Режимы работы ВЛ 750 кВ

Искровое подключение отключаемых реакторов. Так как широкое применение неотключаемых реакторов невозможно, а их подключение с помощью выключателей происходит слишком поздно (через 0,2 - 0,3 с даже при мгновенном действии защиты от повышения напряжения), чтобы ограничить перенапряжения и условия работы коммутационных разрядников для ряда электропередач 750кВ присоединение отключаемых реакторов осуществляется через искровые промежутки (ИП) (рисунок 1.11).

Искровой промежуток устанавливается параллельно отделителю выключателя, поскольку пробивное напряжение ИП должно быть минимально допустимым, а при отключении реактора восстанавливающееся напряжение на контактах выключателя достигает (2 - 2,5) Uф, что вызовет пробой ИП.



Рисунок 1.11 - Схема искрового подключения реактора 750кВ

1 - линия; 2 - главные контакты воздушного выключателя; 3 - контакты отделителя воздушного выключателя; 4 - открытый искровой промежуток; 5 - трансформатор тока; 6 - шунтирующий реактор; 7 - реле автоматики; 8 - цепь на включение выключателя.

К моменту отключения отъединителя (через 0,5 - 0,1 с) высокочастотные колебания индуктивности реактора с его собственной емкостью (1200Гц) полностью затухают и восстанавливающееся напряжение примерно равно напряжению на линии. В нормальных и послеаварийных режимах оно не будет превышать (1,0 - 1,1) Uф, при качаниях - 1,2 Uф. Так как совпадение моментов аварии в реакторе, требующей его мгновенного отключения, на линии является крайне редким случаем и при этом допустимо, чтобы отключение реактора произошло после отключения линии, ИП не должен отстраиваться от повышения напряжения в аварийных режимах.

Таким образом, нижний предел пробивного напряжения ИП должен быть выше 1,2 Uф.

Для обеспечения нормальных коммутаций реакторов, отключения токов к.з. в них и для искрового подключения реакторов на линиях 750кВ разработан специальный аппарат, так называемый включатель - отключатель ВО 750. выполнен он по схеме, представленной на рисунке 1.11, но только все контакты в нем дугогасительные. Отключение производится всеми контактами, после чего часть контактов, не шунтированная искровым промежутком, вновь замыкается и реактор остается подключенным к линии через ИП. Выполнение всех контакторов дугогасительными позволило резко сократить размеры аппарата. Среднее пробивное напряжение открытого ИП принято равным 1,5 Uф. Включатель - отключатель на базе воздушного выключателя ВНВ 750 [10].

1.10 Выбор опор воздушной линии

Стальные опоры, применяемые на линиях электропередачи СВН, имеют самые разнообразные решения по схемам и конструкциям. Это разнообразие типов объясняется в основном разработкой индивидуальных проектов для отдельных линий.

На линиях 750кВ до последнего времени применялись опоры индивидуального проектирования.

Промежуточные опоры разработаны двух типов: портальная на оттяжках и V - образная с расщепленными оттяжками. Портальная опора подобна применяемым на ВЛ 500кВ, но выполнена по усовершенствованной схеме с большим наклоном стоек и с изогнутой траверсой, позволяющей повысить отметки точек подвеса по сравнению с отметками шарниров между стойкой и траверсой. Расположение фаз на опоре горизонтальное, расстояние между фазами 17,0 - 18,0 м, высота точек подвеса гирлянд на траверсах 35 м, масса опоры 10950 кг [10].

Высокие технико-экономические показатели опор на оттяжках сделали их основным типом промежуточных опор на ВЛ СВН. С ростом напряжений линий использование свободностоящих опор становится менее экономичным, а их конструкция существенно усложняется в связи с увеличением габаритов верхней части опоры и общим увеличением её массы. Однако полностью исключить применение свободностоящих промежуточных и анкерно-угловых опор при конкретном проектировании ВЛ практически не удается.

Как уже отмечалось, размеры площадки под опору на оттяжках в несколько раз превышают размеры площадки под свободностоящую опору, рассчитанную на такие же условия. Поскольку при сооружении ВЛ необходимо учитывать стоимость отчуждаемой под опоры земли, то это обстоятельство может внести существенные коррективы при сравнении технико-экономических показателей опор на оттяжках и свободностоящих в зависимости от ценности сельскохозяйственных угодий, по которым проходит трасса ВЛ. Стоимость отчуждения 1 Га земли увеличивается по мере развития сельскохозяйственного производства в данном районе.

Большая площадь, занимаемая опорами на оттяжках, затрудняет их применение в стесненных условиях прохождения трасс ВЛ. В населенной местности при большом насыщении подземными и надземными инженерными сетями часто трудно найти необходимые размеры площадок для размещения опор на оттяжках без переустройства этих сетей, здесь чаще применяются свободностоящие опоры.

Выбранная промежуточная портальная свободностоящая опора типа ПС - 750, состоит из двух стоек, опирающихся на фундамент, балочной траверсы, с двумя тросостойками, которая с помощью шарниров соединяется со стойками. Разработаны несколько типоразмеров опор, рассчитанных на применение в районах с различными климатическими условиями [20].

Опора типа ПС - 750 изображена на рисунке 1.12.

На ВЛ-750кВ применяются анкерно-угловые стальные опоры, состоящие из трех стоек. Каждая фаза линии закрепляется на оси стойки, шлейфы обводятся через поддерживающие гирлянды, подвешиваемые на траверсах. Два грозозащитных троса закрепляются на крайних стойках. Монтажная схема анкерно-угловой трехстоечной опоры показана на рисунке 1.13 [21].

1.11 Определение числа изоляторов в гирляндах

Единственной конструкцией изоляторов, применяющихся на линии СВН, являются подвесные тарельчатые изоляторы. В настоящее время на линиях СВН применяются только изоляторы с изолирующей деталью из закаленного стекла [20].

Некоторые преимущества стеклянных изоляторов предопределили их исключительное применение на линиях СВН. К этим преимуществам относятся:

- возможность полной автоматизации процесса изготовления изоляторов из закаленного стекла, что позволяет обеспечить высокую стабильность характеристик изоляторов и их высокую надежность;

- возможность разработки и изготовление изоляторов на высокие механические нагрузки (до 400 - 500 кН) и создание малогабаритных изоляторов благодаря высокой механической прочности стекла;

- возможность визуального контроля качества изготовления изолирующих деталей, в которых вследствие прозрачности стекла видны все внутренние дефекты детали;

- отсутствие контроля изолятора в процессе эксплуатации, так как при электрическом пробое изолятора происходит разрушение тарелки без расцепления стержня и шапки изолятора, такой изолятор выявляется в результате осмотра;

- сравнительно малая вероятность разрыва изолятора с разрушенной и изолирующей деталью при перекрытии гирлянды (около 0,1 - 0,3) по сравнению с дефектным фарфоровым изолятором (близка к 1,0);

- достаточные запасы сырья для производства стеклянных изоляторов.

Количество изоляторов в гирлянде линии СВН определяются только воздействие рабочего напряжения в отличии от линии средних классов напряжения (35 - 110кВ), где это количество при нормальных условиях загрязнения определяется воздействием коммутационных перенапряжений [22]. В этой связи к конструкции тарельчатого изолятора, используемого на линиях СВН, предъявляется ряд особых требований. Часть этих требований вытекает из формулы для определения количества изоляторов в гирлянде или в одной цепи многоцепной гирлянды:

,

где ? - удельная длина пути утечки по отношению к наибольшему рабочему напряжению, принимаемая для условия района прохождения трассы линии, мм/кВ;

Uр - наибольшее рабочее линейное напряжение линии, кВ;

L - длина пути утечки одного изолятора, принимаемого для проектируемой линии, мм;

Н - строительная высота этого изолятора, мм;

К1 - коэффициент, учитывающий развитость поверхности изоляторов;

К2 - коэффициент, учитывающий количество параллельных цепей в гирлянде; для одноцепной гирлянды К2 = 1,0; для многоцепной К2 - 1,5.

Из формулы видно, что при заданном уровне изоляции, характеризующемся удельной длиной пути утечки ?, число изоляторов в гирлянде обратно пропорционально отношению длины пути утечки одного изолятора к его строительной высоте [20].

Выбор оптимального числа цепей в поддерживающих и натяжных гирляндах изоляторов определяет такие показатели линии электропередачи, как стоимость сооружения, затраты на эксплуатацию и надежность работы. На линиях 330 - 500 кВ применяются главным образом одноцепные поддерживающие гирлянды. Двухцепные гирлянды используются только в тех случаях, когда применение одноцепных невозможно по механической прочности изоляторов [23].

Преимуществом одноцепных гирлянд изоляторов является уменьшение расхода изоляторов и арматуры; длины гирлянды и её стоимости; вероятности перекрытия гирлянды в следствии меньшего количества цепей, каждая из которых может быть причиной перекрытия при ослаблении изоляции, например, в результате загрязнения; затрат на замену дефектных изоляторов в следствие снижения количества подвесных изоляторов. Применение двухцепных гирлянд позволяет использовать изоляторы с меньшей электрической прочностью чем в одноцепных гирляндах, и поэтому имеющих меньшие геометрические размеры и строительную высоту, но суммарное количество изоляторов в двухцепной гирлянде оказывается в 2,1 - 2,5 раз больше, чем в одноцепной.

Недостатком одноцепных гирлянд является их меньшая надежность при разрыве отдельного изолятора в гирлянде. В этом случае провода фазы, подвешенной на одноцепных гирляндах, падают на землю, и линия выходит из работы до окончания ремонтно-восстановительных работ. Применение двухцепных гирлянд позволяет в большинстве таких случаев сохранить линию в работе некоторое время, так как провода фаз продолжают висеть на второй, необорванной половине цепи гирлянды.

При проектировании ВЛ 330 - 500 кВ не стоит вопрос выбора числа цепей в поддерживающих гирляндах, и они принимаются во всех случаях одноцепными.

По линиям 750кВ и тем более по линиям более высоких классов напряжения отсутствует опыт эксплуатации одноцепных гирлянд изоляторов. Большие передаваемые мощности и ответственность этих линий предъявляют повышенные требования к их надежности, что заставляет прибегать к технико-экономическим расчетам при выборе числа цепей в поддерживающих гирляндах.

Применение двухцепных гирлянд связано с увеличением длины поддерживающей гирлянды. Это легко показать, рассмотрев необходимую суммарную длину гирлянды без учета арматуры Lгир, которая может быть получена из формулы:

.

Число цепей натяжных гирлянд изоляторов ВЛ СВН обычно принимают по числу проводов в расщепленной фазе. При этом каждый провод крепится к опоре своей гирляндой изоляторов. Такая система оправдала себя на ВЛ 330 - 500кВ и применена на всех линиях 750кВ [20].

Конструкция поддерживающих гирлянд изоляторов линий СВН переменного тока в решающей степени определяется требованием обеспечения удовлетворительного распределения напряжений по гирлянде.

Особенностью длинных гирлянд изоляторов ВЛ СВН переменного тока является резко неравномерное распределение напряжения по отдельным элементам гирлянды. Это происходит, с одной стороны, из-за неравномерности электрического поля в пространстве между проводами и опорой, с другой стороны, из-за малой проходной емкости гирлянд изоляторов. При этом на ближайших к проводам изоляторах падение напряжения в сухом состоянии достигает 35 - 45кВ, без применения специальных мер и больших значений.

В этих условиях изоляторы могут начать коронировать. Могут также возникать частичные разряды с пестика и шапки изолятора вдоль поверхности изолирующей детали, что приводит к опасности перекрытия этих изоляторов или перекрытия на ближайшие детали арматуры и поддерживающего зажима. Указанные разряды могут приводить к возникновению недопустимого уровня радиопомех и являются причиной «старения» стеклянных деталей.

Одним из путей снижения напряжения на ближайшем к проводам изоляторе является приближение этого изолятора к уровню верхних проводов расщепленной фазы.

Применение двухцепных гирлянд изоляторов облегчает получение удовлетворительного распределения напряжения по гирлянде. Однако двухцепные гирлянды изоляторов не исключают необходимости использования таких конструктивных решений, как приближение изоляторов к проводам, увеличение шага расщепления в поддерживающем зажиме [24].

1.12 Организация эксплуатации воздушной линии

Эксплуатация ВЛ заключается в проведении технического обслуживания и капитального ремонта, направленных на обеспечение их надежной работы.

Техническое обслуживание ВЛ состоит из комплекса мероприятий, направленных на предохранение элементов ВЛ от преждевременного износа.

В настоящее время основной надежной, безаварийной и экономичной работы электроэнергетических устройств, оборудования и установок является правильная организация эксплуатации, своевременное и качественное проведение ремонтов и технического обслуживания по системе ППР. Эта система представляет собой комплекс организационно-технических мероприятий по надзору, обслуживанию и ремонту электроэнергетических устройств, оборудования и установок, направленных на обеспечение их безаварийной, надежной и экономичной работы [25].

Система ППР предусматривает проведения следующих мероприятий: определение видов ремонтных работ, перечня электроэнергетических устройств, оборудования и установок электрических сетей, наружного освещения и электрических станций, подлежащих ремонту; планирование профилактических и ремонтных работ; установление периодичности ремонтов для каждого вида устройств, оборудования и установок; определение трудоемкости ремонта для различных видов устройств, оборудования и установок; организация проведения ремонта и т.д.

Периодичность и объемы ремонта воздушных линий электропередачи оказывают существенное влияние на надежность их функционирования. Вместе с тем ремонты связаны со значительными трудовыми и материальными затратами, поэтому выбор целесообразных значений этих показателей должен основываться на технико-экономическом сравнении вариантов.

Накопленный опыт технического обслуживания и ремонта железобетонных опор показал, что трудоемкость и затраты материальных ресурсов при их обслуживании значительно меньше, чем при обслуживании металлических и несравнимы с трудоемкостью и затратами материальных ресурсов при обслуживании деревянных опор. Работы по эксплуатации железобетонных опор заключались преимущественно в выправке, заделке сколов и обнажении арматуры, в отдельных случаях - в усилении ослабленных сечений, заделке трещин. По существу лишь теперь наступил период старения, износа железобетонных опор на ВЛ, сооруженных в конце 60-х годов, поэтому ремонт объемов железобетонных конструкций будет безусловно возрастать. Пока что ремонт собственно опор составляет около 15% суммарного объема работ на указанных ВЛ.

Основными причинами падений и нарушений нормальной работы опор на ВЛ различных классов напряжений являются воздействия гололеда и ветра, посторонние вмешательства, дефекты строительства и монтажа. Кроме того, важными причинами, вызывающими повреждения, являются дефекты изготовления и недоучет фактических условий работы опор [26].

Объем работ по техническому обслуживанию и капитальному ремонту ВЛ определяются на основании результатов измерений, проверок и осмотров.

Техническое обслуживание ВЛ осуществляется за счет эксплуатационных расходов.

В объем отдельных видов работ, выполняемых при техническом обслуживании ВЛ, входит вырубка отдельных деревьев, обрезку сучьев, восстановление знаков и плакатов на отдельных опорах, замена отдельных элементов ВЛ, выправка отдельных опор, замена трубчатых разрядников, подтяжка винтовых соединений, технический надзор за проведением работ при сооружении ВЛ, наблюдение за образованием гололеда, охрана ВЛ.

Перечень работ, выполняемых при техническом обслуживании работ ВЛ. Осмотры ВЛ:

- периодические осмотры в дневное время;

- осмотры без подъема на опоры, не реже 1-го раза в год;

- верховые осмотры с выборочной проверкой состояния проводов и тросов в зажимах и дистанционных распорках, не реже 1-го раза в 6 лет;

- осмотры ВЛ (или их участков), на которых производился капитальный ремонт инженерно-техническими работниками ПЭС;

- внеочередные осмотры;

- осмотры после стихийных явлений или в условиях, приводящих к повреждению ВЛ;

- осмотры после автоматического отключения ВЛ от действия релейной защиты;

- осмотры после успешного повторного включения;

- ночные осмотры.

Практические проверки и измерения:

- проверки противопожарного состояния трассы в зоне возможных пожаров;

- проверка расстояний от проводов до поверхности земли и различных объектов до пересекаемых сооружений;

- проверка и подтяжка бандажей, болтовых соединений и гаек анкерных болтов опор;

- выборочная проверка состояния фундаментов опор и U-образных болтов опор на оттяжках со вскрытием грунта;

- проверка состояния железобетонных опор и приставок;

- проверка состояния антикоррозийного покрытия металлических опор и траверс, металлических подножников и анкеров оттяжек с выборочным вскрытием грунта;

- проверка натяжения в оттяжках опор;

- проверка состояния проводов, молниезащитных тросов и контактных соединений;

- проверка состояния контактных болтовых соединений проводов электрическими измерениями;

- проверка изоляторов;

- проверка заземляющих устройств опор;

- проверка трубчатых разрядников и защитных промежутков.

Отдельные работы:

- вырубка отдельных деревьев (угрожающих падением на ВЛ или разрастающихся в сторону ВЛ на недопустимо близкое расстояние);

- восстановление знаков и плакатов на отдельных опорах;

- замена отдельных элементов ВЛ (утративших в период между капитальными ремонтами нормативные характеристики), выправка отдельных опор, замена трубчатых разрядников, подтяжка болтовых соединений;

- технический надзор за проведением работ при сооружении ВЛ;

- наблюдение за образованием гололеда;

- охрана ВЛ [27].

Выводы к главе 1

Выполнив исследования параметров режимов электропередачи 750кВ в одноцепном исполнении с сечением проводов 5?АС-400/51 по всей длине ВЛ на основе изменения годовых приведенных затрат можно сделать вывод в пользу варианта с принятым сечением 5?АС-400/51.

Вариант 1. Сечение 5?АС-300/66

Стоимость 1 км. ВЛ КВЛ1 = 95 тыс. грн/км. [8]

Потери активной мощности в ЭП ?Р1 = 99,7 МВт

Вариант 2. Сечение 5?АС-400/51

Стоимость 1 км. ВЛ КВЛ2 = 102 тыс. грн/км. [8]

Потери активной мощности в ЭП ?Р2 = 73,2 МВт

За счет применения проводов большего сечения произошло снижение потерь электрической энергии, которые составляют

?Р1-?Р2=99,7-73,2=26,5 МВт.

При этом во втором варианте используется 4 СК по 160 Мвар, которые при расстановке по схеме (0+2+2) обеспечивают минимальную циркуляцию реактивной мощности на участках ВЛ.

Минимум потерь активной мощности в варианте 1 достигается использованием 5 СК по 160 Мвар, используемых с расстановкой по схеме (1+1+3).

Тогда изменение приведенных затрат по вариантам можно представить в следующем виде:

?Зi=Pн(КВЛ1-КВЛ2)·l+Pн·Кск+?Р1-2·103·?·С0= 0,125· (95-102)·750·103+0,125·1600+26,5·103·4300·10-5= -656,25+200+1139,5=+683,25 тыс. грн/год

С0=1 коп/кВтч - здесь это стоимость 1 кВ/ч электрической энергии.

2. ОБОБЩЕНИЕ ОПЫТА ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОЛИМЕРНЫХ ИЗОЛЯТОРОВ

2.1 Общие сведения об изоляции воздушных линий

Одним из основных компонентов электрической части линий электропередачи, обеспечивающих электрическую и механическую прочность технологического сооружения, является изолирующее крепление электропроводников. Условия работы изолирующих креплений являются весьма тяжелыми, поскольку подобные конструкции подвергаются механическим воздействиям и влияниям окружающей среды в сочетании с воздействием электромагнитного поля. Все это негативно отражается на показателях их «жизненного цикла».

Существующие линии укомплектованы изолирующими конструкциями, состоящими, в основном, из стеклянных изоляторов, удобных в эксплуатации тем, что поврежденность таких изоляторов обнаруживается визуально. Кроме того, в эксплуатации находятся линии с керамическими (фарфоровыми) изоляторами, которые до настоящего времени сохранили требуемые качественные показатели либо применены в условиях, где стеклянные изоляторы неработоспособны (например, при наличии в атмосфере агрессивных к стеклу примесей в зонах агломерационных производств, ферросплавных печей, конверторных цехов, химических заводов и т.п.). Изолирующие конструкции выполнены в виде простых по набору ветвей, например, горизонтальные ветви - для крепления провода (проводов) в натяжных конструкциях, вертикальные ветви - для крепления провода (проводов) в поддерживающих конструкциях. Такие конструкции из стеклянных, а большей мере из фарфоровых изоляторов требуют периодического контроля их состояния и обслуживания, что определяет уровень эксплуатационных издержек (затрат времени, труда и средств).

Изолирующие конструкции действующих линий электропередачи укомплектованы изделиями отечественных заводов-изготовителей: Львовского изоляторного, Славянского арматурно-изоляторного, Харцызского литейного «Армлит». Эти предприятия почти полностью обеспечивают потребность отрасли в изоляторах и, за некоторым исключением, в линейной арматуре, кроме отдельных типов, поддерживающих, натяжных и аппаратных зажимов.

2.2 Технические характеристики изоляторов из композиционных материалов

К 2001г. в отечественном изоляторостроении благодаря разработкам Украинского научно-исследовательского института высоких напряжений (НИИВН г. Славянск) полностью сформировалось новое направление, и появилась возможность применения изоляторов на основе новых материалов - стеклопластика и кремнийорганической резины. НИИВН разработаны и опытным производством изготавливаются для промышленного применения композиционные изолирующие конструкции различного назначения (для линий, подстанций, контактной сети) на все классы напряжений, механической прочности и на все степени загрязненности атмосферы.

Композиционный изолятор состоит из стеклопластикового стрежня как основы электромеханической прочности, ребристой защитной оболочки стержня, выполненной из силиконовой резины горячей вулканизации, и металлических оконцевателей. Для снижения уровня напряженности электрического поля и защиты от воздействий электрической дуги линейные изоляторы на класс напряжения выше 110кВ оснащены металлическими экранными дисками или экранами.

Линейные композиционные изоляторы на класс напряжения до 500кВ включительно выполняются одноэлементными, а на 750 и 1150 кВ - двухэлементными из имеющихся изоляторов на класс напряжения 330 и 500 кВ соответственно и соединенными последовательно.

Область применения композиционных изолирующих конструкций: температура окружающего воздуха от -60 до +500С, в местности высотой до 3500 м над уровнем моря, зоны с I - VII степенями загрязненности атмосферы. Тип изолятора обозначается в зависимости от вида конструкции, материала защитной оболочки и обусловленного класса изолятора, например, ЛК 70/110-А7, где:

Л - вид конструкции изолятора: линейный, стержневой, подвесной;

К - материал защитной оболочки: кремнийорганическая резина;

70/110 - класс изолятора по механической прочности (70 кН) и напряжению (110кВ);

А - индекс модификации изолятора;

3-7 - степени загрязненности атмосферы.

Дополнительные наименования приняты по каталогу [28]:

Г- гирлянда;

И- изолирующая;

М - междуфазная;

Р - распорка;

Т - тросовый;

Ф - фиксаторный.

Разнообразие изоляторов по номенклатуре и конструктивному исполнению (изоляторы линейные, фиксаторные, с защитными рогами для крепления тросов, дистанционные распорки, изолирующие траверсы, цепные изолирующие траверсы) позволяют расширить технические возможности в области проектирования, строительства и эксплуатации линий электропередачи. Представляется целесообразным широкое внедрение в отрасли композиционных изолирующих конструкций, например, путем вынужденной замены существующих конструкций при ремонтах, усиления электрической прочности линий особенно в жестких условиях промышленных выбросов в атмосферу, при необходимости исключения схлестывания проводов в пролете и др.

Композиционные изолирующие конструкции позволяют создавать новые типы ВЛ, которые уже созданы за рубежом:

- ВЛ повышенной пропускной способности;

- компактные и сверхкомпактные ВЛ;

- ВЛ повышенной надежности и долговечности.

На листе №5 в графической части дипломного проекта приведены разнообразные типы изоляторов из композиционных материалов, их технические характеристики и преимущества перед другими видами изоляции ВЛ.

2.3 Основные свойства изоляторов из композиционных материалов

Композиционные линейные стержневые подвесные конструкции по сравнению с предшествующими фарфоровыми и стеклянными имеют ряд основных положительных качеств:

- незначительная собственная масса, например, для ВЛ 35кВ в 4 раз меньше (III СЗА) и в 13 раз (VII СЗА), для ВЛ 110кВ в 8 раз меньше (III СЗА) и в 17 раз (VII СЗА);

- малая поверхность сопротивления ветру;

- высокие аэродинамические характеристики, что обеспечивает существенное самоочищение от загрязнений;

- высокие гидрофобные характеристики, что исключает обледенение и налипание мокрого снега;

- высокая ударная вязкость, чем обеспечивается сопротивляемость ударным воздействиям, которые возникают при падении, соударениях, тряске, обстреле дробью и др.;

- простота в обслуживании и монтаже;

- повышенные разрядные напряжения, чем обеспечивается высокая грозоупорность линии;

- высокий уровень влагоразрядных градиентов (3,3 кВ/см вместо 1,1 кВ/см), что сокращает полезную длину изоляционной детали до 40% в режиме рабочего напряжения;

- низкий уровень радио-, телевизионных помех.

Наряду с положительными качествами композиционные линейные стрежневые подвесные изоляторы имеют такие недостатки:

- ограниченное число шарниров из-за стержня, что может обусловить работу его в нерасчетных режимах (сжатие), например, при «пляске» проводов, сбросе гололеда;

- невозможность работы стержня при таких сложных нагрузочных режимах, как растяжение в сочетании с кручением либо с сжатием, либо изгибом;

- необходимость полной замены при повреждении (перемонтируемость);

- недопустимость использования для опирания, перемещения, крепления оснастки, приспособлений в условиях строительства обслуживания;

- необходимость транспортирования и хранения с помощью нестандартной тары;

- неопределенность мест перекрытия, пробоя, трекинга и эрозии стержня.

Комплексная оценка применения композиционных изоляторов по характеристикам, параметрам, признакам, свойствам и накопленному опыту эксплуатации позволяет сделать вывод, что изолирующие конструкции на основе композиционных изоляторов вполне удовлетворяют требованиям надежности линий электропередачи. Это предопределяет целесообразность их расширенного применения как для ремонтных целей, так и для нового строительства, что подтверждается также высоким спросом на композиционные материалы на мировом рынке.

Наиболее эффективно применение композиционных изоляторов в сетях напряжением 330 и 750 кВ, а также в сетях напряжением 110 кВ и выше, находящихся в зонах интенсивной загрязненности (VI и VII СЗА) [29].

2.4 Результаты испытаний полимерных изоляторов

Полимерные изоляторы подвергались испытаниям на дугостойкость силовыми дугами с током КЗ от 1,5 до 40 кА. Последующие контрольные испытания на стойкость к поверхностным частичным разрядам, импульсам с крутым фронтов волны и на растяжение показали, что полимерные изоляторы, разработанные НИИВН, обладают дугостойкостью достаточной, чтобы противостоять действию электрических дуг при возможных перекрытиях, например, при грозовых перенапряжениях.

НИИВН и НИИПТ выполнили обширную программу исследований влагоразрядных напряжений изоляторов. В результате было показано, что по отношению к фазовым напряжениям влагоразрядные напряжения всех изоляторов имеют коэффициенты запаса, превышающие 2 - 3 при нормированных уровнях загрязнения [ ].

По мере окончания разработки, начиная с 1980 г., новые изолирующие конструкции устанавливались в опытную эксплуатацию, и на конец 2001 г. в энергосистемах России, Украины, Узбекистана, Туркмении, Таджикистана, Кыргызстана, Казахстана насчитывалось более 126 тыс. шт. полимерных изоляторов и 3,5 тыс. шт. междуфазных распорок, изготовленных НИИВН. Динамика роста числа установленных на ВЛ изоляторов за указанный период времени приведена на рисунке 2.2. Из общей массы изоляторов около 90% находятся на ВЛ 35 - 110 кВ; 9,5% - на ВЛ 220 - 330 кВ и 0,5% - на ВЛ 500 - 1150 кВ. Средняя продолжительность эксплуатации достигла 11-16 лет, максимальное - 21 года.

Изоляторы были размещены в самых различных по природно-климатическим условиям энергосистемах, в районах II - VII СЗА при полевых, морских, химических, цементных, угольных, зольных и металлосодержащих загрязнениях. Так, например, в Новосибирскэнерго, характеризующемся промышленными загрязнениями и континентальным климатом; в Туркменглавэнерго - высокой температурой (+500С) и повышенной солнечной радиацией; в Якутскэнерго - сильными морозами (-600С и ниже) и солнечной радиацией; в Комиэнерго - резкими колебаниями температур, гололедообразованием и «плясками» проводов; в Амурэнерго - актами вандализма; в Донбассэнерго - уносами с терриконов, цементных и металлургических предприятий, в районе Новороссийска - сочетанием выбросов цементных заводов и уносами моря и т.д.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 2.2 - Использование полимерных изоляторов в странах СНГ

2.5 Опытная эксплуатация полимерных изоляторов в ОЭС Украины

В электросетях Украины установлено свыше 22,2 тыс. шт. изоляторов на ВЛ 35 - 750 кВ и на конец 2001 г. опыт эксплуатации превысил 184 тыс. изоляторов-лет при максимальной длительности работы 20 лет, и средней - 8,3 года. За весь период наблюдения выявлен один отказ изолятора ЛК 70/330 - 3 после 10 лет эксплуатации на ВЛ Донбассэнерго по причине повреждения стержня. Таким образом, в среднегодовой уровень отказов изоляторов в сетях Украины оценивается значением 0,0000054, что соответствует требованиям надежности, приведенным в ГОСТ 22856-90 «Изоляторы линейные подвесные стрежневые полимерные».

Согласно методике данного ГОСТа

Р = 1 - Аt,

где Р - вероятность безотказной службы;

А - среднегодовой уровень отказов;

t - срок службы, при такой интенсивности отказов, с учетом более чем 20 лет опыта эксплуатации, можно прогнозировать 30 лет безотказной работы с вероятностью 0,99985.

В целом результаты эксплуатационных исследований, выполненных НИИПТ и НИИВН в течении всего контролируемого периода показали, что:

- отключений ВЛ вызванных отказами полимерных конструкций в нормальном режиме эксплуатации, не отмечено;

- случаев разрушения изоляторов при расстрелах не установлено;

- перекрытий изоляторов при рабочем напряжении из-за загрязнений не зарегистрировано;

- трекинго-эрозионных повреждений защитной оболочки в районах II - IV СЗА при полевых, морских, цементных, зольных, химических загрязнениях, а также при загрязнении уносами с угольных терриконов, при осмотрах не обнаружено.

В районах VII СЗА существуют микрозоны, расположенные в непосредственной близости от источников загрязнений, где изоляторы загрязняются цементирующимися веществами, содержащими металлические соединения (в основном Fe2O3, Al2O3) и соединения кремния, серы, фосфора и другие химические элементы. Указанные зоны относятся к зонам рискованной эксплуатации внешней изоляции. В таких местах применялись гирлянды тарельчатых изоляторов по напряжению на один класс выше. Тем не менее изоляторы ежегодно подвергались профилактической чистке и гидрофобизации кремнийорганическими пастами, что не исключало разрушений изоляторов и перекрытий гирлянд при рабочем напряжении [ ]. Так, например, на ОРУ на территории завода «Азовсталь» сроки службы тарельчатых изоляторов не превышали 1 - 1,5 лет.

Установка полимерных изоляторов повысила надежность линии электропередачи, исключила отключения из-за перекрытий при рабочем напряжении. Отпала необходимость в профилактических работах. При этом, в любом случае повреждения полимерных изоляторов в экстремальных условиях по загрязнению происходит значительно позже, чем разрушение традиционных изоляторов из стекла или фарфора. Как показали эксплуатационные исследования, в зонах рискованной эксплуатации повреждения защитной оболочки отмечались в достаточно широком временном диапазоне (от 2,5 до 9,5 лет). Однако случаев разрыва изоляторов, имеющих даже критические повреждения, зафиксировано не было. Изоляторы с критическими повреждениями заменялись в плановом порядке, без ущерба для потребителей электроэнергии.

Периодически, с целью диагностики состояния изоляции проводились демонтаж изоляторов и их лабораторные испытания, результаты которых сопоставлялись с характеристиками новых изоляторов.

Всего выполнено 48 демонтажей изоляторов с ВЛ 35 - 330 кВ, а также с контактных сетей железных дорог. Наибольшее количество съемов изоляторов (18 раз), проработавших 1 - 15 лет было осуществлено с ВЛ 110 кВ. По результатам послеэксплуатационных диагностических испытаний этих изоляторов с некоторой оговоркой можно судить и о состоянии изоляторов на других линиях электропередачи. Испытания показали, что:

- механическая прочность изоляторов, силовые узлы которых выполнены методом опрессовки, практически не снизилась. Коэффициент запаса механической прочности по отношению к наибольшей нормативной нагрузке находится в пределах от 3,5 до 4,5;

- защитная оболочка сохранила высокие гидрофобные свойства, соответственно в одних и тех же условиях полимерные изоляторы загрязнялись значительно, в 2 - 3 раза, меньше, чем гирлянды из традиционных изоляторов;

- импульсные электрические характеристики демонтированных изоляторов находились в пределах разброса результатов испытаний новых изоляторов. Коэффициент запаса электрической прочности по отношению к наибольшему фазному рабочему напряжению за весь период наблюдения не снижался ниже двух [30].

Высокая устойчивость полимерных изоляторов к загрязнению обусловлена не только гидрофобными свойствами защитной оболочки, но и конструктивными особенностями изоляторов. Так, соотношение между диаметром и строительной высотой у полимерных изоляторов в 2,5 - 3 раз меньше, чем у эквивалентных гирлянд из тарельчатых изоляторов. В то же время удельная поверхность на единицу строительной высоты у последних за счет наличия шапок значительно больше, чем у полимерных изоляторов. Более открытая конструкция полимерных изоляторов существенно уменьшает области турбулентности воздушного потока и делает её хорошо обдуваемой, при этом ухудшаются условия осаждения и скапливания аэрозольных частиц на поверхности диэлектрика.

Сопоставление результатов послеэксплуатационных испытаний изоляторов, предназначенных для районов со слабым и сильным загрязнением, показывает, что эксплуатационные характеристики этих изоляторов несущественно отличаются друг от друга. Изоляторы ЛК 70/110-7, предназначенные для районов с сильным загрязнением, имеют на 30% большую длину пути утечки по сравнению с изоляторами ЛК 70/110-3 нормального исполнения. Соответственно, влагоразрядные напряжения этих изоляторов, определяемые метод искусственного равномерного загрязнения, отличаются на такую же величину. Однако в естественных условиях эксплуатации значимого преимущества изоляторов с усиленной внешней изоляцией не обнаруживается. Поэтому общепринятый подход к повышению изолирующей способности конструкции изолятора посредством простого удлинения пути прохождения поверхностного тока, например, увеличением числа ребер, может оказаться малоэффективным, тем более что при этом значительно увеличивается материалоемкость изделия. В дальнейшем необходимо больше внимания уделять оптимизации аэродинамических характеристик конструкции, определяющих условия загрязняемости и условия самоочистки изолятора [31].

2.6 Перспективы разработки изолирующих конструкций из полимерных изоляторов

Институтом «Энергосетьпроект» ранее была подготовлена техническая документация изолирующих конструкций на основе композиционных изоляторов для ВЛ 35 и 110 кВ. Разработка всего диапазона изолирующих конструкций включая подвески для ВЛ напряжением 150 - 750 кВ будет продолжаться при существующем её финансировании. Это позволит внедрять в отрасль композиционные изоляторы как для нового строительства, так и для проведения плановых ремонтов, поскольку техническая документация учитывает особенности конструкций существующих ВЛ и, в частности, параметры сталеалюминевых проводов прошлых лет выпуска (начиная с 1941 по 1989 г). силовые узлы композиционных изоляторов соответствуют действующим стандартам, поэтому не предвидится технических трудностей при выполнении ремонтных работ на существующих ВЛ.

Внедрение композиционных изоляторов будет способствовать процессу обновления, восстановлению требуемых качеств, усовершенствованию и модернизации основных фондов предприятий электрических сетей, а также созданию новых технологий в организации технического обслуживания и ремонтов в действующих электроустановках, находящихся под напряжением.

В [29] приведен расширенный перечень положительных качеств композиционных изоляторов, применение которых может дать ощутимую выгоду в сфере технического обслуживания и ремонта электрических линий, т.е. в эксплуатации.

Композиционные линейные подвесные длинностержневые изоляторы являются:

- стойкими к продолжительному действию разнообразных факторов, например, поверхностно-частичных электрических разрядов, колебаний температуры окружающей среды, влажности, ультрафиолетового излучения, действия озона, абразивных включений в атмосфере и пр.;

- обтекаемыми по форме, что обуславливает эффективной самоочищение, т.е. незначительную загрязненность поверхности;

- стойкими к разнообразным ударным действиям, даже в условиях сейсмической опасности;

- конструкций с уменьшенным количеством металлической арматуры. Это снижает плотность токов утечки, благоприятствует равномерному высыханию увлажненной изоляционной детали и рациональному использованию строительной длины в длине пути утечки;

- дугостойкими, обеспечивающими защиту проводов от пережога электрической дугой;

- простыми в техническом обслуживании, т.е. исключается потребность в частых обходах линий, чистке, покрытии гидрофобными смазочными составами;

- неразрушаемыми при динамических воздействиях во время «пляски» проводов, подскоков, колебаний, соударений и пр.;

- устойчивоспособными, что снижает объем и риск разрушений (повреждений), и, соответственно, тяжесть аварии;

- надежными из-за малого количества взаимосвязанных элементов в подвесах, что повышает общую надежность линии за счет снижения вероятности расцепления подвесок от разрушения арматуры, выпадения замков, среза шплинтов и пр.;

- технологичными в сборке, монтаже и ремонте, что существенно снижает затраты труда, средств, материалов и времени на их выполнение и способствует повышению уровня монтажных и ремонтных работ;

- изделиями с высокими показателями ремонтнопригодности в конструкциях линий, что снижает продолжительность, трудоемкость и стоимость ремонта;

- изделиями с высоким уровнем эффективности капитальных вложений.

2.7 Выводы и рекомендации

Опыт применения разработанных НИИВН полимерных изоляторов в различных климатических и эксплуатационных условиях показал их высокую надежность, достигаемую за счет значительно более высоких механических и электрических характеристик, стойкости к ударам, динамическим, температурным и электродуговым воздействиям.

Эти изоляторы не поддаются вандализму по сравнению с изоляторами из фарфора и стекла. В эксплуатации полимерные изоляторы НИИВН не требуют проведения чистки, дефектировки, незначительно загрязняются и сохраняют высокие электроизоляционные свойства и механическую прочность, что подтверждается результатами послеэксплуатационных испытаний. Полимерные изоляторы имеют низкий уровень радиопомех, и, благодаря высоким электроизоляционным свойствам, в т.ч. в состоянии загрязнения и увлажнения дают меньшие токи утечки. В сравнении с фарфоровыми и стеклянными изоляторами, благодаря меньшей массе, отсутствию «боя» - снижаются затраты при монтаже, транспортировке и хранении.

Таким образом, располагаемые на сегодня данные обобщения опыта эксплуатации и результаты послеэксплуатационных испытаний дают основание для заключения о том, что:

- конструкции, материалы и технология изготовления полимерных изоляторов с защитной оболочкой из кремнийорганических резин, разработаны НИИВН, обеспечивают высокую работоспособность всех классов напряжения и полностью соответствуют требованиям по надежности ГОСТ 28856-90, что подтверждается более чем 20-летним опытом эксплуатации;

- применение полимерных изоляторов является одним из эффективных технических решений, повышающих надежность изоляции в условиях сильных промышленных загрязнений;

- удельная длина пути утечки не является надежным параметром, по которому устанавливаются районы применения изоляторов по СЗА.

3. ОХРАНА ТРУДА И ЗАЩИТА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

3.1 Общие вопросы охраны труда и окружающей среды

Охрана труда - это система мероприятий по обеспечению безопасных для жизни и здоровья трудящихся условий выполнения работ. Она включает в себя законодательные мероприятия, технику безопасности и производственную санитарию. Техника безопасности представляет собою систему технических средств и приемов работы, а также обязательных правил, соблюдение которых обеспечивает безопасность труда. Производственная санитария - совокупность практических мероприятий, гарантирующих сохранение здоровья работающих и населения, соприкасающегося с местами работ. С охраной труда тесно связаны противопожарные мероприятия и молниезащита сооружений, потому что пожары и грозовые разряды угрожают не только материальным ценностям, но и жизни людей.

В организациях составляются планы социального развития. В этих планах предусматривается:

- улучшение условий труда и охраны труда, организация питания на месте работ, улучшение жилищно-бытовых условий;

- повышение квалификации и материального уровня трудящихся, повышение уровня механизации, улучшение организации производства;

- внедрение научной организации труда, новой техники и технологии;

- сокращение потерь рабочего времени за счет улучшения организации труда и обеспечения необходимыми ресурсами, а также за счет улучшения дисциплины.

Объекты электроэнергетики оказывают разнообразное воздействие на окружающую среду, загрязняя атмосферу, землю и воду вредными выбросами дымовых газов и сточными водами электростанций, сбросами большого количества теплоты, расходуя значительное количество водных и земельных ресурсов, подвергая биосферу неблагоприятному воздействию радиации, связанной с эксплуатацией АЭС, электромагнитных полей линий электропередачи.

Электромагнитное поле (ЭМП) следует рассматривать состоящим из двух полей: электрического и магнитного.

Электрическое поле в электроустановках возникает при наличии напряжения на токоведущих частях, а магнитное - при прохождении тока по этим частям.

Расчетами установлено, что поглощенная телом человека энергия магнитного поля примерно в 50 раз меньше поглощенной им энергии электрического поля.

На основании этого сделан вывод о том, что отрицательное действие на организм человека ЭМП обусловлено электрическим полем; биологическим воздействием магнитного поля можно пренебречь.

К числу основных объектов электроэнергетики относятся ЭС и электрические сети.

Влияние электрических сетей на окружающую среду определяется воздействием электрического поля, использованием земельных ресурсов, нарушение природных ландшафтов [32].

Электрическое поле ВЛ - это вредные, биологически активный фактор, воздействующий на человека и окружающую природную среду.

Биологическая активность электрического поля проявляется при длительном и систематическом пребывании человека в электрическом поле и может приводить к нарушению функционального состояния центрально нервной и сердечно-сосудистой систем, количественным и качественным изменениям в составе крови, к снижению сопротивляемости организма инфекционным заболеваниям. Реакция человеческого организма на непосредственное воздействие электрического поля зависит от напряженности поля, времени и периодичности пребывания в нем, имеет длительное воздействие, выраженный кумулятивный эффект и сильную зависимость от индивидуальных особенностей организма [33].

Различают следующие виды воздействия электрического поля на человека:

- непосредственное воздействие, проявляющееся при пребывании в электрическом поле. Эффект этого воздействия усиливается с увеличением напряженности поля и времени пребывания в нем;

- воздействие электрических зарядов импульсного тока, возникающих при прикосновении к изолированным от земли конструкциям, корпусам машин и механизмов на пневматическом ходу и протяженным проводникам или при прикосновении человека, изолированного от земли, к растениям, заземленным конструкциям и другим заземленным объектам;

- воздействие тока, проходящего через человека, находящегося в контакте с изолированными от земли объектами; крупногабаритными предметами, машинами, механизмами, протяженными проводниками - тока стекания.

Кроме того, электрическое поле может стать причиной воспламенения или взрыва паров горючих материалов и смесей в результате возникновения электрических разрядов при соприкосновении предметов и людей с машинами и механизмами.

напряжение воздушный линия изолятор

3.2 Производственная санитария

Производственная санитария - это система организационных, гигиенических и санитарно-технических мероприятий и средств; предотвращающих воздействие на рабочих вредных производственных факторов.

Основными вредными и опасными производственными факторами являются следующие: неблагоприятные метеорологические условия (повышенная или пониженная температура), ветер и осадки, а также воздействие электрического поля.

Степень отрицательного воздействия электрического поля промышленной частоты на организм человека можно оценить по количеству поглощаемой телом человека энергии электрического поля, по току, проходящему через человека в землю, и, наконец, по напряженности поля в месте, где находится человек.

Критерием безопасности для человека, находящегося в электрическом поле промышленной частоты, необходимо использовать напряженность поля в месте нахождения человека. Дело в том, что значение тока, протекающего через человека, а следовательно, и энергии, поглощаемой его телом, зависит от положения тела относительно источника поля. Кроме того, в производственных условиях напряженность поля значительно проще измерить, чем ток, проходящий через человека, и энергию, поглощаемую телом.

Допустимое значение тока, длительно проходящего через человека и обусловленного воздействием электрического поля, как показали исследования и опыт работы в электроустановках, составляет примерно 50 - 60 мкА, что соответствует напряженности электрического поля на высоте роста человека примерно 5 кВ/м.

Гигиенические нормы времени пребывания человека без средств защиты в электрическом поле электроустановок промышленной частоты установлены действующими правилами [13] в зависимости от напряженности поля в зоне, где будет находится человек, т.е. от напряженности поля, не искаженного присутствием человека (таблица 3.1).

Как видно из таблицы 3.1 допустимая длительность пребывания эксплуатационного персонала регламентируется ГОСТ 12.1.002-84, в соответствии с которым предельно допустимый уровень напряженности воздействующего электрического поля устанавливается равным 25 кВ/м. пребывание в электрическом поле напряженностью более 25 кВ/м без применения средств защиты не допускается, а в поле напряженностью до 1 кВ/м включительно допускается в течении рабочего дня. При напряженности от 20 до 25 кВ/м время пребывания персонала не должно превышать 10 мин, а при напряженности 5 - 20 кВ/м включительно вычисляется по формуле

Т = 50/Е0 - 2,

где Т - допустимое время пребывания в электрическом поле при соответствующем уровне напряженности, ч;

Е0 - напряженность воздействующего электрического поля в контролируемой зоне, кВ/м.

Таблица 3.1 - Нормы времени пребывания человека в электрическом поле электроустановок промышленной частоты в течении одних суток

Напряженность электрического поля, кВ/м, включительно	Длительное время пребывания человека в поле, мин
До 5	Не ограничивается
Свыше 5 до 10	Не более 180
Свыше 10 до 15	Не более 90
Свыше 15 до 20	Не более 10
Свыше 20 до 25	Не более 5

Допустимое время пребывания в электрическом поле может быть реализовано одноразово или по частям в течении рабочего дня. В остальное рабочее время напряженность поля не должна превышать 5 кВ/м. При прохождении персонала в течении рабочего дня в зонах с различной напряженностью электрического поля время пребывания вычисляется по формуле

Тпр = 8(tE1/TE1+tE2/TE2+ … +tEn/TEn),

где Тпр - приведенное время, эквивалентное по биологическому эффекту пребыванию в электрическом поле нижней границы нормируемой напряженности, ч;

tE1,tE2, … tEn - время пребывания в контролируемых зонах с напряженностью Е1, Е2, … , Еn, ч;

ТЕ1, ТЕ2, … , ТЕn - допустимое время пребывания в электрическом поле для соответствующих контролируемых зон.

Величина Тпр не должна превышать 8 ч.

Кроме влияния электрического поля влияние электросетевых объектов на окружающую среду связано также с изъятием участков земли под опоры ВЛ и площадки подстанций (ПС). Полоса земли под ВЛ в пределах установленной охранной зоны не изымается у землепользователей и может быть использована для сельскохозяйственных нужд.

Площади земли, отводимые в постоянное пользование, определяются в соответствии с нормами отвода земель СЕ 456-74. в постоянное пользование передаются только площади, занимаемые опорами с учетом полосы земли вокруг каждой опоры шириной 2 м, и территории подстанций.

Подстанции, как правило, должны располагаться на непригодных для сельскохозяйственного использования землях, на незаселенной территории, занятой кустарниками и малоценными насаждениями, вне площадей залегания полезных ископаемых.

Отвод земель под подстанцию производится с учетом размещения открытых распределительных устройств (ОРУ), трансформаторов, общеподстанционного пункта управления (ОПУ) и других необходимых сооружений.

Подстанции должны размещаться с учетом наиболее рационального использования земель и перспективы последующего расширения. В проектах строительства подстанций учитываются затраты на снятие, хранение и транспортировку плодородного слоя почвы, а также затраты на возмещение убытков землепользователей, связанных с изъятием земельного участка [34].

3.3 Техника безопасности при работах на воздушных линиях электропередачи