16+
Регистрация
РУС ENG
Расширенный поиск
http://www.eprussia.ru/epr/117/9075.htm
Газета "Энергетика и промышленность России" | № 01-02 (117-118) январь 2009 года

Ваша статья взволновала меня как профессионала

Уважаемая редакция!

В вашей газете №20 за 2008 год за подписью Александра Жулёва опубликована статья «Шаг вперед, два назад...» с фотографией типового повреждения опоры ВЛ 6-10 кВ. Анализ опубликованной статьи начну с рассмотрения данной фотографии, на которой представлена опора УШО-1 с нарушениями технологии сборки траверс и монтажа проводов.

Первое. Верхний провод, изоляторы №3, 4. Накладка ОГ1 всегда ставится только вдоль линии, но никогда не поперек нее. Верхний уголок накладки ОГ1 в обязательном порядке ложится вплотную на торец стойки (в данном случае СВ-105), а затем закрепляется хомутом. По технологии повторного закрепления верхнего провода вообще не предусмотрено (см. чертеж 3.407.1-143,1.9).

Второе. На опоре УП10-1 установлена траверса ТМ5. По технологии крепление провода внутреннего угла выполняется на изоляторе №1, а на изоляторе №2 устанавливается его повторное закрепление. На фотографии изображено неправильное крепление провода на изоляторе № 2 вместо изолятора №1, а повторное крепление выполнено на изоляторе №1 и никакой роли в укреплении основного провода не играет.

Третье. Крепление провода внешнего угла осуществлено правильно, но при этом повторное закрепление на изоляторе №6 выполнено некачественно, с большой слабиной, не натянуто в процессе монтажа и не препятствует уходу основного провода (и штыря) внутрь угла.

Четвертое. Необходимо отметить, что все повторные закрепления выполнены с большой слабиной (это хорошо видно на фотографии), что является нарушением технологии их монтажа, а на изоляторах №1 и №2 еще и перепутаны местами провод с повторным закреплением В результате штыри №1 и №5 погнуло, а повторное крепление не сработало.

Пятое. Судя по фотографии, угол поворота на опоре составляет не менее 60°, а возможно, приближается и к 90°. При этом опоры УП10-1 рассчитаны на угол поворота не более 30°.

Несмотря на все допущенные нарушения при монтаже проводов на траверсе ТМ5, штыри изоляторов №1 и №5 не должны были согнуться. Почему?

На фотографии отображен провод АС70 сечением 79,3 квадратного миллиметра. При угле в 30° на опору УП10-1 действует результирующее усилие в 50 процентов от усилия в проводе, при угле в 60° оно равно 100 процентам, а при угле в 90° – 141 проценту. Каковы же эти усилия?

По альбому «Типовые строительные конструкции, изделия и узлы» серии 3.407.01-143.1 лист 4 таблица 3, в населенной местности устанавливаются уменьшенные стрелы провеса провода, и для гололедного района в 20 миллиметров при температуре –20° С она составляет 0,6 метра (при +20° С будет 1,0 метра), а при той же температуре для гололеда в 10 миллиметров – 0,4 метра (при +20° С – 0,8 метра). То есть в наиболее неблагоприятном случае усилие в проводе составит не более 300 килограммов, а при угле поворота в 90° результатирующее усилие составит до 430 килограммов. При этом штыри изоляторов рассчитаны на усилие в 500 килограммов. Так что же явилось основной причиной изгибания штырей изоляторов? А причина только одна: монтаж проводов проводился в период положительных температур и при нормативе стрел провеса провода для населенной местности в 0,7–1,0 метра и ненаселенной местности – в 1,1–1,4 метра.

Фактическая стрела провеса провода составила меньшую величину вплоть до 3–3,5 метра, что зачастую делается необученным персоналом строительных организаций. Поэтому в проводе в зимний период даже при кратковременных температурах –20°–30° С, обычных для большинства территорий России, тяжение увеличивается многократно и достигает 9 и более килограммов, и тогда общее усилие в проводе будет от 700 килограммов и выше. Поэтому легко просчитать, что при правильном закреплении проводов на опоре УП10-1 такие усилия при угле в 30° штыри выдержат, при угле до 60° также выдержат (но при дефектах монтажа, как на фотографии, будут погнуты), а при угле под 90° штыри обязательно будут погнуты.

Вопрос исчерпан. Глядя на фотографию, интересно было бы узнать, кто так безграмотно проектировал данную ВЛ с углом поворота линии от 60° и выше на опоре УП10-1, допускающей угол поворота только до 30°? Какая строительная бригада, вообще не знающая основ сетевого строительства, монтировала на опоре накладку ОГ1 поперек линии и подняла верхний уголок накладки намного выше торца стойки? Наконец, кто принимал данную линию в работу со стороны служб эксплуатации?

В статье сказано: «На 1 января 2004 года свой ресурс уже отработали около 560 000 километров ВЛ 6-10 кВ». Но это не значит, что их надо строить заново. Просто в строительстве подавляющей массы ВЛ 6–10 кВ в качестве материала опор использовали пропитанную древесину со сроком службы 15 лет. Они дешевы в строительстве, несложны в эксплуатации, ремонт их деревянных деталей не составляет особых затруднений. Вот только с 1992 года на ремонт таких ВЛ средств не выделялось, и они старели, гнили.

Если существует, как сказано в статье, дефицит финансирования, то необходимо просто сгнившие деревянные детали заменить на новые. А если позволяет финансирование, то деревянные опоры заменить на вибрированные железобетонные стойки типа СВ-105, СВ-110 и подобные им – они надежны и дешевле центрифугированных. А в дальнейшей эксплуатации таких опор повысится производительность труда за счет сокращения ремонтных работ по сравнению с ВЛ из дерева. Срок службы таких опор составляет от 25 до 120 лет в зависимости от их типов и районов применения.

Утверждение ФСК о низкой надежности ВЛ 10 кВ, выполненных с использованием штыревых изоляторов, неубедительно. На опоре, как видно на фотографии, штыри погнулись, но это зависит не от ненадежности самого штыря, а от грубых нарушений, допущенных при проектировании и строительстве ВЛ. Да, были случаи вырывания штырей из тела деревянных траверс, но это происходило только тогда, когда траверса сгнивала и не могла удерживать штырь изолятора, то есть гнилую траверсу просто вовремя, по истечении 12-15 лет срока службы, не заменили на новую.

Монтировать ВЛ 6-10 кВ на стальных многогранных или железобетонных центрифугированных опорах в габаритах 35 кВ – это бред. Стоимость таких ВЛ увеличивается многократно, причем надежность ВЛ по сравнению с вибрированными стойками возрастает незначительно. Большая часть ВЛ 6-10 кВ проходит по лесным или парковым насаждениям, и если в габаритах 10 кВ расстояние между крайними проводами составляет 1 метр, то в габаритах 35 кВ это от 2,5 метра и более, что значительно увеличивает ширину вырубаемой просеки. А лесов по России много, да и в районах населенных пунктов, где проходит основная масса таких ВЛ, площадь территорий садово-парковых насаждений значительна, а мы еще и просеку в них расширим. И будем регулярно чистить ее от молодой поросли. Ведь для того и применяют на ВЛ 6-10 кВ провода СИП, чтобы уменьшить ширину просеки!

Наконец, по изоляторам. На фотографии приведены изолирующие траверсы «веерного типа»… вот только названия их перепутаны местами! На левой фотографии траверса из полимерных изоляторов ОЛСК, а на правой – ОЛФ. И не наоборот. Возможно, это опечатка редакции. (Маловероятно, поскольку верстка согласовывалась с автором. – Ред.)

Как справедливо указано, «материал и конструкция изоляторов выбираются по согласованию с заказчиком». На фотографии опоры ВЛ 6-10 кВ изображены фарфоровые изоляторы. При этом считаю необходимым отметить, что наиболее дальновидные заказчики идут на установку стеклянных изоляторов типа 1ПС-10Д, так как на них, в отличие от фарфоровых, легче обнаруживается пробой изоляторов. В ПУЭ, пункт 2.5.98, на ВЛ, проходящих в сложных для эксплуатации условиях, рекомендовано применять в первую очередь стеклянные изоляторы, а применение полимерных изоляторов ограничено. Применение полимерных изоляторов пока не нашло широкого распространения по целому ряду объективных причин. Но то, что за ними будущее, – этого отрицать нельзя. Применение траверс «веерного типа» сопряжено с некоторыми трудностями при монтаже крайних проводов в части их качественного закрепления на изоляторах без применения дополнительных монтажных устройств или подъемных механизмов. В то же время такие траверсы значительно дороже, чем используемые на опорах П10-1 и им подобных траверс. Вес их – 20 килограммов, металлопрокат – недорогая Ст-3, и их можно качественно изготовить в любом цехе металлоизделий.

Общие выводы: в связи с тем, что за последние 15 лет подготовка специалистов начального и среднего звена для электросетевого строительства не проводилась, а большая часть бывших работников монтажных организаций была уволена или они ушли на пенсию и в другие отрасли, произошла деградация кадров строителей линий электропередачи. В то же время в руководство части компаний пришли случайные, далекие от сетевого строительства и эксплуатации, люди иначе на страницах вашей газеты не была бы опубликована такая жуткая фотография с невразумительными комментариями. Ваша статья и фотография глубоко взволновали меня как профессионала, отдавшего 30 лет сетевому строительству.

Думаю, что публикация моего отзыва в вашей газете будет способствовать началу централизованного восстановления профессионально-технической подготовки кадров в электросетевом строительстве.

С уважением
Анатолий Федорович Исаев,
Кола Мурманской области

Отправить на Email

Для добавления комментария, пожалуйста, авторизуйтесь на сайте

Также читайте в номере № 01-02 (117-118) январь 2009 года:

  • Западносибирские мощности возросли

    Электростанции ОАО «ОГК-4», по оперативным данным, выработали в 2008 году 56 миллиардов 508,9 миллиона кВт-ч электроэнергии – на 4,2 процента больше, чем в 2007 году. ...

  • Назван подрядчик Среднеуральской ГРЭС

    По сообщению департамента внешних коммуникаций ОАО «Инженерный центр ЕЭС», компания стала подрядчиком строительства нового энергоблока ПГУ-410 МВт Среднеуральской ГРЭС. ...

  • Сербия: «Южный поток» пройдет через Сербию

    Подписаны основополагающие документы, определяющие развитие российско-сербского партнерства в энергетической сфере. Председатель правления ОАО «Газпром» Алексей Миллер и генеральный директор ГП «Сербиягаз» Душан Баятович подписали основные условия базового соглашения о сотрудничестве по строительству газопровода «Южный поток» и транзиту природного газа по территории Сербии, а также Меморандум о взаимопонимании по сотрудничеству в облас...

  • Кабельные муфты 110-220 кВ от «РОСПОЛЬ-ЭЛЕКТРО»
    Кабельные муфты 110-220 кВ от «РОСПОЛЬ-ЭЛЕКТРО»

    Надежность кабельных линий в значительной степени определяется арматурой и качеством монтажных работ. Большинство аварий на кабельных линиях происходит в местах установки муфт, поэтому при проектировании требуется уделять большое внимание не только выбору кабеля, но и арматуры к нему. ...

  • Газовая война или газовое сотрудничество?
    Газовая война или газовое сотрудничество?

    Российский «Газпром» 7 января полностью прекратил поставки газа через территорию Украины. Причина – украинская сторона перекрыла транзитные газопроводы. В результате многие страны Европы, прежде всего в восточной ее части, столкнулись с трудностями в обеспечении газом своих потребителей и были вынуждены отключать дома от отопления, а также остановить многие производства. C 1 января 2009 года Россия прекратила обеспечивать Украину стра...