Изоляторы

Классификация опор воздушных линий

Опоры

Опоры ВЛ делятся на анкерные и промежуточные. Опоры этих двух основных групп различаются способом подвески проводов. На промежуточных опорах провода подвешиваются с помощью поддерживающих гирлянд изолято­ров, имеющих длину l _г (рис. 1.3). Длина гирлянды тем больше, чем выше номинальное напряжение линии. Опоры анкерного типа служат для натяжения проводов, на этих опорах провода подвешива­ются с помощью подвесных (натяжных) гирлянд. Расстояние между промежуточными опорами называется промежуточным про­летом или просто пролетом, а расстояние L_a между анкерными опорами – анкерным пролетом. В промежуточном пролете провода и тросы провисают. Расстояние по вертикали между точкой подвеса на опоре и низшей точкой в пролете называется стрелой провеса. На рис. 1.3 стрела провеса провода обозначена f_П, а троса − f_Т. Расстояние от низшей точки провода до земли, воды или пересекаемых объектов h_г называется габаритом линии. Оно определяется в ПУЭ в зависимости от U_ном, характера местности и типа пересекаемого линией сооружения.

Рис. 1.3. Схема анкерного пролета ВЛ: 1 – поддерживающая гирлянда; 2 – подвесная гирлянда; 3 – промежуточная опора; 4 – анкерная опора

Анкерные опоры предназначены для жесткого закрепления проводов в особо ответственных точках ВЛ: на пересечениях особо важных инженерных сооружений (например, железных дорог, автомобильных дорог шириной проезжей части более 15 м и т. д.), на концах ВЛ и на концах прямых ее участков. Анкерные опоры на прямых участках трассы ВЛ при подвеске проводов с обеих сторон от опоры с одинаковыми тяжениями в нормальных режимах работы ВЛ выполняют те же функции, что и промежуточные опоры. Но анкерные опоры рассчитываются также и на восприятие значительных тяжений по проводам и тросам при обрыве части из них в примыкающем пролете. Анкерные опоры значительно сложнее и дороже промежуточных и поэтому число их на каждой линии должно быть минимальным.

В наихудших условиях находятся концевые анкерные опоры, устанавливаемые при выходе линии с электростан­ции или на подходах к подстанции. Эти опоры испытывают одностороннее тяжение всех проводов со стороны линии, так как тяжение проводов со стороны портала подстанции незначительно.

Промежуточные прямые опоры устанавливаются на прямых участках ВЛ для поддержания провода в анкерном пролете. Промежуточная опора дешевле и проще в изготовлении, чем анкерная, так как благодаря одинаковому тяжению проводов по обеим сторонам она при необорванных проводах, т. е. в нормальном режиме, не испытывает усилий вдоль линии. Промежуточные опоры составляют не менее 80−90 % общего числа опор ВЛ.

Промежуточные опоры могут быть гибкой и жесткой конструкции; анкерные опоры должны быть жесткими. Допускается применение анкерных опор гибкой конструкции для ВЛ до 35 кВ.

К опорам жесткой конструкции относятся опоры, отклонение верха которых (без учета поворота фундаментов) при воздействии расчетных нагрузок по второй группе предельных состояний не превышает 1/100 высоты опоры. При отклонении верха опоры более 1/100 высоты опоры относятся к опорам гибкой конструкции. Опоры анкерного типа могут быть нормальной и облегченной конструкции. Анкерные опоры следует применять в местах, определяемых условиями работ на ВЛ при ее сооружении и эксплуатации, а также условиями работы конструкции опоры.

Угловые опоры устанавливают в точках поворота линии. Углом поворота линии называется угол αв плане линии (рис. 1.4), дополнительный до 180° к внутреннему углу β линии. Траверсы угловой опоры устанавливают по биссектрисе угла β. Угловые опоры могут быть анкерного и промежуточного типа. Кроме нагрузок, воспринимаемых промежуточными прямыми опорами, на промежуточные и анкерные угловые опоры действуют также нагрузки от поперечных составляющих тяжения проводов и тросов. Чаще всего при углах поворота линий до 20° применяют угловые опоры анкерного типа (см. рис. 1.3). При углах поворота линии электропередачи более 20° вес промежуточных угловых опор значительно возрастает. Поэтому промежуточные угловые опоры применяются для углов поворота линий до 10−20°. На ВЛ применяются специальные опоры сле­дующих типов: транспозиционные − для изменения порядка расположения проводов на опорах, устанавливаются по концам участков цикла транспозиции; ответвительные − для выполнения ответвлений от основной линии; пе­реходные − для пересечения рек, ущелий и т. д.

Под транспозицией понимается циклическая перестановка фаз с целью снижения несимметрии систем векторов токов и напряжений в конце линии (при симметричных системах этих векторов в ее начале), вызываемой различием реактивных параметров фаз (индуктивностей и емкостей) вследствие несимметричного расположения проводов на опорах. Транспозицию применяют на линиях напряжением 110 кВ и выше протяженностью более 100 км для того, чтобы сделать емкость и индуктивность всех трех фаз цепи ВЛ одинаковыми. При этом последовательно меняют на опорах взаимное расположение проводов по отношению друг к другу на разных участках линии. Провод каждой фазы проходит одну треть длины линии на одном, вторую − на другом и третью − на третьем месте. Одно такое тройное перемещение проводов называют циклом транспозиции (рис. 1.5).

Рис. 1.5. Транспозиция проводов одноцепной линии

Наиболее распространенные расположения проводов и грозозащитных тросов на опорах изображены на рис. 1.6. Расположение проводов треугольником (рис. 1.6, а) применяют на ВЛ 20 кВ и на одноцепных ВЛ 35−330 кВ с металлическими и железобетонными опорами. Горизонтальное расположение проводов (рис. 1.6, б) используют на ВЛ 35−220 кВ с деревянными опорами и на ВЛ 330 кВ. Это расположение проводов позволяет применять более низкие опоры и уменьшает вероятность схлестывания проводов при образовании гололеда и пляске проводов. Поэтому горизонтальное расположение предпочтительнее в гололедных районах.

Рис. 1.6. Расположение проводов и тросов на опорах: а – по вершинам треугольника; б – горизонтальное; в – обратная елка; г - бочка

На двухцепных ВЛ расположение проводов обратной елкой удобнее по условиям монтажа (рис. 1.6, в), но увеличивает массу опор и требует подвески двух защитных тро­сов. Наиболее экономичны и распространены в России на двухцепных ВЛ 35−330 кВ стальные и железобетонные опоры с расположением проводов бочкой (рис. 1.6, г).

Деревянные опоры (рис. 1.7) применяют на ВЛ до 110 кВ включительно. Достоинства этих опор − малая стоимость (в районах, располагающих лесными ресурсами) и простота изготовления. Недостаток − подверженность древесины гниению, особенно в месте соприкосновения с почвой. Эффективное средство против гниения − пропитка специальными антисептиками.

Рис. 1.7. Деревянная промежуточнаяопора ВЛ 110 кВ: 1 – пасынок; 2 – стойка; 3 – траверса; 4 – раскос; 5 – бандаж; 6 - ригель

Металлические опоры (стальные), применяемые на ВЛ 35 кВ и выше, достаточно металлоемкие и требуют окраски в процессе эксплуатации для защиты от коррозии. Их основными элементами являются ствол (у свободностоящих опор башенного типа) или стойки (у портальных и V-образных опор), траверсы в форме пространственных ферм, тросостойки и оттяжки, если они предусмотрены конструкцией. На рис. 1.8 представлены примеры промежуточных металлических опор перечисленных выше типов (башенного, портального и V-образного). Устанавливают металлические опоры на железобетонных фундаментах. Эти опоры по конструктивному решению тела опоры могут быть отнесены к двум основным схемам − башенным или одностоечным и портальным, а по способу закрепления на фундаментах − к свободностоящим опорам. Ствол башенной опоры состоит из четырех вертикальных поясов из стальных угольников, связывающих соседние пояса раскосов, образующих решетку, и диафрагм (горизонтальных крестообразных связей поясов), придающих опоре жесткость и устойчивость. По способу сборки металлические опоры могут быть сварными и болтовыми. Сварные опоры изготовляются на заводе секциями, размеры которых лимитируются условиями транспортировки на трассу, где эти секции сочленяются с помощью болтов. Болтовые опоры полностью собираются на трассе. Их преимуществами являются большее удобство транспортировки составных элементов и упрощение технологии защиты от коррозии (горячей оцинковки) этих элементов в заводских условиях. Независимо от конструктивного решения и схемы металлические опоры выполняются в виде пространственных решетчатых конструкций.

Рис. 1.8. Типы промежуточных металлических опор: а – двухцепная свободностоящая башенная 220 кВ; б – одноцепная портальная 500 кВ на оттяжках; в – дноцепная V-образная 1150 кВ на оттяжках

Железобетонные опоры долговечнее деревянных, требуют меньше металла, чем металлические (рис. 1.9), просты в обслуживании и поэтому широко применяются на ВЛ до 500 кВ включительно. При изготовлении железобетонных опор для обеспечения необходимой плотности бетона применяются виброуплотнение и центрифугирование. Виброуплотнение производится различными вибраторами (инструментами или навесными приборами), а также на вибростолах. Центрифугирование обеспечивает очень хорошее уплотнение бетона и требует специальных машин − центрифуг. На ВЛ 110 кВ и выше стойки опор и траверсы портальных опор − центрифугированные трубы, конические или цилиндрические.

Рис. 1.9. Промежуточные железобетонные свободностоящие одноцепные опоры со штыревыми изоляторами: а – 6-10 кВ; б – 35 кВ; в – 110 кВ; г – 220 кВ

Рис. 1.10. Промежуточная железобетонная опора: одностоечная свободностоящая двухцепная 110 кВ

На ВЛ 35 кВ стойки – центрифугированные или из вибробетона, а для ВЛ более низкого напряжения − только из вибробетона. Траверсы одностоечных опор − метал­лические оцинкованные. Одностоечные опоры 6−10 кВ и 35−220 кВ бывают как свободностоящие (промежуточные, рис. 1.9, 1.10), так и на оттяжках (анкерные угловые). Применение металлических тросовых оттяжек, которые крепятся с одной стороны к верхним частям опоры, а с другой стороны к анкерным плитам, заглубленным в грунт на 2−3 м, обеспечивает устойчивость опоры и по сравнению со свободностоящими опорами позволяет значительно сократить расход материала, из которого изготавливаются элементы опоры, а, следовательно, и ее стоимость.

Нижние части опоры (пасынки) заглублены в землю на 2,5 м. Для повышения прочности заделки опор в грунте к пасынкам крепятся поперечные ригели. В настоящее время применяются опоры с железобетонными пасынками, что способствует увеличению срока службы опор. Последний определяется стойкостью древесины к гниению. Поэтому все остальные элементы − стойки, траверса и раскосы (или перекрестные ветровые связи) пропитываются антисептиком. Для их изготовления используется древесина лиственницы или сосны. Стойки соединяются с пасынками проволочными бандажами.

Классификации опор приведены в табл. 1.3, где представлены соответствующие определенному признаку разновидности опор, а также некоторые краткие комментарии.

Таблица 1.3

Признак	Тип опоры	Примечание
Количество трехфазных цепей	Одноцепная	Всех напряжений
Двухцепная	35−330 кВ
Многоцепная	-
Способ крепления проводов	Промежуточная	Зажимы поддерживающие
Анкерная	Зажимы натяжные
Положение на трассе	Угловая	В точках поворота трассы
Конструктивное выполнение	Свободностоящая	-
На оттяжках	-
Материал	Деревянная	До 220 кВ включительно
Железобетонная	До 500 кВ включительно
Металлическая	Всех напряжений
Специальное назначение	Транспозиционная	По концам участков цикла
Ответвительная	Ответвления от магистрали
Переходная	Переходы через реки и т. п.

На ВЛ должны быть заземлены:

- опоры, имеющие грозозащитный трос или другие устройства молниезащиты;

- железобетонные и металлические опоры ВЛ 3−35 кВ;

- опоры, на которых установлены силовые или измерительные трансформаторы, разъединители, предохранители и другие аппараты.

Деревянные опоры и деревянные опоры с металлическими траверсами ВЛ без грозозащитных тросов или других устройств молниезащиты не заземляются.

Заземлители опор ВЛ, как правило, должны находиться на глубине не менее 0,5 м, а в пахотной земле − 1 м. В случае установки опор в скальных грунтах допускается прокладка лучевых заземлителей непосредственно под разборным слоем над скальными породами при толщине слоя не менее 0,1 м. При меньшей толщине этого слоя или его отсутствии рекомендуется прокладка заземлителей по поверхности скалы с заливкой их цементным раствором.

Заземление опор воздушных линий электропередачи напряжением 6−35 кВ выполняется в основном для реализации следующих задач:

- обеспечение электробезопасности у опор в населенной местности, у опор с трансформаторами и аппаратами и при работах на ВЛ с отключением и заземлением проводов;

- защита железобетонных опор от повреждения токами длительного однофазного замыкания на землю;

- грозозащита оборудования подстанций от набегающих грозовых волн (грозозащита подходов).

Для выполнения указанных трех функций ПУЭ предписаны определенные требования к сопротивлению заземления опор и в некоторых случаях к конструктивному выполнению заземляющего устройства.

Системой стандартов безопасности труда в сетях с изолированной нейтралью при длительном протекании тока замыкания на землю допускается значение напряжения прикосновения не более 20 В. На эту норму и следует ориентироваться при оценке условий электробезопасности для персонала и населения. Ясно, что даже при сопротивлении заземления опоры 10 Ом (а это минимальное значение из всех нормируемых) проблематично получить значение напряжения прикосновения у опоры ниже 20 В с учетом коэффициента прикосновения (у одностоечных опор он равен 0,6−0,8) и сопротивления основания (которое для большинства грунтов значительно ниже сопротивления тела человека). Поэтому для обеспечения безопасности при прикосновении к опоре, на которой произошло замыкание на землю (например, «сползание» провода с изолятора на крюк), следует использовать дополнительные средства. К этим средствам относятся:

- укладка выравнивающих кольцевых контуров вокруг опор, связанных с заземлителем опоры, что снижает коэффициент прикосновения до 0,1−0,2;

- асфальтирование или отсыпка щебнем площадок вокруг опор размерами не менее 2×2 м², что в десятки раз снижает ток через тело человека, делая ток безопасным;

- окраска опор изолирующими красками до высоты 2 м, также обеспечивающая снижение тока через тело человека.

Указанные меры, учитывая вероятность прикосновения, целесообразно выполнять на ВЛ, проходящих через населенные пункты. Персонал электрических сетей, работающий в других местах на ВЛ должен помнить об опасности поражения напряжением прикосновения у опоры (особенно при поисках места не отключаемого однофазного замыкания на землю) и в обязательном порядке применять дополнительные защитные средства (боты, перчатки и т. д).

Безопасность ВЛ 6−35 кВ можно существенно повысить, если повсеместно использовать требование ПУЭ об установке защиты от замыканий на землю с действием на отключение ВЛ, на которой произошло замыкание.

Следует отметить, что существует проблема, связанная с заземлением проводов отключенной ВЛ. Часто искусственные заземлители железобетонных опор присоединяются к арматуре опоры в подземной ее части и не выходят на поверхность. Это противоречит требованию ПУЭ о доступности места присоединения ЗУ к железобетонной опоре. Наиболее распространенной ошибкой в этом случае является установка переносного заземления на провода ВЛ с присоединением его не к заземлителю, а к монтажной скобе опоры. Монтажные скобы являются закладными частями и металлически не связаны с арматурой опоры. Их сопротивление заземления составляет сотни Ом и не обеспечивает безопасности при случайной подаче напряжения на ВЛ.

Защита железобетонных опор от повреждения токами длительного однофазного замыкания на землю должна обеспечить плотность тока с внешней поверхности арматуры опоры не более 10 А/м². При более высоких плотностях длительного тока начинается высыхание защитного слоя бетона, локализация тока в дугу и, в конечном итоге – появление отверстия в защитном слое и пережог арматуры. В дальнейшем это приводит к развитию коррозии оголенной арматуры и падению опор при ветровых и других (например, при подъеме на опору) нагрузках.

Нормируемые значения сопротивления заземления опор подхода (в том числе и опор с разрядниками) не всегда обеспечивают снижение амплитуды набегающей волны до безопасного для оборудования ПС значения, особенно при близких ударах молнии. Поэтому ПУЭ предусматривает соединение концевых опор с ЗУ ПС и укладку противовесов.

Уложенный и присоединенный к ЗУ ПС противовес помимо снижения сопротивления заземления еще и снижает разность потенциалов от набегающей грозовой волны, достигающей изоляции оборудования ПС. Это связано с повышением потенциала ЗУ при стекании с него отводимого в землю тока.

Линейные изоляторы предназначены для изоляции и крепления проводов на ВЛ и в распределительных устройствах электрических станций и подстанций. Изоляторы изготавливают в основном из фарфора или закаленного стекла. Вместе с тем, в последние два десятилетия все шире начинают применяться и полимерные изоляторы. Фарфор и стекло обладают высокой стойкостью к атмосферным воздействиям, достаточно высокой механической и электрической прочностью. Стеклянные изоляторы легче фарфоровых, лучше противостоят ударным нагрузкам и не растрескиваются, а рассыпаются при пробое, что облегчает визуальное нахождение места повреждения при осмотрах линии. По конструкции изоляторы разделяют на штыревые и подвесные.

Рис. 1.11. Штыревые изоляторы: а - штыревой 6−10 кВ; б - штыревой 20−35 кВ

Штыревые изоляторы применяются на ВЛ напряжением до 1 кВ и на ВЛ 6−35 кВ (35 кВ − редко и только для проводов малых сечений). На номинальное напряжение 6−10 кВ и ниже изоляторы изготовляют одноэлементными (рис. 1.11, а), а на 20−35 кВ − двухэлементными (рис. 1.11, б). Корпус изолятора имеет внутреннюю резьбу и навинчивается на металлический штырь или крюк. Провод укладывается в углубление на головке изолятора и закрепляется проволочной вязкой. Вусловном обозначении изолятора буква и цифры обозначают: Ш − штыревой; Ф (С) − фарфоровый (стеклянный); цифра − номинальное напряжение, кВ; последняя буква А, Б, В − исполнение изолятора.

Подвесной изолятор тарельчатого типа наиболее распространен на ВЛ напряжением 35 кВ и выше. Подвесные изоляторы (рис. 1.12) состоят из: фарфоровой или стеклянной изолирующей части в виде тела вращения с ребрами на нижней поверхности и с внутренней полостью конической или цилиндрической формы;металлических деталей – шапки из ковкого чугуна, в верхней части которой имеется сферическая полость (гнездо), предназначенная для шарнирного сопряжения с другим изолятором; стержня; нижняя головка которого имеет сферическую поверхность, сопрягаемую с соответствующей поверхностью в гнезде шапки. Прочное соединение металлических деталей подвесного изолятора с изолирующей деталью достигается за счет конической формы сопрягаемых частей шапки, изолирующей детали и верхней головки стержня, пространство между которыми заполняется цементным раствором (позиция 4 на рис. 1.12), обеспечивающим их прочное соединение.На рис. 1.12 показан фарфоровый изолятор нормального исполнения. Для ВЛ в районах с загрязненной атмосферой разработаны конструкции изоляторов грязестойкого исполнения с повышенными разрядными характеристиками и увеличенной дли­ной пути утечки. В условном обозначении изолятора буквы и цифры означают: П − подвесной; Ф (С) − фарфоровый (стеклянный); Г − для загрязненных районов; цифра − класс изолятора, соответствующий максимальной электромеханической разрушающей нагрузке, кН; А, Б, В − исполнение изолятора.

Рис. 1.12. Подвесной изолятор тарельчатого типа: 1 – шапка; 2 – изолирующая деталь (тарелка); 3 – стержень; 4 – цементная заделка; 5 – замок изолятора

Подвесные изоляторы собирают в гирлянды (рис. 1.12), которые бывают поддерживающими и натяжными. Первые монтируют на промежуточных опорах, вторые − на анкерных. Подвесные изоляторы собираются в гирлянды путем введения в сферическое гнездо шапки головки стержня смежного изолятора. Для предотвращения расцепления сферический шарнир изоляторов запирается замком М-образной или шплинтообразной формы (позиция 5 на рис. 1.12). Число изоляторов в гирлянде зависит от напряжения линии. Например, в поддерживающих гирляндах ВЛ с металлическими и железобетон-ными опорами 35 кВ должно быть 3 изолятора; 110 кВ – 6−8, 220 кВ – 10−14 и т. д.

Штыревые изоляторы крепятся на опорах при помощи крюков или штырей. Если требуется повышенная надежность, то на анкерные опоры устанавливают не один, а два и даже три штыревых изолятора.

Рис. 1.13. Стержневой полимерный изолятор

Стержневые полимерные изоляторы (ПИ) представляют собой относительно новое поколение изоляции ВЛ. Их разработка и внедрение в практику сооружения ВЛ начались в СССР в 70-е годы XX в. В настоящее время в России в эксплуатации находятся более 400 тыс. ПИ. Основой их конструкции (рис. 1.13) является стеклопластиковый стержень, воспринимающий всю механическую нагрузку. На концах стержня имеются металлические оконцеватели или фланцы для крепления к траверсе опоры и соединения с зажимом провода. Электрическую прочность изолятора и необходимую длину пути утечки тока обеспечивает ребристая оболочка из кремнийорганической эластомерной композиции (резины) или силикона, защищающая стержень от атмосферных воздействий и закрепленная на нем с помощью клеевого герметика (герменила).

Основными достоинствами ПИ являются прежде всего их высокая эксплуатационная надежность, малая масса, устойчивость к ударным механическим нагрузкам и актам вандализма (в том числе к расстрелам), удобство транспортировки и простота монтажа, а также эстетичный внешний вид. Отечественные ПИ маркируются буквами ЛК, после которых указывается разрушающая нагрузка при растяжении (от 70 до 300 кН) и через дробь − значение U_ном.

1.1.6 Линейная арматура

Линейная арматура применяется для крепления проводов к изоляторам и изоляторов к опорам, а также для защиты гирлянд подвесных изоляторов (или ПИ) от повреждения электрической дугой при пробое и фиксации взаимного расположения в пространстве проводов расщепленных фаз и соседних фаз по отношению друг к другу. В табл. 1.4 представлены пять различающихся своим назначением основных групп элементов арматуры, а также их типы и модификации в каждой группе.

Зажимыдля закрепления проводов и тросов в гирляндах подвесных изоляторов подразделяются на поддержи­вающие, подвешиваемые на промежуточных опорах, и натяжные, применяемые на опорах анкерного типа. Поддерживающие изоляторы состоят из лодочки, в которую укладывается провод, зажимных плашек и U-образных болтов, закрепляющих провод в лодочке. По прочности закрепления провода поддерживающие зажимы подразделяются на глухие и с заделкой ограниченной прочности.

Таблица 1.4