Zwiększenie zdolności przesyłowych istniejących linii energetycznych napowietrznych

26.01.2016

Podstawowym problemem przy zwiększeniu zdolności przesyłowych istniejących napowietrznych linii elektroenergetycznych jest ograniczona obciążalność prądowa linii.

Obecnie w związku z coraz większym zapotrzebowaniem na energię elektryczną poważ­nym wyzwaniem staje się sprosta­nie temu zapotrzebowaniu. Zmiany klimatu, w tym ubiegłoroczne upały, zmusiły Polskie Sieci Elektroenerge­tyczne, operatora krajowego sys­temu elektroenergetycznego (KSE), do wprowadzenia znanych z dawniej­szych czasów stopni zasilania, czyli ograniczeń w przesyle mocy, przede wszystkim do największych odbior­ców. Aby w przyszłości uniknąć ta­kich problemów, niezbędne są stałe inwestycje w nowe jednostki wytwór­cze oraz sieć przesyłową i dystrybu­cyjną. Konieczne są również moder­nizacje już istniejących elementów KSE, zwłaszcza napowietrznych sie­ci wysokiego napięcia. Pozwoli to na znaczne zwiększenie pewności zasila­nia i zdolności przesyłowych.

 

Rys. 1 Stan sieci przesyłowej oraz plan jej rozwoju do 2025 r. (źródło www.pse.pl)

 

Krajowy system elektroenergetyczny

Krajowy system elektroenergetycz­ny to zbiór urządzeń przeznaczonych do wytwarzania, przesyłania i bezpo­średniej dystrybucji energii elektrycz­nej, połączonych ze sobą funkcjonal­nie w system umożliwiający dostawę energii do odbiorców na terenie całego kraju w sposób ciągły i nieprzerwany. W skład KSE wchodzą: źródła energii, sieć przesyłowa i sieć dystrybucyjna; system jest powiązany z podmiotami zagranicznymi, z którymi prowadzona jest wymiana energii.

Według danych na koniec 2010 r. sieć przesyłową w kraju tworzy 13 tys. km linii NN (w tym 5 tys. km li­nii 400 kV i 8 tys. km linii 220 kV) oraz 99 stacji elektroenergetycznych zasilających sieci dystrybutorów i od­biorców przemysłowych. Znacząca ilość linii przesyłowych wybudowana została w latach 60. i 70. ubiegłego wieku. Średni wiek majątku sieciowe­go wynosi ok. 40 lat, a przewidywany średni czas sprawności funkcjonalnej głównych elementów sieci przesyło­wej to 13 lat dla linii 220 kV i 22 lata dla linii 400 kV W latach 2011-2025 poziom planowanych nakładów na roz­budowę sieci przesyłowej szacuje się na ponad 22,6 mld zł [1], [2].

 

Fot. 1 Uszkodzenia słupa serii Sc 120

 

Normy

Zwiększenie zdolności przesyłowych istniejących linii wysokiego napięcia możliwe jest poprzez ich moderniza­cje. Należy pamiętać o zmianach norm i przepisów, które wymuszają wpro­wadzenie znaczących zmian w pro­jektach. W tabeli zestawiono podsta­wowe zmiany zachodzące w normach, zarówno elektrycznych, jak i czys­to konstrukcyjnych. Schematycznie przedstawiono zakres normatywnych zmian, jakie miały miejsce o okre­sie 1948-2014. Największe zmiany wprowadziło zastosowanie do pro­jektowania konstrukcji wsporczych norm: PN-EN 50341-1:2005 i PN- EN 50341-3-22:2010. Normy te wprowadziły nowe zasady wyzna­czania kombinacji obciążeniowych, w szczególności:

– nowe kombinacje dla wzajemnych oddziaływań wiatrowo-sadziowych,

– nowe kierunki działania wiatru na konstrukcje i przewody,

– nowe formuły obliczeniowe dla ob­ciążeń od sadzi i wiatru,

– zwiększenie wartości charaktery­stycznych obciążeń wiatrem i sadzią na przewody i konstrukcje wsporcze,

– dodatkowe kombinacje związane z nierównomiernym obciążeniem sadzią przewodów,

– nowe zasady obliczania obciążeń od zerwania przewodów dla słupów mocnych,

– zmniejszenie dopuszczalnych smukłości prętów.

Ciężary konstrukcji słupów projekto­wane zgodnie z tymi normami w po­równaniu z poprzednio obowiązu­jącymi normami uległy zwiększeniu o 15-30% w zależności od rodzaju słupa i strefy klimatycznej.

 

Tab. Ewolucja norm od połowy XX w. do 2012 r.

Część elektryczna

Część konstrukcyjna

PN-EN 101 (1948 r.)

PN-E-05100 (1958, 1962, 1967, 1975 r.) Elektroenergetyczne linie napowietrzne. Ogólne przepisy budowy

PN-B-03200 (1951, 1956, 1962, 1976 r.) Konstrukcje stalowe

Według powyższych norm wybudowano znaczącą ilość linii 220 kV i 400 kV w Polsce. Z tego okresu pochodzi również większość dokumentacji konstrukcji słupów (katalogowych) wykorzystywanych przez wiele następnych lat

 

PN-80/B-03200 Konstrukcje stalowe.

Obliczenia statyczne i projektowanie PN-B-03205:1984 Konstrukcje stalowe. Podpory linii elektroenerge­tycznych… Projektowanie i wykonanie

Znacząco podwyższono wymagania w projektowaniu konstrukcji słupów stalowych w stosunku do lat 50., 60. i 70. XX w.

PN-E-05100:1998 Elektroenergetyczne linie napowietrzne. Projekto­wanie i budowa. Linie prądu przemiennego z przewodami gołymi

PN-90/B-03200

PN-B-03205:1996

W zakresie wymagań elektrycznych nie nastąpiły istotne zmiany.

Znacząco podwyższono wymagania w projektowaniu konstrukcji słupów stalowych w stosunku do PN-80/B-03200

PN-EN 50341-1:2005 Elektroenergetyczne linie napowietrzne prądu przemiennego powyżej 45 kV. Część 1. Wymagania ogólne. Specyfi­kacje wspólne

Normy PN-B

PN-EN 50341-3-22:2010 Elektroenergetyczne linie napowietrzne prądu przemiennego powyżej 45 kV. Część 3. Zbiór normatywnych warunków krajowych. Polska wersja EN 50341-3-22:2001

Eurokody

Wprowadzenie normy europejskiej PN-EN 50341 oraz Eurokodów zasadniczo zmieniło od 2010 r. projektowanie konstrukcji wsporczych (słupów) oraz dobór osprzętu w liniach elektroenergetycznych. Zwiększono obciążenia klimatyczne (wiatr, sadź), wprowadzono nowe kombinacje obciążeń (zwłaszcza kombinacje obciążeń wiatru i sadzi), zwiększono wymagania konstrukcyjne (np. zmniejszenie dopuszczal­nych smukłości elementów, inne nośności połączeń śrubowych) oraz wymagania dotyczące wartości obciążeń działających na osprzęt linii. Skutkowało to m.in. znaczącym wzrostem ciężaru konstrukcji słupów oraz zwiększeniem wytrzymałości osprzętu

W 2014 r. opublikowano w Polsce nową normę europejską PN-EN 50341-1:2013. Obecnie uzgadniany jest załącznik krajowy prPN-EN 50341-2-22 do tej normy

 

Zwiększenie możliwości przesy­łowych przez wymianę istnieją­cych przewodów na nowe

Podstawowym problemem przy zwięk­szeniu zdolności przesyłowych ist­niejących napowietrznych linii elek­troenergetycznych jest ograniczona obciążalność prądowa linii. Ograni­czenie to może wynikać z osiągnięcia maksymalnej obciążalności danego typu przewodu zawieszonego na linii lub niemożliwości spełnienia wymaga­nych odległości pionowych od obiektów krzyżowanych. Przepływający w prze­

wodzie prąd powoduje jego nagrzewa­nie. Im większa wartość prądu płynie w przewodzie, tym bardziej się on nagrzewa, a tym samym bardziej się rozciąga i zwis między poszczególnymi słupami rośnie. Najstarsze linie napo­wietrzne projektowane były zazwyczaj dla granicznej, długotrwałej tempera­tury pracy przewodów 40-60°C. Dla tych temperatur sprawdzane też były wymagane minimalne odstępy izola­cyjne. Obecnie bardzo rzadko schodzi się z temperaturą pracy linii poniżej 80°C, przy czym maksymalna dopusz­czalna temperatura przewodu ACSR wynosi ok. 90°C.

W większości przypadków, chcąc zwiększyć graniczną temperaturę pracy linii, a co za tym idzie dociążyć ją, należałoby podnieść istniejące słu­py w celu zwiększenia wysokości za­wieszenia przewodów i zapewnienia spełnienia odległości izolacyjnych wy­maganych normami. Głównym proble­mem w tego typach sytuacjach jest stan techniczny słupów. Na fot. 1 przedstawiono stan techniczny nóg słupa Sc 120 na linii 110 kV w woje­wództwie zachodniopomorskim.

 

Rys. 2 Porównanie budowy tradycyjnego przewodu ACSR (a) z przewodem segmentowym ACSR/TW (b)

 

Zakładając jednak, że istniejące słu­py są w dobrym stanie technicznym, to i tak nie spełniają one wymagań obecnych norm elektrycznych i kon­strukcyjnych. W takim przypadku podwyższenia słupów i sprawdzenia „odległości elektrycznych” na słupie (np. odległości międzyprzewodowe, podskoki, wychylenia łańcuchów prze­lotowych i mostków) należałoby wyko­nać zgodnie z normami obowiązują­cymi w chwili projektowania i budowy linii. Nie jest to dobre podejście m.in. ze względu na bezpieczeństwo. Podwyższeń słupów można uniknąć, zwiększając naciągi przewodów, jed­nak w większości przypadków jest to niemożliwe ze względu na ograniczoną wytrzymałość słupów oraz stany gra­niczne samych przewodów.

Analizując możliwości zwiększenia zdolności przesyłowych istniejącej linii będącej w dobrym stanie tech­nicznym, można próbować wymie­niać tradycyjne stalowo-aluminiowe przewody fazowe ACSR na przewody stalowo-aluminiowe segmentowe lub nowoczesne przewody niskozwisowe. Tu jednakże należy zwrócić ponownie uwagę, że konstrukcja słupa z regu­ły nie będzie spełniała wymagań norm serii PN-EN 50341 [9], [10], a nawet w przypadku starszych słupów, normy PN-E-05100-1:1998 [11]. Dostoso­wanie słupów do wymagań wymienio­nych norm może wymagać wykonania dodatkowych zabiegów związanych ze wzmocnieniem ich konstrukcji i fun­damentów. Powyższa uwaga dotyczy także problemów opisanych w dalszej części artykułu. Zawsze gdy mowa jest o braku konieczności wzmocnienia konstrukcji słupa lub fundamentów, odnosi się to do braku konieczności dostosowania linii do wymagań zmie­nionych norm, w stosunku do których linia i słupy zostały zaprojektowane. Stosując segmentowe przekroje ze­wnętrznych drutów aluminiowych, zwiększamy maksymalne obciążenie prądowe przewodu przez zwiększenie przekroju warstwy odpowiedzialnej za przepływ prądu, nie zmieniając jego średnicy lub zmieniając ją w nieznaczny sposób. Dzięki temu, że nie zmieniamy średnicy przewodu, siła parcia wiatru przenoszona z przewodu na konstruk­cje wsporcze praktycznie pozostaje taka sama (w odniesieniu do norm, na jakie był projektowany słup). Z drugiej jednak strony przez zwiększenie prze­kroju przewodu zwiększamy jego masę, co może skutkować koniecznością wzmocnienia m.in. poprzeczników.

 

Rys. 3 Budowa przewodu G(Z)TACSR

 

Na rys. 2 pokazano różnice w budowie tradycyjnego przewodu ACSR (z okrą­głymi zewnętrznymi drutami aluminio­wymi) i przewodu segmentowego. Jak widać, przekrój segmentowej części aluminiowej w porównaniu z drutami okrągłymi zwiększy się o ok. 20%.

Innym sposobem zwiększenia możli­wości przesyłowych istniejących linii elektroenergetycznych jest wymiana istniejących przewodów na przewo­dy HTLS. Przewody te zbudowane są z materiałów pozwalających na trwa­łą pracę powyżej granicy 80°C. Na rdzenie takich przewodów stosuje się specjalne stopy stali, lekkie materiały kompozytowe lub inwar, natomiast na część przewodzącą – stopy aluminium (np. z cyrkonem) lub aluminium całko­wicie wyżarzone odporne na wysokie temperatury. Wszystkie przewody HTLS mogą pracować w sposób ciągły w temperaturze co najmniej 150°C. Niektóre z nich nawet w 250°C, za­chowując swoje właściwości mecha­niczne i elektryczne [4].

 

Rys. 4 Budowa przewodu ACCC (z rdzeniem kompozytowym)

 

Wybrane rodzaje przewodów HTLS:

– ACSS, ACSS/TW – ang. Aluminium Conductor Steel Supported. Prze­wody te z wyglądu nie różnią się od standardowych przewodów ACSR. Budowane są jako przewody z dru­tami aluminiowymi okrągłymi oraz trapezoidalnymi (segmentowymi). Na rdzeń stosuje się stal o stan­dardowej lub o zwiększonej wytrzymałości mechanicznej. Druty rdze­nia mogą być pokryte aluminium lub miszmetalem (stop z metalami ziem rzadkich). Aluminium stosowane na druty zewnętrzne to aluminium cał­kowicie wyżarzone 1350-0.

– G(Z)TACSR – ang. Gap Type Ul­tra Thermal Resistant Aluminium Conductor Steel. Przewody o uni­kalnej konstrukcji (rys. 3) z nie­wielką szczeliną między stalowym rdzeniem o wysokiej wytrzymałości mechanicznej a pierwszą warstwą drutów aluminiowych (segmento­wych). Szczelina ta wypełniona jest odpornym na działanie wysokich temperatur smarem, który zapew­nia również ochronę przed wilgocią i zmniejsza tarcie między rdzeniem i aluminium. W przewodzie tym całe obciążenie mechaniczne przejmuje rdzeń stalowy.

– (Z)TACIR – ang. Thermal Resistant Aluminium Conductor Aluminium Clad Invar Reinforced. Przewód o budowie takiej jak tradycyjne prze­wody ACSR. Różnicą jest zastoso­wanie jako rdzeń drutów z inwaru pokrytego aluminium. Inwar jest to stop żelaza z niklem (Fe-36%Ni) z bardzo małym współczynnikiem rozszerzalności cieplnej.

– ACCR – ang. Aluminium Conduc- tor Composite Reinforced. Przewód produkcji firmy 3M, w którym meta­lowy rdzeń zastąpiono połączeniem włókien węglowych z aluminium. Rdzeń ten charakteryzuje się dużą wytrzymałością mechaniczną oraz jest lżejszy w porównaniu z rdze­niem stalowym [5]. Na warstwy zewnętrzne stosuje się stop alumi­nium z cyrkonem.

– ACCC – ang. Aluminium Conductor Composite Core. Produkt ofero­wany przez Composite Technology Corp. (CTC), w którym jako rdzeń jest stosowany kompozyt z włókien węglowych i szklanych. Druty alumi­niowe wykonane są jako segmento­we [6] (rys. 4).

W przypadku gdy chcemy zwiększyć możliwości przesyłowe linii przez wy­mianę przewodów bez konieczności wymiany (lub podniesienia) słupów i fundamentów, konieczne jest wybra­nie odpowiedniego przewodu. Głów­nym założeniem jest to, aby przewód ten miał zbliżoną średnicę oraz powo­dował podobne obciążenie słupów co przewód istniejący.

Sam proces wyboru przewodu jest złożony. Wyjaśnia go np. broszura techniczna [7]. W skrócie można to ująć w następujący sposób [4]:

Jeśli maksymalna dopuszczalna tem­peratura pracy przewodu (Maximum Allowable Conductor Temperature – MACT) zmontowanego w linii jest mniejsza niż 75°C, to można go wy­mienić na nowszy przewód, ale tego samego typu. Jeśli natomiast na li­nii zawieszone są przewody, których MACT zbliżona jest do 100°C, to za­zwyczaj wymiana na przewód HTLS jest niezbędna w celu znacznego zwiększenia obciążalności (rys. 5). Rysunek 6 przedstawia, w jaki sposób przewody HTLS pozwalają zwiększyć możliwości przesyłowe istniejących linii bez konieczności podwyższania słupów.

Warunkiem zachowania istniejących odległości izolacyjnych w wyższych temperaturach Ca tym samym przy wyższej obciążalności przewodu) jest mniejszy zwis montażowy oraz mniejsza rozszerzalność cieplna i wydłużenie liniowe instalowanego przewodu.

 
 
Rys. 5 Obciążalność przewodu w funkcji jego temperatury [4]

 

Operator sieci elektroenergetycz­nej w Norwegii – Statnett, w związku z problemami dotyczącymi zwiększenia zapotrzebowania na energię oraz opo­rem przed nowymi inwestycjami, posta­nowił zwiększyć napięcie na większości istniejących linii z 300 kV do 420 kV Zaprezentowany na 44. sesji CIGRE w Paryżu w 2012 r. artykuł B2-102 [8] przedstawia genezę i przebieg tego procesu. Autorzy artykułu wskazali, że zwiększenie napięcia linii zwiększy jej zdolności przesyłowe o ok. 40%. Sam proces podzielili na etapy: pierwszy etap odnosi się do inspekcji istniejącej linii oraz wykonania jej skaningu laserowego CLiDAR]; drugi polega na opracowaniu założeń przeizolawania linii oraz ziden­tyfikowania problematycznych słupów, a trzeci to opracowanie finalnej wersji łańcuchów izolatorów dla poszczegól­nych typów słupów i przystąpienie do prac. Nawiązując do pierwszego etapu, wydaje się, że w dzisiejszych czasach skaning laserowy połączony z dokładną inspekcją jest świetnym narzędziem pozwalającym zinwentaryzować istnie­jącą linię. Z oblotu dostajemy chmurę punktów wraz z dokumentacją fotogra­ficzną, które wprowadzając do specja­listycznego oprogramowania, pozwala otrzymać swoisty „wykaz montażowy” linii w postaci pliku przestrzennego. Każdy z punktów ze skaningu ma swoje współrzędne XYZ, które zorientowane są w jednym z wybranych układów geo­dezyjnych, dzięki czemu przy odpowied­niej gęstości punktów widzimy dokład­nie wszystkie obiekty krzyżowane oraz całą okolice linii w trzech wymiarach. Głównym problemem przy zmianie na­pięcia pracy linii jest zapewnienie od­powiedniego poziomu bezpieczeństwa zarówno dla osób znajdujących się w po­bliżu linii, jak i dla samej linii. Wymagane poziomy izolacji zwiększają się wraz ze zwiększaniem napięcia. Łańcuchy izolato­rów ulegają wydłużeniu, a co za tym idzie na głowicy słupa może dojść Ci najczęściej dochodzi] do sytuacji takiej, że wymagane odstępy izolacyjne części pod napięciem do części uziemionej (konstrukcja słupa, osprzęt) są za małe i nie spełniają założeń norm elektrycznych. Dla napięcia 420 kV liczba izolatorów kołpakowych szklanych, w porównaniu z napięciem 300 kV, zwięk­sza się z 14 do 18. To pociąga za sobą wydłużenie standardowego łańcucha przelotowego do ok. 3,5-3,6 m. Euro­pejska Norma [9] przy napięciu 420 kV wymaga odległości izolacyjnych na słu­pie na poziomie 2,8 m. Norwescy pro­jektanci wykonali badania i stwierdzili, że wymagana normami sumaryczna długość drogi upływu izolatorów, a tym samym liczba izolatorów kołpakowych może być zredukowana z 18 do 17. Następnie podzielili słupy na dwie kategorie: GO – gdy wszystkie odległości izolacyjne są spełnione i można stosować założony łańcuch, oraz NO GO – gdy trzeba wpro­wadzić zmiany.

Wraz z pracownikami Politechniki w Graz wykonali badania elektryczne (fot. 2) na konkretnych głowicach słupów w skali 1:1.

Dzięki tym badaniom określono minimal­ne odległości części pod napięciem od części uziemionej. W wyniku wszystkich przeprowadzonych operacji badacze do­szli do wniosku, że jedynie na 5% słupów wystąpi konieczność ich przebudowy. Za­prezentowany tu opis jest uproszczonym i skróconym przedstawieniem problemu opisanego w [8].

 

Fot. 2 Model do badania głowicy słupa [8]

 

Podwyższenie napięcia na liniach istniejących

Dużym problemem przy budowie no­wych linii przesyłowych i dystrybu­cyjnych jest wyjątkowo silny opór społeczeństwa i związane z tym pozy­skanie tzw. prawa drogi. Linia 400 kV Kozienice – Ołtarzew jest tego do­skonałym przykładem. Najdziwniejsze jest to, że lokalne społeczności widzą potrzebę zwiększenia niezawodności dostarczania energii do swoich domów oraz chcą zwiększenia bezpieczeństwa państwa. Niestety nowe linie widzieli­by najchętniej co najmniej w sąsiedniej gminie, a najlepiej na drugim końcu kra­ju. Takie postępowanie nazywane jest NIMBY, czyli „nie na moim podwórku” (Not In My Back Yard).

Ze względu na stan istniejących pol­skich linii wysokiego napięcia wyda­je się, że zwiększenie napięcia może nie być korzystne w przyszłości, kie­dy wyczerpią się zdolności przesyło­we nowo budowanych linii 110, 220 i 400 kV Oczywiście wiąże się to ze stałym nadzorem nad stanem linii i niedopuszczaniem do degradacji in­frastruktury.

 

Rys. 6 Rysunek przedstawiający, w jaki sposób przewody HTLS pozwalają zwiększyć zdolności przesyłowe istniejących linii [4]

 

Podsumowanie

Przedstawione informacje nie wyczer­pują tematu możliwości zwiększenia zdolności przesyłowych istniejących linii napowietrznych ze względu na ograniczone miejsce przeznaczone na niniejszy artykuł. Należy wspomnieć o konwersji linii napięcia zmiennego na linie napięcia stałego, dzięki cze­mu można by zwiększyć liczbę torów przesyłowych, np. z dwutorowej linii AC zrobić trzytorową linię DC. Wiąże się to jednak z dużymi nakładami fi­nansowymi, które w tej chwili wydają się niewspółmierne do korzyści. Mimo wszystko w przyszłości może okazać się to niezbędne.

Przy jakiejkolwiek ingerencji w istnie­jące linie należy pamiętać o normach, które na przestrzeni lat zmieniły się dość znacząco i mają bardzo duży wpływ na zakres wymaganej pracy.

 

mgr inż. Robert Czyż

mgr inż. Piotr Wojciechowski

inż. Marcin Tuzim

Elbud-Projekt Warszawa Sp. z o.o.

 

Literatura

1. Z. Maciejewski, Stan krajowego sys­temu elektroenergetycznego, „Polity­ka Energetyczna”, tom 14, zeszyt 2, 2011, PL ISSN 1429-6675.

2. Odpowiedź podsekretarza stanu w Mi­nisterstwie Gospodarki na interpelację nr 19742 ws. barier prawnych reali­zacji inwestycji związanych z budową i rozbudową sieci przesyłowych energii elektrycznej, Warszawa, 20 stycznia 2011 r.

3. Polityka energetyczna Polski do roku 2030, dokument przyjęty przez Radę Ministrów w dniu 10 listopada 2009 r.

4. Overhead Lines. A CIGRE GREEN BOOK, rozdział 8 „Conductors”, Dale Douglas, Mark Lancaster, Koichi Yonezawa, 2014.

5. 3M™ Aluminum Conductor Composite Reinforced (ACCR) High-capacity transmission conductor.

6. Przewody o małych zwisach (ang. HTLS High Temperature Low Sag conductors) oferowane przez Zircon Poland jako al­ternatywa dla przewodów AFL przy bu­dowie nowych linii średnich, wysokich i najwyższych napięć oraz przy zwiększa­niu zdolności przesyłowych istniejących linii, Warszawa, 24.09.2010 r.

7. Conductors for the uprating of overhead lines, CIGRE WG B2.12, TB 244, kwiecień 2004.

8. S. Berlijn, K. Halsan, R.I. Jónsdóttir, J. Lunndqusit, I. Gutman, K. Kupisz, Voltage Upraiting of Statnett's 300 kV Transmission Lines to 420 kV, 2012 r.

9. Norma PN-EN 50341-1:2005 Elektro­energetyczne linie napowietrzne prądu przemiennego powyżej 45 kV Część 1: Wymagania ogólne. Specyfikacje wspólne.

10. Norma PN-EN 50341-3-22:2010 Elektroenergetyczne linie napowietrz­ne prądu przemiennego powyżej 45 kV Część 3: Zbiór normatywnych warunków krajowych. Polska wersja EN 50341-3-22:2001.

11. Seria norm PN-E-05100-1 Elektro­energetyczne linie napowietrzne. Projektowanie i budowa. Linie prądu przemiennego z przewodami roboczy­mi gołymi.

12. Normy PN-B przywołane w [9], [10], [11].

www.facebook.com

www.piib.org.pl

www.kreatorbudownictwaroku.pl

www.izbudujemy.pl

Kanał na YouTube

Profil linked.in

Używamy cookies i podobnych technologii m.in. w celach: świadczenia usług, reklamy, statystyk. Korzystanie z witryny bez zmiany ustawień Twojej przeglądarki oznacza, że będą one umieszczane w Twoim urządzeniu końcowym. Pamiętaj, że zawsze możesz zmienić te ustawienia. Szczegóły znajdziesz w Polityce Prywatności.