// //
Дом arrow Научная литература arrow Пособиемонтажээс arrow Самонесущими изолированными проводами сип (рис 2 1) называются скрученные в жгут изолированные жилы.
Самонесущими изолированными проводами сип (рис 2 1) называются скрученные в жгут изолированные жилы.

Самонесущими изолированными проводами СИП (рис. 2.1) называются скрученные в жгут изолированные жилы, причем несущая жила может быть как изолированной, так и неизолированной. Механическая нагрузка может восприниматься или несущей жилой, или всеми проводниками жгута.

Воздушная линия электропередачи напряжением выше 1 кВ и до 20 кВ выполняемые проводами с защитной изолирующей оболочкой обозначается ВЛЗ (рис. 2.2).

В настоящее время наибольшее распространение получили линии ВЛ и ВЛИ.

Пролет ВЛ - участок ВЛ между опорами или конструкциями заменяющими опоры.

Габаритным пролетом ВЛ называется пролёт, длина которого определяется нормированным вертикальным габаритом от проводов до земли при устройстве опор на идеально ровной поверхности.

Габаритной стрелой провеса называется наибольшая стрела провеса в габаритном пролёте.

 

Гл2рио

 

Рис. 2.2. Провод с защитной изоляцией для воздушных линий электропередачи марки СИП-3 на напряжение до 20 кВ

 

Магистраль ВЛ - участок линии от питающей трансформаторной подстанции до концевой опоры.

Ответвление от ВЛ к вводу – участок от опоры магистрали или линейного ответвления до зажима (изолятора ввода).

ВЛ предназначены для передачи электроэнергии на расстояние по проводам. Основными конструктивными элементами ВЛ являются провода, тросы, опоры, изоляторы и линейная арматура. Провода служат для передачи электроэнергии. В верхней части опор над проводами для защиты ВЛ от грозовых перенапряжений монтируют грозозащитные тросы. Опоры поддерживают провода и тросы на определенной высоте над уровнем земли или воды. Изоляторы изолируют провода от опоры. С помощью линейной арматуры провода закрепляются на изоляторах, а изоляторы на опорах.

Наибольшее распространение получили одно и двухцепные ВЛ. Одна цепь трехфазной ВЛ состоит из проводов разных фаз. Две цепи могут располагаться на одних и тех же опорах.

 

2.2. Провода воздушных линий

 

Воздушные линии могут выполняться с одним или несколькими проводами в фазе, во втором случае фаза называется расщепленной. Провода расщепленной фазы могут быть изолированы друг от друга.

Диаметр проводов, их сечение и количество в фазе, а также расстояние между проводами расщепленной фазы определяются расчетом. На ВЛ должны применяться многопроволочные провода и тросы. В качестве грозозащитных тросов следует, как правило, применять стальные канаты, изготовленные из оцинкованной проволоки для особо жестких агрессивных условий работы. На ВЛ до 1 кВ должны, как правило, применяться самонесущие изолированные провода (СИП) (рис. 2.4, а, б). СИП должен относиться к категории защищенных, иметь изоляцию из трудносгораемого светостабилизированного синтетического материала, стойкого к ультрафиолетовому излучению и воздействию озона. Выбор сечения проводов следует производить в соответствие с требованиями [9]. В табл. 2.1 и 2.2 приведены минимальные сечения изолированных и неизолированных проводов. В скобках дано сечение жилы самонесущих изолированных проводов, скрученных в жгут, без несущего провода. Сечения фазных проводов магистрали ВЛ рекомендуется принимать не менее 50 мм2.

Крепление, соединение СИП и присоединение к Сип следует производить при помощи линейной арматуры (рис. 2.3).

В одном пролете ВЛ допускается не более одного соединения на каждый провод. В пролетах пересечения ВЛ с инженерными сооружениями соединение проводов ВЛ не допускается.

 

Гл2рио

Рис. 2.3. Линейная арматура для самонесущих изолированных

проводов ВЛИ 0,4 кВ

 

Таблица 2.1

Минимально допустимые сечения изолированных проводов

Нормативная толщина стенки гололеда, мм

Сечение несущей жилы, мм2, на магистрали ВЛИ, на

линейном ответвлении от ВЛИ

Сечение жилы на

ответвлениях от ВЛИ и от ВЛ к вводам, мм

10¸15 и более

35 (25)*

50 (25)*

16

16


Таблица 2.2

Минимально допустимые сечения неизолированных

и изолированных проводов

Нормативная

толщина стенки

гололеда, мм

Материал провода

Сечение провода на

магистрали и линейном ответвлении, мм

10

Алюминий (А), нетермообработанный алюминиевый сплав (АН)

25

Сталеалюминий (АС),

алюминиевый сплав (АЖ)

25

Медь (М)

16

15 и более

А, АН

АС, АЖ

М

35

25

16

 

 

 

Гл2рио

a)                                                                б)

Рис. 2.4. Самонесущие изолированные провода:

а – все жилы, за исключением неизолированного нулевого несущего троса, имеют изоляционный покров из термопластичного светостабилизированного полиэтилена;

б – все жилы, в том числе несущий трос, имеют изоляционный покров

из термопластичного светостабилизированного полиэтилена


Преимущества СИП:

1. Снижение падения напряжения благодаря значительно меньшему реактивному сопротивлению (в среднем 0,1 Ом/км вместо 0,35 Ом/км), что увеличивает нагрузку в кВт при аналогичной линии и таком же падении напряжения или повышает качество переданной энергии при той же нагрузке.

2. Улучшение рабочих условий за счет устранения возможности контакта с посторонними предметами.

3. Уменьшение необходимой ширины вырубки в лесистой местности.

4. Снижение риска возникновения пожаров в лесистой или покрытой кустарником местности при падении провода на землю.

5. Уменьшение допустимого расстояния до строений и других воздушных (например, телефонных) линий, что обеспечивает большую гибкость при прокладке.

6. Повышение безопасности при образовании гололеда.

7. Возможность использования более коротких опор – допустимое расстояние до поверхности земли для изолированных проводов составляет 4 м, для неизолированных – 8 м.

8. Упрощение процесса прокладки новой линии, относительная простота переоборудования существующих линий с неизолированными проводами на линии ВЛИ с самонесущими изолированными проводами.

9. Возможности: совместной прокладки на одних и тех же опорах одновременно СИП 0,4 кВ и высоковольтных воздушных линий 6–20 кВ с неизолированными или защищенными проводами; одновременного монтажа на одних и тех же опорах телефонных линий (на 0,5 м ниже линии с СИП); установки дополнительных СИП параллельно существующим для удвоения мощности сети, что недопустимо при использовании неизолированных проводов.

10. Бесперебойное электроснабжение в случае срыва СИП с опор [10].

Преимущества СИП в городских условиях: полное устранение опасности контакта с проводом, в том числе для птиц; безопасность и экономичность подключения потребителей (разводки), которое можно проводить под напряжением; простота внедрения методики работы с низковольтными сетями под напряжением; уменьшение числа аварий более чем в 5 раз; полная защищенность от воздействия влаги и коррозионная устойчивость благодаря изоляции проводов и наличию современных нержавеющих и водозащищенных монтажных изделий и разъемов, подвергающихся испытаниям в воде при 6 кВ.

Преимущества СИП, по сравнению с сетью из неизолированного воздушного провода: устранение опасности замыкания фазы на землю из-за поломки изолятора или контакта провода с ветками деревьев; практическое устранение неисправностей из-за случайных или злоумышленных действий людей; выстрел мелкой дробью не вызывает серьезного повреждения провода; мелкие повреждения изоляционного материала не требуют немедленного ремонта; полностью исключается возможность запутывания проводов из-за ветра или атмосферной неустойчивости, что является причиной 40 % аварий в сетях с применением неизолированных воздушных проводов.

 

2.3. Изоляторы и арматура воздушных линий

 

2.3.1. Изоляторы. Изоляторы ВЛ – это электроизоляционные конструкции из фарфора, закаленного стекла или кремнийорганического материала, которые предназначены для изоляции и крепления проводов на ВЛ и в распределительных устройствах электрических станций и подстанций.

На ВЛ 110 кВ и выше должны применяться подвесные изоляторы, допускается применение стержневых и опорно-стержневых изоляторов.

Штыревые изоляторы применяются на ВЛ до 1 кВ и на ВЛ 6–35 кВ (35 редко). В условном обозначении буквы обозначают Ш – штыревой, Ф(С) – фарфоровый (стеклянный), цифра номинальное напряжение, последняя буква исполнение изолятора.

Подвесной изолятор тарельчатого типа (см. рис. 2.5) наиболее распространен на ВЛ 35 кВ и выше. Подвесные изоляторы состоят из фарфоровой (стеклянной) изолирующей части и металлических деталей - шапки, стержня, соединяемых с изолирующей частью посредством цементной связки.

Гл2рио

Рис. 2.5. Подвесной изолятор тарельчатого типа

 

Для ВЛ в районах с загрязненной атмосферой разработаны конструкции изоляторов грязестойкого исполнения с повышенными разрядными характеристиками и увеличенной длиной пути утечки. В условном обозначении буквы обозначают П – подвесной, Ф(С) – фарфоровый (стеклянный), Г - для грязных районов, цифра класс изолятора, последняя буква исполнение изолятора.

На ВЛ 35 кВ должны применяться подвесные или стержневые изоляторы. Допускается применение штыревых изоляторов. На ВЛ 20 кВ и ниже должны применяться:

·   на промежуточных опорах – любые типы изоляторов;

·   на опорах анкерного типа – подвесные изоляторы.

Выбор типа и материала (стекло, фарфор, полимерные материалы) изоляторов производится с учетом климатических условий (температуры и увлажнения) и условий загрязнения.

На ВЛ 330 кВ и выше рекомендуется применять, как правило, стеклянные изоляторы; на ВЛ 35 – 220 кВ – стеклянные, полимерные и фарфоровые, преимущество должно отдаваться стеклянным или полимерным изоляторам.


2.3.2. Линейная арматура и средства повышения ее              надежности. Линейная арматура, применяется для крепления проводов к изоляторам и изоляторов к опорам, делится на следующие виды: зажимы, применяемые для крепления проводов в гирляндах подвесных изоляторов; сцепную арматуру для подвески гирлянд на опорах и соединители для соединения проводов и тросов в пролете.

Соединения проводов и тросов следует производить при помощи соединительных зажимов и сварки.

На работу конструктивной части ВЛ оказывает воздействие механические нагрузки от собственного веса проводов и тросов, от гололедных образований на проводах, тросах и опорах, от давления ветра, а так же из-за изменения температуры воздуха. Из-за воздействия ветра возникает вибрация проводов (колебания с высокой частотой и незначительной амплитудой), а так же «пляска» проводов (колебания с малой частотой и большой амплитудой).

Указанные выше механические нагрузки, вибрации и «пляска» проводов могут привести к обрыву проводов, поломке опор, либо сокращению изоляционных промежутков, что может привести к пробою или перекрытию изоляции. На повреждаемость ВЛ влияет и загрязнение воздуха. При расчете надежности электроснабжения электроприемников по ВЛ городских электрических сетей учитывают: климатический район, в котором расположена ВЛ (всего их 5), нормативную толщину стенок гололеда (по районам) и нормативную скорость напора ветра. Для предотвращения повреждения проводов ВЛ от вибрации в необходимых случаях применяют петлевые или типовые виброгасители [11].

Фирма ОРГРЭС в 1997 году разработала ограничители гололедообразования и колебаний, а также гасители «пляски», которые обеспечивают защиту проводов и грозозащитных тросов ВЛ 110–500 кВ от гололедноветровых нагрузок. Работа ограничителей как комплексных устройств обеспечивает защиту проводов и тросов от следующих явлений:

·        сверхрасчетного гололеда – за счет увеличения жесткости провода на кручение путем установки грузов (маятниковых гасителей) на рычаге, что способствует образованию одностороннего гололеда, масса которого меньше, чем отложение изморози цилиндрической формы;

·        «пляски» проводов – за счет неравномерной установки в пролете ограничителей, момент инерции которых (из-за удлиненных рычагов и массы грузов) в десятки раз превышает момент инерции провода с гололедом, в результате чего гололед в подпролетах откладывается разной формы и с разными аэродинамическими характеристиками;

·        вибрации – за счет использования в конструкции ограничителей элементов гасителя вибрации (грузов, гибких элементов).

Для защиты одиночных проводов грозозащитных тросов от всех видов колебаний и гололеда предлагаются четыре типоразмера ограничителя (ОГК), показанного на рис. 2.6. Марки ограничителей, их число в пролете и места установки выбираются в зависимости от диаметра провода и длины пролета. Для защиты от «пляски» проводов с расщепленной фазой на два и более провода предлагаются три типоразмера гасителя «пляски» (ГПР) с грузами 2,4; 3,2 и 4,0 кг. Эти гасители устанавливают на плашки горизонтальных дистанционных распорок (рис. 2.7). Ограничение массы гололеда гасителями ГПР достигается за счет увеличения крутильной жесткости всей фазы и эксцентричного крепления гасителя к проводу, что приводит к уменьшению закручивания отдельных проводов фазы.

 

Гл2рио

 

Рис. 2.6. Общий вид ограничителя гололедообразования и колебаний типа ОГК, расположенного на проводе

 

Гл2рио

 

Рис 2.7. Общий вид гасителя «пляски» ГПР, расположенного на проводе

 

Один из пассивных методов борьбы с «пляской» проводов – увеличение расстояния между ними или установка межфазовых изолирующих распорок, которые предотвращают сближение (схлестывание) проводов, удерживая их на расстоянии, принятом в проекте.

Межфазовые распорки одновременно повышают жесткость провода. При увеличении жесткости проводов снижаются гололедные нагрузки, что очень важно для обеспечения надежности ВЛ.

Появление полимерных изоляторов, в изделиях напряжением до 500 кВ, позволило довольно быстро расширить область их применения как средство борьбы с колебаниями при гололеде и ветре. В [12] приведено описание оригинальной конструкции для очистки проводов воздушных линий электропередач.

 

2.3.3. Анкерно-подвесная и соединительная арматура СИП. Кронштейны для анкерных зажимов. Кронштейны изготавливаются из неподверженного коррозии и воздействию погодных условий высокопрочного алюминиевого сплава методом литья с последующей термообработкой; сплав обладает повышенной устойчивостью к статическим и динамическим перегрузкам.


Универсальная конструкция кронштейнов обеспечивает их быструю установку на опорах с помощью болтов или полосок из нержавеющей ленты (обычно поставляемой отдельно). Кронштейны типа BQC («поросячий хвост»), устанавливаются в сквозные отверстия на опорах и фасадах зданий.

Различные модели кронштейнов могут использоваться для крепления, как только одного анкерного зажима (комплект анкерного крепления ЕАS), так и для использования их в двойных анкерных комплектах (EADS). Существуют также усиленные кронштейны, способные выдерживать нагрузку 2000 кг.(CS 10-2000; CS 3-2000).

Анкерные зажимы для магистральных СИП, подвешиваемых на опорах. Указанные зажимы относятся к невозвратному автоматическому клиновому типу; они включают: пару устойчивых к атмосферным воздействиям и ультрафиолетовому излучению клиньев из термопластика, контактирующих с изоляцией несущего провода и обеспечивающих двойную изоляцию жилы провода; открытый корпус, в котором размещаются клинья.

Корпус изготавливается из устойчивого к атмосферным воздействиям и ультрафиолетовому излучению термопластика или из неподверженного коррозии и влиянию погодных условий высокопрочного алюминиевого сплава с последующей термообработкой. Корпус имеет две анкерных точки, к которым крепятся концы гибкой строповой петли (трос из нержавеющей стальной проволоки), которую можно быстро ввести в паз кронштейна.

В месте подвеса петлю удерживает муфта, уменьшающая так же ее износ из-за неизбежных колебаний, вызываемых ветром.

Корпус анкерного клиновидного зажима фирмы изготавливается из алюминиевого сплава или из высокопрочного термосплава. Диапазон сечений изолированного несущего нулевого троса – от 54,6 до 70 мм2. Зажим PA 35–1000 обеспечивает фиксацию несущего троса сечением 25-35 мм2, при нагрузке до 1000 кг. Другие зажимы серии PA способны надежно удерживать трос сечением от 50 до 70 мм2, и от 80 до 95 мм2, причем нагрузка на несущий элемент варьируется от 1000 до 2200 кг. Для крепления неизолированного несущего троса – анкерный зажим РАМ, приспособленный для автоматического крепления провода. Размер сечений от 16 до 95 мм2, на каждое сечение требуются соответствующий зажим.


Для натяжения самонесущего изолированного провода типа «АЛУС» (без несущего элемента) применяются зажимы, серии PSPF которые фиксируют связку проводов механическим сжатием при помощи болтов с гайками – «барашками».

Анкерные зажимы для распределительных СИП. Поскольку распределительные СИП изготавливаются лишь из 2-х или 4-х свитых изолированных алюминиевых проводов, и поскольку имеется лишь два их стандартных размера, для их монтажа применяются простой и легкий зажим; сам монтаж осуществляется очень быстро. Зажим состоит из петли, а так же клиньев и корпуса, которые изготавливаются из термопластика, устойчивого к ультрафиолетовому излучению. Анкерный ответвительный зажим PC 63 F 27 способен фиксировать 2 или 4 провода сечением от 6 до 35 мм2.

 

2.3.4. Классификация отказов линейной арматуры ВЛ. Анализ причин технологических нарушений в работе энергосистем позволяет классифицировать отказы ВЛ, в частности отказы, вызванные нарушением работоспособности линейной арматуры [13]. Основные причины отказов можно разделить на четыре группы: дефекты изготовления, сборки, ремонта и пр.; атмосферные явления, превышающие их расчетные значения; знакопеременные нагрузки на провод (вибрация, «пляска», большие температурные перепады); прочие посторонние воздействия.

Данные о нарушении работоспособности линейной арматуры за последние годы приведены в табл. 2.3.

Из табл. 2.3 видно, что основная причина нарушения работоспособности арматуры – дефекты изготовления, монтажа и ремонта, составляющие 50 % общего числа повреждений. Второе место занимают повреждения линейной арматуры от знакопеременной нагрузки – 33,4 %. С первой причиной необходимо бороться посредством повышения контроля при изготовлении, монтаже и эксплуатации линейной арматуры.


Таблица 2.3

Нарушение работоспособности линейной арматуры

Причина отказов

Число отказов / процент общего числа по годам

1996

1997

1998

1999

Дефекты

изготовления, ремонта, сборки

27/50

21/43,8

42/58,3

35/47,9

Атмосферные

явления

7/13

8/16,7

8/11,1

6/8,3

Знакопеременные нагрузки

18/33,3

19/39,5

22/30,6

22/30,1

Прочие

посторонние воздействия

2/3,7

-/-

-/-

10/13,7

Всего

54/100

48/100

72/100

73/100

Повреждения от действия знакопеременных нагрузок носят усталостный характер, который учесть расчетом не представляется возможным. Для оценки линейной арматуры необходимо проводить испытания на усталость, которые в [13] не предусмотрены. Основные факторы, приводящие к усталостным повреждениям линейной арматуры – вибрация и «пляска» проводов и грозозащитных тросов.

Пример повреждения линейной арматуры на действующих ВЛ, вызванные вибрационными нагрузками: ВЛ 110 кВ – переходы через реки Северная Двина и Волга, ВЛ 500 кВ Арзамасская – Южная и Арзамасская – Северная (переход через р. Ока) и пр. Из-за вибрации разрушаются реборды роликов подвесного зажима, защитные муфты и происходит истирание самого провода.

Примеры повреждения линейной арматуры, вызванные «пляской» проводов: ВЛ 500 кВ Азот – Бугульма, повреждение цапф     АП-25Б. При «пляске» проводов происходит истирание приливов и возникают трещины усталостного характера, излом цапф привел к падению провода; истирание и разрыв скоб СКТ-16-1 на анкерных соединениях из-за «пляски» проводов ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Буденновск, привело к падению 11 опор.

Правильная оценка надежности линейной арматуры ВЛ и открытых распределительных устройств (ОРУ) способствует повышению надежности линий электропередачи в целом. Для этого необходимо определить прочность при действии статических и циклических нагрузок, возникающих на ВЛ от ветра, температуры, гололеда и пр. Статические нагрузки, испытываемые арматурой от массы и тяжения проводов и грозозащитных тросов, определяются расчетом при испытании, проводимом в соответствии с [13]. Испытания арматуры на циклические нагрузки российскими нормами не предусмотрены, а определение расчетом циклических нагрузок от «пляски», вибрации и других явлений, действующих на арматуру совместно с проводом (тросом), не представляется возможным. При определении абсолютных значений циклических нагрузок и их направлений необходимо исходить из вида арматуры в зависимости от ее назначения (сцепная, поддерживающая, соединительная, защитная, ремонтная), опыта испытаний арматуры на вибрацию и «пляску», опыта эксплуатации ВЛ.

Влияние арматуры на усталостные повреждения проводов отмечается в точках подвеса провода и местах установки гасителей и соединительных зажимов.

Эти точки находятся у выхода из поддерживающего и натяжного зажимов или зажима гасителя, где максимальные изгибающие моменты сочетаются с истиранием от поперечных сил (между отдельными проволоками провода, между арматурой и проводом).

Анализ существующих методов испытаний в России и за рубежом показал, что для обеспечения надежной работы провода с поддерживающей, сцепной и защитной арматурой необходимо проводить следующие механические испытания:

·        знакопеременными нагрузками в целях проверки конструкции зажимов в динамическом режиме загружения с определением ее влияния на прочность провода (троса) (испытания проводятся в режиме вибрации или «пляски» проводов в условиях плоского изгиба в специальных пролетах) или на стендах;

·        сцепной и соединительной арматуры пульсирующей продольной нагрузкой с параметрами, близкими к условиям реально ВЛ;

·        защитной арматуры на усталость.


2.4. Заземление. Защита от перенапряжений

 

На опорах ВЛ должны быть выполнены заземляющие устройства, предназначенные для повторного заземления, защиты от грозовых перенапряжений, заземления электрооборудования, установленного на опорах ВЛ. Сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 30 Ом.

Металлические опоры, металлические конструкции и арматура железобетонных элементов опор должны быть присоединены к    PEN-проводнику.

На железобетонных опорах PEN-проводник следует присоединять к арматуре железобетонных стоек и подкосов опор.

Соединение заземляющих проводников между собой, присоединение их к верхним заземляющим выпускам стоек железобетонных опор, к крюкам и кронштейнам, а также к заземляемым металлоконструкциям и к заземляемому электрооборудованию, установленному на опорах ВЛ, должны выполняться сваркой или болтовыми соединениями.

Присоединение заземляющих проводников (спусков) к заземлителю в земле также должно выполняться сваркой или иметь болтовые соединения.

Сечение каждого из заземляющих спусков на опоре ВЛ должно быть не менее 35 мм:, а для однопроволочных спусков диаметр должен быть не менее 10 мм (сечение 78,5 мм:). Количество спусков должно быть не менее двух.

 

2.4.1. Разрядники. Для защиты ВЛ от внешних перенапряжений, возникающих при непосредственном поражении молниями или индуцированными зарядами при близком попадании молнии применяются разрядники (рис. 2.8).

В городских сетях применяются трубчатые разрядники с фибробакелитовыми (РТФ) и винипластовыми трубками (РТВ) и вентильные разрядники [14]. Предприятия, эксплуатирующие вентильные разрядники, заинтересованы в продлении их срока службы, так как они зарекомендовали себя высоконадёжными устройствами.


Хотя большая часть вентильных разрядников эксплуатируется от 10 до 20 лет, а некоторые - близко к предельному сроку службы, очевидно, что обновление или замена вентильных разрядников будет происходить в течение длительного времени, определяемого экономическими возможностями, интенсивностью повреждений и результатами отбраковки.

 

Гл2рио

 

Рис. 2.8. Разрядник

 

Следовательно, своевременное выявление дефектов средств защиты от перенапряжений (СЗОП), качество работы которых гарантирует надёжность работы дорогостоящего электрооборудования, является актуальной проблемой энергетики [15].

К методам диагностики, позволяющим своевременно выявить дефекты в СЗОП, относятся [16]:

- тепловизионное обследование (с помощью приборов инфракрасной техники с высокой разрешающей способностью по температуре (не ниже 0.5°С));

- измерение сопротивления изоляции Гл2рио;

- измерение пробивного напряжения Гл2рио промышленной частоты 50 Гц;

- измерение токов проводимости Гл2рио у разрядников с шунтирующими сопротивлениями, которые должны соответствовать нормативным значениям.

Благодаря применению методике тепловизионного контроля высоковольтных вентильных разрядников в рабочем состоянии выявляются следующие виды неисправностей в элементах вентильных разрядников, приводящие к их аномальным нагревам [16]: нарушение герметичности; обрыв или увлажнение шунтирующих резисторов; замыкание искровых промежутков; нарушение заводской комплектации элементов.

Руководящий документ [15] предлагает считать исправным разрядник, «верхние элементы которого в месте расположения шунтирующих резисторов нагреты одинаково». Однако опыт эксплуатации показывает, что температуры одинаковыми на всех верхних элементах фаз разрядника одного присоединения практически никогда не бывают. Причины этого: несимметрия фазных напряжений, неидентичное расположение разных фаз разрядников относительно точки съёмки, разная степень загрязненности элементов разрядника и др. и всегда отличаются (даже при исправных элементах) на доли, а иногда и на целые градусы. Практический опыт показывает, что при разнице перепада температуры верхних элементов разрядника относительно соседних в 2-3 °С можно с уверенностью утверждать, что элемент разрядника дефектный и его рекомендуется немедленно вывести в ремонт.

Важным параметром и надёжным показателем, характеризующим работоспособность разрядников, является величина его пробивного напряжения. Это измерение на практике часто применяется в тех случаях, когда исправность того или иного элемента разрядника вызывает определённые сомнения по полученным термограммам тепловизионного контроля и данных измерений токов проводимости.

Важнейшим элементом для обеспечения надежности работы изоляции электрических сетей является совершенствование системы защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений на основе широкого внедрения ограничителей перенапряжения.

В настоящее время в большинстве энергосистем срок эксплуатации вентильных разрядников превышает нормированный для них срок службы. Вентильные разрядники заменяют на ограничители перенапряжений (далее ОПН), которые имеют лучшие защитные характеристики, что позволяет снизить воздействие перенапряжений на основное электрооборудование и тем самым продлить срок его службы и повысить надежность его работы.

Многообразие выпускаемых защитных аппаратов по их характеристикам и стоимости позволяет выбрать наиболее подходящий для потребителя аппарат в зависимости от параметров сети, назначения и места установки ОПН [17, 18].

В настоящее время на энергетическом рынке России имеется большой выбор ограничителей перенапряжений как отечественного, так и зарубежного производства. На один класс напряжения имеется несколько вариантов типов ограничителей с различными значениями наибольшего рабочего напряжения, защитными характеристиками, пропускной способностью и т.п. Это позволяет подобрать наиболее оптимальные параметры ограничителя в зависимости от схемы сети и ее параметров.

К основным параметрам ограничителя относятся: наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение, номинальное напряжение, класс энергоемкости, уровни остающегося напряжения при коммутационном и грозовом импульсе, величина тока срабатывания противовзрывного устройства, длина пути тока утечки внешней изоляции.

Выбор основных параметров ограничителей перенапряжений должен осуществляться в соответствии с [17–20].

К выбору основных параметров относится:

1. Выбор наибольшего длительно допустимого рабочего напряжения ОПН.

2. Выбор класса энергоемкости ОПН, классы энергоемкости ОПН приведены в табл. 2.4.

 

Таблица 2.4

Классы энергоемкости ОПН

Удельная энергоемкость Гл2рио, кДж/кВ

До 2,0

20,5–3,0

4,0–4,5

7,0

10,0

Амплитуда прямоугольного тока длительностью 2000 икс, А1

250–300

450–600

900–1000

1200–1350

1800–1900

Класс разряда линии

1

2

3

4

5

 


3. Выбор ОПН по условиям работы в квазиустановившихся режимах. Выбранный ограничитель проверяется на соответствие его временных допустимых повышений напряжений квазиустановившимся перенапряжениям при различных видах коммутаций с учетом времени действия релейной защиты, линейной и противоаварийной автоматики.

4. Выбор номинального напряжения ОПН.

5. Определение защитного уровня ограничителя при коммутационных перенапряжениях.

6. Определение защитного уровня ОПН при грозовых перенапряжениях.

7. Выбор ОПН по условиям обеспечения взрывобезопасности.

8. Выбор длины пути утечки ОПН.

Удельная длина пути утечки для ограничителей выбирается не менее чем на 20% выше, чем для остального оборудования подстанции.

9. Особенности выбора ОПН по условиям работы в ОРУ электростанций.

10. Выбор ОПН по механическим характеристикам.

Вид ОПН приведен на рис. 2.9.

 

Гл2рио

Рис. 2.9. Ограничитель перенапряжений ОПН


2.5. Опоры

 

В городских ВЛ используются, как правило, деревянные комбинированные и железобетонные опоры. Опоры могут быть с подкосами или со стальными оттяжками, прикрепляемыми к анкерам или зданиям.

Металлические опоры применяются на ЛЭП свыше 35 кВ, достаточно металлоёмки и требуют окраски в процессе эксплуатации. Устанавливают их на железобетонных фундаментах.

Ж/б опоры долговечнее деревянных и требуют меньше металла, просты в обслуживании и поэтому широко применяются на ВЛ до 500кВ.

Опоры ВЛ разделяются на два основных вида: анкерные опоры, полностью воспринимающие тяжение проводов и тросов в смежных с опорой пролетах, и промежуточные, которые не воспринимают тяжение проводов или воспринимают его частично. На базе анкерных опор могут выполняться концевые и транспозиционные опоры. Промежуточные и анкерные опоры могут быть прямыми и угловыми. Анкерные опоры предназначены для жесткого закрепления проводов в особо ответственных точках ВЛ (пересечения железных дорог, ВЛ 330–500 кВ, автомобильных дорог шириной более 15 м, и т.д.), на концах ВЛ и на концах её прямых участков.

Угловые опоры устанавливают в точках поворота линии. Угловые опоры могут быть анкерного и промежуточного типа на ВЛ     0,4–10кВ. При углах поворота до 20о применяют как правило промежуточные опоры, а свыше 200 анкерные, на ВЛ до 10 кВ.

В зависимости от количества подвешиваемых на них цепей опоры разделяются на одноцепные, двухцепные и многоцепные.

Опоры могут выполняться свободностоящими или с оттяжками.

Промежуточные опоры могут быть гибкой и жесткой конструкции; анкерные опоры должны быть жесткими. Допускается применение анкерных опор гибкой конструкции для ВЛ до 35 кВ.

К опорам жесткой конструкции относятся опоры, отклонение верха которых (без учета поворота фундаментов) при воздействии расчетных нагрузок по второй группе предельных состояний не превышает 1/100 высоты опоры. При отклонении верха опоры более 1/100 высоты опоры относятся к опорам гибкой конструкции.

Более подробная классификация опор воздушных линий приведена в [9].

 

2.6. Требования к ЛЭП напряжением выше 1 кВ

 

К ВЛ должен быть обеспечен проезд в любое время года на возможно близкое расстояние (не далее чем на 0,5 км от трассы ВЛ). Для проезда вдоль трассы ВЛ, и для подъезда к ним должна быть расчищена полоса земли шириной не менее 2,5 от насаждений, пней, камней и т. п..

На опорах ВЛ на высоте 2-3 м должны быть нанесены следующие постоянные знаки:

·        порядковый номер опоры, номер ВЛ или ее условное обозначение - на всех опорах; на двухцепных и многоцепных опорах ВЛ, кроме того, должна быть обозначена соответствующая цепь;

·                    информационные знаки с указанием ширины охранной зоны ВЛ; расстояние между информационными знаками в населенной местности должно быть не более 250 м, при большей длине пролета знаки устанавливаются на каждой опоре; в ненаселенной и труднодоступной местности – 500 м, допускается более редкая установка знаков;

·                    расцветка фаз – на ВЛ 35 кВ и выше на концевых опорах, опорах, смежных с транспозиционными, и на первых опорах ответвлений от ВЛ;

·                    предупреждающие плакаты – на всех опорах ВЛ в населенной местности;

·                    плакаты с указанием расстояния от опоры ВЛ до кабельной линии связи – на опорах, установленных на расстоянии менее половины высоты опоры до кабелей связи.

Допускается совмещать на одном знаке всю информацию.

Линейные разъединители, переключательные пункты, высокочастотные заградители, установленные на ВЛ, должны иметь соответствующие порядковые номера и диспетчерские наименования.


2.7. Монтаж ЛЭП

 

Котлованы под стойки опор следует разрабатывать, как правило, буровыми машинами. Разработку котлованов необходимо производить до проектной отметки. Обратную засыпку котлованов грунтом надлежит выполнять непосредственно после устройства и выверки фундаментов. Грунт должен быть тщательно уплотнен путем послойного трамбования.

Тросовые оттяжки для опор должны иметь антикоррозионное покрытие. Они должны быть изготовлены и замаркированы до вывозки опор на трассу и доставлены на пикеты в комплекте с опорами.

На трассе перед монтажом изоляторы должны быть осмотрены и отбракованы. Сопротивление фарфоровых изоляторов ВЛ напряжением выше 1000 В должно проверяться перед монтажом мегомметром напряжением 2500 В; при этом сопротивление изоляции каждого подвесного изолятора или каждого элемента многоэлементного штыревого изолятора должно быть не менее 300 МОм.

Чистка изоляторов стальным инструментом не допускается. Электрические испытания стеклянных изоляторов не производятся.

На ВЛ со штыревыми изоляторами установку траверс, кронштейнов и изоляторов следует, как правило, производить до подъема опоры.

Крюки и штыри должны быть прочно установлены в стойке или траверсе опоры; их штыревая часть должна быть строго вертикальной. Крюки и штыри для предохранения от ржавчины следует покрывать асфальтовым лаком.

Разрядники должны быть установлены таким образом, чтобы указатели действия были отчетливо видны с земли. Установка разрядников должна обеспечивать стабильность внешнего искрового промежутка и исключать возможность перекрытия его струей воды, которая может стекать с верхнего электрода. Разрядник должен быть надежно закреплен на опоре и иметь хороший контакт с заземлением. Разрядники перед установкой на опору должны быть осмотрены и отбракованы. Наружная поверхность разрядника не должна иметь трещин и отслоений.


После установки трубчатых разрядников на опоре следует отрегулировать величину внешнего искрового промежутка в соответствии с рабочими чертежами, а также проверить их установку с тем, чтобы зоны выхлопа газов не пересекались между собой и не охватывали элементов конструкций и проводов.

Штыревые изоляторы должны быть прочно навернуты строго вертикально на крюки или штыри при помощи полиэтиленовых колпачков.

Допускается крепление штыревых изоляторов на крюках или штырях с применением раствора, состоящего из 40 % портландцемента марки не ниже М400 или М500 и 60 % тщательно промытого речного песка. Применение ускорителей схватывания раствора не допускается.

Алюминиевые, сталеалюминевые провода и провода из алюминиевого сплава при монтаже их в стальных поддерживающих и натяжных (болтовых, клиновых) зажимах должны быть защищены алюминиевыми прокладками, медные провода – медными прокладками.

Крепление проводов на штыревых изоляторах следует выполнять проволочными вязками, специальными зажимами или хомутами; при этом провод должен быть уложен на шейку штыревого изолятора. Проволочная вязка должна быть выполнена проволокой из такого же металла, что и провод. При выполнении вязки не допускается изгибание провода вязальной проволокой.

Опрессовку соединительных, натяжных и ремонтных зажимов следует выполнять и контролировать согласно требованиям ведомственных технологических карт, утвержденных в установленном порядке.

Геометрические размеры соединительных и натяжных зажимов проводов ВЛ должны соответствовать требованиям ведомственных технологических карт, утвержденных в установленном порядке. На их поверхности не должно быть трещин, следов коррозии и механических повреждений, кривизна спрессованного зажима должна быть не более 3 % его длины, стальной сердечник о прессованного соединителя должен быть расположен симметрично относительно алюминиевого корпуса зажима по его длине.


Термитную сварку проводов, а также соединение проводов с использованием энергии взрыва следует выполнять и контролировать согласно требованиям ведомственных технологических карт, утвержденных в установленном порядке.

При механическом повреждении многопроволочного провода (обрыв отдельных проволок) следует устанавливать бандаж, ремонтный или соединительный зажим.

Раскатку проводов (канатов) по земле следует, как правило, производить с помощью движущихся тележек.

Для опор, конструкция которых полностью или частично не позволяет применять движущиеся раскаточные тележки, допускается производить раскатку проводов (канатов) по земле с неподвижных раскаточных устройств с обязательным подъемом проводов (канатов) на опоры по мере раскатки и принятием мер против повреждения их в результате трения о землю, скальные, каменистые и другие грунты.

Раскатка и натяжение проводов и канатов непосредственно по стальным траверсам и крюкам не допускаются.

Раскатка проводов и канатов при отрицательных температурах должна производиться с учетом мероприятий, предотвращающих вмерзание провода или каната в грунт.

Особые требования к проектированию и монтажу СИП [10]:

1.) по месту установки вместо крюков и рым-болтов используются кронштейны;

2.) анкерные зажимы должны обладать достаточной способностью к проворачиванию для компенсации ограниченного, но вполне возможного скручивания связок при натяжении;

3.) анкерные и клиновидные зажимы должны устанавливаться без применения каких-либо инструментов;

4.) комплект промежуточной подвески и анкерные зажимы должны обеспечивать достаточную свободу движения, чтобы СИП могли безопасно компенсировать вызванные ветром колебания, возможные отклонения вершины опоры по какой-либо причине и т. д;

5.) комплект промежуточной подвески должен быть управляющейся (освобождающейся) конструкцией, допускающей проскальзывание несущего провода под воздействием той или иной силы. Это позволяет без повреждения изоляции несущего провода избежать серии неисправностей;

6.) конструкция промежуточной подвески и анкерных зажимов должна обеспечивать наличие изолирующих деталей (так называемой двойной изоляции); это обеспечивает дополнительную изоляцию проводов, гарантируя полную защиту системы;

7.) должна исключаться возможность потери отдельных деталей крепежной арматуры, что обеспечит ее правильную установку;

8.) по мере возможности вся арматура должна поставляться с завода-изготовителя в сборе в готовом для установки виде (для подвесных зажимов это требование является обязательным).

 

2.8. Мероприятия по повышению надежности воздушных линий

 

К настоящему времени назрела необходимость в коренном обновлении электрических сетей, создании линий нового поколения, отвечающих экономико-экологическим требованиям и современному техническому уровню по долговечности и надежности. Одним из направлений развития является применение новых конструкций и материалов, позволяющих довести срок службы вновь строящихся и реконструируемых линий до 70 и более лет [21].

Актуальность и необходимость технического перевооружения ВЛ продиктованы физическим и моральным износом электрических сетей, но при этом требованиями повышения их пропускной способности. Моральный износ вызван техническим старением в результате научно-технического прогресса, а физический износ – отработкой ВЛ срока эксплуатации.

Проблемы морального износа решаются техническим перевооружением, а физического – реконструкцией и капитальным ремонтом. Анализ причин технологических нарушений в работе энергосистем позволил классифицировать отказы ВЛ, и в частности аварии, вызванные нарушением работоспособности отдельных элементов ВЛ. Этот анализ показывает, что значительное число отказов ВЛ является следствием повреждения проводов, изоляторов, а также отключений из-за грозовых перенапряжений (табл. 2.3). Опоры являются достаточно надежным элементом линий электропередачи, однако разрушения опор имеют наиболее тяжелые последствия и приводят к большим затратам, связанным с восстановлением ВЛ и недоотпуском электроэнергии.


Данные по интенсивности и частоте отказов по элементам ВЛ приведены в табл.2.5. Структура отказов показывает на очередность проведения мероприятий по повышению надежности: повышение нагрузок от ветра и гололеда на стадии проектирования нового строительства и реконструкции старых сетей. Проведение перерасчета опор старой унификации на нагрузки [8] и создание новой унификации опор; повышение качества эксплуатации на основе улучшения диагностики состояния элементов опор и проведения своевременного ремонта. Техническое перевооружение и реконструкция являются основой повышения надежности на стадии эксплуатации.

Таблица 2.5

Распределение отказов по элементам ВЛ

Элементы воздушных линий

Поток отказов в % от общего количества

База учета грозовых перенапряжений

С учетом грозовых

перенапряжений

Опоры

9

13

Провода и

тросы

37

52

Изоляторы

23

31

Арматура

3

4

 

2.8.1. Повышение надежности опор. Для повышения надежности опор применяются: стали повышенного качества (спокойной плавки); оцинкованные детали; модернизированная конструкция стыка (двойные накладки) и т. д. Параметр потока отказов в последнее время для металлических опор составляет 0,0129, для железобетонных опор – 0,0105, для деревянных опор – 0,11 (данные 2005 года). Распределение отказов в зависимости от вида опор в процентах приведено в табл. 2.6. Можно сделать следующие выводы:

·       повреждаемость опор носит износовый характер, ее величина определяется нормами проектирования, материалом, из которого изготовлены опоры, уровнем обслуживания при эксплуатации, качеством оценки технического состояния и проведения необходимых ремонтов;

·       период до капитального ремонта металлических опор, запроектированных по [8, 9, 22], составляет порядка 30 – 35 лет;

·       уровень отказов опор еще не стабилизировался и превышает установившийся уровень 60 – 70 годов в 1,9 – 2,0 раза.


Таблица 2.6

Распределение отказов в зависимости от вида опор %

Причина отказов

Металлические

Железобетонные

Деревянные

Нагрузки и воздействия:

-ветер выше расчетного

-ветер и гололед выше

расчетного

Итого:

33,7

13,2

46,9

21,7

24,8

46,5

52,2

5

57,2

Качество проектирования и строительства

9,2

35,5

1,5

Качество эксплуатации

26,9

18

41

Разбор конструкции

посторонними лицами

16,9

-

0,3

 

Среди новых конструкций для ВЛ рассматривается применение стальных многогранных оцинкованных опор закрытого профиля, устанавливаемых на буронабивных, а в пучинистых грунтах – на шпунтозабивных фундаментах.

Многогранные опоры имеют ряд существенных преимуществ по сравнению с решетчатыми металлическими и железобетонными конструкциями. Они:

- технологичны при изготовлении и монтаже, позволяют в короткие сроки строить и восстанавливать ВЛ;

- долговечны за счет обтекаемой формы, отсутствия мест скопления влаги и невозможности проявления фактора вандализма.

При проведении комплексного технического перевооружения рекомендуется создание унифицированных опор, за основу конструктивных решений которых предлагается взять многогранные опоры на базе одного модуля, позволяющего собирать одностоечные и портальные свободностоящие опоры и на оттяжках для ВЛ 35–750 кВ.

Применение унифицированных многогранных стальных опор на базе модуля для ВЛ напряжением 35–750 кВ позволяет:

- снизить расход металла до 20% по сравнению с решетчатыми конструкциями из-за применения в конструкции преднапряженных телескопических и фланцевых стыков, современной технологии гнутья листовой и фасонной стали;

- удешевить стоимость сооружений новых ВЛ на 5–10% по сравнению с ВЛ с решетчатыми конструкциями опор;

- минимизировать объем запаса строительных конструкций для ликвидации аварий на существующих ВЛ, который по количеству типоразмеров сведется к одному модулю с комплектующими деталями, обеспечить создание компактных складов аварийного резерва энергосистемы, не требующих полного набора всей номенклатуры установленных опор ВЛ 35–750 кВ;

- сократить время и трудозатраты на ремонтно-восстановительные работы, так как опоры собираются из готовых секций;

- обеспечить доставку опор в труднодоступные места, так как секции опор имеют небольшие вес и габариты;

- исключить затраты, связанные с временной установкой и последующей заменой опор, так как опоры рассчитаны на рабочие ветровые и гололедные нагрузки и устанавливаются для постоянной эксплуатации;

- исключить ущерб от вандализма, который составляет 15% и более от общего количества отказов ВЛ с решетчатыми опорами.

При разработке проектов необходимо уделить основное внимание защите металлоконструкций от коррозии путем применения метода горячего цинкования при сооружении новых линий и комбинированных покрытий при ремонте старых.

 

2.8.2. Применение проводов Aero-Z® для высоковольтных линий электропередач 110-1150 кВ. Провода, получившие название Aero-Z®, представляют собой полностью связанные между собой проводники, которые состоят из одного или нескольких концентрических слоев круглых проволок (внутренние слои) и проволок в виде буквы «Z» (внешние слои). Каждый слой провода имеет скрутку по длине, выполненную с определенным шагом. Название Aero-Z® появилось не только от формы внешних проводников (Z), но и от значительно лучших аэродинамических характеристик проводов по сравнению с обычными круглыми проводами.

В начале 90-х годов фирма Nexans (Alcatel Cable) [23] начала производство проводов Aero-Z® на новом технологическом уровне и с учетом всех замечаний, полученных во время эксплуатации ЛЭП. Причинами для этого были:

·                      необходимость увеличения пропускной способности существующих линий;

·                      снижение механических нагрузок, прикладываемых к опорам ЛЭП, из-за пляски проводов;

·                      повышение коррозионной стойкости проводов и тросов;

·                      снижение риска обрыва провода при частичном повреждении нескольких внешних проволок из-за внешних воздействий, в том числе в результате удара молнии;

·                      улучшение механических свойств проводов при налипании снега или образовании льда.

В настоящее время в Европе установлено более 3500 км такого провода на напряжения 63–70–90–150–225–400 кВ. Начиная с 1995 года в Бельгии все строящиеся или реконструируемые линии электропередачи оснащаются проводом Aero-Z®. Во Франции в ближайшие 20 лет также намечено осуществить переход на данный вид провода. В Южной Америке построено около 1000 км таких линий и планируется монтаж еще 1500 км.

Рассмотрим более подробно конструкцию провода Aero-Z®. Внутренняя часть провода аналогична обычному проводу типа АС за исключением того, что внутренние проводники могут быть изготовлены не только из стали, но и из алюминия или алюминиевых сплавов. Более того, один или несколько проводников могут быть полыми и содержать внутри оптические волокна. Внешние же слои провода выполняются из алюминиевых проводников, имеющих форму буквы «Z», причем проводники очень плотно прилегают друг к другу.

Сравним данные для проводов Aero-Zâ со справочными данными для отечественных проводов марки АС [24]. Для примера возьмем провод АС 300/39 и провод Aero-Zâ типа 346-2Z. Удельное сопротивление провода Aero-Zâ на 3 % меньше, чем у обычного провода (0,097 и 0,1 Ом/км соответственно), следовательно на столько же будут меньше тепловые потери в проводе при транспортировке электроэнергии. Удельная масса провода на 18 % меньше по сравнению с проводом АС (958 кг/км и 1132 кг/км), диаметр – на 7 % (22,4 мм и 24 мм). Но наиболее наглядно преимущество проводов Aero-Zâ подтверждает сравнение усилия на разрыв: разница составляет 23 % (90,6 кг у АС против 111,3 кг у Aero-Zâ).


Кроме того, более гладкая внешняя поверхность приводит к существенному снижению потерь на корону (напряженность электрического поля, при котором начинается коронный разряд, у провода Aero-Zâ примерно на 15% выше, чем у обычного провода).

Лабораторные испытания на воздействие удара молнии в провод показали, что при повреждении до пяти Z-образных проводников сохраняется полная механическая прочность. Благодаря форме проводников и плотности скрутки практически исключается проникновение во внутренние слои воды и загрязнений, следовательно, снижается коррозия внутренних слоев провода.

Особо остановимся на поведении провода в условиях налипания снега. По мере накопления мокрого снега на проводе центр тяжести смещается, и провод в пролете поворачивается. Однако снег продолжает идти и цикл продолжается сначала. В результате традиционный провод получает дополнительные крутящие моменты или начинает расплетаться (в зависимости от направления ветра).

Провод Aero-Zâ, обладая более высоким сопротивлением кручению, в этих условиях практически не поворачивается, что приводит к самосбросу излишнего снега под действием собственной массы.

За счет более гладкой внешней структуры провода Aero-Zâ имеют примерно на 30-35 % меньшее аэродинамическое сопротивление ветровым нагрузкам по сравнению с обычным проводом. Этот факт приводит к резкому снижению пляски проводов, как в горизонтальном, так и в вертикальном направлении, что в свою очередь значительно облегчает работу опор и гирлянд при сильных ветрах и снижает эксплуатационные расходы.

Перейдем далее к рассмотрению экономического аспекта. В силу более сложного технологического процесса изготовления проводов Aero-Zâ по сравнению с обычными проводами их стоимость на рынке будет выше (до 80 %). Оценку экономического эффекта рассмотрим на примере строительства двуцепной ЛЭП 330 кВ длиной 30 км. Приблизительные затраты на этот проект можно разделить на: расходы на установку опор, подвеску изоляторов и т.д. – 820 млн руб.; расходы на провода – 190 млн руб.; расходы на проектные работы, услуги шефнадзора и т.д. – 250 млн руб. Суммарные затраты составят 1260 млн руб.

Однако, учитывая лучшие механические характеристики проводов Aero-Zâ, мы можем снизить расходы на опоры, увеличив при этом длину пролета, приблизительно на 10 %. Также примерно на 15 % снижаются потери (тепловые и потери от коронного разряда) в ЛЭП при транспортировке электроэнергии.

Таким образом, с учетом зарубежного опыта и наших расчетов, можно сказать, что использование провода Aero-Zâ вместо обычного приводит к тому, что разница в стоимости окупится за 5-6 лет эксплуатации ЛЭП, а еще через 8-10 лет полностью окупятся затраты на строительство и эксплуатацию линии (мы исходили из 25-летнего срока службы ВЛ).

Предлагаемые на российском рынке провода Aero-Zâ имеют следующие основные преимущества по сравнению с обычными проводами: резкое снижение потерь при транспортировке электроэнергии по линиям электропередачи (особенно по магистральным); повышение пропускной способности ЛЭП при том же сечении фазных проводов; практически полное отсутствие внешней коррозии проводников; резкое снижение пляски проводов от ветровых нагрузок; уменьшение налипания снега и льда на проводах; уменьшение нагрузки на поддерживающие устройства ЛЭП, что приводит к возможному увеличению длин пролетов и экономии до 10 % числа опор; возможность организации каналов передачи информации по оптоволокну внутри проводов и молниезащитных тросов и т.д.

 

2.9. Современные методы и средства ограничения токов    короткого замыкания в электроэнергетических системах

 

Одно из основных мероприятий по обеспечению надежности электроэнергетических систем – ограничение токов короткого замыкания (далее КЗ), в [25] приведен краткий обзор современных методов и средств, позволяющих ограничить не только значение тока КЗ, но и продолжительность КЗ, а также локализовать зоны глубоких снижений напряжения при КЗ в распределительных сетях большой протяженности.

Для ограничения токов КЗ на электростанциях и в сетях энергосистем используются следующие методы: оптимизация структуры и параметров сети – стационарное или автоматическое деление сети; использование токоограничивающих устройств; оптимизация режима заземления нейтралей элементов электрических сетей; изменение схем электрических соединений обмоток трансформаторов и автотрансформаторов; повышение быстродействия традиционной коммутационной аппаратуры; создание и использование новых сверхбыстродействующих коммутационных аппаратов.

 

2.9.1. Оптимизация структуры и параметров сети. Одним из эффективных методов является оптимизация структуры сети. Различают деление сети на стационарное (СДС); и автоматическое (АДС): схемы параллельного, последовательного и комбинированного последовательно-параллельного автоматического секционирования; секционирование линий с двухсторонним питанием; секционирование с применением коммутационных аппаратов (плавких предохранителей; выключателей, оборудованных многофункциональной релейной защитой и автоматикой; автоматических отделителей).

При этом недостатком параллельного секционирования является выделение повреждений только на ответвлениях, протяженность которых, следовательно, и вероятность повреждения, меньше чем на магистральном участке; недостатком последовательного секционирования является то, что надежность зависит от расстояния потребителя до центра питания. Их общим недостатком является невозможность подачи резервного питания на неповрежденные участки сети при повреждении на линии. Для устранения этих недостатков применяют комбинированное АДС или АДС с двусторонним питанием. Однако практическая реализация АДС затруднена из-за неготовности первичного оборудования (коммутационных аппаратов, релейной защиты и автоматики) и из-за невозможности реализации автоматических алгоритмов работы секционирующих устройств. Поэтому в отечественных воздушных распределительных сетях среднего напряжения используется ручное секционирование, основным недостатком которого является наличие субъективного фактора.


Анализ зарубежного опыта выявил возможность практической реализации концепции автоматического секционирования линии в виде децентрализованной системы секционирования с применением интеллектуальных автоматических пунктов секционирования – вакуумных реклоузеров, со встроенной системой измерений и микропроцессорными устройствами управления, релейной защитой и автоматикой, принципиально отличающейся от традиционных терминалов РЗА [26].

Реклоузер выполняет оперативные переключения в распределительной сети (местная и дистанционная реконфигурация), автоматическое отключение поврежденного участка, автоматическое повторное включение линии (АПВ), автоматическое выделение поврежденного участка, автоматическое восстановление питания на неповрежденных участках сети (АВР), сбор, обработку и передачу информации о параметрах режимов работы сети и состоянии собственных элементов. На протяжении всего срока службы реклоузер не обслуживается. Основными производителями реклоузеров в мире являются компании Cooper Power Systems (США), ПГ Таврида Электрик (Россия), NuLec Industries (Австралия), Wipp&Bourn (Англия) и др.

Варианты секционирования ВЛ, на основе реклоузеров:

1) «radial line automation» – автоматизация радиальной линии. Реклоузеры устанавливают на магистрали. Сетевой резерв отсутствует. При возникновении повреждения отключается ближайший к месту повреждения реклоузер. Схема эффективна в условиях значительной протяженности магистрали и невозможности обеспечить резервное питание. Такая расстановка реклоузеров позволяет значительно повысить надежность электроснабжения потребителей, ближайших к центру питания.

2) «loop-scheme automation» – автоматизация кольцевых фидеров. Дополнительно к реклоузерам на магистрали устанавливается реклоузер в качестве пункта сетевого АВР. При этом в случае возникновения повреждения на любом участке сети оно будет автоматически локализовано отключением двух ближайших аппаратов, а потребители неповрежденных участков сохранят свое питание. Схема эффективна при необходимости обеспечить высокую степень надежности электроснабжения потребителей всего фидера. В этом случае в реклоузерах используют направленные защиты, а также производится контроль напряжения на пункте АВР.

3) секционирование линий с применением плавких предохранителей. В качестве защитного аппарата на ответвлениях используют высоковольтные самоотстреливающиеся предохранители-разъединители. При этом реклоузеры работают в алгоритме «fuse-saving» – спасение предохранителя, т.е. обеспечивают «спасение» предохранителя при неустойчивых КЗ и его гарантированное «сжигание» в случае если КЗ устойчивое. Реализация алгоритма стала возможной благодаря способности реклоузеров работать с разными характеристиками в циклах АПВ.

4) секционирование с применением автоматических линейных отделителей, например, «sectionolizers» – секционолайзеры.

Секционолайзер – это выключатель нагрузки, а соответственно он не способен отключить ток короткого замыкания, всегда предполагается его совместное использование с реклоузером или силовым выключателем на магистрали.

В качестве интегрального показателя эффективности различных мероприятий по повышению надежности электроснабжения, в том числе и применения автоматического секционирования с применением реклоузеров, используют суммарный годовой недоотпуск энергии DWHO

Гл2рио,

где Гл2рио – годовой недоотпуск энергии (кВт×ч/год); Гл2рио – удельная частота повреждений ВЛ 6-10 кВ  (1/на 100 км в год), Т –  среднее время восстановления одного устойчивого повреждения (ч), L – длина участка линии (м), Гл2рио – установленная мощность трансформатора потребительской подстанции (кВА); cosj – коэффициент мощности; Гл2рио – коэффициент спроса.

Основным эффектом от применения децентрализованной системы секционирования является автоматическое селективное отключение, локализация поврежденного участка и автоматическое восстановление питания неповрежденных потребителей. Как следствие – значительное сокращение времени восстановления электроснабжения, снижение недоотпуска электрической энергии потребителям, повышение надежности электроснабжения.


2.9.2. Средства ограничения токов короткого замыкания. Средства ограничения токов КЗ или их комбинации выбирают в зависимости от местных условий, требуемой степени ограничения токов при различных видах КЗ, от технико-экономических показателей для ограничения токов КЗ в ЭЭС. В качестве средств ограничения токов КЗ используются: устройства автоматического деления сети; токоограничивающие реакторы; трансформаторы и автотрансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения; трансформаторы с повышенным напряжением КЗ; безынерционные токоограничивающие устройства (БТОУ) различного типа (резонансные, реакторно-вентильные, со сверхпроводящими элементами и т.п.) и инерционные токоограничивающие устройства (ИТОУ); токоограничивающие коммутационные аппараты; токоограничивающие резисторы; вставки постоянного тока; вставки переменного тока непромышленной частоты; автотрансформаторы, нормально выполненные без третичной обмотки, соединенной в треугольник; разземление нейтралей части трансформаторов; заземление нейтралей части трансформаторов и автотрансформаторов через реакторы, резисторы или иные токоограничивающие устройства; замена на связях распределительных устройств различного напряжения автотрансформаторов на трансформаторы; автоматическое размыкание в аварийных режимах третичных обмоток автотрансформаторов; специальные схемы соединения обмоток трансформаторов блоков.

С учетом последствий КЗ к ТОУ предъявляют общие требования: ограничить значения токов КЗ; поддержать на возможно более высоком уровне напряжения в узлах сети; уменьшить по возможности сброс активной нагрузки с генераторов электростанций; не оказывать существенного влияния на нормальный режим работы; обеспечить в аварийном режиме условия, необходимые для действия релейной защиты; не вносить существенных нелинейных искажений в параметры режима сети, особенно при нормальном режиме ее работы; иметь стабильные характеристики при изменении схемы сети.

С точки зрения авторов представляют интерес следующие ТОУ.

1. Управляемые реакторы со сталью, изменение параметров которых осуществляется за счет подмагничивания магнитопровода (обычно магнитным полем постоянного или выпрямленного тока).


Качественная картина изменения характеристик управляемого реактора при различных степенях подмагничивания показана на рис 2.10, 2.11. Различают коэффициент регулирования Гл2рио и коэффициент токоограничения Гл2рио. Первый характеризует степень снижения сопротивления реактора за счет подмагничивания при номинальном токе в обмотке переменного тока, а второй – степень увеличения сопротивления реактора при расчетном токе КЗ в цепи по сравнению с сопротивлением реактора в нормальном режиме при номинальном токе в обмотке переменного тока и соответствующем токе подмагничивания в обмотке постоянного тока. Вольтамперные характеристики управляемого реактора при различной степени подмагничивания магнитопровода полем постоянного тока приведены на рис. 2.10. Зависимость эквивалентного сопротивления управляемого реактора Гл2рио от тока обмотки переменного тока Гл2рио и от степени подмагничивания магнитопровода магнитным полем постоянного тока приведена на рис. 2.11.

Гл2рио

Рис. 2.10. Вольтамперные характеристики управляемого реактора          при различной степени подмагничивания магнитопровода полем постоянного тока: 1 – характеристика обмотки переменного тока реактора при отсутствии подмагничиваемого магнитопровода (m=1); Гл2рио Гл2рио – фазные напряжения, соответственно,

номинальное и при токе Гл2рио; Гл2рио –  напряженности магнитного поля


Гл2рио

Рис. 2.11. Зависимость эквивалентного сопротивления управляемого реактора Гл2рио от тока обмотки переменного тока Гл2рио и от степени

подмагничивания магнитопровода магнитным полем постоянного тока:

1 – сопротивление обмотки переменного тока реактора при отсутствии

подмагничиваемого магнитопровода (m=1); Гл2рио – номинальный ток реактора;

Гл2рио – расчетный ток КЗ; Гл2рио – напряженности магнитного поля

 

Применительно к рис. 2.11 Гл2рио и Гл2рио Разработанные в ряде организаций управляемые реакторы различных типов и конструкций имеют Гл2рио и Гл2рио.

2. Токоограничивающие коммутационные аппараты – ограничивают ток КЗ в течение первого полупериода его появления и далее незамедлительно отключают КЗ. К ним относятся:

- силовые токоограничивающие предохранители внутренней и наружной установок (серий ПКТ и ПКН – на напряжения 3-35 кВ) и (серии ПВТ – на 10-110 кВ), на относительно небольшие номинальные токи; отличаются простотой конструкции и небольшой стоимостью. Имеют ряд существенных недостатков: одноразовое действие; нестабильные токовременные характеристики; недостаточная эксплуатационная надежность; ограниченная зона использования по значениям номинальных токов и номинальных напряжений; неуправляемость от внешних устройств, в частности, от устройств релейной защиты; трудность осуществления цикла АПВ защищаемой цепи. Их применение для ответственных производств не целесообразно;

- ограничители ударного тока взрывного действия (герметичный цилиндр, внутри которого располагается токонесущий проводник с вмонтированным в него пиропатроном) – сверхбыстродействующие управляемые коммутационные аппараты одноразового действия с относительно большим номинальным током; также могут снабжаться органом направления мощности, что расширяет область их применения. Параметры ограничителей ударного тока фирмы «Colour – Emag» (Германия), поставляемых серийно в виде ячеек КРУ (в сетях 0,66 – 35 кВ), представлены в табл. 2.7.

 

Таблица 2.7

Номинальное

напряжение, кВ

0,75

10(12)

20(24)

30(36)

Номинальный ток, кА

1;2;3;4;5

1;2;3

1;(1,6)

2

 

Полное время отключения цепи составляет около 5 мс. Для исключения перенапряжений при столь быстром отключении тока КЗ взрывной элемент ограничителя ударного тока шунтируется плавким предохранителем специальной конструкции; при этом, как показали испытания, перенапряжения не превышают 18% фазного напряжения сети.

Преимущества: управляемость от внешних устройств; направленность действия; относительно большие номинальные токи; стабильность характеристик; осуществления по фазного или трехфазного отключения цепи.

Токоограничивающие устройства резонансного типа (РТОУ) – основаны на использовании эффекта резонанса напряжения при рабочих режимах соответствующей цепи и расстройки резонанса при аварийных режимах (в основном эксплуатируются в сетях 6 кВ). Важно отметить, что РТОУ при соответствующем выборе параметров элементов могут выполнять функции системных элементов многоцелевого назначения: регулировать напряжение в сети, ограничивать ток КЗ и обеспечивать динамическое торможение генераторов при КЗ.


Токоограничивающие устройства трансформаторного типа, основной элемент, которых – трансформатор последовательного включения, во вторичную цепь которого включено то или иное нелинейное сопротивление, в том числе и с релейной (пороговой) характеристикой; его параметры выбираются таким образом, чтобы при предельном токе КЗ в цепи и разомкнутой вторичной обмотке его магнитопровод не насыщался.

ТОУ реакторно-вентильного типа, в них используется комбинация реакторов и управляемых вентилей, рис. 2.12.

 

Гл2риоГл2рио

                    а                                                            б

Гл2рио

                                в                              

Гл2риоГл2рио

                                 г                                                         д

Рис. 2.12. Схемы токоограничивающих устройств (а...д)

реакторно-вентильного типа

 

Очевидно, что могут быть и иные схемы реакторно-вентильных токоограничивающих устройств.

Токоограничивающие устройства со сверхпроводниками – принцип действия основан на переходе (почти мгновенном) сверхпроводника их сверхпроводящего в резистивное состояние при изменении его температуры или напряженности магнитного поля на его поверхности. Из-за высокой стоимости охлаждения, ТОУ со сверхпроводниками используют там, где явление сверхпроводимости используется также и в других элементах электроустановки (генераторах, трансформаторах, линиях электропередачи) и где может быть использована централизованная охлаждающая (рефрижераторная) установка. Принципиальные схемы ТОУ со сверхпроводниками приведены на рис. 2.13.

Гл2риоГл2риоГл2риоГл2риоГл2риоГл2рио

Рис. 2.13. Схемы токоограничивающих устройств со сверхпроводниками:

1 – магнитопровод; 2 – сетевая обмотка; 3 – экранирующий сверхпроводящий цилиндр

 

Ряд фирм из Японии, США, Франции, Германии, Великобритании и других стран ведут разработки опытно-промышленных образцов устройств для энергосистем основанных на явлении высокотемпературной проводимости. Разрабатываются устройства двух типов: резистивного и индуктивного. Последнее использует экранирующий эффект сверхпроводников.


В настоящее время по опубликованным данным используются следующие материалы: (BiPb)2Sr2Ca2Cu2O10; Bi2Sr2CaCu2O8.

Ограничение токов КЗ на землю. Для ограничения токов КЗ на землю в сетях напряжением 110–750 кВ целесообразно увеличивать эквивалентное сопротивлений нулевой последовательности относительно точки КЗ, при этом наиболее логичным представляется увеличение сопротивления тех ветвей, которые являются наиболее специфичными с точки зрения циркуляции токов нулевой последовательности. Такими ветвями являются цепи заземления нейтралей трансформаторов и автотрансформаторов и третичные обмотки автотрансформаторов, соединенные в треугольник.

Наиболее просто ограничения токов КЗ на землю можно достичь путем разземления нейтралей части трансформаторов сети, если это допустимо для изоляции их нейтралей и не приводит при отключении КЗ к выделению неэффективно заземленных или даже незаземленных участков сети с неустраненными КЗ на землю. Ограничения токов КЗ на землю можно достичь также путем включения в нейтрали силовых трансформаторов реакторов или резисторов. Эффективность этих средств не одинакова. При одном и том же сопротивлении реакторы более существенно ограничивают ток КЗ, чем резисторы. Однако установка реакторов утяжеляет условия работы изоляции нейтралей при перенапряжениях, особенно атмосферных. Установка резисторов менее эффективна с точки зрения токоограничения, но позволяет обеспечить быстрое затухание апериодической составляющей тока КЗ.

Эффективным средством ограничения токов КЗ на землю может стать замена автотрансформаторов связи на трансформаторы равной мощности, работающие, как правило, с заземленной нейтралью на стороне среднего напряжения. Для ограничения токов КЗ на землю могут быть использованы также ТОУ, включаемые не в нейтраль трансформаторов, а непосредственно в цепь линий электропередачи (так называемые реакторы нулевой последовательности).

Следует отметить, что в случае применения схем блоков с трансформаторами, у которых отсутствуют обмотки, соединенные в треугольник, необходимо произвести предварительный анализ схемы на предмет компенсации гармонических составляющих токов, кратных трем.

 

Контакты

115419, г. Москва, ул. Шаболовка, д. 34, стр. 3.



Просьба заранее предупредить о приезде, т.к. специалисты распределены по объектам




info@masterbetonov.ru




ООО «Стройсервис» работает на рынке строительного производства c 1992 года.
Основной ценностью для нашей компании являются клиенты, поскольку единственный реальный актив компании — это люди, удовлетворенные нашей работой, которые еще раз захотят воспользоваться нашими услугами. Мы стремимся сделать своих клиентов своими партнерами.