кабелей с силовыми несущими элементами из арамидных нитей, стеклопластика низок по сравнению с силовыми элементами из металлов. 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.
3. Температуры при гололёде и при максимальном ветре принимаются согласно ПУЭ.
4. Максимальная скорость ветра 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, запрашиваются у завода - изготовителя, если нет в опубликованных данных, которые можно приложить в проект, как обоснование принятого решения:

1. Максимальное допустимое напряжение, даН/мм2 - напряжение в материале кабеля, задаваемое для расчётов. Принимается всегда не больше допускаемого по тяжению по данным завода - изготовителя или ГОСТ, ТУ. Напряжение - тяжение, делённое на несущее сечение кабеля. Допустимое напряжение обычно составляет не более 50% от разрывного по механической прочности.
2. Допустимое напряжение при среднегодовых (среднеэксплуатационных) условиях, даН/мм2 - напряжение, допустимое при среднегодовой температуре. Обычно 60 - 75% от максимального допустимого, если другое не указано заводом - изготовителем.

Коэффициенты надёжности, при отсутствии данных, согласно 2.5.11. ПУЭ принимаются равными единице.
Если заказчик не выдал в ТЗ, значит учитывать их не нужно.

Новая ЛЭП свяжет электричеством Комсомольск и Ванино

Монтажом провода на переходе через Амур в районе Комсомольска закончила Федеральная сетевая компания ЕЭС строительство высоковольтной линии «Комсомольск – Селихино – Ванино» длиной 389 км.

Высокий обрывистый правый берег Амура, где стоит 184-метровая опора линии электропередач, открывает потрясающий вид на Комсомольск-на-Амуре и автомобильно-железнодорожный мост. Но строителям не до любований красотами, нужно воспользоваться редкими безветренными днями для того, чтобы протянуть от одного берега до другого на расстояние 1605 метров 19 км специального стального провода с алюминиевой оплёткой массой 66 тонн. Обычно здесь постоянно дует ветер до 2 м/с у основания опоры и до 20 м/с на большой высоте, что заставляет саму опору колебаться с амплитудой в несколько метров от вертикали.

С наступлением благоприятной штилевой погоды первым делом был натянут так называемый грозозащитный трос. Его основное назначение – отводить разряды атмосферного электричества, однако на самом деле он не так прост – внутри у него прячется оптоволоконный провод, который даст дополнительную линию связи как для самой компании, так и для остальных потребителей, в том числе и интернет-провайдеров.

— Линия после запуска поможет надёжно запитать Советскогаванский район, то есть туда придёт вторая линия электропередач, — говорит первый заместитель генерального директора – главный инженер ПАО ФСК ЕЭС «Магистральные сети Восток» Андрей Татаренков. – Увеличение пропускной способности даст толчок развития Байкало-Амурской магистрали и свободного порта Ванино.

В конце прошлого года участок от Ванино до Селихино уже был поставлен под напряжение, а с вводом в эксплуатацию нового перехода через Амур полностью заработает вся ЛЭП. Случится это ориентировочно в конце марта этого года.

В ходе строительства пришлось столкнуться с различными сложностями, обусловленными особенностями дальневосточной природы. На 2,5 месяца, например, задержало работы наводнение 2013 года. В отрогах Сихотэ-Алиня пришлось производить множество взрывных работ для монтажа фундаментов электроопор. А переходов, подобных только что построенному на протяжении всех 389 км семь. Самый большой в районе Хабаровска. Там и ширина Амура больше, и опоры выше.

— На этом переходе мы применяем провод российского производства, и главное требование к нему – повышенная стойкость к образованию льда, — комментирует начальник отдела эксплуатации и диагностики линии электропередач филиала ПАО ФСК ЕЭС «МС Восток» Павел Побережный. – Переход большой, ветры здесь сильные, и очень важно избежать оседание льда, который утяжеляет провод.

Строительство перехода в холодное время многое упрощает – трос-лидер, с помощью которого будет натягиваться провод, можно бросить прямо на лёд, вместо того, чтобы летом использовать для этого баржи. Затем с помощью специальной машины трос начнёт натягиваться и повлечёт за собой саму электрическую жилу.

Как говорят строители, возведение перехода позволит продублировать старый переход, который сегодня пролегает по фермам моста через Амур, увеличит надежность линии и даст возможность переключения между переходами для ремонта и обслуживания. Главное – точно соблюсти все параметры, вплоть до провиса. Его величина должна быть не менее 25 метров от провода до поверхности воды, чтобы суда, идущие по Амуру, не задевали провод.

 

ДВ-новости

Почему длинные кабели нельзя протянуть идеально прямо? : объяснениеlikeimfive

Я знаю, что это повторение того, что вы сказали, но когда я объяснял это другу, когда говорил о том, чтобы сделать якоря для лазания, это, похоже, помогло. Я расскажу об этом подробнее, и, возможно, это кому-то поможет:

Другой способ взглянуть на размещенную вами диаграмму привязки (которая может быть интуитивно понятной, а может и нет) - это посмотреть на нее как на выстрел в бассейн, куда вы можете положить биток где угодно. Представьте, что желтые шары находятся под разными углами или под разными углами, в которые вы можете поместить мяч, и вы хотите, чтобы 6-й шар (зеленый) попал прямо вниз.Вес - это то, с какой силой вы должны приложить шар, чтобы добраться до лузы (это большой стол). Находясь в прямом положении, вам не нужно сильно бить по нему, но если вы ударяете по самой стороне мяча, чтобы ударить его боком, вам придется ударить его чертовски сильно, чтобы он переместился более чем на несколько дюймов.

Чтобы мяч двигался в нужном вам направлении, должна быть некоторая сила в том направлении, в котором вы хотите, чтобы он двигался, и по мере увеличения угла все меньше и меньше силы, которой вы ударяете по мячу, будет иметь компонент в желаемом направлении (вниз).Вот страница, объясняющая ситуацию с бильярдным столом. Вот почему, если вы разрежете его вплотную к боку, биток будет отскакивать от стола, а мяч 6, который вы ударите, не уйдет далеко. Когда вы увеличиваете угол с 60 градусов (или 120 градусов на диаграмме) до 90 градусов (идеально вбок), сила, которую вы должны ударить по битку, возрастает экспоненциально, и эта сила приближается к бесконечности, чем ближе вы подходите к идеальному срезу под 90 градусов.

Мы вычисляем это с помощью триггера, и хотя я могу сказать, посмотрите на уравнение, когда вы подключаете 90 градусов, оно скажет undefined. Это не совсем интуитивно и приятно. Но проще сформулировать это так: если вы бьете биток без силы в лузу, в которую вы целитесь, он не может попасть в лузу, как бы сильно вы по нему не ударяли. Точно так же, если у вас есть какой-либо вес на кабеле (даже вес самого кабеля), сила, которую он оказывает на концы, когда он идеально прямой, бесконечна. Поскольку ни один кабель, стропа и т. Д. Не может выдержать этого, он либо растягивается, либо немного провисает, чтобы угол на каждом конце был меньше 90 градусов.Независимо от того, сколько сил. Таким образом, ситуация с бильярдным мячом и трос - это как противоположные стороны одной медали.

TL; Вес DR в кабеле - это как обратная сторона медали при нанесении скользящего удара по мячу для пула. И если вы хотите, чтобы мяч двигался в определенном направлении, вы должны ударить по битку с некоторой силой в этом определенном направлении. Вес кабеля (или чего-то подобного) заставляет его не быть 90 градусов, потому что в противном случае он будет оказывать бесконечное усилие. Вес троса - это все равно, что заставить шар 6 двигаться в определенном направлении и работать в обратном направлении во времени, заставляя биток, таким образом, иметь силу в этом направлении, поэтому он не может быть 90 градусов.

Что такое провисание и натяжение в линиях электропередачи и расчет формулы

Провисание и натяжение: Sag - интересная тема для обсуждения. Как правило, мы видим много воздушных линий на нашем пути. В общих словах, можно сказать, что расстояние между наивысшей точкой электрических столбов или опор и самой низкой точкой проводника, соединенного между двумя Вы будете знать , как рассчитать прогиб и формулу прогиба .


При строительстве ВЛ очень важно, чтобы проводники находились под безопасным напряжением .Если проводники слишком сильно растянуты между опорами с целью экономии материала проводника, напряжение в проводнике может достигнуть небезопасного значения, а в некоторых случаях проводник может сломаться из-за чрезмерного натяжения. Чтобы обеспечить безопасное напряжение в проводниках, они не растягиваются полностью, но могут иметь провал или провисание .
Разница в уровнях между точками опор и самой низкой точкой на проводе называется провисанием .

Учебник «Основы энергосистемы В.К. Мехты» - лучший в отрасли. Возьмите его сейчас по очень низкой цене.

Обязательно к прочтению:
На рисунке (i) ниже показан проводник, подвешенный между двумя равноуровневыми опорами A и B. Проводник не полностью растянут, но может иметь провал. Самая низкая точка на проводе - O, а прогиб - S. Можно отметить следующие точки:


(i) Когда проводник подвешен между двумя опорами на одном уровне, он принимает форму цепной линии.Однако, если прогиб очень мал по сравнению с размахом, то кривая размаха прогиба похожа на параболу.

(ii) Натяжение в любой точке проводника действует по касательной. Таким образом, натяжение TO в самой нижней точке O действует горизонтально, как показано на рисунке (ii).

(iii) Горизонтальная составляющая натяжения постоянна по всей длине проволоки.

(iv) Натяжение на опорах приблизительно равно горизонтальному натяжению, действующему в любой точке проволоки.Таким образом, если T - это натяжение опоры B, то T = TO.

Провисание и напряжение проводника: Это важное соображение в механической конструкции воздушных линий . Провисание проводника должно быть сведено к минимуму, чтобы уменьшить требуемый материал проводника и избежать дополнительной высоты полюса для обеспечения достаточного зазора над уровнем земли. Также желательно, чтобы натяжение проводника было низким, чтобы избежать механического разрушения проводника и позволить использовать менее прочные опоры.Однако низкое натяжение проводника и минимальный прогиб
невозможны. Причина в том, что низкий прогиб означает плотную проволоку и высокое натяжение, тогда как низкое натяжение означает ослабление проволоки и повышенное провисание. Поэтому на практике между ними идет компромисс.

Расчет провисания в воздушных линиях электропередачи: В воздушной линии провисание должно быть отрегулировано так, чтобы напряжение в проводниках находилось в безопасных пределах.Натяжение зависит от веса проводника, воздействия ветра, ледовой нагрузки и колебаний температуры. Стандартной практикой является поддержание натяжения проводника менее 50% от его предела прочности на растяжение, т. Е. Минимальный коэффициент безопасности по отношению к натяжению проводника должно быть 2. Теперь рассчитаем прогиб и натяжение проводника, когда

(i) опоры находятся на равных уровнях

(ii) опоры находятся на разных уровнях

(i) Когда опоры находятся на равных уровнях: Рассмотрим проводник между двумя равноуровневыми опорами A и B с точкой O как самой низкой точкой, как показано на рисунке ниже.Можно доказать, что самая низкая точка будет в середине пролета. Пусть

l = длина пролета
w = вес на единицу длины проводника
T = Напряжение в проводнике.

Рассмотрим точку P на проводнике. Взяв самую низкую точку O в качестве начала координат, пусть координаты точки P равны x и y. Предполагая, что кривизна настолько мала, что длина изгиба равна ее горизонтальной проекции (т. Е. OP = x), две силы, действующие на участок OP проводника, равны:

(a) Вес wx проводника, действующего на расстоянии x / 2 от O.

(б) Напряжение Т, действующее на О.


Приравнивая моменты двух вышеуказанных сил относительно точки O, получаем,


Максимальное падение (провисание ) представлено значением y на любой из опор A и B. На опоре A x = 1/2 и y = S.

(ii) Когда опоры находятся на неравном уровне: В холмистой местности обычно встречаются проводники, подвешенные между опорами на неравных уровнях.На рисунке ниже показан проводник, подвешенный между двумя опорами A и B, которые находятся на разных уровнях. Самая низкая точка на проводнике - О.

Пусть l = длина пролета
h = разница в уровнях между двумя опорами
x1 = расстояние между опорами на нижнем уровне (то есть, A) от O
x2 = расстояние между опорами на более высоком уровне (т.е. B) от O
T = Напряжение в проводнике


Если w - вес на единицу длины жилы, то



Также x1 + x2 = l



Найдя x1 и x2, можно легко вычислить значения S1 и S2.

Учебник «Основы энергосистемы В.К. Мехты» - лучший в отрасли. Возьмите его сейчас по очень низкой цене.

Влияние ветровой и ледовой нагрузки на линии электропередачи : Приведенная выше формула для провеса верна только в неподвижном воздухе и при нормальной температуре, когда на проводник действует только его вес. Однако на практике проводник может иметь ледяное покрытие и одновременно подвергаться ветровому давлению.Вес льда действует вертикально вниз, то есть в том же направлении, что и вес проводника. Предполагается, что сила ветра действует горизонтально, то есть под прямым углом к ​​проектируемой поверхности проводника. Следовательно, общая сила, действующая на проводник, представляет собой векторную сумму горизонтальных и вертикальных сил, как показано на рисунке (iii) ниже.


Общий вес жилы на единицу длины


Когда проводник также подвергается ветровой и ледовой нагрузке, можно отметить следующие моменты:

(i) Проводник устанавливает себя в плоскости под углом θ к вертикали, где


(ii) Провисание в проводнике определяется по формуле:


Следовательно, S представляет собой наклон , прогиб в направлении, составляющем угол θ к вертикали.Если в задаче нет специального упоминания, то наклонный шлак рассчитывается по приведенной выше формуле.

(iii) Вертикальный прогиб = S cos θ

Заключение:
Вы узнали Что такое прогиб и натяжение в линиях передачи и , как рассчитать его Формула прогиба и .

Комментарий ниже для любых запросов.

Как птицы могут сидеть на электрических проводах и не поражаться током ???

Иногда мы можем видеть сотни птиц, сидящих на электрическом проводе, и все же они никогда не превращаются в перья и клубы черного дыма, как это изображено в мультфильмах.Ни единого взъерошенного пера. В основном…

  • Электричество течет за счет движения электронов по проводникам.
  • Электроны вытягиваются из земли электростанцией, затем проходят через линии электропередач, через вашу бытовую технику и в конечном итоге обратно в землю (замкнутая цепь).
  • Для подачи электроэнергии необходим замкнутый контур.
  • Electricity всегда выбирает путь наименьшего сопротивления (самый простой) и постоянно ищет путь от своего провода / прибора (высокое напряжение) обратно к более низкому напряжению или земле (без напряжения).
  • Наши тела - отличные проводники, и электроны с радостью используют нас, чтобы перейти от провода (высокое напряжение) к более низкому напряжению или к земле (без напряжения).
  • Тела птиц (ткани, клетки) не являются хорошими проводниками и не часто бывают на земле.
  • Медный провод в электрических проводах является отличным проводником электричества.
  • Если птица садится на провод двумя ногами, нет мотивации проходить через тело птицы (нет пути с более низким напряжением для потока), поэтому электроны выбирают путь наименьшего сопротивления и продолжают течь по проводу.
  • Для того, чтобы электричество проходило через тело птицы, необходимо открыть путь для электронов, который был бы менее устойчивым, чем провод высокого напряжения, что упростило бы возврат к земле или другому проводу с более низким напряжением. По этой причине линии электропередач, как правило, находятся высоко в воздухе с большим пространством между проводами!

Итак…

  • Птица растягивает крыло или ногу и касается другого провода (теперь касается 2 проводов, и на одном может быть более низкое напряжение)… ЗАП / ПУШКА! Пока, Берди.
  • Птица касается провода и деревянного столба (закопанного глубоко в землю), поддерживающего провода… ЗАП / ПУШКА! Пока, Берди.
  • Гигантская птица касается провода и вытягивает свое гигантское крыло, которое касается земли… ЗАП / ПУФ! Пока, Берди.
  • Электрики
  • , работающие на линиях электропередач под напряжением, будут использовать всевозможные специально изолированные ботинки, инструменты и оборудование и будут касаться только одного провода за раз. Иногда они подвешены под вертолетом, поэтому ни они, ни вертолет не касаются земли (как птицы).

Работа с электропроводкой всегда опасна, и ее лучше оставить для специалистов-электриков или для птиц ... ну, по крайней мере, тех, у которых две ноги прочно стоят на одном проводе, не растягивая и не касаясь при этом другого провода, столба или земли !

Underground Cables - обзор

12.3 Материалы для такелажа

Помимо разработки плана парусов, также были использованы материалы для такелажа. Одна из трудностей в установлении истории такелажа состоит в том, что такелаж и паруса редко сохраняются археологически.Информацию о том, что использовали наши предки, необходимо почерпнуть из оставшихся деревянных элементов или из современных исторических источников, таких как скандинавские саги, или художественные изображения.

До появления международных торговых путей материалы, используемые для оснастки, были любыми, доступными на местном уровне, и поэтому их ассортимент весьма широк. Технологии изготовления такелажных канатов могли быть одинаковыми во все времена и во всем мире, но материалами могли быть кожа, морские водоросли, папирус, ива или даже шерсть животных.

Преобладающим материалом на протяжении большей части истории такелажа была конопля. С момента своего первого использования для производства каната в Азии в 4000 г. до н.э. канат из конопли распространился по всему миру, поскольку моряки плавали и торговали с дальними странами (McCaskill, 2009). Лишь в 19 веке, когда абака (член семейства банановых) стала предпочтительным материалом для производства веревок, ее использование уменьшилось. Многие не знали бы об этом изменении, так как абака стала известна как манильская конопля из-за того, что это родное растение Филиппин.Дополнительные подробности технологии волоконных канатов представлены McKenna et al. (2004). Поскольку промышленная революция привела к снижению стоимости производства чугуна и стали, эти материалы начали заменять традиционные органические материалы. Развитие горнодобывающей промышленности в Германии в 1830-х годах привело к замене пеньки кованым железным канатом для использования в подземных канатных дорогах (Wilhelm Albert, 2014). Эти изобретения были приняты моряками, и в отчете Международной выставки 1862 года говорилось, что использование чугунного такелажа было обычным делом в течение предыдущих 10 лет, а в 1863 году был спущен на воду британский корабль Seaforth , который зарегистрирован как быть первым, у которого были стальные лонжероны и такелаж (Anderson and Anderson, 2012).

Разработка стальных канатов не остановилась и в настоящее время является зрелым продуктом благодаря простоте изготовления и монтажа, а также относительно низкой стоимости, и, следовательно, остается наиболее распространенным вариантом оснастки для небольших яхт и лодок. Аустенитная никель-хромовая нержавеющая сталь класса SAE316 (Cr 16 Ni 10 Mn 2 Mo 2 Si 1 ), известная как морская нержавеющая сталь, используется в такелажном снаряжении и имеет повышенную стойкость к хлоридной коррозии. из-за 2–3% молибдена по сравнению с нержавеющей сталью типа SAE304 (Cr 18 Ni 8 Mn 2 Si 1 ).

Размеры проволоки от 3 до 16 мм. Самая простая проволочная конструкция с круглым поперечным сечением (классификация канатов - 1 × 7) состоит из шести шестиугольных прядей, плотно упакованных вокруг одной жилы. На следующий размер оборачивают еще 12 прядей, чтобы получить проволоку 1 × 19 прядей. Эти отдельные тросы могут быть дополнительно сгруппированы для создания других общих устройств, используемых в такелажном оборудовании, а именно 7 × 7 (49 тросов), 7 × 19 (133 троса) и 6 × 36 (216 тросов). Увеличение количества проводов обеспечивает большую гибкость при том же размере.Таким образом, для ходового такелажа (используемого для подъема, опускания и управления парусами) будет использоваться 7 × 19, поскольку этот такелаж требует гибкости. Постоянный такелаж, поддерживающий мачту, требует высокой прочности и жесткости, поэтому используется 1x19. Однако на более крупных яхтах желание иметь такелаж с меньшим натяжением, чем у проволоки, привело к дальнейшим разработкам со сталью.

Rod Rigging впервые появился на яхтах в конце 1960-х годов, хотя его первоначальная разработка была сделана примерно 50 лет назад, но не для яхт.Требования войны часто могут стимулировать инновации, и во время Первой мировой войны первые бипланы имели такелажную проволоку между наборами крыльев, чтобы создать легкую и жесткую конструкцию. Увеличение жесткости этой конструкции означало бы увеличение диаметра используемого такелажного троса, что потребовало бы увеличения веса и аэродинамического сопротивления. Шотландская фирма Macomber & Whyte изготовила оснастку из стальных стержней в качестве альтернативы проволоке, поскольку удлинение стержней обычно было на 35% меньше при той же нагрузке, что и у эквивалентной проволоки (Spurr, 1982).

Медленное продвижение от такелажа самолета к такелажу яхты было связано с рядом ранних отказов, в основном из-за усталостных отказов концевых деталей штанг, где они встречались либо с мачтой, либо с цепными пластинами. Цепные пластины - это металлические пластины с множеством отверстий, которые используются для крепления стойки или кожуха с помощью талрепа к корпусу парусной лодки. Стяжная муфта используется для обеспечения сочленения троса с фиксированной цепной пластиной. Лишь в 1960-х годах эта проблема была решена путем разработки головок для холодной штамповки стержней.Головы представляли собой вздутие с плавным радиусом по краю, которое могло подходить к специально разработанным фитингам на мачте или корпусе. К 1970 году все яхты US America's Cup 12MR предпочли стержневое оснащение тросу.

Штанговая оснастка затем нашла признание на более широком рынке за пределами гоночных яхт высокого класса, и до последних 10–15 лет она использовалась по умолчанию для оснастки больших яхт. Это улучшение низкого лобового сопротивления и меньшего веса игнорируется большинством прибрежных и морских пользователей небольших яхт, которые все еще используют трос, поскольку он дешевле и имеет лучшую устойчивость к повреждениям, поскольку при выходе из строя отдельных тросов трещина не проходит полностью через весь трос.Повреждения могут стать видимыми при осмотре. Такая устойчивость к повреждениям является ключевым преимуществом композитного такелажа.

Морская среда является чрезвычайно агрессивной, поэтому стержни сделаны из Nitronic 50 (Ni50: Fe 56 Cr 22 Ni 12,5 Mn 5 Mo 2,25 Si 1 C 0,06 ) высококачественная нержавеющая сталь. Очевидным недостатком стали является ее относительно высокий удельный вес 7,5 по сравнению с 1,5 у многих композитных конструкций.

Такелаж обычно меняется из-за опасений по поводу необнаруживаемой коррозионной усталостной трещины, приводящей к падению мачты. Такелаж из нержавеющей стали или проволоки может пройти визуальный осмотр, но выйти из строя без предупреждения. Неразрушающий контроль металлической оснастки - дело дорогое и ненадежное. На яхтах меньшего размера, как правило, следует заменять стоячий такелаж каждые 12 лет, максимум 15 лет в соленой воде или 15–20 лет в пресной воде. Цикл замены зависит от его использования: если вы участвуете в гонках или плаваете в море, то более ранние замены требуются из-за больших нагрузок, обычно в течение 3 или 5 лет, или в соответствии с рекомендациями классификационного общества.В тех случаях, когда лодки в действительности ходят так мало, или снимают мачту зимой, или имеют завышенные характеристики для принятых нагрузок, или находятся на верфи, подвергающейся ремонту в течение многих лет, тогда возможно более длительное время цикла замены. Монтаж проволоки обычно выходит из строя там, где проволока входит в обжатую арматуру. Возможны менее частые отказы цепных пластин, но при этом возможны защелкивания фаркопов и переключателей.

Потенциальная экономия веса и, что более важно, уменьшение центра тяжести, побуждают производителей оснастки экспериментировать с композитными материалами.

Оценка целостности стыков | T&D World

Если на линии 345 кВ на расчищенной полосе отчуждения посреди леса выходит из строя рукавный провод, и никто этого не видит, вызывает ли это отключение? В случае с линией электропередачи Morgan-Plains компании American Transmission Co. в северо-восточном Висконсине, США, так оно и было. Отключение произошло около полудня в ясный день в феврале 2015 года. Осмотр вертолета после этого события показал, что двухступенчатая обжимная гильза, установленная в 1968 году, вышла из строя, и в пределах этого пролета провод упал на землю.Экипажи отремонтировали линию, вмонтировав новый провод.

Целостность двухступенчатой ​​компрессионной втулки зависит от нескольких факторов:

• Правильная очистка и придание шероховатости жил проводов
• Использование соответствующих пресс-форм для гильзы типа
. • Использование подходящего ингибитора коррозии
• Правильное центрирование стального внутреннего сердечника внутри втулки.

По данным Исследовательского института электроэнергетики, наиболее серьезной ошибкой является недостаток ингибитора в жилах проводника.

Анализ неисправности на линии УВД показал, что корпус с алюминиевой втулкой не был установлен должным образом; он не находился по центру стыка и стального сердечника. Поскольку анализ выявил возможность других неправильных установок, коммунальное предприятие провело более глубокое обследование линии длиной 69 миль (111 км).

Проверка линии выявляет дефекты

Вертолет облетел всю линию для проведения инфракрасной инспекции и выявления дополнительных дефектных гильз.Проверка показала, что температура еще двух гильз была примерно на 18 ° F (10 ° C) выше температуры проводника, что указывало на то, что гильзы не работали должным образом и могли выйти из строя. Шунты ClampStar компании Classic Connectors были установлены поверх горячих муфт для немедленного восстановления электрической и механической прочности.

Поскольку эта линия является неотъемлемой частью надежности системы УВД на северо-востоке Висконсина и на Верхнем полуострове Мичигана, коммунальное предприятие решило проверить все оставшиеся рукава с помощью Ohmstik Plus.SensorLink Ohmstik Plus - это микроомметр с подключенным «горячим» стержнем под напряжением, используемый для измерения разницы сопротивлений между проводником и его гильзами. Любая гильза с сопротивлением, превышающим или равным сопротивлению проводника, сигнализирует о том, что гильза не работает должным образом.

Поврежденный проводник на линии Морган-Плейнс произошел в результате отказа гильзы проводника. Соединение не удалось, потому что алюминиевая втулка не находилась по центру соединения и стального внутреннего сердечника (ярко-белого цвета).

Экипажи используют микроомметр прямой линии

Для использования Ohmstik Plus необходим физический доступ к проверяемым втулкам. В случае с УВД все проверки проводились бригадой из трех человек и автовышкой. Гильзы в пролетах, недоступных для автопогрузчиков, проверялись с помощью прибора Ohmstik Plus, установленного на выдвижной джойстике. Линия Morgan-Plains состоит из конструкций с Н-образной рамой, все три фазы которых легко доступны с земли.

Когда бригада оказалась под рукавами, получить размеры рукавов было относительно просто.Линейщики сняли три измерения на каждый рукав с помощью прибора Ohmstik Plus. Удерживая устройство около проводника в течение примерно 5 секунд, Ohmstik регистрировал силу тока на линии и сопротивление проводника. Затем линейщики прижали Ohmstik Plus к каждому концу рукава, записывая силу тока и сопротивление рукава.

Бригады осмотрели 281 гильзу за четыре дня. Было установлено, что из этих муфт 253 работают нормально. Однако тестирование показало, что 32 рукава имели сопротивление, превышающее или равное линейному сопротивлению, что указывало на то, что эти рукава нуждались во внимании.Сопротивление соединителя должно быть меньше сопротивления линии. В соответствии со стандартами IEEE соединение считается неисправным электрически, если сопротивление равно или больше, чем у линии, коэффициент сопротивления (RR) равен 1,0 или больше. При RR, равном 1,0, стык может быть холоднее, чем соседний проводник, но это явный признак ухудшения соединения. RR дефектных гильз на линии Morgan-Plains колеблется от 1,00 до 7,95.

Соединение с RR 7.95 очень высока и находится в зоне термического разрушения. Сопротивление настолько велико, что большая часть тока проходит в проволоке со стальным сердечником, которая, вероятно, отожжена. Единственная причина, по которой эти рукава еще не были физически разделены, вероятно, из-за относительно низкого тока нагрузки на линии. В конце концов, фитинг станет достаточно горячим, чтобы полностью отжечь и выйти из строя при нормальном натяжении линии.

ATC проанализировал рукава с самым высоким RR с помощью прямой рентгенографии во время следующего отключения линии.Изображения показали, что ингибитор коррозии, который должен быть введен в гильзу перед опрессовкой, был введен в гильзу впоследствии. Об этом свидетельствует тот факт, что полость внутри рукава не была полностью заполнена ингибитором. Из-за наличия пустот по обе стороны от внутренней полости вода и другие загрязнения могут попасть в корпус втулки и ускорить коррозию, что может привести к преждевременному выходу из строя втулки.

Для считывания показаний Ohmstik Plus требуется три измерения сопротивления: одно на самой линии и по одному на каждом конце измеряемой гильзы.Здесь лайнсмен измеряет одну сторону рукава. Несмотря на то, что на ковше грузовика свисает проволочная щетка, для снятия показаний не требуется чистка проводника.

Омметр дополняет инфракрасный

Почему инфракрасный порт не смог идентифицировать 28 гильз, которые Ohmstik Plus сочла дефектными? Конструкция линии Morgan-Plains состоит из жгутов (два проводника на фазу). 795 26/7 алюминиевый проводник, армированный сталью (ACSR), провод Drake, несущий примерно 22% своей номинальной нагрузки на момент съемки инфракрасной термографии.Скорость ветра была около 5 миль в час (8 км в час), порывы до 17 миль в час (27 км в час), что считается умеренным бризом. Вполне возможно, что относительно низкая нагрузка на линию в сочетании с эффектом ветра могла достаточно охладить муфты, чтобы они не отображались на инфракрасном изображении как теплее проводника.

Инфракрасный порт остается отличным и экономичным инструментом для массового обследования линий электропередач и оборудования подстанций. Он может быстро указать на тепловые аномалии для дальнейшего исследования, но с некоторыми оговорками:

• Проверяемое оборудование должно быть достаточно нагружено, чтобы увеличилась вероятность перепада температур.

• Ветер оказывает охлаждающее действие, в большей степени на гильзу проводника, чем на сам провод из-за большего диаметра гильзы и, как следствие, воздействия ветра.

• Гильзы проводов имеют тенденцию быть более блестящими, чем проводники, на которых они установлены. Поскольку гильза более блестящая, она не выделяет столько тепла, как более тусклый проводник.

При использовании инфракрасной технологии для проверки рукавов связанных проводов бригады должны знать об аномалии. По мере увеличения сопротивления в гильзе электрический ток, ищущий путь с наименьшим сопротивлением, естественным образом создает дисбаланс тока между двумя субпроводниками.Этот дисбаланс может привести к тому, что незначительно хороший разъем на сильно нагруженной стороне будет казаться более горячим, и действительно плохой стык будет пропущен. Поскольку Ohmstik измеряет силу тока, а не температуру, это явление легко обнаружить.

Хотя Ohmstik Plus продемонстрировал свою ценность в этом конкретном случае, у него есть свой набор соображений. Для его использования экипажам необходим доступ к проверяемым рукавам; при использовании автовышки грузовик должен иметь доступ к местности сразу под рукавами.Доступ к определенным участкам с помощью ковшовой тележки может нанести вред основному ландшафту - например, повреждению урожая или газона - и доступ к самим рукавам может стать проблемой.

На сегодняшний день ATC использовала это устройство только для проверки гильз на проводниках, установленных на H-образных конструкциях, поэтому все места гильз расположены горизонтально и относительно легко доступны. Если бы гильза находилась на двухцепной линии с вертикальной ориентацией проводов, например, на монополе, было бы сложно безопасно достать среднюю или верхнюю фазы снизу.

ATC планирует дальнейшие проверки

Ohmstik Plus оказался бесценным инструментом, помогающим обеспечить надежную работу системы УВД. Коммунальное предприятие рассматривает потенциальную программу проверки рукавов, которые существуют на чувствительных участках, определяемых как те, которые находятся рядом с жилыми домами, коммерческими зданиями, дорогами, железными дорогами или прогулочными тропами, - будут проверяться с помощью этого инструмента. Инфракрасное излучение является неотъемлемой частью программы инспекций УВД, и УВД продолжает свой пятилетний цикл общесистемных инфракрасных инспекций.

Благодарность

Авторы хотели бы поблагодарить Янссена Байя, старшего инженера по техническому обслуживанию в ATC, за координацию инспекции Ohmstik Plus и радиографический анализ, подробно описанный в этой статье.


Грег Хикс - инженер по поддержке активов в American Transmission Co., ответственный за управление программами различных программ обслуживания активов, включая управление гильзой проводов, проверку и устранение коррозии, а также проверку беспилотных воздушных систем оборудования линии передачи.Он имеет степень магистра делового администрирования и степень бакалавра промышленной инженерии Университета Маркетт.

Джо Реноуден получил степень BSEE в Государственном колледже Три в 1970 году и является зарегистрированным профессиональным инженером, сертифицированным следователем по пожарам и взрывам и старшим членом IEEE. После карьеры инженера-проектировщика, инженера по стандартам и руководителя службы надежности в компании Florida Power & Light, где он приобрел опыт по всем компонентам, функциям и неисправностям того, что сейчас обычно называют активами передачи, он основал JDR Engineering Inc.Он проводил и анализировал измерения Ohmstik на линиях электропередачи с момента коммерциализации прибора и на основе результатов дал рекомендации по смягчению последствий.

Исследование IEEE повторяет реальные результаты

В документе IEEE показана взаимосвязь между температурой проводника, температурой окружающей среды, ветровыми условиями и излучательной способностью проводника и гильзы. Исследование «Улучшение результатов термографических обследований линий электропередачи и распределения», представленное Джоном Снеллом и Джо Реноуденом на конференции IEEE 2001 по строительству, эксплуатации и техническому обслуживанию линий электропередачи и распределения (ESMO), 2000 28C-TPC-17 - имел следующие переменные:
• Коэффициент сопротивления 3.0
• Температура окружающей среды 50 ° F (28 ° C)
• Скорость ветра 13 миль / ч (21 км / ч)
• 795 26/7 алюминиевый провод, армированный сталью (ACSR) Проводник Drake
• Коэффициент излучения проводника и гильзы 0,7.
Расчетная температура гильзы была на 2,8 ° F (1,6 ° C) выше, чем температура проводника. В том маловероятном случае, если это соединение было бы обнаружено инфракрасной съемкой, оно не было бы охарактеризовано как горячее. Если бы гильза использовалась на практике, ее следовало бы запланировать для маневрирования с коэффициентом сопротивления 3.0.

Муфты с самым высоким коэффициентом сопротивления были подвергнуты рентгеновскому обследованию для диагностики причины. Все гильзы, просвеченные рентгеновскими лучами, показали, что ингибитор коррозии был впрыснут в гильзу после обжима гильзы, а не до этого. Это приводит к показанным здесь пустотам, которые могут собирать воду и другие загрязнения, а также ускорять коррозию, что потенциально может привести к выходу из строя муфты.

Артикул № Drake ACSS, алюминиевая проводящая сталь ACSS с опорой на американскую проволочную группу

Применения
Используется для воздушных линий распределения и передачи.Разработан для непрерывной работы при повышенных температурах до 250 ºC без потери прочности. Он меньше прогибается при аварийных электрических нагрузках, чем ACSR; он самозатухает, если предварительно растягивается во время установки, и на окончательные прогибы не влияет длительная ползучесть алюминия. Эти преимущества делают ACSS особенно полезными в приложениях, где требуется повышенный ток с существующими натяжениями и зазорами, в новых линиях, где можно сэкономить конструкции из-за уменьшения провисания проводников, в новых линиях, требующих высоких аварийных нагрузок, и в линиях, где эоловая вибрация является проблемой.

Конструкция
ACSS представляет собой многожильный композитный многожильный провод концентрической свивки. Стальные жилы образуют центральную жилу проводника, вокруг которой скручены один или несколько слоев алюминиевой проволоки 1350-0. Стальной сердечник несет большую часть или всю механическую нагрузку проводника из-за (полностью отожженного или мягкого) отпущенного алюминия. Проволока со стальным сердечником защищена от коррозии гальванизацией, алюминированием или покрытием из сплава мишметалл. Защита от коррозии должна выбираться в соответствии с окружающей средой, которой будет подвергаться проводник.Также доступен высокопрочный стальной сердечник.

Стандарты

Провод ACSS соответствует или превосходит следующие спецификации ASTM:

• B500 Многожильный стальной сердечник с металлическим покрытием для использования в воздушных проводниках.
• B502 / B502M (опционально) Стандартные спецификации для проволоки со стальным сердечником, плакированной алюминием, для использования в электрических алюминиевых проводниках
• B609 Круглая проволока из алюминия 1350, отожженная и промежуточная для электрических целей.
• B802 Проволока со стальным сердечником, покрытая цинком-5% алюминием-мишметаллом, для алюминиевых проводников, армированная сталью (ACSR).
• B803 Высокопрочный стальной сердечник с покрытием из цинк-5% алюминия и мишметаллического сплава для использования в воздушных проводниках.
• B856 Многопроволочные алюминиевые проводники с концентрическим свечением и стальной опорой с покрытием (ACSS).
• B958 Сверхвысокая прочность и сверхвысокая прочность Проволока со стальным сердечником, класс A, цинк-5% алюминий-мишметалл, покрытая сплавом, для использования в воздушных проводниках.

Опции

  • Сердечник из оцинкованной стали стандартной прочности, класс C
  • Высокопрочный сердечник из оцинкованной стали класса А
  • Сердечник из оцинкованной стали класса А сверхвысокой прочности
  • Сердечник из оцинкованной стали класса А сверхвысокой прочности
  • Стандартная прочность, класс A, стальной сердечник с покрытием из цинкового 5% -ного сплава алюминия и мишметалла
  • Высокопрочный стальной сердечник класса A, цинк-5% алюминия, мишметаллический сплав
  • Сверхвысокая прочность, класс A, стальной сердечник с покрытием из цинкового сплава 5% цинка и мишметалла
  • Сверхпрочный стальной сердечник класса A, цинк-5% алюминия, покрытый мишметаллом
  • Стальной сердечник с алюминиевым покрытием
  • 250 ºC Диапазон рабочих температур при использовании стальных сердечников с покрытием из цинкового сплава 5% алюминия и мишметалла или стальных сердечников с алюминиевым покрытием.
  • Незеркальная поверхность

Воздействие и снижение обледенения оборудования электросетей

Опубликовано 11 ноября 2019 г.

Предоставлено INMR

INMR предлагает квалифицированный технический контент для инженеров-энергетиков в области электрических изоляторов, ограничителей перенапряжения, вводов, кабельных аксессуаров MV HV и коммунальных услуг.

Во многих частях мира нарастание льда и снега на сетевом оборудовании, таком как проводники, заземляющие провода и изоляторы, является серьезной проблемой для операторов энергосистем.Разрушающие эффекты обледенения возникают из-за чрезмерного скопления льда или снега в сочетании с силами ветра, а также последующим скачком кабелей и проводов после внезапного обледенения. Другие потенциальные источники отказов включают динамические явления, такие как галопирование, часто включающее значительные динамические силы.

Электрический пробой вдоль обледенелых или покрытых снегом изоляторов - еще одна серьезная проблема, влияющая на надежность воздушных линий и наружных подстанций. Катастрофические социально-экономические последствия некоторых крупных обледенений, таких как те, которые обрушились на регионы Северной Америки и Китая в 1998 и 2008 годах, соответственно, послужили толчком к осуществлению значительных совместных проектов НИОКР между научными кругами и промышленностью.Эти согласованные действия привели к большому количеству инноваций и улучшений в проектировании, строительстве и эксплуатации воздушных сетей.

Однако, несмотря на прогресс, база знаний, когда дело доходит до этого сложного и непредсказуемого явления, все еще недостаточна - тем более, если принять во внимание увеличение числа экстремальных метеорологических явлений, вероятно, вызванных изменением климата. Кроме того, постоянный рост потребления энергии и необходимость модернизации существующих сетей и строительства более надежных линий передачи требуют инновационных решений проблем обледенения.Этот отредактированный вклад в INMR почетного профессора Масуда Фарзане из Университета Квебека в Шикутими в Канаде посвящен воздействию обледенения на проводники, заземляющие провода и наружные изоляторы, а также вариантам смягчения последствий для повышения надежности в таких условиях.

Процессы атмосферного обледенения

Атмосферное обледенение (или просто обледенение) относится к замерзанию и налипанию воды в различных формах на поверхности открытого объекта. Следовательно, обледенение описывает рост льда и снега на открытых конструкциях, таких как оборудование электросетей.

Обледенение можно разделить на несколько категорий:

и. Обледенение осадков , , такое как ледяной дождь и снег;

ii. Обледенение в облаке, включающее замерзание капель переохлажденной воды в облаке или тумане при ударе о незащищенную конструкцию;

iii. Изморозь, возникающая в результате конденсации водяного пара в воздухе на конструкции при температуре ниже 0 ° C.

Воздействие обледенения на сетевое оборудование и смягчение его последствий

Типы аккреции

В зависимости от атмосферных и метрологических параметров (температура воздуха, скорость ветра, количество осадков, относительная влажность, влажность и др.)) на воздушных линиях и открытых подстанциях могут возникать различные виды наростов. Они классифицируются как:

• Глазурь плотностью 900-920 кг / м 3 имеет прозрачную структуру без пузырьков воздуха и обычно образует сосульки. Обледенение обнаженной конструкции обычно происходит в результате ледяного дождя или мороси. Это также может быть результатом обледенения в облаках, когда приток облачной воды высокий.

• Иней-лед имеет плотность от 150 до 700 кг / м 3 и возникает при температурах ниже –5 ° C, когда небольшие капли переохлажденной воды спонтанно замерзают на открытой конструкции.Этот тип нарастания обычно образуется на структурах в холмистой местности над основанием облака или на структурах, подверженных воздействию холодного тумана. В зависимости от внешнего вида, структуры и плотности изморозь классифицируется как твердый изморозь или мягкий изморозь. Твердый иней характеризуется однородной непрозрачной структурой и плотностью от 300 до 700 кг / м. 3 однородно выращен с включениями пузырьков воздуха. Мягкий иней имеет зернистую непрозрачную структуру и плотность от 150 до 300 кг / м. 3 .Он образует гранулированную структуру с множеством пузырьков воздуха.

• Мокрый снег возникает при температуре воздуха выше точки замерзания, обычно от 0,5 до 2 ° C. В зависимости от влажности и скорости ветра плотность мокрого снега колеблется от 100 до 850 кг / м. 3 .

• Сухой снег плотностью не более 100 кг / м 3 возникает при минусовых температурах и может накапливаться на открытых конструкциях в условиях низкой скорости ветра.

• Изморозь имеет плотность менее 100 кг / м 3 и осаждается в виде взаимосвязанных кристаллов льда, образованных путем прямой сублимации замерзающего водяного пара в воздухе на открытой структуре.

Из-за различий в метеорологических условиях обледенение атмосферы может представлять собой смесь двух или более различных типов обледенения. Среди них глазурь, твердый изморозь и мокрый снег с относительно высоким содержанием воды обладают сильной адгезией, накапливаясь на открытых конструкциях.Что касается сухого снега, мягкого изморози и инея, прочность сцепления обычно низкая, так что эти наросты легко сдуваются ветром или стряхиваются с проводов или заземляющих проводов. В случае изморози, хотя увеличение ледовой нагрузки обычно невелико, он, тем не менее, может вызвать высокие потери на коронный разряд на линиях высокого и сверхвысокого напряжения.

Процессы атмосферного обледенения

Воздействие нарастания льда и снега

Механические проблемы

Обледенение или комбинированные нагрузки ветра и обледенения могут серьезно повлиять на воздушные передающие и распределительные сети в регионах с холодным климатом.Например, перегрузка проводов и заземляющих проводов сильным обледенением, иногда в сочетании с ветровыми силами, может привести к их разрыву, что иногда приводит к обрушению башни. Помимо чрезмерной нагрузки, другие явления, такие как скачок проводов и заземляющих проводов, выпадение льда или снега от проводов и заземляющих проводов, а также перекатывание связанных проводов, могут вызвать серьезные проблемы с нагрузкой, как подробно описано ниже.

Галопирование проводов и заземляющих проводов

Галоп, вызванная ветром нестабильность, возникает при умеренном и сильном ветре по ледяным или заснеженным проводам и заземляющим проводам.Это возмущающее явление с размахом размаха до 15 м может привести к межфазному перекрытию или к прямому контакту фазных проводов, что приведет к коротким замыканиям и отключениям. Это динамическое явление также может привести к проблемам усталости, а также к серьезным механическим повреждениям проводов, оборудования и опорных конструкций.

Лед и снег от проводов и заземляющих проводов

Лед или снег от проводов и заземляющих проводов могут вызывать динамические силы, аналогичные тем, которые возникают при скачке проводов.Скорость выпадения льда или снега в источнике этих динамических переходных сил зависит от морфологии льда или снега, метеорологических условий, характеристик проводов и проводов и температуры, а также от конструкции линий. Внезапное выпадение льда или снега от проводников может вызвать высокие динамические силы и, как следствие, отскок проводов и их вибрацию с большой амплитудой. Это может привести к уменьшению зазора между затронутым проводником и соседней фазой, проводами заземления или частью опоры, вызывая электрические пробои.Чрезмерные индуцированные динамические силы также могут вызвать отказ опор башни и даже каскадный отказ нескольких соседних опор. Обледенение дорог и шоссе также угрожает общественной безопасности.

Скрутка жгутов проводов

Это явление наблюдается в горных районах, подверженных чрезмерному обледенению проводов жгутов линий электропередачи. Это также может произойти под гололедом на длинных участках над долинами или реками, а нестабильность может вызвать повреждение прокладок и проводов, что приведет к отключению электроэнергии.Рис. 1 иллюстрирует физическое моделирование этого явления. Испытания проводились с двух- и четырехпроводными пучками с использованием двух пролетов, нескольких расположений распорок и шести различных типов распорок.

Рис.1 | Испытательная линия на открытом воздухе, используемая для исследований устойчивости пучка к кручению, показывающая скрученные субпроводники в середине пролетного участка после обрушения

Проблемы с электрикой

В дополнение к вышеуказанным явлениям, которые являются причиной механических повреждений и отказов энергетического оборудования и опорных конструкций, нарастание льда и снега на высоковольтное оборудование является источником других типов возмущений, возникающих в результате взаимодействия между электрическим полем, жидкой водой и кристаллами льда. и окружающий воздух.Возможные электрические проблемы из-за обледенения включают следующее:

• Частичные разряды и локальные дуги;

• Коронационный шум и потери мощности;

• Электромагнитные помехи;

• Пробои изоляторов.

Среди вышеупомянутых электрических явлений перекрытие изоляторов, покрытых льдом и снегом, привлекло внимание исследователей, а также электроэнергетических компаний, поскольку они могут быть источником сбоев и отключений. Действительно, о проблемах перекрытия изолятора в условиях обледенения сообщалось из различных стран, в которых возникло атмосферное обледенение.Согласно этим сообщениям, количество таких инцидентов увеличивается во время обледенения или после обледенения с последующим повышением температуры воздуха выше 0 C.

Например, исследование СИГРЭ в 2006 году показало, что проблемы перекрытия обледенения возникали в сетях от 400 кВ до 735 кВ на 35 предприятиях в 18 странах и затрагивали изоляторы станций и линий, как чистые, так и предварительно загрязненные. Также сообщалось о проблемах перекрытия в сетях 115–230 кВ в условиях комбинированного обледенения и загрязнения.Обледенение представляет собой особую проблему для изоляторов, эксплуатируемых вблизи районов с интенсивным движением, где используется дорожная соль или другие типы противообледенительных жидкостей. Эти условия могут вызвать быстрое накопление загрязнения на открытых изоляторах от солевого тумана. То же самое и с изоляторами, установленными рядом с градирнями.

Вариант смягчения последствий обледенения проводов и заземляющих проводов

Разработчики линий и коммунальные предприятия использовали различные стратегии для предотвращения или ограничения продолжительных отключений электроэнергии, вызванных проблемами механического обледенения.Они включают в себя ряд различных мер. Как правило, проектировщики воздушных сетей делают все необходимое для надлежащего проектирования линий и сооружений, чтобы выдерживать воздействие обледенения и снега с учетом сил ветра, на основе предписаний доступных стандартов и информации, содержащейся в технических руководствах. . По возможности в процессе проектирования избегают участков, подверженных высоким нагрузкам от обледенения. Однако предотвращение механических повреждений и отказов, вызванных экстремальной ледовой и снеговой нагрузкой, потребует строительства линий с проводниками и проводами большего диаметра, а также более прочных опор.Как правило, это связано с крупными инвестициями, которые не являются прибыльными и реалистичными. С другой стороны, правильная конструкция строп даже с усиленными элементами не всегда может решить все проблемы обледенения. Отсюда необходимость мониторинга нарастания льда и снега и интеграции методов предотвращения налипания и нарастания льда и снега или их удаления до превышения критической толщины льда или снега. Эти методы классифицируются следующим образом:

1. Защита от обледенения (AI)

2.Обледенение (DI)

3. Использование пассивных устройств

4. Подход к линейному проектированию

Методы защиты от обледенения

Эти методы используются для предотвращения или уменьшения накопления атмосферного льда (гололед, снег, изморозь или иней) на основе уменьшения прочности сцепления льда или замерзания капель переохлаждения.

Использование пассивных покрытий

Ряд физико-химических свойств поверхности обледенения, включая поверхностную энергию и шероховатость поверхности, влияют на силу сцепления между атмосферным льдом и субстратом.Один из методов уменьшения адгезии льда основан на так называемых пассивных покрытиях, которые не требуют внешней энергии для своей эффективности.

Вязкие покрытия

Прилипание льда к открытой поверхности можно уменьшить, нанеся вязкое или жидкое покрытие, такое как промышленные смазочные материалы, масла и консистентные смазки. Это приводит к высвобождению льда под действием силы тяжести, вибрации или ветра. Действительно, лабораторные исследования показали, что литиевая смазка и промышленные смазочные материалы могут снизить прочность сцепления льда с алюминиевой поверхностью в 63 раза.Однако этот тип защиты носит временный характер и потребует повторного применения, а также точного полевого наблюдения для прогнозирования следующего ледяного шторма. Наконец, поскольку эти продукты не разлагаются микроорганизмами, они представляют угрозу для окружающей среды. По этим причинам такие покрытия не считаются подходящими для широкого использования, но все же могут представлять собой последнее средство защиты стратегических участков линии, когда прогнозируются сильные ледяные ураганы.

Жидкости, понижающие точку замерзания

Этот метод позволяет избежать налипания и образования льда на незащищенном объекте.Эти жидкости обычно готовятся путем смешивания коммерческих жидких продуктов с водой и обычно используются на дорогах, взлетно-посадочных полосах, самолетах и ​​других конструкциях для предотвращения обледенения. Например, стойкость этих покрытий на крыльях самолета ограничена примерно одним часом. Таким образом, применение таких жидкостей в энергетическом оборудовании не представляется целесообразным из-за ограниченной долговечности, экономической эффективности и вреда для окружающей среды.

Твердые покрытия

Этот подход заключается в уменьшении адгезии льда за счет создания ледофобных покрытий из материалов с низкой поверхностной энергией, таких как тефлон или полимеры на основе силикона, или за счет использования гетерогенных полимерных покрытий.Однако с практической точки зрения и несмотря на их способность снижать прочность сцепления со льдом, эти материалы нельзя считать ледобоязненными, учитывая, что наросший лед на кабелях и проводах не отслаивается под собственным весом или под действием ветра. . Недавние разработки в области смачивания поверхностей и адгезии льда, а также новые достижения в области материаловедения и науки о поверхности привели к разработке усовершенствованных супергидрофобных покрытий с самоочищающимися и ледобоязненными свойствами.Эти покрытия с нано / микрошероховатостью поверхности могут предотвратить или значительно снизить прочность сцепления льда с поверхностями за счет разрыва химической связи, участвующей в адгезии льда, и / или за счет введения воздуха между твердой поверхностью и льдом.

Нанесение этих покрытий на проводники, заземляющие провода и опорные конструкции потенциально может снизить механические нагрузки из-за обледенения и снега, тем самым увеличивая надежность передачи в зимних условиях. Всесторонний обзор этих покрытий был проведен CIGRE WG B2.44, в результате чего в 2015 г. была опубликована Техническая брошюра 630. Обновление этого исследования в настоящее время проводится в рамках РГ B2.61 СИГРЭ. Несмотря на исследования во многих странах и прогресс в разработке ледофобных покрытий, все еще существуют ограничения в отношении применения к воздушным проводам и заземляющим проводам. В основном это связано со стабильностью и долговечностью разработанных покрытий. Проводники или провода, покрытые черным или эффективным поглотителем тепла, могут создавать благоприятные условия для улавливания энергии солнца и атмосферного света для ускорения выпадения льда и снега.Эта технология, которая сейчас используется на солнечных панелях, установленных в регионах с холодным климатом, потенциально может быть применена к проводникам и особенно к заземляющим проводам.

Использование активных покрытий и устройств

В отличие от пассивных покрытий, активные покрытия требуют внешней энергии, чтобы быть эффективными. Так же, как и пассивные покрытия, активные покрытия могут предотвращать или уменьшать прочность сцепления льда с поверхностями за счет разрушения химической связи, участвующей в адгезии льда, и / или за счет введения воздуха или других газов между твердой поверхностью и льдом.Другие такие покрытия работают за счет ослабления прочности сцепления льда за счет генерирования тепла или механического напряжения на границе раздела между льдом и субстратом, чтобы вызвать нарушение адгезии слоя льда.

Система электролиза льда

Один из этих методов основан на электролизе льда и состоит в приложении постоянного напряжения между сеткой-электродом и проводящей поверхностью, которую необходимо защитить, когда лед образует на поверхности и замыкает цепь (см. Рис. 2). Сетка-электрод изолирована от проводящей поверхности (рис.2 а) и могут иметь различную конфигурацию, как показано на рис. 2b и 2c. Газы для электролиза льда, производимые этой системой, вставляются между льдом и твердой поверхностью. Газ также накапливается в виде пузырьков, которые способствуют образованию межфазных трещин.

Рис. 2: Принцип генерации электролиза льда путем приложения напряжения постоянного тока, патент США 6027075, воспроизведен и опубликован в исх. [10] с разрешения Виктора Федоровича Петренко.

На основе этой концепции конфигурация, показанная на рис.3 была предложена для защиты проводников под напряжением от обледенения, несмотря на то, что эта технология кажется более удобной для применения в заземляющих проводах. Одной из трудностей этого метода является установка осевого сеточного электрода, окружающего провод, который должен быть электрически изолирован от провода.

Рис. 3: Метод электролиза льда для проводников (Международный патент 2005083862, воспроизведен и опубликован в ссылке [10] с разрешения Виктора Ф. Петренко.

Pulse Electro-Thermal De-Icer

Этот метод основан на введении импульсного тока в проводящее покрытие, окружающее проводник, для генерации тепла на границе раздела льда и внешнего проводящего слоя.Как показано на рис. 4, внешнее покрытие изолировано от основной части основного проводника слоем диэлектрика. По сравнению с антиобледенителями переменного или постоянного тока, этот антиобледенитель требует средней мощности примерно в 100 раз меньше. Такие проблемы, как необходимость значительных изменений в проводниках и их тепловое ограничение, вызванное добавлением диэлектрического слоя, ограничивают использование этой концепции.

Рис. 4: Принцип действия импульсного электротермического антиобледенителя для проводов.

Спиральные стержни LC

Другой такой метод, описанный в технических брошюрах СИГРЭ, основан на использовании ферромагнитного покрытия (см.рис.5). Принцип такой системы состоит в поглощении энергии спиральным стержнем Лоу-Карри (LC) из переменного магнитного поля, создаваемого током в проводнике. Тепловая энергия, необходимая для таяния снега, генерируется гистерезисом и индуцированным вихревым током.

Рис. 5: Магнитный провод для таяния снега, используемый в Японии.

Спиральная штанга

LC была внедрена в Японии около трех десятилетий назад для предотвращения несчастных случаев, вызванных внезапным падением больших кусков снега. Одним из преимуществ этого противообледенительного устройства является его способность генерировать относительно большое количество тепловой энергии зимой и небольшое количество летом.Вырабатываемый нагрев может регулироваться плотностью намотки с помощью оберточной машины. Основываясь на экспериментах на природном участке Гидро-Квебек, эта технология, эффективная для таяния мокрого снега, также кажется эффективной в условиях обледенения при благоприятных погодных и текущих условиях.

Активные материалы

Другое потенциально активное покрытие для нанесения на проводники или заземляющий провод на основе активных материалов, таких как пьезоэлектрические пленки и электроактивные полимеры.Пьезоэлектрические полимеры, такие как PVDF, кажутся подходящими для этой цели, поскольку они тонкие, гибкие и могут выдерживать высокие механические и электрические нагрузки. Электроактивные полимеры и особенно диэлектрические эластомеры, состоящие из полимерного материала, зажатого между двумя податливыми электродами, также могут обеспечивать тонкопленочные активные покрытия. Приложение сильного электрического поля к электродам позволяет растянуть полимер под действием максвелловского напряжения. Создаваемое механическое напряжение, то есть до 7 MP a на границе раздела лед / подложка, кажется достаточным для разрыва слоя льда.Необходимы дальнейшие исследования для проверки эффективности и применимости PVD и электроактивных полимеров для воздушных проводов и проводов.

Методы удаления льда

Методы защиты от обледенения используются для удаления обледенения проводов или заземляющих проводов во время или после обледенения. Как правило, используются как термический, так и механический подходы: термические методы основаны на использовании нагревательных проводов или заземляющих проводов для растапливания отложений льда с целью его разрушения; Механические методы, напротив, основаны на ломке льда для его разрушения.Всесторонний обзор этих методов был проведен в нескольких публикациях, а также недавно был представлен обзор методов удаления льда и защиты от обледенения на IWAIS 2019. Ниже приводится обзор таких методов защиты от обледенения:

Методы термического удаления льда

Эти методы, использующие эффект Джоуля для защиты от обледенения проводников и заземляющих проводов, были разработаны и широко используются в течение примерно столетия с использованием как переменного, так и постоянного тока.

Защита от обледенения проводника

а.Метод переключения нагрузки

Этот метод заключается в использовании эффекта нагрева токами нагрузки для предотвращения или удаления льда с проводов. Таким образом, он не требует дополнительного оборудования в системе. В общем, для того, чтобы к проводнику был передан достаточный ток, чтобы вызвать таяние льда, нормальные рабочие условия должны быть изменены путем передачи или смещения нагрузок от других цепей, соединяющих те же две подстанции. Однако регулирование силы тока в течение периода размораживания не всегда возможно, поскольку оно определяется в основном потребностями потребителей в нагрузке.Этот метод больше подходит для защиты от обледенения отдельных проводов, учитывая, что для защиты от обледенения жгутов требуется гораздо больший ток.

б. Метод короткого замыкания пониженного напряжения

Этот метод включает нагрев проводников путем создания трехфазного короткого замыкания на одном конце линии и подачи трехфазного источника напряжения на другой стороне. Сила тока короткого замыкания, необходимого для защиты от обледенения, зависит от приложенного напряжения, длины цепи и электрических характеристик проводников.Этот метод требует установки оборудования, такого как переключатели, подключения к линиям, подлежащим защите от обледенения, и системы защиты для поддержки тока защиты от обледенения.

г. Метод постоянного тока

Эта технология выгодна для защиты от обледенения длинных линий электропередачи с проводниками большого диаметра, поскольку исключаются реактивные потери. Этот метод был успешно разработан и использовался в бывшем СССР для защиты от обледенения длинных линий 500 кВ с проводниками большого диаметра.Основной принцип состоит в формировании замкнутого контура с использованием линейных проводников, как показано на рис. 6.

Рис. 6: Одна из двухэтапных последовательностей, необходимых для удаления льда с проводников с использованием постоянного тока.

г. Де-обледенение сети под нагрузкой

В отличие от предыдущих методов защиты от обледенения, которые требовали удаления обледенения отсоединяемых секций, эта система может быть активирована без нарушения работы сети. De-Icer сети под нагрузкой (ONDI) основан на использовании специального трехфазного трансформатора, называемого фазосдвигающим трансформатором (PST), который используется для управления потоками энергии в линиях электропередачи.Путем соответствующей регулировки фазового сдвига PST становится возможным в четыре раза увеличить ток в линии, противоположной линии PST, при этом поддерживая напряжение в сети в течение периода защиты от обледенения.

д. Защита от обледенения путем передачи тока соединенных в пучок субпроводников через контакторные устройства

Принцип этого метода состоит в том, чтобы передать ток, протекающий по всем связанным проводникам, одному вспомогательному проводнику во время процесса защиты от обледенения.Так, например, для четырехжильных проводников ток, протекающий в субпроводнике, умножается на четыре, а потери в джоулях - на 16. Этот процесс позволяет создать достаточно тепла для таяния льда. Процесс повторяется через равные промежутки времени до тех пор, пока все субпроводники не очистятся ото льда.

Защита от обледенения заземляющего провода с помощью эффекта Джоуля

Чтобы нагреть заземляющие провода для защиты от обледенения за счет эффекта Джоуля, необходимо сначала электрически изолировать их от опор, как показано на рис.7. Ток защиты от обледенения может подаваться через трансформатор напряжения. С помощью этого метода становится возможным удалить лед с нескольких километров наземных кабелей. В удаленных районах также можно использовать вспомогательный дизельный генератор для удаления льда с наземных кабелей на стратегических участках линии, таких как переходы через реки.

Рис.7 Одновременная защита от обледенения двух заземляющих проводов.

Механические методы

По сравнению с методами термического удаления льда, механическое удаление льда имеет то преимущество, что оно простое в использовании и позволяет своевременно и быстро вмешиваться в критические участки воздушной сети.Кроме того, эти методы требуют в 100 раз меньше энергии.

Как правило, большинство механических методов основаны на разрушении льда путем соскабливания или на высвобождении энергии от ударных волн или вибраций для разрушения и тяги офиса.

а. Способы соскабливания

Одним из распространенных способов удаления льда с проводов является использование веревки, к которой прикреплены скребки, ролики или ножи, переброшенные через провод. Сила тяги для натягивания каната прикладывается линейными монтерами или другим обученным персоналом вручную или с помощью моторизованного оборудования.Совсем недавно, после ледяного шторма 1998 года в Квебеке, исследователи из Hydro-Québec разработали робот с высоким тяговым усилием, получивший название ROV (дистанционно управляемое транспортное средство). Это компактное устройство было успешно испытано на проводах под напряжением 315 кВ. Инструмент для очистки льда состоит из набора стальных лезвий, установленных на ROV (см. Рис. 8).

Рис. 9: Провода для защиты от обледенения с использованием изолированного столба.

После ледяного шторма 1998 года компания Hydro-Québec разработала портативное устройство для защиты от обледенения от ударных волн для заземляющих кабелей, которое называется De-icer Actuated by Cartridge (DAC).Это устройство (см. Рис. 10), которое полностью управляется с земли, состоит из использования переносного цилиндро-поршневого устройства, оснащенного холостыми патронами, которые могут стрелять дистанционно для создания ударных волн. Компания Hydro-Québec проверила метод защиты от обледенения жгутов проводов путем короткого замыкания двух- или четырехпроводных проводов при номинальном напряжении 315 кВ и 735 кВ. Электромагнитные силы, индуцированные токами короткого замыкания, проходящими через проводники, создают колебательные движения проводников, заставляя их сталкиваться друг с другом и удалять лед с пролета, как показано на рис.11. Исследования воздействия на сеть Hydro-Québec показали, что этот метод может быть применен к линиям 315 кВ, но только в случае аварийной ситуации во время сильных ледяных штормов.

Рис. 10: Прототип DAC удерживается на месте натянутой веревкой и готов к стрельбе.

Рис. 11: Защита от обледенения сдвоенных жгутов проводов.

г. Вибрационные устройства

Принцип этих методов основан на создании устойчивых колебаний проводов или заземляющих проводов подключенными к ним устройствами для удаления льда или снега.

Одно из вибрационных устройств, называемое автоматическим контролем обледенения (AIC), постоянно установлено в середине пролета. Он состоит из трансформатора тока, камеры, различных датчиков обнаружения льда, блока управления с ВЧ-излучателем / приемником и промышленного электромагнитного вибратора, помещенных в жесткий защитный корпус (см. Рис. 12).

Рис. 12: Автоматический контроль льда.

Второй вибрационный аппарат, называемый ледоколом (рис. 13), состоит из двигателя, приводящего в действие неуравновешенный груз, неуравновешенное движение которого настроено на собственную частоту пролета.Это устройство может быть легко установлено и приведено в действие питанием от проводника или от внешнего источника. При использовании вибрационных устройств для защиты от обледенения следует соблюдать особые меры предосторожности, поскольку сильные колебания проводов или заземляющих проводов могут вызвать длительное механическое повреждение компонентов линии электропередачи.

Рис. 13: Ледокол.

Использование пассивных устройств

Пассивные устройства используют естественные силы, такие как ветер, гравитация или солнечное излучение, для ограничения ледовой или снежной нагрузки на проводники и заземляющие провода.Использование некоторых специальных устройств, оборудования, жесткости проводов, конфигурации или длины пролета может повлиять на ледовые и снежные нагрузки и избежать образования однородной и круглой формы, тем самым облегчая их осыпание. Некоторые из этих методов уже успешно применяются.

а. Применение вибрационных устройств Торсионные устройства

Один из этих методов состоит в использовании устройств, препятствующих скручиванию, таких как противовесы (см. Рис. 14), межфазные прокладки и распорные демпферы для увеличения жесткости на кручение пролетов проводников и ограничения их вращения.Такие меры могут предотвратить образование цилиндрических отложений мокрого снега, облегчая его осыпание под действием силы тяжести и ветра.

Рис.14: Иллюстрация противовеса.

г. Использование резиновых или пластиковых колец, проводов или лент из ПТФЭ

Другой метод уменьшения скопления мокрого снега - использование резиновых или пластмассовых колец, расположенных на одинаковом расстоянии друг от друга, вокруг проводов. Как видно на рис. 15 (вверху), снег имеет тенденцию накапливаться на верхней части проводника и скользить вниз по направлению прядей.Кольца (Рис. 15, посередине) заставляют скользящий мокрый снег осыпаться при ударе. Проволока, намотанная на проводник в противоположном направлении от жил, может иметь тот же эффект, что и кольца (рис. 15, внизу). Ленты из ПТФЭ, намотанные на проводник, также могут иметь такой же эффект.

Рис. 15: Вверху: Дорожка нарастания мокрого снега, скользящая в направлении пряди. В центре: снежные кольца. Внизу: проволока намотана в направлении, противоположном направлению пряди, для облегчения отслаивания.

В Японии, за исключением Окинавы, где нет снега, все воздушные линии оборудованы снежными кольцами.Однопроводные воздушные линии также снабжены противовесами, как показано на рис. 16.

Рис.16: Комбинация колец и противовесов для уменьшения налипания мокрого снега на проводники.

Подходы к линейному дизайну

Эти подходы, рассматриваемые как лучшие методы предотвращения, должны дополнять вышеупомянутые варианты смягчения последствий для более совершенной и более эффективной защиты воздушных линий от обледенения.

Улучшенная маршрутизация линии

Выбор маршрута линии - это первый шаг оптимизации, который необходимо выполнить во время проекта линии электропередачи.В этой связи статистические данные об обледенении важны для предотвращения прохождения зон повышенного риска при проектировании и строительстве новой линии.

Профиль проводника, диаметр, жесткость и конфигурация пучка

Диаметр проводника и шероховатость его поверхности - это два параметра, которые влияют на обледенение и осыпание льда. Проводник меньшего диаметра с аналогичной жесткостью на кручение собирает меньше льда, чем проводник большего диаметра. Кроме того, более гладкая поверхность снижает адгезию льда к проводнику и уменьшает конвекционную теплопередачу в окружающий воздух.Принимая это во внимание, при тех же условиях проводник, такой как компактная трапециевидная жила с меньшим диаметром и более гладкой поверхностью, требует меньше времени для удаления льда по сравнению с эквивалентным стандартным многожильным проводником. Количество проводников в связке - еще один фактор, влияющий на нагрузку нарастания льда и снега и время осыпания. С одной стороны, увеличение количества проводников вызовет увеличение аккреционных нагрузок. С другой стороны, это приводит к уменьшению времени осыпания, поскольку обеспечивает более высокую вращательную жесткость, что предотвращает образование цилиндрического льда.Использование одного жесткого проводника в условиях обледенения кажется лучшим выбором, чем жгут проводов немного меньшего диаметра. В любом случае необходимы дополнительные лабораторные и полевые исследования для выяснения роли диаметра, формы, шероховатости поверхности и жесткости проводника, а также количества и конфигурации связанных проводов и длины пролета, чтобы выяснить влияние всех этих параметров на лед. снеговые нагрузки и время осыпания.

Нет заземляющего провода

Это решение можно использовать в регионах, подверженных обледенению, где молнии случаются нечасто.Использование грозозащитных разрядников также может быть интересно для замены заземляющих проводов для защиты воздушных линий от молнии.

Повышенные расчетные ледовые нагрузки

Этот подход в целом является хорошим решением для повышения надежности передачи в условиях обледенения. Однако в идеале этот метод следует сочетать с другими решениями.

Устройства для снижения нагрузки или механические предохранители

Использование таких устройств может предотвратить повреждения, вызванные тяжелым льдом или неуравновешенными грузами.Этот метод обычно не является эффективным методом противообледенительной обработки, а скорее является подходом к уменьшению ущерба. Например, автоматическое отключение заземляющих проводов в условиях обледенения успешно использовалось компанией EDF во Франции.

а. Антикаскадные башни

Существует ряд возможных причин переходных динамических нагрузок, например: разрыв проводника в пролете, вызванный сильным ветром, сильным скоплением льда или снега или внезапным обледенением. Динамические нагрузки, создаваемые опорными опорными опорами в таких условиях, увеличивают силы, действующие на соседние или последующие опоры, что приводит к многочисленным отказам опор.Интеграция противокаскадных опор в линию может ограничить степень возможного ущерба, причиненного зимним штормом, таким образом сохраняя затраты на ремонт на разумном уровне.

б. Подземные проводники

Использование подземных кабелей для решения проблем, вызванных обледенением воздушных линий, можно считать хорошим решением, особенно для распределительных линий. Достижения в кабельной технологии делают этот вариант возможным и для более высоких уровней напряжения. Подземные кабели также хорошо поддерживаются публикой с эстетической точки зрения.

Варианты смягчения последствий обледенения изолятора

Для повышения надежности изоляторов, подверженных обледенению, были разработаны различные методы ремонта.

Размеры и конфигурация изолятора

Увеличенное расстояние до сухой дуги

Результаты испытаний показывают, что критическое напряжение пробоя изоляторов, покрытых льдом и снегом, увеличивается с увеличением расстояния до сухой дуги. Эта корреляция линейна для длины изолятора от 0.От 3 до 3 мес. Этот вариант остается наиболее надежным способом улучшить характеристики изолятора в условиях обледенения.

Увеличенное расстояние утечки

В отличие от расстояния от сухой дуги, увеличение расстояния утечки в качестве лечебной меры становится менее эффективным при умеренном и сильном обледенении, которое перекрывает расстояние между изоляторами. Однако эта мера может быть эффективной в условиях холодного тумана, когда тонкая ледяная пленка образуется по длине утечки.Модернизация изоляторов с увеличенным расстоянием утечки полезна только в тех областях, где нарастание льда и снега не является серьезным.

Диаметр изолятора, размер и расстояние между ними

Диаметр изолятора, размер зева и расстояние между зевами - это другие важные параметры, влияющие на количество и уровень нарастания льда и снега, а также на уровень перекрытия между зевами. Как правило, характеристики изоляторов по перекрытию лучше при меньшем диаметре зева и большем расстоянии между зевами.

Комбинированные изоляторы разного диаметра

Комбинация изоляторов разного диаметра, как показано на рис. 17, увеличивает эффективное расстояние от зева до зева. При определенном диапазоне условий обледенения этот вариант модернизации будет работать лучше, чем стандартные профили. Этот удобный вариант можно применить как к существующим линиям, так и к новым дизайнам.

Рис. 17: Обледенение на гирляндах изоляторов подвески «колокол-диск» и «колокол-диск-диск».

Ориентация изолятора

Доказано, что в условиях обледенения изоляторы с горизонтальной колонной и V-образной колонной работают лучше, чем вертикальные изоляторы. Это главным образом связано с тем, что для достижения полного перекрытия этих изолирующих гирлянд требуется гораздо больше льда по сравнению с вертикальными гирляндами. Лабораторные испытания и математическое моделирование показали, что минимальное напряжение пробоя, V MF , горизонтальной колонны из четырех дисков в условиях сильного обледенения примерно на 60% выше, чем у той же колонны в наклонном положении, и на 100% выше, чем у колонны. вертикальное положение (см. рис.18).

Рис. 18. Результаты моделирования и экспериментальных результатов VMF для колонны в вертикальном, наклонном и горизонтальном положениях.

Принадлежности

а. Бустерные навесы и расширители пути утечки

Эти аксессуары, которые используются для защиты вводов и изоляторов опор станции от попадания влаги или загрязнения, также доказали свою эффективность в качестве укрытия во время обледенения. Каждый бустерный навес может создать зону, свободную ото льда (воздушный зазор), достаточной длины, чтобы увеличить силу пробоя на 10-20 кВ (см.рис.18)

Рис. 18: Изоляторы опор станции с вспомогательными навесами.

г. Кольца сортировочные

Применение коронирующих колец (см. Рис. 19a) может ухудшить, а не улучшить характеристики перекрытия изолятора поста сверхвысокого напряжения в условиях обледенения. Результаты показали, что однородное электрическое поле эффективного коронирующего кольца на поверхности изолятора имеет тенденцию способствовать полному замораживанию льда, а не формированию воздушных зазоров рядом с высоковольтным выводом, как показано на рис. 20а. Когда верхние поверхности коронных колец покрываются мелкой металлической сеткой, вблизи колец образуются воздушные зазоры (см.рис.20b), что приводит к улучшенным характеристикам перекрытия. Бустерные навесы, однако, выполняют эту функцию лучше и с меньшими затратами.

Рис.19. Накопление льда на изоляторе опоры станции,
(a) с калибровочным кольцом (b) с модифицированными сортировочными кольцами, покрытыми экраном.

Материал поверхности

а. Силиконовое покрытие RTV

Покрытия

RTV, разработанные для улучшенной защиты от загрязнения, также использовались в качестве меры противодействия в условиях обледенения.В условиях холодного тумана (очень легкое обледенение), например, увеличение сопротивления перекрытию примерно на 25% на метр расстояния утечки достигается при нанесении силиконового покрытия RTV на фарфоровые изоляторы. Однако в случае сильного обледенения, вызывающего перекрытие сосулек промежутков между навесами изолятора, RTV неэффективен и не может изменить ситуацию. Фактически, лед удерживается на фарфоре с покрытием RTV в течение более длительного периода во время опасной фазы таяния. Таким образом, эффективность этих покрытий для предотвращения пробоя изолятора в результате обледенения сомнительна.

б. Полупроводящая глазурь

Использование полупроводниковых глазурованных изоляторов в условиях обледенения дает несколько преимуществ. Во-первых, низкий ток утечки в полупроводящем слое, обычно около 1 мА, нагревает поверхность изолятора выше температуры окружающей среды и может помочь предотвратить образование инея. Резистивный ток утечки также может улучшить распределение напряжения вдоль изолятора, что, в свою очередь, способствует образованию более равномерного обледенения. Относительно равномерное напряжение вдоль изолятора также задерживает возникновение дуги в свободных ото льда зонах или сухих зонах в случае загрязнения.Как лабораторные испытания, так и воздействие в полевых условиях полупроводниковых опорных изоляторов показали, что эти изоляторы образуют большие свободные от льда зоны в периоды таяния, что приводит к более высокой прочности на пробой по сравнению с обычной глазурью. Таким образом, эти изоляторы доказали свою высокую эффективность в борьбе с обледенением. Прямое сравнение характеристик обычных и полупроводниковых глазурованных изоляторов для сухой дуги длиной 2,0 м, испытанной в тяжелых ледовых условиях, показало улучшение примерно на 20 процентов.

г.Супергидрофобные покрытия

Супергидрофобные покрытия (SHC) с самоочищающимися и ледобоязненными свойствами являются привлекательными для улучшения характеристик перекрытия изоляторов в условиях загрязнения, а также в условиях обледенения. Эти покрытия со статическим краевым углом смачивания воды более 150 ° и гистерезисным краевым углом смачивания менее 10 ° могут быть получены путем комбинации материалов с низкой поверхностной энергией, имеющих микронаноструктурированную поверхность. Обзор таких покрытий с возможностью их применения для наружных изоляторов представлен в CIGRE TB 631.На рис. 21 показан пример эффективности SHC в снижении обледенения изоляторов. Как видно, в отличие от изолятора без покрытия, на изоляторе с покрытием не образуются сосульки даже после 3 часов воздействия обледенения. Это можно объяснить тем, что наросший лед с поверхности изолятора с покрытием до того, как могли образоваться сосульки.

Рис. 21: Сравнительный внешний вид обледенения изоляторов без покрытия и изоляторов с SHC покрытием через 30 минут и через 3 часа.

Недавно была разработана технология, использующая метод прямой репликации, для производства микронаноструктурированных поверхностей из силиконового каучука с помощью систем компрессионного формования и литья под давлением с применением для полимерных изоляторов.Поверхности из силиконовой резины, испытанные в этом проекте, показали угол смачивания CA> 160 ° и гистерезис угла смачивания CAH <10 °. Самоочищающиеся и ледобоязненные свойства этих поверхностей были успешно подтверждены в лабораторных условиях. В настоящее время в Университете Квебека в Шикутими продолжаются исследования с целью практического применения.

г. Полупроводящие покрытия RTV

В ходе лабораторных исследований покрытия RTV были усилены углеродным легированием, что сделало их полупроводящими с достаточным током, чтобы предотвратить образование льда, или путем смешивания их с материалами субмикрометрового масштаба, сделав их супергидрофобными, самоочищающимися и ледобоязненными. .На рис. 22 показан пример использования полупроводникового RTV в качестве антиобледенительного покрытия. На этом рисунке лед был искусственно образован как на чистых, так и на загрязненных изоляторах. Полупроводящее покрытие из силиконовой резины было нанесено только на нижнюю сторону изолятора, чтобы исключить потери мощности при отсутствии осадков. Для струны с полупроводящим покрытием не было сосулек и льда, покрывающего поверхность изоляторов. Кроме того, струна с покрытием показала очевидный эффект нагрева поверхности.Температура была около 16 ° C в области рядом с крышкой и штифтом, но около 0 ° C в большинстве других частей.

Рис. 22: Тепловое изображение образцов при испытании на обледенение. Слева: образец без покрытия; правая сторона: образец, покрытый полупроводящей силиконовой резиной, предотвращающей обледенение.

Пониженное напряжение системы

Снижение рабочего напряжения системы передачи в критических ледовых или снежных условиях может быть эффективным способом снижения вероятности пробоя изолятора. В одном тематическом исследовании снижение рабочего напряжения на 5% при использовании 50 параллельных изоляторов при полном обледенении уменьшило вероятность пробоя с 49.От 5% (максимальное рабочее напряжение) до 11,7%. Снижение напряжения на 10%, если таковое имеется, снизило бы вероятность пробоя до 1,2%.

Мойка изолятора

Промывка изоляторов под напряжением, покрытых льдом, горячей водой под давлением успешно прошла испытания в лабораторных условиях. Кроме того, длительная промывка изолятора зимой с использованием деионизированной воды в качестве электрического барьера была успешно протестирована несколькими коммунальными предприятиями в Северной Америке, а также в Японии.

Выводы

Обледенение оборудования воздушных сетей электроснабжения, в том числе проводов, заземляющих проводов и изоляторов, происходит во многих регионах мира и может привести к серьезным сбоям и ущербу с серьезными социально-экономическими последствиями. Такие эффекты усугубляются чрезмерным обледенением в сочетании с силой ветра, вызывающей такие динамические явления, как скачки и скачки проводов, вызванные внезапным обледенением. Несмотря на большой прогресс в исследованиях, некоторые явления, связанные со сцеплением, нарастанием и выпадением льда, до сих пор полностью не изучены.Лучшее понимание этих явлений приведет к более подходящей защите электрических сетей в зимних условиях.

Рассмотрены различные подходы к уменьшению воздействия обледенения на сетевое оборудование, включая защиту от обледенения, защиту от обледенения, пассивные устройства и проектирование линий. Методы защиты от обледенения используются для предотвращения или уменьшения нарастания льда или снега и в основном заключаются в использовании пассивных и активных покрытий. Новые технологии, основанные на использовании ледобоязненных материалов, имеют большой потенциал для применения в будущем.Разработка эффективных, долговечных и рентабельных покрытий, защищающих от льда, по-прежнему требует серьезных исследований и разработок. Что касается активных покрытий, за последнее десятилетие практически не произошло значительного прогресса. Несколько ранее предложенных концепций, например, основанных на электролизе льда и введении импульсного тока в проводящее покрытие, вероятно, неэффективны или непрактичны. Один из активных методов, используемых в настоящее время и эффективных для таяния мокрого снега, основан на использовании ферромагнитного покрытия.Однако применение этого метода для плавления льда на кондукторах потребует дополнительных исследований и разработок. Еще предстоит продемонстрировать эффективность других потенциально активных покрытий на основе таких материалов, как пьезоэлектрические пленки или электроактивные полимеры.

Что касается методов борьбы с обледенением, они используются для удаления обледенения или мокрого снега на проводниках или заземляющих проводах во время или после обледенения. Обычно для этого используются термический и механический подходы. Многие коммунальные предприятия внедрили тепловые методы, основанные на эффекте Джоуля, для крупномасштабной защиты от обледенения проводов и заземляющих проводов, и страны используют эти методы уже почти столетие.Однако для того, чтобы стратегия термического удаления льда была эффективной, необходимы адекватное обнаружение и мониторинг развития образования льда / снега, что по-прежнему потребует дальнейших исследований и разработок. С другой стороны, механические методы, требующие более короткого времени для удаления обледенения по сравнению с тепловыми методами, предпочитаются коммунальными службами для защиты более коротких стратегических участков линии. Механические методы хорошо подходят для снижения риска повреждения или обрушения башен в экстремальных аварийных ситуациях.

Что касается защиты заземляющих проводов от обледенения, это остается одной из важных проблем и проблем в регионах с холодным климатом.Тем не менее, некоторые существующие методы, такие как удаление их в зонах с низким уровнем обледенения, кажутся пригодными для применения. В зонах повышенного риска обледенения заземляющие провода могут быть заменены молниеотводами для защиты воздушных линий от молнии.

Методы, основанные на использовании специальных устройств, оборудования, проводов с высокой жесткостью или с улучшенной конфигурацией или длиной пролета, доказали, что они ограничивают ледовые или снеговые нагрузки. Некоторые из этих устройств и оборудования, которые используются в настоящее время, могут предотвращать образование однородных и круглых форм, тем самым облегчая линьку.

Пробой изоляторов в условиях льда и снега, иногда в сочетании с загрязнением, является еще одним источником неисправностей. Риск перекрытия можно снизить несколькими способами в зависимости от степени обледенения и загрязнения. Силиконовое покрытие RTV оказалось эффективным для легкого обледенения с высоким уровнем загрязнения поверхности, создаваемым в условиях холодного тумана. В более жестких условиях обледенения могут быть приняты такие решения, как замена изоляторов другими с улучшенными профилями или полупроводящей глазурью.Было показано, что в условиях сильного обледенения и очень низкого загрязнения использование таких устройств, как вспомогательные навесы, значительно улучшает электрические характеристики изоляторов подстанций. Другое решение состоит в более частой мойке изоляторов в зимний период или в строительстве линии и подстанций с изоляторами, имеющими большее расстояние от сухой дуги. Большой прогресс был достигнут в области инженерии поверхностей и супергидрофобных покрытий с самоочищающимися и ледобоязненными свойствами, которые потенциально могут применяться в керамических и некерамических изоляторах.Необходимы дальнейшие усилия в области НИОКР для поиска эффективных и рентабельных методов защиты изоляторов от пробоев при обледенении, загрязнении или их сочетании.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *