Пляска проводов ЛЭП: что это, когда возникает и что значит для опор

Что это за явление и чем оно отличается от вибрации

По определению ПУЭ, галопирование проводов и тросов — это устойчивые периодические низкочастотные колебания в пролёте с частотой 0,2–2 Гц, образующие стоячие волны (иногда в сочетании с бегущими) с числом полуволн от одной до двадцати и амплитудой 0,3–5 м. Один полный цикл занимает от полсекунды до пяти. Провод ходит целой дугой или несколькими, и с земли это видно без бинокля.

С вибрацией пляску путают из-за слова «колебания», но природа и последствия разные. Вибрация быстрая и мелкая, пляска медленная и крупная.

Когда возникает пляска

Нужны две вещи одновременно: ветер и несимметричный профиль провода. Чистый провод круглый и обтекается одинаково со всех сторон. Когда же с наветренной стороны нарос гололёд, изморозь или налип мокрый снег, сечение приобретает форму, похожую на крыло, и поток создаёт подъёмную силу, которая меняется, когда провод движется. Если ритм этих изменений совпадает с одной из собственных частот пролёта, размах колебаний растёт.

Отложение не обязано быть толстым. Пляска возможна и тогда, когда с земли лёд почти не заметен. Ветер должен быть более-менее ровным и дуть поперёк трассы.

Рискованнее открытые равнины, вершины холмов, участки линии на гребнях и через долины. Лес, плотная застройка и сильно изрезанный рельеф закрывают провод от поперечного ветра и снижают вероятность пляски; ПУЭ учитывает это в п. 2.5.98 (об этом ниже).

Пляска продолжается, пока не изменится погода: ветер ослабнет или сменит направление, отложение осыплется или растает. Это могут быть часы, иногда сутки и больше. Сколько таких дней бывает на конкретном участке, показывают наблюдения: ПУЭ разрешает уточнять климатические значения по многолетним данным метеостанций и владельцев сетей, в том числе по частоте условий, при которых может возникать галопирование (п. 2.5.30).

Районы галопирования в Украине по ПУЭ

ПУЭ делит территорию на два района по средней частоте повторяемости и интенсивности галопирования (п. 2.5.72, рис. 2.5.9). Район 1 — умеренное галопирование, в среднем не чаще раза в пять лет. Район 2 — чаще раза в пять лет, интенсивное. На карте район 1 охватывает северную полосу страны (Полесье) и небольшой участок на западе, остальная территория относится к району 2.

Карту разрешено уточнять по данным эксплуатации. Поэтому для конкретной трассы район определяет проект линии, а не статья на сайте.

Эту карту не стоит путать с двумя другими, которые тоже касаются льда и ветра.

Расстояния между проводами: что требует ПУЭ

Пляска опасна прежде всего тем, что сближает провода в середине пролёта, где размах наибольший. Поэтому норма решает проблему геометрией: задаёт расстояния между проводами и смещение ярусов по горизонтали, а динамическую составляющую в расчёт опоры не вносит (п. 2.5.72).

Для горизонтального расположения проводов расстояние в пролёте считают по формуле п. 2.5.97; она разобрана в статье Расстояние между опорами ЛЭП. Для смешанного и вертикального расположения (п. 2.5.98) правила зависят от района галопирования.

• Промежуточные опоры, стрела габаритного пролёта до 16 м, район 1: смещение смежных ярусов берут по табл. 2.5.22. В районах по гололёду 3–6 расстояние дополнительно проверяют по формуле (2.5.24) и принимают большее из двух значений.
• Те же опоры в районе 2: смещение по табл. 2.5.23, без дополнительной проверки по условиям гололёда.
• Стрела более 16 м: расстояние считают по формуле (2.5.24): d = 1,0 + U/110 + 0,6·√f + 0,15·V. Здесь U — напряжение линии, кВ; f — наибольшая стрела провеса при наивысшей температуре или при гололёде без ветра для габаритного пролёта, м; V — расстояние между проводами по вертикали, м.

Разницу между районами видно по цифрам двух таблиц: при интенсивном галопировании нужное смещение больше, в выбранных строках на 0,5–0,85 м.

Взято по несколько строк из обеих таблиц для наглядности; полные таблицы для 35–330 кВ — в тексте ПУЭ. Значения зависят от вертикального расстояния между проводами, которое задаёт проект.

Анкерные опоры, исключения и средства защиты

На анкерных опорах 35–750 кВ расстояние между проводами считают по формулам (2.5.22) и (2.5.23), а наименьшее смещение смежных ярусов, как правило, не берут меньше табл. 2.5.24. Здесь районы галопирования уже не различают, зато учитывают район по гололёду.

Горизонтальное смещение не требуется на опорах 35–330 кВ всех типов, если вертикальное расстояние между проводами больше 0,8f + U/250 для одиночных проводов и больше f + U/250 для проводов расщеплённой фазы. Условный пример: линия 110 кВ, одиночные провода, f = 6 м: 0,8 · 6 + 110/250 = 4,8 + 0,44 = 5,24 м.

Есть ещё два послабления. Если участок лежит в районе 2, но от поперечных ветров его закрывают рельеф, лесные массивы, здания или сооружения высотой не менее двух третей высоты опор, рекомендуется принимать район с умеренным галопированием. А если на линии применены средства защиты от галопирования, расстояние между проводами допускается брать по формулам (2.5.22) и (2.5.23), а смещение ярусов по табл. 2.5.24.

Табл. 2.5.24 ПУЭ: наименьшее смещение проводов смежных ярусов по горизонтали на опорах анкерного типа.

Конструктивные меры против пляски

ПУЭ не требует считать динамические воздействия от галопирования при расчёте опор. Зато, когда возможность галопирования предполагается, борьбу с ним организуют конструктивными мерами (п. 2.5.72). Их несколько, и действуют они на разных уровнях.

• Схема расположения фаз. В 4–6-м районах по гололёду и для линий выше 330 кВ фазы рекомендуется размещать горизонтально или треугольником, со средней фазой выше или ниже крайних; на линиях 35–110 кВ (кроме линий с защищёнными проводами, ВЛЗ) с несколькими ярусами предпочтение отдаётся смещению проводов смежных ярусов по горизонтали (п. 2.5.95).
• Междуфазные изолирующие распорки в пролёте по схемам «провод – провод», «фаза – фаза», «фаза – трос», «провод – трос» (п. 2.5.90). Они не гасят колебания, а не дают проводам сближаться.
• Устройства против галопирования на самих проводах. ПУЭ упоминает средства защиты и даёт за них послабления по расстояниям, но их конструкций не описывает. На практике это гасители разного принципа действия, для одиночных и расщеплённых фаз их подбирают отдельно; тип, массу и расстановку задаёт проект линии.
• Плавка гололёда. Для линий с неизолированными проводами в районах с гололёдной нагрузкой более 20 Н/м (5-й и 6-й районы по гололёду), с частым гололёдом или изморозью вместе с сильными ветрами и в районах с частым и интенсивным галопированием ПУЭ рекомендует предусматривать плавку гололёда на проводах и тросах (п. 2.5.22). На ВЛЗ это требование не распространяется.

Всё это решения проекта линии и энергокомпании. Для опоры они важны тем, что часть из них (схему фаз и смещение ярусов) она несёт самой геометрией.

Что это значит для опоры и траверсы

Норма не требует рассчитывать опору на динамику пляски, но это не значит, что пляска опоры не касается. Расчётные режимы (ветер, гололёд, обрыв) задают статические нагрузки, а во время пляски гирлянда, зажимы и траверса воспринимают много циклов переменного усилия. На узлах это работает как усталостная нагрузка, а не как разовый удар.

От района галопирования и схемы проводов зависит сама форма головы опоры: вертикальное расстояние между ярусами траверс, их вылет и смещение. Поэтому район галопирования и расстояния между проводами относятся к исходным данным для проектирования опоры, а не к поздним уточнениям. Наши многогранные опоры для линий 6–10 кВ, 35 кВ, 110 кВ и 220 кВ мы изготавливаем по чертежам заказчика или разрабатываем чертежи КМ и КМД под заданную геометрию.

В узлах, воспринимающих переменную нагрузку, самые уязвимые места: крепление траверсы к стволу, ушки под гирлянды, фланцевые и болтовые стыки. Поэтому в цехе швы проверяем осмотром и ультразвуком, а болтовые соединения комплектуем метизами по проекту. Как это устроено на многогранной опоре, описано в статьях об узлах многогранной опоры и приёмке многогранных опор; о моменте затяжки болтов — в статье Момент затяжки болтов.

Если линия проходит в районе 2 и проект задаёт дополнительную нагрузку от пляски, мы берём её из задания: ПУЭ нормативных значений для динамики галопирования не даёт, и придумывать их самостоятельно мы не станем.

Что прислать для проектирования опор в районе интенсивной пляски

Кроме обычного набора (класс напряжения, марка и сечение проводов, число цепей, ветровой и гололёдный район), для таких линий нужны данные, которых нет в типовом задании:

• район галопирования по рис. 2.5.9 с уточнением по эксплуатации, если оно есть;
• схема расположения проводов и тросов, вертикальные расстояния между ярусами, смещение по горизонтали и стрела габаритного пролёта;
• предусмотрены ли междуфазные распорки, гасители или плавка гололёда: если да, их масса и точки крепления;
• дополнительные нагрузки от пляски, если проект линии их задаёт, с указанием режима.

Остальное (тип опоры, высоту, фундамент) подбирают в обычном порядке, см. раздел об опорах ЛЭП.

Что проверяют на опоре после пляски

Если линия отключалась во время гололёда и ветра или обходчик увидел большие размахи проводов, опору после этого осматривают внепланово. Порядок и перечень определяет эксплуатационная документация владельца линии; ниже то, что логично смотреть на самой металлоконструкции.

• Болты и гайки: в креплении траверс, на фланцевых стыках и на анкерах. Ищут ослабленную затяжку, провёрнутые гайки, отсутствующие контргайки и шайбы.
• Сварные швы траверс и ушек под гирлянды: трещины, особенно у корня шва, в зоне рёбер и у фланцев.
• Траверсы: остаточные изгибы, изменение положения относительно горизонтали, трещины в основном металле.
• Ушки, скобы и кронштейны изоляторов: износ, овальность отверстий, следы трения.
• Ствол или решётка: местные вмятины, погнутые элементы, отклонение опоры от вертикали вдоль и поперёк линии.
• Фундамент и анкерные болты: трещины и сколы бетона вокруг болтов, новая просадка, оголённая арматура.
• Цинковое покрытие: протёртые участки в местах трения и узлах подвеса.

Осмотр не заменяет расчёта. Если найдены остаточные деформации, трещины или срезанные болты, опору рассматривают по результатам технического обследования и поверочного расчёта; методику и перечень дефектов описывает статья Оценка состояния стальных опор ВЛ. Техническое обследование конструкций — наша услуга. Состояние проводов, арматуры, распорок и гасителей оценивает служба эксплуатации линии.

Что мы делаем, а что нет

Мы изготавливаем опоры и траверсы, разрабатываем чертежи КМ и КМД, выполняем техническое обследование металлоконструкций. Монтаж опор выполняет лицензированная строительная компания-партнёр по проекту производства работ.

Мы не проектируем линии, не выбираем схему защиты от пляски, не устанавливаем распорки и гасители на проводах и не обслуживаем провода. Это задача проектной организации и энергокомпании. Общие требования к опорам ЛЭП собраны в статье о требованиях к опорам ЛЭП; нагрузки — в статье Нагрузки на воздушные линии и опоры ЛЭП.

Нормативы и действительность

Все числа и пункты этой статьи взяты из Правил устройства электроустановок (ПУЭ, редакция 2026 г.), глава 2.5: определения вибрации и галопирования проводов, 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. ПУЭ введены в действие 05.06.2026; они заменили предыдущую редакцию. Для проекта значения таблиц берут из действующего текста.

Эксплуатацию и осмотры линий 35 кВ и выше описывает СОУ-Н ЕЕ 20.502:2007 «Воздушные линии электропередачи напряжением 35 кВ и выше. Инструкция по эксплуатации».

Действительность и редакция каждого документа требуют проверки перед использованием в проекте.