Пляска проводів ЛЕП: що це, коли виникає й що означає для опор

Що це за явище і чим воно відрізняється від вібрації

За означенням ПУЕ, галопування проводів і тросів — це стійкі періодичні низькочастотні коливання в прогоні з частотою 0,2–2 Гц, що утворюють стоячі хвилі (іноді в сполученні з біжучими) з кількістю напівхвиль від однієї до двадцяти й амплітудою 0,3–5 м. Один повний цикл займає від пів секунди до п’яти. Провід ходить цілою дугою або кількома, і з землі це видно без бінокля.

З вібрацією пляску плутають через слово «коливання», але природа й наслідки різні. Вібрація швидка й дрібна, пляска повільна й велика.

Коли виникає пляска

Потрібні дві речі одночасно: вітер і несиметричний профіль проводу. Чистий провід круглий і обтікається однаково з усіх боків. Коли ж з навітряного боку наросла ожеледь, паморозь чи налип мокрий сніг, перетин набуває форми, схожої на крило, і потік створює підйомну силу, яка змінюється, коли провід рухається. Якщо ритм цих змін збігається з однією з власних частот прогону, розмах коливань наростає.

Відкладення не мусить бути товстим. Пляска можлива й тоді, коли з землі лід майже не помітний. Вітер має бути більш-менш рівним і дути впоперек траси.

Ризикованіші відкриті рівнини, вершини пагорбів, ділянки лінії на гребенях і через долини. Ліс, щільна забудова й різко порізаний рельєф затуляють провід від поперечного вітру й зменшують ймовірність пляски; ПУЕ враховує це в п. 2.5.98 (про що нижче).

Пляска триває, поки не зміниться погода: вітер ослабне чи змінить напрям, відкладення обсиплеться чи розтане. Це можуть бути години, іноді доба й більше. Скільки таких днів буває на конкретній ділянці, показують спостереження: ПУЕ допускає уточнення кліматичних значень за багаторічними даними метеостанцій і власників мереж, зокрема за частотою умов, за яких може виникати галопування (п. 2.5.30).

Райони галопування в Україні за ПУЕ

ПУЕ ділить територію на два райони за середньою частотою повторюваності й інтенсивністю галопування (п. 2.5.72, рис. 2.5.9). Район 1 — помірне галопування, у середньому не частіше ніж раз на п’ять років. Район 2 — частіше ніж раз на п’ять років, інтенсивне. На карті район 1 охоплює північну смугу країни (Полісся) і невелику ділянку на заході, решта території належить до району 2.

Карту дозволено уточнювати за даними експлуатації. Тому для конкретної траси район визначає проєкт лінії, а не стаття на сайті.

Дві інші карти теж стосуються льоду й вітру, але задають інше.

Відстані між проводами: що вимагає ПУЕ

Пляска небезпечна передусім тим, що зближує проводи в середині прогону, де розмах найбільший. Тому норма вирішує проблему геометрією: задає відстані між проводами й зміщення ярусів по горизонталі, а динамічну складову в розрахунок опори не вносить (п. 2.5.72).

Для горизонтального розташування проводів відстань у прогоні рахують за формулою п. 2.5.97; вона розібрана в статті Відстань між опорами ЛЕП. Для змішаного й вертикального розташування (п. 2.5.98) правила залежать від району галопування.

• Проміжні опори, стріла габаритного прогону до 16 м, район 1: зміщення суміжних ярусів беруть за табл. 2.5.22. У районах за ожеледдю 3–6 відстань додатково перевіряють за формулою (2.5.24) і приймають більше з двох значень.
• Ті самі опори в районі 2: зміщення за табл. 2.5.23, без додаткової перевірки за умовами ожеледі.
• Стріла понад 16 м: відстань рахують за формулою (2.5.24): d = 1,0 + U/110 + 0,6·√f + 0,15·V. Тут U — напруга лінії, кВ; f — найбільша стріла за найвищої температури або за ожеледі без вітру для габаритного прогону, м; V — відстань між проводами по вертикалі, м.

Різницю між районами видно на цифрах двох таблиць: за інтенсивного галопування потрібне зміщення більше, у вибраних рядках на 0,5–0,85 м.

Взято по кілька рядків з обох таблиць для наочності; повні таблиці для 35–330 кВ — у тексті ПУЕ. Значення залежать від вертикальної відстані між проводами, яку задає проєкт.

Анкерні опори, винятки й засоби захисту

На анкерних опорах 35–750 кВ відстань між проводами рахують за формулами (2.5.22) і (2.5.23), а найменше зміщення суміжних ярусів зазвичай не беруть меншим за табл. 2.5.24. Тут уже не розрізняють райони галопування, зате враховують район за ожеледдю.

Горизонтальне зміщення не вимагається на опорах 35–330 кВ усіх типів, якщо вертикальна відстань між проводами більша за 0,8f + U/250 для одиничних проводів і за f + U/250 для проводів розщепленої фази. Умовний приклад: лінія 110 кВ, одиничні проводи, f = 6 м: 0,8 · 6 + 110/250 = 4,8 + 0,44 = 5,24 м.

Є ще два послаблення. Якщо ділянка лежить у районі 2, але від поперечних вітрів її затуляють рельєф, лісові масиви, будівлі чи споруди заввишки не менше двох третин висоти опор, рекомендовано приймати район з помірним галопуванням. А якщо на лінії застосовано засоби захисту від галопування, відстань між проводами допускається брати за формулами (2.5.22) і (2.5.23), а зміщення ярусів за табл. 2.5.24.

Табл. 2.5.24 ПУЕ: найменше зміщення проводів суміжних ярусів по горизонталі на опорах анкерного типу.

Конструктивні заходи проти пляски

ПУЕ не вимагає рахувати динамічні впливи від галопування під час розрахунку опор. Натомість, коли галопування можливе, боротьбу з ним організовують конструктивними заходами (п. 2.5.72). Їх кілька, і вони діють на різному рівні.

• Схема розташування фаз. У 4–6-му районах за ожеледдю та для ліній понад 330 кВ фази рекомендовано розміщувати горизонтально або трикутником, із середньою фазою вище чи нижче крайніх; на лініях 35–110 кВ (крім ліній із захищеними проводами, ПЛЗ) з кількома ярусами перевага надається зміщенню проводів суміжних ярусів по горизонталі (п. 2.5.95).
• Міжфазні ізолювальні розпірки в прогоні за схемами «провід – провід», «фаза – фаза», «фаза – трос», «провід – трос» (п. 2.5.90). Вони не гасять коливання, а не дають проводам зближуватися.
• Пристрої проти галопування на самих проводах. ПУЕ згадує засоби захисту й дає за них послаблення за відстанями, але їхніх конструкцій не описує. На практиці це гасники різного принципу дії, для одиничних і для розщеплених фаз їх добирають окремо; тип, масу й розстановку задає проєкт лінії.
• Плавлення ожеледі. Для ліній з неізольованими проводами в районах з ожеледним навантаженням понад 20 Н/м (5-й і 6-й райони за ожеледдю), з частою ожеледдю чи памороззю разом із сильними вітрами та в районах з частим і інтенсивним галопуванням ПУЕ рекомендує передбачати плавлення ожеледі на проводах і тросах (п. 2.5.22). На ПЛЗ ця вимога не поширюється.

Усе це рішення проєкту лінії й енергокомпанії. Для опори вони важливі тим, що частину з них (схему фаз і зміщення ярусів) вона несе самою геометрією.

Що це означає для опори й траверси

Норма не вимагає розраховувати опору на динаміку пляски, але це не означає, що пляска опори не торкається. Розрахункові режими (вітер, ожеледь, обрив) задають статичні навантаження, а під час пляски гірлянда, затискачі й траверса сприймають багато циклів змінного зусилля. На вузлах це працює як втомне навантаження, а не як разовий удар.

Від району галопування й схеми проводів залежить сама форма голови опори: вертикальна відстань між ярусами траверс, їхній виліт і зміщення. Тому район галопування й відстані між проводами належать до вихідних даних для проєктування опори, а не до пізніших уточнень. Наші багатогранні опори для ліній 6–10 кВ, 35 кВ, 110 кВ і 220 кВ виготовляємо за кресленнями замовника або розробляємо креслення КМ і КМД під задану геометрію.

У вузлах, що сприймають змінне навантаження, найуразливіші місця: кріплення траверси до стовбура, вушка під гірлянди, фланцеві й болтові стики. Тому у цеху шви перевіряємо оглядом і ультразвуком, а болтові з’єднання комплектуємо метизами за проєктом. Як це влаштовано на багатогранній опорі, описано в статтях про вузли багатогранної опори і приймання багатогранних опор; про момент затягування болтів — у статті Момент затягування болтів.

Якщо лінія проходить у районі 2 і проєкт задає додаткове навантаження від пляски, ми беремо його із завдання: ПУЕ нормативних значень для динаміки галопування не дає, і придумувати їх самостійно ми не станемо.

Що надіслати для проєктування опор у районі інтенсивної пляски

Крім звичайного набору (клас напруги, марка й переріз проводів, кількість ланцюгів, вітровий і ожеледний район), для таких ліній потрібні дані, яких немає в типовому завданні:

• район галопування за рис. 2.5.9 з уточненням за експлуатацією, якщо воно є;
• схема розташування проводів і тросів, вертикальні відстані між ярусами, зміщення по горизонталі й стріла габаритного прогону;
• чи передбачені міжфазні розпірки, гасники чи плавлення ожеледі: якщо так, їхня маса й точки кріплення;
• додаткові навантаження від пляски, якщо проєкт лінії їх задає, із зазначенням режиму.

Решту (тип опори, висоту, фундамент) добирають за звичайним порядком, див. розділ про опори ЛЕП.

Що перевіряють на опорі після пляски

Якщо лінія відключалася під час ожеледі й вітру або обхідник побачив великі розмахи проводів, опору після цього оглядають позачергово. Порядок і перелік визначає експлуатаційна документація власника лінії; нижче те, що логічно дивитися на самій металоконструкції.

• Болти й гайки: у кріпленні траверс, на фланцевих стиках і на анкерах. Шукають ослаблену затяжку, провернуті гайки, відсутні контргайки й шайби.
• Зварні шви траверс і вушок під гірлянди: тріщини, особливо біля кореня шва, у зоні ребер і біля фланців.
• Траверси: залишкові вигини, зміна положення відносно горизонталі, тріщини в основному металі.
• Вушка, скоби й кронштейни ізоляторів: знос, овальні отвори, сліди тертя.
• Стовбур чи решітка: місцеві вм’ятини, зігнуті елементи, відхилення опори від вертикалі вздовж і впоперек лінії.
• Фундамент і анкерні болти: тріщини й сколи бетону навколо болтів, нова просадка, оголена арматура.
• Цинкове покриття: протерті ділянки в місцях тертя й вузлах підвісу.

Огляд не замінює розрахунку. Якщо знайдено залишкові деформації, тріщини чи зрізані болти, опору розглядають за результатами технічного обстеження й перевірочного розрахунку; методику й перелік дефектів описано в статті Оцінка стану сталевих опор ПЛ. Технічне обстеження конструкцій — наша послуга. Стан проводів, арматури, розпірок і гасників оцінює служба експлуатації лінії.

Що ми робимо, а що ні

Ми виготовляємо опори й траверси, розробляємо креслення КМ і КМД, виконуємо технічне обстеження металоконструкцій. Монтаж опор виконує ліцензована будівельна компанія-партнер за проєктом виконання робіт.

Ми не проєктуємо лінії, не вибираємо схему захисту від пляски, не встановлюємо розпірки й гасники на проводах і не обслуговуємо проводи. Це завдання проєктної організації й енергокомпанії. Загальні вимоги до опор ЛЕП зібрано в статті про вимоги до опор ЛЕП; навантаження — у статті Навантаження на повітряні лінії та опори ЛЕП.

Нормативи й чинність

Усі числа й пункти цієї статті взято з Правил улаштування електроустановок (ПУЕ, редакція 2026 р.), глава 2.5: означення вібрації й галопування проводів, п. 2.5.22, 2.5.29, 2.5.30, 2.5.72 (рис. 2.5.9), 2.5.90, 2.5.94–2.5.98, 2.5.100, табл. 2.5.22–2.5.24. ПУЕ введено в дію 05.06.2026; вони замінили попередню редакцію. Для проєкту значення таблиць беруть із чинного тексту.

Експлуатацію й огляди ліній 35 кВ і вище описує СОУ-Н ЕЕ 20.502:2007 «Повітряні лінії електропередавання напругою 35 кВ і вище. Інструкція з експлуатації».

Чинність і редакція кожного документа потребують перевірки перед використанням у проєкті.