Как по изоляторам лэп определить напряжение: Как определить напряжение ЛЭП по изоляторам

Содержание

Как узнать напряжение ЛЭП по ее внешнему виду - Полезная информация о ЛЭП - Полезная информация для скачивания

Определение напряжения линий электропередач по количеству проводов и изоляторов.

Знать напряжение ЛЭП необходимо для соблюдения безопасности, потому что внутри санитарной зоны высоковольтных линий находиться опасно для жизни и здоровья. Для того, чтобы вы без труда определяли правильное напряжение на линии, мы познакомим вас с основными способами.

ЛЭП с минимальным напряжением чаще всего устанавливаются там, где проживает меньшее количество потребителей электроэнергии: 0,4 кВ соответствует 220 вольт.

Легко определить линии с минимальным напряжением по небольшим фарфоровым и стеклянным линейным изоляторам. На каждый подвешен один кабель, всего их пять: основные, нулевая и еще один кабель для освещения улиц.

Здесь же устанавливаются высоковольтные линии, обеспечивающие электроснабжение трансформаторов: 6 и 10 кВ (линии в 6 кВ постепенно заменяют другими ЛЭП).

На данных опорах больше изоляторов и постоянное количество кабелей, равное трем.

Напряжение на данных ЛЭП намного выше, чем 220 вольт. Любые попытки подсоединить к ним технику или подвести ток для своих нужд приводят к печальному исходу.

Далее электроснабжение идет по нарастающей — 35 кВ.

Данные линии имеют три изолятора, к которым подвешено по одному проводу.

Следом по стандарту идут линии 110 кВ — здесь шесть или восемь больших изоляторов и кабелей.

Воздушные линии электропередач с напряжением в 150 кВ имеют по 8-9 диэлектриков.

Одни из самых мощных — 220 кВ обычно подводят ток к электростанциям, на них 10-40 диэлектриков, но их легко определить по одному кабелю для одной фазы.

Самые мощные линии электропередач проводят напряжение в 330 кВ, 500 кВ и 750 кВ. Они выглядят массивнее всех предыдущих, на них большие гирлянды изоляторов.

Массивные высоковольтные линии 500 кВ имеют провода, соединенные по трое с гирляндами из 20 диэлектриков.  

Мощные 750 кВ собирают до пяти кабелей, образующих кольцо, которые объединены гирляндой изоляторов из 20 штук и более. 

Как убедиться, в том, что Вы правильно определили напряжение? На опорах Вы увидите два ряда: цифры снизу указывают номер опоры, а буква и цифры сверху — номер линии, и в буквенном обозначении — напряжение. На приведенной картинке Т это 35 кВ, также имеются буквенные обозначения С — 110 кВ, Д — 220 кВ.

В приведенной таблице указаны минимально допустимые расстояния до линий электропередач. Соблюдая технику безопасности Вы сможете сохранить свою жизнь и здоровье.

 

Чем отличаются ЛЭП и как узнать их напряжение по внешнему виду

Внутри населённых пунктов и в удалении от обитаемых мест можно увидеть ЛЭП. Знать, чем они отличаются, как по внешнему виду определить их напряжение, нужно для соблюдения безопасного расстояния. Привычный вид и повсеместное распространение этих инженерных сооружений – не причина относиться легкомысленно к соблюдению правил техники безопасности.

Линии электропередач предназначены для подачи электроэнергии от источника к потребителю. Все они состоят из опор, изоляторов и закреплённых на них проводов. Напряжение на них можно определить по количеству закреплённых проводов и внешнему виду изоляторов. Сами опоры могут быть изготовлены из дерева, бетона или металла специальных марок.

ЛЭП внутри населённых пунктов

Внутри населённых пунктов наиболее часто встречаются линии электропередач мощностью до 100 киловольт. Это конструкции стандарта ВЛ 0,4 кВ, ВЛ 6-10 кВ и ВЛ 35 кВ. Определить их можно по нескольким признакам.

  1. На линиях мощностью 0,4 кВ провода закреплены на небольших белых фарфоровых или прозрачных стеклянных изоляторах в виде перевёрнутых чашечек на штыревых основаниях. Самих проводов может быть от четырёх до десяти, включая кабель уличного освещения. На более современных используется единый самонесущий изолированный провод.
  2. Линии от 6 до 10 кВ похожи на предыдущие, однако отличаются более крупными, массивными изоляторами, хотя и схожей конструкции. Проводов на них всего три.

Внимание!

Для экономии нередко эти две категории объединяются. Тогда проводники напряжения ВЛ 6-10 размещают на верхушке, а ВЛ 0,4 – несколько ниже.

  1. Более мощные линии ВЛ 35 кВ также имеют три провода, но закрепляются на более высокой и толстой бетонной опоре. Изоляторы могут быть штыревыми или подвесными – до трёх в гирлянде.

Безопасное расстояние до рабочей части этих ЛЭП до 1 метра. В обычных условиях оно соблюдается за счёт высоты опор и их продуманного расположения. Однако следует помнить, что в случае обрыва потенциально опасный участок – до 15 метров в обе стороны.

Высоковольтные линии

Высоковольтные воздушные ЛЭП служат для передачи электроэнергии между населёнными пунктами либо другими крупными потребителями и перераспределяющими подстанциями. Обычно они расположены в удалённых местах от человеческого жилья и других объектов. Опоры могут быть разными, в том числе – замысловатых форм. Определить тип линии можно по виду и количеству изолирующих элементов, которые всегда исключительно подвесные.

  1. На ВЛ-110 кВ кабели крепятся к изоляционным гирляндам из шести или семи элементов.
  2. На ВЛ-150 кВ изоляторов всегда восемь или девять.
  3. На линии ВЛ-220 кВ провода крепятся к изоляторам из 10-40 элементов.

На этих линиях каждый проводник разных фаз располагаются отдельно. Безопасное расстояние до рабочих частей – полтора-два метра, но желательно не приближаться и не производить никаких работ на участке в 20-25 метров от опор в обе стороны.

  1. ВЛ-330 кВ – к каждой группе изоляторов минимум по четырнадцать, а провода крепятся к ним парами – по два на каждую фазу.
  2. ВЛ-500 кВ можно узнать по длинным гирляндам из двадцати подвесных изоляторов нескольким ярусам кабелей, собранных по три – на каждую фазу.
  3. Линии мощностью в 750 киловольт отличаются, в первую очередь, размером и конструкцией металлических опор. Изоляторы на них собраны в группы по 20 штук, а проводники собраны по четыре-или пять на каждую фазу. В местах крепления они собраны на кольцо или квадрат.
  4. Самая мощная ЛЭП в России и мире – 1150 киловольт. Здесь в каждой фазе собрано по восемь проводников, а узнать её можно издали по треугольным опорам.

Минимальное безопасное расстояние до высоковольтных линий – 25-40 метров.

Важно!

Точно определить класс напряжения линии по внешнему виду можно не всегда. Часто информация содержится в маркировке столбов в зашифрованном виде.

Знать рабочее напряжение ЛЭП своей местности, уметь отличать по внешнему виду высоковольтные линии важно для соблюдения безопасного расстояния при выполнении работ или выборе места для отдыха. Желательно соблюдать правила техники безопасности и держаться подальше от линий с высоким напряжением, особенно в плохую погоду или в присутствии детей.

Виды лэп по мощности фото

Тот, кто регулярно имеет дело с воздушными линиями электропередач знает, что для различных напряжений на линиях свойственны индивидуальные конструктивные особенности опор. Поэтому для опытного специалиста электрика нет ничего проще, чем по внешнему виду опоры ЛЭП определить напряжение на ней.

Сама конструкция опоры, то какие изоляторы установлены на ней, сколько проводов, как они размещены — все это при визуальном осмотре позволит специалисту сделать вывод о напряжении конкретной высоковольтной линии. Хотя зачастую, чтобы понять какое на линии напряжение, достаточно лишь взглянуть на изоляторы, ведь их длина строго регламентируется ПУЭ (первая глава «Правил устройства электроустановок»).

У обывателя может возникнуть вопрос: зачем же эти знания неспециалисту? Для чего обычному человеку, не имеющему никакого отношения к работе линий электропередач, знать о конструкции изоляторов, об устройстве опор? Для чего лишние знания? Дело все в том, что эти знания могут оказаться не просто не лишними, но даже кому-то помогут спасти жизнь.

Есть немало примеров, когда отсутствие знаний об электробезопасности приводили к летальным исходам, в частности к некоторым опорам ЛЭП вообще нельзя приближаться ближе некоторого расстояния, это может быть смертельно опасно. Мало того, вблизи некоторых ЛЭП недопустимо располагать какие бы то ни было механизмы. Приведенная выше таблица из 4 главы ПУЭ отражает это положение.

Несчастные случаи на производстве, вызванные незнанием людьми техники электробезопасности и просто недостаточной информированностью, отнюдь не редкость.

Строителям понадобилось включить перфоратор, а электроэнергия на объект еще не была подведена. Поблизости они увидели невысокие опоры ЛЭП, и решили подключить инструмент прямо к проводам. Недолго думая, рабочие взяли в качестве удлинителя длинный провод, зачистили его концы, свернули из них импровизированные крючки, и при помощи деревянного шеста стали зацеплять к проводам. ЛЭП оказалась не на 380 вольт, как они думали, а на 10000 вольт. Один из строителей чудом остался жив, но получил серьезную травму.

Еще один пример. На объект привезли длинные металлические трубы, стропальщик приступил к разгрузке грузовика, совершенно недооценив тот факт, что поблизости проходит высоковольтная ЛЭП на 110кВ. В процессе разгрузочных работ одна из труб оказалась в нескольких сантиметрах от провода.

Стоило стропальщику коснуться трубы стоя на земле, произошел электрический пробой через воздух, и человек погиб. А всего то и нужно было ему посмотреть на изоляторы злополучной линии электропередач, и увидеть, что их там по целых 6 штук в каждой гирлянде… Ведь чем выше напряжение ЛЭП, тем более длинными будут гирлянды изоляторов на ней.

Далее рассмотрим конкретные примеры внешнего вида опор, которые можно встретить сегодня.

ВЛ-0,4кВ

Высоковольтные линии класса 0,4 кВ отличаются маленькими стеклянными или фарфоровыми штыревыми изоляторами, закрепленными на стальных крючках или штырях. Опоры часто железобетонные, но можно кое-где до сих пор встретить и деревянные. Проводов здесь два, если линия однофазная, или четыре и более, если это трехфазная линия. Напряжение между проводниками 220 или 380 вольт. Такие линии можно встретить в коллективных садах и в небольших поселках, где они стоят вдоль дорог.

ВЛ-10кВ

Высоковольтные линии электропередач на 10 кВ имеют большие по размеру изоляторы чем линии класса 0,4 кВ. Широкие изоляторы стеклянные или фарфоровые коричневого цвета, расположены они вертикально на штырях или в виде подвесов на углах по одному или по два на провод, иногда в виде гирлянды из двух изоляторов, а иногда просто три отдельных крупных изолятора на крюках и на штыре. Проводов в линии три.

По таким линиям, проложенным вдоль дорог, электроэнергия подается, например, от городской подстанции в поселок. Итак, главная отличительная особенность линии на 10 кВ — крупные или двойные широкие изоляторы на трех проводах. Раньше, когда широко применялись линии на 6 кВ, они выглядели точно так же.

ВЛ-35кВ

Линии на 35 кВ имеют изоляторы гораздо большего размера. Так же штыревые или подвесные, однако количество изоляторов в гирлянде от трех до пяти. Здесь они тоже фарфоровые или стеклянные. Количество зависит от типа изоляторов и от конструкции опоры.

Железобетонные опоры, либо опоры полностью металлические, имеют широко разнесенные друг от друга токонесущие проводники. Это не обычные столбы, здесь обязательно применяются поперечные держатели, даже если они деревянные (до сих пор можно кое-где такие встретить).

ВЛ-110кВ

В высоковольтных линиях на 110 кВ применяются исключительно подвесные гирлянды из изоляторов. Стеклянные или керамические гирлянды набраны минимум из шести элементов, количество которых варьируется чаще всего от шести до девяти в зависимости от конструкции опоры, но в некоторых случаях изоляторов может быть больше девяти.

Сама опора может быть железобетонной с металлическими поперечинами или полностью металлической, собранной по типу фермы. Каждый провод на отдельном изоляторе — это одиночный провод. Таким образом, если провода одиночные, а изоляторы набраны из 6-8 элементов, то перед вами скорее всего ЛЭП напряжением 110 кВ.

ВЛ-220кВ

Устройство аналогично ЛЭП на 110 кВ, однако изоляторов от десяти штук на гирлянду, часто изоляторы двухсторонние. Изоляторов может быть от десяти до четырнадцати. Так, если перед вами железобетонная или металлическая опора с 10-14 изоляторами, то скорее всего это ЛЭП на 220 кВ. У всех ЛЭП на напряжение от 110 кВ и более – изоляторы подвесные. Нельзя приближаться к проводникам ближе чем на 2 метра — опасно для жизни, как в случае со стропальщиком.

ВЛ-330кВ

Подвесных изоляторов от 14 штук на гирлянду, однако проводов на каждую из фаз по два. Опора железобетонная или металлическая. Воздушные ЛЭП на 330 кВ характерны протяженностью опасной зоной в 2,5 метров в каждую сторону от боковых проводов, ближе человеку находиться нельзя — опасно для жизни. Если изоляторов от 14 до 20 штук, если провода идут по два — это ЛЭП на 330 кВ. Опоры могут быть как металлическими так и железобетонными.

ВЛ-500кВ

Изоляторов от 20 штук на гирлянду, но проводов уже по три на фазу. Характерная опасная зона для человека — ближе 3,5 метров от боковых проводников. Если проводников про три, а изоляторов от 20 на фазу — это ЛЭП на 500 кВ.

ВЛ-750кВ

Изоляторов от 20 штук на гирлянду, как и у ЛЭП на 500 кВ, однако проводов уже по 4-5 на фазу. Характерная опасная зона – 5 метров от боковых проводников. Если проводники располагаются по 4 штуки в форме квадрата или по 5 штук в форме кольца, то перед вами ЛЭП на 750 кВ.

ВЛ-1150кВ

Наконец, ВЛ 1150 кВ — восемь проводов по углам восьмиугольника для каждой фазы. Изоляторов от 50 штук на гирлянду. Если перед вами такая линия, то может быть это участок высоковольтной линии электропередачи «Сибирь-Центр». Не следует приближаться к проводам ближе чем на 8 метров.

Внутри населённых пунктов и в удалении от обитаемых мест можно увидеть ЛЭП. Знать, чем они отличаются, как по внешнему виду определить их напряжение, нужно для соблюдения безопасного расстояния. Привычный вид и повсеместное распространение этих инженерных сооружений – не причина относиться легкомысленно к соблюдению правил техники безопасности.

Линии электропередач предназначены для подачи электроэнергии от источника к потребителю. Все они состоят из опор, изоляторов и закреплённых на них проводов. Напряжение на них можно определить по количеству закреплённых проводов и внешнему виду изоляторов. Сами опоры могут быть изготовлены из дерева, бетона или металла специальных марок.

ЛЭП внутри населённых пунктов

Внутри населённых пунктов наиболее часто встречаются линии электропередач мощностью до 100 киловольт. Это конструкции стандарта ВЛ 0,4 кВ, ВЛ 6-10 кВ и ВЛ 35 кВ. Определить их можно по нескольким признакам.

  1. На линиях мощностью 0,4 кВ провода закреплены на небольших белых фарфоровых или прозрачных стеклянных изоляторах в виде перевёрнутых чашечек на штыревых основаниях. Самих проводов может быть от четырёх до десяти, включая кабель уличного освещения. На более современных используется единый самонесущий изолированный провод.
  2. Линии от 6 до 10 кВ похожи на предыдущие, однако отличаются более крупными, массивными изоляторами, хотя и схожей конструкции. Проводов на них всего три.

Для экономии нередко эти две категории объединяются. Тогда проводники напряжения ВЛ 6-10 размещают на верхушке, а ВЛ 0,4 – несколько ниже.

  1. Более мощные линии ВЛ 35 кВ также имеют три провода, но закрепляются на более высокой и толстой бетонной опоре. Изоляторы могут быть штыревыми или подвесными – до трёх в гирлянде.

Безопасное расстояние до рабочей части этих ЛЭП до 1 метра. В обычных условиях оно соблюдается за счёт высоты опор и их продуманного расположения. Однако следует помнить, что в случае обрыва потенциально опасный участок – до 15 метров в обе стороны.

Высоковольтные линии

Высоковольтные воздушные ЛЭП служат для передачи электроэнергии между населёнными пунктами либо другими крупными потребителями и перераспределяющими подстанциями. Обычно они расположены в удалённых местах от человеческого жилья и других объектов. Опоры могут быть разными, в том числе – замысловатых форм. Определить тип линии можно по виду и количеству изолирующих элементов, которые всегда исключительно подвесные.

  1. На ВЛ-110 кВ кабели крепятся к изоляционным гирляндам из шести или семи элементов.
  2. На ВЛ-150 кВ изоляторов всегда восемь или девять.
  3. На линии ВЛ-220 кВ провода крепятся к изоляторам из 10-40 элементов.

На этих линиях каждый проводник разных фаз располагаются отдельно. Безопасное расстояние до рабочих частей – полтора-два метра, но желательно не приближаться и не производить никаких работ на участке в 20-25 метров от опор в обе стороны.

  1. ВЛ-330 кВ – к каждой группе изоляторов минимум по четырнадцать, а провода крепятся к ним парами – по два на каждую фазу.
  2. ВЛ-500 кВ можно узнать по длинным гирляндам из двадцати подвесных изоляторов нескольким ярусам кабелей, собранных по три – на каждую фазу.
  3. Линии мощностью в 750 киловольт отличаются, в первую очередь, размером и конструкцией металлических опор. Изоляторы на них собраны в группы по 20 штук, а проводники собраны по четыре-или пять на каждую фазу. В местах крепления они собраны на кольцо или квадрат.
  4. Самая мощная ЛЭП в России и мире – 1150 киловольт. Здесь в каждой фазе собрано по восемь проводников, а узнать её можно издали по треугольным опорам.

Минимальное безопасное расстояние до высоковольтных линий – 25-40 метров.

Точно определить класс напряжения линии по внешнему виду можно не всегда. Часто информация содержится в маркировке столбов в зашифрованном виде.

Знать рабочее напряжение ЛЭП своей местности, уметь отличать по внешнему виду высоковольтные линии важно для соблюдения безопасного расстояния при выполнении работ или выборе места для отдыха. Желательно соблюдать правила техники безопасности и держаться подальше от линий с высоким напряжением, особенно в плохую погоду или в присутствии детей.

Минимальное напряжение ЛЭП – 0.4 кВ (напряжение между каждым фазным проводом и нолём – 220 вольт). Такие линии обычно используются в дачных посёлках, они выглядят так.

Характерный признак – маленькие белые или прозрачные изоляторы и пять проводов (три фазы, ноль, фаза к фонарям освещения).

Для подвода напряжения к трансформаторам тех же дачных посёлков используются линии 6 и 10 кВ. 6-киловольтные линии используются всё реже.

Отличие от низковольтной линии в размере изоляторов. Здесь они гораздо больше. Для каждого провода используется один или два изолятора. Проводов всегда три.

Очень важно не путать эти линии. Я читал грустную историю про горе-строителей, которые хотели подключить бетономешалку напрямую к проводам ЛЭП и сдуру накинули крючки на 10-киловольтные провода вместо 220-вольтных.

Следующий стандартный номинал напряжения ЛЭП – 35 кВ.

Такую ЛЭП легко распознать по трём изоляторам, на которых закрепляется каждый провод.

У линии 110 кВ (110 тысяч вольт) изоляторов на каждом проводе шесть.

У линии 150 кВ изоляторов на каждом проводе 8-9.

Линии 220 кВ чаще всего используются для подвода электричества к подстанциям. В гирлянде от 10 изоляторов. ЛЭП 220 кВ могут значительно отличаться друг от друга, количество изоляторов может доходить до 40 (две группы по 20), но одна фаза у них всегда передаётся по одному проводу.

Недавно в Москве на пересечении Калужского шоссе и МКАД поставили две опоры ЛЭП 220 кВ необычного вида. О них подробно рассказала neferjournal : http://neferjournal.livejournal.com/4207780.html. Это фото из её поста.

ЛЭП 330 кВ, 500 кВ и 750 кВ можно распознать по количеству проводов каждой фазы.
330 кВ – по два провода в каждой фазе и от 14 изоляторов.

ЛЭП 500 кВ – по три провода, расположенных треугольником, на фазу и от 20 изоляторов в гирлянде.

ЛЭП 750 кВ – 4 или 5 проводов, расположенных квадратом или кольцом, на каждую фазу и от 20 изоляторов в гирлянде.

Убедиться в точности определения напряжения можно, посмотрев, что написано на опоре ЛЭП. Во второй строке указан номер опоры ЛЭП, а в первой строке указана буква и цифра через тире. Цифра – это номер высоковольтной линии, а буква – напряжение. Буква Т означает 35 кВ, С – 110 кВ, Д – 220 кВ.

Допустимые расстояния до токоведущих частей для разных типов ЛЭП.

Информация и часть фотографий для этого поста во многом почёрпнута из статьи Как по изоляторам определить напряжение ВЛ.

Как по внешнему виду ЛЭП определить класс напряжения

Здравствуйте, уважаемые подписчики и гости моего канала. Конечно, каждый опытный электрик без труда определит, на какой класс напряжения рассчитана та или иная линия электропередач, поэтому для уважаемых экспертов она (статья) будет не совсем интересна. Да и обычный читатель может задаться вопросом: А мне, зачем это знать?

Так вот данный материал будет очень полезен рыбакам, охотникам, любителям запускать воздушных змеев и тому подобное для вашей же безопасности. Ведь каждый из нас должен знать каково безопасное расстояние от работающей ЛЭП. И вот в этом случае и пригодится информация, написанная в этой статье.

Нормативные документы и допустимые расстояния

В первую очередь давайте заглянем в правила охраны труда при эксплуатации электроустановок и найдем там таблицу под №1, где четко прописаны предельно допустимые расстояния до токоведущих частей электроустановок, находящихся под напряжением.

Теперь вы знаете предельно допустимые расстояния. Осталось понять, как по внешнему виду определить класс напряжения. Этим сейчас и займемся.

Определяем по изоляторам и количеству проводов

ВЛ 0,4 кВ

Наиболее простым и наглядным способом является определение класса напряжения по типу изоляторов. И начнем мы с вами с ЛЭП, рассчитанных на 0,4 кВ (400 Вольт). Такие линии вы найдете абсолютно в любом населенном пункте, где есть электричество.

В этом случае изоляторы (всегда штыревого типа) самые маленькие по размеру и бывают как стеклянными, так и фарфоровыми.

При этом количество проводов на опоре минимум четыре. Кроме этого, сейчас идет активная модернизация сетей, и начинают активно использовать СИП (самонесущий изолированный провод), и с ним ЛЭП 0,4 кВ приобретает следующий вид:

Итак, двигаемся дальше.

ВЛ 6-10 кВ

Следующим классом напряжения являются ЛЭП 6-10 кВ. Чисто визуально невозможно различить, какая линия относится к классу напряжения 6 кВ, а какая к классу напряжения 10 кВ. Поэтому будем рассматривать их вместе.

В данном случае изоляторы также штыревого типа, но при этом они намного крупнее в сравнении с изоляторами на ЛЭП 0,4 кВ, а на поворотных опорах уже можно наблюдать подвесные изоляторы. Изготовлены изоляторы также из стекла или фарфора. А на таких опорах вы уже будете наблюдать всего три провода.

При этом допустимое расстояние равно 0,6 метра. Так же с целью экономии довольно часто можно наблюдать совместный подвес проводов 0,4 кВ и 10 кВ, который выглядит так:

При этом охранная зона такой линии равна 10 метрам.

ВЛ 35 кВ

На ЛЭП, рассчитанные на класс напряжения 35 кВ, уже применяются подвесные изоляторы (но в некоторых случаях можно встретить и штыревые, но больших габаритов). При этом их количество в гирлянде варьируется от 3 до 5 штук. Количество проводов три штуки на опоре. Такие линии нечасто встретишь в черте города, в основном они заканчиваются на узловых (или тупиковых) подстанциях.

При этом допустимое расстояние до токоведущих частей все также 0,6 метра. А охранная зона уже 15 метров.

ВЛ 110 кВ

В таком типе ЛЭП используются уже исключительно подвесные изоляторы, собираемые в гирлянду в количестве 6 штук.

Уже в этом случае минимально допустимое расстояние до токоведущих частей увеличивается до 1 метра, а охранная зона составляет 20 метров.

ВЛ 150 кВ

Число подвесных изоляторов в одной гирлянде от 8 до 9 штук. Минимально допустимое расстояние равно уже 1,5 метра.

ВЛ 220 кВ

В таких ЛЭП применяются различные конструктивные решения, и количество изоляторов в гирлянде может варьироваться от 10 до 40 штук (по 20 в одной группе). Охранная зона для таких линий уже равна 25 метрам, а минимально допустимое расстояние до токоведущих частей уже два метра.

Высоковольтные линии, у которых одна фаза передавалась по одному проводу, закончились, далее количество проводов на одну фазу будет увеличиваться.

ВЛ 330 кВ

На ЛЭП данного класса напряжения количество изоляторов в одной гирлянде минимум 14 штук, а на одну фазу приходится уже два проводника. При этом охранная зона ВЛ возросла до 30 метров, а минимально допустимое расстояние уже равно 3,5 метра.

ВЛ 500 кВ

В этом случае количество изоляторов в одной гирлянде начинается от 20 штук. Уже фаза расщепляется на три проводника, а охранная зона сопоставима с ВЛ 330 кВ и равна 30 метрам.

ВЛ 750 кВ

В таких линиях количество изоляторов в одной гирлянде начинается от 20 изоляторов. Но при этом каждая фаза расщепляется на четыре или пять проводов, которые соединяются либо квадратом, либо кольцом.

При этом охранная зона равна 40 метрам, а минимально допустимое расстояние равно уже пяти метрам.

ВЛ 1150 кВ

В России была также построена линия Итат – Барнаул – Экибатуз – Кокшетау – Костанай – Челябинск. Большая ее часть территориально расположена на территории Казахстана. Общая протяженность линии 2344 км (по Казахстану проходит 1421 км линии).

Но на расчетное напряжение линия никогда не работала и сейчас питается от ПС 500 «Челябинская». Уникальный проект, разработанный в СССР, оказался невостребованным.

Важно. Россия – это необъятная страна, поэтому в различных климатических (а также экономических) зонах применялись разные инженерные решения. Поэтому полностью полагаться только на количество изоляторов при определении класса напряжении линии нельзя.

Заключение

Это все, что хотелось сказать о том, как по внешнему виду определить класс напряжения высоковольтной линии. Хочется добавить, что неважно, какая перед вами линия 10 кВ или 750 кВ. Придерживайтесь одного важного правила: чем дальше от линии, тем в большей безопасности вы находитесь.

Понравился материал? Тогда оцениваем материал и подписываемся на канал, чтобы не пропустить еще больше полезных выпусков. Спасибо за внимание!

Типы изоляторов | Проектирование механической части ВЛ

Страница 10 из 37

Выбор изоляторов при проектировании воздушных линий электропередачи
Типы изоляторов
Изоляторы относятся к ответственным элементам воздушных линий и предназначаются для изоляции проводов воздушных линий, находящихся под напряжением, от конструктивных частей опор [3, 6, 11].
Основными материалами для изготовления изоляторов служат электротехнический фарфор, закаленное стекло и полимеры.

Рис. 2.20. Фарфоровые изоляторы

Изоляторы из закаленного стекла (рис. 2.21) в отличие от фарфоровых не требуют проверки на электрическую прочность перед монтажом. В случае наличия дефекта изолирующая деталь стеклянного изолятора рассыпается на мелкие части, а остаток стеклянного изолятора сохраняет несущую способность, равную не менее 75 % номинальной электромеханической прочности изолятора.


Рис. 2.21. Изолятор из закаленного стекла

В зависимости от класса напряжения воздушной линии фарфоровые и стеклянные изоляторы делятся на штыревые и подвесные, которые составляют две основные группы.
Штыревые изоляторы (рис. 2.22) закрепляются на опорах с помощью штырей и крючьев и применяются на линиях низкого напряжения - до 1000 В, а также на высоковольтных линиях электропередачи напряжением до 35 кВ.

Рис. 2.22. Штыревой изолятор марки ШС-10

В обозначении такого вида изоляторов первая буква «Ш» означает «штыревой», вторая - материал, из которого изготовлен изолятор («С» - «стеклянный», «Ф» - «фарфоровый»), следующее за буквами число означает класс напряжения воздушной линии, например, ШС-10.
Расчетной нагрузкой для штыревых изоляторов является нагрузка на изгиб. Срок службы штыревых изоляторов составляет от 15 до 20 лет.
Подвесной изолятор состоит из фарфоровой или стеклянной изолирующей части и металлических деталей - шапок и стержней. Подвесные изоляторы закрепляются на опорах с помощью линейной арматуры, соединяются в гирлянды, состоящие из нескольких сцепленных между собой элементов (рис. 2.23) и применяются на линиях электропередачи напряжением 35 кВ и выше, а также на линиях более низких напряжений в натяжных гирляндах опор анкерного типа.

Первая буква в обозначении «П» означает «подвесной», вторая, как и в случае штыревых изоляторов означает материал изоляции, число обозначает не класс напряжения, а разрушающую механическую нагрузку в килоньютонах (кН), например, ПС-40А. Расчетной нагрузкой для штыревых изоляторов является нагрузка на растяжение. Срок службы подвесных изоляторов составляет 25 - 40 лет.

Рис. 2.23. Гирлянда изоляторов

Полимерные изоляторы (рис. 2.24) представляют собой комбинированную конструкцию, состоящую из высокопрочных стержней из стеклопластика с полимерным защитным покрытием, стойким к ультрафиолетовым излучениям и химическим воздействиям, тарелок и металлических наконечников.
В настоящее время полимерные изоляторы позволяют заменить целые гирлянды стеклянных изоляторов, так как они значительно легче, чем гирлянды из стекла и фарфора. В зависимости от типа полимерные изоляторы применяются на воздушных линиях 35 - 500 кВ.
Первая буква в обозначении «Л» показывает применение для линейной изоляции, вторая буква «К» означает «кремнийорганический», первая цифра показывает минимальную механическую силу при растяжении в кило-ньютонах (кН), вторая - класс напряжения воздушной линии например, ЛК70/35.

Рис. 2.22. Полимерный изолятор ЛК70/35
Хранение изоляторов на площадке осуществляют под навесом и в таком положении, чтобы избежать скопления воды в полостях изолятора.

Занимательная электроэнергетика - trainzer108 — LiveJournal

Многие из нас, жителей крупных городов, часто сталкиваются с таким элементом городского пейзажа, как высоковольтные линии электропередач. Эти загадочные элементы индустриального мира несут в себе что-то необычное, производя впечатление своей мощью и ритмичностью геометрических переплетений.

Сегодня я попытаюсь вкратце рассказать вам о том, как работают энергосистемы высоковольтной энергетики, и для чего предназначены отдельные её элементы, которые мы можем встретить вокруг себя. Сразу скажу - это описание является кратким и упрощённым, некоторые детали опущены или упрощены для лучшего восприятия и понимания, поэтому специалисты в этой области могут заметить некоторые кажущиеся недочёты. Это - не техническое руководство, а популярное описание для тех, кому интересен мир высоковольтной энергетики и ЛЭП.

Для начала условно разделим путь электричества от источника к потребителю на условные этапы:

  1. Выработка (генерирование) электричества.
  2. Преобразование и распределение энергии.
  3. Передача энергии.
  4. Обратное преобразование для последующего потребления или распределения.
  5. Потребление электроэнергии.
Выполнение первой задачи возложено на источники электрической энергии - электростанции. Основная часть любой электростанции - электрогенератор, приводимый в движение какой-либо внешней силой - давлением пара в ТЭС и АЭС, водой в ГЭС, ветром в ВЭС и т.д. Вращаясь в магнитном поле, генератор выбаратывает электричество, в обмотках генератора возникает ток. Чаще всего это трёхфазный переменный ток. Давайте рассмотрим в качестве примера схему гидроэлектростанции (ГЭС):

Вода из водохранилища, уровень которого выше уровня реки, падает в сторону реки вниз по напорному водоводу, вращая своим потоком лопасти турбины. Вращение турбины приводит к возникновению тока в генераторе, и он выходит из электростанции.

Поскольку потребители электроэнергии находятся совсем не на территории электростанции, а на расстоянии от неё, логично было бы эту энергию до них передать. Чтобы это сделать, нам потребуется преобразовать энергию - напряжение, снимаемое с генераторов электростанции, является недостаточно высоким для передачи электричества на дальние расстояния, а ток - наоборот, достаточно высок, и энергия будет быстро теряться в линии большой протяжённости, расходуясь просто на нагрев проводов. Нам это не нужно, поэтому необходимо будет каким-то образом снизить ток. Чтобы при одинаковой мощности ток стал ниже, нужно сделать напряжение выше, что мы и делаем при помощи силовых трансформаторов. Такой трансформатор на нашей верхней схемке с ГЭС расположен справа, серого цвета, с рожками. А выглядит он где-то так:

Чем больше расстояние, на которое нужно передать электроэнергию, тем выше нашему трансформатору потребуется сделать напряжение. Но есть и обратная сторона медали - чем выше напряжение, тем дороже, крупнее и тяжелее становится оборудование для преобразования и передачи энергии. Компромиссным решением стало введение различных классов напряжений для разных расстояний передачи - в масштабах передачи на очень большие расстояния это ВЛ (воздушные линии) сверхвысокого напряжения (750 или 500 киловольт - между странами или в разные концы страны, 330 кВ - между городами и энергосистемами), на расстояния поменьше - ВЛ высокого напряжения (220, 150, 110 кВ - между городами, иногда внутри города), между районами города или из города в ближайшие сёла - среднее напряжение (35 кВ), внутри района - 20, 10 или 6 кВ, внутри квартала или дома - 0.4 кВ (380 В), внутри квартиры - 0.2 кВ (220 В).

Преобразованием энергии из одного класса напряжения в другой занимаются электрические подстанции, а распределением и коммутацией линий занимаются распределительные устройства (РУ) этих подстанций. Если распределительное устройство расположено на открытом воздухе, оно называется открытым распределительным устройством (ОРУ), а если в здании - закрытым (ЗРУ). Задача этих устройств - распределить линии разных классов напряжения между собой, произвести измерения их характеристик, их коммутацию и защиту. Например, подстанция может сделать из одной линии 330 кВ три линии по 110 кВ, или из двух линий 154 кВ - пять линий 35 кВ. При этом нет конкретного направления передачи энергии - если (для последнего случая) энергии на линиях 35 кВ недостаточно, она туда направляется с линий 154 кВ (преобразовавшись в 35 кВ), а если энергия в линии 35 кВ в избытке, то она отправляется на линию 154 кВ (с преобразованием 35 -> 154 кВ). Направление передачи при этом может меняться вплоть до нескольких раз в секунду. Вот так выглядит подстанция с ОРУ:

Кликните по фото, чтобы рассмотреть его поближе и найти по центру слева (правее ступенек) силовой трансформатор, вы уже знаете как он выглядит 🙂

Внутри этого огромного леса проводов, опор и прочих железяк есть довольно интересные приборчики, которые помогают сделать энергосистему чётко функционирующим организмом, способным контролировать и регулировать процесс распределения энергии. Давайте посмотрим на них поближе на примере простого ОРУ подстанции ДнепроГЭС-2. Увеличьте его фотографию, открыв в соседней вкладке - она нам дальше понадобится.

В уже знакомый нам силовой трансформатор заходят линии с электричеством, пришедшим прямо с генераторов. Его напряжение - 13.8 кВ (13800 В). После 220 В в вашей розетке эта цифра кажется огромной, но этого недостаточно для передачи всей мощности наших генераторов на нужное нам расстояние. Нам нужно получить 154 кВ, а это более, чем в 10 раз выше. Вот потому наши 13.8 кВ и заходят в силовой трансформатор - он поможет нам получить на выходе так нужные нам 154 кВ. Выполнив свой нелёгкий, но очень важный труд, трансформатор выпускает наружу уже высоковольтную линию, состоящую из трёх фаз - А, В и С. Напряжение между фазами - 154 кВ. Общая точка генераторов заземлена, так бывает не всегда, но в нашем случае всё именно так. Чтобы в линию и на трансформатор не попало напряжение выше требуемого (например, при попадании разряда молнии), сразу за выводами трансформатора установлены ограничители перенапряжения (ОПН), которые защищают линии от аварий в результате появления напряжения выше номинального. Дальше, для получения значения выходной мощности энергоблока нужно измерить ещё и ток в сети. Для этого линия заходит на измерительные трансформаторы тока. Напомню, что в цепи вольтметры подключаются параллельно, а амперметры - последовательно, поэтому трансформаторы напряжения имеют один ввод (включены параллельно), а трансформаторы тока - два, т.к. подключены последовательно. Стоит также отметить, что наш большой серый силовой трансформатор защищён от пожара системой автоматического пожаротушения - это розовая труба вокруг него, из которой выходят трубочки поменьше.

Теперь идём дальше и видим это:

Справа от наших трансформаторов тока расположены выключатели. Они слегка непохожи на выключатели у вас дома, но функцию они выполняют ту же самую - позволяют быстро отключить или включить ток в цепи. Поскольку напряжение у нас высокое, здесь в процессе коммутации возникает электрическая дуга (как в электроподжиге газовой плиты, яркая и горячая "молния"), которая может сжечь выключатель вместе с электродами. Поэтому внутри него есть устройство дугогашения. Бывают воздушные, элегазовые, масляные, маломасляные выключатели, но сейчас не это важно. А важно то, что в отличие от выключателя вашего светильника, этот выключатель своим внешним видом вообще никак не говорит о том, в каком он сейчас находится состоянии - выключен или включен. Посмотрите на него - разве можно понять, идёт ли сейчас ток дальше него? Нельзя, и эту печаль нужно как-то исправить. Для этого справа установлены большие и красивые серые разъединители, позволяющие уже при отсутствии напряжения в цепи сбросить остаточное напряжение, заземлить цепь и визуально показать, что цепь разорвана. Посмотрите внимательно на разъединители - они состоят из двух половинок. Когда разъединитель соединён и цепь включена, половинки соединены, как на нашем фото, вот так: ----. А когда он разъединён и цепь разорвана, половинки разойдутся вот так: |   |. Разъединители не обладают никакими средствами дугогашения, и служат для визуального контроля над соединенем учатсков линии, коммутацию их можно осуществлять только при отсутствии напряжения! Иначе будет вот это:

После всего этого наше электричество выходит на шину - это фазные провода, к которым подключается несколько фаз с нескольких силовых трансформаторов. Это сделано для того, чтобы если один трансформатор находится в ремонте, то другой и дальше подаёт на линию электричество, и свет в окнах уютных домов города по-прежнему горит. Дальше с шины три фазы выходят на ЛЭП для передачи на расстояние. Такие три фазы далее будут называться цепью линии электропередач.

Теперь наша энергия переходит на стадию передачи. И тут мы поговорим о главном элементе этого звена - о воздушных ЛЭП и опорах для них. Опоры могут нести на себе как одну, так и сразу две трёхфазных цепи - такие опоры соответственно называются одноцепными и двухцепными. Вот одноцепная опора - несёт на себе три фазных провода:

А вот эта опора - двухцепная, несёт шесть фазных проводов:

По назначению опоры делятся на анкерные и промежуточные. Анкерные создают натяжение, позволяют делать поворот линии (угловые анкерные опоры), переводят линии через преграды (переходные анкерные опоры). Отличительная черта анкерных опор - гирлянда изоляторов параллельна земле. Промежуточные опоры просто удерживают провода над землёй, воспринимая нагрузку от веса провода и от ветровых нагрузок, не создавая натяжение проводов. Промежуточные опоры стоят между анкерными, их может быть много подряд, многие переходные опоры также являются промежуточными. На промежуточных опорах гирлянда изоляторов перпендикулярна поверхности земли. Вот анкерная опора, изоляторы параллельны земле:

А вот промежуточные опоры, изоляторы смотрят вниз:

У каждой линии есть свой уникальный номер, например, Л10, Л229, и т.д. Эти номера, а также порядковый номер опоры обычно наносятся на сами опоры (нумерация опор обычно идёт в сторону потребителя или понижающей подстанции). Изоляторы на опорах нужны для того, чтобы закрепить провода на траверсах и не допустить электрической связи фазных проводов с опорой. Чем больше изоляторов в гирлянде, тем выше напряжение, или тем сильнее загрязнён воздух в данной местности, или тем больший вес проводов приходится держать анкерной опоре. По количеству изоляторов удобно определять класс напряжения линии - если изолятор 1, то это линия 6 или 10 кВ, если их в гирлянде от 3 до 5, то это линия с напряжением 35 кВ, если более 5 изоляторов (до 10) - это 110 кВ, 8-12 изоляторов - 154 или 220 кВ. Начиная с 330 кВ провода в фазах расшепляются на два, чтобы не использовать один очень толстый и тяжёлый провод. Выглядит это так:

Так что если провод двойной, то это 330 кВ (за редким исключением - могут расщепляться и 154 кВ, если ток в линии очень большой). В линиях 500 кВ фазы расщеплены на 3 или 4 провода, а в линиях 750 кВ - на 5 проводов. Естественно, и сами опоры там массивнее и крупнее.

Теперь давайте рассмотрим строение опоры линии электропередач и сопутствующей ей электроарматуры. Вот она, опора (откройте это фото в новой вкладке чтобы дальше по нему ориентироваться):

Опоры бывают железобетонные и металлические, мы рассматриваем металлическую опору, несущую одну цепь 330 кВ. Сама опора стоит на фундаменте, зарытом в земле. Фазные провода прикреплены к траверсам опоры через гирлянды изоляторов. Изоляторы предотвращают электрический пробой с фазных проводов на опору, поэтому человек, прикоснувшийся к опоре внизу, не будет убит током от линии. Фазные провода между местами крепления к опоре на анкерных опорах (а мы рассматриваем именно такую - видите, изоляторы параллельны земле?) обходят траверсу по дуге, естественно, что эта дуга из проводов, называемая шлейфом, отдалена на безопасное расстояние от опоры и траверсы при помощи всё тех же изоляторов, в том числе вспомогательных, стоящих вертикально и удерживающих безопасный радиус провисания дуги провода - это поддерживающая гирлянда. На нижней правой траверсе нашей опоры нет такой поддерживающей гирлянды изоляторов, на остальных - есть. Сами изоляторы бывают стеклянные, фарфоровые и полимерные. Стеклянные - самые тяжёлые, на вид они прозрачные с зеленоватым оттенком:

Обратите внимание, что в некоторых местах стеклянная часть изолятора отсутствует - это свидетельство разрушения некоторых из них. Если в изоляторе появляется малейшая трещина, он сразу лопается и падает на землю, чтобы по образовавшейся пустоте в гирлянде можно было понять необходимость замены изолятора на новый. Фарфоровые изоляторы немного легче стеклянных, их цвет - тёмно-коричневый. Вот на этой опоре линии 35 кВ слева и по центру расположены фарфоровые изоляторы, а справа - стеклянные:

Полимерные изоляторы - самые лёгкие, они сделаны из материала, напоминающего мягкий пластик. В отличие от других видов изоляторов, полимерные изготавливаются в виде готовой собранной гирлянды на нужный класс напряжения, в то время как обычные изоляторы собираются в гирлянду, соединяясь друг с другом при помощи специальной системы креплений. При равном пути утечки полимерные изоляторы имеют не только меньшую массу, но и габаритные размеры - сама гирлянда существенно тоньше, а количество рёбер в гирлянде выше, чем для аналогичной сборной гирлянды из стеклянных или фарфоровых изоляторов. Вот так выглядят полимерные изоляторы на опоре линии 35 кВ:

А это - полимерные изоляторы на линии 154 кВ:

В местах крепления фазных проводов к изоляторам на некоторых опорах установлены металлические кольца, называемые защитными экранами - они способствуют равномерному распределению электрического поля для уменьшения коронного разряда, возникающего в этих местах, и снижают потери в сети на корону. Коронный разряд выглядит как слабое свечение, сопровождаемое треском - для ЛЭП это вредное явление, и его стараются подавлять как можно сильнее. Защитные экраны имеют разную форму, их много видов - бывают и в виде колец, и в виде полуколец, и в виде рогов. Вот, например, экраны-кольца:

На концах проводов недалеко от изоляторов часто расположены конструкции в виде гантелек - гасители вибрации. Это - колебательный контур, настроенный в противофазу высокочастотным колебаниям проводов, и снижающий их вибрацию, которая может разрушить крепёжную арматуру и сам провод в месте крепления. Вот как они выглядят поближе:

В самом верху любой высоковольтной опоры прикреплён тонкий провод, называемый грозотросом. Он всегда расположен выше всех фазных проводов, и если молния решит ударить в провода или в опору, она попадёт именно в грозотрос, и будет безопасно заземлена через опору в обход фазных проводов. Грозотрос может быть прикреплён к опоре через один изолятор, в некоторых случаях он сразу крепится напрямую к опоре, а точнее к стальному пруту, идущему по опоре в землю - заземлителю.

Теперь мы знаем назначение основных элементов опор ЛЭП. Некоторые из них, например, гасители вибрации или экраны, встречаются не на всех опорах, другие же, такие как траверсы, изоляторы и грозотрос - на всех без исключения, являясь неотъемлимой частью линии электропередач. Помимо обычных одно- и двухцепных опор бывают и специальные. Например, вот такие, несущие сразу три цепи, в данном случае это сделано, чтобы поменять две цепи местами:

Бывают также случаи, когда цепь необходимо отделить от основной магистрали, например, для ввода на подстанцию или для создания ещё одной линии, в то время как основная линия пойдёт дальше. Такой процесс называется отпайкой.

После того, как линия высокого напряжения прошла некоторый путь, она достигает конечной или промежуточной распределительной подстанции, из которой выходят уже другие линии, как правило, более низкого класса напряжения. Например, с электростанции вышла линия напряжением 750 кВ, и, пройдя значительную территорию страны, достигла одной из подстанций в каком-нибудь крупном городе. Из этой подстанции уже выходят несколько линий 330 кВ, и одна из них, пройдя из одного крупного города в другой, достигла подстанции, из которой вышло несколько линий напряжением, например, 154 кВ. В свою очередь, одна из линий 154 кВ, пройдя через весь город в другой его район, достигла подстанции, из которой выходят несколько линий 35 кВ. Одна из этих линий проходит по территории района города, доходит до районной подстанции и там преобразуется во множество распределительных линий напряжением 10 кВ. Каждая и этих линий идёт по кварталам района (под землёй, если это район высотных застроек, и по воздуху, если это частный сектор). В свою очередь наша линия 10 кВ уже в квартале назначения линия при помощи трансформаторной подстанции (ТП - если это квартал высотных застроек), или комплектной трансформаторной подстанции (КТП - если это частный сектор) преобразуется в линию 0.4 кВ (380 В). Эта трёхфазная сеть распределяется по этажам домов или по домам в частном секторе - по одной фазе в каждый дом, фазы чередуются последовательно. Ниже приведена схема, на которой условно поясняется, как распределяются линии разных классов напряжения на пути от электростанции к конечным потребителям. Схема увеличивается по клику.

Обратите внимание, что в реальности на подстанцию приходит не одна линия более высокого напряжения, а несколько, причём вся энергосистема зависит не от одной электростанции, а сразу от нескольких, и, таким образом, является надёжной - в случае выхода из строя одной из линий или даже целой электростанции, энергоснабжение потребителей не прекратится.

Давайте рассмотрим крайнее, низковольтное звено энергосистемы. Оно состоит из распределительных линий напряжением 10 или 6 кВ, из комплектных и блочных трансформаторных подстанций, а также из линий 0.4 кВ, идущих непосредственно к потребителям в виде трёхфазной сети напряжением 380 В или однофазной 220 В. Познакомимся поближе с опорами этих классов напряжений. Вот так выглядит одноцепная линия 6 кВ:

Обратите внимание, что на низковольтных линиях используются изоляторы другого типа, отличающиеся от тех, что применяются на линиях более высокогонапряжения. Здесь мы видим не подвесные изоляторы, из которых складывается гирлянда, а штыревые изоляторы, которые накручиваются на стальные штыри, приклеплённые к траверсам железобетонных опор. Эти изоляторы являются одинарными, и лишь на анкерных опорах используются подвесные изоляторы, по 1-2 штуки в гирлянде. Бывают и двухцепные линии, хотя и встречаются они  реже одноцепных:

Если распределительная линия идёт к жилому району с многоэтажками, она, как правило, уходит под землю вот таким образом, и из воздушной превращается в кабельную:

Кстати, на этой опоре видны разрядники (элементы в виде цилиндриков сбоку от крайних изоляторов и снизу верхних) - это устройства, позволяющие при перенапряжении, вызванном, например, попаданием молнии в фазные провода, сразу же заземлить избыточный ток, предотвращая повреждение оборудования, расположенного дальше по линии. Разрядники и ограничители перенапряжения (ОПН) устанавливаются повсеместно на участках присоединения линии к подстанции, в местах перехода из воздушной линии в кабельную или наоборот, и в других важных точках электрической сети. Итак, линия ушла под землю, и зайдёт уже возле жилых домов на трансформаторную подстанцию, где будет преобразована в одну или множество трёхфазных линий напряжением 380 В. Далее каждая из фаз будет подана по очереди в каждую квартиру дома вместе с общим проводом - нейтралью, или "нулём". Так получается однофазная сеть напряжением 220 В, повсеместно применяемая в быту.
Если же линия 10 или 6 кВ идёт в частный сектор, она обычно на всём протяжении проходит по воздуху, и заходит на комплектную трансформаторную подстанцию (КТП), которая выглядит так:

Далее, опять же по воздуху, по всем улицам квартала или посёлка, обслуживаемого данной подстанцией, проходит полученная на выходе КТП линия 0.4 кВ (380 В), состоящая из трёх фаз и одной общей точки - нейтрали. В каждый дом заходит два провода - нейтраль и одна из фаз, причём каждая фаза чередуется между домами для равномерного распределения нагрузки трёхфазной сети. В результате в каждом доме есть уже привычные нам 220 В - бытовая однофазная электрическая сеть. И уже на этом этапе наша электроэнергия наконец достигает своей цели - электроприборов в наших домах и квартирах, дающих свет, тепло и комфорт для каждого из нас.

Пройдя долгий и нелёгкий путь от электростанции до вашей розетки, электричество преодолело сотни, а то и тысячи километров, множество раз преобразовалось, прошло тысячи единиц различного оборудования, от турбогенератора электростанции до трансформаторной подстанции вашего квартала - выключатели, разъединители, силовые и измерительные трансформаторы, разрядники, шины подстанций, распределительные устройства, и тысячи разнообразных электроопор. Сложная, замкнутая и переплетённая энергосистема обеспечивает надёжное функционирование всего этого электрического организма, каждый её компонент оберегает его от повреждений и сбоев, чтобы бесперебойно доставить в каждый дом, к каждому заводу, фабрике и предприятию так необходимое в наше время электричество. Изучив основные компоненты энергосистемы и осознав важность и функциональное назначение каждого из них, теперь мы по-настоящему понимаем, насколько сложным, но увлекательным и разнообразным является мир электрических сетей.

Сегодня вы стали ближе к постоянно развивающемуся и обретающему всё большую важность миру электроэнергетики, и я надеюсь, что это путешествие было для вас интересным и полезным, и что теперь, оглядываясь по сторонам в суете повседневной жизни, вы станете узнавать вокруг много нового, в том числе того, о чём вы прочли в этом рассказе. Теперь ЛЭП для вас - это не просто железные столбы с проводами, а нечто большее, о чём вы знаете лучше многих других. Спасибо за то, что были с нами, и до скорых встреч в новых рассказах, которые будут посвящены некоторым деталям энергосистемы города Запорожья!

Продолжение серии рассказов об электроэнергетике - подробное описание переходов ЛЭП 154 кВ через Днепр в Запорожье - "Три Мачты", можно прочитать здесь.

Больше фотографий запорожских и не только ЛЭП, мои фото Запорожья и Запорожского края можно посмотреть на моём авторском сайте zphoto.zp.ua.

Блог, посвящённый моим флейтам ручной работы: http://ethnicflutes.livejournal.com/, страничка ВКонтакте: http://vk.com/ethnicflutes, группа: http://vk.com/handmadeflutes.

Публикация моих краеведческих рассказов на 061.ua (первый рассказ) - http://www.061.ua/article/211166


Испытания подвесных и опорных изоляторов

Приемо-сдаточные испытания фарфоровых опорных и подвесных изоляторов предполагают выполнение следующих работ согласно требованиям ПУЭ:

  1. Измерения сопротивления изоляции многоэлементных и подвесных изоляторов.
  2. Испытания с помощью повышенного напряжения промышленной частоты:
    • одноэлементных опорных изоляторов;
    • многоэлементных опорных и подвесных изоляторов.

Испытание подвесных и опорных изоляторов

Цена за испытание: от 10 000 ₽

Измерение сопротивления изоляции

Измерительные работы проводятся с помощью мегаомметра на напряжение 2500В течение 1-й минуты. Обязательное условие - положительная температура окружающего воздуха. Процедуру измерения сопротивления нужно выполнять непосредственно перед установкой изоляторов в распределительное устройство и на линии электропередачи. Величина сопротивления изоляции каждого подвесного изолятора или его элемента должна быть не меньше 300МОм. Важно, чтобы поверхность при замерах была сухой и не имела проводящих загрязнений.

Испытание повышенным напряжением одноэлементных опорных изоляторов

Испытания одноэлементных опорных изоляторов наружной и внутренней установки производятся напряжением, значения которого указаны в таблице. Длительность приложения нормированного испытательного напряжения составляет 1 минуту.

Испытываемые изоляторы

Испытательное напряжение, кВ, 
для номинального напряжения электроустановки, кВ

3

6

10

15

20

35

Отдельные

25

32

42

57

68

100

Установленные в цепях шин и аппаратов

24

32

42

55

65

95

Испытание повышенным напряжением многоэлементных опорных и подвесных изоляторов

Испытание проводится напряжением 50 кВ, которое прикладывается к каждому элементу изолятора. Длительность приложения нормированного напряжения составляет:

  • при изоляции из твердых органических материалов - 5 минут;
  • при керамической изоляции - 1 минуту.

К стеклянным подвесным изоляторам электрические испытания повышенным напряжением не применяются, так как имеющиеся дефекты легко выявляются в ходе наружного осмотра. Необязательными подобные испытания являются и для опорно-стержневых изоляторов.

Чтобы обеспечить надежный контакт в местах подвода испытательного напряжения к элементам изолятора на них накладываются бандажи из гибкого голого провода. Ускорить испытания можно с помощью специальных пружинящих захватов, которые накладываются на элементы испытываемых изоляторов.

Положительным итогом испытаний является показатель отсутствия местного нагрева изоляции или ее пробоя, который фиксируются с помощью отклонения стрелки амперметра.

Факт поверхностного перекрытия изоляции в процессе испытания не служит причиной для забраковки изолятора, а является последствием искажения кривой испытательного напряжения. Особенно если испытательная установка питается по схеме "фаза - нейтраль".

К опорно-стержневым изоляторам разъединителей и отделителей применяется испытание на изгиб. С помощью специального приспособления, состоящего из двухходового стяжного болта с резьбой, двух крюков и динамометра (к примеру, ДПУ-500), стягиваются два изолятора одноименных фаз. Во время процедуры каждый изолятор испытывает изгибающее усилие, соответствующее испытательной нагрузке (60% от минимального разрушающего усилия для данного типа). Продолжительность приложения нагрузки - 15 секунд. По окончании необходимо провести тщательный осмотр изолятора на наличие трещин.

Выполнение всех вышеописанных испытаний обязательно следует производить в соответствии с указаниями о порядке проведения.

 

Оставьте заявку

Изоляторы для воздушных линий электропередачи

Изоляторы ВЛ

Очевидно, что если воздушные линии электропередач не изолированы должным образом от опорных столбов / опор, ток будет течь к земле через опоры / опоры, которые также становятся опасными. Конечно, в этом случае даже линия электропередачи не заработает! Следовательно, воздушные линии электропередачи всегда опираются на изоляторы, установленные на их опорах / опорах.
Изоляторы воздушных линий должны обладать следующими свойствами:
  • высокой механической прочностью, чтобы выдерживать нагрузку на проводник, ветровую нагрузку и т. Д.
  • высокое электрическое сопротивление для минимизации токов утечки
  • высокая относительная диэлектрическая проницаемость изоляционного материала, обеспечивающая высокую диэлектрическую прочность
  • высокое соотношение прочности на прокол и перекрытие
Наиболее часто используемый материал для изготовления изоляторов воздушных линий - фарфор. Но иногда также могут использоваться стекло, стеатит и некоторые другие специальные композитные материалы.

Типы изоляторов, применяемых в воздушных линиях электропередачи

Для успешной эксплуатации ЛЭП очень важен правильный выбор изоляторов.Существует несколько типов изоляторов ВЛ . Наиболее часто используемые типы:
  • Изоляторы штыревого типа
  • Изоляторы подвесного типа
  • Изоляторы деформационные
  • Изоляторы дужки

Изоляторы штыревые

Штыревые изоляторы или Штыревые изоляторы широко используются в электрических распределительных сетях с напряжением до 33 кВ. Они закреплены на поперечинах опоры для проведения линий электропередачи.На верхнем конце штыревого изолятора имеется паз для размещения проводника. Через эту канавку пропускается токопроводящий провод, который закрепляется путем обвязки той же проволокой, что и проводник.

Штыревой изолятор обычно делают из фарфора, но в некоторых случаях также можно использовать стекло или пластик. Поскольку штыревые изоляторы почти всегда используются на открытом воздухе, надлежащая изоляция во время дождя также является важным фактором. Изолятор с мокрым штифтом может обеспечить путь для тока, протекающего к полюсу. Чтобы решить эту проблему, штыревые изоляторы разработаны с навесами от дождя или юбками.При превышении рабочего напряжения 33 кВ штыревые изоляторы становятся слишком громоздкими и неэкономичными.

Нарушение изоляции
Изолятор должен быть правильно спроектирован, чтобы выдерживать как механические, так и электрические нагрузки. Электрическая нагрузка на изолятор зависит от линейного напряжения, и, следовательно, необходимо использовать соответствующие изоляторы в соответствии с сетевым напряжением. Избыточное электрическое напряжение может разрушить изолятор в результате пробоя или прокола .
  • Перекрытие : При обрыве изолятора электрический разряд возникает в результате образования дуги между линейным проводником и штырем изолятора (который соединен с траверсой).Разряд прыгает через воздух, окружающий изолятор, на кратчайшее расстояние. В случае вспышки изолятор продолжает работать в соответствии со своей проектной мощностью, если он не разрушается из-за избыточного тепла.
  • Прокол : В случае прокола изолятора электрический разряд происходит от проводника к штырю через корпус изолятора. Необходимо обеспечить достаточную толщину фарфора (или изоляционного материала), чтобы избежать пробоя прокола. Когда происходит такой пробой, изолятор необратимо повреждается.
  • Коэффициент безопасности изолятора : Отношение прочности на прокол к импульсному перенапряжению называется коэффициентом безопасности. Желательно иметь высокое значение запаса прочности, чтобы произошел пробой до того, как изолятор будет пробит. Для изоляторов штыревого типа коэффициент запаса прочности составляет около 10.

Подвесные изоляторы

Как уже упоминалось выше, штыревые изоляторы становятся слишком громоздкими и неэкономичными за пределами 33 кВ. Так, на напряжение выше 33 кВ применяют подвесные изоляторы.Изолятор подвески состоит из нескольких фарфоровых дисков, соединенных между собой металлическими звеньями в виде струны. Линейный проводник подвешен на нижнем конце подвесной колонны, которая закреплена на траверсе башни. Каждый диск в гирлянде подвесных изоляторов рассчитан на низкое напряжение, скажем, 11 кВ. Количество дисков в цепочке зависит от рабочего напряжения. Подвесные изоляторы предпочтительнее для линий электропередачи.
Преимущества подвесных изоляторов
  • Каждый диск рассчитан на низкое напряжение, скажем, 11 кВ.Следовательно, в зависимости от рабочего напряжения, желаемое количество дисков может быть соединено последовательно, чтобы сформировать гирлянду изоляторов, подходящую для конкретного напряжения.
  • Если какой-либо из дисков в гирлянде изолятора поврежден, его можно легко заменить. Замена всей струны не требуется.
  • В случае повышенного спроса на линию, линейное напряжение может быть увеличено, а дополнительная изоляция, необходимая для повышенного напряжения, может быть легко обеспечена путем добавления желаемого количества дисков в изолирующие гирлянды.
  • Поскольку линейные проводники подвешены на подвесных тросах, они проходят под заземленными поперечинами опор. Такое расположение обеспечивает частичную защиту от молнии.
  • Подвеска обеспечивает большую гибкость лески. Подвесные изоляторы могут качаться так, чтобы они могли занимать положение, в котором механические нагрузки минимальны.

Изоляторы деформационные


В тупике линии передачи, на углу или на крутом повороте линия передачи подвергается большой растягивающей нагрузке.Чтобы выдержать такое большое напряжение, в тупиках или острых углах используются изоляторы деформации. Для высоковольтных линий электропередачи пятновыводитель состоит из подвесных изоляторов. В этом случае колонна подвеса расположена горизонтально, а диски изолятора - в вертикальной плоскости. Две или более подвесных струн могут быть собраны параллельно, чтобы выдерживать большее натяжение. Для линий низкого напряжения (менее 11 кВ) в качестве деформационных изоляторов используются скобой изоляторы.

Изоляторы дужки

Скоба изоляторы используются в распределительных линиях низкого напряжения в качестве изоляторов деформации.Изолятор с дужкой можно использовать как вертикально, так и горизонтально, и он может быть непосредственно прикреплен к столбу с помощью болта или к траверсе. Однако использование таких изоляторов сокращается после увеличения использования подземных кабелей для распределения.

ACW's Insulator Info - Справочная информация по книге

Следующая информация взята из этой книги.

Материалы и типы

Изоляторы, применяемые в воздушных сетях, использующие неизолированные проводники почти всегда состоят из глазурованного фарфора, хотя некоторые формованные материалы используются для низких напряжений, а также используется стекло на европейском континенте и в Америке для средних напряжений.Британский Стандартная спецификация дает подробные сведения только о фарфоре и требует что «фарфор должен быть белого цвета слоновой кости, прочного, без дефектов, и тщательно остеклованы, чтобы не зависеть от глазури для изоляции ». Это тщательное остекловывание фарфора имеет первостепенное значение, так как наличие пор или других воздушных пространств снижает диэлектрическую проницаемость. сила. Любые запечатанные примеси также уменьшают электрическую прочность. отсюда следует, что фарфор для электрических целей должен быть оба полностью безвоздушные и непроницаемые для газов и жидкостей.Помимо вышеуказанного требования, электрический фарфор практически идентичен с керамикой, которая дошла до нас на протяжении веков, поскольку очевидные требование высокой диэлектрической прочности присуще всему фарфору, который однороден и не содержит примесей. Диэлектрическая прочность механически добротный фарфор составляет от 15000 до 17000 вольт на каждую десятую часть дюйм толщиной. На самом деле, изготовить безупречно очень сложно. однородный фарфор необходимой толщины для определенных типов изолятора, и тогда необходимо принять двух- или трехкомпонентную конструкцию, различные детали фиксируются и покрываются глазурью по отдельности, а затем склеиваются вместе.

Предел прочности электротехнического фарфора, измеренный по стандарту. керамический образец для испытаний, составляет 100 000 фунтов / кв. дюйм. при сжатии и 7000 фунтов / кв. дюйм. в напряжении. Фигуры реализованы на больших участках, используемых в изоляторах. ниже, чем эти, и могут быть приняты как 40 000, так и от 2 000 до 3 000, для сжатие и растяжение соответственно.

Очень звукоизоляторы изготавливаются из стекла, его преимущества заключаются в том, что высокая диэлектрическая прочность 35000 вольт на одну десятую дюйма толщины, и возможность принять цельную конструкцию, независимо от того, насколько велика изолятор может быть.Он также имеет более низкий коэффициент теплового расширения, что сводит к минимуму деформации из-за перепадов температуры; прозрачен для тепловые лучи, тем самым немного нагреваясь при воздействии солнечных лучей; а также механически прочнее фарфора при сжатии. В напряжении, по прочности он примерно такой же, как у фарфора. Недостатки стекла что влага легче конденсируется на поверхности; и что в целом размеры большая масса материала в сочетании с неправильной формой может привести к внутренним деформациям после охлаждения.В обычных атмосферных условиях поэтому для закаленного стекла напряжение ограничено примерно 30 000 вольт, в то время как в сухом климат может использоваться до 50 000 вольт.

Хотя B.S. 137 не включает стекло, кроме закаленного, формы в настоящее время используется не закаленное стекло. Это обычные известково-содовые стаканы, и боросиликатные стекла. На континенте используется не закаленное стекло. а в Америке для низкого и среднего напряжения, скажем, до 20 кВ. Его сопротивление к постоянным механическим нагрузкам и перепадам температуры плохо по сравнению с фарфором и закаленным стеклом.

Есть три типа, используемых в связи с воздушными линиями, а именно. :

  1. Штифтовой.
  2. Подвесной.
  3. Штаммовый.

Изоляторы штыревого типа

Как следует из названия, штыревой изолятор крепится к стальному болту. или штифт, который прикреплен к траверсе на опоре передачи. Вышеупомянутый Спецификация британских стандартов требует, чтобы фарфор не вступал в контакт. непосредственно винтом из твердого металла.Б.С. 137 распознает два метода:

  1. Положение конической резьбы нарезанной на головке шпильки, с помощью которой винт в мягкий металлический наконечник с резьбой, вклеенный в изолятор.
  2. Положения литой ходовой резьбы на стальной шпиндель, на которую винты прямо в нить, сформированную в фарфоре; на континенте булавка, который имеет гладкую верхнюю часть, иногда все еще оборачивается пенькой, а резьбовой фарфор навинчивается.

Для рабочих напряжений до 25000 при обычных конструкциях изолятора. может быть принята цельная конструкция, до 45000 вольт в двухсекционной, до 66000 вольт трехкомпонентный, а также четырехсекционный изолятор.Недавний прогресс в дизайне и производстве позволил получить более толстые секции должны быть приняты, в результате чего для рабочих напряжений до 33000 А Возможна цельная конструкция, и даже не более двух частей в самых больших размерах. На самом деле, есть тенденция использовать изоляторы штыревого типа. только для напряжений до 50 000, так как они становятся неэкономичными для более высоких напряжения. Это потому, что их стоимость растет намного быстрее, чем Напряжение.[...]

По словам Тейлора, отношение средней начальной стоимости мили штыревого до подвесного типа примерно три-четыре-пять, но стоимость замены для подвесных изоляторов обычно намного ниже, чем для штыревых.

Два типичных фарфоровых изолятора штыревого типа показаны на рис. 10.1.

Характеристики этого типа следующие:

Тип

Обычное
Рабочее
Напряжение (кВ.)

Среднее значение
Прокол
Напряжение (кВ)

Высота
(дюймы)

Макс.
Диаметр
(дюймы)

Канал
Расстояние
(дюймы)

Вес нетто
фарфора
(фунт)

11004

3.3

85

3 5/8

3 5/8

5 1/4

1 3/16

5063

6,6

120

4 1/4

4 1/16

6 3/4

1 3/4

5065

11.0

140

6 5/8

5 3/4

11 3/4

3 15/16

11253

33,0

250

9

10 3/4

29

23 5/8

Обычное рабочее напряжение относится к изоляторам для использования в промышленных атмосфера в этой стране.Изоляторы меньшего размера используются в чистых условиях.

Значение этих цифр будет оценено из следующих заметки. Между линиями должна быть достаточная толщина фарфора. проводник и штифт изолятора (или другое металлическое изделие), чтобы получить коэффициент безопасность до 10 от проколов, но изолятор должен быть сконструирован так что он воспламенится до того, как он проколется. Коэффициент искрового зажигания напряжение до рабочего напряжения называется запасом прочности, а для штыревого типа Изоляторы этот коэффициент намного выше для низких напряжений, чем для высоких.В настоящее время существует тенденция использовать изоляторы штыревого типа только для низких напряжений. скажем, до 11 кВ., для которых коэффициенты запаса прочности составляют 8,3 в сухом состоянии и 5 во влажном состоянии.

С влажным изолятором поверхности различных частей или «навесов» в виде их иногда называют, не имеют изоляционных свойств, так что полное искрение расстояние - это сумма кратчайших расстояний от края одного навеса до ближайшей точки следующего нижнего навеса, плюс расстояние от край следующего нижнего сарая до штифта.При влажном изоляторе искрение Таким образом, расстояние составляет a + b + c на рис. 10.2 (A). С чистым сухим изолятором, поверхности навесов имеют надлежащие изоляционные свойства, а искрообразование расстояние, следовательно, является кратчайшим расстоянием от проводника до штыря, который избегает изолятора, например a + b + c на рис. 10.2 (B). Булавка должна быть достаточно длинным, чтобы сделать вертикальное расстояние d на Рис. 10.2 (A) больше c ; в противном случае, в случае дугового перезарядки, разряд займет место на траверсе, а не на штифте, что потребует обновление траверсы.Также следует отметить, что в случае стальной траверсы на деревянной опоре, она должна быть соединена с землей проволока столба; а в случае деревянной траверсы заземляющий провод следует подвести к металлической полосе, уложенной вдоль верхней части руки так, чтобы через него проходят штыри изоляторов.

Фарфоровые изоляторы обычной конструкции имеют дугу где-то около 10 000 вольт на дюйм, так что если сумма расстояний a + b + c [когда] сушка была 10 дюйм., изолятор перегорает при напряжении около 100 000 вольт. [...]

Изолятор и его штифт или другая опора должны быть достаточно прочными. механически, чтобы противостоять результирующей силе за счет комбинированных воздействий ветрового давления и веса пролета (и ледовой нагрузки, если таковая имеется). На терминале полюсов есть, кроме того, почти горизонтальное натяжение из-за натяжения дирижера. Это, в частности, вызывает такой большой изгибающий момент внизу штифта, с изоляторами штифтового типа, это передается к траверсе, что для линии, изолированной штыревыми изоляторами, это желательно использовать какой-либо тип изолятора деформации на всех оконечных или тупиковых концах полюса.В связи с механической прочностью следует отметить, что изолятор прочнее штыря. На самом деле штифт должен быть сконструирован как консоль, и предел упругости стали должен быть просто достигнут при нагрузке, на которую рассчитан штифт. [...]

Изоляторы подвески

Мы видели, что стоимость изолятора штыревого типа растет очень быстро. по мере увеличения рабочего напряжения. Поэтому для высоких напряжений этот тип неэкономично, и есть еще один недостаток, заключающийся в том, что замена дорого.По этим причинам высоковольтные линии изолированы с помощью подвесных изоляторов, у которых, как следует из их названия, линейный проводник подвешивается ниже точки опоры с помощью изолятора или изоляторов. Из этой системы следует несколько важных преимуществ.

  • Каждый изолятор рассчитан на сравнительно низкое рабочее напряжение, обычно около 11000 вольт, а изоляция для любого необходимого сетевого напряжения может быть получен путем использования «гирлянды» из подходящего количества таких изоляторов.
  • При выходе из строя изолятора одна единица - взамен целая строка - подлежит замене.
  • Снижены механические нагрузки, так как линия подвешена гибко; с изоляторами штыревого типа жесткость крепления приводит к усталость и предельная хрупкость проволоки из-за переменного характера стресса. Кроме того, поскольку струна может свободно качаться, существует выравнивание напряжений в проводниках последовательных пролетов.
  • В случае увеличения рабочего напряжения линии это можно удовлетворить, добавив необходимое количество единиц к каждой строке, вместо этого замены всех изоляторов на штыревые.

Благодаря свободному подвешиванию амплитуда качания проводников может быть большим по сравнению с изолированной линией штыревого типа, а расстояния поэтому следует увеличить.

Существует несколько типов подвесных изоляторов, показанных на рис.10.4 наиболее часто используется в этой стране, будучи принятым для изоляция линий сетки. Будет видно, что он состоит из один кусок фарфора в форме диска с канавками на нижней поверхности для увеличения путь утечки поверхности, и к металлической крышке вверху, и к металлическому булавка внизу. Колпачок утоплен так, чтобы в него вставлялся штифт другого устройства, и таким образом можно построить цепочку из любого необходимого количества единиц. Колпачок крепится к изолятору с помощью цемента.Различные средства фиксация штифта была опробована, но все было оставлено в пользу цементирования. Механические методы крепления оказались неудовлетворительными, поскольку они вызвали концентрацию механического напряжения, которое привело к отказу в услуга. С другой стороны, цемент действует как хороший распределитель механических напряжения, и цементированные изоляторы хорошей механической конструкции имеют отличную послужной список.

Обычный диаметр изолятора этого типа составляет десять дюймов, так как он имеет Было обнаружено, что этот размер обеспечивает подходящее соотношение искрового пробоя и прокола. Напряжение.Увеличение диаметра, конечно же, увеличивает напряжение пробоя. но это также снижает указанное выше соотношение, а это нежелательно.

Другой тип подвесного изолятора, изолятор "Hewlett", показан на рис. 10.5. У этого есть десятидюймовые диски, каждый из которых имеет два изогнутых диска. туннели, лежащие в плоскостях под прямым углом друг к другу. Со свинцовым покрытием стальные U-образные звенья проходят через эти туннели и крепятся к аналогичным ссылки на соседние верхние и нижние блоки.Таким образом, без цементирования или специального крепления требуется, а конструкция очень проста. Этот десятидюймовый узор был сочтено очень подходящим для линий до 33000 вольт включительно, где условия механического нагружения позволяют использовать его. Поскольку абсолютная механика прочность определяется стальными звеньями, а не фарфором. очень прочен и имеет то особенное преимущество, что разбивание фарфора диск не позволит линии упасть, или, по сути, прервать обслуживание, если используется строка из нескольких единиц.Его недостаток в том, что эта конструкция обязательно связано с высокими электростатическими напряжениями в фарфоре. непосредственно между ссылками, так что вероятность прокола больше чем с другими типами.

Изолятор Hewlett также используется в качестве изолятора деформации (см. Ниже), в частности на штыревых изоляторах до 33 кВ. Поставляется в различных дисках. диаметры от 6 дюймов до 10 дюймов и для механических рабочих нагрузок от 2000 до 8000 фунтов.

Тактико-технические характеристики для одиночных блоков десятидюймовых и шестидюймовых диски следующие:

Тип

Искровое зажигание
Сухое напряжение (кВ).

Искровое зажигание
Напряжение, влажное (кВ).

10 дюймов диск

75

48

6 дюймовдиск

55

27

Изоляторы деформации

Эти изоляторы используются для снятия напряжения проводов на линии. терминалов и в точках тупика линии, например, в некоторых автомобильные переходы, соединения воздушных линий с кабелями, переходы через реки, под углом башни, где есть изменение направления линии, и поэтому на.Для легких низковольтных линий, скажем, до 11000 вольт, изолятор дужки подходит, но для более высоких напряжений гирлянда подвесных изоляторов является необходимым. Где напряжение чрезвычайно велико, как на длинных участках рек, Были использованы две, три или даже четыре гирлянды изоляторов, включенных параллельно. Однако существующая практика в этой стране заключается в том, чтобы избегать использования нескольких струны, где требуются большие механические нагрузки, и использовать блоки с более высокой механический рейтинг.Стандартные единицы производятся на 4000, 8000 и 12000 единиц. фунты. максимальная рабочая нагрузка, достаточная для нормального строительства на линии до 275 кВ. Для переходов через реки необходимо использовать несколько струны.

Будет понятно, что при использовании в качестве изоляторов напряжения, диски в вертикальной, а не горизонтальной плоскости. Это может иметь значение к напряжению пробоя [когда] влажный, значение для стандартного десятидюймового изолятор составляет 55000, а для стандартного шестидюймового изолятора Hewlett 33000 вольт.

Распределение потенциала по цепочке подвесных изоляторов

[...] Следующие результаты реальных испытаний десятидюймовых подвесных изоляторов показать, как эффективность струны зависит от количества единиц в струне, а также от состояния (сухое или влажное). [S.O.V. = Искровое напряжение]

№ в серии
.

С.О.В.,
Сухой (кВ.).

String Effic.,
Dry. (В процентах)

С.О.В.,
Мокрая (кв.).

String Effic.,
Wet. (В процентах)

1

75

100

48

100

2

140

93.4

90

92

3

195

86,7

128

89

4

245

81,8

166

86.5

5

295

78,8

205

85,5

6

345

76,7

245

85,1

7

395

75.4

280

83,4

8

445

74,2

320

83,4

9

490

72,8

355

82.2

10

535

71,4

385

80,3

[...] Когда [эффективность струны] мала, верхние блоки работают очень мало работы, и добавление дополнительных единиц очень мало влияет на напряжение на блоке рядом с линейным проводом. Для высоких напряжений, скажем, более 100 000 вольт, поэтому необходимо, чтобы [эффективность струны] должен быть большим; в противном случае невозможно большое количество единиц в строке потребуется.[...]

В любом случае максимальное напряжение находится на нижнем блоке. [...]

Хорошие результаты были получены при использовании стандартных изоляторов для большинства строка и более крупные единицы для смежных с линией и, возможно, следующий изолятор выше. Также при сравнительно светлых линиях возможно использовать меньшие блоки Hewlett для большей части строки, а два или три стандартный 10-дюйм. единицы внизу. Таким образом, общее количество единиц требуется, и, следовательно, стоимость струны может быть уменьшена, но там Операционным недостатком по-прежнему является то, что запасы инсуалторов разного размера необходимо нести.В качестве альтернативы емкости нижних блоков могут можно увеличить, установив металлические колпачки или даже покрасив часть верхняя поверхность с токопроводящей краской. На практике емкостной метод классификация подходит только для линий очень высокого напряжения, скажем, 200000 вольт или над.

Распределение напряжения контролируется этим методом [статического экранирования]. за счет использования градуировочного или охранного кольца, которое обычно имеет форму большого металлического кольца, окружающего нижний блок и соединенного с металлоконструкциями внизу этого блока, а значит и к строке.Это кольцо или щит, имеет эффект увеличения емкости между металлической деталью и линией. [...]

С помощью этого метода на практике невозможно получить равное распределение напряжения, но тем не менее возможны значительные улучшения. Для Например, тесты на определенной 14-элементной строке дали 18,3%. от общего напряжение на нижнем неэкранированном блоке - 11,8%. при экранировании.

Между прочим, экранирующий экран служит для защиты от искрения. при использовании вместе с дугогасительным рожком, закрепленным на верхнем конце нить.В случае возникновения электрической дуги после пробоя из-за перенапряжения, дуга обычно проходит между рупором и экраном, и держитесь подальше от изоляционной колонны.

Специальные типы изолятора

Если условия службы отличаются от нормальных, например, если есть дым, химические или солевые отложения, возможно, потребуется использовать специальные конструкции изолятора, так как изоляторы нормальной формы не будут работают удовлетворительно.Также в районах, где часты грозы, или где могут быть перенапряжения, которые приводят к крутому перемещению волн, создаваемые электрические напряжения имеют характер удара, и может быть обнаружено, что изоляторы, которые работают идеально к перенапряжениям частоты сети может легко пробить к такому крутому фронту волны. Следовательно, и в таких ситуациях требуются специальные конструкции.

Требования к грязезащитным изоляторам: во-первых, большая длина пути утечки. расстояние; и, во-вторых, профиль, который извлекает максимальную выгоду из очищающее действие дождя.На рис. 10.9 показан изолятор штыревого типа, сконструированный. с учетом этих целей: его рабочее напряжение составляет 11 кВ, а общая длина пути утечки расстояние составляет 19 1/4 дюйма по сравнению с 12 3/4 дюйма в нормальном исполнении. (Оно имеет Было обнаружено, что в этой стране [Британии] необходимо использовать анти-грязь. или изоляторы против запотевания в большинстве областей. Обычно путь утечки указывается расстояние 1 дюйм на кВ. междуфазного напряжения.) Очищающее действие дождя облегчается за счет наличия длинной талии, которая обеспечивает широкое разделение двух навесов.Специальные антигрязевые изоляторы подвески также были опробованы, один тип с дисками, расположенными под небольшим углом вместо горизонтальной плоскости, как показано на рис. 10.10. Различные агрегаты были собраны так, чтобы диски были наклонены попеременно к Право и лево. Хотя в некоторых местах этот тип служил хорошим, это было неудовлетворительно по следующей причине: представьте себе изолятор чистым, его сопротивление утечке, таким образом, является максимальным; во время прекрасного периода будет будет постепенное накопление депозита, которое пока мало что даст так как атмосфера сухая.Перед периодом дождливой погоды обычно бывает значительное повышение влажности воздуха перед дождем, и, следовательно, изолирующие свойства поверхности будут нарушены, что может разлив изолятора до дождь может смыть осадок далеко. Это было преодолено за счет обеспечения длинного пути утечки, одного Метод состоит в том, чтобы спроектировать изолятор с более глубоким зевом, чем обычно. Изолятор такого типа проиллюстрирован на рис.10.11.

Во избежание проколов под действием крутых волн напряжения, важно, чтобы сильные электростатические напряжения в окрестности штифта следует избегать. Это достигается за счет отказа от вместе и используя изолятор со сплошным сердечником, основание которого крепится к хвостовик подходящей формы. Штыревой изолятор этого типа для рабочего напряжение 33 кВ., показано на рис.10.12.

Было указано, что идеальная конструкция изолятора - это тот, в котором поверхность совпадает с эквипотенциальной поверхностью. С фарфором это идеал может быть достигнут только приблизительно, но доктор Х. Б. Смит разработал подвесной тип, в котором изоляция обеспечивалась деревянным стержнем, и форма электростатического поля, контролируемая с помощью верхнего и нижний металлический щит. Проект ВЛ 110 кВ. агрегат показан на рис.10.13, из которого видно, что собственно изолятор представляет собой деревянный стержень 2 дюйма. в диаметре. Верхний металлический экран имеет выпуклость и имеет диаметр 45 дюймов. в то время как нижний металлический экран представляет собой спиральное медное кольцо, образованное 6-дюймовым. трубка и имеющий внешний диаметр 17 дюймов. Полная длина блок составляет 38 1/2 дюйма. Результаты испытаний этого изолятора - 280 кВ. для сухих и 200 кВ. для влажных вспышек. Коронаобразование отсутствует до нанесения напряжение достигает примерно 95 процентов.напряжения пробоя. Благодаря центральное положение, изолирующий стержень находится в области минимального напряженность поля, так что когда электрический пробой действительно происходит, он где-то в окружающем поле, а не вдоль стержня. Механическая прочность выше, чем у цепочки подвесок на такое же напряжение.

Этот изолятор описан для того, чтобы показать один из способов, которым решена проблема сверхвысоковольтного изолятора.Не имеет был принят по двум чисто практическим причинам.

  • Ни дерево, ни другие органические материалы не подходят для наружных изоляторов;
  • легко нарушается любая конструкция, зависящая от однородного электрического поля грязью и отложениями влаги.

Испытания изоляторов

г. 137 группирует испытания изоляторов по трем категориям: тесты, образцы тестов и стандартные тесты.В каждой категории есть группа индивидуальных тестов. Испытания на перекрытие - это расчетные испытания трех изоляторов. только для доказательства исправления конструкции; выборочные испытания призваны доказать качества изготовления, и берутся на 1/2 процента. изоляторов поставляется; Все изоляторы проходят плановые испытания.

  1. Испытания на пробой:
    1. 50 процентов. сухой импульсный импульсный тест.
    2. Испытание на выдержку и сушку в течение одной минуты.
    3. Испытание на мокрую вспышку и одноминутное испытание под дождем.
  2. Образцы тестов:
    1. Температурный цикл испытаний.
    2. Механический тест.
    3. Электромеханический тест.
    4. Тест на прокол.
    5. Испытание на пористость.
  3. Текущие испытания:
    1. Регулярное электрическое испытание.
    2. Контрольные механические испытания.

Ниже приводится краткое описание вышеуказанных тестов:

  1. Испытание проводится на чистом изоляторе, установленном как можно дальше в нормальным образом.Генератор импульсов выдает положительную 1/50 микросекунду. импульсная волна такой амплитуды, что примерно половина приложенных импульсов вызвать пробой изолятора. Затем полярность меняется на противоположную. прикладывают отрицательный импульс 1/50. Должно быть не менее 20 заявок импульса в каждом случае, и изолятор не должен быть поврежден.

  2. Напряжение промышленной частоты подается на чистый изолятор, установленный как можно быстрее обычным способом, и напряжение постепенно увеличивалось до указанного значения.Это напряжение сохраняется в течение одной минуты. Затем напряжение постепенно повышают до тех пор, пока не произойдет вспышка. В изолятор перепробивается еще как минимум четыре раза, напряжение поднимать постепенно, чтобы достичь вспышки примерно через 10 секунд.

  3. Изолятор опрыскивается водой с сопротивлением 9000 - 11000 Ом-см., взяты из источника питания при температуре в пределах 10 ° C от температура окружающей среды в окрестности изолятора под испытание, направленное под углом 45 градусов, при этом объем воды эквивалентно 0.12 дюймов в минуту. Изолятор должен выдерживать указанное испытательное напряжение в течение одной минуты. Изолятор с 50 процентами. приложенного к нему одноминутного испытательного напряжения дождя затем распыляется в течение двух минут, напряжение повышается до минутного испытательное напряжение в течение примерно 10 секунд и поддерживается в течение одного минута. Затем напряжение постепенно повышают до тех пор, пока не произойдет вспышка. а затем изолятор мигает еще как минимум четыре раза, время требуется для достижения напряжения, составляющего в каждом случае около 10 секунд.

  4. При испытании на температурный цикл изолятор подвергается трижды до следующего температурного цикла: погружение на T минут в водяной бане при температуре не менее чем на 70 ° C выше, чем у основную воду, вынимаемую и погружаемую как можно быстрее в водяную баню и оставили в этой ванне на T минут. Т = (15 + W / 3) , где W = вес.изолятора в фунтах. Изолятор должен выдержать эту серию испытаний без повреждения фарфора или глазурь.

  5. Применяется для штыревых изоляторов и изоляторов опорных линий. Тест на изгиб испытание, при котором нагрузка в три раза превышает указанную максимальную рабочую нагрузку (дважды для опорного изолятора) применяется в течение одной минуты. Должно быть отсутствие повреждений изолятора, а в случае опорного изолятора постоянный набор должен быть менее 1 процента.В случае сообщения изолятора, нагрузка затем увеличивается в три раза, и отсутствие повреждений изолятора или его штифта (или штифтов). Постоянный набор-тест также выполнен по штыревому типу. Нагрузка, вдвое превышающая максимальную, применяется для одна минута, не должна давать постоянный набор более 1%.

  6. В этом испытании, которое применяется только к узлам подвески или натяжению, изолятор подвергается механической нагрузке до напряжения, в 2 1/2 раза превышающего указанная максимальная рабочая нагрузка, которая сохраняется в течение одной минуты.Одновременно 75 процентов. напряжения сухого пробоя.

  7. В случае штыревых или опорных изоляторов напряжение прикладывается между штифт и свинцовая фольга закрывают верхнюю и боковые канавки. В корпус подвесных узлов между металлической арматурой; изолятор полностью погружен в изоляционное масло при комнатной температуре, а напряжение повышается настолько быстро, насколько это соответствует правильному измерению.Нельзя прокалывать изолятор. В качестве альтернативы импульсное перенапряжение В этом случае испытание может быть проведено на воздухе с расположением изолятора в виде для испытаний на импульсную вспышку применяется волна отрицательной полярности 1/50 микросекунды вдвое большей амплитуды отрицательных 50 процентов. импульсная вспышка напряжение, как определено в испытании (а) выше (т. е. ожидаемое напряжение вдвое больше 50 процентов. импульсное перенапряжение). Двадцать таких импульсов затем будет применяться.Процедура [подлежит] повторению в будущем напряжение 2,5, 3, 3,5 ... [и т. д.] умноженное на 50 процентов. вспышка напряжение, и продолжалось до тех пор, пока изолятор не пробит или генератора дошли. Изолятор, чтобы пройти испытание, не должен быть пробитым предполагаемым напряжением в три или менее раза превышающее импульс Напряжение.

  8. частей, свежеотломанных от полностью готового изолятора, чтобы не показывать признаки пропитки (при дальнейшем разрушении) после погружения на 24 часа в 0.5 процентов. спиртовой раствор фуксина под давлением 2000 фунтов. за кв. дюйм

  9. Штыревой изолятор перевернут и достаточно глубоко погружен в воду. прикрыть насадку пазом на шее; отверстие шпинделя также наполненный водой. Испытание начинается при низком напряжении, которое быстро увеличивается до тех пор, пока мигание не происходит каждые несколько секунд. Напряжение поддерживается на этом значении не менее пяти минут, или в случае сбоев возникают в течение пяти минут после удаления последней проколотой детали.В итоге напряжение снижается примерно до одной трети от испытательное напряжение перед выключением. С узлами подвески есть, из Конечно, нет необходимости в погружении в воду.

  10. После сборки каждый изолятор колонны подвешивается в горизонтальном положении. или вертикальное положение, и растягивающая нагрузка 20%. сверх максимальная указанная рабочая нагрузка, прикладываемая в течение одной минуты.

Коэффициент импульса

[...] Для изоляторов, предназначенных для эксплуатации в районах, где есть форма загрязнения атмосферы, солевые отложения и т. д., особые виды спроектированные для таких районов, проходят испытания в условиях, приближающихся, по возможности реальные условия труда. Таким образом, изоляторы могут быть испытанным в тумане, с различными отложениями или под солевым туманом.

Следующая информация взята из этой книги.

Интернет-курсов PDH. PDH для профессиональных инженеров.ПДХ Инжиниринг.

«Мне нравится широта ваших курсов по HVAC; не только экологичность или экономия энергии

курсов. "

Russell Bailey, P.E.

Нью-Йорк

"Он укрепил мои текущие знания и научил меня еще нескольким новым вещам

, чтобы познакомить меня с новыми источниками

информации. "

Стивен Дедак, П.E.

Нью-Джерси

«Материал был очень информативным и организованным. Я многому научился, и они были

очень быстро отвечает на вопросы.

Это было на высшем уровне. Будет использовать

снова. Спасибо. "

Blair Hayward, P.E.

Альберта, Канада

"Простой в использовании веб-сайт. Хорошо организованный. Я действительно буду снова пользоваться вашими услугами.

проеду по вашей компании

имя другим на работе "

Roy Pfleiderer, P.E.

Нью-Йорк

"Справочные материалы были превосходными, и курс был очень информативным, особенно потому, что я думал, что я уже знаком

с деталями Канзас

Авария City Hyatt "

Майкл Морган, П.E.

Техас

«Мне очень нравится ваша бизнес-модель. Мне нравится просматривать текст перед покупкой. Я нашел класс

информативно и полезно

в моей работе »

Вильям Сенкевич, П.Е.

Флорида

"У вас большой выбор курсов, а статьи очень информативны. You

- лучшее, что я нашел."

Russell Smith, P.E.

Пенсильвания

"Я считаю, что такой подход позволяет работающему инженеру легко зарабатывать PDH, давая время на просмотр

материал "

Jesus Sierra, P.E.

Калифорния

"Спасибо, что позволили мне просмотреть неправильные ответы. На самом деле

человек узнает больше

от сбоев."

John Scondras, P.E.

Пенсильвания

«Курс составлен хорошо, и использование тематических исследований является эффективным.

способ обучения »

Джек Лундберг, P.E.

Висконсин

"Я очень впечатлен тем, как вы представляете курсы, т.е. позволяете

студент для ознакомления с курсом

материалов до оплаты и

получает викторину."

Арвин Свангер, П.Е.

Вирджиния

"Спасибо за то, что вы предложили все эти замечательные курсы. Я определенно выучил и

получил много удовольствия ".

Mehdi Rahimi, P.E.

Нью-Йорк

"Я очень доволен предлагаемыми курсами, качеством материалов и простотой поиска.

в режиме онлайн

курсов."

Уильям Валериоти, P.E.

Техас

"Этот материал в значительной степени оправдал мои ожидания. По курсу было легко следовать. Фотографии в основном обеспечивали хорошее наглядное представление о

обсуждаемые темы »

Майкл Райан, P.E.

Пенсильвания

"Именно то, что я искал. Потребовался 1 балл по этике, и я нашел его здесь."

Джеральд Нотт, П.Е.

Нью-Джерси

"Это был мой первый онлайн-опыт получения необходимых мне кредитов PDH. Это было

информативно, выгодно и экономично.

Я очень рекомендую

всем инженерам »

Джеймс Шурелл, П.Е.

Огайо

«Я понимаю, что вопросы относятся к« реальному миру »и имеют отношение к моей практике, и

не на основе какой-то неясной секции

законов, которые не применяются

до «нормальная» практика."

Марк Каноник, П.Е.

Нью-Йорк

«Отличный опыт! Я многому научился, чтобы использовать свой медицинский прибор.

организация "

Иван Харлан, П.Е.

Теннесси

«Учебные материалы содержали хорошее, не слишком математическое, с хорошим акцентом на практическое применение технологий».

Юджин Бойл, П.E.

Калифорния

"Это был очень приятный опыт. Тема была интересной и хорошо изложенной,

а онлайн-формат был очень

доступно и просто

использовать. Большое спасибо ".

Патрисия Адамс, P.E.

Канзас

"Отличный способ добиться соответствия требованиям PE Continuing Education в рамках ограничений по времени лицензиата."

Joseph Frissora, P.E.

Нью-Джерси

«Должен признаться, я действительно многому научился. Помогает иметь распечатанный тест во время

Обзор текстового материала. Я

также оценил просмотр

фактических случаев "

Жаклин Брукс, П.Е.

Флорида

"Документ" Общие ошибки ADA при проектировании объектов "очень полезен.Модель

тест действительно потребовал исследований в

документ но ответы были

в наличии. "

Гарольд Катлер, П.Е.

Массачусетс

"Я эффективно использовал свое время. Спасибо за широкий выбор вариантов

в транспортной инженерии, что мне нужно

для выполнения требований

Сертификат ВОМ."

Джозеф Гилрой, П.Е.

Иллинойс

«Очень удобный и доступный способ заработать CEU для моих требований PG в Делавэре».

Ричард Роадс, P.E.

Мэриленд

"Я многому научился с защитным заземлением. До сих пор все курсы, которые я прошел, были отличными.

Надеюсь увидеть больше 40%

курсов со скидкой."

Кристина Николас, П.Е.

Нью-Йорк

"Только что сдал экзамен по радиологическим стандартам и с нетерпением ждем дополнительных результатов.

курсов. Процесс прост, и

намного эффективнее, чем

в пути "

Деннис Мейер, P.E.

Айдахо

"Услуги, предоставляемые CEDengineering, очень полезны для профессионалов

Инженеры получат блоки PDH

в любое время.Очень удобно »

Пол Абелла, P.E.

Аризона

«Пока все отлично! Поскольку я постоянно работаю матерью двоих детей, у меня мало

время искать, где на

получить мои кредиты от. "

Кристен Фаррелл, P.E.

Висконсин

«Это было очень познавательно и познавательно.Легко для понимания с иллюстрациями

и графики; определенно делает это

проще поглотить все

теорий »

Виктор Окампо, P.Eng.

Альберта, Канада

«Хороший обзор принципов работы с полупроводниками. Мне понравилось пройти курс по

.

мой собственный темп во время моего утро

метро

на работу."

Клиффорд Гринблатт, П.Е.

Мэриленд

"Просто найти интересные курсы, скачать документы и взять

викторина. Я бы очень рекомендовал

вам на любой PE, требующий

CE единиц. "

Марк Хардкасл, П.Е.

Миссури

«Очень хороший выбор тем из многих областей техники."

Randall Dreiling, P.E.

Миссури

«Я заново узнал то, что забыл. Я также рад оказать финансовую помощь

по ваш промо-адрес который

сниженная цена

на 40% "

Конрадо Казем, П.E.

Теннесси

«Отличный курс по разумной цене. Воспользуюсь вашими услугами в будущем».

Charles Fleischer, P.E.

Нью-Йорк

"Это был хороший тест и фактически подтвердил, что я прочитал профессиональную этику

Коды

и Нью-Мексико

Правила

. "

Брун Гильберт, П.E.

Калифорния

«Мне очень понравились занятия. Они стоили потраченного времени и усилий».

Дэвид Рейнольдс, P.E.

Канзас

"Очень доволен качеством тестовых документов. Буду использовать CEDengineerng

при необходимости дополнительных

Сертификация

. "

Томас Каппеллин, П.E.

Иллинойс

"У меня истек срок действия курса, но вы все же выполнили свое обязательство и дали

мне то, за что я заплатил - много

оценено! "

Джефф Ханслик, P.E.

Оклахома

"CEDengineering предлагает удобные, экономичные и актуальные курсы.

для инженера »

Майк Зайдл, П.E.

Небраска

"Курс был по разумной цене, а материалы были краткими и

хорошо организовано. "

Glen Schwartz, P.E.

Нью-Джерси

"Вопросы подходили для уроков, а материал урока -

хороший справочный материал

для деревянного дизайна »

Брайан Адамс, П.E.

Миннесота

"Отлично, я смог получить полезные рекомендации по простому телефонному звонку."

Роберт Велнер, P.E.

Нью-Йорк

«У меня был большой опыт работы в прибрежном строительстве - проектирование

Building курс и

очень рекомендую ."

Денис Солано, P.E.

Флорида

"Очень понятный, хорошо организованный веб-сайт. Материалы курса этики Нью-Джерси были очень хорошими

хорошо подготовлен. "

Юджин Брэкбилл, P.E.

Коннектикут

"Очень хороший опыт. Мне нравится возможность загружать учебные материалы на

обзор везде и

всякий раз, когда."

Тим Чиддикс, P.E.

Колорадо

«Отлично! Поддерживаю широкий выбор тем на выбор».

Уильям Бараттино, P.E.

Вирджиния

«Процесс прямой, никакой ерунды. Хороший опыт».

Тайрон Бааш, П.E.

Иллинойс

"Вопросы на экзамене были зондирующими и продемонстрировали понимание

материала. Полная

и всесторонний ».

Майкл Тобин, P.E.

Аризона

"Это мой второй курс, и мне понравилось то, что мне предложили этот курс

поможет по моей линии

работ."

Рики Хефлин, P.E.

Оклахома

«Очень быстро и легко ориентироваться. Я определенно буду использовать этот сайт снова».

Анджела Уотсон, P.E.

Монтана

«Легко выполнить. Нет путаницы при подходе к сдаче теста или записи сертификата».

Кеннет Пейдж, П.E.

Мэриленд

"Это был отличный источник информации о солнечном нагреве воды. Информативный

и отличный освежитель ».

Luan Mane, P.E.

Conneticut

"Мне нравится подход к регистрации и возможность читать материалы в автономном режиме, а затем

Вернуться, чтобы пройти викторину "

Алекс Млсна, П.E.

Индиана

«Я оценил объем информации, предоставленной для класса. Я знаю

это вся информация, которую я могу

использование в реальных жизненных ситуациях »

Натали Дерингер, P.E.

Южная Дакота

"Обзорные материалы и образец теста были достаточно подробными, чтобы позволить мне

успешно завершено

конечно."

Ира Бродский, П.Е.

Нью-Джерси

"Веб-сайтом легко пользоваться, вы можете скачать материал для изучения, а потом вернуться

и пройдите викторину. Очень

удобно а на моем

собственный график "

Майкл Глэдд, P.E.

Грузия

«Спасибо за хорошие курсы на протяжении многих лет."

Dennis Fundzak, P.E.

Огайо

"Очень легко зарегистрироваться, получить доступ к курсу, пройти тест и распечатать PDH

Сертификат

. Спасибо за создание

процесс простой. »

Fred Schaejbe, P.E.

Висконсин

«Опыт положительный.Быстро нашел курс, который соответствовал моим потребностям, и прошел

часовой PDH в

один час. "

Стив Торкильдсон, P.E.

Южная Каролина

"Мне понравилось загружать документы для проверки содержания

и пригодность, до

имея для оплаты

материал ."

Ричард Вимеленберг, P.E.

Мэриленд

«Это хорошее напоминание об EE для инженеров, не занимающихся электричеством».

Дуглас Стаффорд, P.E.

Техас

"Всегда есть возможности для улучшения, но я ничего не могу придумать в вашем

процесс, который требует

улучшение."

Thomas Stalcup, P.E.

Арканзас

"Мне очень нравится удобство участия в онлайн-викторине и получение сразу

Сертификат

. "

Марлен Делани, П.Е.

Иллинойс

"Учебные модули CEDengineering - это очень удобный способ доступа к информации по номеру

многие различные технические зоны за пределами

по своей специализации без

надо путешествовать."

Hector Guerrero, P.E.

Грузия

Снижение затрат на линии электропередачи за счет оптимизации конструкции и материалов изолятора -

Изоляторы, независимо от материала, проходят испытания для лучшего прогнозирования поведения в полевых условиях на протяжении всего срока их службы. Хотя лучшим показателем является фактический опыт работы в полевых условиях, нецелесообразно строить его для каждой отдельной конструкции или итерации. Поэтому необходимо понимать ключевые факторы, которые влияют на характеристики линии передачи и ее компонентов, чтобы наилучшим образом оценить компетентность в отношении любой конкретной конструкции и материала изолятора.Например, испытания конструкции изоляторов полимерного типа первоначально были сосредоточены на оценке характеристик, требуемых от каждого эффективного изолятора, то есть диэлектрической прочности, устойчивости к окружающей среде, устойчивости к трекингу и эрозии, устойчивости к ультрафиолетовому излучению и термической стабильности. Тем не менее, испытания расширились до проверки конкретных свойств материала, таких как гидрофобность, воспламеняемость и устойчивость к удару короны. Этот отредактированный вклад в INMR, сделанный Джеффом Батлером из Hubbell Power Systems в США, обсуждает различные аспекты изоляторов, которые следует учитывать при попытке оптимизировать дизайн, конструкцию и работу линии, и представляет собой тематическое исследование того, как это было сделано для одного конкретного Линия 500 кВ.


Электросети во всем мире должны решать уникальные задачи, которые угрожают производительности линий электропередачи. Например, важно понимать влияние загрязнения, как антропогенного, так и природного. Более того, также необходимо посмотреть влияние влажности. При рассмотрении воздействия загрязнения окружающей среды есть два специфических аспекта: если загрязнение является коррозионным, традиционные методы изготовления изоляторов, основанные на горячем цинковании, могут оказаться под угрозой.Вторая и более универсальная проблема - это наличие и уровень переносимых по воздуху загрязняющих веществ, которые накапливаются на поверхностях изолятора.

Результаты через 8000 часов. испытание в соляном тумане.
НАЖМИТЕ, ЧТОБЫ УВЕЛИЧИТЬ

При решении проблемы коррозии изоляторов основное внимание уделяется черным металлам, используемым для соединения с оборудованием и концевыми фитингами. В случае керамических изоляторов колоколообразного / дискового типа срок службы оборудования может быть увеличен за счет увеличения содержания жертвенного цинка либо за счет усиленного цинкования, либо за счет добавления цинковых гильз.Полимерные изоляторы допускают дополнительные опции. Например, нержавеющая сталь может считаться устойчивой к коррозии и, как правило, в 10 раз эффективнее горячего цинкования (HDG).

Испытания, однако, показали, что использование нержавеющей стали ставит под угрозу способность поддерживать эффективное уплотнение концевых фитингов, а также свойства обжима, которые защищают изолятор. Поэтому лучшим вариантом было бы использование концевой арматуры и оборудования из железа, но с термодиффузионным цинкованием (TDG), а не стандартного HDG.Например, испытания, проведенные в Hubbell Power Systems, показали, что уровни защиты TDG от солевой коррозии аналогичны уровням защиты нержавеющей стали 304 (см. Рис. 1), но TDG не влияет на свойства материала, необходимые для поддержания эффективного уплотнения. Вариант TDG также более экономичен, чем нержавеющая сталь, и более экологичен по сравнению с HDG.

Рис. 2: Расстояние утечки / утечки (отмечено красным).
НАЖМИТЕ, ЧТОБЫ УВЕЛИЧИТЬ

Второй основной проблемой для зон обслуживания с загрязнением, которое откладывается на поверхности, является способность изолятора защищаться от ударов.Утечка и утечка являются мерой расстояния по поверхности изолятора между металлическими концевыми фитингами (см. Рис. 2). Используя воздух в качестве изолирующей среды через изолятор, загрязнения, которые собираются вдоль его поверхности, могут создавать токопроводящие пути, которые сокращают эффективную дальность утечки. Это рискует снизить производительность.

Стандарты

, такие как IEC 60815, призваны предоставить руководство для каждого применимого уровня загрязнения (см. Таблицу 1). Ранее в стандарте IEC 60815–1986 для определения расстояния утечки и класса загрязнения использовалась основа линейного напряжения и отношения расстояний мм / кВ.Впоследствии в стандарте IEC 60815–2008 была предпринята попытка уточнить это соотношение, связав его с напряжением между фазой и землей, а также было добавлено дополнительное различие классов. Таким образом, стандарты пытаются установить более универсальную основу для сравнения классов загрязнения. Однако это также приводит к проблеме, как лучше всего определить правильный класс загрязнения для любой конкретной среды обслуживания.

Эмпирические данные являются, пожалуй, наиболее эффективным методом, основанным на фактическом полевом опыте существующих электрических установок.Другой метод заключается в определении эквивалентной плотности отложений соли, который основан на информации от мониторов загрязнения, фиктивных изоляторов или других источников для обеспечения сопоставимых показателей загрязнения. Дополнительные ресурсы, которые помогают оценить уровни загрязнения, включают веб-сайты, отслеживающие загрязнение воздуха - как естественное, так и промышленное.

Таблица 1: IEC 60815 в редакции 1986 и 2008 гг.

После определения правильного соотношения для применимого напряжения системы простая формула найдет целевое расстояние утечки, которое наилучшим образом определяет правильный выбор изолятора.Существенные усовершенствования конструкции изолятора за прошедшие годы позволили использовать различные варианты для максимального увеличения расстояния утечки - от керамических колпаков туманного типа до профилей сверхвысоких утечек на полимерных изоляторах. Тем не менее, независимо от материала, роль расстояния утечки состоит в том, чтобы продлить способность изолятора противостоять присутствию поверхностного загрязнения, не вызывая пробоев между последовательными циклами очистки, будь то дождь или текущее обслуживание.

Одним из эффективных способов проверки способности изолятора выполнять свои функции в загрязненной окружающей среде является проверка уровня электростатического разряда в сочетании с измерением напряжения пробоя.Во время таких испытаний изоляторы подвергаются различным уровням загрязнения, когда они находятся под напряжением, вызывающим пробой. Пробой - это явление, при котором напряжение превышает изолирующий воздушный зазор на изоляторе, что может быть нарушено в зависимости от уровня присутствующего загрязнения. Конечно, важно избегать пробоев на линиях электропередачи, поскольку в этом случае может сработать вспомогательное оборудование, такое как выключатели или повторные замыкатели, что приведет к перебоям в обслуживании.

Например, испытание на перекрытие, сравнивающее фарфоровые и полимерные изоляторы, имеющие аналогичные электрические характеристики и расстояние утечки, выявило, что фарфор (темно-синяя линия на рис.3) демонстрирует относительно плохие характеристики перекрытия при всех напряжениях и уровнях загрязнения. Напротив, полимерные изоляторы, как новые, так и старые, демонстрируют превосходные характеристики перекрытия при всех напряжениях и уровнях загрязнения из-за неотъемлемых преимуществ гидрофобности и оптимизированной геометрии. Поскольку гидрофобность заставляет воду капать и предотвращает образование поверхностного слоя влаги, токи утечки уменьшаются. Гидрофобность также помогает очищать поверхности от загрязнений, поскольку, когда вода стекает и стекает с поверхности, она удаляет рыхлые отложения загрязнений.В этом конкретном примере полимерные изоляторы были испытаны как новые и состаренные, чтобы учесть любое возможное снижение гидрофобности. Но, как было продемонстрировано, такое уменьшение минимально и сохраняется превосходная производительность по сравнению с фарфором. Поэтому изоляторы из силиконовой резины предпочтительны в загрязненных областях из-за более низких токов утечки в сочетании с самоочищающимися свойствами.

Рис. 3: Загрязнение и характеристики пробоя фарфора по сравнению с полимером.
НАЖМИТЕ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ

Уровни влажности окружающей среды напрямую влияют на потери электроэнергии в линиях электропередачи.По мере повышения уровня влажности ток утечки увеличивается в зависимости от длины и сопротивления пути утечки на поверхностях изолятора и от скорости поступления или удаления влаги. Как указано выше в отношении характеристик загрязнения, полимерные изоляторы имеют оптимизированную геометрию по сравнению с фарфоровыми колоколами за счет меньшего диаметра сердечника, а также зоны защиты от атмосферных воздействий, которая по-прежнему соответствует требованиям по расстоянию утечки. Такая оптимизированная геометрия приводит к более высокой плотности тока утечки, что, в свою очередь, приводит к явлению омического нагрева.Это позволяет полимерным изоляторам сохнуть быстрее, чем фарфор. Фактически, лабораторные испытания показали, что потери мощности для фарфоровых изоляторов примерно в 10 раз больше, чем измеренные для полимерных изоляторов.

Еще одно преимущество выбора полимерных изоляторов для линий электропередачи связано с транспортными требованиями. Многие проекты расположены в относительно труднодоступных районах, и возросшее сопротивление населения опорам электропередач приводит лишь к перемещению полосы отвода в еще более отдаленные районы.Кроме того, многие проекты охватывают огромные расстояния между центрами генерации и нагрузкой. В таких случаях традиционное использование крупногабаритного оборудования и большого количества рабочих рук может оказаться невыполнимым и экономически невыгодным. Когда возникают такие проблемы, полимерные изоляторы предлагают явные преимущества благодаря уменьшенному весу и упаковке готовых изоляторов. При весе более чем на 90% меньше, чем у фарфоровых эквивалентов при 500 кВ, уменьшенный вес и более простое обращение с полимерными изоляторами обеспечивают ключевое преимущество для минимизации затрат и воздействия строительства на окружающую среду.

Рис. 4: Сравнение транспортировки изолятора для проекта 500 кВ.
НАЖМИТЕ, ЧТОБЫ УВЕЛИЧИТЬ

Пример оптимизированного проектирования линии передачи

Линии передачи высокого напряжения должны проектироваться с упором на эффективность и производительность. Стоимость линии тогда будет подтверждать, является ли это жизнеспособным проектом. Такие затраты фактически начинаются за годы до строительства линии в связи с расходами на проектирование или приобретение земли. Другие расходы сохраняются в течение всего срока службы линии, чтобы учитывать ее эксплуатацию и техническое обслуживание.

Существуют обширные исследования, которые могут помочь в оптимизации размера и расстояния между проводниками или их конфигураций, которые уменьшают потери мощности и минимизируют явления электрического поля. Ниже рассматривается простое тематическое исследование в предположении, что определенные параметры конструкции башни и линии уже выполнены. На примере проекта передачи 500 кВ переменного тока проводится сравнение влияния различного выбора материала изолятора. В данном случае линия проходит в Соединенных Штатах и ​​проходит примерно в 100 миль (160 км).

Таблица 2: Расчет напряжения сети 500 кВ переменного тока.

Зона обслуживания была определена как среда со световым загрязнением, поэтому применимый коэффициент утечки был определен в соответствии с IEC 60815 и затем связан с напряжением системы для определения расстояния утечки изолятора (см. Таблицу 2). Таким образом, класс загрязнения, определяющий длину пути утечки, обычно является одним из основных факторов при правильном выборе изолятора. На основе критериев, представленных для этой линии, можно разработать спецификацию характеристик изолятора, а в таблице 3 показаны детали, применимые к правильному выбору изоляторов для этого проекта.

Таблица 3: Критерии выбора изолятора для линии переменного тока 500 кВ. Теперь можно определить конструкции изолятора

для соответствующих данных. В таблице 4 сравниваются выбор и конструкция изолятора для различных материалов в зависимости от типа сборки, т. Е. По касательной, под углом или в тупике.

Таблица 4: Альтернативы фарфоровым и полимерным изоляторам. Таблица 5: Экономия затрат в зависимости от материала изолятора.

В таблице 5 сравниваются относительные затраты, основанные на выборе изолятора для этой линии 500 кВ. Прежде всего, исходя из выбора материала, только с полимером экономия затрат составляет более 50%.Во-вторых, это сравнительная стоимость установки. Из-за эффективности упаковки, веса и установки полимерных изоляторов, например, один крупный подрядчик оценил полученную экономию как ~ 2500 долларов США на милю, то есть 250 тысяч долларов США в случае данного конкретного проекта. Третий уровень сравнения затрат относится к влиянию потерь мощности на систему. Как уже говорилось, все электрическое оборудование, находящееся под напряжением, испытывает некоторые потери, и это означает, что потребителям поступает меньше генерируемой энергии. Из-за большого разброса затрат на электроэнергию денежный анализ здесь не приводится, но, тем не менее, важно, что полимерные изоляторы могут предложить до ~ 90% меньшие потери мощности по сравнению с фарфоровыми эквивалентами.Четвертый уровень экономии затрат связан с проектированием изоляторов в сборе и опор. Из-за резкой разницы в длине для оптимизированных конструкций, как показано в Таблице 4, а также из-за разницы в весе, затраты на мачту могут быть снижены, что приведет к значительной дополнительной экономии на всем протяжении проекта. Очевидно, что выбор материала изолятора сильно влияет на общую стоимость линии передачи.

Выводы

Реализовать эффективный и действенный дизайн для любой высоковольтной линии электропередачи стоит множество проблем.Необходимо провести тщательный анализ воздействия загрязнения, наличия земли и потребности в электроснабжении в сочетании с такими факторами окружающей среды, как температура, влажность и особенности местности. К счастью, более чем 100-летний опыт проектирования и строительства линий электропередачи в сочетании с улучшенными производственными процессами, материалами и испытаниями предлагает новые возможности и методы в отрасли. Эти варианты не только обеспечивают преимущества с точки зрения экономии, но и обеспечивают десятилетия надежной работы.Поэтому важно, чтобы ключевые лица, принимающие решения, и влиятельные лица учитывали влияние, которое решения по выбору изолятора могут оказать на оптимизацию линий электропередачи.

Библиография
Бернсторф, Р. А., и Райан, Д. (2007). Силиконовые компаунды для высоковольтных изоляторов: составы силиконового каучука. Айкен, Южная Каролина: Hubbell Power Systems.
Бернсторф, Р. А., и Райан, Д. (2007). Силиконовые компаунды для высоковольтных изоляторов: испытание силикона HPS. Айкен, Южная Каролина: Hubbell Power Systems.
Фергюсон, Дэвид (2006). Приближение к нулю сброса: оценка на предприятии технологии термодиффузионного котирования цинка, этап 1. Политика экологически чистых технологий (2006 г.).
Гох В. П., Бернсторф Р. А. и Элрод Дж. У. (1986). Сравнение потерь мощности в фарфоровых и полимерных подвесных изоляторах. Уодсворт, Огайо: Огайо Брасс Компани - Hubbell Power Systems. Сентябрь 1986 г.
Hackam, R. (30 сентября 1998 г.). Наружные высоковольтные полимерные изоляторы. Международный симпозиум по электроизоляционным материалам.
Международная электротехническая комиссия - МЭК (1986) Публикация 815: Руководство по выбору изоляторов с учетом условий загрязнения.
Международная электротехническая комиссия - МЭК (2008) МЭК 60815-2-2008: Выбор и определение размеров высоковольтных изоляторов, предназначенных для использования в загрязненных условиях.
Национальная ассоциация производителей электрооборудования - NEMA (1984) NEMA HV2-1984: Изоляторы подвесного и опорного типа для воздушных линий электропередач. Общая информация по использованию.
Швальм, Энди (2010). Insulators 101. Конференция и выставка по передаче и распределению IEEE / PES 2010. Новый Орлеан, Луизиана. Апрель 2010

Шесть коммунальных предприятий разделяют свои взгляды на изоляторы

Система передачи высокого напряжения в Северной Америке является результатом планирования и реализации, начатых вскоре после Второй мировой войны. Амбициозные цели, продуманная инженерия и вертикально интегрированная структура коммунальных предприятий того времени - все это способствовало высокой надежности и хорошему качеству электроэнергии.Пик развития инфраструктуры передачи высокого напряжения пришелся на 1970-е годы. С тех пор и до начала века рост нагрузки был не таким высоким, как ожидалось, что привело к резкому снижению активности передачи. Следовательно, система была доведена до предела своих возможностей, что привело к нескольким крупномасштабным отключениям электроэнергии. Все согласны с тем, что существующая система трещит по швам, продолжает стареть и нуждается в ремонте; в то же время необходимы новые линии, чтобы справиться с ростом нагрузки и передать огромное количество энергии из удаленных регионов в центры нагрузки.

Сегодня несколько тысяч километров линий электропередачи напряжением от 345 кВ переменного тока до 765 кВ переменного тока и высоковольтных линий постоянного тока находятся на стадии планирования или строительства. Катализатором возобновления интереса к строительству линий электропередач являются возобновляемые источники энергии. Ясно, что для того, чтобы воспользоваться преимуществами зеленой и чистой энергии (в основном солнечной и ветровой), существует острая необходимость в строительстве большего количества линий для передачи электроэнергии из мест, богатых этими ресурсами, в центры нагрузки, довольно удаленные от них.

В условиях предстоящего всплеска новых высоковольтных проектов и реконструкции старых линий изоляторы играют критическую и часто сильно недооцениваемую роль в доставке электроэнергии. За многие десятилетия взгляды на технологии теплоизоляции несколько изменились.

Типы изоляторов

Когда была построена первоначальная система передачи, промышленность по производству фарфоровых изоляторов была сильной в Северной Америке, и коммунальные предприятия предпочитали использовать отечественную продукцию. Изоляторы из закаленного стекла были представлены в Европе в 1950-х годах и получили признание во всем мире.В Соединенных Штатах многие пользователи приняли новую технологию в 1960-х и 1970-х годах, в то время как другие неохотно использовали их из-за предполагаемых опасений по поводу вандализма. Однако использование стеклянных изоляторов в США продолжало расширяться.

Полимерные изоляторы

(также известные как композитные или некерамические) были представлены в 1970-х годах и широко используются в Северной Америке с 1980-х годов. С появлением полимеров использование подвесных изоляторов из стекла и фарфора стало сокращаться.Полимеры особенно подходят для создания компактных линий. Такие компактные линии сводят к минимуму требования к полосе отвода и облегчают создание новых транспортных коридоров в густонаселенных и городских районах.

С ростом числа высоковольтных линий, которые в настоящее время достигают своего ожидаемого срока службы, многие коммунальные предприятия обращают свое внимание на быстрорастущую популяцию стареющих фарфоровых изоляторов. Износ фарфоровых изоляторов обычно происходит из-за примесей или пустот в фарфоровом диэлектрике и расширения цемента в области штифта, что приводит к радиальным трещинам в оболочке.Поскольку внутренние трещины или проколы в фарфоре невозможно обнаружить визуально и для этого требуются инструменты, трудоемкий процесс является дорогостоящим и требует специальной подготовки рабочей силы.

Цепочка поставок

На сегодняшний день в Северной Америке нет отечественных поставщиков фарфоровых подвесных изоляторов. Однако в некоторых других странах есть довольно много поставщиков фарфоровых изоляторов, но большинство из них имеют ограниченный опыт или вообще не имеют опыта работы в Северной Америке. Это, естественно, вызвало обеспокоенность у многих коммунальных предприятий Северной Америки по поводу качества и стабильности такой продукции.

Полимерные изоляторы широко используются при всех напряжениях, но в основном в диапазоне 230 кВ и ниже. По-прежнему остаются нерешенными проблемы с деградацией, ожидаемым сроком службы и работой под напряжением - все это препятствует широкомасштабному применению более высоких напряжений. Исследовательский институт электроэнергетики (EPRI) недавно предположил, что для композитных изоляторов на напряжение в диапазоне от 115 кВ до 161 кВ может потребоваться коронное кольцо, что не только повысит стоимость композитов, но и может создать возможную путаницу, поскольку предлагаемые коронирующие кольца варьируются от от одного производителя к другому.Что касается закаленного стекла, то в Соединенных Штатах не так много публикаций и обсуждений.

Проект Солт-Ривер, Аризона

Проект

Salt River Project (SRP) обслуживает центральную и восточную части Аризоны. За исключением небольших участков в восточных частях, которые подвержены загрязнению от горнодобывающей промышленности, территория обслуживания SRP довольно чистая и сухая. Его оптовые сети передачи и распределения в основном основаны на фарфоровых изоляторах. Компания начала использовать полимерные изоляторы в начале 1980-х годов и успешно применила их на всех напряжениях.Полимеры являются предпочтительными для строительства опор линий связи и составляют большинство сооружений на 69–230 кВ за последние 30 лет. Линия 500 кВ переменного тока Mead-Phoenix, введенная в эксплуатацию с 1990 года, была одной из первых в стране протяженных линий электропередачи, в которых использовались композитные изоляторы из силиконовой резины. Сервисное обслуживание с ними было отличным.

Потребность в коронирующих кольцах для композитных изоляторов на 230 кВ и более высоком напряжении была признана в начале 1980-х годов многими пользователями, которые, помимо загрязнения, испытывают довольно длительные периоды влажности.Это не было проблемой для SRP; Следовательно, первая партия композитных изоляторов, установленных в 1980-х годах на нескольких линиях 230 кВ, не имела коронирующего кольца. Эти изоляторы были проверены визуально и с помощью коронирующей камеры около 10 лет назад, а последний раз в 2009 году.

Некоторые линии на 230 кВ построены с полимерными изоляторами и без коронирующих колец, а изоляторы находятся в исключительно хорошем состоянии. Относительно чистая и сухая среда в Аризоне большую часть времени создает среду без короны, и это в значительной степени способствует беспроблемному опыту SRP со всеми типами изоляторов.В соответствии с отраслевой практикой все подвесные композитные изоляторы на 230 кВ, впоследствии установленные SRP, имеют коронирующее кольцо на конце линии, а те, которые устанавливаются на линиях 500 кВ, имеют кольца на концах линии и опоры.

SRP ежегодно проводит вертолетные инспекции линий электропередачи. Изоляторы с визуальными повреждениями заменены. Подобно многим коммунальным предприятиям, SRP обучает и оснащает своих линейных монтажников для выполнения технического обслуживания линии под напряжением (под напряжением или под напряжением). Несмотря на то, что большая часть технического обслуживания выполняется с обесточенными линиями, считается важным сохранить возможность работы на находящихся под напряжением линиях 500 кВ.В будущих условиях перебои в работе могут оказаться недоступными или неоправданно дорогими.

В связи с отсутствием отраслевого стандарта на линии под напряжением, работающие с композитными изоляторами, и из-за сложности выхода из строя линий 500 кВ, которые находятся в совместной собственности нескольких коммунальных предприятий, SRP решила не использовать полимерные изоляторы на 500 кВ. . Изучив опыт эксплуатации изоляторов из закаленного стекла, SRP решила рассматривать их как фарфор в тендерных процессах. Это привело к установке изоляторов из закаленного стекла на части недавно построенной линии 500 кВ.Легкость обнаружения поврежденных стеклянных колоколов была фактором, хотя и не самым важным, поскольку ее опыт работы с фарфором был отличным.

Public Service Electric & Gas, Нью-Джерси

Компания

Public Service Electric & Gas (PSE & G) столкнулась с проблемами, связанными с потерей диэлектрической прочности и проколами фарфоровых изоляторов от некоторых поставщиков. Линии с такими изоляторами исследуются индивидуально с помощью зуммера или датчика электрического поля, но результаты не всегда надежны.

Коммунальное предприятие широко использовало композитные изоляторы на компактных линиях (конфигурация линейных столбов) до 69 кВ, и полученный опыт был положительным. Он испытал деградацию (эрозию, коронное сокращение) некоторых композитных подвесных изоляторов при 138 кВ. Эти изоляторы были установлены без коронирующего кольца, что является обычной практикой. В одном случае компании PSE&G удалось удалить композитный изолятор с обнаженной частью стекловолоконного сердечника до того, как мог произойти какой-либо механический отказ (хрупкое разрушение).

За последние пять лет коммунальное предприятие использовало изоляторы из закаленного стекла на новых постройках и в качестве замены изношенных фарфоровых изоляторов на линиях 138 кВ и выше. Поскольку многие из этих линий используются совместно с другими утилитами, PSE&G должна иметь возможность поддерживать их в рабочем состоянии; она называет себя утилитой в реальном времени. Основным фактором использования стекла была легкость обнаружения поврежденных колоколов. Например, предприятие пролетает около 6 миль (10 км) в день и проверяет примерно 30 вышек; Напротив, наземная бригада поднимается и осматривает в среднем около трех вышек в день.Во многих случаях всю цепь с использованием стеклянных изоляторов можно обследовать за один день с вертолетов. Компания PSE&G оценила, что техническое обслуживание фарфоровых изоляторов может быть в 25 раз больше, чем обслуживание стеклянных изоляторов.

Коммунальное предприятие работает над тем, чтобы сделать свои спецификации для фарфоровых изоляторов более строгими, чем это диктуется действующими стандартами ANSI, чтобы можно было выбирать только изоляторы хорошего качества.

Pacific Gas and Electric Co., Калифорния

Pacific Gas and Electric Co.(PG&E) эксплуатирует свои линии сверхвысокого напряжения 230 кВ или 500 кВ. Используемый первичный изолятор - керамический или стеклянный. Исключение составляют места, подверженные вандализму, и участки с интенсивным циклом мытья изолятора, где используются композитные изоляторы. Композитные изоляторы также используются при более низких напряжениях. Однако относительно недавно коронное рассечение и трещины были обнаружены на некоторых композитных изоляторах на 115 кВ, установленных без коронирующих колец, что было обычной практикой.

PG&E несколько сократила использование композитных изоляторов на всех напряжениях за последние пять лет.Помимо проблем, связанных со старением, предприятие пострадало от птиц, особенно ворон.

Коммунальное предприятие одобрило двух офшорных поставщиков фарфоровых изоляторов и ожидает, что еще несколько будут конкурировать за принятие. Несмотря на то, что PG&E не делает различий между фарфором и стеклом в технических характеристиках, дизайне и установке, наблюдается рост использования изоляторов из закаленного стекла при всех напряжениях в диапазоне от 69 кВ до 500 кВ. Коммунальное предприятие объясняет это лучшим образованием рабочей силы и эксплуатационными характеристиками, связанными со стеклянными изоляторами.

Ежегодно предприятие проводит инспекцию с воздуха на вертолете, в ходе которой выявляются изоляторы с видимыми повреждениями. Подробная наземная проверка проводится каждые пять лет. Осмотры при восхождении выполняются только в том случае, если они вызваны определенными условиями.

Xcel Energy, Миннесота

Xcel Energy недавно обновила свои стандартные конструкции по напряжению. Все технологии - фарфор, закаленное стекло и полимер - могут использоваться при напряжениях ниже 69 кВ. Для напряжений от 69 кВ до 345 кВ полимеры используются для подвесных, скрепленных и необвязанных линейных столбов.Для глухих применений в этом диапазоне и при более высоких напряжениях используются только изоляторы из закаленного стекла. Это изменение было вызвано проблемами, возникшими с фарфором и полимерами раннего поколения.

Например, несколько фарфоровых подвесных и глухих изоляторов на линиях 115 кВ и 345 кВ в критических местах вышли из строя механически, что связано с ростом цемента. Возраст этих изоляторов превышал 20 лет. Поскольку большинство фарфоровых изоляторов в системе относятся к этому году или старше, коммунальное предприятие ввело строгую процедуру технического обслуживания, при которой линии регулярно проверяются патрулями с неподвижным крылом, вертолетами и пешими патрулями.Отмеченные для детального осмотра монтеры обрабатывают из ведер по методу жужжания. Излишне говорить, что это очень дорогое мероприятие, которое увеличивает стоимость срока службы фарфоровых изоляторов.

Xcel также испытывал отказы (хрупкое разрушение) композитов ранних поколений, в первую очередь на установках 115 кВ и 345 кВ, и обеспокоен долговечностью в приложениях с напряжением 345 кВ и выше. Коммунальное предприятие оценило стоимость жизненного цикла трех изоляторов, прежде чем приступить к пересмотру своей философии проектирования.

Hydro One, Онтарио

Hydro One имеет отличный опыт работы со всеми тремя технологиями изоляторов для линий до 230 кВ. Для более высоких напряжений он использует фарфор и стекло и не использует полимерные изоляторы, потому что проблемы с работой линии под напряжением, повреждением птиц, коронным разрядом и старением не были полностью решены. Фарфоровые и стеклянные изоляторы в системе Hydro One во многих местах старше 60 лет для некоторых фарфора. Фарфоровые изоляторы регулярно проходят испытания на наличие проколов и трещин, связанных с расширением цемента, которые, в первую очередь, привели к механическим повреждениям нескольких гирлянд в системе высокого напряжения.

Коммунальное предприятие успешно использует тепловизионное оборудование, а проколотые колокола показывают разницу температур до 10 ° C (18 ° F) во влажных условиях. За последние два года Hydro One исследовала более 3000 фарфоровых гирлянд на линиях 230 и 500 кВ. С бригадой из пяти человек предприятие может осматривать пять башен в день. Действительно, это трудоемкое и трудоемкое, не говоря уже о дорогостоящее мероприятие.

Благодаря простоте визуального обнаружения поврежденных элементов на гирляндах изоляторов из закаленного стекла, Hydro One будет использовать такие изоляторы на своем новом строительстве линий 230 кВ и 500 кВ.

NorthWestern Energy, Монтана

NorthWestern Energy использует изоляторы из закаленного стекла на линиях 500 кВ с 1980-х годов. У компании есть очень хороший опыт работы с ними, и она продолжит эту практику на своем новом строительстве линии 500 кВ протяженностью 430 миль (692 км), которая строится для проекта ГЭС в горах. Утилита выполняет большую часть своего обслуживания в реальных условиях; она называет себя утилитой, работающей в режиме реального времени. Поскольку большая часть линий NorthWestern находится в удаленных местах, плановые проверки с помощью вертолета проводятся четыре раза в год на линиях 500 кВ и один раз в год на всех остальных линиях.Более подробные проверки проводятся с периодичностью от пяти до десяти лет. У предприятия возникли проблемы из-за вандализма в некоторых карманах, но, поскольку поврежденные стеклянные изоляторы легко обнаружить, оно считает, что стекло предпочтительнее других вариантов.

NorthWestern имеет хороший опыт работы с фарфором для линий 230 кВ и более низкого напряжения. Он проверяет эти изоляторы в обесточенном состоянии. Из-за относительно сухого климата в Монтане у коммунального предприятия есть тысячи фарфоровых изоляторов, которым больше 60 лет.Композитные изоляторы являются предпочтительным выбором для линий 115 кВ и ниже. При напряжениях 161 кВ и 230 кВ композиты используются в ограниченном количестве для нужд конкретного проекта.

Фарфор по-прежнему является предпочтительным выбором для магистральных линий электропередачи. Компания NorthWestern столкнулась с проблемами со многими из первых композитных изоляторов из-за резки коронным разрядом и проникновения влаги. Одним из серьезных примеров этого была линия 161 кВ, построенная в начале 1990-х годов с композитными опорными изоляторами горизонтальной линии.С момента строительства линия эксплуатировалась только при напряжении 69 кВ, однако сбои из-за проникновения влаги, которые, как считается, произошли во время производства, произошли в изоляторах на 161 кВ, что вынудило NorthWestern недавно их заменить.

Общая перспектива

Похоже, в Северной Америке происходит сдвиг в использовании различных изоляторов для высоковольтных линий. Пользователи отметили, что для распределения электроэнергии (менее 69 кВ) предпочтение отдается полимерам, поскольку они легкие, простые в обращении и невысокие цены; однако некоторые предприятия ограничивают использование полимеров при более высоких напряжениях.Полимеры, кажется, стали технологическим выбором для применения в компактных линиях (линейные стойки и стойки с раскосами). Проблемы технического обслуживания, связанные с управлением стареющими фарфоровыми изоляторами и связанные с этим расходы на инспекцию, заставляют некоторые коммунальные предприятия ставить под сомнение использование фарфоровых изоляторов, в то время как соображения стоимости жизненного цикла и простота инспекции, связанные с изоляторами из закаленного стекла, подталкивают другие коммунальные предприятия к этой последней технологии.

Очевидно, что все три технологии изоляции все еще живы, и решения, принимаемые в отношении систем изоляции для ремонта старых линий и предстоящего всплеска новых высоковольтных проектов, будут зависеть от прошлого опыта, ожидаемых характеристик и жизненного цикла. Критерии затрат коммунальные предприятия устанавливают для эксплуатации своих систем.


Рави Горур ([email protected]) - профессор школы электротехники, компьютеров и энергетики в Университете штата Аризона, Темпе. Он является автором учебника и более 150 публикаций по вопросам наружных изоляторов. Он является представителем США в Исследовательском комитете CIGRÉ D1 (Материалы и новые технологии) и активно участвует в различных рабочих группах IEEE и рабочих группах, связанных с изоляторами. Горур - член IEEE.

Цель этой статьи - предоставить текущий обзор тенденций в изоляционных технологиях посредством интервью с несколькими коммунальными предприятиями, которые знакомы и имеют опыт работы с этими тремя технологиями.Коммунальные предприятия, выбранные для запроса входных данных, охватывают широкий диапазон географических и климатических условий от западного побережья США до восточного побережья США, включая одно крупное канадское предприятие. Автор с благодарностью отмечает вклад следующих пользователей:

  • Дж. Хант, Проект Солт-Ривер
  • Г. Джорданелла, Государственная служба электроснабжения и газоснабжения
  • Д. Х. Шаффнер, Pacific Gas and Electric
  • Д. Берклунд, Xcel Energy
  • Х. Крокетт, Hydro One
  • т.Панкрац, Северо-Западная энергия.

Служебные источники

Научно-исследовательский институт электроэнергетики www.epri.com

Hydro One www.hydroone.com

В статье упомянуто компаний:

NorthWestern Energy www.northwesternenergy.com

Pacific Gas and Electric Co. www.pge.com

Электроэнергетика и газ для коммунальных служб www.pseg.com

Проект Соленой реки www.srpnet.com

Xcel Energy www.xcelenergy.com

Изоляторы высокого напряжения на линии электропередачи.

Контекст 1

... Например, изоляторы, используемые на линиях электропередачи, показанные на рисунке 1, подвешивают высоковольтные кабели от опор, предотвращая прохождение электричества между кабелем и заземленной опорой. Если изолятор выходит из строя, протекающий большой ток короткого замыкания представляет угрозу безопасности и может повредить оборудование во всей энергосистеме. ...

Контекст 2

... установка, показанная на рисунках 6–12, позволяла приложить напряжение до 330 кВ на изоляторе, а также измерить приложенное напряжение и коронный разряд при работе безопасное расстояние.Изолятор был помещен в большой ящик из плексигласа, чтобы удерживать золу. ...

Контекст 3

... Были протестированы разные изоляторы одинаковой длины: полимерный, керамический и два стеклянных изолятора разных размеров, которые в данном отчете называются большими и маленькими стеклянными изоляторами. Изоляторы показаны на рисунке 13. ...

Context 4

... бесплатная, двумерная версия * Elecnet использовалась для создания моделей электрического поля вокруг изоляторов с золой и без золы.На рисунке 14 показана модель, построенная для большого стеклянного изолятора, другие модели приведены в приложении 10.1 вместе с параметрами используемых материалов. Заштрихованные красным области на рисунке 14 представляют сильное электрическое поле; области, заштрихованные синим цветом, представляют слабое электрическое поле. ...

Контекст 5

... 14 показана модель, построенная для большого стеклянного изолятора, другие модели приведены в приложении 10.1 вместе с параметрами используемых материалов. Заштрихованные красным области на рисунке 14 представляют сильное электрическое поле; области, заштрихованные синим цветом, представляют слабое электрическое поле.Эквипотенциальные линии на Рисунке 14 имеют аналогичную цветовую кодировку, где красный представляет высокое напряжение, а синий - низкое напряжение. ...

Контекст 6

... заштрихованные красным области на рисунке 14 представляют сильное электрическое поле; области, заштрихованные синим цветом, представляют слабое электрическое поле. Эквипотенциальные линии на Рисунке 14 имеют аналогичную цветовую кодировку, где красный представляет высокое напряжение, а синий - низкое напряжение. Ключевым результатом моделей является то, что электрическое поле должно быть самым сильным на верхнем и нижнем навесах и слабым на среднем навесе....

Контекст 7

... Слой золы толщиной от 2 до 5 мм был нанесен на четыре различных изолятора и приложен 165 кВ в течение приблизительно 2 минут, пока были получены формы сигналов разряда. Фотографии, показывающие количество удаленной золы, приведены на рисунке 15. Количество удаленной золы было одинаковым для стеклянных и керамических изоляторов - золу преимущественно удаляли из верхнего навеса, а небольшое количество удаляли из среднего и нижнего навесов. ...

Контекст 8

.... видео показало, как пепел пульсирует с внешнего края верхнего навеса с постоянной частотой 50 Гц. Расположение импульсов пепла показано на рисунке 16. Облака пепла на внешнем крае не выглядели турбулентными, а были чисто рассеяны в окружающем воздухе, в основном вдали от линии высокого напряжения. ...

Контекст 9

... диэлектрическая проницаемость - это мера степени выравнивания полярных молекул для уменьшения напряженности электрического поля в материале. Как показано на Рисунке 18, напряженность электрического поля, действующего на золу, наиболее высока на границе воздух-зола; поэтому зола удаляется с этой границы, создавая удаление отдельными полосами....

Контекст 10

... создает накопление положительного заряда, называемого пространственным зарядом, который вызывает асимметрию электрического поля между полупериодами питания 50 Гц. Рисунок 19 демонстрирует асимметрию электрического поля между положительными и отрицательными полупериодами, вызванную объемным зарядом, что объясняет наблюдаемую пульсацию пепла. Во время отрицательного полупериода объемный заряд вызывает большую область сильного электрического поля над верхним навесом из-за близости отрицательной линии высокого напряжения и градуировочного кольца к положительному пространственному заряду....

Контекст 11

... шероховатая поверхность создает корону и объемный заряд вблизи стыка стеклянной крышки. Грубый, трехмерный нейлоновый флок не мог быть смоделирован с помощью двумерной бесплатной версии Elecnet, однако оценка результирующего пространственного заряда смоделирована на рисунке 19. Этот пространственный заряд дает область сильного электрического поля над средней погодой. сарай, на который приходится вынос золы. ...

Высоковольтный тестер изоляторов для подстанции POSITRON

Почему так важны испытания изоляторов?

Неисправности из-за отказа изолятора обходятся дорого.Кроме того, для работ под напряжением необходимо, чтобы изоляторы находились в хорошем состоянии для безопасности рабочих и рабочих, работающих с высоковольтным оборудованием. Критический отказ может привести к долговременному ущербу, а также к материальным и финансовым потерям. Загрязнение, солевой туман, пыль, старение, удары или микродефекты могут резко изменить качество изолятора.

Будь то фарфор, стекло или композит (силикон), качество изолятора является решающим фактором надежности электроустановки.

На подстанции высокого напряжения многие устройства включают изоляторы, такие как устройства отключения, измерительное оборудование и электрические соединения: силовые трансформаторы, вводы, трансформаторы тока, выключатели, разъединители, трансформаторы напряжения, трансформаторы и т. Д.

Позитронные тестеры изоляторов - это легкие, прорывные, простые в использовании инструменты, которые регистрируют неисправности и небезопасные состояния подвесных изоляторов, выключателей подстанций, вводов и разрядников для защиты от перенапряжений. Они измеряют электрическое поле вдоль изоляторов, регистрируют электрическое поле и все дефекты проводимости изолятора. Их можно использовать со всеми типами изоляторов (фарфор, композит, стекло для оценки загрязнения и т. Д.), Они безопасны, просты и точны.

Эксплуатационная целостность изоляторов высокого напряжения является приоритетом, особенно с учетом того, что поврежденная или электрически дефектная изоляция может привести к отказу сети, серьезным травмам или смерти персонала вблизи места повреждения.Позитронные тестеры изоляторов - это большой прорыв в обслуживании изоляторов. Они позволяют безопасно и надежно оценивать изоляторы высокого напряжения. Просто передвиньте салазки тестера вдоль изолятора или цепи изолятора, чтобы результаты были автоматически обработаны и доступны.

Как? Методология электрического поля.

Позитронный тестер изолятора позволяет оценивать и диагностировать фарфоровые и композитные изоляторы.

Тестер изолятора измеряет переменное электрическое поле, окружающее фарфоровый и композитный изоляторы.Поле пропорционально напряжению на изоляторе и падает до места повреждения проводимости. Электрическое поле считывается и сохраняется для каждого диска или цепи.

Почему электрическое поле?

В отличие от обнаружения с помощью инфразвука или измерения горячей точки, измерение не зависит от области стрельбы. Кроме того, измерение электрического поля позволяет определять тенденции дефектов или плавающих дефектов, которые не обнаруживаются традиционными методами.И вовремя установить тренды по изоляторам. Наконец, тестеры ПОЗИТРОН - единственные устройства, которые могут обнаруживать неисправности композитных изоляторов.

Как это работает (порядок действий)?

1.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *