Необходимость передачи больших потоков мощности на значительные расстояния привела к созданию воздушных линий сверхвысокого напряжения. К недостаткам этих линий относятся:
- значительные потери электроэнергии на корону;
- отрицательное влияние на человека и окружающую среду;
- большая металлоёмкость;
- высокая стоимость.
Новый тип компактных ВЛ переменного тока - двухцепные коаксиальные ^ максимально скомпенсированные высоковольтные воздушные линии передачи (ДКВЛ) - свободны от перечисленных недостатков. В основу этих линий положен принцип максимальной компенсации как электрических, так и магнитных полей.
Максимально скомпенсировать электрические и магнитные поля, т.е. добиться резкого уменьшения напряженности электрического и магнитного полей под ВЛ, позволяет коаксиальное расположение одноименных фаз различных цепей ВЛ.
В таблице 2.1 дано сравнение параметров традиционных и двухцепных коаксиальных В Л электропередачи.
Таблица 2.1. Параметры традиционных ВЛ и ДКВЛ
I I
В результате компенсации электромагнитных полей на ДКВЛ достигается:
- увеличение пропускной способности в 3-6 раз;
- полная симметрия параметров фаз;
- уменьшение на 60-90% уровня экологического влияния.
На рис. 2.10, 2.11 показаны принципиальные конструкции двух ДКВ Л 500 кВ (соответственно с 2-мя и 3-мя проводами в фазе наружной цепи), а на рис. 2.12 -геометрическое расположение проводов двухцепной однорадиусной В Л 500 кВ (ДОРВ 500).
Рис.2.10. Геометрическое расположение проводов коаксиальной ВЛ 500 кВ с двумя проводами в фазе, Рн=3,5 ГВт
Рис. 2.11. Геометрическое расположение проводов ВЛ 500 кВ с тремя проводами в фазе, рн= 5,2 ГВт
Рис. 2.12. Геометрическое расположение проводов двухцепной однорадиусной коаксиальной В Л 500 кВ, Рн =3,2 ГВт
Размещение ДКВЛ и ДОРВЛ на опорах нетрадиционного типа показано на рис. 2.13-2.15. ** Двухцепные коаксиальные и однорадиусные ВЛ дают возможность
| Рис. 2.13. ДОРВЛ 330 кВ на свободностоящей опоре портального типа, Рн=1,98 Г&Г |
оптимизировать их геометрические параметры по минимуму напряженностей электрического и магнитного полей вне области коаксиальной пары, что позволяет не только увеличить пропускную способность линии, но и значительно снизить интенсивность электрического и магнитного полей под линией, т. е. сделать ее практически экологически безопасной.
Рис. 2.14. ДОРВЛ 500 кВ на свободностоящей опоре охватывающего типа
Рн-4,85 ГВт '
Рис. 2.15. ДОРВЛ 500 кВ на свободностоящей промежуточной опоре, Рн=3,2 /~ВГ
...
Изоляция
Для изоляции проводов от опор могут применяться следующие изоляторы:
1) опорные изоляторы, работающие на сжатие, растяжение или изгиб и
подразделяемые на штыревые (насаживаемые на опорные штыри или
крючки) и стержневые (прикрепляемые у основания болтами или
винтами);
2) подвесные изоляторы, принимающие только растягивающие усилия и
подразделяемые на гирляндные (составленные из соединенных
последователь стандартных изоляторов) и стержневые (цельные);
3) комбинации опорных и подвесных изоляторов (оба типа изоляторов в
таком случае обычно являются стержневыми);
4) изоляционные траверсы.
На В Л 110 кВ и выше должны применяться только подвесные изоляторы; на В Л 35. кВ и ниже могут применяться подвесные и штыревые (в том числе опорно-стержневые) изоляторы, рис. 2.16.
Рис. 2.16. Штыревые и подвесные изоляторы:
а - штыревой 6-10 кВ; б - штыревой 20-35 кВ; в - подвесной тарельчатого типа
/ • /
Подвесной изолятор тарельчатого типа наиболее распространен на ВЛ напряжением 35 кВ и выше. Подвесные изоляторы, рис. 2.10,в, состоят из фарфоровой или стеклянной изолирующей части 1 и металлических деталей -шапки 2 и стержня 3, соединяемых с изолирующей частью посредством
цементной связки 4.
Широко используются изоляторы из фарфора или закаленного стекла.
В условных обозначениях штыревого изолятора буквы и цифры обозначают: Ш - штыревой; Ф(С) - фарфоровый (стеклянный); цифра - номинальное напряжение, кВ; А, Б, В - исполнение изолятора.
В условных обозначениях подвесного изолятора буквы и цифры обозначают: П- подвесной; Ф(С) - фарфоровый (стеклянный); Г - для загрязненных районов; цифра - класс изолятора (соответствует электромеханической разрушающей нагрузке), кН; А, Б, В — исполнение изолятора.
Число изоляторов в гирлянде зависит от напряжения линии, степени
загрязненности атмосферы, материала опор и типа изоляторов, табл. 2.2.
Таблица 2.2. Количество изоляторов в поддерживающих гирляндах В Л 110-500 кВ с металлическими и железобетонными опорами
Подвесные изоляторы собираются в поддерживающие провод гирлянды на промежуточных опорах, рис.2.17,а; натяжные гирлянды, рис.2.17,6 - на анкерных.
В подвесных гирляндах провод только поддерживается с помощью зажимов, в натяжных - закрепляется наглухо.
Рис. 2.17«Поддерживающие и натяжные гирлянды изоляторов:
а — поддерживающая гирлянда изоляторов с глухим зажимом; б — натяжная гирлянда изоляторов с болтовым зажимом
Поддерживающая' гирлянда изоляторов закрепляется на траверсе
промежуточной опоры при помощи серьги 1. Серьга 1 с одной стороны
соединяется со скобой или с деталью на траверсе, а с другой стороны вставляется в шапку верхнего изолятора 2. К нижнему изолятору гирлянды за ушко 3 прикреплён поддерживающий зажим 4, в котором помещен провод 5.
Изоляторы опорные стержневые полимерные. НЛП «Элизор», г. Екатеринбург, наладил выпуск изоляторов нового поколения. Они предназначены для изоляции и крепления токоведущих частей в электрических аппаратах переменного напряжения 110 кВ, в частности в разъединителях, в качестве шинных опор, рис. 2.18..
Рис. 2.1 8-Изолятор опорный стержневой полимерный
Изоляторы предназначены для работы в любых климатических условиях по ГОСТ 15543-85 и соответствуют требованиям МЭК 273/1979.
Изоляторы поставляются взамен фарфоровых ИОС-400, ИОС-600, ИОС-800.
^^
Изоляторы имеют следующие преимущества перед фарфоровыми:
- в 4-5 раз больше минимальное разрушающее усилие на изгиб;
- высокопрочная армировка фланцев с изолятором, что удлиняет срок службы в
7-10 раз;
' - отсутствие хрупкого излома изолято'ра, а, следовательно, непредсказуемой
* I *
аварийности;
- ниже (в 2-2,5 раза) масса изолятора.
Вводы с литой полимерной трекингостойкой изоляцией для
| Рис. 2.1.9- Ввод с литой полимерной изоляцией для высоковольтных выключателей |
^ высоковольтных выключателей на 35 кВ (С-35, ВТ-35, ВВС-35, МКП-35 и др.), рис. 2.19.
Вводы имеют преимущества перед традиционными вводами с фарфоровой покрышкой на всех этапах эксплуатационного цикла:
транспортировка - повышенная стойкость полимерной изоляции к механическим воздействиям упрощает транспортировку и снижает затраты на нее (допускается транспортировка навалом в грузовой машине или контейнере);
монтаж - низкая масса ввода (16 кг) позволяет производить монтаж и демонтаж одному человеку без применения грузоподъёмных средств.
Срок эксплуатации ввода значительно выше, так как в их конструкции отсутствуют рыхлая бумажно-бакелитовая изоляция и фарфоровая покрышка, ^благодаря этому срок службы ввода (25-30 лет) может превышать срок службы выключателя.
Надежность вводов значительно повышена вследствие отсутствия дефектов в изоляции, характерных для традиционных вводов.
Экологическая чистота - вводы не представляют опасности для окружающей
среды.
Гарантийный срок эксплуатации ввода — 3 года.
Вводы прошли сертификационные испытания в составе выключателя ВВОЗ5 (выключатель вакуумный северный на напряжение 35 кВ), выпускаемого Карпинским электромеханическим заводом.
Изоляторы проходные и опорные фирмы ФЕНИКС-88:
- изоляторы проходные на 6, 10 и 20 кВ внутренней и наружно-внутренней
установки;
- изоляторы опорные внутренней установки на 6 и 10 кВ;
- изоляторы опорные стержневые наружной установки на 10, 35 и 110 кВ.
Изоляторы проходные и опорные внутренней установки выполнены из
органических материалов на основе эпоксидной смолы и кварцевого наполнителя
и имеют по сравнению с керамическими изоляторами более высокие механические и электроизоляционные характеристики при меньшем весе.
Изоляторы проходные наружно-внутренней установки и опорные стержневые наружной установки выполнены на основе высокопрочной стеклопластиковой трубы. Поверх трубы надевается ребристый чехол из кремнийорганической резины. Для крепления оборудования предусмотрены фланцы, соединение которых со стеклопластиковой трубой позволяет обеспечить механическую прочность конструкции и устойчивость к климатическим воздействиям окружающей среды. Проведенный комплекс испытаний в независимых испытательных лабораториях подтверждает хорошую устойчивость к загрязнению, трекинго-эрозионную стойкость, высокую механическую прочность при малом весе, малый риск повреждения при транспортировке и установке.
2.5. Арматура
Применяемая на воздушных линиях электропередачи линейная арматура по своему назначению условно может быть подразделена на:
сцепную (ушки, серьги, скобы, звенья и т.п.);
крепежную (поддерживающие и натяжные зажимы);
соединительную (овальные соединители, петлевые, ответвительные и другие зажимы);
защитную (защитные кольца, рога разрядные, гасители вибрации, компенсирующие балласты).
Перечисленные выше виды линейной арматуры выбирают в зависимости от марки провода или троса. Срок службы арматуры в сложных условиях эксплуатации во многом зависит от устойчивости её к коррозии. В этих целях вся применяемая на ВЛ арматура имеет цинковое покрытие, стойкость которого в зависимости от степени загрязнения атмосферы определяется сроком от 2 до 5 лет. Для увеличения срока службы арматуры в настоящее время практикуется
применение специальной антикоррозионной смазки. Срок эффективного предохраняющего от коррозии действия смазки колеблется в пределах 8-10 лет.
Крепление проводов к подвесным изоляторам и крепление тросов выполняют при помощи поддерживающих или натяжных зажимов. Из натяжных зажимов следует отдавать предпочтение зажимам, не требующим разрезания провода. Крепление проводов к штыревым изоляторам производят проволочными вязками или специальными зажимами.
Поддерживающие зажимы для подвески проводов могут быть глухими или с заделкой ограниченной прочности. По условию надежности рекомендуется применение глухих зажимов. Подвеску грозозащитных тросов на опорах следует осуществлять только в глухих зажимах.
Соединение проводов и тросов производят при помощи соединительных зажимов, сварки. В одном пролете допускается не более одного соединения на каждый провод или трос.
Глухой зажим показан на рис.2 20-,в. Нажимные болты 1 через плашку 2 прижимают провод к корпусу зажима («лодочке») 3 и удерживают его на месте при одностороннем тяжении. Провод и трос в случае обрыва в одном из пролетов, как правило, не вытягиваются из зажима, и тяжение провода или троса, оставшегося необорванным, передается на промежуточную опору. Глухие зажимы - основной тип зажимов, применяемых в настоящее время на В Л 35-500 кВ.
На анкерных опорах провода закрепляют наглухо при помощи натяжных зажимов. Существует несколько типов натяжных зажимов: болтовые, прессуемые, клиновые. Болтовые зажимы (рис.2.20 г) состоят из корпуса 1, плашек 2, натяжных болтов с гайками 3 и прокладок 4 из алюминия. Прессуемые зажимы (рис. 2.20,д) состоят из стального анкера 1, в котором на длине L1: опрессовывается стальной сердечник провода, и алюминиевого корпуса 2, в котором по длине L2 опрессовывается алюминиевая часть провода со стороны пролета, а на длине L -шлейф.
Рис. 2.20.. Линейная арматура:
в - глухой поддерживающий зажим; г- болтовой натяжной зажим; д -прессуемый натяжной зажим; е, ж - соединители овальные с обжатием и с закручиванием; з - соединитель прессуемый; и - подвеска гасителя вибрации у натяжных и поддерживающих зажимов; к - демпфирующая петля; л - распорки
Промышленность выпускает провода кусками определенной длины. На ВЛ эти куски проводов соединяют друг с другом с помощью соединителей, подразделяемых на овальные и прессуемые.
Овальные соединители (рис.2.14,е,ж) применяются для проводов сечением до 185 мм2 включительно. В них провода укладываются внахлест, после чего производится обжатие соединителя с помощью специальных клещей (рис. 2.14,е). Сталеалюминиевые провода сечением до 95 мм2 включительно закрепляются в соединителях методом скручивания (рис.2.14,ж).
Прессуемые соединители используются для соединения проводов сечением
240 мм2 и более и стальных тросов всех сечений (рис. 2.14,з).
К проводам ВЛ вблизи от зажимов подвешиваются гасители вибрации с грузами или демпфирующие петли, применение которых уменьшает вибрацию и позволяет предотвратить излом проволок провода. Гаситель вибрации состоит из двух чугунных грузов 1, соединенных стальным тросом 2 (рис.2.14,и). Частота
собственных колебаний гасителей во много раз меньше, чем провода, и вибрация
последнего в результате уменьшается. Для алюминиевых и сталеалюминиевых проводов малых сечений защита от вибраций осуществляется с помощью демпфирующей петли 1 из провода той же марки. Петля прикрепляется к проводу болтовыми зажимами 2 по обе стороны поддерживающего зажима 3 у подвесной гирлянды изоляторов 4 (рис.2.14,к).
На проводах ВЛ 330-750 кВ применяются распорки 1 (рис.2.14,л) для фиксации проводов расщепленной фазы 2 относительно друг друга. Эти распорки обеспечивают требуемое расстояние между отдельными проводами фазы и предохраняют их от схлестывания, соударения и закручивания.