Abschnitt 2. Kanalisation von Elektrizität

Freileitungen mit einer Spannung über 1 kV. Klimabedingungen und Belastungen

Lexikon der Funkelektronik und Elektrotechnik / Regeln für die Installation elektrischer Anlagen (PUE)

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2.5.38. Bei der Berechnung von Freileitungen und ihren Elementen sollten klimatische Bedingungen berücksichtigt werden – Winddruck, Eiswandstärke, Lufttemperatur, Grad aggressiver Umwelteinflüsse, Intensität der Gewitteraktivität, Tanz von Drähten und Kabeln, Vibrationen.

Die Festlegung der Auslegungsbedingungen für Wind und Eis sollte auf der Grundlage der entsprechenden Karten der Klimazonen des Territoriums der Russischen Föderation (Abb. 2.5.1, 2.5.2) erfolgen, gegebenenfalls mit der Verfeinerung von ihre Parameter in Richtung der Zunahme oder Abnahme gemäß regionalen Karten und Materialien von Langzeitbeobachtungen hydrometeorologischer Stationen und meteorologischer Posten, Windgeschwindigkeit, Masse, Größe und Art der Eisfrostablagerungen. In wenig erforschten Gebieten* können zu diesem Zweck spezielle Erhebungen und Beobachtungen organisiert werden.

In Ermangelung regionaler Karten werden die Werte klimatischer Parameter verfeinert, indem die relevanten Daten von Langzeitbeobachtungen gemäß den methodischen Richtlinien (MU) zur Berechnung klimatischer Belastungen auf Freileitungen verarbeitet und regionale Karten mit einer Häufigkeit von 1 erstellt werden Zeit in 25 Jahren.

Grundlage für die Winddruckzoneneinteilung sind die Werte der maximalen Windgeschwindigkeiten mit einem 10-Minuten-Geschwindigkeitsintervall, das in einer Höhe von 10 m mit einer Häufigkeit von 1 Mal in 25 Jahren gemittelt wird. Die Eiszoneneinteilung erfolgt entsprechend der maximalen Wandstärke zylindrischer Eisablagerungen mit einer Dichte von 0,9 g/cm3 auf einem Draht mit einem Durchmesser von 10 mm, der sich in einer Höhe von 10 m über dem Boden befindet, mit einer Häufigkeit von 1 Mal in 25 Jahren.

Die Lufttemperatur wird auf der Grundlage von Daten meteorologischer Stationen unter Berücksichtigung der Bestimmungen der Bauordnungen und -vorschriften sowie der Anweisungen dieser Verordnung ermittelt.

Die Intensität der Gewitteraktivität sollte anhand von Zonenkarten des Territoriums der Russischen Föderation entsprechend der Anzahl der Gewitterstunden pro Jahr (Abb. 2.5.3), regionalen Karten, ggf. unter Verwendung von Daten von Wetterstationen, ermittelt werden die durchschnittliche jährliche Dauer von Gewittern.

Der Grad der aggressiven Umweltauswirkungen wird unter Berücksichtigung der Bestimmungen von SNiPs und Landesnormen bestimmt, die Anforderungen an die Nutzung von Freileitungen enthalten, Kap. 1.9 und Anweisungen dieses Kapitels.

Die Definition von Regionen anhand der Häufigkeit der Wiederholungen und der Intensität des Tanzes von Drähten und Kabeln sollte gemäß der Zonenkarte des Territoriums der Russischen Föderation (Abb. 2.5.4) mit Erläuterung anhand der Betriebsdaten erfolgen.

Je nach Wiederholungshäufigkeit und Intensität des Tanzes von Drähten und Kabeln wird das Territorium der Russischen Föderation in Gebiete mit mäßigem Tanz von Drähten (die Häufigkeit des Tanzes beträgt 1 Mal in 5 Jahren oder weniger) und mit häufigem und intensiver Tanz der Drähte (die Häufigkeit der Wiederholung beträgt mehr als 1 Mal in 5 Jahren).

* Wenig erforschte Gebiete umfassen bergiges Gelände und Gebiete, in denen es nur eine repräsentative meteorologische Station pro 100 km der Freileitung gibt, um die klimatischen Bedingungen zu charakterisieren.

2.5.39. Bei der Bestimmung der klimatischen Bedingungen sollte der Einfluss der Merkmale des Mikroreliefs des Geländes (kleine Hügel und Mulden, hohe Böschungen, Schluchten, Balken usw.) und in Berggebieten auf die Intensität der Vereisung und die Windgeschwindigkeit berücksichtigt werden Merkmale des Mikro- und Mesoreliefs des Geländes (Kämme, Hänge, Plateauflächen, Talböden, Zwischengebirgstäler usw.).

2.5.40. Die Werte der maximalen Winddrücke und Eiswanddicken für Freileitungen werden in einer Höhe von 10 m über dem Boden mit einer Häufigkeit von 1 Mal in 25 Jahren ermittelt (Standardwerte).

Reis. 2.5.1. Karte der Zonierung des Territoriums der Russischen Föderation nach Winddruck

Reis. 2.5.2. Karte der Zonierung des Territoriums der Russischen Föderation nach der Dicke der Eiswand

Reis. 2.5.3. Karte der Zoneneinteilung des Territoriums der Russischen Föderation nach der durchschnittlichen jährlichen Dauer von Gewittern in Stunden

Reis. 2.5.4. Karte der Zoneneinteilung des Territoriums der Russischen Föderation nach Drahttanz

2.5.41. Der Standardwinddruck W0, der einem 10-minütigen Mittelungsintervall der Windgeschwindigkeit (ν0) in einer Höhe von 10 m über der Erdoberfläche entspricht, ist der Tabelle entnommen. 2.5.1 gemäß der Zonenkarte des Territoriums Russlands nach Winddruck (Abb. 2.5.1) oder gemäß regionalen Zonenkarten.

Der bei der Verarbeitung von Wetterdaten ermittelte normative Winddruck sollte auf den nächsthöheren in der Tabelle angegebenen Wert aufgerundet werden. 2.5.1.

Der Winddruck W wird durch die Formel Pa bestimmt

Winddrücke über 1500 Pa sollten auf das nächsthöhere Vielfache von 250 Pa aufgerundet werden.

Für 110-750-kV-Freileitungen sollte der Standardwinddruck mindestens 500 Pa betragen.

Für Freileitungen, die in schwer zugänglichen Gebieten errichtet werden, wird empfohlen, den Winddruck für das entsprechende Gebiet um einen Faktor höher anzusetzen, als der für die jeweilige Region gemäß den regionalen Bebauungskarten oder aufgrund der Verarbeitung von Langzeitbeobachtungen zulässige Wert ist.

Tabelle 2.5.1. Standardwinddruck W0 in einer Höhe von 10 m über dem Boden

2.5.42. Für Abschnitte von Freileitungen, die unter Bedingungen errichtet wurden, die einen starken Anstieg der Windgeschwindigkeiten begünstigen (hohes Ufer eines großen Flusses, ein Hügel, der sich stark von der Umgebung abhebt, Kammzonen von Bergrücken, für starke Winde offene Zwischengebirgstäler, ein Küstenstreifen). von Meeren und Ozeanen, großen Seen und Stauseen im Umkreis von 3 bis 5 km) sollte der Standardwinddruck in Ermangelung von Beobachtungsdaten um 40 % gegenüber dem für das jeweilige Gebiet angenommenen Wert erhöht werden. Die erhaltenen Werte sollten auf den nächsten in der Tabelle angegebenen Wert aufgerundet werden. 2.5.1.

2.5.43. Der normative Winddruck bei Eisbedingungen Wg mit einer Häufigkeit von 1 Mal in 25 Jahren wird durch die Formel 2.5.41 entsprechend der Windgeschwindigkeit bei Eisbedingungen νg bestimmt.

Die Windgeschwindigkeit νg richtet sich nach der regionalen Zonierung der Windlasten bei Eis oder wird aus Beobachtungsdaten gemäß den Richtlinien zur Berechnung klimatischer Lasten ermittelt. In Ermangelung regionaler Karten und Beobachtungsdaten beträgt Wg = 0,25 W0. Für Freileitungen bis 20 kV sollte der Standardwinddruck bei Eis mindestens 200 Pa betragen, für Freileitungen 330-750 kV - mindestens 160 Pa.

Standardwinddrücke (Windgeschwindigkeiten) mit Eis werden auf die nächsten folgenden Werte aufgerundet, Pa (m/s): 80 (11), 120 (14), 160 (16), 200 (18), 240 (20), 280 (21), 320 (23), 360 (24).

Werte größer als 360 Pa sollten auf das nächste Vielfache von 40 Pa gerundet werden.

2.5.44. Der Winddruck auf die Drähte der Freileitung wird durch die Höhe des reduzierten Schwerpunkts aller Drähte, auf die Kabel – durch die Höhe des Schwerpunkts der Kabel, auf die Struktur der Freileitungen – durch bestimmt die Höhe der Mittelpunkte der Zonen, gerechnet ab der Markierung der Erdoberfläche am Aufstellungsort der Stütze. Die Höhe jeder Zone sollte nicht mehr als 10 m betragen.

Für unterschiedliche Höhen des Schwerpunkts von Drähten, Kabeln sowie die Mittelpunkte der Auslegungszonen der Freileitungsstützen wird der Winddruck durch Multiplikation seines Wertes mit dem aus der Tabelle entnommenen Koeffizienten Kw ermittelt. 2.5.2.

Die resultierenden Winddruckwerte sollten auf eine ganze Zahl aufgerundet werden.

Für Zwischenhöhen werden die Werte der Koeffizienten Kw durch lineare Interpolation ermittelt.

Die Höhe des reduzierten Schwerpunkts von Drähten oder Kabeln hpr für die gesamte Spannweite wird durch die Formel m bestimmt

hpr \u2d hav - 3/XNUMX f

wobei hav der arithmetische Mittelwert der Höhe der Befestigungsdrähte an Isolatoren oder der arithmetische Mittelwert der Befestigungshöhe der Kabel an der Stütze ist, gemessen von den Bodenmarkierungen an den Installationsorten der Stützen, m;

f - Durchhang des Drahtes oder Kabels in der Mitte der Spannweite bei der höchsten Temperatur, m

Tabelle 2.5.2. Variation des Kw-Koeffizienten in der Höhe je nach Geländeart*

* Geländetypen sind wie in 2.5.6 definiert.

2.5.45. Bei der Berechnung von Drähten und Kabeln sollte der Wind in einem Winkel von 90° zur Achse der Freileitung aufgenommen werden.

Bei der Berechnung der Stützen ist davon auszugehen, dass der Wind in einem Winkel von 0°, 45° und 90° zur Achse der Freileitung gerichtet ist, während für die Eckstützen die Richtung der Winkelhalbierenden des durch benachbarte Abschnitte gebildeten Außendrehwinkels angenommen wird Als Achse der Oberleitung wird die Achse der Leitung genommen.

2.5.46. Die normative Dicke der Eiswand mit einer Dichte von 0,9 g/cm3 ist der Tabelle zu entnehmen. 2.5.3 gemäß der Zonenkarte des Territoriums Russlands entsprechend der Dicke der Eiswand (siehe Abb. 2.5.2) oder gemäß regionalen Zonenkarten.

Es wird empfohlen, die bei der Verarbeitung meteorologischer Daten ermittelten normativen Dicken der Eiswände auf den nächsthöheren in der Tabelle angegebenen Wert aufzurunden. 2.5.3.

In besonderen Gebieten auf Eis ist die durch Verarbeitung von Wetterdaten ermittelte Dicke der Eiswand, aufgerundet auf 1 mm, zu ermitteln.

Bei 330-750-kV-Freileitungen sollte die Standarddicke der Eiswand mindestens 15 mm betragen.

Für Freileitungen, die in schwer zugänglichen Gebieten errichtet werden, wird empfohlen, die Dicke der Eiswand entsprechend dem Gebiet um eins höher anzusetzen als die für die jeweilige Region gemäß regionalen Bebauungskarten oder aufgrund der Verarbeitung meteorologischer Daten zulässige Dicke.

Tabelle 2.5.3. Die normative Eiswanddicke gilt für eine Höhe von 10 m über dem Boden

2.5.47. In Ermangelung von Beobachtungsdaten für Abschnitte von Freileitungen, die durch Dämme und Dämme von Wasserbauwerken, in der Nähe von Kühlbecken, Kühltürmen, Sprühbecken in Gebieten mit einer niedrigeren Temperatur über minus 45 °C verlaufen, sollte die Standarddicke der Eiswand angenommen werden 5 mm mehr als für angrenzende Abschnitte von Freileitungen und für Bereiche mit der niedrigsten Temperatur von minus 45 °C und darunter – um 10 mm.

2.5.48. Die normative Windlast bei Eis auf dem Draht (Kabel) wird nach 2.5.52 unter Berücksichtigung der bedingten Dicke der Eiswand bestimmt, die entsprechend der regionalen Zoneneinteilung der Windlasten bei Eis oder angenommen wird wird nach den Richtlinien zur Klimalastberechnung berechnet. In Ermangelung regionaler Karten und Beobachtungsdaten gilt bu = be.

2.5.49. Die Dicke der Eiswand (be, bу) an den Drähten der Freileitung wird auf der Höhe des reduzierten Schwerpunkts aller Drähte, an den Kabeln - auf der Höhe des Schwerpunkts der Kabel bestimmt. Die Höhe des reduzierten Schwerpunkts von Drähten und Kabeln wird gemäß 2.5.44 bestimmt.

Die Wandstärke von Eis auf Drähten (Kabeln) in einer Höhe ihres reduzierten Schwerpunkts von mehr als 25 m wird durch Multiplikation ihres Wertes mit den Koeffizienten Ki und Kd gemäß Tabelle bestimmt. 2.5.4. In diesem Fall ist die anfängliche Eiswanddicke (bei einer Höhe von 10 m und einem Durchmesser von 10 mm) ohne die in 2.5.47 vorgesehene Erhöhung anzunehmen. Die erhaltenen Werte der Eiswanddicke werden auf 1 mm aufgerundet.

Wenn die Höhe des reduzierten Schwerpunkts der Drähte oder Kabel bis zu 25 m beträgt, werden keine Korrekturen für die Dicke der Eiswand auf den Drähten und Kabeln in Abhängigkeit von der Höhe und dem Durchmesser der Drähte und Kabel vorgenommen.

Tabelle 2.5.4. Koeffizienten Ki und Kd unter Berücksichtigung von Änderungen der Eiswanddicke*

* Für Zwischenhöhen und -durchmesser werden die Werte der Koeffizienten Ki und Kd durch lineare Interpolation bestimmt.

2.5.50. Für Abschnitte von Freileitungen, die in Berggebieten entlang orographisch geschützter, kurvenreicher und eng abfallender Täler und Schluchten gebaut werden, wird unabhängig von der Höhe des Gebiets über dem Meeresspiegel empfohlen, die normative Dicke der Eiswand nicht mehr als 15 mm anzunehmen. In diesem Fall sollte der Ki-Koeffizient nicht berücksichtigt werden.

2.5.51. Die Lufttemperaturen – der Jahresdurchschnitt, der niedrigste Wert, der als absolutes Minimum gilt, der höchste Wert, der als absolutes Maximum gilt – werden durch Bauvorschriften und -vorschriften sowie aus Beobachtungsdaten bestimmt und auf ein Vielfaches von fünf gerundet.

Die Lufttemperatur bei Standardwinddruck W0 sollte mit minus 5 °C angenommen werden, mit Ausnahme von Gebieten mit einer durchschnittlichen Jahrestemperatur von minus 5 °C und darunter, für die sie mit minus 10 °C angenommen werden sollte.

Die Lufttemperatur bei eisigen Bedingungen für Gebiete mit Höhen bis zu 1000 m über dem Meeresspiegel sollte mit minus 5 °C angenommen werden, während für Gebiete mit einer durchschnittlichen Jahrestemperatur von minus 5 °C und weniger die Lufttemperatur bei eisigen Bedingungen angenommen werden sollte gleich minus 10 ºС. Für Berggebiete mit Höhen über 1000 m und bis zu 2000 m sollte die Temperatur mit minus 10 °C angenommen werden, über 2000 m mit minus 15 °C. In Gebieten, in denen die Temperatur bei Eis unter minus 15 °C liegt, sollten die tatsächlichen Daten berücksichtigt werden.

2.5.52. Die normative Windlast auf Drähte und Kabel PHW, N, die senkrecht zum Draht (Kabel) wirkt, wird für jede berechnete Bedingung durch die Formel bestimmt

P^H_W = a_wK_lK_wC_xWFsin²φ

wobei αw der Koeffizient ist, der die Ungleichmäßigkeit des Winddrucks entlang der Spannweite der Freileitung berücksichtigt, angenommen als:

Zwischenwerte von αw werden durch lineare Interpolation bestimmt;

Kl – Koeffizient unter Berücksichtigung des Einflusses der Spannweite auf die Windlast, gleich 1,2 bei einer Spannweite bis 50 m, 1,1 – bei 100 m, 1,05 – bei 150 m, 1,0 – bei 250 m oder mehr ( Zwischenwerte von Kl werden durch Interpolation bestimmt);

Kw - Koeffizient, der die Änderung des Winddrucks entlang der Höhe in Abhängigkeit von der Geländeart berücksichtigt, ermittelt aus der Tabelle. 2.5.2;

Cx – Widerstandskoeffizient, angenommen gleich: 1,1 – für eisfreie Drähte und Kabel mit einem Durchmesser von 20 mm oder mehr; 1,2 – für alle mit Eis bedeckten Drähte und Kabel sowie für alle eisfreien Drähte und Kabel mit einem Durchmesser von weniger als 20 mm;

W - Standardwinddruck, Pa, im betrachteten Modus:

W = W0 - ermittelt nach Tabelle. 2.5.1 abhängig von der Windregion;

W = Wg - bestimmt nach 2.5.43;

F ist die Fläche des diametralen Längsabschnitts des Drahtes, m2 (mit Eis unter Berücksichtigung der bedingten Dicke der Eiswand bу);

φ ist der Winkel zwischen der Windrichtung und der Oberleitungsachse.

Die Fläche des diametralen Längsabschnitts des Drahtes (Kabels) F wird durch die Formel m2 bestimmt

F = (d + 2K_iK_db_у) 10^-3

wo d - Drahtdurchmesser, mm;

Ki und Kd sind Koeffizienten, die die Änderung der Dicke der Eiswand entlang der Höhe und in Abhängigkeit vom Drahtdurchmesser berücksichtigen und aus der Tabelle ermittelt werden. 2.5.4;

bu - bedingte Eiswanddicke, mm, wird gemäß 2.5.48 genommen;

l ist die Länge der Windspanne, m.

2.5.53. Die normative lineare Eislast pro 1 m Draht- und Kabel-PHG wird durch die Formel N/m bestimmt

P^H_Г = πK_iK_d b_э(d+K_iK_db_э)ρg 10^-3

wobei Ki, Kd Koeffizienten sind, die die Änderung der Dicke der Eiswand entlang der Höhe und in Abhängigkeit vom Durchmesser des Drahtes berücksichtigen und gemäß der Tabelle ermittelt werden. 2.5.4;

be - Eiswanddicke, mm, nach 2.5.46;

d - Drahtdurchmesser, mm;

ρ - Eisdichte, angenommen gleich 0,9 g/cm3;

g ist die Beschleunigung im freien Fall, die mit 9,8 m/s2 angenommen wird.

2.5.54. Die Bemessungswindlast auf Drähte (Kabel) PWp wird bei der mechanischen Berechnung von Drähten und Kabeln nach der Methode der zulässigen Spannungen durch die Formel N bestimmt

P_Wп = P^H_Wγ_nwγ_pγ_f

wobei PHW die Standardwindlast nach 2.5.52 ist;

γnw – Haftungszuverlässigkeitsfaktor gleich: 1,0 – für Freileitungen bis 220 kV; 1,1 - für 330-750-kV-Freileitungen und auf Zweikreis- und Mehrkreisstützen errichtete Freileitungen, unabhängig von der Spannung, sowie für einzelne besonders kritische Einkreis-Freileitungen bis 220 kV, sofern begründet;

γp – Regionalkoeffizient, angenommen von 1 bis 1,3. Der Wert des Koeffizienten wird auf der Grundlage der Betriebserfahrung ermittelt und im Auftrag zur Auslegung von Freileitungen angegeben;

γf - Sicherheitsfaktor für Windlast, gleich 1,1.

2.5.55. Die geschätzte lineare Eislast pro 1 m Draht (Kabel) Pg.p wird bei der mechanischen Berechnung von Drähten und Kabeln nach der Methode der zulässigen Spannungen durch die Formel N/m bestimmt

P_GP = P^H_Гγ_nwγ_pγ_fγ_d

wobei PHГ - normative lineare Eislast, gemessen nach 2.5.53;

γnw – Haftungszuverlässigkeitsfaktor gleich: 1,0 – für Freileitungen bis 220 kV; 1,3 - für 330-750-kV-Freileitungen und auf Zweikreis- und Mehrkreisstützen errichtete Freileitungen, unabhängig von der Spannung, sowie für einzelne besonders kritische Einkreis-Freileitungen bis 220 kV, sofern begründet;

γp - Regionalkoeffizient, angenommen gleich 1 bis 1,5. Der Wert des Koeffizienten wird auf der Grundlage der Betriebserfahrung ermittelt und im Auftrag zur Auslegung von Freileitungen angegeben;

γf – Zuverlässigkeitskoeffizient für die Eislast, gleich 1,3 für die Eisflächen I und II; 1,6 – für Gebiete auf Eis III und höher;

γd - Koeffizient der Arbeitsbedingungen, gleich 0,5.

2.5.56. Bei der Berechnung der Annäherungen stromführender Teile an Bauwerke, Bepflanzungen und Stützelemente wird die berechnete Windlast auf Drähte (Kabel) nach 2.5.54 ermittelt.

2.5.57. Bei der Bestimmung der Abstände von Leitungen zur Erdoberfläche und zu Schnittobjekten und Bepflanzungen wird die berechnete lineare Eislast auf Leitungen gemäß 2.5.55 herangezogen.

2.5.58. Die normative Windlast auf die Tragkonstruktion ist definiert als die Summe der Durchschnitts- und Pulsationskomponenten.

2.5.59. Der normative Mittelanteil der Windlast auf der Stütze Qns wird durch die Formel N bestimmt

Q^н_с = K._wWС_xА

wobei Kw - gemäß 2.5.44 genommen wird;

W - akzeptiert gemäß 2.5.52;

Cx – aerodynamischer Koeffizient, der je nach Art der Struktur gemäß den Bauvorschriften und -vorschriften bestimmt wird;

A – Projektionsfläche, begrenzt durch die Kontur der Struktur, ihres Teils oder Elements von der Luvseite auf eine Ebene senkrecht zur Windströmung, berechnet aus der Außenabmessung m2.

Bei Mastkonstruktionen aus mit Eis bedecktem Walzstahl wird bei der Bestimmung von A die Vereisung der Konstruktion mit der Eiswandstärke bú bei einer Masthöhe von mehr als 50 m berücksichtigt, bei Regionen mit Eis V und darüber unabhängig davon von der Höhe der Stangen.

Bei Stahlbeton- und Holzmasten sowie Stahlmasten mit Rohrelementen wird die Vereisung von Bauwerken bei der Ermittlung der Last Qns nicht berücksichtigt.

2.5.60. Als normativer pulsierender Anteil der Windlast Qnp für Stützen bis 50 m Höhe wird angenommen:

für freistehende Einsäulen-Stahlmasten:

Q^н_п = 0,5Q^н_с;

für freistehende Portal-Stahlstützen:

Q^н_п = 0,6Q^н_с;

für freistehende Stahlbetonstützen (Portal und Einsäule) auf Schleudergestellen:

Q^н_п = 0,5Q^н_с;

für freistehende einsäulige Stahlbetonmasten von Freileitungen bis 35 kV:

Q^н_п = 0,8Q^н_с;

für Stahl- und Stahlbetonstützen mit Aussteifungen bei der Anbindung an Fundamente:

Q^н_п = 0,6Q^н_с.

Der normative Wert der pulsierenden Komponente der Windlast für freistehende Stützen mit einer Höhe von mehr als 50 m sowie für andere oben nicht aufgeführte Stützentypen, unabhängig von ihrer Höhe, wird gemäß den Bauvorschriften und festgelegt Regeln für Belastungen und Stöße.

Bei der Berechnung von Holzstützen wird der pulsierende Anteil der Windlast nicht berücksichtigt.

2.5.61. Die normative Eislast auf den Strukturen von Metallträgern Jn wird durch die Formel N bestimmt

J^н = K._ib_эμ_гρgA₀

wobei Ki, be, ρ, g - gemäß 2.5.53 genommen werden;

μg - Koeffizient unter Berücksichtigung des Verhältnisses der Oberfläche des vereisungsgefährdeten Elements zur Gesamtoberfläche des Elements und beträgt: 0,6 - für Bereiche auf Eis bis IV mit einer Stützhöhe von mehr als 50 m und für Flächen auf Eis V und höher, unabhängig von der Höhe der Stützen;

A0 ist die Gesamtfläche des Elements, m2.

Bei Eisflächen bis IV mit einer Stützenhöhe von weniger als 50 m werden Eisablagerungen auf den Stützen nicht berücksichtigt.

Bei Stahlbeton- und Holzmasten sowie Stahlmasten mit Rohrelementen werden Eisablagerungen nicht berücksichtigt.

Es wird empfohlen, Vereisungsablagerungen auf Traversen nach obiger Formel zu ermitteln, indem die Gesamtoberfläche des Elements durch die Fläche der horizontalen Projektion der Traversenkonsole ersetzt wird.

2.5.62. Die von den Stützen wahrgenommene Auslegungswindlast Pw0 auf die Drähte (Kabel) wird durch die Formel N bestimmt

P_w0 = P^н_wγ_nwγ_pγ_f

wobei Pnw - Standardwindlast nach 2.5.52;

γnw, γp - genommen nach 2.5.54;

γf – Sicherheitsfaktor für Windlast, gleich für mit Eis bedeckte und eisfreie Drähte (Kabel):

1,3 - bei der Berechnung für die erste Gruppe von Grenzzuständen;

1,1 - bei der Berechnung für die zweite Gruppe von Grenzzuständen.

2.5.63. Die Bemessungswindlast auf die Tragkonstruktion Q, N, wird durch die Formel bestimmt

Q = (Q^н_с + Q^н_п) γ_nwγ_pγ_f

wobei Qns die normative Durchschnittskomponente der Windlast ist, angenommen gemäß 2.5.59;

Qnp – Standardpulsationskomponente der Windlast, ermittelt nach 2.5.60;

γnw, γp werden nach 2.5.54 angenommen;

γf - Sicherheitsfaktor für Windlast, gleich:

1,3 - bei der Berechnung für die erste Gruppe von Grenzzuständen;

1,1 - bei der Berechnung für die zweite Gruppe von Grenzzuständen.

2.5.64. Die Auslegungswindlast auf die Isolatorenkette Pi, N wird durch die Formel bestimmt

P_и =_nwγ_p K_w C_x F_и W₀γ_f

wobei γnw, γp nach 2.5.54 genommen werden;

Kw - akzeptiert gemäß 2.5.44;

Cx - Luftwiderstandsbeiwert des Isolatorkreises, angenommen gleich 1,2;

γf - Sicherheitsfaktor für Windlast gleich 1,3;

W0 - Standardwinddruck (siehe 2.5.41);

Fi - Fläche des diametralen Abschnitts der Isolatorkettenkette, m2, wird durch die Formel bestimmt

F_и = 0,7D_иH_иnN 10^-6

wobei Di der Durchmesser der Isolatorplatte ist, mm;

Hi - Bauhöhe des Isolators, mm;

n ist die Anzahl der Isolatoren im Stromkreis;

N ist die Anzahl der Isolatorkreise in der Kette.

2.5.65. Die geschätzte lineare Eislast pro 1 m Draht (Kabel) Pr.o, N/m, wahrgenommen von den Stützen, wird durch die Formel bestimmt

Р_gehen = P^н_гγ_пгγ_pγ_fγ_d

wobei Png - normative lineare Eislast, genommen gemäß 2.5.53;

γпг, γp - werden gemäß 2.5.55 akzeptiert;

γf – Zuverlässigkeitskoeffizient für die Eislast in der Berechnung für die erste und zweite Gruppe von Grenzzuständen, wird für die Eisflächen I und II mit 1,3 angenommen; 1,6 für Eisgebiete III und höher;

γd - Koeffizient der Arbeitsbedingungen, gleich:

1,0 - bei der Berechnung für die erste Gruppe von Grenzzuständen;

0,5 - bei der Berechnung für die zweite Gruppe von Grenzzuständen.

2.5.66. Die Eislast von Drähten und Kabeln, die an ihren Befestigungspunkten an den Stützen wirken, wird durch Multiplikation der entsprechenden linearen Eislast (2.5.53, 2.5.55, 2.5.65) mit der Länge der Gewichtsspanne ermittelt.

2.5.67. Die berechnete Eislast auf den Stützkonstruktionen J, N wird durch die Formel bestimmt

J=J^нγ_пгγ_pγ_fγ_d

wobei Jn - normative Eislast, akzeptiert gemäß 2.5.61;

γпг, γp - werden gemäß 2.5.55 akzeptiert;

γf, γd werden nach 2.5.65 akzeptiert.

2.5.68. In Gebieten mit Eis III und höher wird der Vereisung von Isolatorsträngen durch eine Gewichtserhöhung um 50 % Rechnung getragen. In Gebieten mit Eis II und weniger wird Vereisung nicht berücksichtigt.

Der Einfluss des Winddrucks auf die Isolatorstränge bei Eis wird nicht berücksichtigt.

2.5.69. Die berechnete Belastung der Freileitungsstützen aus dem Gewicht von Drähten, Kabeln, Isolatorensträngen, Stützkonstruktionen für die erste und zweite Gruppe von Grenzzuständen wird in den Berechnungen als Produkt der Normlast mit dem Sicherheitsfaktor für die ermittelt Gewichtsbelastung γf, angenommen gleich 1,05 für Drähte, Kabel und Isolatorenstränge, für Tragkonstruktionen – mit Angaben zu Bauvorschriften und Regeln für Lasten und Stöße.

2.5.70. Die normativen Belastungen der Freileitungsstützen aus der Spannung von Drähten und Kabeln werden bei den berechneten Wind- und Eislasten nach 2.5.54 und 2.5.55 ermittelt.

Die Bemessungshorizontallast aus der Spannung von Drähten und Kabeln, Tmax, frei von Eis oder mit Eis bedeckt, wird bei der Berechnung der Strukturen von Stützen, Fundamenten und Sockeln als Produkt der Standardlast aus der Spannung von Drähten und Kabeln und bestimmt der Sicherheitsfaktor für die Last aus Spannung γf, gleich:

• 1,3 - bei der Berechnung für die erste Gruppe von Grenzzuständen;
• 1,0 - bei der Berechnung für die zweite Gruppe von Grenzzuständen.

2.5.71. Die Berechnung von Freileitungen für den Normalbetrieb muss für eine Kombination der folgenden Bedingungen durchgeführt werden:

1. Die höchste Temperatur ist t+, es gibt keinen Wind und kein Eis.

2. Die niedrigste Temperatur t-, Wind und Eis fehlen.

3. Jahresmitteltemperatur tsg, Wind und Eis fehlen.

4. Drähte und Kabel sind gemäß 2.5.55 mit Eis bedeckt, die Temperatur bei Eis beträgt gemäß 2.5.51, es gibt keinen Wind.

5. Wind ab 2.5.54, Temperatur an W0 ab 2.5.51, kein Eis.

6. Drähte und Kabel sind mit Eis gemäß 2.5.55 bedeckt, Wind bei Eis auf Drähten und Kabeln gemäß 2.5.54, Temperatur bei Eis gemäß 2.5.51.

7. Geschätzte Belastung durch Drahtzug nach 2.5.70.

2.5.72. Die Berechnung von Freileitungen für den Notbetrieb muss für eine Kombination der folgenden Bedingungen durchgeführt werden:

1. Jahresdurchschnittstemperatur tcg, Wind und Eis fehlen.

2. Die niedrigste Temperatur t-, Wind und Eis fehlen.

3. Drähte und Kabel sind gemäß 2.5.55 mit Eis bedeckt, die Temperatur bei Eis beträgt gemäß 2.5.51, es gibt keinen Wind.

4. Geschätzte Belastung durch Drahtzug nach 2.5.70.

2.5.73. Bei der Berechnung der Annäherung stromführender Teile an Baumkronen, Elemente von Freileitungsstützen und Bauwerken sind folgende Kombinationen klimatischer Bedingungen zu berücksichtigen:

1) bei Betriebsspannung: berechnete Windlast nach 2.5.54, Temperatur bei W0 nach 2.5.51, kein Eis;

2) bei Blitzschlag und internen Überspannungen: Temperatur +15 ºС, Winddruck gleich 0,06 W0, jedoch nicht weniger als 50 Pa;

3) um ein sicheres Klettern auf die Stütze zu gewährleisten, wenn auf der Leitung Spannung anliegt: Bei Freileitungen von 500 kV und darunter beträgt die Temperatur minus 15 °C, es gibt kein Eis und keinen Wind; für 750-kV-Freileitungen beträgt die Temperatur minus 15 °C, der Winddruck beträgt 50 Pa, es gibt kein Eis.

Bei der Berechnung von Näherungen wird der Abweichungswinkel des tragenden Isolatorstrangs von der Vertikalen durch die Formel bestimmt

tan γ = (K_gR+R_и±R_о)/(G_пр +0,5G_г)

wobei P die berechnete Windlast auf die Phasendrähte ist, die quer zur Achse der Freileitung (oder entlang der Winkelhalbierenden des Drehwinkels der Freileitung) gerichtet ist, N;

Kg ist der Trägheitskoeffizient des Systems „Girlande – Draht in der Spannweite“, wobei Abweichungen unter Winddruck gleich angenommen werden:

Zwischenwerte werden durch lineare Interpolation ermittelt;

Ro - die horizontale Komponente der Spannung der Drähte an der Stützgirlande der Zwischenwinkelstütze (mit einem Pluszeichen angegeben, wenn ihre Richtung mit der Windrichtung übereinstimmt, und mit einem Minuszeichen, wenn sie in Luvrichtung zeigt). Seite), N;

Gpr – Bemessungslast aus dem Gewicht des Drahtes, wahrgenommen von der Isolatorgirlande, N;

Gg - Bemessungslast aus dem Gewicht der Isolatorenkette, N;

Pi – Bemessungswindlast auf Isolatorstränge, N, ermittelt gemäß 2.5.64.

2.5.74. Die Überprüfung der Freileitungsstützen entsprechend den Einbaubedingungen muss gemäß der ersten Gruppe von Grenzzuständen für Bemessungslasten unter folgenden klimatischen Bedingungen erfolgen: Temperatur minus 15 °C, Winddruck in 15 m Höhe über dem Boden 50 Pa, kein Eis.

Siehe andere Artikel Abschnitt Regeln für die Installation elektrischer Anlagen (PUE).

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Neueste Nachrichten aus Wissenschaft und Technik, neue Elektronik:

Das höchste astronomische Observatorium der Welt wurde eröffnet 04.05.2024

Die Erforschung des Weltraums und seiner Geheimnisse ist eine Aufgabe, die die Aufmerksamkeit von Astronomen aus aller Welt auf sich zieht. In der frischen Luft der hohen Berge, fernab der Lichtverschmutzung der Städte, enthüllen die Sterne und Planeten ihre Geheimnisse mit größerer Klarheit. Mit der Eröffnung des höchsten astronomischen Observatoriums der Welt – dem Atacama-Observatorium der Universität Tokio – wird eine neue Seite in der Geschichte der Astronomie aufgeschlagen. Das Atacama-Observatorium auf einer Höhe von 5640 Metern über dem Meeresspiegel eröffnet Astronomen neue Möglichkeiten bei der Erforschung des Weltraums. Dieser Standort ist zum höchstgelegenen Standort für ein bodengestütztes Teleskop geworden und bietet Forschern ein einzigartiges Werkzeug zur Untersuchung von Infrarotwellen im Universum. Obwohl der Standort in großer Höhe für einen klareren Himmel und weniger Störungen durch die Atmosphäre sorgt, stellt der Bau eines Observatoriums auf einem hohen Berg enorme Schwierigkeiten und Herausforderungen dar. Doch trotz der Schwierigkeiten eröffnet das neue Observatorium den Astronomen vielfältige Forschungsperspektiven. ... >>

Steuern von Objekten mithilfe von Luftströmungen 04.05.2024

Die Entwicklung der Robotik eröffnet uns immer wieder neue Perspektiven im Bereich der Automatisierung und Steuerung verschiedener Objekte. Kürzlich präsentierten finnische Wissenschaftler einen innovativen Ansatz zur Steuerung humanoider Roboter mithilfe von Luftströmungen. Diese Methode verspricht, die Art und Weise, wie Objekte manipuliert werden, zu revolutionieren und neue Horizonte auf dem Gebiet der Robotik zu eröffnen. Die Idee, Objekte mithilfe von Luftströmungen zu steuern, ist nicht neu, doch die Umsetzung solcher Konzepte blieb bis vor Kurzem eine Herausforderung. Finnische Forscher haben eine innovative Methode entwickelt, die es Robotern ermöglicht, Objekte mithilfe spezieller Luftdüsen als „Luftfinger“ zu manipulieren. Der von einem Spezialistenteam entwickelte Algorithmus zur Luftstromregelung basiert auf einer gründlichen Untersuchung der Bewegung von Objekten im Luftstrom. Das Luftstrahl-Steuerungssystem, das mit speziellen Motoren ausgeführt wird, ermöglicht es Ihnen, Objekte zu lenken, ohne auf körperliche Anstrengung zurückgreifen zu müssen ... >>

Reinrassige Hunde werden nicht häufiger krank als reinrassige Hunde 03.05.2024

Die Sorge um die Gesundheit unserer Haustiere ist ein wichtiger Aspekt im Leben eines jeden Hundebesitzers. Allerdings wird allgemein davon ausgegangen, dass reinrassige Hunde im Vergleich zu Mischlingshunden anfälliger für Krankheiten sind. Neue Forschungsergebnisse unter der Leitung von Forschern der Texas School of Veterinary Medicine and Biomedical Sciences eröffnen eine neue Perspektive auf diese Frage. Eine vom Dog Aging Project (DAP) durchgeführte Studie mit mehr als 27 Begleithunden ergab, dass reinrassige und gemischte Hunde im Allgemeinen gleich häufig an verschiedenen Krankheiten leiden. Obwohl einige Rassen möglicherweise anfälliger für bestimmte Krankheiten sind, ist die Gesamtdiagnoserate in beiden Gruppen praktisch gleich. Der Cheftierarzt des Dog Aging Project, Dr. Keith Creevy, stellt fest, dass es mehrere bekannte Krankheiten gibt, die bei bestimmten Hunderassen häufiger auftreten, was die Annahme stützt, dass reinrassige Hunde anfälliger für Krankheiten sind. ... >>

Zufällige Neuigkeiten aus dem Archiv eHighway Elektrische Autobahn 10.05.2019 In der Nähe von Frankfurt hat die Erprobung von Deutschlands erstem Autobahnabschnitt für elektrifizierte Hängerwagen begonnen. Das Bundesumweltministerium erhofft sich von dem Projekt einen Beitrag zu einem klimaneutralen Verkehr. Hybrid-Diesel-Elektro-Lkw werden sich auf einer fünf Kilometer langen Strecke mit vier Fahrspuren im allgemeinen Strom bewegen. Tests, die bis 2022 andauern, gingen Tests abseits der Autobahn voraus. An dem Projekt sind Siemens, das für den technischen Teil verantwortlich ist, und Forscher der TU Darmstadt beteiligt, die die während des dreijährigen Tests gesammelten Wirtschafts- und Umweltdaten zusammentragen und analysieren werden. Die Testwagen sind mit Batterien und Stromabnehmern ausgestattet, um Strom aus zwei Kabeln (positive und negative Elektroden) zu beziehen, die an mehreren hundert Masten aufgehängt sind. Bis Mitte 2020 werden täglich fünf dieser Lkw das Testgelände passieren, das an nur einem Tag durchschnittlich 135 Fahrzeuge passiert, darunter jeder zehnte ein schwerer Lkw. Es wird davon ausgegangen, dass die DC-Kabel, die mit einer Spannung von 000 V versorgt werden, im Bruchfall automatisch getrennt werden und ihre Funktionsfähigkeit im Winter durch ein Anti-Icing-System sichergestellt wird. Durch Bremsen können Hybride Energie in das Netz zurückspeisen. Laut einer Studie des Bundesverkehrsministeriums könnten langfristig bis zu 80 % des Güterverkehrs in Deutschland elektrifiziert werden.

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▪ Elektrisches Flugtaxi Hyundai S-A1

▪ MAX9729 - neuer Kopfhörerverstärker

▪ Verbessertes solarbetriebenes Flugzeug von Solar Impulse

▪ Berechnet die Gesamtmenge an Licht, die vom Universum ausgestrahlt wird

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Interessante Materialien der Freien Technischen Bibliothek:

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▪ Artikel Haushaltsschlitten. Persönlicher Transport

▪ Artikel Autoradio im Bereich 144-146 MHz. Enzyklopädie der Funkelektronik und Elektrotechnik

▪ Artikel Die ersten Überlagerungsempfänger. Enzyklopädie der Funkelektronik und Elektrotechnik

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