Меню

Что такое длина пути тока утечки изоляторов



Электрическая изоляция в районах с загрязненной атмосферой — Понятие о длине пути утечки

Содержание материала

ИЗОЛЯТОРЫ ДЛЯ ЗАГРЯЗНЯЕМЫХ РАЙОНОВ

II. ИЗОЛЯТОРЫ ДЛЯ ЗАГРЯЗНЯЕМЫХ РАЙОНОВ
По накоплению опыта в энергетике было принято пользоваться как основной характеристикой, определяющей пригодности изолятора для работы в условиях загрязнения, — величиной «длина пути утечки». Длина (пути утечки изолятора является кратчайшим геометрическим расстоянием (огибающей) по поверхности от одного металлического электрода до другого, находящихся под разными потенциалами.
Измерение длины пути утечки может производиться наложением шнура, нити и т. д. на поверхность изолятора от электрода до электрода с последующим измерением длины нити. Определение длины пути утечки должно обеспечить точность измерения: 3% для электрооборудования классов напряжения до 35 кВ включительно и 2% — классов напряжения 110 кВ и выше.

Разрядное напряжение изолятора, находящегося в загрязненном состоянии, не только определяется длиной пути утечки, но также зависит от ряда других факторов (формы ребер, диаметра изолятора, качества глазури и т. д.). Вместе с тем относительное однообразие форм современных высоковольтных изоляторов позволяет в настоящее время пользоваться как основной величиной «длиной пути утечки». Зачастую пользуются значением удельной длины пути утечки, т. е. величиной, отнесенной на 1 квдейств наибольшего для данного класса рабочего напряжения. Ныне в ряде стран и СССР длина пути утечки изоляторов нормирована. В Советском Союзе действует стандарт, устанавливающий минимальную удельную длину пути утечки (ГОСТ 9920-61) для изоляторов наружной установки аппаратов и трансформаторов, за исключением некоторых видов специальных аппаратов (например, вентильных разрядников, штанг и т. д.), а также и линий электропередач.
Для внешней изоляции аппаратов и трансформаторов установлены две категории исполнения изоляторов по длине пути утечки:
А — нормального исполнения для изоляторов, работающих в местностях со слабой загрязненностью атмосферы, не оказывающей существенного влияния на электрические разрядные напряжения (лесистые районы, сельские местности, наличие пыли, содержащей в малом количестве растворимые в воде соли, и т. п.).
Б — усиленного исполнения для изоляторов, работающих в условиях загрязненной атмосферы, когда на поверхности изоляторов отлагается пыль, имеется воздействие газов и т. д.
Длина пути утечки у изоляторов усиленного исполнения (Б) в 1,5 раза больше по сравнению с изоляторами нормального исполнения (А).
В Советском Союзе были приняты лишь две градации выполнения изоляции аппаратов (А и Б), что должно позволить более легко освоить обе модификации промышленностью.
В линейной изоляции можно регулировать изменение длины пути утечки путем увеличения или уменьшения числа единичных элементов в гирлянде, что и практикуется в энергосистемах Союза. Вместе с тем создание классов изоляции, по исполнению отличающихся друг от друга по длине пути утечки менее чем на 40—50%, признается нецелесообразным, поскольку трудно установить границы различных условий работы электроустановок.
Хотя практика и показала, что изоляция ЛЭП в незагрязненной атмосфере работает удовлетворительно при длине утечки порядка 1,1 см/кВ, в Советском Союзе при разработке нормативов для аппаратуры были приняты иные, несколько большие минимальные величины. Так, например, для аппаратуры (ГОСТ 0920-61):

Нейтраль не заземлена

Нормальная изоляция (А), см/кВ Усиленная изоляция (Б), с.м,кВ

Для класса усиленной изоляции аппаратуры верхний уровень длины шути утечки 2,6 см/кВ установлен исходя из того, что было бы весьма трудным освоить изоляторы с еще большей длиной пути утечки, а ранее выпускавшиеся (порядка 2,5 — 2,6 см/кВ) оправдали себя при наличии достаточного ухода.
Таблица 2

Наибольшее рабочее напряжение,

Длина пути утечки, см, не менее для класса
А | Б

С изолированной нейтралью

С заземленной нейтралью

*В необходимых случаях указывается в технических условиях.
Исходя из приведенных отношений длины пути утечки внешней изоляции к наибольшему рабочему линейному напряжению длина пути утечки изоляторов электрооборудования должна соответствовать величинам, -приведенным в табл. 2.

Министерство энергетики и электрификации СССР (Минэнерго) выпустило руководящие указания по проектированию и эксплуатации ЛЭП и РУ, расположенных в загрязненной атмосфере, в которых указан порядок выбора длины пути утечки внешней изоляции для разных условий эксплуатации (см. разд. III).
Как указывалось ранее, разрядные напряжения загрязненных и увлажненных изоляторов пропорциональны длине пути утечек лишь для относительно простых по форме изоляторов.
В ряде случаев путь разряда проходит не только по поверхности изолятора, но и по воздуху; поверхностное сопротивление меняется в ходе развития разряда, что вызывает непропорциональность длины пути утечки и разрядных напряжений. Таким образом путь утечки изоляторов сложной конфигурации используется не полностью. Поэтому возникает необходимость ввести понятие об эффективной длине шути утечки (/.действ):

где К — •поправочный коэффициент. Величина К определяется многими факторами: диаметром тарелки и электродов (шапки и пестика), длиной шути утечки в отдельности по верхней и нижней поверхности и в совокупности, конфигурацией ребер и расстоянием между ними и т. д. Исследования НИИПТ показали, что для изоляторов тарельчатого типа при L/Д^>1,4 величина К может ориентировочно «подсчитана по зависимости

где Д — диаметр тарелки изолятора.
Рекомендованные коэффициенты К для основных типов подвесных и опорных изоляторов нормального исполнения приведены в табл. 3.

Значение поправочных коэффициентов (К) ка развитость поверхности изоляторов для подсчета эффективной длины пути утечки

Как следует из табл. 3, подтверждаемой обобщенными данными по эксплуатации линейных изоляторов обычных и специальных типов для загрязняемых районов, не видны особые преимущества последних. Поэтому по полученным за последнее время данным не может быть рекомендовано применение указанных в ПУЭ норм для различных ступеней номинального напряжения по количеству изоляторов специального типа (например, НС-2) вместо увеличенного числа изоляторов нормального типа (например, П). В свете сказанного ряд выпускаемых в настоящее время промышленностью специальных изоляторов (НС-2, НЗ-З, ПР-3,5) не может быть рекомендован для массового использования.
Помимо зависимости разрядного напряжения загрязненного изолятора от (присущих ему характеристик имеется также зависимость и от конфигурации (размерности) гирлянды — строительной длины. В этих случаях сопоставление может вестись по соотношению

где Яф — строительная высота сопоставляемых гирлянд изоляторов.
Нормированные данные еще отсутствуют, и уточнение значения /.действ/Нф следует производить путем специальных исследований «по ГОСТ 10390-63 при искусственном и естественном загрязнениях. Так, например, имеются данные, что увеличение числа элементов гирлянды с 18 до 24 (на 33%) может увеличить разрядное напряжение всего на 23%. Но все же заранее можно считать, что на ЛЭП целесообразно применять тарелочные изоляторы с малыми значениями Иф/Д (Н,»— строительная высота элемента и Д — диаметр тарелки) и большими значениями ЦД\ при этом более эффективно уменьшение отношения Н*/Д.
В силу сказанного и по ряду других соображений в ФРГ и ГДР предпочитают применять стержневые линейные изоляторы вместо тарельчатых. В этих случаях при равной длине пути утечки разрядное напряжение стержневых изоляторов может быть больше на 10—15%. Опыт Узбекэнерго по (применению стержневых изоляторов при солончаковых загрязнениях также подтверждает их большую надежность.
Как у стержневых изоляторов, так и у крупногабаритных аппаратных изоляторов, исходя из наиболее благоприятной разрядной характеристики, одновременно с максимальным использованием пути утечки, рекомендуется применять вылет юбок (ребер), превышающий 60 мм, и расстояние между ними в пределе 1 —1,3 от величины вылета. Не рекомендуется применять изоляторы, у которых промежутки между ребрами малы (узкие, глубокие), так как это ухудшает естественную очистку изоляторов и, следовательно, снижает использование пути утечки. Поэтому длинностержневые изоляторы 110 кВ с 27 ребрами показали себя в работе менее удовлетворительными по сравнению с изоляторами, имеющими 21 ребро (тип VKNL-75).
Наблюдения, проведенные в Японии, показали, что необходимая длина пути утечки для сохранения разрядных характеристик должна возрастать и по мере роста эквивалентного диаметра изолятора. В силу отмеченного обстоятельства изделия с большим диаметром фарфора (например, измерительные трансформаторы) должны иметь для сохранения разрядных характеристик большие значения удельной длины утечки по сравнению с малогабаритными изделиями (стержневые изоляторы и т. п.).

Читайте также:  Формула для силы тока в металле

Источник

Потери от токов утечки по изоляторам воздушных линий: таблицы норм, от длины

В соответствии с ПУЭ, минимальная длина пути тока утечки по изоляторам нормируется в зависимости от степени загрязненности атмосферы (СЗА). Установлено семь уровней СЗА: к районам с первым уровнем СЗА отнесены леса, тундра, болота, луга с незасоленными почвами, не попадающие в зону влияния промышленных и природных источников загрязнения; к районам со вторым уровнем СЗА – районы со слабозасоленными почвами и сельскохозяйственные районы, в которых применяются химические удобрения и химическая обработка посевов; к районам с третьим – седьмым уровнями СЗА – районы с промышленными источниками загрязнения различной интенсивности, зависящей от расстояния от источника, характера и объемов производства.

Соотношение уровней СЗА может быть охарактеризовано относительными значениями минимальной длины пути тока утечки по гирлянде изоляторов, приведенными в табл. 2.13 (за единицу приняты значения для первого уровня СЗА).

  1. Относительные значения минимальной длины пути тока утечки для различных уровней СЗА
  2. Среднее число изоляторов на опорах ВЛ при различных уровнях СЗА
  3. Потери мощности в гирлянде изоляторов линии 110 кВ
  4. Потери мощности в гирлянде изоляторов линии 110 кВ, приведенные к расчетным условиям
  5. Удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам воздушных линий
  6. Удельные потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ

Относительные значения минимальной длины пути тока утечки для различных уровней СЗА

Потери от токов утечки по изоляторам воздушных линий: таблицы норм, от длины

В соответствии с данными табл. 2.13 при увеличении уровня СЗА должно быть соответственно увеличено число изоляторов в гирлянде. Их отношение для различных уровней СЗА (табл. 2.14) приблизительно соответствует отношениям табл. 2.13 – для линий напряжением 110 кВ и выше число изоляторов в гирлянде в районе с седьмым уровнем СЗА больше, чем в первом в 2,5 раза, а для линий напряжением 6–35 кВ – в 2 раза. Значения напряжения, приходящегося на один изолятор линий, приведены в табл. 2.15. 86

Среднее число изоляторов на опорах ВЛ при различных уровнях СЗА

Потери от токов утечки по изоляторам воздушных линий: таблицы норм, от длины

В нормальном эксплуатационном режиме по изоляторам течет так называемый фоновый ток утечки. Специфика процесса протекания фонового тока состоит в том, что его увеличение приводит к подсушиванию увлажненной поверхности изоляторов и последующему увеличению их сопротивления, в результате чего ток стабилизируется на определенном уровне. По оценкам специалистов ОАО «НИИПТ», длительный фоновый ток в условиях увлажнения изоляторов колеблется в диапазоне 0,5–1 мА. Эта оценка подтверждается имеющимися исследованиями [3], в которых приведены результаты измерения потерь мощности на гирлянде изоляторов линии 110 кВ для различных видов погоды и степени загрязненности изоляторов в режиме фонового тока (табл. 2.16).

Потери мощности в гирлянде изоляторов линии 110 кВ

Потери от токов утечки по изоляторам воздушных линий: таблицы норм, от длины

Приведенные значения фонового тока справедливы для линий любого напряжения, так как с ростом номинального напряжения количество изоляторов в гирлянде увеличивается практически пропорционально напряжению.

В ПУЭ установлено четыре степени загрязнения (СЗ) изоляторов, обусловленного естественными и промышленными источниками загрязнения атмосферы. Данные табл. 2.16 могут быть отнесены, соответственно, к 1, 2 и 3 СЗ. По влиянию на токи утечки виды погоды могут быть объединены в 3 группы: 1 группа – хорошая погода с влажностью менее 90 %, сухой снег, изморозь, гололед; 2 группа – дождь, мокрый снег, роса и хорошая погода с влажностью 90 % и более; 3 группа – туман. Преобразованные в соответствии с этим данные табл. 16 представлены в табл. 2.17.

Потери мощности в гирлянде изоляторов линии 110 кВ, приведенные к расчетным условиям

Потери от токов утечки по изоляторам воздушных линий: таблицы норм, от длины

Потери от токов утечки по изоляторам воздушных линий: таблицы норм, от длины

Как было отмечено выше, фоновый ток утечки является саморегулирующимся, поэтому его значение не зависит от напряжения 88 линии, а потери мощности на линии любого напряжения могут быть определены по формуле, кВт/км:

Используя данные о среднем числе опор на 1 км линий напряжением 6–20 кВ – 13 шт.; 35 кВ – 8 шт.; 60 кВ – 6 шт.; 110 – 4 шт.; 154 кВ – 3,3 шт.; 220–750 кВ – 2,5 шт., получим удельные потери мощности, приведенные в табл. 2.18.

Удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам воздушных линий

Потери от токов утечки по изоляторам воздушных линий: таблицы норм, от длины

Потери от токов утечки по изоляторам воздушных линий: таблицы норм, от длины

Подавляющее большинство (92 %) ВЛ в России проходит по территориям с первой СЗ, около 6 % – второй и порядка 2 % – третьей. Протяженность ВЛ, эксплуатируемых в условиях четвертой СЗ, пренебрежимо мала. Поэтому в практических расчетах потерь мощности от токов утечки по сетевой организации в целом могут использоваться обобщенные значения (без районирования территории по СЗ), полученные на основании приведенных цифр по формуле ∆Р = 0,92 ∆Р1 + 0,06 ∆Р2 + 0,02 ∆Р3 , где 1, 2, 3 – СЗ изоляторов. Обобщенные данные приведены в последних строках табл. 2.18 для каждой группы видов погоды.

Потери электроэнергии от токов утечки определяют на основе данных, приведенных в табл. 2.18, и продолжительности видов погоды в течение расчетного периода. При отсутствии последних годовые потери электроэнергии могут быть определены по табл. 2.19 в зависимости от расположения линии в одном из указанных выше регионов.

Источник

Что такое длина пути тока утечки изоляторов

Правила устройства электроустановок

Глава 1.9 Изоляция электроустановок

Утверждена приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 08.07.02г. №204. Введена в действие с 01.01.03г. Подготовлена ОАО «НИИПТ»

Область применения. Определения

1.9.1. Настоящая глава распространяется на выбор изоляции электроустановок переменного тока на номинальное напряжение 6-750 кВ.

1.9.2. Длина пути утечки изоляции (изолятора) или составной изоляционной конструкции ( L ) -наименьшее расстояние по поверхности изоляционной детали между металлическими частями разного потенциала.

1.9.3. Эффективная длина пути утечки — часть длины пути утечки, определяющая электрическую прочность изолятора или изоляционной конструкции в условиях загрязнения и увлажнения.

Удельная эффективная длина пути утечки ( l э ) — отношение эффективной длины пути утечки к наибольшему рабочему межфазному напряжению сети, в которой работает электроустановка.

1.9.4. Коэффициент использования длины пути утечки ( k ) — поправочный коэффициент, учитывающий эффективность использования длины пути утечки изолятора или изоляционной конструкции.

1.9.5 . Степень загрязнения (СЗ) — показатель, учитывающий влияние загрязненности атмосферы на снижение электрической прочности изоляции электроустановок.

Читайте также:  Кто открыл ориентацию магнитной стрелки вблизи проводника с током

1.9.6. Карта степеней загрязнения (КСЗ) — географическая карта, районирующая территорию по СЗ.

Общие требования

1.9.7. Выбор изоляторов или изоляционных конструкций из стекла и фарфора должен производиться по удельной эффективной длине пути утечки в зависимости от СЗ в месте расположения электроустановки и ее номинального напряжения. Выбор изоляторов или изоляционных конструкций из стекла и фарфора может производиться также по разрядным характеристикам в загрязненном и увлажненном состоянии.

Выбор полимерных изоляторов или конструкций в зависимости от СЗ и номинального напряжения электроустановки должен производиться по разрядным характеристикам в загрязненном и увлажненном состоянии.

1.9.8. Определение СЗ должно производиться в зависимости от характеристик источников загрязнения и расстояния от них до электроустановки (табл. 1.9.3-1.9.18). В случаях, когда использование табл. 1.9.3-1.9.18 по тем или иным причинам невозможно, определение СЗ следует производить по КСЗ.

Вблизи промышленных комплексов, а также в районах с наложением загрязнений от крупных промышленных предприятий, ТЭС и источников увлажнения с высокой электрической проводимостью определение СЗ, как правило, должно производиться по КСЗ.

1.9.9. Длина пути утечки L (см) изоляторов и изоляционных конструкций из стекла и фарфора должна определяться по формуле

L = l э × U × k ,

где lэ — удельная эффективная длина пути утечки по табл. 1.9.1, см/кВ;

U — наибольшее рабочее междуфазное напряжение, кВ (по ГОСТ 721);

k — коэффициент использования длины пути утечки (см. 1.9.44-1.9.53).

Изоляция ВЛ

1.9.10. Удельная эффективная длина пути утечки поддерживающих гирлянд изоляторов и штыревых изоляторов ВЛ на металлических и железобетонных опорах в зависимости от СЗ и номинального напряжения (на высоте до 1000 м над уровнем моря) должна приниматься по табл. 1.9.1.

Таблица 1.9.1

Удельная эффективная длина пути утечки поддерживающих гирлянд изоляторов и штыревых изоляторов ВЛ на металлических и железобетонных опорах, внешней изоляции электрооборудования и изоляторов ОРУ

l э , см/кВ (не менее), при номинальном напряжении, кВ

до 35 включительно

Удельная эффективная длина пути утечки поддерживающих гирлянд и штыревых изоляторов ВЛ на высоте более 1000 м над уровнем моря должна быть увеличена по сравнению с нормированной в табл. 1.9.1:

от 1000 до 2000 м — на 5 %;

от 2000 до 3000 м — на 10 %;

от 3000 до 4000 м — на 15 %.

1.9.11. Изоляционные расстояния по воздуху от токоведущих до заземленных частей опор должны соответствовать требованиям гл. 2.5.

1.9.12. Количество подвесных тарельчатых изоляторов в поддерживающих гирляндах и в последовательной цепи гирлянд специальной конструкции ( V -образных, L -образных,image002.jpg-образных, image004.jpg-образных и др., составленных из изоляторов одного типа) для ВЛ на металлических и железобетонных опорах должно определяться по формуле

где L И — длина пути утечки одного изолятора по стандарту или техническим условиям на изолятор конкретного типа, см. Если расчет m не дает целого числа, то выбирают следующее целое число.

1.9.13. На ВЛ напряжением 6-20 кВ с металлическими и железобетонными опорами количество подвесных тарельчатых изоляторов в поддерживающих и натяжных гирляндах должно определяться по 1.9.12 и независимо от материала опор должно составлять не менее двух.

На ВЛ напряжением 35-110 кВ с металлическими, железобетонными и деревянными опорами с заземленными креплениями гирлянд количество тарельчатых изоляторов в натяжных гирляндах всех типов в районах с 1-2-й СЗ следует увеличивать на один изолятор в каждой гирлянде по сравнению с количеством, полученным по 1.9.12.

На ВЛ напряжением 150-750 кВ на металлических и железобетонных опорах количество тарельчатых изоляторов в натяжных гирляндах должно определяться по 1.9.12.

1.9.14. На ВЛ напряжением 35-220 кВ с деревянными опорами в районах с 1-2-й СЗ количество подвесных тарельчатых изоляторов из стекла или фарфора допускается принимать на 1 меньше, чем для ВЛ на металлических или железобетонных опорах.

На ВЛ напряжением 6-20 кВ с деревянными опорами или деревянными траверсами на металлических и железобетонных опорах в районах с 1-2-й СЗ удельная эффективная длина пути утечки изоляторов должна быть не менее 1,5 см/кВ.

1.9.15. В гирляндах опор больших переходов должно предусматриваться по одному дополнительному тарельчатому изолятору из стекла или фарфора на каждые 10 м превышения высоты опоры сверх 50 м по отношению к количеству изоляторов нормального исполнения, определенному для одноцепных гирлянд при l э = 1,9 см/кВ для ВЛ напряжением 6-35 кВ и l э = 1,4 см/кВ для ВЛ напряжением 110-750 кВ. При этом количество изоляторов в гирляндах этих опор должно быть не менее требуемого по условиям загрязнения в районе перехода.

1.9.16. В гирляндах тарельчатых изоляторов из стекла или фарфора, подвешенных на высоте более 100 м, должны предусматриваться сверх определенного в соответствии с 1.9.12 и 1.9.15 два дополнительных изолятора.

1.9.17. Выбор изоляции ВЛ с изолированными проводами должен производиться в соответствии с 1.9.10-1.9.16.

Внешняя стеклянная и фарфоровая изоляция электрооборудования и ОРУ

1.9.18. Удельная эффективная длина пути утечки внешней фарфоровой изоляции электрооборудования и изоляторов ОРУ напряжением 6-750 кВ, а также наружной части вводов ЗРУ в зависимости от СЗ и номинального напряжения (на высоте до 1000 м над уровнем моря) должна приниматься по табл. 1.9.1.

Удельная эффективная длина пути утечки внешней изоляции электрооборудования и изоляторов ОРУ напряжением 6-220 кВ, расположенных на высоте более 1000 м, должна приниматься: на высоте до 2000 м — по табл. 1.9.1, а на высоте от 2000 до 3000 м — на одну степень загрязнения выше по сравнению с нормированной.

1.9.19. При выборе изоляции ОРУ изоляционные расстояния по воздуху от токоведущих частей ОРУ до заземленных конструкций должны соответствовать требованиям гл. 4.2.

1.9.20. В натяжных и поддерживающих гирляндах ОРУ число тарельчатых изоляторов следует определять по 1.9.12-1.9.13 с добавлением в каждую цепь гирлянды напряжением 110-150 кВ — одного, 220-330 кВ — двух, 500 кВ — трех, 750 кВ — четырех изоляторов.

1.9.21. При отсутствии электрооборудования, удовлетворяющего требованиям табл. 1.9.1 для районов с 3-4-й СЗ, необходимо применять оборудование, изоляторы и вводы на более высокие номинальные напряжения с изоляцией, удовлетворяющей табл. 1.9.1.

1.9.22. В районах с условиями загрязнения, превышающими 4-ю СЗ, как правило, следует предусматривать сооружение ЗРУ.

1.9.23. ОРУ напряжением 500-750 кВ и, как правило, ОРУ напряжением 110-330 кВ с большим количеством присоединений не должны располагаться в зонах с 3-4-й СЗ.

1.9.24. Удельная эффективная длина пути утечки внешней изоляции электрооборудования и изоляторов в ЗРУ напряжением 110 кВ и выше должна быть не менее 1,2 см/кВ в районах с 1-й СЗ и не менее 1,5 см/кВ в районах с 2-4-й СЗ.

1.9.25. В районах с 1-3-и СЗ должны применяться КРУН и КТП с изоляцией по табл. 1.9.1. В районах с 4-й СЗ допускается применение только КРУН и КТП с изоляторами специального исполнения.

Читайте также:  Установка по поверке трансформаторов тока

1.9.26. Изоляторы гибких и жестких наружных открытых токопроводов должны выбираться с удельной эффективной длиной пути утечки по табл. 1.9.1: l э = 1,9 см/кВ на номинальное напряжение 20 кВ для токопроводов 10 кВ в районах с 1-3-й СЗ; l э = 3,0 см/кВ на номинальное напряжение 20 кВ для токопроводов 10 кВ в районах с 4-й СЗ; l э = 2,0 см/кВ на номинальное напряжение 35 кВ для токопроводов 13,8-24 кВ в районах с 1-4-й СЗ.

Выбор изоляции по разрядным характеристикам

1.9.27. Гирлянды ВЛ напряжением 6-750 кВ, внешняя изоляция электрооборудования и изоляторы ОРУ напряжением 6-750 кВ должны иметь 50 %-ные разрядные напряжения промышленной частоты в загрязненном и увлажненном состоянии не ниже значений, приведенных в табл. 1.9.2.

Удельная поверхностная проводимость слоя загрязнения должна приниматься (не менее):

для 1-й СЗ — 5 мкСм, 2-й СЗ -10 мкСм, 3-й СЗ — 20 мкСм, 4-й СЗ — 30 мкСм.

Таблица 1.9.2

50 %-ные разрядные напряжения гирлянд ВЛ 6-750 кВ, внешней изоляции электрооборудования и изоляторов ОРУ 6-750 кВ в загрязненном и увлажненном состоянии

Номинальное напряжение электроустановки, кВ

50 %-ные разрядные напряжения, кВ (действующие значения)

Источник

ЧИТАТЬ КНИГУ ОНЛАЙН: Эксплуатация электрических подстанций и распределительных устройств

НАСТРОЙКИ.

Необходима регистрация

Необходима регистрация

СОДЕРЖАНИЕ.

СОДЕРЖАНИЕ

  • 1
  • 2
  • 3
  • 4
  • » .
  • 89

Эксплуатация электрических подстанций и распределительных устройств

Состояние отечественной электроэнергетики в последние 15 лет характеризуется стремительным ростом количества и мощности потребителей электроэнергии, который значительно опережает замедленное развитие генерирующего оборудования и электрических сетей.

В условиях нехватки генерирующих мощностей, наличия изношенного оборудования электростанций и подстанций, плачевного состояния магистральных и распределительных электросетей электросетевые компании фактически ведут борьбу за выживание. В ряде случаев объекты электросетевого хозяйства просто становятся бесхозными (например, в зоне ответственности ОАО «МРСК Северо-Запада» в 2009 г. выявлено 1656 таких объектов — воздушных и кабельных линий электропередачи 0,4 и 10 кВ, а также комплектных трансформаторных подстанций). Необходимого запаса в 10–15 % мощностей для устойчивой работы энергосистем уже нет, а существующий минимальный резерв может быть исчерпан в ближайшие годы («Энергетика и промышленность России». 2006. № 6, 2009. № 19).

В период экстенсивного развития электрических сетей, начатого в 60-е годы прошлого века, главное внимание уделялось упрощенным решениям, таким как ввод однотрансформаторных подстанций, организация их одностороннего питания, сооружение ВЛ на механически непрочных деревянных опорах, применение упрощенных и ненадежных механических устройств релейной защиты и автоматики и т. д. В результате в 80-е годы была достигнута высокая плотность электрических сетей с упрощенными, недостаточно надежными элементами и экономически все менее эффективными и морально устаревшими основными фондами.

С другой стороны, если ранее (до создания РАО «ЕЭС России») при проектировании электрических сетей и решении вопросов надежности и экономичности их работы за основу брались технические данные об установленной (трансформаторной) мощности и единовременных нагрузках источников и приемников электроэнергии, длине линии электропередачи, объемах и потерях вырабатываемой и потребляемой электроэнергии, износе оборудования и т. п., то в период деятельности холдинга основными факторами стали размеры инвестиционных вливаний в энергетику, биржевые котировки акций энергопредприятий и другие чисто коммерческие показатели.

В настоящее время стало очевидным, что такой подход к решению проблем в электроэнергетической отрасли не только себя не оправдал, но, помимо все большего износа энергетического оборудования, привел к широкомасштабным авариям, массовым хищениям электроэнергии, введению несуразно большой платы за технологическое присоединение к электрическим сетям и к ряду других негативных явлений.

Чем больше потребителей электрической энергии подключаются к сетям энергоснабжающих организаций, тем больше увеличивается дефицит мощности генерирующего оборудования. В условиях такого дефицита мощности присоединение потребителей к электросетям возможно только при строительстве новых или модернизации существующих генерирующих источников. Для этого нужны огромные средства. Поэтому с целью ликвидации дефицита мощности для потребителей электрической энергии была введена непомерно высокая плата за подключение к электросетям. Это, в свою очередь, вызвало масштабный рост хищений электроэнергии и, соответственно, привело к очередному витку увеличения дефицита мощности из-за неучтенных нагрузок.

Высокий физический и моральный износ электрооборудования, отсутствие новых научно- исследовательских и конструкторских разработок в области оборудования электростанций, подстанций и электрических сетей, в том числе средств релейной защиты, автоматики и микропроцессорной техники вызывают справедливые нарекания со стороны обслуживающего оперативного и оперативно-ремонтного персонала энергетических предприятий.

В этих условиях особую роль приобретают вопросы улучшения организации и повышения качества технического обслуживания и ремонта энергетического оборудования, которым и посвящена настоящая книга.

Большой вклад в систематизацию вопросов эксплуатации оборудования электрических подстанций внесли ведущие отечественные специалисты в этой области А. А. Филатов, А. В. Белецкий и другие.

Книги А. А. Филатова [21–24] до сих пор являются настольным учебно-производственным пособием для оперативного и оперативно-ремонтного персонала подстанций и распределительных устройств высокого напряжения. Именно поэтому при формировании структуры и содержания данной книги использованы материалы указанных выше трудов А. А. Филатова. Вместе с тем, с учетом требований новых и переработанных нормативно-технических документов в области технического обслуживания и ремонта энергетического оборудования, выпущенных в последние годы (в частности, правил технической эксплуатации, правил устройства электроустановок и др.), в книгу включен обширный дополнительный материал, составивший ряд новых глав и разделов.

Книга состоит из введения, тринадцати глав, перечня принятых сокращений и списка литературы.

В главе 1 приведены общие требования к организации работ по техническому обслуживанию электрических подстанций и распределительных устройств; рассмотрены структура и система организации электроэнергетической отрасли, структура оперативно-диспетчерского управления; дана классификация понятий и описана нормативно-техническая документация по эксплуатации электрических подстанций и распределительных устройств.

Глава 2 посвящена собственно вопросам эксплуатации оборудования подстанций, главным образом, силовых трансформаторов и автотрансформаторов.

В главах 3–8 рассмотрены особенности технического обслуживания синхронных компенсаторов, масляных и воздушных выключателей, разъединителей, отделителей и короткозамыкателей, измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, конденсаторов связи, разрядников, ограничителей перенапряжения, реакторов и кабелей, элементов распределительных устройств, цепей оперативного тока и устройств релейной защиты и автоматики.

В главе 9 описаны методы и порядок выполнения фазировки в электрических сетях.

В главе 10 изложены порядок и последовательность выполнения оперативных переключений на подстанциях.

Глава 11 посвящена вопросам предупреждения и устранения аварийных ситуаций в электрических сетях, порядку организации работ при ликвидации аварий, анализу причин возникновения аварийных ситуаций, а также действиям персонала при аварийном отключении оборудования подстанций и электрических сетей.

В главе 12 дан перечень необходимой оперативной документации.

В главе 13 изложены принципы организации работы с персоналом энергетических предприятий, регламентированные действующими правилами и нормами.

Книга адресована административно-техническому, оперативному и оперативно-ремонтному персоналу энергетических предприятий, связанному с организацией и выполнением работ по техническому обслуживанию, ремонту, наладке и испытанию оборудования электрических подстанций и распределительных устройств.

Глава 1. Общие требования к организации работ по техническому обслуживанию электрических подстанций и распределительных устройств

1.1. Структура электроэнергетической отрасли

Источник