Требования к опорам лэп: ПУЭ: Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением…

Содержание

Основные технические требования к металлическим опорам освещения

Производство опор освещения базируется на специализированных деталировочных чертежах конструкций из металла, которые в свою очередь основываются на чертежах металлических конструкций (чертежах КМ).

Классификации конструкций уличного освещения.

Существует несколько видов классификации конструкций уличного освещения:

  • В зависимости от используемого материала — лигированная сталь;
  • По предназначению;
  • По способам соединения — при помощи болтов или путем сварки;
  • В зависимости от числа элементов основы — односекционные и многосекционные;
  • С или без стволового шарнира, то есть мобильные или стационарные;
  • С учетом того в какой стадии готовности опоры освещения направляются с завода;
  • По уровню и периоду нагрузки на столб – на постоянной основе, с определенной периодичностью или эпизодически;
  • По уровню агрессивности окружающей среды;
  • В зависимости от формы профиля столба — круглый или многогранник;
  • По способу монтажа основы стоек — на бетонное или металлическое основание, или в грунт.

 

Мобильная опора освещения оправдывает свое название благодаря наличию шарнирного устройства, которое и обеспечивает возможность движения подвижной части столба вдоль неподвижной.

Количество секций опоры освещения определяется исходя из высоты стойки. Если ее высота будет 12 и менее метров, то опора будет односекционной. Если высота стойки превышает 12 метров, то она будет из двух и более секций и отправной будет первая от земли.

Опора освещения по своей форме схожа с усеченной пирамидой (многогранной или круглой по форме профиля) в сечении. Многогранный профиль производится путем сгибания стального листа и фиксацией шва путем сварки.

Каждая осветительная опора должна иметь точку для закрепления болта для заземления.

Монтаж опор под освещение производится двумя способами:

  • столб устанавливается на фундамент опоры и крепится к нему при помощи фланцевого соединения;
  • установка столба производится в отверстие в грунте, которое затем бетонируется.

 

Фундамент опоры освещения под представляет собой железобетонное основание или металлическую конструкцию с анкерными болтами.

При установке столба в обязательном порядке необходимо произвести гидроизоляционную обработку его основания битумным лаком БТ 577 ГОСТ 5631 (в два слоя) или иным покрытием, обеспечивающим не меньшую степень защиты. Поскольку при поставке опоры и фундаменты не укомплектовываются средствами для гидроизоляции отдельно необходимо согласовывать с заказчиком их приобретение и марку.

Все несоответствия фактических размеров конструкции и расположения ее частей номинальным должны быть в пределах норм проектирования, изготовления и монтажа ДБН.2.6-163:2010. В совокупности искривление всех элементов сооружения должно находиться в пределах показателя 0,2% от длины. Еще один немаловажный момент — это правильное расположение отверстий под болты и соответствие их диаметров.

 

Если уровень искривлений некоторых деталей выше допустимого нормативами необходимо исправить это. Прокатная продукция подлежит исправлению на пресс-вальцах без термической обработки путем холодной прокатки. По итогу материале не будет содержать каких-либо повреждений (вмятин или забоин). К способам оборудования отверстий для крепежей с резьбой относятся: пробивание, сверление и комплексный способ — пробивание с рассверливанием до нужного размера.

 

Существуют определенные ограничения для каждого вышеуказанного способа. Так в опорах под освещение путем пробивки могут быть произведены отверстия в следующих случаях:

  • если опора будет устанавливаться и использоваться в регионе с предполагаемой температурой окружающей среды -40 С, а материалами для изготовления ее частей будут углеродистая и низколегированная сталь не толще 20мм;
  • если опора будут монтировать и использовать на территории с температурой ниже -40 С, а материалом для производства ее частей будет углеродистая сталь стандартного качества не толще 12мм или низколегированная сталь не толще 10мм.

 

В остальных случаях оборудование отверстий для болтов осуществляется сверлением.

Материалы, использующиеся для производства опор освещения.

Основные требования, предъявляемые к опорам наружного освещения, регламентированы ДБН В.2.6-163:2010, в том числе и порядок выбора легированной стали для каждого из элементов конструкции, так:

  • сегмент стойки — ГОСТ 27772, 19281 и др.;
  • фланцы, расположенные по длине столба — ГОСТ 27772, 19281 и др.;
  • трубы в блоке основы – ГОСТ 8731, 19281;
  • фланцы в блоке основы — ГОСТ 27772, 19281 и др.;
  • кронштейны — ГОСТ 8731, 19281;

 

Альтернативой вышеуказанным материалам могут служить указанные в рабочей конструкторской документации (РКД).

Проектная документация всегда содержит указание на конкретную маркировку используемой стали, при этом не запрещена согласованная подмена на аналогичные по прочности.

Требования к прокату деталей для осветительных столбов установлены по ГОСТ 30245 и другими.

Требования к сварочным соединениям

Все сварочные работы надлежит производить в соответствии со стандартными технологическими рекомендациями, составляющими основу утвержденных технологических операций.

В ходе работ по соединению частей опор применяется:

  • сварка покрытым металлическим электродом и полуавтоматическая сварка при помощи сварочной проволоки;
  • сварка в углекислом газе, сварочной смеси под флюсом.

 

Главное требование соответствие каждого способа сварки и используемых материалов, в том числе электродов и сварочной проволоки, определенным техническим требованиям, требованиям ГОСТ и ДБН.2.6-163:2010.

 

К правилам относительно внешнего вида сварочных соединений опорной конструкции, относятся:

  • гладкая равномерная поверхность на протяжении всего шва, с плавными переходами к основному материалу;
  • металл, образованный при наплавлении, обязан быть каких-либо дефектов и сколов;
  • допустимая глубина подрезов определяется исходя из толщины стали;
  • не должно быть незаваренных кратеров;
  • параметры катета шва определяются согласно РКД.

Требования к защитной облицовке осветительных опор

Существует два основных типа антикоррозийного слоя опор освещения:

  • при помощи лакокрасочных материалов, утвержденных СНиП 2.03.11-85;
  • путем горячей оцинковки.

 

Основным считается второй тип.

До оцинковки поверхность конструкции и крепежи подлежат обработке, чтобы исключить попадание расплавленного цинка в трещины или “карманы” деталей и соответственно нарушения их качественных характеристик.

Техническое требования опорам освещения по плотности антикоррозийного слоя (не меньше 80мкм) зависит от окружающей среды и условий, при которых будет осуществляться использование столбов, и обязана находиться в рамках соответствующих СНиП и ГОСТ.

Комплектация и маркировочные метки осветительных опор.

В состав комплекта столба освещения производитель обязан положить:

  • заводские элементы металлоконструкции: основная стойка, набор кронштейнов и крепежных деталей в соответствии с крепежной ведомостью;
  • блок основы или его детали для сборки в соответствии с договорной документацией;
  • схему установки;
  • ведомость с указанием комплектации;
  • сертификат, предусмотренный СНиП iii-18-75;
  • иную документацию, указанная в соглашении;
  • руководство по использованию.

 

Каждая отправляемая с завода сборочная единица должна содержать соответствующую чертежам, хорошо читаемую отметку, нанесенную окрашиванием или ударно.

 

Каждый упакованный комплект должен сопровождаться ярлыком, оформленным по ГОСТ 14192 со следующей информацией:

  • указание изготовителя;
  • наименование опорной конструкции;
  • технические характеристики;
  • указание порядкового номера;
  • дату производства;
  • страну-производителя;
  • данные заказа (номер и т.д.).

Подвеска волоконно-оптических линий связи на ВЛ

2.5.178. Волоконно-оптической линией связи на воздушных линиях электропередачи (ВОЛС-ВЛ) называется линия связи, для передачи информации по которой служит оптический кабель (ОК), размещаемый на элементах ВЛ.

2.5.179. Требования 2.5.180 — 2.5.200 распространяются на размещение на ВЛ оптических кабелей следующих типов:

1) ОКГТ — оптический кабель, встроенный в грозозащитный трос;

2) ОКФП — оптический кабель, встроенный в фазный провод;

3) ОКСН — оптический кабель самонесущий неметаллический;

4) ОКНН — оптический кабель неметаллический, прикрепляемый или навиваемый на грозозащитный трос или фазный провод.

2.5.180. Все элементы ВОЛС-ВЛ должны соответствовать условиям работы ВЛ.

2.5.181. Для сооружения конкретной линии связи допускается использование нескольких ВЛ различного напряжения, совпадающих по направлению с ее трассой.

2.5.182. При сооружении вводов ОК на регенерационные пункты и узлы связи энергообъектов на отдельных самостоятельных опорах конструктивное выполнение и требования к параметрам и характеристикам вводов определяются в проекте.

2.5.183. Элементы ВОЛС-ВЛ, включая вводы ОК на регенерационные пункты, узлы связи энергообъектов должны проектироваться на те же климатические условия, что и ВЛ, на которой эта ВОЛС размещается, и соответствовать требованиям 2.5.38 — 2.5.74.

2.5.184. Оптические кабели, размещаемые на элементах ВЛ, должны удовлетворять требованиям:

1) механической прочности;

2) термической стойкости;

3) стойкости к воздействию грозовых перенапряжений;

4) обеспечения нагрузок на оптические волокна, не превышающих допускаемые;

5) стойкости к воздействию электрического поля.

2.5.185. Механический расчет ОКГТ, ОКФП, ОКСН должен производиться на расчетные нагрузки по методу допускаемых напряжений с учетом вытяжки кабелей и допустимых нагрузок на оптическое волокно.

2.5.186. Механический расчет грозозащитного троса или фазного провода, на которых размещается ОКНН, должен производиться с учетом дополнительных весовых и ветровых нагрузок от ОК во всех режимах, указанных в 2.5.71 — 2.5.74. 2.5.187. Механический расчет ОК всех типов следует выполнять для исходных условий по 2.5.71 — 2.5.74.

Значения физико-механических параметров, необходимых для механического расчета ОК, и данные по вытяжке должны приниматься по техническим условиям на ОК или по данным изготовителей кабелей.

2.5.188. Оптические кабели должны быть защищены от вибрации в соответствии с условиями их подвески и требованиями изготовителя ОК.

2.5.189. При подвеске на ВЛ ОКГТ и ОКФП их расположение должно удовлетворять требованиям 2.5.86 — 2.5.96 и 2.5.121. 2.5.190. Независимо от напряжения ВЛ ОКГТ должен, как правило, быть заземлен на каждой опоре. Сопротивление заземляющих устройств опор, на которых подвешен ОКГТ, должно соответствовать табл. 2.5.19. Допускается увеличение этих сопротивлений при обеспечении термической стойкости ОК. При наличии плавки гололеда на грозозащитных тросах допускается изолированное крепление ОКГТ при условии, что стойкость оптических волокон по температурному режиму удовлетворяет условиям работы в режиме плавки гололеда и режиму протекания токов на этом участке (см. также 2.5.192, 2.5.193, 2.5.195).

2.5.191. Необходимость заземления (или возможность изолированной подвески) троса, на котором подвешен ОКНН, обосновывается в проекте.

2.5.192. Оптические кабели ОКГТ, ОКФП и ОКНН должны быть проверены на работоспособность по температурному режиму при протекании максимального полного тока КЗ, определяемого с учетом времени срабатывания резервных защит, дальнего резервирования, действия УРОВ и АПВ и полного времени отключения выключателей. Допускается не учитывать дальнее резервирование.

2.5.193. Оптические кабели ОКФП и ОКНН (при подвеске его на фазном проводе) следует проверять на работоспособность по температурному режиму при температурах провода, возникающих при его нагреве наибольшим рабочим током линии.

2.5.194. Напряженность электрического поля в точке подвеса ОКСН должна рассчитываться с учетом реального расположения кабеля, транспозиции фаз ВЛ, вероятности отключения одной цепи в случае двухцепной ВЛ, а также конструкции зажима (протектора).

2.5.195. Оптический кабель типа ОКНН следует проверять:

1) при подвеске его на фазном проводе — на стойкость при воздействии электрического поля проводов;

2) при подвеске его на грозозащитном тросе — на стойкость к воздействию электрического напряжения, наведенного на тросе, и прямых ударов молнии в трос.

2.5.196. Токи КЗ, на которые производится проверка ОК (ОКГТ ОКФП, ОКНН) на термическую стойкость, должны определяться с учетом перспективы развития энергосистемы.

2.5.197. Место крепления ОКСН на опоре с учетом его вытяжки в процессе эксплуатации определяется, исходя из условий:

1) стойкости оболочки к воздействию электрического поля;

2) обеспечения наименьшего расстояния до поверхности земли не менее 5 м независимо от напряжения ВЛ и вида местности;

3) обеспечения расстояний от ОКСН до фазных проводов на опоре не менее 0,6 м для ВЛ до 35 кВ; 1 м — 110 кВ; 1,5 м — 150 кВ; 2 м — 220 кВ; 2,5 м — 330 кВ; 3,5 м — 500 кВ; 5 м — 750 кВ при отсутствии гололеда и ветра.

С учетом указанных условий ОКСН может размещаться как выше фазных проводов, так и между фазами или ниже фазных проводов.

2.5.198. При креплении ОКНН к фазному проводу должны быть обеспечены следующие наименьшие расстояния от провода с прикрепленным или навитым ОК:

1) до конструкции опоры при отклонении от воздействия ветра в соответствии с табл. 2.5.17;

2.5.199. При подвеске на ВЛ ОК любого типа должна быть выполнена проверка опор и их закреплений в грунте с учетом дополнительных нагрузок, возникающих при этом.

2.5.200. Соединение строительных длин ОК выполняется в специальных соединительных муфтах, которые рекомендуется размещать на анкерных опорах.

Высота расположения соединительных муфт на опорах ВЛ должна быть не менее 5 м от основания опоры.

К опорам ВЛ, на которых размещаются соединительные муфты ОК, должен быть обеспечен в любое время года подъезд транспортных средств со сварочным и измерительным оборудованием.

На опорах ВЛ при размещении на них муфт ОК дополнительно к 2.5.23 должны быть нанесены следующие постоянные знаки:

условное обозначение ВОЛС;

номер соединительной муфты.

 

Монтаж опоры ЛЭП

Строительство линий электропередач

Линии электропередач (ЛЭП) являются традиционным средством передачи электроэнергии на большие расстояния. Их устройство осуществляется в строгом соответствии с подготовленным проектом, который разрабатывается на основе актуальных требований «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ).

Разработка проектной документации в нашей компании сопровождается комплексным проведением всех необходимых согласований — проходит сдача объекта надзорным и контролирующим органам.

Для непосредственного электроснабжения потребителей специалисты нашей компании проектируют воздушные или кабельные ЛЭП напряжением от 0,4 кВ до 10 кВ включительно. В настоящее время наиболее широкое распространение получили воздушные линии электропередач. Это объясняется их меньшей стоимостью по сравнению с кабельными линиями и меньшими затратами при эксплуатации, техническом обслуживании и ремонте.

Воздушной линией электропередачи называют устройство для передачи или распределения электроэнергии по проводам, находящимся на открытом воздухе и прикрепленным при помощи траверс (кронштейнов), изоляторов и арматуры к опорам или инженерным сооружениям.

Проект, по которому выполняется установка столбов ЛЭП и монтаж линий электропередач, учитывает тип линии, а также дальнейшие условия эксплуатации. Для каждой группы линий электропередач установлены технические требования их устройства. В соответствии с этими факторами выбирается конкретный тип опор ЛЭП.

Наибольшее распространение получили опоры ЛЭП СВ из железобетона. Это связано с их повышенной надежностью и низкой подверженностью влиянию различных неблагоприятных погодных условий. 

Так же смотрите: Проектирование и прокладка кабельных линий электропередач

Установка опор ЛЭП

Железобетонные опоры ЛЭП (опоры воздушных линий электропередач), являются самым важным элементом линий электропередач и представляют собой изделия, с помощью которых удерживаются провода на установленном расстоянии от поверхности земли и между собой. Они позволяют удерживать на требуемой высоте различные элементы линий электропередач, которые необходимы для их функционирования: провода, изоляторы, линейную арматуру.

Монтаж опор линий передач – это процесс, предполагающий воздушную прокладку электрических сетей между трансформаторными подстанциями, а также между потребителями электропитания. Монтаж опор ЛЭП ведется по технологическим картам, в которых указан порядок выполнения работ, количество рабочих и перечислены необходимые вспомогательные технические устройства.

Поскольку железобетонные столбы обладают немалым весом, при их установке следует принимать во внимание особенности почвы. Устанавливаются опоры СВ прямо в грунт, в скважину или в специально сделанный фундамент, имеющий состав, подобный составу самих изделий. Все это определяется перед началом работ, исходя из существующих норм, и согласовывается с заказчиком.

Наша компания специализируется на установке опор СВ 95, 105, 110, изготовленных из железобетона. Характерными особенностями таких опор являются высокие прочностные показатели, устойчивость к экстремальным перепадам температур и надежность в любых климатических условиях (стойки СВ рассчитаны на работу при наружной температуре до -65°С). Изготавливаются в строгом соответствии с требованиями ТУ и ГОСТ. Кроме того, Ж/Б конструкции не поддаются коррозии, а их эксплуатационный ресурс превышает 50 лет.

Опоры СВ (стойки СВ) широко применяется для построения воздушных ЛЭП, обладают закладными изделиями для крепежа конструкций и для присоединения деталей заземления. Предназначены для опор промежуточного и анкерно-углового вида для подвески группы проводов воздушных линий электропередач, также могут использоваться как опоры освещения.

 

Промышленно-строительная группа «Сибстройсервис» выполнит полный цикл работ по строительству воздушных линий электропередач: разработку и согласование проектов, бурение скважин, установку столбов ЛЭП и подключение к сетям линий электропередач.

По всем вопросам, связанным с проектированием и проведением электромонтажных работ, обращайтесь по телефону: (383) 299-06-05

Узлы и детали соединений заземляющих проводников на опорах ВЛ 0,38-35 кВ

СЕРИЯ 5.407-146 УЗЛЫ И ДЕТАЛИ

СОЕДИНЕНИЙ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ ПРОВОДНИКОВ НА ОПОРАХ ВЛ 0.38-35кВ
ВЫПУСК I
УКАЗАНИЯ ПО ПРИМЕНЕНИЮ И РАБОЧИЕ ЧЕРТЕЖИ

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ


1.1. «Узлы и детали соединений заземляющих проводников на опорах ВЛ 0,38-35 кВ» разработаны на основании договора с Уральский институтом типового проектирования Госстроя СССР с 30.01.91 № 1315, задания на выполнение вышеназванных узлов и деталей, выданного и утвержденного 01.02.91 Главэлектросетью Минэнерго СССР, согласованного 31.01.91 Уральским институтом типового проектирования Госстроя СССР.
1.2. Узлы и детали соединений заземляющих проводников разработаны в дополнение к типовой серии 3.407-150 «Заземляющие устройства опор воздушных линий электропередачи напряженней 0,38; 6-20 и 35 кВ» введенной в действие в 1987 году.
Разработка узлов и деталей соединений заземляющих проводников вызвана также отменой действия «Инструкции по устройству заземления и зануления в электроустановках» (СН 102-76) Госстроя СССР, ряд положений которой, необходимых для руководства при выполнении заземляющих устройств опор ВЛ 0,38-35 кВ, не вошли в состав действующих нормативных документов.
1.3. Разработанная серия типовых узлов и деталей состоит пэ двух выпусков.
В выпуске I представлены чертежи узлов и деталей, технические требования и указания по выполнению соединений заземляющих проводников, а в выпуске 2 — приемы и методы труда электромонтажников, рациональная организация их рабочих мест при монтаже заземлений металлических элементов опор ВЛ и электрооборудования, устанавливаемого на опорах ВЛ и подлежащего заземлению.

 

2. НАЗНАЧЕНИЕ


Приведенные в выпуске I узлы и детали соединение заземляющих проводников предназначаются для использования при проектировании к монтаже заземлений металлических элементов опор ВЛ и электрооборудования, устанавливаемого на опорах ВЛ и подлежащего заземлению.

 

3. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ И УКАЗАНИЯ

3.1. Требования и указания, приведенные в выпуске I, являются обязательными при разработке типовых и повторно применяемых конструкций опор ВЛ 0,38-35 кВ, проектов на строительство конкретных ВЛ, а также при производстве работ по монтажу заземляющих устройств опор ВЛ 0,38-35 кВ.
3.2. При проектировании и монтажа заземляющих устройств опор ВЛ 0,38-35 кВ кроме требований настоящей работы должны соблюдаться соответствующие требования СНиП-3.05.06-85 «Электротехнические устройства», «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ-85) и других нормативных документов, указанных в перечне основных нормативных документов.
3.3. К частям, подлежащий заземлению или занулению, относится:
3.3.1. Электрооборудование, установленное на опорах воздушных линий электропередачи:
разъединители и приводы к ним;
корпуса светильников уличного освещения;
корпуса щитков и шкафов;
металлические оболочки и броня кабелей;
корпуса концевых кабелей муфт;
разрядники.
Присоединение разрядников к заземлителю должно выполняться самостоятельным заземляющим спуском, отдельным от спуска, к которому присоединяются металлическая оболочка и броня кабеля, корпус концевой кабельной муфты, а также металлические элементы опор, подлежащие в соответствии с требованиями ПУЭ заземлению. На железобетонных опорах анкерного типа ВЛ 0,38-10 кВ для этих целей следует использовать арматуру основной стойки и стойки подкоса.
3.3.2. Все металлоконструкции, крюки и штыри железобетонных опор ВЛ 0,38 кВ, имеющих заземляющие устройства /заземлители/, должны быть заземлены.
Стальные крюки, штыри и др. металлоконструкции деревянных опор ВЛ 0,38 кВ подлежат заземлению на опорах, на которых выполняется:
защита от атмосферных перенапряжений,
повторное заземление нулевого провода,
ответвление к вводу,
пересечение с ВЛ напряжением ваше 1 кВ,
совместная подвеска проводов ВЛ 0,38 кВ с проводами ВЛ 10 кВ — глава 2.4 ПУЭ;
установка электрооборудования — глава 1.7 ПУЭ.
При отсутствии заземляющих устройств все металлоконструкции, крюки и штыри железобетонных опор ВЛ 0,38 кВ подлежат защитному занулению, т.e. должны быть присоединены к нулевому проводу ВЛ 0,38 кВ; на деревянных опорах в этих случаях выполнять защитное зануление не требуется.
3.3.3. Все металлоконструкции железобетонных опор, металлические опоры, а также электрооборудование (разрядники, разъединители, кабельные муфты и др.), установленное на деревянных опорах ВЛ 6-35 кВ должны быть заземлены.
Стальные крюки, штыри и др. металлоконструкции деревянных опор ВЛ 6-10 кВ подлежат заземления на опорах, на которых выполняется:
установка грозозащитных устройств — глава 4.2 ПУЭ;
установка электроаппаратов (разъединителей).;
кабельных муфт — глава 1.7, глава 2.5 и глава 4.2 ПУЭ;
пересечения с ВЛ 0,38 кВ с линиями связи и ПВ, с установкой разрядников и искровых промежутков — глава 2.4 и глава 2.5 ПУЭ;
проектирование и строительство ВЛ в районах с УП степенью загрязненности атмосферы — для предотвращения возгорания древесины (глава 1.9 ПУЭ седьмого издания).
Стальные крюки и штыри деревянных опор ВЛ 6-10 кВ, проходящих в районах с 1У-У1 степенью загрязненности атмосферы подлежат шунтированию, без их заземления (глава 1.9 ПУЭ седьмого издания).
3.3.4. Арматура железобетонных стоек опор, а также стальные оттяжки железобетонных опор ВЛ 0,38-85 кВ следует использовать в качестве заземляющих спусков, присоединяемых к заземлителю.
3.4. Каждый элемент электроустановки, подлежащий заземлению или занулению, должен бить присоединен к спускам заземления или зануления при помощи отдельного ответвления. Последовательное присоединение заземляемых или зануляемых частей и элементов к заземляющему или нулевому проводнику (спуску) не допускается.
3.5. Под один заземляющий болт в спуске заземления (зануления) разрешается присоединять только один проводник ответвления.
3.6. Заземляющие и нулевые защитные проводники, а так же заземляющие спуски на опорах ВЛ 0,88-35 кВ должны иметь размеры не менее приведенных в табл. 1.

ГОСТ Р 51177-98 Арматура линейная. Общие технические условия

ГОСТ Р 51177-98

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

АРМАТУРА ЛИНЕЙНАЯ

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ

ГОССТАНДАРТ РОССИИ
Москва

Предисловие

1. РАЗРАБОТАН и внесен Московским специальным конструкторско-технологическим бюро Акционерного общества «Производственное объединение Электросетьизоляция» (МСКТБ АО «ПО Электросетьизоляция»)

2. ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Госстандарта России от 18 июня 1998 г. № 249

3. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Содержание

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

2. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

3. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

3.1. Общие требования

3.2. Требования к материалам для изготовления арматуры

3.3. Требования к арматуре, изготовленной методом литья

3.4. Требования к арматуре, изготовленной ковкой и штамповкой

3.5. Требования к сборным конструкциям арматуры

3.6. Требования к качеству сварных швов арматуры

3.7. Требования к качеству обработанной поверхности арматуры

3.8. Требования к термической обработке арматуры

3.9. Требования к защите арматуры от коррозии

3.10. Требования к механической прочности арматуры

3.11. Требования к качеству электрического контакта арматуры

3.12. Маркировка и упаковка

3.13. Комплектность поставки

4. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

5. ТРЕБОВАНИЯ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРВДЫ

6. ПОРЯДОК ПОСТАНОВКИ НА ПРОИЗВОДСТВО

7. ПРАВИЛА ПРИЕМКИ

8. МЕТОДЫ ИСПЫТАНИЙ

9. ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ

10. ГАРАНТИИ ИЗГОТОВИТЕЛЯ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

АРМАТУРА ЛИНЕЙНАЯ

Общие технические условия

Overhead line hardware.
General specifications

Дата введения 1999-01-01

Настоящий стандарт распространяется на линейную арматуру, предназначенную для крепления проводов неизолированных для воздушных линий электропередачи (далее — проводов) и канатов (молниезащитных тросов) (далее — канатов) к опорам воздушных линий электропередачи и конструкциям распределительных устройств; соединения, натяжения, поддерживания, ремонта и фиксации проводов на заданном расстоянии; гашения колебаний проводов и канатов, защиты гирлянд изоляторов от действия электрической дуги; создания заданных искровых промежутков и снижения уровня радиопомех; крепления и регулирования оттяжек опор; установки штыревых изоляторов и крепления на них проводов.

Стандарт является обязательным.

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 9.032-74 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Группы, технические требования и обозначения

ГОСТ 9.104-79 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Группы условий эксплуатации

ГОСТ 9.306-85 ЕСЗКС. Покрытия металлические и неметаллические неорганические. Обозначения

ГОСТ 9.307-89 ЕСЗКС. Покрытия цинковые горячие. Общие требования и методы контроля

ГОСТ 9.402-80 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей перед окрашиванием

ГОСТ 12.2.007.0-75 ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности

ГОСТ 15.001-88 Система разработки и постановки продукции на производство. Продукция производственно-технического назначения

ГОСТ 977-88 Отливки стальные. Общие технические условия

ГОСТ 1583-93 Сплавы алюминиевые линейные. Технические условия

ГОСТ 2246-70 Проволока стальная сварочная. Технические условия

ГОСТ 2744-79 Арматура линейная. Правила приемки и методы испытаний

ГОСТ 2789-73 Шероховатость поверхности. Параметры, характеристики и обозначения

ГОСТ 2991-85 Ящики дощатые неразборные для грузов массой до 500 кг. Общие технические условия

ГОСТ 5264-80 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 5631-79 Лак БТ-577 и краска БТ-177. Технические условия

ГОСТ 7505-89 Поковки стальные штампованные. Допуски, припуски и кузнечные напуски

ГОСТ 8479-70 Поковки из конструкционной углеродистой легированной стали. Общие технические условия

ГОСТ 8713-79 Сварка под флюсом. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 9467-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки конструкционных и теплоустойчивых сталей. Типы

ГОСТ 11534-75 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные под острыми и тупыми углами. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 14192-96 Маркировка грузов

ГОСТ 14806-80 Дуговая сварка алюминия и алюминиевых сплавов в инертных газах. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 15140-78 Материалы лакокрасочные. Методы определения адгезии

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

ГОСТ 15543-70 Изделия электротехнические. Исполнения для различных климатических районов. Общие технические требования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 17711-93 Сплавы медно-цинковые (латуни) литейные. Марки

ГОСТ 18620-86 Изделия электротехнические. Маркировка

ГОСТ 25346-89 Основные нормы взаимозаменяемости ЕСДП. Общие положения, ряды допусков и основных отклонений

ГОСТ 25347-82 Основные нормы взаимозаменяемости ЕСДП. Поля допусков и рекомендуемые посадки

ГОСТ 26645-85 Отливки из металлов и сплавов. Допуски размеров, массы и припуски на механическую обработку

3.1. Общие требования

3.1.1. Арматура должна изготовляться в соответствии с требованиями настоящего стандарта, стандартов или технических условий на конкретные изделия линейной арматуры по рабочим чертежам, утвержденным в установленном порядке.

3.1.2. Основные размеры должны быть указаны в стандартах или технических условиях на конкретные изделия линейной арматуры.

3.1.3. При отсутствии требований в рабочих чертежах предельные отклонения размеров: отверстий … Н16, валов … h26 (до 1250 мм) и h25 (св. 1250 до 3150 мм), остальные … ±  по ГОСТ 25346 и ГОСТ 25347.

3.1.4. Арматура должна изготовляться в климатическом исполнении УХЛ, категории 1 по ГОСТ 15150.

Номинальные значения климатических факторов — по ГОСТ 15543 и ГОСТ 15150.

3.1.5. Применяемость с проводами, канатами и изоляторами должна устанавливаться стандартами или техническими условиями на конкретные изделия линейной арматуры и рабочими чертежами.

3.1.6. Арматура должна монтироваться с применением стандартных инструментов и приспособлений.

3.1.7. Конструкции шарнирных соединений должны обеспечивать свободные перемещения соединяемых деталей относительно друг друга и исключать возможность самопроизвольного их расцепления в условиях эксплуатации.

3.1.8. Конструкция арматуры должна исключать возможность накопления на ней влаги при эксплуатации.

3.1.9. Конструкция и материалы арматуры должны обеспечивать минимальные потери от перемагничивания и вихревых токов.

3.1.10. Срок службы арматуры — не менее 25 лет. Фактический срок службы не ограничивается указанным, а определяется техническим состоянием арматуры и, в частности, состоянием защитного покрытия.

Арматура ремонту не подлежит.

3.2. Требования к материалам для изготовления арматуры

3.2.1. Материалы должны соответствовать указанным в стандартах, технических условиях и рабочих чертежах на конкретные изделия линейной арматуры.

3.2.2 Детали арматуры, обеспечивающие токоведущие соединения, должны изготовляться из цветных металлов.

Детали арматуры, обеспечивающие нетоковедущее соединение, должны изготавливаться из цветных металлов или черных металлов, имеющих защитное металлическое покрытие, а также других неметаллических материалов. Должно быть исключено образование электрических пар у сопрягаемых деталей.

3.3. Требования к арматуре, изготовленной методом литья

3.3.1. Общие требования к отливкам из чугуна, стали и алюминия

3.3.1.1. Разностенность и перекос отливок — в пределах допусков 11Т класса точности по ГОСТ 26645.

3.3.1.2. Поверхность отливок должна быть чистой. Следы литниковой системы, заливы, наросты и ужимины должны быть зачищены.

3.3.1.3. Отливки должны быть без рыхлот, трещин, усадочных, песчаных и газовых раковин, снижающих эксплуатационные свойства.

3.3.1.4. На поверхности отливок не допускаются:

— вскипы глубиной более 1 мм. Общая площадь вскипов глубиной до 1 мм не должна быть более 2 % суммарной площади поверхности отливки;

— раковины глубиной более 1 мм и диаметром более 3 мм. Раковин глубиной до 1 мм и диаметром до 3 мм не должно быть более 4 шт. на 1 см2 и не более 10 шт. на отливке;

— раковины глубиной более 2 мм на внутренней поверхности отливки из высокопрочного чугуна в месте подвода питателя;

— раковины глубиной более 3 мм и диаметром более 5 мм. Раковин глубиной до 3 мм и диаметром до 5 мм не должно быть более 4 шт., сосредоточенных в одном месте и влияющих на механическую прочность отливок из серого чугуна;

— ужимины глубиной более 1 мм и длиной более 30 мм на отливках массой до 1 кг. Ужимин глубиной до 1 мм и длиной до 30 мм на отливке массой до 1 кг не должно быть более 1 шт.;

— ужимины глубиной более 1 мм и длиной более 50 мм на отливках массой более 1 кг. Ужимин глубиной до 1 мм и длиной до 50 мм на отливке массой более 1 кг не должно быть более 2 шт.;

— наросты высотой более 2 мм на поверхностях, не сопрягаемых с другими деталями и не соприкасающихся с проводом или канатом;

— наросты на сопрягаемых поверхностях шарнирно соединяемых деталей и поверхностях, соприкасающихся с проводом или канатом;

— выломы глубиной более 2 мм.

3.3.1.5. В месте расположения питателя на отливках высота технологической площадки не должна быть более 2,5 мм. При отсутствии технологической площадки остатки питателя не должны быть высотой более 2 мм.

3.3.2. Отливки из чугуна

3.3.2.1. Марки чугунов, применяемых для изготовления отливок, — по техническим условиям и рабочим чертежам.

3.3.2.2. Припуски на механическую обработку и допускаемые отклонения по размерам и массе отливок должны соответствовать 11Т классу точности по ГОСТ 26645

3.3.3. Отливки из стали

3.3.3.1. Отливки должны изготавливаться в соответствии с требованиями ГОСТ 977 и рабочих чертежей.

3.3.3.2. Припуски на механическую обработку и допускаемые отклонения по размерам и массе отливок должны соответствовать требованиям ГОСТ 26645, но не ниже 9-го класса точности.

3.3.3.3. Отливки должны подвергаться термической обработке, обеспечивающей необходимые механические свойства в соответствии с требованиями рабочих чертежей.

3.3.4. Отливки из цветных металлов

3.3.4.1. Отливки из цветных металлов должны изготавливаться в соответствии с требованиями ГОСТ 17711, ГОСТ 1583, технических условий и рабочих чертежей.

3.3.4.2. Раковины глубиной более 2 мм и диаметром более 5 мм не допускаются.

3.3.4.3. На контактных поверхностях отливок раковины и утяжины не допускаются.

3.3.4.4. На неконтактных поверхностях отливок не допускаются утяжины длиной более 20 мм и глубиной более 0,5 мм, на ребрах жесткости — глубиной более 2 мм.

3.3.4.5. Вид термической обработки отливок из алюминиевых сплавов — по ГОСТ 1583.

3.3.4.6. Точность изготовления отливок должна соответствовать:

— при литье в песчаные формы — 11Т классу по ГОСТ 26645;

— при литье в кокиль — 9-му классу точности по ГОСТ 26645.

3.4. Требования к арматуре, изготовленной ковкой и штамповкой

3.4.1. Детали арматуры, изготовленные свободной ковкой и горячей штамповкой, должны соответствовать требованиям ГОСТ 8479 и рабочим чертежам. Не указанные в чертежах допуски размеров, штамповочные уклоны, переходные радиусы, следы смещения штампов, величина заусенцев должны соответствовать 2-му классу точности изготовления штамповок по ГОСТ 7505.

3.4.2. На сопрягаемых поверхностях деталей шарнирных соединений не допускаются вмятины, забоины и следы смещения штампов размером более 0,5 мм.

3.4.3. Группа поковки, категория прочности и вид термообработки должны быть указаны в рабочих чертежах.

3.5. Требования к сборным конструкциям арматуры

Сборка должна производиться из деталей и узлов, изготовленных по требованию рабочей документации и настоящего стандарта и не имеющих заусениц, загрязнений и ржавчины.

После сборки изделия должны удовлетворять требованиям конкретных стандартов или технических условий и рабочей документации.

3.6. Требования к качеству сварных швов арматуры

3.6.1. Сварка должна производиться по технологическому процессу предприятия-изготовителя, устанавливающему последовательность сборочно-сварочных работ, способы сварки, порядок наложения швов и режимы сварки.

3.6.2. Размеры и форма сварного шва должны соответствовать ГОСТ 5264, ГОСТ 8713 и ГОСТ 11534.

Типы швов сварных соединений из алюминия и алюминиевых сплавов должны соответствовать требованиям ГОСТ 14806, при плазменной сварке — в соответствии с чертежом.

3.6.3. Сварка должна выполняться электродами по ГОСТ 9467, сварочной проволокой по ГОСТ 2246 и рабочей документации.

3.6.4. Сварные швы и поверхности свариваемых элементов должны быть очищены от шлака, брызг и окалины.

3.6.5. Внешний вид сварных швов должен соответствовать следующим требованиям:

— иметь гладкую или мелкочешуйчатую поверхность (без наплывов, прожогов, сужений и перерывов) и плавный переход к основному металлу;

— наплавленный металл должен быть плотным по всей длине шва и не иметь трещин;

— все кратеры должны быть заварены.

3.6.6. Прихватка перед сваркой и сварка должны производиться одними и теми же сварочными материалами.

Требования к качеству прихваток — по 3.6.5.

3.6.7. Исправление дефектных мест в сварных швах должно производиться заваркой, с предварительным удалением наплавленного металла до основного.

3.6.8. На сварных конструкциях должно быть поставлено клеймо сварщика способом, обеспечивающим его сохранность на срок эксплуатации изделия. Для мелких изделий допускается данные о квалификации указывать в сопроводительной документации.

3.7. Требования к качеству обработанной поверхности арматуры

3.7.1. Острые кромки на деталях должны быть притуплены.

3.7.2. Параметры шероховатости обработанных поверхностей должны соответствовать рабочим чертежам и требованиям ГОСТ 2789.

3.7.3. Разностенность стальных деталей соединительных зажимов, анкеров натяжных зажимов и зажимов для стальных канатов, длина прессуемого участка которых до 260 мм, не должна быть более 1 мм; для тех же изделий, длина прессуемого участка которых св. 260 мм, — не более 1,5 мм.

3.7.4. Разностенность корпусов зажимов, изготовленных из труб цветного металла, должна быть в пределах допусков, указанных в технических условиях на трубы.

3.7.5. Кривизна (стрела прогиба) корпусов соединительных и натяжных зажимов прессуемого типа не должна превышать 3 мм на 1 м длины.

3.7.6. Смещение центров отверстий, расположенных на одной оси в двойных проушинах, по отношению друг к другу не должно быть более 1 мм.

3.8. Требования к термической обработке арматуры

3.8.1. Режим термической обработки должен обеспечивать требуемую структуру и механические свойства металла, а также указанную на рабочем чертеже глубину термообработки.

3.8.2. Термически обработанные детали не должны иметь деформаций, выходящих за пределы допусков и припусков, окисленной и обезуглероженной поверхности, трещин, расслоения, выкрашивания.

3.8.3. После термической обработки детали должны быть очищены от окалины и грязи дробеструйным методом, травлением или иным способом.

3.9. Требования к защите арматуры от коррозии

3.9.1. Металлические покрытия

3.9.1.1. Изделия арматуры, изготовленные из стали, ковкого и высокопрочного чутунов, должны иметь защитные металлические покрытия.

Детали, предназначенные для стопорения разъемных соединений, должны изготовляться из коррозионностойких материалов или материалов, имеющих защитное металлическое покрытие.

3.9.1.2. Нанесение защитных покрытий и дополнительные виды их обработки производят в соответствии с требованиями настоящего стандарта и рабочих чертежей.

Вид и обозначение покрытия — по ГОСТ 9.306.

3.9.1.3. Толщина покрытий в микрометрах должна соответствовать:

а) при горячем цинковании:

— для отливок из ковкого и высокопрочного чугуна — от 60 до 240;

— для остальных деталей — от 60 до 160;

б) при гальваническом цинковании и кадмировании для стальных деталей — не менее 30, а для крепежных деталей и для деталей с резьбой (пальцы, оси и др.) с последующим хроматированием — не менее 12;

в) при диффузионном цинковании (для крепежных деталей и деталей с резьбой) — не менее 45.

3.9.1.4. Внутренние поверхности стальных деталей, предназначенных для монтажа с проводом или канатом методом опрессования, могут не иметь защитного покрытия, если они смазаны бескислотной и бесщелочной смазкой ЗЭС или равноценной по нормативно-технической документации, утвержденной в установленном порядке.

3.9.1.5. Детали арматуры, подвергаемые гальванической оцинковке после механической обработки, должны иметь параметры шероховатости не ниже Rz = 80 по ГОСТ 2789. Шероховатость поверхности арматуры, подвергаемой горячей оцинковке, не ограничивается.

3.9.1.6. Калибрование резьбы после нанесения защитного покрытия не допускается.

Для внутренней резьбы допускается калибрование после горячего цинкования с нанесением защитной смазки при сборке.

3.9.1.7. Требование к внешнему виду покрытия — по ГОСТ 9.307.

3.9.1.8. На поверхностях деталей линейной арматуры, оцинкованных горячим способом, не должно быть сосредоточенных в одном месте неоцинкованных участков в ввде точек или сыпи, наплывов и ряби. Общая площадь неоцинкованных участков, наплывов и ряби для деталей линейной арматуры и арматуры подвесных изоляторов (стержни) не должна быть более 0,5 % площади покрытия.

3.9.1.9. На оцинкованных поверхностях сварных швов допускаются точечные неоцинкованные участки. Общая площадь неоцинкованных участков не должна быть более 3 % площади сварного шва.

3.9.1.10. Неоцинкованные места и участки поверхности деталей с поврежденным покрытием должны быть закрашены краской по ГОСТ 5631 или другой равноценной краской, обеспечивающей коррозионную стойкость.

3.9.2. Лакокрасочные покрытия

3.9.2.1. Требования к качеству поверхности перед нанесением лакокрасочного покрытия — по ГОСТ 9.402.

Лакокрасочные покрытия в части воздействия климатических факторов должны соответствовать условиям эксплуатации ХЛ1 по ГОСТ 9.104, а по внешнему виду — V классу по ГОСТ 9.032 для деталей линейной арматуры.

Вид и марка лакокрасочных материалов должны быть указаны в стандартах, технических условиях и рабочих чертежах на конкретные изделия линейной арматуры.

3.9.2.2. Краска должна наноситься тонким ровным слоем без припусков, пятен и подтеков при температуре окружающего воздуха не ниже плюс 5°С.

3.9.2.3. Адгезия лакокрасочного покрытия должна соответствовать 3-му баллу по ГОСТ 15140.

3.10. Требования к механической прочности арматуры

3.10.1. Для арматуры, воспринимающей нагрузки от проводов или канатов, значения разрушающей нагрузки, прочности заделки, а также схема приложения нагрузки при испытании должны указываться в стандартах, технических условиях или рабочих чертежах на конкретные изделия линейной арматуры.

При этом прочность заделки проводов и канатов в соединительных зажимах в пролете, а также натяжных зажимах должна быть не менее 90 % от разрушающего усилия провода или каната.

3.10.2. Деформация элементов арматуры (деталей) при воздействии нормальных нагрузок не допускается.

3.11. Требования к качеству электрического контакта арматуры

3.11.1. Качество арматуры, обеспечивающей электрический контакт, должно определяться относительным сопротивлением электрического контакта.

3.11.2. Относительное сопротивление электрического контакта новых изделий σо и после нагрева номинальным током σнг должно быть:

— для соединений, выполненных опрессованием и скручиванием в овальных соединительных зажимах

σ оσнг ≤ 0,8;                                                                                             (1)

— болтовых соединений

σ оσнг ≤ 1,0.                                                                                             (2)

3.11.3. Относительное сопротивление электрического контакта после нагрева током, превышающим в 1,5 раза номинальный, σпг должно быть:

— для соединений, выполненных опрессованием и скручиванием в овальных соединительных зажимах

σ пг ≤ 1,0;                                                                                                    (3)

— для болтовых соединений

σ пг ≤ 1,2.                                                                                                    (4)

3.11.4. Относительное сопротивление электрического контакта после термического старения 500 циклами нагрева - охлаждения σц должно быть:

— для соединений, выполненных опрессованием и скручиванием в овальных соединительных зажимах

σ ц ≤ 1,0;                                                                                                     (5)

— для болтовых соединений

σ ц ≤ 1,2.                                                                                                     (6)

В процессе термического старения 500 циклами σц должно удовлетворять неравенству

σ ц (50) — σц (0) ≥ σц (100) — σц (50) …≥ σц (500) — σц (450),                       (7)

где цифры в скобках означают число циклов нагрева — охлаждения, после которых определяют σц

3.11.5. Относительное сопротивление электрического контакта после нагрева током термической стойкости σт должно быть:

— для соединений, выполненных опрессованием и скручиванием в овальных соединительных зажимах

σ т ≤ 1,0;                                                                                                     (8)

— для болтовых соединений

σ т ≤ 1,2.                                                                                                     (9)

3.12. Маркировка и упаковка

3.12.1. Маркировка арматуры должна соответствовать требованиям ГОСТ 18620 и настоящего стандарта.

3.12.2. На видном месте арматуры должны быть нанесены:

— товарный знак предприятия-изготовителя;

— марка или типоразмер арматуры;

— год изготовления (две последние цифры).

Место нанесения маркировки должно быть указано в рабочих чертежах.

Допускается для изделий линейной арматуры, для которых нанесение маркировки на видном месте технологически невыполнимо, для опытных изделий, а также для партий единичного производства маркировку наносить на бирке или упаковке.

3.12.3. Маркировка может быть выполнена любым способом, обеспечивающим ее четкость и долговечность в течение всего периода эксплуатации. Не допускается нанесение маркировки механическим способом в местах, где это может снизить прочность арматуры.

3.12.4. На изделиях из чугуна, отлитых в песчаные формы, должен быть номер плавки.

3.12.5. Транспортная маркировка — по ГОСТ 14192.

3.12.6. Арматура должна быть упакована в деревянные ящики, изготовленные в соответствии с требованиями ГОСТ 2991.

Допускается применение другого вида тары, обеспечивающей сохранность арматуры, а также транспортирование арматуры в контейнерах и автомобилях без упаковки.

3.13. Комплектность поставки

Комплектность поставки линейной арматуры должна устанавливаться стандартами, техническими условиями или рабочими чертежами на конкретные изделия линейной арматуры.

4.1. Общие требования безопасности — по ГОСТ 12.2.007.0.

4.2. Защитная арматура (защитные кольца, экраны) должна обеспечивать снижение радиопомех до уровня допустимого и предотвращать появление видимой короны на элементах изолирующей подвески при максимальном рабочем напряжении воздушной линии электропередачи (ВЛ).

4.3. Видимая электрическая корона на защитной арматуре при наибольшем рабочем напряжении ВЛ не допускается.

5.1. Линейная арматура при хранении, транспортировании и эксплуатации не должна вызывать воздействий на экологическую среду, что могло бы нанести вред здоровью и генетическому фонду человека.

5.2. При эксплуатации арматуры требования к уровню напряженности поля и радиопомех должны предъявляться к изолирующим подвескам, в состав которых входит арматура.

5.3. Отработанную и снятую с эксплуатации линейную арматуру сдают для вторичной переработки.

6.1. Порядок постановки на производство новой (модернизированной) линейной арматуры — по ГОСТ 15.001.

6.2. Постановку на производство линейной арматуры, ранее освоенной на другом предприятии или изготовляемой по лицензии, производят по результатам приемочных испытаний при наличии действующей нормативно-технической и рабочей конструкторской документации, полученной от разработчика (держателя подлинников).

6.3. Приемочные испытания образцов установочной серии проводит приемочная комиссия по ГОСТ 2744 в объеме, согласованном с разработчиком.

6.4. Решение о производстве линейной арматуры принимает приемочная комиссия, в состав которой входят представители заказчика (основного потребителя), разработчика и завода-изготовителя.

Правила приемки арматуры — по ГОСТ 2744.

Методы испытаний арматуры — по ГОСТ 2744.

9.1. Условия транспортирования арматуры в части воздействия климатических факторов внешней среды — по условиям хранения 3, 4, 7 ГОСТ 15150.

9.2. Погрузка и разгрузка защитных экранов должна производиться вручную или с использованием погрузочных средств, не вызывающих повреждения их поверхности (вмятины, царапины и др.), влияющие на их защитные свойства.

9.3. Условия хранения арматуры в части воздействия климатических факторов внешней среды — по условиям хранения 4 ГОСТ 15150.

9.4. Дополнительные требования к транспортированию и хранению линейной арматуры устанавливают в стандартах и технических условиях на продукцию.

10.1. Изготовитель гарантирует соответствие арматуры требованиям настоящего стандарта при соблюдении условий транспортирования, хранения, монтажа и эксплуатации.

10.2. Гарантийный срок эксплуатации линейной арматуры — три года со дня ввода в эксплуатацию.

Ключевые слова : арматура линейная, линии электропередачи воздушные, устройства распределительные, гирлянды

Строительство более качественной опоры электропередачи

Инженеры Управления энергетики Бонневилля Министерства энергетики сократили расходы на модернизацию сети с помощью инновационного программного обеспечения, которое помогло им построить более дешевые, но более прочные опоры для новых высоковольтных линий электропередачи.

Их новые башни прочнее, но используют меньше стали. Они лучше противостоят ветрам и штормам, но их проще и быстрее монтировать. Они настолько прочнее, что для некоторых линий электропередач теперь может потребоваться меньше опор на милю, что снижает их воздействие на окружающую среду и снижает цену, что, в свою очередь, помогает минимизировать затраты для потребителей электроэнергии.

BPA управляет примерно тремя четвертями высоковольтных линий электропередачи на северо-западе Тихого океана и строит новые линии электропередачи для обработки быстро растущего количества энергии ветра.

Инженеры пересмотрели свои проекты башен, когда агентство приступило к планированию новой линии электропередачи МакНэри-Джон Дей, которая сейчас строится среди ветряных электростанций вдоль линии штатов Орегон-Вашингтон. Они искали способы изменить углы или переместить распорки внутри стальных профилей, из которых состоят башни, чтобы для них требовалось меньше стали, но сохранялась их структурная целостность.

«Самая сложная часть конструкции башни — это бесконечное количество конфигураций. Вы можете передвинуть кусок стали в одном месте и столкнуться с проблемами в другом», — говорит менеджер по проектированию конструкций Дэвид О’Клэр. «Это метод проб и ошибок».

Им помогла программа компьютерного проектирования, разработанная Дэвидом Хессе, инженером-строителем BPA и разработчиком программного обеспечения-самоучкой. Его усовершенствованная система анализа и проектирования башен позволяет инженерам оценивать конфигурации башен за один день, на что в противном случае ушли бы недели или месяцы.

Крестообразная форма фундамента этой башни экономит миллионы BPA. Это проще и дешевле в производстве, чем оригинальная конструкция. | Фото предоставлено Управлением энергетики Бонневилля.

Программа анализирует, выдержит ли вышка в наихудших сценариях, таких как ветер со скоростью 100 миль в час и сильный лед, или если вышка рядом с ней выйдет из строя. Он также прогнозирует его стоимость, поэтому инженеры могут сосредоточиться на дизайне с лучшей ценой.

Инженеры разработали одну двухконтурную и три одноконтурных башни BPA, которые можно использовать снова и снова.Они примерно на 20 процентов легче оригиналов, потому что в них используется меньше стали, что также экономит BPA до 300 000 долларов на каждую башню. Они также дешевле в производстве, транспортировке и сборке. Это в сумме дает более 18 миллионов долларов экономии на двух новых линиях электропередачи, которые строит агентство.

Поскольку на милю требуется меньше башен, экономия будет быстро расти и легко сведет на нет затраты на новую конструкцию в размере 80 000 долларов. Например, бригады, которые этим летом начнут строительство нового Central Ferry-Lower Monumental BPA, будут строить на 22 башни меньше.Каждый из них дешевле в производстве, транспортировке и сборке.

Модификация одной детали в самой большой из новых башен — двухконтурной башни с двумя линиями — сэкономит BPA около 250 000 долларов на каждую башню.

«На самом деле сейчас в конструкции больше элементов, но они меньше, и в целом башня весит меньше», — говорит инженер-строитель Хуан Нуньо.

BPA будет использовать эти новые конструкции опор, если будет продвигаться вперед с другими предлагаемыми проектами передачи. В магазине больше сбережений.

Линия электропередачи — обзор

Воздушные зазоры при коммутационных перенапряжениях. Коэффициент риска при коммутационном перенапряжении, как правило, регулируется в пределах 0,01–0,001 раза на переключение. В Китае в соответствующих стандартах требуется, чтобы вероятность пробоя коммутационного перенапряжения на линии 1000 кВ была не выше 0,01 раза в год.

Исследование коммутационных перенапряжений проектов СВН показывает, что длина фронта всех коммутационных импульсов напряжения на линии превышает 1000 мкс.Поэтому расстояние воздушного зазора следует выбирать в соответствии с характеристиками разрядного напряжения, соответствующего коммутационному импульсному напряжению с длинным фронтом в системах сверхвысокого напряжения переменного тока.

а.

Вероятность перекрытия воздушного зазора между центральным фазным проводом и опорой в одноцепной линии 1000 кВ. При длине линии 400 км и пролете 500 м максимальное статистическое коммутационное перенапряжение на линии составляет 1,7 о.е. [2Um/3] и распределяется только на одну пятую часть линии, изолятор центральной фазы имеет V-образную конфигурацию, а изоляторы внешней фазы имеют I-образную конфигурацию.

Общее количество изоляторов Z = 160, Σ f = 0,06 ū = 0,06 ū F , коэффициент вариации переключения перенапряжения составляет Σ 0 / U 0 = 0,08, а длина воздушного зазора 7,2 м; расчетным путем сделан вывод, что вероятность пробоя нескольких изоляторов Pz’ = 0,002, а вероятность пробоя коммутационного перенапряжения на одноцепной линии 1000 кВ равна 0.01 раз в год. В этом случае статистический коэффициент согласования коммутационного перенапряжения (kfs=u¯f/U0) равен 1,27.

б.

Воздушный зазор между опорой и проводами наружных фаз, подвешенными на двутавровых изоляторах одноцепной линии под действием ветровой раскачки. В этом случае статистический коэффициент согласования 50% положительного коммутационного импульса разрядного напряжения воздушного зазора и статистического перенапряжения можно принять равным 1,10.

Если гистограмма частоты скорости ветра регионов, где проложены линии, дана так, как показано на рис.3.46 вероятность перекрытия одиночного воздушного зазора, подверженного ветровому отклонению при коммутационном перенапряжении, можно рассчитать следующим образом.

Рисунок 3.46. Гистограмма частоты скорости ветра.

Если P (0– v 1) представляет собой вероятность пробоя воздушного зазора при одном включении при скорости ветра 0– v 1 , ее можно рассчитать по формуле:

(3.53)P(0−v1)=f(0−v1)Ps(0−v1)

где: P с(0– v 1) – вероятность перекрытия воздушного зазора при скорость ветра 0– v 1 ; f (0– v 1) – повторяемость ветра, попадающая в диапазон 0– v 1 .

(3.54)Ps(0−v1)=12∫0∞F(u)P(u)du

где: F ​​ ( u ) – плотность вероятности коммутационного перенапряжения; P ( u ) – вероятность перекрытия воздушного зазора под напряжением u .

Тогда с учетом влияния ветрового отклонения при различных скоростях ветра, которые могут возникнуть при переключении, вероятность перекрытия воздушного зазора P с определяется как

(3.55)Ps=P(0−v1)+P(v1−v2)+P(v2−v3)+P(v3−v4)+⋯+P(vn−vn+1)

, где: P ( vn vn +1) – вероятность пробоя воздушного зазора при одном включении при скорости ветра Если вероятность перекрытия ниже 0,0001, дальнейшие расчеты не требуются.

Следует отметить, что результаты, рассчитанные только по формуле. (3.55) будет несколько больше.Собственно, при расчете вероятности пробоя следует учитывать и вероятность одновременного возникновения перенапряжения в результате коммутационной операции и ветра; однако эта вероятность довольно низка. Например, в регионе, где расчетная скорость ветра по линии составляет 30 м/с, а расчетная скорость ветра 50 % составляет 15 м/с, при условии, что ветер может возникнуть в течение любого 10-минутного периода, а период повторяемости скорости ветра ( 15 м/с) составляет один год, вероятность того, что одна операция переключения произойдет в течение 10-минутного интервала, в течение которого 14.Диапазон скоростей ветра 8–15 м/с составляет всего 5/(365×1×24×6)=1,1×10 −4 для линий СВН, подвергающихся пяти переключениям в год. С учетом вероятности перекрытия при скорости ветра 14,8–15 м/с, P с(50–52) =2,7×10 −3 , фактическая конечная вероятность пробоя составляет 3×10 −7 . Если скорость ветра выше, маловероятно, что перенапряжение и ветер возникнут одновременно из-за длительного периода повторяемости. Если скорость ветра ниже, перекрытие также маловероятно из-за большого воздушного зазора, хотя период повторения короткий.Несмотря на количество параллельных промежутков, общая вероятность перекрытия остается довольно низкой.

в.

Воздушный зазор между опорой и проводом, подвешенным на двутавровых изоляторах для двухцепной линии под действием ветровой раскачки. В отличие от наружных фазных проводов одноцепной линии расстояние между верхним и средним фазными проводами и средней и нижней траверсами двухцепной линии в безветренных условиях наименьшее. Чтобы быть несколько педантичным, статистический коэффициент согласования 50% положительного коммутационного импульсного разрядного напряжения воздушного зазора (от проводника до траверсы) и статистического перенапряжения также можно принять за 1.27 в безветренную погоду. При расчетной скорости ветра 50 % статистический коэффициент согласования воздушного зазора от трехфазных проводов до корпуса или траверсы опоры можно принять равным 1,1.

Защита от падения при строительстве и обслуживании линий электропередач.

10 сентября 1991 г.

Достопочтенный Слэйд Гортон
Сенат США
Вашингтон, округ Колумбия 20515

Уважаемый сенатор Гортон:

Благодарю Вас за письмо от 5 июля, в котором говорится о проблемах г.Ян Б. Уиллис, президент компании American Line Builders, Inc. Г-н Уиллис утверждает, что Управление по охране труда (OSHA) приняло новую интерпретацию стандарта защиты от падения применительно к строительству и техническому обслуживанию линий электропередач.

Стандарт OSHA, 29 CFR 1926.951(b)(1), который требует, чтобы рабочие, занимающиеся строительством и обслуживанием линий электропередач, были защищены от падений с поднятых рабочих мест, является требованием правил с момента его принятия 17 ноября, 1972.Стандарт OSHA гласит:

.

Нательные ремни с ремнями или стропами следует носить для защиты работников, работающих на возвышенностях на столбах, башнях или других конструкциях, за исключением случаев, когда такое использование создает большую опасность для безопасности работников, и в этом случае должны применяться другие средства защиты.

Определение Агентства о том, что 29 CFR 1926.951 (b) требует защиты от падения для сотрудников, поднимающихся на вышки, а также для сотрудников на рабочих местах, не является «совершенно новой интерпретацией» действующих правил, поскольку они касаются защиты от падения.Позиция OSHA в этом вопросе основана на его понимании намерений Агентства, когда оно обнародовало соответствующий стандарт в 1972 году. Кроме того, позиция OSHA согласуется с решениями Комиссии по рассмотрению вопросов безопасности и гигиены труда (OSHRC) ( Gelco Builders, Inc. , 6 BNA 1104, 1106 (1977)) и Четвертый округ ( Daniel International Corporation против OSHRC , 656 F.2d 925, 932 (1981)), которые постановили, что «работа» включает присутствие в зонах доступа к рабочим местам и обратно.

Кроме того, OSHRC постоянно отклоняет утверждение, выдвинутое совсем недавно в деле Министр труда против Seibel Modern Manufacturing & Welding Corporation (Доклад OSHRC № 88-821, 9 августа 1991 г.), о том, что «отказ OSHA ссылка на определенные условия лишила работодателя уведомления о том, что эти условия были либо опасными, либо нарушающими стандарты OSHA».

Таким образом, тот факт, что подрядчики, работающие с линиями электропередач, в течение многих лет работали без привлечения к ответственности за неспособность защитить сотрудников, занимающихся скалолазанием, от опасностей падения, не освобождает их от привлечения к ответственности за нарушение 29 CFR 1926.951 (б).

28 февраля, вскоре после того, как сотрудник подрядчика Энергетического управления Западной области (WAPA) получил серьезную травму в результате падения с высоты 105 футов с опоры ЛЭП, адмирал Джеймс Д. Уоткинс, секретарь Министерства энергетики, направил меморандум Администратор ВАПА. В этом меморандуме WAPA предписывалось «разработать и внедрить процедуры технического контроля для защиты рабочих вышки в соответствии с 29 CFR 1926.951 (b)». Копия меморандума секретаря Уоткинса прилагается.

В результате меморандума секретаря Уоткинса и рекомендации, выданной OSHA строительной компании Job Line, OSHA работает с WAPA над разработкой процедур и методов, которые обеспечат соблюдение требований стандарта.

Если мы можем быть вам полезны, пожалуйста, свяжитесь с нами.

С уважением,

Джерард Ф. Сканнелл
Помощник секретаря


Правила передачи электроэнергии | Американская ассоциация общественного питания

PDF: Краткий обзор политики электропередачи.

Резюме

Федеральная комиссия по регулированию энергетики (FERC или Комиссия) управляет Федеральным законом об энергетике (FPA), законом, регулирующим систему передачи больших объемов электроэнергии. Поправки, внесенные в FPA Законом об энергетической политике 2005 г. (EPAct05), были направлены на содействие развитию передачи, что позволило бы снизить затраты на электроэнергию, но результаты оказались неутешительными. Со своей стороны, FERC попыталась облегчить надлежащее планирование и развитие передачи посредством ряда приказов, направленных на решение вопросов регионального и межрегионального планирования передачи и распределения затрат, интеграции прерывистой генерации в общую электрическую сеть и применимости правил открытого сезона и открытого доступа. для коммерческих проектов передачи и передачи, построенной для поддержки конкретных проектов генерации.

В то время как FERC регулирует тарифы на передачу электроэнергии и объекты (но не их размещение и строительство), государственные и местные органы власти обычно регулируют систему распределения электроэнергии (сотни тысяч миль низковольтных линий, которые обеспечивают электроэнергией дома и предприятия) и электроэнергетические компании, которые владеют и эксплуатируют эти объекты. Такое разделение полномочий в отношении электрической сети может создать напряженность в сфере регулирования между штатами/населенными пунктами и федеральным правительством, особенно в связи с тем, что федеральное правительство стремится продвигать новые технологии, такие как интеллектуальные сети и распределенные энергетические ресурсы, а также расширять свои полномочия в отношении надежности электрических систем. .

Американская ассоциация общественного питания (APPA) считает, что необходимы новые объекты для передачи больших объемов электроэнергии. Однако ограничения по размещению, неэффективность планирования и распределение затрат (кто платит) являются основными препятствиями для строительства новых выгодных объектов электропередачи. Даже в регионах, где осуществляются значительные инвестиции в передачу, процесс планирования не всегда обеспечивает определение наиболее выгодных и рентабельных проектов. Одна из проблем заключается в том, что заинтересованные стороны часто имеют ограниченные возможности участвовать в процессе планирования многих новых проектов, чтобы гарантировать, что клиенты получат выгоду.FERC также должна быть усердной в принятии и обеспечении соблюдения политики, гарантирующей, что затраты на передачу, оплачиваемые потребителями, являются справедливыми и разумными, как того требует FPA. APPA также считает, что регулирование обширных и чрезвычайно сложных распределительных систем, которыми владеют и управляют около 3000 коммунальных предприятий по всей стране, должно оставаться в ведении правительств штатов и местных органов власти.

Фон

После выработки электроэнергии она обычно проходит по высоковольтным линиям электропередач от генерирующей установки до места, где она будет потребляться.Сеть электропередач в США организована в виде трех «взаимосоединений» — очень больших объемных сетей передачи электроэнергии, которые работают синхронно и которые необходимо тщательно координировать в любой момент, чтобы предотвратить отключения электроэнергии. Это Восточная межсистемная связь (охватывающая восточные две трети США и Канады), Западная межсистемная связь (охватывающая западную часть США и Канады) и Совет по надежности электроснабжения Техаса (ERCOT, охватывающий большую часть, но не весь Техас) . Эти взаимосвязи устанавливают электрические границы.Электроны свободно текут внутри них, но не текут свободно между ними. Есть несколько мест, где соединения соединяются друг с другом, но потоки энергии в этих точках тщательно контролируются. FERC является регулирующим органом, которому поручено контролировать сеть передачи между штатами, используя свои полномочия в соответствии с FPA. Поскольку соединение ERCOT в Техасе полностью внутри штата, FERC не регулирует основные линии электропередачи в ERCOT; скорее, Комиссия по коммунальным предприятиям Техаса обеспечивает этот надзор.

Электричество должно производиться и потребляться в режиме реального времени. Несмотря на то, что технология накопления энергии продолжает совершенствоваться, по-прежнему существуют экономические и технические барьеры для хранения значительных объемов электроэнергии в течение длительного времени. Таким образом, большая часть производства и потребления электроэнергии должна постоянно балансироваться, иначе возможны отключения электроэнергии. Как только электроны перетекают из генерирующего блока в общую энергосистему, их путь, как правило, не может быть продиктован. Электроны следуют по пути «наименьшего сопротивления», то есть они идут туда, где их движение встречает наименьшее сопротивление.Путь наименьшего сопротивления мгновенно определяется законами физики и сложным взаимодействием способности линий передачи перемещать электроны, места генерации и количества электроэнергии, потребляемой домами, фабриками и предприятиями, расположенными в разных точках сетки в этот конкретный момент.

Определенные электроны не могут быть доставлены в определенное место во взаимосвязанной сетке. Например, если коммунальное предприятие «А» покупает электроэнергию у владельца генератора «Б», генератор Б будет поставлять электроэнергию в точку, где электростанция генератора подключается к сети, а коммунальное предприятие А будет получать необходимую ей электроэнергию из другой точки на сетки.Электроны, которые коммунальное предприятие А использует для обеспечения энергией конечных потребителей, вероятно, представляют собой смесь электронов от генератора Б и многих других генераторов, использующих различные виды топлива и технологии. Однако коммунальное предприятие A по-прежнему будет получать электроэнергию, а генератор B по-прежнему будет получать оплату. Проблемы с проводами передачи или перебои в работе нескольких генераторов препятствовали бы возможности коммунального предприятия A получать электроэнергию, даже если генератор B работал бесперебойно. Таким образом, региональная сеть электропередачи похожа на экосистему; на каждого, кто его использует, влияют действия (или отсутствие действий) всех остальных.

Потребители не получают электроэнергию напрямую от системы передачи. Объекты магистральной электропередачи передают электроэнергию в местные распределительные сети. Точно так же, как автомобили, путешествующие по системе автомагистралей между штатами, должны съезжать и двигаться по системе меньших дорог, чтобы добраться до места назначения, системы распределения электроэнергии с более низким напряжением соединяются с системами передачи электроэнергии в своих регионах для доставки электроэнергии конечным потребителям — промышленности. , дома и предприятия.По проводам на самой вершине столбов в жилом микрорайоне электроэнергия распределяется между потребителями (распределительные провода могут проходить и в подземных кабелепроводах). Электроэнергия все чаще вырабатывается на уровне распределения распределенными энергоресурсами (например, солнечными панелями на крышах), увеличивая двусторонние потоки по распределительным проводам. Как упоминалось ранее, эти системы распределения регулируются государственными и местными органами власти.

Действие Конгресса и FERC

В последний раз Конгресс вносил серьезные изменения в FPA в EPAct05.В закон было внесено несколько изменений, в том числе положения о предоставлении дополнительных льгот в отношении скорости передачи сверх базовой нормы прибыли, предоставляемой FERC всем владельцам линий электропередачи. При реализации этих положений FERC тщательно изучает запросы на поощрения скорости передачи, чтобы убедиться, что они необходимы для устранения проектных рисков и проблем, тем самым снижая вероятность ненужного присуждения таких поощрений и связанных с этим дополнительных затрат для потребителей электроэнергии.Однако в марте 2020 года FERC предложила изменить свою политику стимулирования передачи электроэнергии несколькими способами, которые могли бы упростить передающим компаниям, регулируемым FERC, получение выгодных надбавок к базовой норме прибыли. APPA подала обширные комментарии против большинства аспектов предлагаемых изменений правил. Впоследствии FERC выпустила дополнительное предложение, которое резко сократило бы один из наиболее проблемных механизмов поощрительных ставок — возвратный бонус за участие в региональных передающих организациях (RTO) и независимых системных операторах (ISO).Предлагаемые FERC изменения правил стимулирования передачи остаются на рассмотрении агентства.

Еще одной важной особенностью EPAct05 было добавление раздела 217(b)(4) к FPA, который требует от FERC облегчения планирования передачи, отвечающего разумным потребностям электроэнергетических компаний, обслуживающих розничных клиентов.

EPAct05 также учредил новый федеральный орган по резервному размещению, который позволил бы FERC при определенных обстоятельствах вмешиваться в размещение линий электропередачи, если бы штаты не действовали.FERC может использовать это право только в коридорах, установленных Министерством энергетики (DOE) на основе зон скопления в общей сети передачи. В Конгрессе предпринимались попытки отменить это положение с 2005 года, но они потерпели неудачу. Однако судебные решения апелляционных судов США четвертого и девятого округов сделали это право малоприменимым на практике.

После вступления в силу EPAct05 FERC обнародовала ряд правил, направленных на содействие развитию эффективной передачи.В частности, в 2011 году Комиссия издала Приказ № 1000, который требовал от владельцев линий электропередач участия в региональных и межрегиональных процессах планирования электропередач с правилами распределения затрат для определенных запланированных на региональном уровне проектов. Предполагается, что процессы регионального планирования учитывают потребности в передаче, определяемые требованиями государственной и федеральной государственной политики, и допускают участие заинтересованных сторон в планировании. Приказ № 1000 также включал положения, разработанные для того, чтобы позволить несуществующим поставщикам услуг передачи конкурировать за право строить новые проекты передачи.Тем не менее, участники отрасли, в том числе коммунальные предприятия, все чаще выражают озабоченность по поводу реализации Приказа № 1000, ссылаясь на количество проектов, запланированных с исключениями из требований регионального планирования, частое отсутствие значимого участия заинтересованных сторон в процессе планирования. , медленные темпы развития межрегиональной передачи и вопросы об эффективности развития конкурентоспособной передачи в соответствии с Приказом № 1000. FERC созвала техническую конференцию в июне 2016 года для рассмотрения нескольких вопросов, связанных с развитием передачи в связи с Приказом № 1000.1000, но пока не предпринял никаких конкретных действий на основе этой конференции. Однако председатель FERC Ричард Глик указал, что он планирует сделать политику передачи приоритетом, и вполне вероятно, что региональные и межрегиональные процессы планирования передачи, политика присоединения производителей к системе передачи и распределение затрат на новые средства передачи — все вопросы, которые FERC повторно рассмотрит в ближайшем будущем.

Еще одним постоянно важным вопросом политики FERC является подход Комиссии к установлению допустимой рентабельности собственного капитала (ROE), включаемой в тарифы на передачу электроэнергии, основанные на затратах.К сожалению, политика Комиссии по установлению базовой ROE для передающих активов менялась в течение нескольких лет. В марте 2019 года Комиссия выпустила уведомление о расследовании, запрашивая у отрасли комментарии относительно ее текущей политики по установлению базовой ROE, включенной в скорость передачи. В самых последних приказах, устанавливающих ROE, который будет использоваться при установлении тарифов для владельцев передачи в регионе независимых системных операторов Мидконтинента, FERC объявила о дальнейших изменениях в своей политике ROE, хотя еще неизвестно, станет ли это окончательным словом по этому вопросу. .

Демократы в Конгрессе и администрация Байдена считают, что строительство значительного количества новых линий электропередач имеет решающее значение для расширения использования возобновляемой генерации и достижения их климатических целей. Предложение президента Байдена по инфраструктуре, Американский план занятости и бюджетный запрос на 2022 финансовый год (ФГ) включали создание инвестиционного налогового кредита (ИТК) для высоковольтных линий электропередачи. Точно так же в мае сенатор Мартин Хайнрих (D-NM) и представители Стивен Хорсфорд (D-NV) и Сьюзи Ли (D-NV) представили Закон об улучшении инфраструктуры электроэнергетики (S.1016/Х.Р. 2406) для создания ИТЦ для высоковольтных линий электропередач, которые передают электроэнергию, произведенную на шельфе или в сельской местности.

Демократические члены Комитета Палаты представителей по энергетике и торговле также включили несколько положений, направленных на продвижение новой передачи и расширение полномочий FERC на передачу на месте, в HR 1512, Закон о лидерстве в области климата и экологических действиях для будущего нашей нации (ЧИСТОЕ), который был введен в марте 2021 г. В частности, раздел 213 Закона о чистом будущем будет пересматривать и укреплять полномочия FERC по размещению вспомогательных площадок, решая прежние юридические проблемы, препятствовавшие его использованию, и позволит Министерству энергетики назначать приоритетные коридоры передачи не только для уменьшения перегрузки, но и для улучшения интеграции возобновляемые энергетические ресурсы.Кроме того, Закон о чистом будущем потребует от FERC созыва технических конференций для оценки усовершенствований процесса регионального планирования передачи, установленного в соответствии с Приказом № 1000, и рассмотрения вопроса о разработке официального процесса межрегионального планирования передачи. После этих технических конференций FERC потребуется издать правило, обновляющее процесс регионального планирования, и правило, требующее, чтобы поставщики услуг передачи участвовали в формализованном межрегиональном процессе планирования передачи.

Основными областями политики, связанными с передачей инфекции, являются:

Расположение

Государства играют важную роль в размещении новой передачи. Общественное противодействие прокладке новых линий является наиболее серьезным препятствием для строительства необходимой линии электропередач. На федеральных землях большое количество разрешений, необходимых от различных федеральных субъектов, также может привести к очень существенным задержкам. Поскольку судебные решения подрывают ограниченные полномочия федерального правительства по поддержке передачи на месте, оппозиция штата может помешать развитию выгодных проектов передачи.

Рост стоимости передачи

В некоторых регионах, особенно в тех, в которых RTO и ISO контролируют эксплуатацию и планирование системы передачи, стоимость передачи быстро росла за последние несколько лет, создавая значительное бремя для клиентов передачи, включая многие государственные энергетические компании. Несмотря на то, что для многих из этих расходов существуют законные причины, такие как размещение новой возобновляемой генерации и модернизация устаревшей инфраструктуры, APPA считает, что FERC должна быть усердной в принятии и соблюдении политик, обеспечивающих разумные скорости передачи.FERC должна, например, обеспечить, чтобы предлагаемые проекты электропередачи подвергались надлежащей проверке в рамках региональных процессов планирования электропередачи и чтобы утвержденный доход от акционерного капитала, включенный в тарифы на передачу, основанные на затратах, не был чрезмерным. Стимулы должны быть тщательно разработаны для поощрения выгодных инвестиций в передачу и не должны быть больше, чем необходимо для достижения желаемого результата.

Распределение затрат

Кто платит за новую линию электропередачи, также является очень сложным вопросом, так как часто выгоды от включения линий электропередачи в сеть выходят за рамки непосредственных бенефициаров.Это связано с тем, что сетка подобна большой машине, которую в некоторых случаях часто можно улучшить, внося небольшие дополнения и улучшения в одну часть. APPA считает, что должна существовать правдоподобная причина полагать, что выгоды, полученные от регионального проекта передачи, будут примерно соизмеримы с расходами, которые должны быть распределены. Кроме того, при распределении региональных затрат на передачу FERC должна учитывать различия в государственной политике.

Совместная собственность

Некоторые проблемы, связанные с региональным планированием, стоимостью передачи, размещением и распределением затрат, можно было бы решить, если бы новые линии электропередачи находились в совместной собственности с частичной собственностью государственных энергетических компаний, где это возможно.Возможности совместного владения для государственных энергетических компаний в новых проектах по передаче электроэнергии могут помочь гарантировать, что проекты отвечают интересам потребителей, могут помочь сохранить доступные затраты и могут усилить государственную и местную поддержку проектов. Хотя в некоторых районах страны распространена совместная собственность, в других это скорее исключение, чем правило, как правило, из-за сопротивления со стороны действующих владельцев линий электропередач. APPA считает, что FERC должна использовать свои полномочия в соответствии с FPA для поощрения и продвижения совместного владения системами передачи в регионах RTO и не-RTO.

Региональное планирование

Проекты электропередачи, одобренные для регионального распределения затрат, должны быть результатом скоординированного, открытого и прозрачного процесса регионального планирования, как того требует Приказ № 1000 FERC. Такие процессы должны определять: (a) потребность в предлагаемом проекте; (b) ожидаемые выгоды предлагаемого проекта; (c) предполагаемые бенефициары предлагаемого проекта; и (d) сметная стоимость проекта. FERC также должна обеспечить учет потребностей в передаче и планов ресурсов организаций, обслуживающих нагрузку, с обязательствами по обслуживанию розничных клиентов в процессах регионального планирования, как того требует раздел 217(b)(4) FPA.

Трансмиссия для возобновляемых источников энергии

Объекты возобновляемой генерации часто расположены далеко от населенных пунктов, поэтому для доступа к этой генерации необходимы новые и более длинные линии электропередачи. Однако, поскольку ветер дует не всегда и солнце не всегда светит, должны быть доступны другие типы генерации или ресурсы со стороны спроса, чтобы сбалансировать эти прерывистые ресурсы, иначе свет может погаснуть из-за дисбаланса энергии. на сетке. Это делает еще более важным планирование региональных объектов электропередачи на основе фактических планов ресурсов и потребностей предприятий, обслуживающих нагрузку в регионе.

Позиция APPA

Одним из наиболее значительных препятствий на пути строительства необходимой линии передачи по-прежнему является расположение линий. Права на размещение EPAct05 были важным шагом вперед (пока они не были подорваны последующими судебными решениями), и их следует поддерживать, разъяснять и защищать от отмены. Кроме того, чтобы ослабить противодействие местных властей и штатов размещению линий электропередач, в их планирование и владение ими должно быть вовлечено как можно больше региональных заинтересованных сторон в области электроснабжения, включая государственную власть, а региональное планирование электропередач должно быть сосредоточено на планах ресурсов организаций, обслуживающих нагрузку, как Раздел 217 (b) (4) FPA направлен.APPA поддерживает законодательство для реализации этих требований в существующих региональных и межрегиональных процессах планирования передачи. Конгресс также должен поощрять и поддерживать совместное владение передачей и устранять финансовые барьеры для такого владения, такие как ограничения частного использования на освобожденное от налогов финансирование. Кроме того, APPA считает, что регулирование распределительных систем должно оставаться прерогативой исключительно государственных и местных органов власти.

Вибрация и выход из строя систем линий электропередачи при экстремальных условиях нагрузки

Линия электропередачи является жизненно важной инфраструктурой в электрической системе, используемой для передачи электроэнергии от электростанций к потребителям.Основные сети линий электропередачи, такие как проводники и заземляющие провода, поддерживаются стальными решетчатыми опорами, и вся энергетическая система будет нарушена, если опора рухнет.

В последнее время многие опоры линий электропередач рухнули в условиях экстремальных нагрузок, таких как сильный ветер, землетрясения, дождь, ледяные бури и разрыв кабеля, что привело к серьезным перебоям в подаче электроэнергии. Удары землетрясения или разрыва кабеля сильно влияют на амплитуду вибрации опоры ЛЭП.Поэтому необходимо предложить эффективные методы получения вибрационных характеристик и прочностных характеристик опоры ЛЭП, выявляющие механизм ее разрушения. Многие ученые сделали несколько новаторских работ, но все еще существуют некоторые критические вопросы, такие как ударная теория экстремальных нагрузок, механическая модель совместного действия, связанная вибрация башни и линии и т. Д.

Специальный выпуск призывает к высококачественным неопубликованным оригинальным исследованиям и обзорам, целью которых является освещение текущих и новых разработок в области анализа вибрации электрических систем.

Возможные темы включают, но не ограничиваются следующим:

  • Ударные воздействия опоры ЛЭП, подвергшейся обрыву кабеля
  • Анализ ветровой вибрации линий электропередач
  • Расчетная модель экстремальных нагрузок
  • Характеристики распространения экстремального климата
  • Сейсмическая вибрация линий электропередач
  • Точное моделирование мощности башни
  • Новые технологии контроля вибрации
  • Анализ хрупкости линии электропередачи
  • Анализ чувствительности влияющих параметров
  • Сочетание вибрационного эффекта башни и линии
  • Механизм отказа опоры передачи

Линии электропередачи: вопросы, связанные с высоковольтными линиями электропередачи постоянного тока вдоль транспортных полос отчуждения

Электричество занимает центральное место в национальной экономике и повседневной жизни многих американцев, питая дома, предприятия и промышленность.Сегодня обширная система, состоящая из более чем 150 000 миль высоковольтных линий электропередачи, обеспечивает надежное электроснабжение и транспортировку электроэнергии от электростанций к потребителям. Федеральные и государственные органы разделяют ответственность за регулирование системы электроснабжения. На федеральном уровне Федеральная комиссия по регулированию энергетики (FERC) регулирует передачу электроэнергии между штатами и оптовые тарифы, помимо прочего. Государственные комиссии по коммунальным предприятиям, как правило, несут ответственность за регулирование розничных продаж электроэнергии и, в некоторых случаях, за планирование новых электростанций и линий электропередач.Однако, как показали исследования, рост спроса на электроэнергию создал нагрузку на национальную систему электропередач, что привело к меньшей гибкости реагирования на системные проблемы и повышенному риску потенциальных отключений электроэнергии. Эти проблемы заставили некоторых предположить, что могут потребоваться новые линии или другие инвестиции в систему передачи для увеличения пропускной способности и удовлетворения растущего спроса на электроэнергию. Несколько компаний недавно представили предложения по строительству новых высоковольтных линий электропередачи постоянного тока (HVDC).Некоторые из этих предложенных линий будут следовать за действующими транспортными полосами отвода, такими как железные дороги, автомагистрали и трубопроводы. Некоторые заинтересованные стороны выразили обеспокоенность потенциальными экономическими проблемами, проблемами безопасности и охраны, связанными с размещением новых линий электропередачи постоянного тока высокого напряжения вдоль транспортных полос отчуждения, особенно для близлежащих жителей и потребителей электроэнергии. Учитывая эти проблемы, Конгресс включил положение в Реализация рекомендаций Закона о Комиссии по терактам 11 сентября 2007 г., требующее от нас оценить расположение линий электропередачи постоянного тока высокого напряжения вдоль действующих железных дорог и других транспортных полос и сообщить об этом соответствующим комитетам Конгресса.В ответ на это требование и после обсуждений с комитетами мы изучили (1) роль федерального правительства в размещении линий электропередачи постоянного тока высокого напряжения вдоль активных транспортных полос, (2) преимущества и недостатки добавления линий электропередачи и использования технологии постоянного тока высокого напряжения. и (3) выгоды и риски, связанные с размещением линий электропередач постоянного тока высокого напряжения вдоль действующих транспортных полос отчуждения.

Электрическая сеть США подвергается масштабному переходу на подключение к возобновляемым источникам энергии

The U.Электрическая сеть S. является крупнейшей взаимосвязанной машиной на Земле: 200 000 миль высоковольтных линий электропередачи и 5,5 миллионов миль местных распределительных линий, соединяющих тысячи электростанций с фабриками, домами и предприятиями. Национальная инженерная академия считает его величайшим инженерным достижением 20 века. Чего он не может сделать, так это поддержать массовый переход на низкоуглеродную энергетику, которая, как предупреждают ученые, потребуется, чтобы избежать катастрофических последствий изменения климата.

Эксперты говорят, что для сокращения углеродного следа электроэнергетического сектора стране необходимо построить тысячи миль новых линий электропередачи в течение следующих 20 лет, чтобы соединить больше возобновляемых ресурсов с центрами спроса на электроэнергию.Сеть 21-го века также должна будет сбалансировать колеблющиеся потоки энергии от ветровой и солнечной генерации, небольших распределенных источников и подключаемых электромобилей. И он должен быть интерактивным, чтобы клиенты могли управлять своим потреблением электроэнергии.

Переход уже идет, хотя для разных компаний он означает разное. Фирмы, эксплуатирующие линии электропередачи на большие расстояния, такие как независимые системные операторы, которые управляют региональными сетями в Нью-Йорке, Новой Англии и на Среднем Западе, добавляют датчики, фазовращатели и другие устройства, невидимые для тех, кто не является инженером, что дает им гораздо более точные данные. контроль над системой.Улучшенный контроль поможет коммунальным предприятиям добавить больше возобновляемой энергии, что сейчас является проблемой, поскольку ветровая и солнечная энергия являются непостоянными источниками, а операторы сетей не всегда могут быстро реагировать на колебания их мощности.

«Вся энергосистема спроектирована таким образом, чтобы балансировать спрос и предложение каждую секунду, а это означает, что контроль над генераторами действительно важен», — сказал консультант по энергетике Питер Фокс-Пеннер, руководитель The Brattle Group и автор книги «Умная мощность: климат». Изменения, интеллектуальная сеть и будущее электроэнергетики (Island Press, 2010).«Но если у вас есть действительно актуальная информация обо всех потоках в вашей сети, вы можете допустить немного большую изменчивость. Интеллектуальная сеть будет отслеживать все с очень, очень высоким уровнем детализации и реагировать очень быстро, поэтому операторы успеет запустить еще один завод, если скорость ветра упадет или сильное облако снизит выход солнечной энергии».

Такие поставщики, как коммунальные предприятия, поставляющие электроэнергию непосредственно в дома и на предприятия, сосредотачиваются на более заметном элементе интеллектуальной сети: счетчиках.Сегодня сеть передает информацию только в одном направлении — от коммунального предприятия к потребителю — и большинство счетчиков показывают потребление энергии только за текущий расчетный период. Более того, энергетические компании взимают одинаковую плату за каждый потребленный киловатт-час электроэнергии, хотя стоимость производства электроэнергии может резко меняться в течение дня. Поскольку пользователи не видят, сколько энергии они используют или сколько стоит ее генерация в режиме реального времени, у них мало стимулов экономить энергию или переключать свое использование на непиковые часы.

Чтобы решить эту проблему, розничные поставщики электроэнергии устанавливают передовые системы учета (интеллектуальные счетчики, системы беспроводной связи и базы данных для их поддержки). Усовершенствованные счетчики позволяют коммунальным службам показывать клиентам, сколько электроэнергии они используют в разное время суток и сколько стоит эта энергия. С одобрения регулирующих органов энергетические компании также могут использовать повременное ценообразование, взимая плату с клиентов на основе фактической стоимости электроэнергии. Существует множество способов структурирования ценообразования на основе времени: некоторые поставщики взимают больше за определенные промежутки времени, когда спрос обычно высок, например, во второй половине дня в будние дни, в то время как другие резко повышают цены в определенные дни, когда сеть испытывает сильную нагрузку, например, в самые жаркие дни. Дни лета.Но все эти программы направлены на то, чтобы отвлечь потребление от периодов повышенного спроса.

Baltimore Gas and Electric Co. рассчитывает снизить пиковый спрос к 2014 году примерно на 1500 мегаватт, или более чем на 20 процентов от общей пиковой нагрузки. «Это эквивалент новой атомной электростанции за небольшую часть стоимости строительства нового поколения», — сказал Марк Кейс, старший вице-президент по стратегии и вопросам регулирования коммунального предприятия, которое готовится к развертыванию двух миллионов интеллектуальных счетчиков и других устройств. устройств управления энергопотреблением на территории центральной части штата Мэриленд в течение следующих четырех лет и ввести ценообразование на основе времени.

Прошлой осенью BGE получила 200 миллионов долларов в качестве стимулирующих средств от администрации Обамы, часть из 4,3 миллиардов долларов в виде грантов на стимулирование национальных интеллектуальных сетей. Компания рассчитывает потратить в общей сложности около 500 миллионов долларов на программу и проекты, которые сэкономят клиентам BGE более 2,6 миллиарда долларов.

По словам Фокс-Пеннер, основная причина смещения пиковой нагрузки является экономической: она снижает затраты коммунального предприятия на обеспечение электроэнергией в периоды повышенного спроса. Но смещение пиковых нагрузок может также сократить выбросы углерода, хотя воздействие на климат зависит от того, какие электростанции коммунальные предприятия в противном случае задействовали бы для удовлетворения пикового спроса.Кейс сказал, что пиковые сокращения BGE, например, уменьшат потребность в использовании старых и относительно грязных угольных электростанций, устранив значительные выбросы углерода.

Значительная выгода для климата от интеллектуальных счетчиков достигается по мере того, как потребители сокращают потребление электроэнергии в течение года. Исследования, проведенные в США, Канаде и Австралии, показали, что предоставление информации об использовании электроэнергии и затратах в режиме реального времени может снизить потребление энергии, хотя некоторые потребители более восприимчивы, чем другие, к интеллектуальным измерениям и ценообразованию на основе времени.

Производители разрабатывают интеллектуальные термостаты и приборы, которые будут автоматически регулировать энергопотребление в ответ на ценовые сигналы от интеллектуальных счетчиков. Этот подход известен как «цены для устройств». General Electric уже продает водонагреватели, которые могут подключаться к умным счетчикам. Whirlpool планирует произвести один миллион умных сушилок для белья к 2011 году и пообещала, что к 2015 году все ее устройства с электронным управлением будут совместимы с интеллектуальными сетями по всему миру.

Хотя коммунальные предприятия реализуют пилотные проекты интеллектуальных сетей по всей территории США.Южная Америка, включая города Нью-Йорка, Техаса, Флориды, Колорадо и Калифорнии, недавние опросы показывают, что только от 20 до 30 процентов американцев знают, что такое интеллектуальная сеть. Но подавляющее большинство тех, кто слышал об этом, считают, что просмотр данных об энергопотреблении поможет им сэкономить энергию. Подтверждая эти взгляды, исследования показывают, что потребители, которые в режиме реального времени получают информацию о своем потреблении энергии, сокращают свое общее потребление в среднем примерно на пять процентов.

«Когда клиенты получают достаточно данных о том, как их потребление электроэнергии влияет на их счета, они начинают интересоваться», — сказала Эллен Ванко, старший советник Союза обеспокоенных ученых, которая также работала в электроэнергетике.«Вы можете увидеть это с другими покупками — люди будут проезжать мимо трех заправочных станций, чтобы купить бензин на той, которая берет на цент меньше за галлон, потому что они могут видеть цены. Чем больше информации получают клиенты и тем больше у них возможностей действовать. это, тем успешнее будут программы интеллектуального учета».

По мере того, как электромобили начинают проникать на рынок, интеллектуальные счетчики также помогут коммунальным предприятиям управлять растущими потребностями в электроэнергии для зарядки автомобилей дома и на работе. «Одно транспортное средство, заряжающееся от сети 220 вольт, может удвоить пиковое энергопотребление домохозяйства, поэтому очень важно убедиться, что все они не подключаются к сети в 6 часов вечера.м., — сказал Кейс. — Это станет частью пакетов управления домашним энергопотреблением, и мы также, вероятно, сможем прерывать зарядку, если это необходимо для обеспечения надежной работы сети». Северо-западная национальная лаборатория опубликовала исследование, в котором оценивается, что создание полномасштабной интеллектуальной сети в США к 2030 году может сократить ежегодные выбросы углерода в электроэнергетическом секторе примерно на 442 миллиона метрических тонн, примерно на 12 процентов, что эквивалентно выходу из 66 средних угольных электростанций. загорелись электростанции.Интеллектуальная сеть сократит выбросы во многих отношениях, включая подключение большего количества возобновляемых источников энергии и информирование потребителей об их собственном использовании энергии. Частичное развертывание интеллектуальной сети в некоторых районах принесет пропорционально меньшую отдачу.

Некоторые заинтересованные группы проявляют меньший энтузиазм, особенно защитники интересов малоимущих и пожилых потребителей, которые беспокоятся, что усовершенствованные счетчики облегчат отключение потребителей от электричества и что управление домашним энергопотреблением будет слишком сложным для их членов.Например, Американская ассоциация пенсионеров утверждает, что налогоплательщики должны иметь возможность выбирать, переходить ли на динамическое ценообразование, и что пенсионеры, больные и инвалиды могут не иметь возможности перенести потребление энергии на непиковые периоды.

«Недоступная по цене домашняя энергия представляет серьезную и растущую угрозу здоровью и благополучию растущего числа пожилых людей в домохозяйствах с низким и средним уровнем доходов. Для многих из этих домохозяйств высокие и неустойчивые цены на отопления и охлаждения дома и увеличивают вероятность воздействия температур, которые слишком высоки летом и слишком холодны зимой», — сказал Дин Сагар, директор AARP по жилым сообществам.

Сторонники интеллектуальных сетей говорят, что тщательно разработанные пилотные программы и обширные испытания, подкрепленные строгим контролем со стороны комиссий по коммунальным предприятиям, могут свести к минимуму подобные негативные последствия. Более того, они утверждают, что у коммунальных предприятий нет выбора: без более сложной сети, которая может интегрировать низкоуглеродные источники, электроэнергетика не сможет выполнить государственные цели по возобновляемым источникам энергии (которые требуют пятикратного увеличения использования возобновляемой электроэнергии к 2030 году) или разместить большое количество электромобилей.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.