_o Ks3- 2014

86 Руководящие материалы по проектированию электрических сетей

Содержание

Введение

1.    Основные положения по расчету надежности механической части ВЛ

2.    Формулы для расчета надежности механической части ВЛ

3.    Параметры,приведенные в формулах (1)-(10)

4. Пример 1 расчета надежности механической части ВЛ 10 кВ

5. Пример 2 расчета надежности механической части ВЛИ 0,38 кВ

Приложение А. Вспомогательные материалы

Приложение Б. Перечень документов, на которые даны ссылки в Методических указаниях

Введение

Настоящая работа выполнена ОАО «РОСЭП» по заданию ОАО «ФСК ЕЭС».

Актуальность данной работы связана с ростом в последние годы гололедно-ветровых аварий на воздушных линиях электропередачи.

В связи с этим на заседании Бюро Научно-технического совета РАО «ЕЭС России» и секции Эксплуатации и технического перевооружения электрических сетей по теме: «Повышение устойчивости воздушных линий электропередачи в условиях экстремальных снегогололедных и ветровых нагрузок» было принято решение поручить ОАО «РОСЭП» разработать методические указания по расчету надежности ВЛ 0,38-35 кВ при воздействии гололедно-ветровых нагрузок (см. Протокол от 19.02.2002 г. № 1,г. Пятигорск).

Итоги Заседания НТС РАО «ЕЭС России» 19-20 февраля 2002 г. утверждены приказом РАО «ЕЭС России» от 18.04.2002 г. № 218.

В соответствии с указанным поручением и по заказу ОАО «ФСК ЕЭС» ОАО «РОСЭП» разработало Методические указания по количественной оценке механической надежности действующих ВЛ 0,38-10 кВ при гололедно-ветровых нагрузках.

При работе над Методическими указаниями учитывались замечания и пожелания ОАО-энерго.

В Методических указаниях даны способы количественной оценки механической надежности железобетонных, деревянных и стальных опор и изолированных, защищенных и неизолированных проводов ВЛ 0,38-10 кВ с различным сроком службы при ветровой нагрузке,действующей на провода,покрытые или свободные от гололеда.

Рассчитаны примеры определения механической надежности ВЛ 10 кВ с неизолированными проводами и ВЛИ 0,38 кВ с самонесущими изолированными проводами.

В соответствии с расчетами, в примере 1 для ВЛ 10 кВ на железобетонных опорах со стойками СВ105-5 в ОАО «Липецкэнерго» средний период между массовыми отказами ВЛ (авариями) - далее отказами ВЛ t_R = 25 лет, в примере 2 для ВЛИ 0,38 кВ на железобетонных опорах со стойками СВ95-3 в ОАО «Башкирэнерго» средний период между отказами ВЛ t_R = 31 год.

Величина периода между отказами t_R вновь строящихся линий может регулироваться в энергосистемах применением регионального коэффициента Yp > предусмотренного ПУЭ седьмого издания.

Величину t_R рекомендуется в обычных энергосистемах принимать равной не менее 40 лет, а в наиболее аварийных районах не менее 20 лет.

Период между отказами t_R для действующих ВЛ может быть увеличен путем усиления механической части ВЛ, в том числе особенно усилением опор анкерного типа путем установки дополнительной оттяжки или подкоса, замены штыревых изоляторов на натяжные изоляторы и т.д.

М^п — 2,2М_СТ для деревянных цельностоечных опор,где Mqj - расчетный изгибающий момент деревянной стойки в сечении на уровне земли, рассчитанный в соответствии со

СНиП П-25-80;

= 1,5М(~р для стальных опор, где Mqj- - расчетный изгибающий момент стойки в сечении на уровне земли, полученный расчетом в соответствии со СНиП 11-23-81 «Стальные конструкции»;

М^пт - предельный изгибающий момент стойки в расчетном сечении после эксплуатации стойки на ВА в течение Т лет, Н м; для проектируемых ВЛ принимается Т — 0 и

Мп_т = мп.

Предельная прочность железобетонных вибрированных стоек уменьшается со временем по следующей зависимости:

М^пт = 0.97Г-М-МП,

при Т < 10 лет принимается Mⁿj = М^п.

Предельная прочность центрифугированных железобетонных стоек уменьшается со временем по следующей зависимости:

М^пт = 0,99^ТЛ0-М^П,

при Т < 10 лет принимается М^пт = М^п.

Прочность деревянных опор изменяется во времени по следующей зависимости:

При неудовлетворительной пропитке для цельностоечных опор (зона «земля - воздух»):

М^пт = 0,87^-^МП

При неудовлетворительной пропитке для деревянных опор на железобетонных приставках (на воздухе):

М^пт = 0,9^ТЛ5-М^П

При пропитке деревянных опор по ГОСТ 20022 «Защита древесины» для цельностоечных и для опор на железобетонных приставках:

М^пт = 0.87Г-ЫМП

При неудовлетворительной пропитке цельностоечных деревянных опор при Т< 10 лет принимается М^пт = М^п; при неудовлетворительной пропитке деревянных опор на железобетонных приставках при Т < 15 лет принимается М^пт = М^п. при пропитке деревянных опор по ГОСТ 20022 при Т < 30 лет принимается М^пт = М^п.

Для стальных опор замкнутого сечения (трубы,многогранные опоры и др.) их прочность изменяется во времени по следующей зависимости:

Для неоцинкованных стальных опор:

М^пт = 0.97Т-МП,

Для оцинкованных стальных опор:

М^пт = 0,97^-Ы-МП,

Для оцинкованных стальных опор при Т < 40 лет принимается М^пт = М^п. ¹

При отсутствии надставки принимаем f₂ = /= 0,7 м (для СВ 105-5 по таблице 6)

60000 '50000

т_Г = 34,7 - 20 • (l1,4 + 20) • 0,84 • 10‘³ = 18,ЗЯ

Для определения a_wa вычисляем W,

W_T = 0,25'W_o = 0,25-500 = 125 Па, но не менее 200 Па

Для W_z = 200 Па a_wz =1,0

„    (бОООО-4180-3 18,3-65)-l,2-(l0 +2-20)

^в ~ 3 • 65 • 1,2 • (l 0 + 2 • 20)-1,0 • 8,4 + 0,5 • 1,8 • 2,0 ■ 1,7 -8,3 -10³

По графику на рисунке 9 определяем tq = 110 лет; Pq = 0,009 Вероятность отказов ВА

P_R = P_b+P_v+P_Q = 0,021 + 0,009 + 0,009 = 0,039 Средний период между отказами ВЛ t_R = 1/P_R = 1/0,039 - 25 лет

5 Пример 2 расчета надежности механической части ВЛИ 0,38 кВ

Необходимо определить расчетный период t_R отказов на конкретной ВЛИ 0,38 кВ в ОАО «Башкирэнерго».

Исходные данные:

Климатические параметры

W_Q - 800 Па; Ь₃ = 25 лш; Q - 13 Н/м

Параметры ВЛИ

Промежуточные и анкерно-угловые опоры - по проекту ЛЭП 98.08.

Параметры промежуточной опоры ПИ:

Н - 7,3 м; Н₂ = 7,0 м; F_cm = 1,24 м2; Cj = 575 кг; G₂ - 100 кг; С₃ = 0. Стойка СВ95-3; Мег = 30000 Н м; М_п = 1,2 М_ст = 36000 Н м Провод СИП 3x70+1x95 (нулевая несущая жила СИП выполнена из термообработанного алюминиевого сплава);

диаметр жгута СИП d = 41,0 мм;

сечение нулевой несущей жилы 5 = 92,4 мм?; п = 1; I = 30 м; Т^р — 12500 Н. Коэффициенты

С°_х = 2,0; С^пх = 1,1; J3 = 1,8

Срок эксплуатации данной ВЛИ 0,38 кВ в ОАО «Башкирэнерго» составляет 5 лет. В соответствии с п. 1.5. для ОАО «Башкирэнерго» распределение климатических факторов (ЬэУ0,О) максимальное и следует использовать рисунки 7,8 и 9.

1 Предельное значение толщины стенки гололеда:

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Вспомогательные материалы

Е - модуль растяжения по разгрузочной характеристике F - модуль растяжения по характеристике первоначального растяжения Д - модуль растяжения по характеристике предельного растяжения

Рисунок 3 - Характеристики растяжения проводов АС

Ьэ,ММ	10	15	20	25	30	35	40	45	50	Рь = 2,45
аь	2,7	4,0	5,4	6,7	8,1	9,4	10,8	12,1	13,4

Рисунок 4 - Средние распределения годовых максимумов толщин стенок

гололеда, Ьэ, мм

Vo, м/с	25	29	32	36	40	45	49	53	Pv - 6,0
Ov	14,6	17,0	18,7	21,1	23,4	26,3	28,7	31,0

Рисунок 5 - Средние распределения годовых максимумов скоростей ветра,

Vo, м/с

Ьэ,мм	10	15	20	25	30	35	40	45	50	Эь-1,4
аэ	1,0	1,5	2,0	2,5	3,0	3,5	4,0	4,5	5,0

Рисунок 7 - Максимальные распределения годовых максимумов толщин стенок

гололеда, Ьэ, мм

Из рисунка 1 видно, что при гололедно-ветровых нагрузках возможны три основных случая отказа ВЛ.

В первом случае при отложении на проводах предельной толщины стенки гололеда (Ь^п) может произойти обрыв провода или разрушение повышенным тяжением провода элементов анкерной опоры.

Во втором случае в безгололедном режиме предельная скорость ветра Vⁿ может вызвать падение промежуточной опоры на ВЛ.

В третьем случае падение промежуточной опоры на ВЛ может быть вызвано совместным действием гололедно-ветровой нагрузки QI~I,зависящей от величины толщин стенки гололеда и от скорости ветра в гололедном режиме.

Предельные нагрузки Ь^п, Vⁿ и Qⁿ определяются по формулам (1), (2) и (3), приведенным в разделе 2. Наименования параметров приведены в разделе 3.

1.3    Предельная толщина стенки гололеда Ь^п зависит главным образом от предельной величины напряжения провода С ^пт после эксплуатации ВЛ в течение Т лет.

Предельная величина напряжения С^п до эксплуатации провода определяется в зависимости от физико-механических характеристик провода и прочности опор анкерного типа.

1.4    Предельные величины скорости ветра Vⁿ и ветровой нагрузки на провод при гололеде Qⁿ определяются из уравнения прочности промежуточной опоры в соответствии с расчетными схемами опор (рисунок 2).

При расчете промежуточной опоры на гололедно-ветровую нагрузку учитываются нагрузки на конструкцию опоры M_Q, на провод М_Пр и от весовых нагрузок опоры Mq и гололеда на проводах.

1.5    Вероятность появления каждой из предельных нагрузок bⁿ,Vⁿ и Qⁿ в любой энергосистеме может быть определена на основании материалов по подготовке региональных карт климатических нагрузок.

В соответствии с исследованиями, выполненными ОАО «ВНИИЭ»,для определения максимальных климатических нагрузок рекомендуется использовать первое предельное распределение Гумбеля.

При отсутствии указанных данных допускается использовать формулы (6) - (10) или рисунки 7,8 и 9 в следующих энергосистемах,отнесенных к наиболее опасным в аварийном отношении:

ОАО «Ставропольэнерго», ОАО «Каббалкэнерго», ОАО «Краснодарэнерго», ОАО «Ростовэнерго», ОАО «Калмэнерго»,

ОАО «Воронежэнерго»,

^PR^=Pb+^Py^+PQ

Средний срок между отказами ВЛ t_R равен: t_R=l/^pR

Величина периода между отказами t_R вновь строящихся линий может регулироваться в энергосистемах применением регионального коэффициента р, предусмотренного ПУЭ седьмого издания.

Величину t_R рекомендуется в обычных энергосистемах принимать равной не менее 40 лет, а в наиболее аварийных районах не менее 20 лет.

Схема 1 Схема 2    Схема    3 Схема 4

Схема 5    Расчетная    схема

3 Параметры, приведенные в формулах (1)-(10)

bⁿ - предельная толщина стенки гололеда, вызывающая обрыв провода или повреждение какого-либо элемента анкерной опоры тяжением провода, мм;

Ьэ - нормативная толщина стенки гололеда, принимаемая по региональным картам гололедных нагрузок с повторяемостью 1 раз в 25 лет, мм;

Vⁿ - предельная скорость ветра, вызывающая поломку стоики промежуточной опоры поперек ВЛ,в безгололедном режиме, м/с;

Vo - скорость ветра с повторяемостью 1 раз в 25 лет, принимаемая по региональным картам, м/с;

Wo - нормативное ветровое давление с повторяемостью 1 раз в 25 лет, принимаемое по региональным картам, Па;

W_r - нормативное ветровое давление при гололеде, определяемое по скорости ветра при гололеде ^.которое принимается по региональному районированию ветровых нагрузок при гололеде или определяется по данным наблюдений согласно методическим указаниям по расчёту климатических нагрузок. При отсутствии региональных карт и данных наблюдений Wp = 0,25Wo. Для ВЛ до 20 кВ нормативное ветровое давление при гололеде должно приниматься не менее 200 Па.

Qⁿ - предельная погонная нагрузка ветра на провод при гололеде, вызывающая поломку стойки промежуточной опоры поперек ВЛ,в гололедном режиме, Н/м;

Q - расчётная ветровая нагрузка на провод,Н/м,в гололедном режиме принимается по региональной карте ветровых нагрузок или по таблице 2 Приложения.

тр - расчетный единичный изгибающий момент от веса гололеда на проводе длиной 1 м

С^п - предельная масса провода с гололедом, вызывающая обрью провода, кг;

Cj - масса надземной части стойки опоры, кг; (см. таблицу 3 Приложения).

С₂- масса траверс, изоляторов, проводов, кг;

для обычных опор без надставки допускается принимать G^lOO кг;

С₂ - масса надставки, кг;

бЯ - предельная величина напряжения в проводе, МПа, определяемая как наименьшая из двух условий:

1. еа- к_п- <Г„.

где (Г_ар - временное сопротивление провода, равное $_вр = Т_разр /S

АС25/4,2,АЖ35;

К_п = 0,8 - для неизолированных проводов А70, АН70,АС35/6,2, АЖ50 и больших сечений, а также для СИП-1, СИП-2, СИП-3 и СИП-4.

2. При расчете б^п должна учитываться прочность анкерных опор: с натяжными гирляндами изоляторов и с полимерными изоляторами ВЛ10 кВ и с креплением СИП в натяжных зажимах на ВЛ 0,38 кВ:    1 4 •    7'^р

со штыревыми изоляторами на анкерных опорах ВЛ 10 кВ _п 6000

О-

где Т^р - расчетное тяжение в проводе наибольшего сечения, принятое при расчете концевой опоры в типовом проекте, Н.

При наличии фактических данных по испытаниям концевых опор различной конструкции (одностоечных свободностоящих, подкосных и опор с    у.я

оттяжками):    (jⁿ    _в

где Т^ПА - средняя величина предельной (разрушающей) прочности ^П концевой опоры при испытании, Н,п - количество проводов (для одноцепных ВЛ 10 кВ

п= 3 и Т.Д.).

Г-10 _я

<7_Г ~ 0,99 чУ - предельная величина напряжения в неизолированном проводе после эксплуатации в течение Т нет, МПа; при Т < 10 лет

_ п _я принимается <7_Т - <7 .

_я _Л.,г-зо _я

<7_Г• - 0,95    *<Т    - предельная величина напряжения в защищенных

проводах и СИП после эксплуатации в течение Т лет, МПа; при Т<30 лет

_я _ _я принимается <7_Т — (X .

<х_} - напряжение в проводе при расчетной толщине стенки гололеда без ветра, МПа. Принимается по монтажным таблицам проводов.

При отсутствии таблиц -    ₃    =о,9    [сг]    и    не    более    0,9    ;

И - допустимое напряжение в проводах, принимаемое по таблице 2.5.7 ПУЭ 7-го издания. s' - £_п- В₃- относительное удлинение провода при изменении напряжения

л- л-Я

в проводе от <7% до <7_Т , определяемое по характеристике первоначального растяжения.

of

р — ^т    п

^П f При <*т ^<

или

Уз - удельная нагрузка от веса провода, покрытого гололедом, Н / м ■ мм^{4 1} 10 ³(см. таблицы 4 и 5 Приложения).

d - диаметр провода, мм, по ГОСТ 839-80 для неизолированных проводов и по техническим условиям на СИП и защищенные провода.

Н - высота надземной части опоры, м;

Н г- средняя высота подвески проводов на опоре, м;

/^П - прогиб вершины стойки опоры поперек ВЛ при загрузке ее до    , м;

М?

М,

/ - горизонтальное перемещение вершины стойки опоры, соответствующее

расчетному изгибающему моменту М_Сг , действующему поперек линии, м (см. таблицу б Приложения).

г*»-* ML

^{г г} м_ст •

,    ,    ^Нг

J 2 ~ 3    »- отклонение центра тяжести проводов (см. рисунок 2);

h - высота надставки, м;

для схем 1,2,3 и 5 (рисунок 2) - h = 0 и допускается принимать f%— f \

- отклонение центра тяжести стойки опоры от вертикали;

I - расчетный пролет ВЛ, м;

К - количество проводов, шт. (с учетом проводов ВЛ, ЛС, ЛИВ и ОК);

F_m - площадь проекции надземной части конструкции опоры на плоскость, перпендикулярную ветровому потоку, вычисленная по наружному габариту, м² ; F_Mt - F_em ■¥■ F_HademMK„, для опор без надставки F_M — F_cm , a F_cm - см. таблицу 3 Приложения.

t,j - средний период между отказами В Л, лет;

P_R - вероятность отказов ВЛ;

- вероятность появления предельной климатической нагрузки;

t_x - средний период между появлением предельной климатической нагрузки;

„ №3 - 2014

Руководящие материалы по проектированию электрических сетей

Рь - вероятность появления предельной гололедной нагрузки;

Р_у - вероятность появления предельной ветровой нагрузки;

Pq - вероятность появления предельной гололедно-ветровой нагрузки;

<Х> и Д - параметры распределения климатических нагрузок;

- аэродинамический коэффициент лобового сопротивления стойки, принимаемый по СНиП 2.01.07-85, приложение 4; например, для прямоугольного сечения - С° = 2 Д для круглого сечения -    =    0,8;

Сf - аэродинамический коэффициент лобового сопротивления проводов, принимаемый для всех проводов ВЛ 10 кВ ( в т.ч. покрытых гололедом) равным С., =1,2, для самонесущих изолированных проводов (СИП) на ВЛИ0.38 кВ - Cf ~ 1,1;

£** - коэффициент, учитывающий неравномерность ветрового давления по пролету ВЛ, принимаемый равным:

Ветровое давление, Па До 200 240 280 300 320 360 400 500 580 и более Коэффициент    1,0 0,94 0,88 0,85 0,83 0,8 0,76 0.71 0,7

Промежуточные значения CC_V определяются интерполяцией,

в гололедном режиме этот коэффициент обозначен a _wr и определяется по величине W_r

Р - коэффициент динамичности: для железобетонных опор на

вибрированных стойках - 1,8; для стальных опор -1,5; для деревянных опор* 1,0;

У/ - коэффициент надежности по весовой нагрузке, принимаемый 1,05 - для проводов, тросов, изоляторов и металлических опор и 1,1 - для железобетонных и деревянных опор;

g - 9,81 м/с² - ускорение свободного падения;

V - удельный вес льда, равный 9 мН/см³.

А^сг- расчетный изгибающий момент стойки в сечении на уровне земли, определяемый расчетом или принимаемый в соответствии со стандартом на стойку, Нм. (для железобетонных стоек см. таблицу 3 Приложения);

М_с - расчетный изгибающий момент от веса стойки,веса траверсы,изоляторов,проводов, надставки при отклонении опоры от вертикального положения, Н*м;

М^п - первоначальный предельный изгибающий момент стойки в расчетном сечении (до эксплуатации стоек на ВЛ),Н м;

М^п — 1,2Mqy для вибрированных железобетонных стоек с четырьмя рабочими стержнями арматуры и железобетонных приставок;

М^п == lAMcp для вибрированных железобетонных стоек с шестью и более рабочими стержнями арматуры и для центрифугированных железобетонных стоек;

1

Пример 1 расчета надежности механической части ВЛ 10 кВ

Необходимо определить расчетный период tg отказов на конкретной ВА 10 кВ в ОАО « Липецкэнерго».

Исходные данные:

Климатические параметры Wo=500 Па; Ъэ — 20 мм; Q = 9 Н/м

Параметры ВА

Промежуточные и анкерно-угловые опоры - по серии 3.407.1-143, выпуск 1.

Параметры промежуточной опоры П10-1:

Я = 8,3 м; Н₂= 8,4 м; F_cm = 1,7 м2; С₇ = 885 кг; С₂= 100 кг; С₃ -0.