Типы опор. Рис. Промежуточная металлическая опора одноцепной линии 110 кВ

Название	Рис. Промежуточная металлическая опора одноцепной линии 110 кВ
Дата	23.11.2018
Размер	212.97 Kb.
Формат файла
Имя файла	Типы опор.docx
Тип	Документы #57449

Типы опор.

Основными типами опор воздушных линий являются анкерные и промежуточные. Опоры этих двух основных групп различаются способом подвески проводов. На промежуточных опорах провода подвешиваются с помощью поддерживающих гирлянд изоляторов (рис.1.1). Расстояние между промежуточными опорами называется промежуточным пролетом или просто пролетом, а расстояние между анкерными опорами - анкерным пролетом. Промежуточные опоры устанавливаются на прямых участках воздушных линий для поддержания провода в анкерном пролете. Промежуточная опора дешевле и проще в изготовлении, чем анкерная, так благодаря одинаковому тяжению проводов по обеим сторонам она при необорванных проводах, т. е. в нормальном режиме, не испытывает усилий вдоль линии. Промежуточные опоры составляют 80-90 % общего числа опор воздушных линий.

$c:\users\директор\desktop\img-dhfjdl.jpg$

Рис. 1.1. Промежуточная металлическая опора одноцепной линии 110 кВ:

1 - провода; 2 - изоляторы; 3 - грозозащитный трос;

4 - тросостойка; 5 - траверсы опоры; 6 - стойка опоры; 7 - фундамент опоры.
Анкерные опоры предназначены для жесткого закрепления проводов в особо ответственных точках воздушных линий: на пересечениях инженерных сооружений (например, железных дорог, ВЛ 330—500 кВ, автомобильных дорог шириной проезжей части более 15 м и т.д.) и на концах воздушных линий. Анкерные опоры на прямых участках трассы воздушной линии при подвеске проводов с обеих сторон от опоры в нормальных режимах выполняют те же функции, что и промежуточные опоры. Но анкерные опоры рассчитываются на восприятие односторонних тяжений по проводам и тросам при обрыве проводов или тросов в примыкающем пролете.

Анкерные опоры значительно сложнее и дороже промежуточных, и поэтому число их на каждой линии должно быть минимальным.

Угловые опоры устанавливают в точках поворота линии. Углом поворота линии называется угол  в плане линии (рис.1.2), дополнительный до 180⁰ к внутреннему углу  линии. Траверсы угловой опоры устанавливают по биссектрисе угла .

Угловые опоры могут быть анкерного и промежуточного типа. Кроме нагрузок, воспринимаемых промежуточными опорами, на угловые опоры действуют также нагрузки от поперечных составляющих тяжения проводов и тросов. Чаще всего при углах поворота линий до 20° применяют угловые опоры анкерного типа.

$c:\users\директор\desktop\img-zv2hba.jpg$
Рис.1.2. Угол поворота воздушной линии:

1 - подножники опоры; 2- траверса; 3 – петля.

На воздушный линиях применяются специальные опоры следующих типов: 1. Транспозиционные - для изменения порядка расположения проводов на опорах;

2.Ответвительные - для выполнения ответвлений от основной линии;

3. Переходные - для пересечения рек, ущелий и т. д.

Транспозицию применяют на линиях напряжением 110кВ и выше протяженностью более 100 км для того, чтобы сделать емкость и индуктивность всех трех фаз цепи воздушной линии одинаковыми. При этом на опорах последовательно меняют взаимное расположение проводов по отношению друг к другу на разных участках линии: провод каждой фазы проходит одну треть длины линии на одном, вторую - на другом и третью - на третьем месте. Такое тройное перемещение проводов называют циклом транспозиции (рис.1.3).
$c:\users\директор\desktop\img-obv88d.jpg$

Рис. 1.3. Цикл транспозиции проводов одоноцепной линии.

Наиболее распространенные расположения проводов и грозозащитных тросов на опорах изображены на рис.1.4. Расположение проводов треугольником (рис.1.4,а) применяют на воздушной линии 10кВ и на одноцепных воздушной линии 35-330 кВ с металлическими и железобетонными опорами. Горизонтальное расположение проводов (рис.1.4,б) используют на воздушной линии 35-220 кВ с деревянными опорами и на воздушной линии 330 кВ. Это расположение проводов позволяет применять более низкие опоры и уменьшает вероятность схлестывания проводов при образовании гололеда и пляске проводов. Поэтому горизонтальное расположение предпочтительнее в гололедных районах.

На двухцепных воздушный линии расположение проводов обратной елкой удобнее по условиям монтажа (рис.1.4, в), но увеличивает массу опор и требует подвески двух защитных тросов. Наиболее экономичны двухцепные воздушные линии 35—330 кВ на стальных и железобетонных опорах с расположением проводов бочкой (рис.1.4, г).

$c:\users\директор\desktop\img-6a3fha.jpg$

Рис.1.4. Расположение проводов и тросов на опорах:

а - по вершинам треугольника; б - горизонтальное; в - обратная елка;

г – бочка.

Деревянные опоры применяют на воздушных линиях до 35 кВ включительно. Достоинства этих опор - малая стоимость (в районах, располагающих лесными ресурсами) и простота изготовления. Недостаток - подверженность древесины гниению, особенно в месте соприкосновения с почвой. Эффективное средство против гниения - пропитка специальными антисептиками.

Металлические (стальные) опоры, применяемые на линиях электропередачи напряжением 35 кВ и выше, для защиты от коррозии в процессе эксплуатации требуют окраски. Устанавливают металлические опоры на железобетонных фундаментах. Эти опоры по конструктивному решению тела опоры могут быть отнесены к двум основным схемам - портальным (рис.1.5, а,б) и башенным или одностоечным (рис.1.5, в,г) а по способу закрепления на фундаментах - к свободностоящим опорам (рис.1.5.г) и опорам на оттяжках (рис. 1.5, а-в).

Рис. 1.5. Металлические опоры: $c:\users\директор\desktop\img-0yrgw_.jpg$

а - промежуточная одноцепная на оттяжках 500 кВ;

б - промежуточная V - образная 1150кВ;

в - промежуточная опора воздушной линии постоянного тока 1500 кВ;

г - свободностоящая 110 кВ.
Независимо от конструктивного решения и схемы металлические опоры выполняются в виде пространственных решетчатых конструкций. Унифицированная одноцепная промежуточная опора воздушной линии 110 кВ показана на рис.1.1, а двухцепная ВЛ 220 кВ - на рис. 1.6 ,а.

Анкерные опоры отличаются от промежуточных увеличенными вылетами траверс и усиленной конструкцией тела опоры. На воздушной линии 500 кВ, как правило, применяется горизонтальное расположение проводов. Промежуточные опоры 500 кВ могут быть портальными свободностоящими или на оттяжках. Наиболее распространенная конструкция опоры 500 кВ - портал на оттяжках (рис.1.6, а).

Для линии 750 кВ применяются как портальные опоры на оттяжках, так и V-образные опоры типа «Набла» с расщепленными оттяжками. Основным типом промежуточных опор для линий 1150 кВ являются V-образные опоры на оттяжках с горизонтальным расположением проводов (рис.1.6, б).
$c:\users\директор\desktop\img-ubgxfe.jpg$
Рис. 1.6.Металлические свободностоящие двухцепные опоры:

а - промежуточная 220 кВ, б - анкерная угловая 110 кВ.
Железобетонные опоры (рис. 1.7.) долговечнее деревянных, требуют меньше металла, чем металлические, просты в обслуживании и поэтому широко применяются на воздушных линиях до 500кВ включительно. При изготовлении железобетонных опор для обеспечения необходимой плотности бетона применяются виброуплотнение и центрифугирование.

Виброуплотнение производится различными вибраторами (инструментами или навесными приборами), а также на вибростолах.

Центрифугирование обеспечивает хорошее уплотнение бетона и требует специальных машин - центрифуг. На воздушных линиях 110 кВ и выше стойки опор и траверсы портальных опор - центрифугированные трубы, конические или цилиндрические. На воздушной линии 35кВ стойки - центрифугированные или из вибробетона, а для воздушных линиях более низкого напряжения - только из вибробетона. Траверсы одностоечных опор - металлические оцинкованные.

Для воздушной линии 35—500 кВ применяются преимущественно унифицированные конструкции металлических и железобетонных опор. В результате этого сокращено число типов и конструкций опор и их деталей. Это позволило серийно производить опоры на заводах, что позволяет ускорить и удешевить сооружение линий.
$c:\users\директор\desktop\img-1uekrf.jpg$

Рис. 1.7. Промежуточные железобетонные опоры:

а - одностоечная свободностоящая двухцепная 110 кВ;

б - портальнаясоттяжками одноцепная 500 кВ.

Монтаж мачтовых трансформаторных подстанций

мощностью до 100 кВА.
Мачтовые трансформаторные подстанции монтируют на железобетонных или деревянных опорах. МТП мощностью до 25 кВ·А монтируют на А-образной деревянной опоре (рис. 2.1) . МТП мощностью 25-100 кВ·А монтируют на П-образной деревянной опоре или одной железобетонной (рис. 2.2).

$c:\users\директор\desktop\tem4-53.gif$

Рис. 2.1. Общий вид подстанции на А- образной деревянной опоре:
1 – разъединитель на 6...10 кВ с приводом; 2 – разрядник на 6...10 кВ;
3 – предохранители на 6...10 кВ; 4 – силовой трансформатор;
5 – распределительный шкаф на 380/220 В; 6 – воздушная линия на 0,38 кВ.
$c:\users\директор\desktop\tem4-54.gif$
Рис. 2.2 . МТП 10/0,4 кВ мощностью 25 -100 кВА:
1 – разрядники или ограничители перенапряжения 6 … 10 кВ;
2 – предохранители 6 … 10 кВ; 3 – силовой трансформатор 6/0,4 кВ (10/0,4 кВ);
4 – распределительное устройство низкого напряжения 0,4/0,22 кВ.
В настоящее время заводами изготовителями выпускаются МТП мощностью от 25 до 250 кВА, напряжением 10/0,4 (6/0,4) кВ, которые поставляются в комплекте состоящем из: силового трансформатора, разъединителя, высоковольтных разрядников (ограничителей перенапряжения), предохранителей и шкафа распределительного устройства низкого напряжения (РУНН).

Монтаж МТП включает в себя следующие операции:

Доставку оборудования на место (включая опоры для МТП),
Сборку и установку опор в котлованы,
Выверку по шнуру и отвесу,
Установку основного оборудования МТП,
Электрическое соединение аппаратов одного с другим,
Подключение кабелей,
Ревизию и регулировку аппаратов.

В зависимости от сложности конструкции опор (А–, П–, АП– образная) выполнят их установку, по технологии аналогичной технологии монтажа воздушных линий .

Если МТП монтируется на одиночной опоре или тупиковая МТП на П–образной опоре, то необходимо предусмотреть концевую опору ВЛ 10 кВ в непосредственно близости от МТП, не далее 3 м.

Монтаж основного оборудования начинают с установки силового трансформатора, который поднимают на опору при помощи крана, при строповке в местах изгибов стропов необходимо устанавливать надежные распорки, предохраняющие окраску оборудования и проходные изоляторы трансформатора от повреждения.

Трансформатор на железобетонных опорах закрепляют на металлической раме - основании, предварительно надежно закрепленной на опоре при помощи металлических хомутов (рис. 2.2. ).

Выше устанавливают высоковольтные предохранители и разрядники. Разъединитель допускается монтировать как выше на опоре, так и на концевой опоре воздушных линий. Все оборудование крепится болтами к основаниям, которые заранее закреплены на опоре.

МТП мощностью до 40 кВА как правило выполняются на одну отходящую линию (реже на две), поэтому воздушных линий 0,4 кВ подключается к выводам трансформатора через предохранители без шкафа РУНН. Если МТП имеет две и более отходящих линий необходимо применение РУНН.

РУНН представляет собой металлический шкаф, с защищенными от попадания влаги вводами, которые выполнены в виде трубостоек от выводов НН трансформатора к РУНН и от РУНН к изоляторам отходящих линий запирающийся на замок во избежание попадания посторонних лиц. Устанавливается на высоте 1000 – 1200 мм от уровня земли. В нем располагаются коммутационные аппараты и аппараты защиты отходящих линий.

Отходящие линии 0,4 кВ могут выполняться как воздушными, так и кабельными.

По окончании установки основного оборудования МТП выполняют соединение (обвязку) высоковольтной аппаратуры при помощи голых проводов и наконечников. Выполняют измерения, изготовление и присоединение шлейфов от ввода высокого напряжения трансформатора к предохранителям, разрядникам и разъединителю. Присоединяют воздушные линии 10(6) кВ к разъединителю, при отключенной воздушных линий, обязательно соблюдая требования техники безопасности.

В завершение проводят ревизию и контрольные испытания установленного оборудования, после чего включают установку в сеть.

Короткозамыкатели, отделители, высоковольтные предохранители.

В настоящее время разработаны типовые схемы высоковольтных подстанций без выключателей на питающей линии. Это позволяет удешевить и упростить оборудование при сохранении высокой надежности. Для замены выключателей на стороне высокого напряжения используются короткозамыкатели и отделители.

Короткозамыкатель - это быстродействующий контактный аппарат, который по сигналу релейной защиты создает искусственное КЗ сети.

Короткозамыкатели наружной установки с приводом ШПК (привод короткозамыкателя в шкафу) и трансформатором тока ТШЛ 0,5 (трансформатор тока шинный, с литой изоляцией, класс точности 0,5) предназначены для создания искусственного короткого замыкания (двухфазного у КЗ-35 или на землю у КЗ-110, КЗ-220) при повреждениях в трансформаторе. Под воздействием защиты замыкание вызывает отключение выключателей, установленных на питающих концах линий.

Управление короткозамыкателем осуществляется приводом ШПК, причем включается короткозамыкатель автоматически под действием пружинного механизма при срабатывании привода от сигнала релейной защиты. При необходимости короткозамыкатель может быть включен также вручную. Отключается короткозамыкатель только при ручном оперировании.

Отделитель представляет собой разъединитель, который быстро отключает обесточенную цепь после подачи команды на его привод. Если в обычном разъединителе скорость отключения очень мала, то в отделителе процесс отключения длится 0,5-1,0 с. Отделитель отсоединяет поврежденные участки электрической цепи после отключения защитного выключателя. Выключатель срабатывает от искусственного короткого замыкания, создаваемого короткозамыкателем.

Отделители представляют собой двухколонковый разъединитель с ножами заземления (ОДЗ); одним ОДЗ-1А, ОДЗ-1Б, двумя ОДЗ-2 или без них (ОД), управляемый приводом ШПО (привод отделителя в шкафу). До 110 кВ включительно три полюса отделителя соединяются в общий трехполюсный аппарат и управляются одним приводом ШПО.

Отделители на 220 кВ выполняются в виде трех отдельных полюсов, каждый из которых управляется самостоятельным приводом.

Отключение отделителя происходит автоматически под действием заведенных пружин при срабатывании блокирующего реле или отключающего электромагнита, освобождающих механизм свободного расцепления привода. Включение отделителя производится вручную.

Конструкции короткозамыкателей и отделителей:

На рис. 3.1 показан короткозамыкатель на напряжение 35 кВ КЗ-35. В скобках приведены размеры для короткозамыкателя на 110 кВ.

$c:\users\директор\desktop\image013.jpg$
Рис.3.1 Короткозамыкатель КЗ-35.
На стальной коробке 1 установлен опорный изолятор 2. Вверху опорного изолятора расположен неподвижный контакт 3, находящийся под высоким напряжением. Подвижный заземленный контакт - нож 4 укреплен на валу 5 привода короткозамыкателя. Основание 1 изолировано от земли. На вал 5 действует пружина привода, которая заводится в отключенном состоянии. Для включения подается команда на электромагнит привода, который освобождает защелку механизма. Под действием пружины нож перемещается в вертикальной плоскости и заземляет контакт 3. Время включения такого короткозамыкателя 0,15-0,25 с.

В основу конструкции отделителя ОД-220 на напряжение 220 кВ положен двухколонковый разъединитель с вращением ножей 1 в горизонтальной плоскости, (рис. 3.2). Приведение в движение колонок 2 осуществляется пружинным приводом 3 с электромагнитным управлением. Во включенном положении пружины привода заземлены. При подаче команды пружина освобождается и контакты расходятся за время 0,4-0,5 с.

$c:\users\директор\desktop\image014.jpg$

Рис. 3.2. Отделитель.
При напряжении выше 3 кВ и частоте 50 Гц применяются высоковольтные предохранители. Процесс нагрева плавкой вставки в высоковольтных предохранителях протекает так же, как и в предохранителях низкого напряжения.

В отношении времени плавления к высоковольтным предохранителям предъявляется следующее общее требование: длительность плавления вставки должна быть менее 2 ч при токе перегрузки, равном 2 I_ном., и более 1 ч при токе перегрузки, равном 1,3 I_ном..

Высоковольтные предохранители часто применяются для защиты трансформаторов напряжения от КЗ. Ток, текущий через предохранитель в номинальном режиме, не превышает доли ампера. В таких предохранителях время плавления вставки равно 1 мин при токе 1,25 - 2,5 А.

В связи с высоким значением восстанавливающегося напряжения процесс гашения дуги усложняется. В связи с этим изменяются габаритные размеры и конструкция высоковольтных предохранителей. Наибольшее распространение получили предохранители с мелкозернистым наполнителем и стреляющего типа.

Предохранители с мелкозернистым наполнителем. Размер зерен и материал такие же, как и в низковольтных предохранителях. Длина плавкой вставки, м, таких предохранителей может быть определена по эмпирической формуле

где U_ном. -- номинальное напряжение предохранителя, кВ.

Для эффективного гашения дуги плавкая вставка берется малого диаметра.

Предохранители типа ПК на напряжение 6 - 10 кВ содержат фарфоровый цилиндр /, армированный по торцам латунными колпаками. Наполнитель в виде песка засыпается через отверстие в колпаке, которое после засыпки запаивается крышкой . В предохранителях на ток до 7,5 А медная плавкая вставка наматывается на керамический рифленый каркасе. Это позволяет увеличить длину плавкой вставки и эффект токоограничения, а следовательно, повысить отключаемый ток. Однако при перегрузках, меньших 3 /_иом, возможно образование токопроводящего канала из материала каркаса и расплавившейся вставки. В результате наступает тепловое разрушение предохранителя. Поэтому предохранители с каркасом следует применять только для защиты от КЗ.

При номинальных токах, превышающих 7,5 А, плавкая вставка выполняется в виде параллельных спиралей (рис. 3.3 ,а). Применение параллельных вставок позволяет увеличить номинальный ток до 100 А при U_ном.=3 кВ. При напряжении 10 кВ номинальный ток предохранителя равен 50 А. При токе 200 А приходится устанавливать четыре параллельных предохранителя. Применение параллельных вставок позволяет изготавливать их из медной или серебряной проволоки малого диаметра и сохранять эффект узкой щели в процессе дугогашения. Для снижения температуры предохранителя при небольших длительных перегрузках плавкие вставки имеют оловянные шарики 6.

$c:\users\директор\desktop\image375.png$

Рис. 3.3 . Предохранитель типа ПК.
Предохранитель имеет указатель срабатывания 9. На указатель 9 действует пружина, которая удерживается во втянутом состоянии специальной плавкой вставкой 8. Эта вставка перегорает после перегорания основных вставок 5. При этом указатель освобождается и выбрасывается в положение 9 с силой, определяемой пружиной. Этот указатель можно использовать для автоматического отключения выключателя нагрузки после отключения КЗ предохранителем. Указатель 9 может быть использован также в предохранителях с автоматическим повторным включением. В этом случае срабатывание указателя в первом предохранителе ведет к параллельному подключению к нему другого предохранителя с исправной плавкой вставкой.

При КЗ плавкая вставка испаряется по всей длине и в цепь вводится длинная дуга, горящая в узкой щели и имеющая высокое сопротивление, особенно в начальной стадии, когда пары металла недостаточно ионизированы. Все это приводит к возникновению больших перенапряжений - до 4,5 U_ном на контактах предохранителя. Для ограничения перенапряжений применяются вставки переменного сечения. Вначале сгорает участок меньшего сечения, а затем большего. В результате длина дуги растет медленней.

Предохранители с мелкозернистым наполнителем обладают токоограничением, особенно при больших токах КЗ. В длительном режиме интенсивное охлаждение тонких плавких вставок позволяет выполнять их с минимальным сечением и снизить ток плавления.

С ростом номинального тока эффект токоограничения падает. Номинальный ток отключения предохранителей достигает 20 кА при напряжении до 10 кВ. Предохранители серии ПКТН на напряжение до 35 кВ имеют внутри керамический каркас с тонкой плавкой вставкой. Так как номинальный ток вставок менее 1 А, то их сечение мало и токоограничивающий эффект особенно велик. Плавкая вставка выполняется из константановой проволоки с четырехступенчатым сечением для ограничения перенапряжений. Плавление вставки происходит последовательно по ступеням. Предохранитель обеспечивает защиту высоковольтных шин от повреждения трансформатора напряжения при любой мощности источника питания (ток ограничивается предохранителем).

Предохранители серий ПК и ПКТН работают бесшумно, без выброса пламени и раскаленных газов.

Для нормальной работы предохранителей особо важное значение имеет герметизация. При проникновении влаги в предохранитель он теряет свойство дугогашения. Поэтому места пайки и цементирующая замазка, крепящая колпачки, окрашиваются специальной влагозащитной эмалью. Перезарядка предохранителя в эксплуатации не допускается.

Как правило, установки напряжением 35 кВ и выше работают на открытом воздухе и подвержены воздействию атмосферы. В этих условиях трудно обеспечить надежную работу предохранителя ПК из-за увлажнения наполнителя.

Перспективы дальнейшего развития предохранителей на напряжение выше 35 кВ осложняются технологическими трудностями изготовления и ростом их габаритов.

СОДЕРЖАНИЕ.

Типы опор.
Монтаж мачтовых трансформаторных подстанций мощностью до 100 кВА.
Короткозамыкатели, отделители, высоковольтные предохранители.

ИСПОЛЬЗУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА.

1. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д. Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М. : ЭНАС, 2012. - 376 с. : ил.

2. Учебное пособие / Под общ. ред. Г. В. Коробова. 2-е изд., испр. и доп. -- СПб.: Издательство «Лань», 2011. -- 192 с: ил. -- (Учебники для вузов. Специальная литература).

3. Проектирование систем энергообеспечения [Текст] : учебник; рек. М-вом с.-х. РФ / Р.А. Амерханов [и др.]; под ред. Р. А. Амерханова. - 2-е изд., перераб. и доп. - М. :

4. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для студ. учреждений сред. проф. образования / Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова. - 9-е изд., испр. - М.: Издательский центр «Академия», 2013. - 448 с.

5. Электрические аппараты высокого напряжения / Под ред. Г.Н. Александрова. Л.: Энергоатомиздат, 2013. 344.