учебное пособие. Учебное пособие ТВН. Учебное пособие для студентов, обучающихся по направлению подготовки Электроэнергетика и электротехника
 Скачать 5.05 Mb.
|
|
Гирлянды изоляторов и выравнивающая арматура.  На линиях 35 кВ и выше для обеспечения заданного изоляционного расстояния подвесные изоляторы тарельчатого типа соединяются в гирлянды. Строительная высота гирлянды (рис. 2.6)  (2.6)где n – число элементов (изоляторов) в гирлянде; Н – строительная высота изолятора. Благодаря шарнирному соединению изоляторов гирлянда приобретает гибкость, которая способствует снижению механических нагрузок на изоляторы при сильном ветре и обрыве провода. На промежуточных опорах используются поддерживающие гирлянды, воспринимающие вес прикрепленного провода, а на анкерных, угловых и концевых опорах – натяжные, которые воспринимают тяжение провода. Гирлянду изоляторов можно представить в виде цепочки емкостей (рис. 2.6, а), где продольная емкость С имитирует емкость изолятора, а С1 и С2 – емкость изолятора на металлическую опору (землю) и на провод соответственно. Поскольку частичные емкости изоляторов С1 на землю больше, чем емкость на провод С2, распределение напряжения по изоляторам гирлянды неравномерно и наибольшее падение напряжения приходится на ближайшие от провода изоляторы (рис. 2.6, б). Высокие напряженности поля на изоляторах вблизи провода могут приводить к коронированию, вызывающему старение изоляционного тела изолятора и окислительные процессы на металлической арматуре. Из опыта установлено, что по указанной причине максимальное напряжение на изоляторе не должно превышать 25…30 кВ. Для выравнивания распределения напряжения вдоль гирлянды на ЛЭП напряжением 220 кВ и выше применяется защитная арматура в виде колец, восьмерок, овалов, рогов. Но при Uн 750 кВ защитная арматура не применяется, т. к. выравнивание напряжения вдоль гирлянды достигается за счет наличия расщепленных проводов в фазе и специальной («утопленной») подвеской гирлянды, при которой провода фазы располагаются на уровне тарелки первого изолятора или выше. Р  азрядное напряжение гирлянды подвесных изоляторов не представляет собой сумму разрядных характеристик отдельных элементов, т. к. разряд по гирлянде развивается несколько иначе, чем на отдельном элементе (рис. 2.7). Из рис. 2.7 видно, что путь разряда изолятора в гирлянде lР несколько отличается от пути разряда одиночного изолятора  и длины пути утечки изолятора L. Разрядное напряжение гирлянды зависит от числа и типа изолятора, а также от наличия защитной арматуры. Для увеличения разрядного напряжения гирлянды на практике принимают lР/Н 1,3. В этом случае разряд пойдет по пути АВСF, т. е. по воздуху. Выдерживаемое напряжение гирлянды в сухом состоянии (Uсхв) при этом будет наибольшим. Перспективные разработки в области линейной изоляции. В настоящее время в отечественной и зарубежной энергетике разрабатываются и успешно внедряются новые изоляционные конструкции на воздушных ЛЭП, которые принципиально отличаются от традиционных конструкций, используемых в качестве изоляции линий электропередачи. В ряде стран (Италия, ФРГ, СНГ и др.) используются изоляционные траверсы на основе стеклопластиков, которые позволяют отказаться от традиционно применяемых изоляторов и уменьшить массу и габариты опор. Разновидностью изоляционных траверс являются траверсы из электроизоляционного бетона, разработанные в СибНИИЭ (г. Новосибирск). Траверсы различной формы (трехлучевая звезда, треугольная рама) крепятся на железобетонных опорах. Применение изоляционных траверс позволяет предотвратить гибель птиц от поражения электрическим током. В связи с освоением сверхвысоких и ультравысоких напряжений все острее ставится вопрос о путях развития воздушных ЛЭП. Уже сейчас отдельные варианты ЛЭП на металлических опорах с подвесной изоляцией имеют габариты по высоте и ширине до 50 м и более, а масса опоры достигает более 20 тонн. Поэтому предлагается решение о замене подвесной изоляции на таких линиях опорной, т. е. изоляция каждой фазы и закрепление ее на определенном расстоянии от земли осуществляется с помощью отдельных изолирующих колонн (стоек) из электроизоляционного бетона. Для большей устойчивости «опора-изолятор» крепится к земле с помощью изоляционных растяжек. Применение стеклопластиковых полых опор (Япония, США) позволяет увеличить срок годности стоек ЛЭП до 100 лет. Масса опоры при высоте 10,5 м составляет 60 кг. 2.3.2. Опорные изоляторы Опорные изоляторы предназначены для механического крепления шинопроводов, деталей аппаратов и проводов, находящихся под различными потенциалами, а также для изолирования их от заземленных конструкций и между собой в закрытых и открытых РУ. В зависимости от условий работы опорные изоляторы бывают внутренней и наружной установки. Опорные изоляторы внутренней установки. Изоляторы внутренней установки являются изоляторами стержневого типа, которые можно разделить на изоляторы с внутренней (рис.2.8, а) и наружной (рис. 2.8, б) заделкой арматуры. Они изготавливаются из фарфора и применяются до напряжения 35 кВ. Арматура у изоляторов с внутренней заделкой выполняет роль внутреннего экрана. Внутренний экран и ребро увеличивают разрядное напряжение изолятора. Как наружная, так и внутренняя поверхности изолятора покрываются белой глазурью. Изоляторы с внутренней заделкой арматуры на 35…40 % меньше по высоте, чем изоляторы с наружной заделкой, они имеют меньшую массу фарфора и арматуры.  Рис. 2.8. Опорные стержневые изоляторы для внутренней установки: 1 – тело изолятора; 2 – металлическая арматура изолятора; 3 – цементно-песчаная заделка; 4 – прокладка Опорные изоляторы наружной установки. Опорные изоляторы для наружной установки делятся на штыревые и стержневые. Основным материалом таких изоляторов является фарфор, но имеются штыревые изоляторы из стекла на напряжение 6…10 кВ. Опорные изоляторы, предназначенные для наружной установки, имеют развитые ребра, существенно повышающие мокроразрядное напряжение. Форма ребер показана на рис. 2.9.  
Кромки ребер отогнуты книзу, образуя так называемую капельницу. Вода с капельницы скатывается, как показано на рисунке, жирными стрелками, оставляя сухой нижнюю поверхность ребер. При наклонном дожде верхние ребра частично защищают от влаги нижние ребра. Оптимальное соотношение между вылетом ребра а и расстоянием между ребрами lлежит в пределах 0,5 <  < 1,0.Штыревые опорные изоляторы. Такие изоляторы используются в тех случаях, когда требуется большая механическая прочность на изгиб, которая обеспечивается, в основном, штырем из стали 1. Изолятор состоит из изоляционной детали 2, которая с помощью цементной связки 4 скрепляется с металлической арматурой – штырем и колпачком или шапкой 3. Изолирующая деталь опорных штыревых изоляторов на напряжение 6…10 кВ выполняется одноэлементной, а на напряжение 35 кВ – двух- или трехэлементной (рис. 2.10). В установках на напряжение 110 кВ и выше используются колонки, состоящие из нескольких, установленных друг на друга опорных изоляторов на 35 кВ. Стержневые опорные изоляторы. На напряжение 35 кВ и выше применяются опорные изоляторы в виде сплошных фарфоровых стержней (рис. 2.11, а). Такие изоляторы являются практически непробиваемыми, поэтому для них отсутствует расчет электрической прочности фарфора. Выбор числа ребер ведется по формуле n = 1,5…0,065 Uн, шт. (Uн – номинальное напряжение, кВ). С учетом загрязнения атмосферы число ребер может быть увеличено. Между вылетом ребра а и расстоянием l желательно выдерживать соотношение а 0,5l.  Рис. 2.11. Эскизы опорно-стержневых изоляторов: а – сплошной стержневой типа ОНС; б – колонка из пустотелых стержневых изоляторов типа КО На U 110 кВ собираются колонки из отдельных пустотелых стержневых изоляторов (рис. 2.11, б). Для предупреждения возникновения разрядов в полости изоляторы, собираемые в колонки, изготавливают с фарфоровыми перегородками. Иногда внутренние полости заполняются трансформаторным маслом, компаундом или газом. Отечественная промышленность освоила выпуск стержневых опорных изоляторов до 110 кВ из комбинированной полимерной изоляции, состоящей из стеклопластикового цилиндра с оребренным покрытием из кремнийорганической резины. На напряжение 500 кВ и выше для одиночных опорных колонок требуются изоляторы весьма высокой механической прочности, изготовление которых представляет большие трудности. В связи с этим в установках напряжением 500 кВ и выше применяются опорные конструкции, состоящие из нескольких параллельных колонок опорных изоляторов. О  бычно применяются конструкции с тремя колонками, образующими конусообразный треножник. В основании, на верхушке и в середине треножник укрепляется на рамах, скрепляющих все три колонки. Изоляторы в таких конструкциях испытывают механические усилия не только на изгиб, но и на растяжение и сжатие. За рубежом с целью увеличения механической прочности на изгиб разработаны изоляторы типа «Мультикон», представляющие собой изолирующие колпачки, поставленные друг на друга и склеенные между собой (рис. 2.12). Эти изоляторы достаточно сложны и дороги. В АООТ «СибНИИЭ» разработаны опорные конструкции из электроизоляционного бетона для конденсаторных батарей, которые применяются на подстанциях 110 и 500 кВ, что позволяет существенно снизить капитальные затраты при строительстве. 2.3.3. Проходные изоляторы Проходные изоляторы (вводы) применяются для изолирования и механического крепления токоведущих частей (шин, проводов), проходящих сквозь заземленные крышки аппаратов, перегородки, стены распределительных устройств и т. д. Поэтому проходные изоляторы должны обладать достаточной электрической и механической прочностью и обеспечивать пропускание тока определенной величины. Высоковольтные проходные изоляторы, предназначенные для работы при напряжении выше 35 кВ, называются вводами. Проходные изоляторы (в частности, вводы в высоковольтных аппаратах и конструкциях), в отличие от других типов изоляторов, имеют неблагоприятное расположение электродов (рис. 2.13), при котором радиальная составляющая напряженности электрического поля Еr вблизи фланца намного превосходит тангенциальную составляющую Е, что приводит к крайне неравномерному распределению поля и неравномерному снижению разрядных напряжений. Проходные изоляторы изготавливают для внутренней и наружной установок, поэтому последние должны быть рассчитаны на мокроразрядное напряжение. Различают проходные изоляторы со сплошной фарфоровой изоляцией и изоляторы с полостью, которая может быть заполнена газом (воздухом), минеральным маслом или компаундом.  
Проходной изолятор со сплошной фарфоровой изоляцией (рис. 2.14) состоит из фарфорового элемента 1, внутри которого проходит стержень (шина) 2, двух фланцев (колпачков) 3 на концах изолятора для крепления токоведущей части и опорного фланца 4, служащего для механического крепления изолятора к конструкции аппарата или стенки распределительного устройства, через которую осуществляется ввод высокого напряжения. Опорный фланец соединяется с фарфором с помощью цементной связки 5. Между колпачком и фарфором помещаются амортизирующие картонные прокладки и уплотнения. Изоляторы для наружной установки имеют ребристую поверхность, а для внутренней – гладкую или волнистую. Для увеличения сухоразрядного напряжения опорный (средний) фланец экранируют ребрами, обращенными к фланцу, с металлизированной поверхностью, электрически соединенной с металлическим фланцем. Применение промежуточных ребер также позволяет повысить разрядные напряжения. Нижняя часть аппаратных изоляторов помещается в масло, имеет гладкую поверхность и приблизительно вдвое короче воздушной (наружной) части. Для исключения ионизационных процессов в воздушном зазоре между токоведущим стержнем и внутренней стенкой изолятора последняя может металлизироваться и соединяться с токоведущим стержнем. Расчет сплошных фарфоровых проходных изоляторов ведется в направлении определения толщины стенки изолятора, обеспечивающей необходимый запас электрической и механической прочности при заданных воздействующих факторах. Наиболее часто сплошные фарфоровые изоляторы применяются на напряжение 6…10 кВ. Рис. 2.15. Сечение проходного изолятора с полостью: 1 – токоведущий стержень (труба); 2 – изоляционное покрытие; 3 – полость; 4 – фарфор  Проходные изоляторы с полостью находят применение в установках напряжением до 35 кВ. С точки зрения электрической прочности наиболее слабым местом такого изолятора (рис. 2.15) является полость, заполненная газом, маслом или компаундом. Пробой полости ведет к полному пробою изолятора. Поэтому максимальная напряженность поля в полости изолятора не должна превышать допустимых значений для выбранной среды, т. е. Еmax Едоп, при этом Едоп должна быть меньше пробивной напряженности полости Епр. 2.3.4. Высоковольтные вводы При напряжении выше 35 кВ применяются вводы с маслобарьерной, бумажно-бакелитовой и конденсаторной бумажно-масляной внутренней изоляцией. Наружной изоляцией таких вводов являются фарфоровые покрышки, в которые помещаются остовы вводов. В последнее время для комплектных распределительных устройств выпускаются вводы с элегазовой изоляцией на напряжение 110…220 кВ. Маслобарьерные вводы (МБВ). МБВ являются устаревшими конструкциями и применяются в энергетических установках на напряжение до 400 кВ. Конструктивное исполнение вводов с маслобарьерной изоляцией показано на рис. 2.16. Основной изоляцией таких вводов является трансформаторное масло, в котором между токоведущим стержнем и фланцем расположены бумажно-бакелитовые цилиндры с конденсаторными обкладками из медной или алюминиевой фольги толщиной 0,01…0,015 мм, с бумажным покрытием толщиной до 3…5 мм. Применение конденсаторных обкладок позволяет выравнивать поле как в радиальном, так и в аксиальном направлениях при соответствующем законе изменения длины и радиуса обкладок. И Рис. 2.16. Маслобарьерный ввод на напряжение 220 кВ: 1 – токовый зажим; 2 – расширитель; 3 – указатель уровня масла; 4 – поддон; 5 – фланец; 6 – трансформаторное масло; 7 – распорки дистанционные; 8 – токоведущий стержень; 9 – бумажно-бакелитовые цилиндры; 10 – покрышка верхняя; 11 – фланец; 12 – соединительная втулка; 13 – фланец; 14 – покрышка нижняя; 15 – стакан  золяционные цилиндры крепятся с помощью дистанционных распорок из дерева (красного бука) или пластмассы. Трансформаторное масло, циркулируя в кольцевых зазорах (толщиной 2…5 см) между барьерами, охлаждает токоведущий стержень и способствует отводу тепла от изоляционных перегородок. Ввод снабжен расширителем и указателем уровня масла. МБВ отличаются высокой надежностью, но имеют большие габариты из-за относительно больших масляных зазоров между цилиндрическими барьерами [1]. В зависимости от толщины масляного канала и размеров конденсаторных обкладок допустимые напряженности в масле не должны превышать 40…65 кВ/см. Диаметр токоведущего стержня (трубы) и его сечение должны обеспечить необходимую величину максимальной напряженности на стержне (Еmax Едоп) и пропускание тока заданной величины с учетом допустимой плотности тока. |