Файл: Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель доктор технических наук, профессор Абрамович Б. Н. СанктПетербург 199.doc

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Диссертация

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 17.03.2024

Просмотров: 91

Скачиваний: 0

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

Физико-химические свойства и параметры изолирован­ных проводов ВЛИ 6(10) кВФизико-химические свойства изолированных проводов определяются свойствами материалов изоляции и сплава, из которого изготовлена токове- дущая жила.Для изоляции проводов ВЛИ наиболее широкое распространение полу­чил полиэтилен. Ему было отдано предпочтение при первых разработках изо­лированных проводов для ВЛ. Полиэтилен обладает редким сочетанием весьма ценных для диэлектрика физико-механических, химических и элек­троизоляционных свойств [51].Получают полиэтилен полимеризацией газа этилена СН^СН: двумя способами - при высоком и низком давлении. При первом способе плотность полиэтилена 0,91-^0,925 г/см3, при втором 0,94ч-0,97 г/см3. Механические свойства полиэтилена в большой степени зависят от температуры и плотно­сти. Полиэтилен высокой плотности примерно в три раза прочнее полиэтиле­на низкой плотности. С повышением температуры разрывная прочность по­лиэтилена значительно снижается. Так, если при 20°С предел прочности на разрыв составляет 140 кг/см2, то при 70°С он снижается до 50 кг/см2.Электроизроляционные свойства исключительно высоки и мало меняют­ся в широком диапазоне температур. Однако, при температуре 70-^75°С поли­этилен начинает размягчаться, а свыше 100°С - деформируется. Кроме, того он подвержен растрескиванию при различных воздействиях окружающей среды.Для повышения нагревостойкости и стойкости к растрескиванию был разработан и с начала 70-х годов начал внедряться модернизированный, так называемый сшитый полиэтилен. При сшивке отдельные длинные молекулы полимера соединяются друг с другом и связываются в единую сетку, что приводит к повышению термостойкости при сохранении высоких диэлектри­ческих свойств.Наполнитель, вводимый в сшитый полиэтилен, не снижает его механи­ческих свойств. Поэтому в состав полиэтиленовой композиции могут быть введены различные антиоксиданты и другие вещества, улучшающие стой­кость к солнечной радиации, гибкость и другие характеристики.Длительно допустимая рабочая температура полихлорвинила составляет 70°С, обычного термопластического полиэтилена - 75°С, а сшитого полиэти­лена 90°С. Использование сшитого полиэтилена позволило не снижать токо­вые нагрузки изолированных проводов по сравнению с неизолированными.Наиболее известны два метода сшивания полиэтилена: химический - при помощи органических перекисей и радиационный - облучением полиэтилена частицами высоких энергий.При химическом методе полиэтилен с введенной в него органической перекисью (обычно 2+3% перекиси дикумила) наносится на токопроводящую жилу, поступающую в вулканизационную трубу длиной в несколько десятков метров, где перекись разлагается, и происходит реакция сшивания. Темпера­турный режим экструдера при этом нужно поддерживать очень точно (температура расплава должна находится в пределах 130-г135°С), т.к. уже при незначительном сшивании в экструдере полиэтилен теряет текучесть.Радиационный метод применяется в основном для сшивания тонкостен­ных покрытий. Он требует применения сложного оборудования и принятия специальных мер для обеспечения радиационной безопасности.В 70-е годы был предложен и успешно внедрен третий способ сшивания полиэтилена. При этом способе применяется двухстадийный процесс - поли­этилен к месту наложения изоляции поставляется в двух компонентах в виде гранул. Один из них так называемый привитой полиэтилен, второй - концен­трат катализатора сшивания. Привитой полиэтилен - это механическая смесь обычного полиэтилена с силаном и перекисью дикумила (0,1%), пропущен­ная через смесительный экструдер, в результате чего происходит реакция прививки. Концентрат получается аналогичным способом - смешением поли­этилена с катализатором и антиоксидантом. Полученные компоненты в виде гранул смешивают (в соотношении 95:5) в барабанном смесителе и смесь по­ступает в экструдер для наложения изоляции. Изоляция по этому методу на­кладывается при температурных и скоростных режимах, практически не от­личающихся от режимов, применяемых при переработке обычного полиэти­лена. Опасность преждевременного сшивания в экструдере отсутствует [43].Срок службы полиэтилена сшитого третьим способом при рабочей тем­пературе 90°С составляет около 30 лет, тогда как срок службы полиэтилена сшитого перекисью или радиационным способом -15-^20 лет.Применительно к BJI, при всех преимуществах сшитого полиэтилена (СПЭ), остается один существенный недостаток - неустойчивость к солнеч­ной радиации. Для повышения стойкости СПЭ к атмосферному старению достаточно увеличить его оптическую плотность, т.е. ограничить поглощение световой энергии поверхностными слоями.Поскольку при атмосферном старении СПЭ наиболее опасна ультрафио­летовая часть спектра, повышение стойкости достигается путем добавления веществ, интенсивно поглощающих ультрафиолетовые лучи. Одним из таких светостабилизаторов является хорошо диспергированная сажа. При этом большое влияние на эффективность защиты оказывает метод получения са­жи, размер частиц, содержание ее в смеси и равномерность распределения в полиэтилене. Многочисленные испытания показали, что хорошо диспергиро­ванная в полиэтилене сажа, в количестве 2-г2,5% обеспечивает защиту прово­дов от прямого солнечного света в течение всего срока их службы [51, 102].Токоведущая жила изолированного провода изготовляется из термоуп- рочненного алюминиевого сплава, имеет круглую форму сечения. Уменьше­ние междуфазного расстояния до 400 мм приводит к снижению индуктивного сопротивления и увеличению емкостной проводимости BJI с изолированны­ми проводами. В табл. 1.3-5-1.6 приведены основные конструктивные пара­метры и электрические характеристики одного из типов изолированных про­водов - "SAX", производства фирмы Nokia Cables.Таблица 1.3.Конструктивные параметры проводов "SAX" Марка провода Номинальный Номинальный и сечение жилы, диаметр жилы диаметр прово­ Масса провода, Разрушающее мм2 проводя, мм да и изоляцией, кг/км усилие, кН мм SAX 35 6,9 11,5 160 10,3 SAX 50 8,0 12,7 200 14,2 SAX 70 9,7 14,3 270 20,6 SAX 95 11,3 16,0 350 27,9 SAX 120 12,8 17,5 425 35,3 SAX 150 14,2 18,9 510 43,4 SAX 185 15,7 20,5 620 54,3 SAX 240 18,1 22,8 785 70,6 Таблица 1.4.Электрические характеристики проводов "SAX" Минимальное со- Длительно допусти­ Максимально допусти­ Марка провода пртивление посто­ мый ток при +20°С, мый ток термической и сечение жилы, янному току при А стойкости (при односе- мм2 +20°С, Ом/км кундном к.з.) при +40°С, кА SAX 35 0,986 200 3,2 SAX 50 0,720 245 4,3 SAX 70 0,493 310 6,4 SAX 95 0,363 370 3,6 SAX 120 0,288 430 11,0 SAX 150 0,236 485 13,5 SAX 185 0,188 560 17,0 SAX 240 0,145 625 22,3 Удельное индуктивное сопротивление Хо и удельной емкостной прово­димости Ьо ВЛИ при частоте 50 Гц определены по формулам [30, 69]:+ 0,0157, Ом/км\ <*»т у7,58-1060=где: Эср - среднегеометрическое расстояние между проводами; (11ф - номинальный диаметр токопроводящей жилы провода.Для ВЛИ с проводами, расположенными по вершинам равностороннего треугольника, Оср - равно расстоянию между фазами. Для ВЛИ с проводами, расположенными в одной плоскости:где: ЭМф - расстояние между соседними фазными проводами. Х0 = 0Д4418Уменьшение индуктивного сопротивления по сравнению с ВЛ с неизо­лированными проводами приводит к некоторому увеличению тока короткого замыкания и уменьшению потери напряжения [46, 50]. Увеличение емкост­ной проводимости ВЛИ является причиной увеличения тока однофазного за­мыкания на землю (о.з.з.). Однако, из-за самозатяжки изоляции проводов ВЛИ при обрыве вероятность появления о.з.з. низка .Таблица 1.5.Удельные параметры ВЛИ с проводами "SAX", расположенными на одностоечных опорах по вершинам равностороннего треугольника при расстоянии между фазами 400 мм Марка провода и сечение жилы, мм2 Удельное индуктивное сопротивление, Ом/км Удельная емкостная проводимость, 10"6 См/км SAX 35 0,313 3,67 SAX 50 0,304 3,79 SAX 70 0,292 3,96 SAX 95 0,282 4,10 SAX 120 0,274 4 по SAX 150 0,268 4,33 SAX 185 0,262 4,44 SAX 240 0,253 4,61 Таблица 1.6.Удельные параметры ВЛИ с проводами "SAX", расположенными на одностоечных опорах в одной плоскости при расстоянии между фазами 400 мм Марка провода и2сечение жилы, мм Удельное индуктивное сопротивление, Ом/км Удельная емкостная проводимость, 10'6 Ом/км SAX 35 0,327 3,50 SAX 50 0,318 3,61 SAX 70 0,306 3,76 SAX 95 0,297 3,89 SAX 120 0,289 4,00 SAX 150 0,282 4,09 SAX 185 0,276 4,19 SAX 240 0,267 4,34 Длительные допустимые температуры нагрева изолированных проводов составляет +80°С, при к.з. допустимая температура нагрева провода - +200°С. Указанные ограничения предъявляют повышенные требования к вы­бору сечения изолированных проводов по допустимому длительному току и по термической стойкости к токам к.з. Однако соответствующие методики выбора сечения изолированных проводов отсутствуют. Учитывая ограничен­ную термическую стойкость изолированных проводов выбор их сечения дол­жен производится с учетом действия АПВ и подпитки точки к.з. от электро­двигателей напряжением выше 1 кВ. Для защиты В ЛИ должны применяться более точные и надежные, в т.ч. цифровые, реле. Выбор параметров цифро­вых устройств защиты должен производится по условию несрабатывания за­щиты после отключения к.з. на предыдущем участке. Должны быть согласо­ваны чувствительности защит последующего и предыдущего участков и обеспечена их требуемая чувствительность в основной зоне и зонах дальнего резервирования, а также рассмотрено согласование селективности действия защиты в сетях 6(10) кВ с учетом действия АПВ и подпитки точки к.з. от синхронных и асинхронных двигателей напряжением свыше 1 кВ [23].В настоящее время для внедрения в В Л 6(10) кВ рядом отечественных и зарубежных фирм предлагается широкая номенклатура изолированных и не­изолированных проводов, электрические и механические параметры которых указываются в соответствии с национальными стандартами производителей. Различия конструкции проводов, приводимых параметров и методов их опре­деления затрудняет их сопоставительный анализ. Поэтому необходимо про­вести электрические и механические испытания изолированных проводов отечественного и зарубежного производства, установить степень соответст­вия их основных параметров стандартам РФ и рекомендовать наиболее под­ходящий тип проводов для условий Северо-Запада России. 1.4. Грозопоражаемость ВЛ 6(10) кВ с изолированными и не­изолированными проводамиПрямой удар молнии в ВЛ 6(10) кВ явление крайне редкое, т.к. эти ВЛ экранируются лесом , застройкой, трубами, ВЛ 110 кВ и выше.При прямом ударе в провода ВЛ или в опору неизбежны очень серьез­ные повреждения: пережог провода, повреждение изоляции, элементов опоры и ее заземления. Причина - параметры молнии: амплитуда перенапряжений достигает нескольких миллионов вольт (нескольких тысяч киловольт), а ток молнии - сотен кА.При грозе наиболее вероятно наведенное (индуцированное) перенапря­жение на проводах ВЛ при грозовых разрядах на землю вблизи воздушных линий.Разность потенциалов между проводом и траверсой опоры приведет к перекрытию на траверсу. Импульсный наведенный ток при прохождении че­рез сопротивление опор и заземлителя вызывает на элементах опоры очень высокий потенциал, который приведет к обратному перекрытию с опоры на другую фазу.Все это происходит практически мгновенно (мкс), столь сильно ионизи­руя зону вблизи изоляторов, что неизбежен переход импульсного фазного за­мыкания в междуфазное.По ионизированному пути импульсного разряда загорится силовая дуга рабочего напряжения линии. При устойчивом горении этой дуги линия будет отключена релейной защитой (через доли секунды).При определенных условиях может не произойти переход импульсного перекрытия в устойчивую дугу короткого замыкания.Основными факторами, определяющими возможность устойчивого го­рения дуги, являются: соотношение рабочего и безопасного градиентов напряжения вдоль пути перекрытия; скорость восстановления напряжения (это подтверждается экспериментом и опытом эксплуатации В ЛИ). Рабочий градиент напряжения определяется по формуле, кВ/м: где: им - максимальное значение рабочего напряжения, кВ;Ьиз - длина пути перекрытия по изоляции, (изоляция провода,фарфор (стекло) изолятора, воздух), м.Величина рабочего градиента определяет количество энергии, посту­пающей в силовую дугу из сети. Безопасный градиент напряжения, при кото­ром вероятность перехода импульсного перекрытия в силовую дугу очень мала, устанавливается экспериментальным путем. Величина безопасного гра­диента зависит от среды, в которой горит дута.Так при горении дуги в воздухе или на поверхности фарфора величина безопасного градиента Еб = 10 кВ/м, а при горении вдоль поверхности древе­сины Еб = 15-^20 кВ/м.Исследования показали, чем больше отношение Ер/Еб, тем больше веро­ятность перехода импульсного перекрытия в устойчивую силовую дугу (на линиях с металлическими опорами, где Ер/Еб = 7, отключения происходят часто, на ВЛ 110 кВ с деревянными опорами, где Ер/Еб = 2, отключения на­блюдаются значительно реже, В Л 35 кВ с деревянными опорами отключают­ся чрезвычайно редко, т.к. для них Ер/Еб « 1 ).Для ВЛ 6(10) кВ данных по Ер/Еб нет. При необходимости величина Еб для различных типов опор и изоляторов устанавливается экспериментальным путем.Рассмотрим характер повреждений ВЛ 6(10) кВ с голыми проводами. При импульсном перекрытии (за мкс) импульсная дуга свободно передвига­ется (гуляет) по проводу (в сторону нагрузки) обжигая провод, зажимы, изо­ляторы и элементы опор. При горении силовой дуги возможно оплавление металлических деталей, арматуры, пережог проводов в подвесных зажимах, сильные ожоги, растрескивание глазури изоляторов, вплоть до разрушения изоляторов.При грозовых разрядах в землю вблизи ВЛ 6(10) кВ с ИП на проводах возникают индуктированные перенапряжения.Разность потенциалов между проводом и траверсой опоры приведет к пробою изоляции провода и перекрытию с провода на траверсу по пути с наименьшей электрической прочностью (по воздуху, поверхности линейного изолятора, сквозь изолятор).Импульсный наведенный ток при прохождении через сопротивление опоры и заземлителя может вызвать на элементах опоры столь высокий по­тенциал, который может привести к обратному перекрытию на другую фазу с повреждением изоляции провода.По ионизированному пути импульсного разряда может возникнуть сило­вая дуга рабочего напряжения. При устойчивом горении этой дуги линия бу­дет отключена релейной защитой.Условия перехода импульсного перекрытия в устойчивую дугу для ВЛ с изолированными проводами вероятно те же, что и в случае с традиционными проводами. Основными факторами, определяющими возможность устойчи­вого горения дуги, являются соотношения рабочего и безопасного градиентов напряжения вдоль пути перекрытия, а так же скорость восстановления на­пряжения. При определенных условиях может не произойти перехода им­пульсного перекрытия в устойчивую дугу короткого замыкания [22, 28, 29, 59, 86, 88, 89,105].Безопасный градиент напряжения, при котором вероятность перехода импульсного перекрытия в силовую дугу очень мала, устанавливается экспе­риментальным путемИсследования (для ВЛ 35 кВ и выше) показали, что чем меньше отноше­ние Ер/Еб, тем меньше вероятность перехода импульсного перекрытия в ус­тойчивую силовую дугу. Очевидна эта закономерность и для ВЛИ 6(10) кВ.Рассмотрим характер повреждения В Л 6(10) кВ с изолированными про­водами. При импульсном перекрытии дуга прожжет изоляцию провода в мес­те наименьшей электрической прочности изоляции и произойдет перекрытие (или повреждение фарфорового или стеклянного изолятора ВЛИ, если его электрическая прочность меньше прочности промежутка по строительной высоте изолятора или по длине пути утечки изолятора) изолятора ВЛИ на траверсу ВЛИ.Если опора металлическая или железобетонная, то импульсный ток мо­жет создать на элементах опоры напряжение, достаточное для обратного пе­рекрытия с опоры на другую фазу с прожогом изоляции провода.Если опора деревянная, то обратное перекрытие практически невероят­но. Возникновение силовой дуги и условия ее устойчивого горения определят характер повреждения ВЛИ. Можно предположить, что при изолированных проводах дуга будет "гореть" локально до срабатывания защиты на отключе­ние, возможно вплоть до повреждения провода, растрескивания изолятора, оплавления или пережога арматуры.В соответствии с [9] грозозащита воздушных линий 6(10) кВ не преду­сматривается. Известные методики проведения экономических расчетов, вы­полняемых при проектировании ВЛ 6(10) кВ, никогда раньше, да и сейчас, не предусматривают учет экономического ущерба от недоотпуска электроэнер­гии потребителям (так называемая упущенная прибыль) из-за отключений, вызванных грозовыми перенапряжениями. Такова была практика подхода к проектированию ВЛ в нашей стране. Однако, в экономически развитых стра­нах недоотпуск электроэнергии потребителю оборачивается убытком энерго­системы. Один из путей уменьшения убытков энергосистем - повышение на­дежности и обеспечение бесперебойности работы ВЛ. В таких странах, как Финляндия, Швеция, Норвегия, США и Япония грозозащита В Л 6(10) кВ экономически оправдана и выполняется на участках ВЛ или по всей длине в зависимости от требования потребителя к надежности электроснабжения.В России с 1996 г. в соответствии с [10] на ВЛИ 6(10) кВ должны быть установлены устройства защиты проводов от грозовых перенапряжений: в зонах со среднегодовым числом грозовых часов не менее 80 при прохож­дении ВЛИ по открытой и высокой местности; при прохождении ВЛИ вдоль дорог и спортивных трасс, в местах пересе­чений с ними; в населенной местности; грозозащита подходов ВЛИ к подстанциям должна выполняться в соответ­ствии с гл.4.2 [9]. Рассмотрим известные системы грозозащиты ВЛ 6(10) кВ с изолирован­ными проводами. В США [99] предложено для грозозащиты В Л с изолиро­ванными проводами удалять твердую изоляцию на участке линии вблизи опоры, а на границе изоляции устанавливать массивные зажимы (рис. 1.2).При перенапряжении происходит грозовое перекрытие 6 изолятора 3 на неизолированный участок провода 1. Это перекрытие переходит в силовую дугу 7, которая под действием электродинамических сил перемещается по проводу до тех пор, пока не дойдет до границы изоляции, на которой уста­новлен массивный зажим 5. Далее дуга не перемещается и продолжает го­реть, опираясь одним из своих концов на зажим 5, до тех пор пока линия не будет отключена. В случае системы с заземленной нейтралью (как, например, в США) токи к.з. весьма велики и автоматика относительно быстро реагируетна к.з. и отключает поврежденную линию. Однако происходит значительное обгорание зажимов 5, что определяет необходимость их периодической за­мены. Кроме того, образование силовой дуги приводит к необходимости от­ключения линии [49].Удаление твердой изоляции на участке вблизи опоры может являться причиной коррозии элементов ВЛИ, связанных с этим отказов и повышения трудоемкости сооружения ВЛИ. 21-провод, 2-изоляция, 3-изолятор, 4-опора, 5-массивный зажим, 6-грозовое перекрытие, 7-дуга.Рис. 1.2. Защита линии от дуговых повреждений при помощи массивныхзажимов (Американская система)В Финляндии [7] для грозозащиты используется система, показанная на рис. 1.3.При перенапряжении происходит однофазное перекрытие 6 на землю и образуется дуга 7, которая перемещается по металлической спирали 8, нави­той поверх изоляции 2 провода 1. Под действием электродинамических силдуга 7 переходит на рог 9 и далее перекидывается на расположенный вблизи (на расстоянии, примерно 30^-40 см) рог средней фазы (рис. 1.3 а). Таким об­разом однофазное к.з. переводится в двухфазное. Дуга двухфазного к.з. горит между рогами 9 до тех пор пока линия не будет отключена, что приводит к а) вид сбоку; б) вид сверху;1-провод, 2-изоляция, 3-изолятор, 4-опора, 5-прокалывающий зажим, 6- грозовое перекрытие, 7-дуга, 8-спираль, 9-рог.Рис. 1.3 Защита линии от дуговых повреждений при помощи "рогов"(Финская система)значительному обгоранию рогов. Поэтому необходима их периодическая за­мена. Кроме того двухфазные к.з. создают сильные электродинамические воздействия на обмотки трансформаторов, что приводит к ускоренному изно­су их изоляции и всего оборудования в целом. Частые коммутации увеличи­вают также затраты на профилактические ревизии коммутирующего обору­дования.В Японии [106] широкое распространение для грозозащиты воздушных линий получили ограничители перенапряжений нелинейные (ОПН) (рис.1.4). Более 1 млн. штук уже установлено в энергосистемах и 5 млн. штук планиру­ется установить в будущем. I-провод, 2изоляция, 3-изолятор, 4-опора, 6-грозовое перекрытие, ЮОПН. Рис, 1.4 Зашита линии от грозовых перенапряжений при помощи массиваОПН (Японская система)ОПН подключается через искровой промежуток и рассчитан на ток гро­зового перенапряжения 2,5 кА, поскольку 95 % измеренных в японских рас­пределительных линиях грозовых токов имеют величину менее 1 кА. ОПН эффективно ограничивают индуктированные перенапряжения. Однако в слу­чае относительно редкого события превышения тока грозового перенапряже­ния сверх расчетного уровня - они повреждаются.Любую систему грозозащиты ВЛ с изолированными проводами, в том числе и ОПН, весьма желательно устанавливать параллельно каждому изоля­тору. При массовой установке главная проблема ОПН - их высокая цена. Ориентировочно один ОПН 10 кВ стоит 100-г120 долларов США.Учитывая изложенное необходимо разработать новый эффективный ме­тод защиты ВЛИ от грозовых перенапряжений и экономичные технические средства для реализации его, предотвращающие переход искрового перекры­тия в силовую дугу путем удлинения пути импульсного грозового перекры­тия. Представляется возможным создать конструкцию, обеспечивающую од­новременное выполнение функции - изолятора и разрядника. Принцип дейст­вия такой конструкции может быть основан на эффекте уменьшения вероят­ности установления силовой дуги при увеличении длины импульсного грозо­вого перекрытия. За счет спирального ребра на поверхности изолятора может быть создан весьма длинный путь перекрытия изолятора по его поверхности. Вероятность образован™ силовой дуги промышленной частоты в этом случае практически может быть сведена к нулю, и тем самым обеспечена беспере­бойная работа электрической сети при грозовых перенапряжениях.1.5. Цель и задачи диссертационной работыЦелью настоящей работы является создания теоретической и методиче­ской основы проектирования воздушных линий повышенной надежности на­пряжением 6(10) кВ с изолированными проводами, обеспечивающими сни­жение количества и продолжительности перерывов электроснабжения, мате­риалоемкости и эксплуатационных затрат за счет уменьшения междуфазногорасстояния, ширины просек и землеоотводов. Для практической реализациипоставленной цели было необходимо решить следующие задачи: Провести электрические и механические испытания изолированных прово­дов отечественного и зарубежного производства, установить степень соот­ветствия их основных параметров стандартам РФ и рекомендовать наибо­лее подходящий тип проводов для условий Северо-Запада России. Разработать систему выбора изолированных проводов воздушных линий по допустимому длительному току и термической стойкости к току к.з, с уче­том действия АПВ и подпитки точки к.з. от электродвигателей напряжени­ем свыше 3 кВ. Разработать методику выбора параметров цифровых устройств защиты воздушных линий с изолированными проводами, в том числе по условиям: несрабатывания защиты после отключения к.з. на предыдущем участке, со­гласованию чувствительности защит последующего и предыдущего участ­ков. Разработать новый эффективный метод защиты ВЛИ от грозовых перена­пряжений и экономичные технические средства для реализации его, пре­дотвращающие переход искрового перекрытия в силовую дугу путем удли­нения пути импульсного грозового перекрытия. Разработать специальные длинно-искровые грозозащитные разрядники (ДИГР), исключающие переход искрового разряда в силовую дугу при ам­плитудных значениях перенапряжений вплоть до 400 кВ и позволяющие снизить практически до нуля вероятность возникновения силовой дуги при грозовых перекрытиях изоляции. Установить величины максимальных пролетов ВЛИ 6(10) кВ исходя из ус­ловий минимума максимальных значений габаритного и ветрового проле­тов и прочности используемых опор. 1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   14

Z/j-1где: T^i и Tai - постоянные времени затухания переходной составляющей тока статора по продольной оси и апериодической составляющей тока стато­ра для i-того двигателя;1(3)д1 - начальный периодический ток к.з. для i-того двигателя. При проверке проводов ВЛИ на термическую стойкость тепловой им­пульс трехфазного симметричного к.з. (или импульс квадратичного тока) на­ходится по формуле:оТ.к. аналитически взять интеграл часто не представляется возможным, его заменяют суммой периодической и апериодической составляющих: Я. = + (3-29) где: = + 2/««/»>7i(l - ) + 0,5(/f )2 fd(\ - ). (3.30) (3.31) (3) №1(3)с - периодический ток трехфазного к.з. от системы; 1(3)д - начальное значение периодической составляющей тока к.з. двига­теля ;Т^ - постоянная времени затухания переходной составляющей тока ста­тора по продольной оси; (3.32)Та.сх - обобщенная постоянная времени затухания апериодической со­ставляющей результирующего тока к.з. от системы и двигателя: (3)т _ с а.с Т 1 д I аМ •1 а.сх - т(3) 7(3)1с Чг1ДТ,о Та.д - постоянные времени затухания апериодической составляющей тока к.з., соответственно, от системы и от двигателя. В случае подключения к точке к.з. нескольких СД, в выражения (3.30) и (3.31). подставляются соответствующие значения для эквивалентного источ­ника питания (двигателя) 1(3)дэ, Тдэ и Та.э- Апериодическую составляющую тока к.з. можно представить в виде од­ной экспоненциальной функции с постоянной времени: (3.33) Т а.Эт( Ъ)Т +г(3) т 1 с la.c ^ 1 ДЭ 1 а.ДЭ + /(3 ) Периодический ток к.з. 1(3)с от остальных источников системы считается неизменным и определяется по известной формуле: I? - l/Zz, (3.34)где: Zv - суммарное полное сопротивление цепи от системы до точки к.з., приведенное к ступени трансформации, на которой произошло к.з., и выра­женное в o.e.После подстановки значений 1(3)с, 1(3)дэ, Тдэ, Тад найденным по (3.34), (3.23), (3.27) и (3.33), в выражение (3.29) с учетом (3.30) и (3.31), получим формулу позволяющую вычислить тепловой импульс тока к.з. от системы иэквивалентированного источника при определении параметров которого уч­тены фактическая загрузка по активной и реактивной мощности и фактиче­ское напряжение на статоре для каждого двигателя:В. = (7^)4 + 21^1% Тдэ(1 - е-'«4» ) + 0,5(/Й2 Тю (] - )(3.35)Для определения влияния изменения тока к.з. при подпитке от двигате­лей на тепловой импульс к.з. выражение (3.35) может быть записано в виде,2 = /(/) =/<3> +/(3)соответствующем неизменному периодическому току к.з. * свведением поправки на реальное изменение тока во времени 1(1): 2Ы''02('п« + гв.э); или (3.36) В.. =/х)2(1яа + Та3) где: х = /-Д/Г+/Й =ДЯ,а = 1ИЧ' (3-37)где: АВК - погрешность в определении теплового импульса от неучета затуха­ния периодической составляющей тока к.з. эквивалентного двигателя.Как показано в [19], а = /{*п/Тдэ ^дэ/1"), т.е. определяется соотношени­ем длительности процесса к.з. ^ и эквивалентной постоянной времени Тдэ затухания периодической составляющей тока подпитки, а также в зависимо­стью доли участия тока 1(3)дэ в результирующем токе 17/ в начальный момен тк.з. Зависимость а - /(х,у), где х = 1^/1" и у = , представлена таблич­но как функция от двух переменных (см. табл.3.5). Таблица 3.5 х\у 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1 0,93 0,86 0,79 0,73 0,675 0,62 0,565 0,52 0,475 0,43 2 0,89 0,78 0,68 0,60 0,52 0,45 0,385 0,325 0,275 0,24 3 0,87 0,74 0,63 0,53 0,445 0,37 0,30 0,245 0,20 0,165 4 0,855 0,72 0,605 0,50 0,405 0,32 0,25 0,20 0,155 0,125 5 0,845 0,705 0,58 0,47 0,37 0,28 0,22 0,17 0,13 0,10 6 0,835 0,69 0,57 0,45 0,35 0,265 0,20 0,145 0,105 0,08 7 0,83 0,68 0,555 0,43 0,34 0,25 0,18 0,13 0,09 0,07 8 0,83 0,68 0,54 0,425 0,325 0,24 0,17 0,12 0,08 0,06 9 0,83 0,675 0,535 0,42 0,32 0,23 0,16 0,11 0,07 0,05 10 0,825 0,67 0,53 0,42 0,32 0,225 0,15 0,10 0,07 0,05 11 0,825 0,67 0,53 0,415 0,31 0,22 0,15 0,10 0,065 0,045 12 0,825 0,67 0,53 0,41 0,305 0,22 0,14 0,09 0,06 0,04 По данным табл. 3.5 произведена аппроксимация зависимостей а от ^ Тдэ, 1(3)дэ, 1/; методом наименьших квадратов.В результате анализа полученных при аппроксимации аналитических выражений и полученных при этом погрешностей [45], к применению реко­мендуется выражение со степенями аппроксимирующего полинома, равными по переменной х -1, по переменной у - 4:а = [1,05055 - 1,215- КГ1* - 1,683 ■ КГ1^ - 3,567 -\0] ху + 5,025- 10"2_у2 + + 5,575-10"2хуг -6-10"зу -3,17-10"3ху3 + 2,38-КГ4/ +4,58-\05 ху4\. (3.38)Величина а в предложенной формуле берется по модулю. При этом от­носительная погрешность вычисления а не превышает 11,3%, а импульса квадратичного тока - 5%.Таким образом, с использованием (3.36) и (3.38) получено аналитическое выражение для определения теплового импульса к.з. с учетом подпитки т.к.з. от двигателей напряжением свыше 1 кВ в виде:1   ...   4   5   6   7   8   9   10   11   ...   14

ш ОТ Рис.4.7. Промежуточная опора ВЛИ 10 кВ с изоляторами и петлевыми разрядниками, размещенными горизонтальносуммарной длины импульсного перекрытия. Искровой канат перекрытия формируется по поверхности трубки и по поверхности изолятора. При этом длина каждого из плеч трубки :/3 / 6 4 51 - провод, 2 - изоляционная трубка, 3 - металлическая трубка, 4 - изолятор, 5 - опора, 6 - канал импульсного перекрытия. (4.3)Рис.4.8. Схема грозозащиты ВЛИ с последовательным соединением / = L - Sгде: Ь - необходимая суммарная длина перекрытия;Б - длина пути поверхностного перекрытия изолятора.Для стандартного изолятора типа ШФ-10 Б = 20 см, при этом 1 = 60 см.Необходимая длина изоляционной трубки:(4.4) где. b - длина металлической трубки на поверхности изоляции.Длина металлической трубки находится в диапазоне 104-30 см, общая длина изоляционной трубки 130-И 50 см.Проведенные испытания (рис.4.9) показали, что изоляционного слоя в 2,5 мм (толщина изоляции проводов типа SAX) может быть недостаточно дл яреализации такого решения, а толщина дополнительной изоляционной труб­ки должна составлять 2+3 мм. Для такого разрядника при длине изолирую­щей трубки 130 см, металлической трубки 10 см 50%-ные разрядные напря­жения составили Ц^о",, - 280 кВ и 1Гзо% = 205 кВ на положительной и отрица­тельной полярностях соответственно. Рис.4.9. Испытания ДИГР с последовательным соединением Испытания импульсами Umax = 400 кВ подтвердили работоспособность такой системы (разряды замыкаются по поверхности провода и изолятора). 4.2. Изолятор с характеристиками длинно-искрового грозово­го разрядника (ИДИГР)Как известно, обыкновенный высоковольтный опорный изолятор состо­ит из изоляционного (фарфорового) ребристого тела и металлических флан­цев, установленных по его концам для крепления изолятора к высоковольт­ному электроду и к опорной конструкции.При грозовом перенапряжении происходит перекрытие воздушного промежутка между металлическими фланцами. Длина пути импульсного пе­рекрытия невелика и, поэтому рабочее напряжение промышленной частоты создает на канале импульсного перекрытия высокий градиент электрического поля, по действием которого канал прогревается и переходит в силовую дугу, что требует экстренного отключения высоковольтной установки, содержащей указанный изолятор.Однако возможно разработать изолятор, который помимо выполнения своей основной функции - изоляции и поддержки высоковольтного электрода - выполнял бы также функцию грозозащитного разрядника. Принцип дейст­вия такого изолятора с характеристиками длинно-искрового грозового раз­рядника состоит в том, что в ДИГР обеспечивается весьма длинный путь раз­вития импульсного перекрытия по спиралевидной траектории вокруг изоля­тора.Для этого внутрь изоляционного тела изолятора со спиралевидными ребрами устанавливается направляющий электрод (рис.4.10). ИДИГР вклю­чает изоляционное тело со спиралевидными ребрами, металлические фланцы, для крепления изолятора к высоковольтному проводу и к опоре и направ­ляющий электрод, который обеспечивает условия для развития скользящего разряда по поверхности изолятора.При достаточно большом перенапряжении, приложенном к фланцам, около верхнего фланца начинает развиваться канал импульсного разряда. В обычных изоляторах (с параллельными или спиралевидными ребрами) пере­крытие развивается по кратчайшему пути по воздуху. В ИДИГР наличие на­правляющего электрода, имеющего тот же потенциал, что и нижний фланец, усиливает напряженность электрического поля на конце канала разряда и, таким образом, создает более благоприятные условия для развития скользя­щего разряда вдоль поверхности изолятора, нежели по воздуху. Благодаря 1 - изоляционное тело со спиралевидными ребрами, 2 - металлические флан­цы, 3 - провод, 4 - направляющий электрод.Рис.4.10. Конструкция ИДИГРспиралевидным изоляционным ребрам разряд вынужден развиваться по весьма длинной спиралевидной траектории. При этом градиент электриче­ского поля на канале перекрытия, создаваемый рабочим напряжением про­мышленной частоты недостаточен для установления силовой дуги.Кроме того, вследствие спиралевидной траектории канала возникают электродинимические силы, приложенные к каналу разряда и направленные в сторону от вертикальной оси изолятора, т.е. растягивающие спираль канала разряда. (Аналогичные, растягивающие силы возникают в обмотке реактора при протекании по ней электрического тока.) Эти силы перемещают канал разряда в холодном (непрогретом) воздухе. Таким образом происходит ин­тенсивное охлаждение канала и увеличение его электрического сопротивле­ния. Вследствие этого, после прохождения импульсного тока грозового пере­напряжения силовая дуга от напряжения промышленной частоты не образу­ется и промышленная установка, в состав которой входит ИДИГР, может продолжать бесперебойную работу без отключения. 4.3. Оценка перемещения спиралевидного канала разряда под действием электромагнитных силОценим магнитную индукцию В на оси спирального канала, используя аналогию между электрическим и магнитным полем. Например, в случае бесконечного длинного провода с током I (рис.4.11),на расстоянии Я от про­вода индукция выражается формулой:(4.5)а напряженность электрического поля от провода с удельным зарядом q рав­на:Из формул (4.5) и (4.6) видна аналогия: В <-» Е, // <-» 1/я.Благодаря указанной аналогии возможен расчет электрического поля бо­лее сложного спирального канала, а затем электрические величины Е, д и 1/е могут быть заменены на магнитные - В, I и ц соответственно.Рассмотрим спираль, имеющую только один виток (рис.4.12). Декартовы координаты элемента спирали ёэ с зарядом ¿ц равны: х = Я с об^; у = Яът(р\ 1 - Л(р , ЕЯРис.4.11. К аналогии между электрическим и магнитным полямигде: Я - радиус цилиндра, вокруг которого проходит спираль; ф - полярный угол; (4.7) <РА - коэффициент, характеризующий форму спирали. Напряженность электрического поля в точке М от элементарного заряда сЦ равна [55]: ф с^Я2 +А где: гг = с/2 + г2 = 4Я1 мп2 + Аг<рг;с!(] = (¡с1$; Рис.4.12. К расчету электрического поля спирали. Нормальная составляющая вектора <1Е равна:ас1Е„ - с1Е собу СОБа = с!Е , , (4.8) где: соьу =Г 'а сова = —- 2КПодставляя (4.7) в (4.8), получим:/ \ иу 1 т Л Ъ111 ц „ , Л2/Ш2 +2 2фЧНапряженность электрического поля в точке М от всего заряда спирали определится из выражения:Е = /«Ж» = 2¡с!Еп{ср) = 2\аЕп{<р) - (4.10)Подставляя (4.9) в (4.10), получим: где:У=/7 51П 4Интеграл ] был вычислен численно и получена аппроксимирующая формула:J = 2Me^íл"k, (4.12)справедливая при 0 < к < 3 .Подставляя (4.12) в (4.10), получим формулу для напряженности элек­трического поля : £ = 4^2,44^. (4.13) 2-1,236*4 7гаЯ у 7 Используя аналогшо между напряженностью электрического поля Е и индукцией магнитного поля В, получим: в=л+пк 2,44*-'-™*. (4.14)Для 0 < к < 1 может быть использована другая, более простая аппрокси­мирующая формула:у = 2,44-1,8*. (4.15)С ее учетом формула для индукции В принимает вид: Д = (2,44-1,8*). (4.16)Электромагнитная сила выражается в виде: Ъ =ВГ = £^^{2,44(4.17)С учетом приближенной формулы для к < 1л/1 « 1 + 0,5А2, (4.18 ) и с учетом того, что к < 1 и к = А/Я, формула (4.) принимает вид: (4.19)Сила аэродинамического сопротивления канала при его перемещении в воздухе оценивается как:(4.20)dRгде: V = — - скорость перемещения канала; шг - радиус канала; у - коэффициент связи между радиусом, силой аэродинамического со­противления и скоростью перемещения канала. Уравнение движения канала определяется из равенства электромагнит­ной силы и силы сопротивления перемещению канала в воздухе: (4.21)Подставляя (4.19) и (4.20) в (4.21) и преобразуя уравнение, получим:(4.22)или(4.23 )Проинтегрировав (4.23): ** (4.24) 12 Т 2,44 М Iу г 4л - Преобразовав уравнение (4.24) получим формулу: ^ 3 2,44 у" /Д>2 1Т (4.25) Л =4 2 \ Г г где: - начальный радиус спирали канала (цилиндра изолятора);Як - конечный радиус спирали канала;Т - время протекания тока.Как видно из (4.25), перемещение канала разряда тем больше, чем боль­ше ток I и время его протекания Т, причем конечный радиус спирали Як уве­личивается с увеличением величины тока и времени его протекания ГГ.Для приближенной оценки перемещения канала под действием электро­магнитных сил примем радиус канала и величину тока постоянными. В таб­лице 4. Приведены результаты расчетов по формуле (4.25) при длительности протекания тока Т = 50 мс для различных значений I.Таблица 4.1Результаты оценки перемещения спирального канала разряда под дейст­вием электромагнитных сил I, кА 1 2 10 20 йк, см 2,9 3,3 5,9 8,5 Д = Як - К«, см 0,4 1,8 2,4 6,0 1   ...   6   7   8   9   10   11   12   13   14

tr О ГО I /а j ry - t и о / Рис.5.7.Промежуточная опора Пи 10. Траверса ТМи-1 выполнена из уголка 70x70x5 длиной 1160 мм. крепле­ние ов к траверсе осуществляется посредством штырей из круглой стали диаметром 22 мм. Расстояние между фазами удалось сократить до 500 мм. Рис.5.8.Угловая промежуточная опора УПиЮ. Траверса ТМи2 изготовлена из уголка 90x90x6 длиной 1070 мм. Крепле­ние изоляторов к траверсе осуществляется также как и в предыдущем вари­анте, Крепление подкоса к стойке опоры выполнено узлом У). Рис.5.9.Концевая опора с разъединителем у подстаици с воздушным вводомКиРКМ.Крепление проводов производится на натяжных гирляндах, провода разметены на вершинах равностороннего треугольника. Траверса ТМиЗ из­готовлена из угловой стали 90x90x6. Крепление подкоса к стойке опоры вы­полнено узлом У1 .ш4.ъ,1ь.ша Рис.5.10. Концевая опора с кабельной муфтой КМиЮ. Крепление проводов - треугольное. Траверса ТМи5 выполнена из уголка 80x80x6 длиной 890 мм. Кабельная муфта крепится к стойке кронштейном КМ), кабель и защитный уголок 80x80x6 крепятся к стойке скобами. Крепле­ние подкоса к стойке опоры осуществлено узлом У1. Рис.5.11.Угловая анкерная опора УАиЮ.Траверса ТМи4 изготовлена из уголка 90x90x6. Крепление проводов - треугольное, на натяжных гирляндах. Два подкоса крепятся к стойке опоры узлами крепления подкоса У1.Все рассмотренные стальные конструкции должны изготавливаться в со­ответствии с требованиями типовых проектов [13,14].Приведенный выше вариант ВЛИ с использованием конструкций типо­вого проекта [13] предназначен для использования уже существующих кон­струкций и элементов ВЛ при реконструкции и техническом перевооружении линий. Т.о. габариты существующих линий будут сохранены.Вес металлоконструкций опор по варианту с укороченными траверсами приведен в табл.5.4.Таблица 5.4Вес металлоконструкций ВЛИ с укороченной траверсой № Тип опоры Траверса: Весметаллоконструкций, кг тип вес, кг 1. ШОи ТМи1 8,84 10,0 2. УШОи ТМи2 11,51 20,83 3. АиЮ ТМиЗ 15,55 24,87 4. УАиЮf ТМи4 18,41 34,97 5. КиР10-1 ТМиЗа 14,94 75,52 Сопоставление данных таблиц 5.3 и 5.4 показывает, что применение укороченных траверс при реконструкции ВЛИ позволяет уменьшить расход металла на 20-г40% по сравнению с вариантом с типовыми траверсами, при­меняемыми для ВЛ с неизолированными проводами.Для крепления изолированных проводов могут быть использованы кон­струкции, производимые финской фирмой "Nokia cables".5.4. Экономическая эффективность строительства и эксплу­атации ВЛИ 6(10) кВРасчет экономической эффективности строительства и эксплуатации ВЛ 6(10) кВ с изолированными проводами ведется при следующих допущениях: 1. Срок эксплуатации ВЛ 6(10) кВ на железобетонных опорах с изолирован­ными проводами равен сроку службы ВЛ 6(10) кВ на железобетонных опо­рах с неизолированными проводами (33 года).2. Затраты на эксплуатацию ВЛ 6(10) кВ с изолированными проводами сни­жаются на 80% по отношению к затратам на эксплуатацию ВЛ с неизоли­рованными проводами (по оценке СЭЭС АО "Ленэнерго"), Расчет экономического эффекта производился по формуле:{Кн-Кк)^г + Ии-ИкТсгде: Кн - капитальные затраты на строительство (реконструкцию) 1 км В Л ' 6(10) кВ с неизолированными проводами; Ки - капитальные затраты на строительство (реконструкцию) 1 км ВЛ 6(10) кВ с изолированными проводами; Тс - срок службы ВЛ 6(10) кВ;Ин - издержки на эксплуатацию 1 км ВЛ 6(10) кВ с неизолированными проводами;Ии - издержки на эксплуатацию 1 км ВЛ 6(10) кВ с изолированными про­водами;Ьвл - длина строящейся (реконструируемой) линии; ДУгод - снижение годового ущерба от недоотпуска электроэнергии по­требителям и ликвидаций последствий аварий от повышенной надежно­сти В Л с изолированными проводами.Снижение годового ущерба от нарушений электроснабжения при ис­пользовании изолированных проводов вместо неизолированных на всей дли­не строящейся (реконструируемой) линии определяется по формуле:ЛУгос^УЛвЛ^-Ыи), Э =^годгде: Ун - ущерб от недоотпуска электроэнергии при аварии на ВЛ 6(10) кВ. сон - частота отказов ВЛ 6(10) кВ с неизолированными проводами на 1 км;сои - частота отказов ВЛ 6(10) кВ с изолированными проводами на 1 км; Ущерб Ун от недоотпуска электроэнергии из-за отказа ВЛ 6(10) кВ со­стоит из двух составляющих: убытков энергоснабжающей организации и убытков территории [3, 60].К убыткам АО "Ленэнерго" относятся: потери реализации - 213,1 руб/кВтч (средний тариф) на 08.05.97 г.; ущерб от ликвидации последствий аварии; штрафы, выставленные потребителями. Убытки территории состоят из потери части налога на прибыль. По со­стоянию на 08.05.97 г. 0,2хП = 10,58x0,2 2,116 руб/кВтч, где: П = 10,58 - прибыль в тарифе, руб/кВтч; 0,2 - налог на прибыль. Расчет ущерба производится по формуле:Ун=^7Ч0,2/7 + Зв + Д/,где: \УН - недоотпуск электроэнергии, кВтч;Т - тариф соответствующей группы потребителей, руб.; Зв - затраты на восстановление, руб.; Ш - штрафы, руб.Затраты на восстановление зависят от размеров аварии и включают в се­бя: Затраты на оплату труда. Начисление на зарплату (38,5%). Затраты на материалы. Затраты на использование автотранспорта и механизмов. Накладные расходы. Рентабельность (15%). НДС (20%). В среднем по АО "Ленэнерго" ущерб от недоотпуска электроэнергии и ликвидацию последствий одной аварии составляет 1930450,6 руб., сон = 0684 год"1, сои = 0,0287 год"1. Предварительные расчеты, опыт строительства и эксплуатации ВЛИ в условиях АО "Ленэнерго" показали, что строительство 1 км ВЛИ обходится на 20^30 млн.руб. дороже строительства ВЛ с неизоли­рованными проводами, однако за счет снижения издержек на эксплуатацию линии и ущербов от перерыва электроснабжения потребителей на 7^-8 млн.руб. достигается значительный экономический эффект, срок окупаемо­сти капитальных затрат не превышает 5 лет. Расчет экономической эффек­тивности реконструкции ВЛ 6(10) кВ применительно к АО "Ленэнерго" при­ведены в приложении 5. 5.5. Выводы к главе 5 Рассмотрены особенности электрического и механического расчета воз­душных линий с изолированными проводами Отмечено, что электрический расчет должен производится в соответствии с разработанными в гл.2 на­стоящей диссертации системой выбора сечений изолированных проводов по длительно допустимому току и по термической стойкости к токам к.з., методиками оценки термической стойкости изолированных проводов ВЛИ 6(10) кВ с учетом и без учета действия АПВ и подпитки точки к.з. от элек­тродвигателей напряжением свыше 1000 В и методикой выбора и согласо­вания параметров цифровых устройств защиты последующего и предыду­щего участков ВЛИ. Применительно к изолированным проводам адаптирована методика расче­та механических напряжений и тяжений проводов, определения макси­мальных пролетов между опорами ВЛ. На основании результатов опыта эксплуатации ВЛИ в Ленинградской области отмечено, что гололедные отложения при определении габаритного пролета могут не учитываться, учитывается возрастание парусности ВЛИ из-за наличия изоляции и измо­рози. Установлено, что максимальными пролетами для ВЛ с изолированными проводами на железобетонных опорах П10-1 и П10-5 являются 110 м и 140 м соответственно Рассмотрены варианты конструкций ВЛ 6(10) кВ с применением типовых и укороченных траверс. Отмечено, что применение укороченных траверс при реконструкции ВЛИ позволяет уменьшить расход металла на 20^-40% по сравнению с вариантом с типовыми траверсами, применяемыми для ВЛ с неизолированными проводами. Разработана, методика экономического обоснования строительства и ре­конструкции ВЛ 6(10) кВ с применением изолированных проводов, учиты­вающая их повышенную надежность по сравнению с неизолированными. Методика предусматривает определение ущерба от недоотпуска электро­энергии потребителям, учитывающая убытки энергоснабжающей органи­зации, территории, затраты на восстановление ВЛ и ликвидацию последст­вий аварии, а также штрафы, предъявляемые потребителями. Установлено, что окупаемости капитальных вложений при реконструкции ВЛИ не пре­вышает 5 лет, годовой экономический эффект на 1 км в условиях Северо- Запада России составляет около 4,5 млн.руб. ЗАКЛЮЧЕНИЕВ диссертации дано решение научной задачи, заключающейся в разра­ботке теоретической и методической основы проектирования воздушных ли­ний электропередачи 6(10) кВ повышенной надежности с применением изо­лированных проводов.Основные выводы диссертационной работы заключаются в следующем: Выявлены допустимые параметры экстремальных воздействий на элемен­ты воздушных линий по току и напряжению и зависимость их показателей надежности от физико-химических свойств проводов. Установлено соот­ветствие прочностных электрических и механических характеристики, изо­лированных и неизолированных проводов зарубежного и отечественного производства требованиям стандартов РФ, проведен их сравнительный анализ. Выявлено, что пробивные напряжения изолированных проводов при приложении груза и без него практически не отличаются. Определена кратковременная электрическая прочность испытанных типов проводов. Для проводов типа "Торсада" (фазный провод) и "SAX-70" она составляет 42-^45 кВ. Изоляция троса проводов типа "Торсада" и изолированного про­вода фирмы Cableries de Lens пробивалась при напряжении 30-г35 кВ. По­казано, что на величину пробивного напряжения существенное влияние оказывает конструкция жилы и эксцентриситет изоляции. Установлены величины пробивного напряжения изоляции проводов при междуфазных перекрытиях. Для фазных проводов типа "Торсада" 0,4 кВ и "SAX-70" 10 кВ пробивное напряжение имеет стабильное значение, равное 65 кВ. У проводов, имеющих эксцентриситет жилы, пробивное напряжение при схлестывании изменяется в пределах 45^-65 кВ. Сравнительные меха­нические испытания шести типов проводов на растяжение показали, что у провода типа "SAX-70" 10 кВ и изолированного провода 6 кВ фирмы Са- bienes de Lens усредненный предел прочности ан = 315 МПа в 2,5 раза пре­восходит прочность алюминиевого сплава, используемого в отечественных алюминиевых проводах типа А-70 (ан = 125 МПа). Предел прочности оте­чественного сталеалюминиевого провода АС 70 (ан = 327 МПа) аналогичен величине прочности зарубежных проводов, выполненных из альдрея и альмелека. Выполнен сравнительный анализ показателей надежности BJI с изолиро­ванными и неизолированными проводами. Установлено, что в условиях "Ленэнерго" частота отказов на 1 км составляет сон = 0,0584-0,0742 год'1, среднее значение сонс = 0,0684 год"1. Наибольшее число отказов (49,5%) обусловлено посторонними воздействиями, на втором месте находятся от­казы, возникающие из-за недостатков проектирования и дефектов конст­рукции и монтажа. Установлено, что физико-химические свойства изоли­рованных проводов позволяют частично или полностью исключить отказы вызванные влиянием климатических условий и посторонними воздейст­виями, уменьшить частоту отказов ВЛ 6(10) кВ в 2,4 и более раз. Установ­лено, что в условиях Северо-Запада РФ наиболее подходящим типом про­вода являются провода, имеющие конструкцию, аналогичную проводам типа "SAX" фирмы Nokia Cables (Финляндия). При этом следует ожидать, что средняя частота отказов составит не более 0,0287 год"1. Показано, что существенным резервом повышения надежности ВЛ 6(10) кВ в первую очередь являются повышение механической прочности, качества проекти­рования и строительства линий. Установлены закономерности и разработаны методические положения вы­бора изолированных проводов воздушных линий по допустимому длитель­ному току и термической стойкости к токам к.з. от параметров питающей системы, устройств защиты и автоматического повторного включения, конфигурации сети, величины э.д.с. и постоянной времени затухания пере­ходной составляющей тока к.з. от синхронных и асинхронных электродви­гателей напряжением свыше 1 кВ. Разработана методика проверки термической стойкости изолированных проводов воздушных линий 6(10) кВ в экстремальных условиях без учета двигательной нагрузки. Уставлено, что даже при мощности силовых трансформаторов подстанции 10 MB А, линии, выполненные изолирован- ными проводами сечением 70 мм , могут оказаться нетермостойкими. Уменьшение импульса квадратичного тока, воздействующего на провода ВЛИ, путем ограничения длительности к.з. благодаря выполнению защиты на электромеханических реле в виде токовой отсечки оказывается недоста­точным при использовании для повышения надежности электроснабжения. Снижение величины времени приведенного к.з. до необходимого значения может быть достигнуто путем применения цифровых реле за счет ускоре­ния отключения к.з., благодаря их более высокой точности работы и вве­дению ускорения действия защиты после АПВ. При этом минимальное значение времени отключения к.з. составит 0,3-г0,65 с, а собственное время работы защиты - 0,2^0,25 с. Разработана методика оценки термической стойкости изолированных про­водов ВЛИ 6(10) кВ с учетом действия АПВ и подпитки точки короткого замыкания от электродвигателей напряжением свыше 1 кВ. Установлена зависимость величины теплового импульса тока к.з. от параметров питаю­щей системы, величины э.д.с. и постоянных времени затухания переходной составляющей тока к.з. от синхронных и асинхронных двигателей напря­жением свыше 1 кВ. Выполнена проверка адекватности установленной за­висимости. Показано, что полученная зависимость позволяет определить импульс квадратичного тока с погрешностью не более 5%. Установлено, что в условиях горных предприятий подпитка точки короткого замыкания может приводить к увеличению импульса квадратичного тока к.з. на 10-^30%. Предложена методика выбора параметров цифровых устройств защиты воздушных линий с изолированными проводами, в том числе по условиям несрабатывания защиты после отключения к.з. на предыдущем участке, согласования чувствительности защит последующего и предыду­щего участков и обеспечения требуемой чувствительности в основной зоне и зонах дальнего резервирования. Разработан новый эффективный метод защиты воздушных линий 6(10) кВ от грозовых перенапряжений. Метод предусматривает ограничение гради­ента рабочего напряжения при перекрытии изоляции величиной 7 кВ/м. При этом предотвращается переход искрового перекрытия в силовую дугу путем удлинения пути импульсного грозового перекрытия и обеспечивает­ся повышение надежности работы ВЛИ. Разработаны специальные длинно- искровые грозозащитные разрядники (ДИГР), реализующие предложенный метод и исключающие переход искрового разряда в силовую дугу при ам­плитудных значениях перенапряжений вплоть до 400 кВ. Предложены два вида ДИГР, отличающиеся способом установки по отношению к изоляции защищаемой фазы - параллельно изолятору (со стороны опоры) и последо­вательно (на проводе) с изоляцией защищаемой фазы. Определены основ­ные конструктивные размеры ДИГР для ВЛИ 6(10) кВ, позволяющие сни­зить практически до нуля вероятность возникновения силовой дуги при грозовых перекрытиях изоляции. Синтезирована конструкция И ДИГР, обеспечивающая выполнение основ­ной функции - изоляции и одновременно грозозащиту ВЛИ. Принцип дей­ствия изолятора основан на эффекте уменьшения вероятности установле­ния силовой дуги при увеличении длины импульсного грозового перекры­тия. За счет спирального ребра на поверхности изолятора создан весьма длинный путь прекрытия изолятора по его поверхности. Вероятность обра­зования силовой дуги промышленной частоты сводится практически к ну- то, и тем самым обеспечивается бесперебойная работа электрической сети при грозовых перенапряжениях. Выполнена оценка перемещения спирале­видного канала разряда под действием электромагнитных сил. Установле­но, что при токах до 10 кА перемещение канала разряда под действием электромагнитных сил не превосходит 3 см. Поэтому при вылете ребра 3 см, начальном радиусе спирали канала (цилиндра изолятора) 2,5 см и токах до 10 кА канал разряда будет оставаться на поверхности изолятора. Конеч­ный радиус спирали будет составлять 2,9ч-5,9 см. При больших токах, по - видимому, произойдет "срыв" канала с изолятора. Однако, для распреде­лительных сетей 10 кВ протекание токов грозового перенапряжения при перекрытии изолятора больших 10 кА очень маловероятно. 9. Рассмотрены особенности электрического и механического расчета воз­душных линий с изолированными проводами Отмечено, что электрический расчет должен производится в соответствии с разработанными в гл.2 на­стоящей диссертации системой выбора сечений изолированных проводов по длительно допустимому току и по термической стойкости к токам к.з., методиками оценки термической стойкости изолированных проводов ВЛИ 6(10) кВ с учетом и без учета действия АПВ и подпитки точки к.з. от элек­тродвигателей напряжением свыше 1000 В и методикой выбора и согласо­вания параметров цифровых устройств защиты последующего и предыду­щего участка ВЛИ. Применительно к изолированным проводам адаптиро­вана методика расчета механических напряжений и тяжений проводов, оп­ределения максимальных пролетов между опорами ВЛ. На основании ре­зультатов опыта эксплуатации ВЛИ в Ленинградской области отмечено, что гололедные отложения при определении габаритного пролета могут не учитываться, учитывается возрастание парусности ВЛИ из-за наличия изо­ляции и изморози. Установлено, что максимальными пролетами для ВЛ с изолированными проводами на железобетонных опорах П10-1 и П10-5 яв­ляются 110 м и 140 м соответственно. Показано, что применение укоро­ченных траверс при реконструкции ВЛИ позволяет уменьшить расход ме­талла на 20-г40% по сравнению с вариантом с типовыми траверсами, при­меняемыми для ВЛ с неизолированными проводами. 10.Разработана методика экономического обоснования строительства и ре­конструкции ВЛ 6(10) кВ с применением изолированных проводов, учиты­вающая их повышенную надежность по сравнению с неизолированными. Методика предусматривает определение ущерба от недоотпуска электро­энергии потребителям, учитывающая убытки энергоснабжающей органи­зации, территории, затраты на восстановление ВЛ и ликвидацию последст­вий аварии, а также штрафы предъявляемые потребителями. Установлено, что срок окупаемости капитальных вложений при реконструкции ВЛИ не превышает 5 лет, годовой экономический эффект на 1 км в условиях Севе­ро-Запада России составляет около 4,5 млн.руб.Список использованной литературы ГОСТ 16442-80. Кабели силовые с пластмассовой изоляцией. ГОСТ 20.57.406-81. Изделия электронной техники, квантовой электро­ники и электротехнические. Методы испытаний. ГОСТ 13109-87. Требования к качеству электрической энергии в электри­ческих сетях общего назначения. Инструктивные материалы Главгосэнергонадзора. -М.: Энергоатомиздат, 1986. Инструкция по выбору, монтажу и эксплуатации средств защиты от пере­напряжений. -М.: Энергия, 1969. ПАС - система Энсто. Техническая информация. -Хельсинки, Нокиа ка­бель А.О., 1994. Додвесные скрученные кабели, провода "SAX", волоконнооптические грозозащитные тросы. Каталоги по кабельным изделиям и их монтажу. - Хельсинки, Нокиа кабель А.О., 1995. Правила эксплуатации электроустановок потребителей. -М.: Энергоатом­издат, 1987. Правила устройства электроустановок. -М.: Энергоатомиздат, 1992. Правила устройства опытно-промышленных воздушных линий электро­передачи напряжением 6-20 кВ с проводами "SAX". -М.: АО "РОСЭП", 1996. Рекомендации по организации учета и анализа отключений в воздушных электрических сетях напряжение 0,38-20 кВ. -М.: СПО ОРГРЭС, 1994. Передача энергии постоянным и переменным током. Труды НИИПТ, вып. 21-22, 1975. Рекомендации типового проекта 3.407.1 - 143.1. -СПб.: АО "Западсель- энегопроект", 1995. Рекомендации типового проекта 3.407.1 - 143.8. -СПб.: АО "Западсель- энегопроект", 1995. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельско­го хозяйства. -М: АО РОСЭП, 1995, №5. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства. -М.: ВГПИиНИИ, 1982, ноябрь-декабрь. Указания по заполнению ведомостей нарушений в воздушных распреде­лительных сетях напряжением 0,4-20 кВ министерства энергетики и элек­трификации СССР. -М.: СПО Союзтехэнерго, 1984. ТУ 16 К 71-120-91. Провода изолированные для воздушной подвески. Абрамович Б.Н. и др. Электромеханические комплексы с синхронным двигателем и тиристорным возбуждением. -СПб.: Наука, 1995. Абрамович Б.Н., Гульков В.М. Распределительные электрические сети напряжением 0,38-10 кВ с изолированными проводами. В сборнике тези­сов докладов научно-технического семинара "Проблемы энергетики и пу­ти их решения", Барселона, 1997. Абрамович Б.Н., Полищук ВВ. Пути энергетической оптимизации про­цессов добычи и переработки полезных ископаемых. В сб.тез. докладов международного симпозиума 'Топливно-энергетические ресурсы России и других стран СНГ', СПб, 1995. Акодис М.М. Развитие грозового разряда в силовую дугу и методы его изучения. -Электричество, 1941, №3. Андреев В.А., Бондаренко Е.В. Релейная защита автоматики и телемеха­ники в системах электроснабжения. -М.: Высшая школа, 1975. .Афанасьев Н.А, Юсипов М.А. Система технического обслуживания и ремонта оборудования энергохозяйств промышленных предприятий. -М.: Энергоатомиздат, 1989. Бархалев JIM., Громов И.Г., Семенов В.А. и др. Обработка технико-эко- номической информации на ЭВМ в энергетике. -М.: Энергоатомиздат, 1991. Белоусов ВН., Копытов Ю.В. Пути экономии энергоресурсов в народном хозяйстве. -М.: Энергоатомиздат, 1986. Беляков Ю.С. Расчетные схемы замещения трансформаторов и авто­трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой и особен­ности расчета токов короткого замыкания с их учетом. -СПб., ПЭИпк, 1996. 2 8. Бургсдорф В .В. Грозозащита электрических систем. -Электричество, 1949, №2.'29. Бургсдорф В.В., Майкопар A.C. Исследование мощного разряда в воздухе при атмосферном давлении. . -Электричество, 1957, №12. Веников В.А., Ежиков В.В. Электроэнергетические системы в примерах и иллюстрациях. -М.: Энергоатомиздат, 1983. Вияск А., Рорбах А. Проблемы использования кабелей с пластмассовой изоляцией. Сб. "Сооружение и эксплуатация городских кабельных сетей 1-35 кВ". Новосибирск, 1982. Воробьев A.A. Техника высоких напряжений. -М.: Госэнергоиздат, 1945. Гельман Г.А. Автоматизированные системы управления электроснабже­нием промышленных предприятий. - М.: Энергоатомиздат, 1984. Гладилин J1.B. Основы электроснабжения горных предприятий. - М.: Энергоатомиздат, 1986. Глазунов A.A. Сети электрических систем. -М.: Госэнергоиздат, 1947. Гульков В.М. Воздушные линии электропередачи 6(10) кВ с изолирован­ными проводами. В сборнике тезисов докладов ежегодной научной кон­ференции молодых ученых СПбГГИ, 1996. Гульков В.М. Анализ опыта эксплуатации изолированных проводов ВЛ 0,4-10 кВ, изготовленных и проложенных в различных странах мира. В сборнике тезисов докладов международного симпозиума "Энергосберега­ющие технологии добычи транспортировки и переработки твердых, жид­ких и газообразных полезных ископаемых. СПбГГИ, 1996. Гульков В.М. Обзор методов ускоренных ресурсных испытаний для оцен­ки сроков службы изолированных проводов В Л 0,4-10 кВ. В сборнике те­зисов докладов международного симпозиума "Энергосберегающие тех­нологии добычи транспортировки и переработки твердых, жидких и газо­образных полезных ископаемых. СПбГГИ, 1996. Гульков В.М. Выбор сечения изолированных проводов и параметров уст­ройств защиты воздушных линий. В сборнике тезисов докладов ежегод­ной научной конференции молодых ученых СПбГГИ, 1997. Гульков В.М. Лозовский С.Е. Определение величины пролета для воз­душных линий 6(10) кВ с изолированными проводами. В сборнике тези­сов докладов ежегодной научной конференции молодых ученых СПбГГИ, 1997. Гульков В.М. Грозозащита ВЛ напряжением 6(10) кВ с изолированными проводами. В сборнике тезисов докладов симпозиума "Горное оборудо­вание, переработка минерального сырья, новые технологии, экология. СПб.: BAO Рестэк, 1996. Гусейнов Ф.Г., Мамедяров О.С. Экономичность режимов электрических сетей. - М.: Энергоатомиздат, 1984. Дикерман Д., Лащивер Р. Новый способ сшивания полиэтилена. -Кабель­ная техника, 1978, №7. Железко Ю.С. Компенсация реактивной мощности и повышение качества электрической энергии. -М.: Энергоатомиздат, 1985. Ивоботенко ЕЛ. и др. Планирование эксперимента в электромеханике. - М: Энергия, 1975. Идельчик В.И. Расчеты установившихся режимов электрических систем. Под ред. ВениковаВ.А. -ML: Энергия, 1977. Испытания на воздействие внешних факторов. 4.1. Общие положения и руководство. МЭК 68-1, 1988. Корн Т. Справочник по математике. -М.: Наука, 1974. Корсунцев A.B. Проект руководящих указаний по защите электрических сетей 3-750 кВ от грозовых и коммутационных перенапряжений. -Труды НИИПТ, 21-22, 1975. Кудрин Б.И. Основы комплексного метода расчета электрических нагру­зок. - Промышленная энергетика, 1987, №11. Лакерник P.M., Шарле Д.Л. Полиэтилен и его применение в кабельной технике. ГЭИ, 1958. Маврицын A.M., Петров O.A. Электроснабжение угольных разрезов. -М.: Недра, 1977. Маркушевич Н.С. Автоматизированное управление режимами электросе­тей 6-20 кВ. -М.: Энергия, 1980. Майкопар A.C. Дуговые замыкания на линиях электропередач. -М.: Энер­гия, 1965. Поливанов K.M. Теоретические основы электротехники, -М.: Энергия, 1975. Минин Г.П., Копытова Ю.В. Справочник по электропотреблению в про­мышленности. -М.: Энергия, 1978. Михайлов В.В. Расчет и конструирование высоковольтной аппаратуры. - М.: Госэнергоиздат, 1951. Михайлов В.В. Надежность электроснабжения промышленных предпри­ятий. -М.: Энегроатомиздат, 1992. Некрасов М.М. Переход импульсного перекрытия в дугу на линиях пере­дачи с деревянными опорами. -Электричество, 1951, №3. Никифорова В.Н., Гульков В.М., Ситников А.И. Сертификация электри­ческой энергии по показателям качества. -М.: Энергетическая политика, 1995, вып.4. Никотин П.П., Перфилетов А.Н., Каминский B.C. Материалы кабельного производства. ГЭИ, 1963. Огарков М.А. Методы статистического оценивания параметров случай­ных процессов. -М.: Энергоатомиздат, 1989. Отчет о НИР "Разработка импульсного грозозащитного разрядника, обес­печивающего возможность создания компактных линий без грозозащит­ных тросов" по теме №205194 за 1993 г. Пиковский A.A. Использование экономико-математических методов при решении задач управления в промышленной электроэнергетике. -Про­мышленная энергетика, 1987, №5. Подпоркин Г.В., Сиваев А.Д. Грозозащита линий электропередач при по­мощи импульсных грозовых разрядников. Техническая информация НПО "Стример", СПб, 1995. Прейскурант № 09-01. Тарифы на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую энергосистемами и электрическими станциями Министерст­ва энергетики и электрификации СССР. -Прейскурант М.: 1980, 47с. Прузнер C.JL Экономика, организация и планирование энергетического производства. -Саратов: Энергоатомиздат, 1984. Самойлович И.С., Ситник И.В. Линии электропередачи карьеров. -М.: Недра, 1987. Солдаткина Л.А. Электрические сети и системы. -М.: Энергия, 1978. Справочник по электрическим аппаратам высокого напряжения. Под ред. Афанасьева В.В. -Л.: Энергоатомиздат, 1987. Техника высоких напряжений. Под ред. Разевига Д.В. -М.: Энергия, 1976. Техническая информация NOKIA. Указания по определению электрических нагрузок нефтяных промыслов Западной Сибири. РД 39-3-626-81. Составитель Кудряшов P.A.; под об­щей ред. Новоселова Ю.Б. -M.: Техническое управление МНП, Гипро- тюменнефтегаз, 1982. Федоров A.A., Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий. -М: Энергоатомиздат, 1984. Федоров Е.Я., Смирнов С.И. Некоторые вопросы применения кабелей с пластмассовой изоляцией. Сб. "Сооружение и эксплуатация городских кабельных сетей 1-35 кВ". Новосибирск, 1982. Фокин Ю.А. Вероятностно-статистические методы в расчетах систем электроснабжения. -М: Энергоатомиздат, 1985. Цапенко Е.Ф., Сычев ЛИ., Кулешов П.Н. Шахтные кабели и электробезо­пасность сетей.. -М.: Недра, 1988. Чунихин A.A. Электрические аппараты. -М.: Энергоатомиздат, 1988. Шнитман М.Н. Опыт эксплуатации кабелей с пластмассовой изоляцией напряжением 1 кВ. Сб. "Сооружение и эксплуатация городских кабель­ных сетей 1-35 кВ". Новосибирск, 1982. Электротехнический справочник. Производство и распределение электри­ческой энергии. Под. ред. Орлова И.Н. -М.: Энергоатомиздат, 1988. Connecteurs et accessoires pour reseaux BT/HTa. Cedex, 1996. Produits Cableries de Lens.-Cedex, 1996. SIMEL connexions et accessoires pour reseaux aeriens isoles. Gevrey- Chambertin, 1995. H.R.Armstrong et. El. Impulse studies on distribution line construction. IEEE Trans. On PAS-86, 1967, No.2. Alexandrov G.N., B.B.Bochkovskiy and G.V.Podporkin. Evaluation of the lightning performance of ultra -high voltage transmission lines without ground return wires. Electric Technology USSR, No.2, 1986. W.Baumann. Wechselstorm Lichtbogen Niederspannungs installationen als Jolge von Stossentladungen, Bull.ASE, 1954, No. 12. P.L.Bellashi. Lightning and 60-Cycle Power Tests on Wood Pole line Insulation. A.I.E.E. Trans. Vol.66, 1947. A.S.Brooks, R.N.Soothgate and E.R.Whitehead. Impulse and Dynamic Flashover Studies on 26 kV Wood Pole Transmission Construction. A.I.E.E. Elect. Eng., Vol.52, 1933. V.V.Burgsdorf. Lightning Protection of Overhead Transmission Lines and Op­erating Experience in the USSR. CIGRE Paper, No.326, Paris, 1958. M.Darveniza and G.Elittler. The Ratio of Power Outages to Lightning Flash- hovers. The Beerwah Field Experiment. I.E. Aust., Old. Div., Tech. Pap. Vol.10, No. 18 and I.E.E. Paper No.70, 1969. M.Darveniza. Electrical Propetries of Wood and Line Disign. Monography, University of Quensland Press, St.Lucia, Quensland, 1980. J.Eaton, J .Peak, J.Dunham. Line Field Investigation with Flashovers. El. Eng., 1939, No.11. Electrical Transmission and Distribution Reference Book. Westinghouse Elec­tric Corporation, East Pittsburg, Pensilvania, USA, 1964. H.N.Ekvall. Minimum Insulation Level for Lightning Protection of Medium Voltage Lines. A.I.E.E. Elect. Eng. Trans. Vol.60, 1941. S.Furukawa, O.Usuda, T.Isozaki, T.Irie. Development and Application of Lightning Arresters for transmission Lines. IEEE Trans, on Power Delivery, Vol.4, No.4, 1989. K.Ishida, O.Usuda, T.Isozaki, T.Irie, T.Nakayama, Y.Aihara. Development of a 500 kV Transmission Line Arrester and its characteristics. IEEE Trans, on Power Delivery, Vol.7, No.3, 1992. A.Hinkkuri, I.Lehtinen. The SAX-system - a new medium voltage distribution mode. CIRED, 1987. R.E.Koch, J.A.Timoshenko, J.G.Anderson and C.H.Shih. Design of zinc oxide transmission line arresters. IEEE Trans, on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-104, No. 10, 1985. R.E.Lee et. al. Prevention of covered conductor burndown on distribution circuit - arcing protection devices. IEEE Trans. Pas. Vol PAS-101, 1982. I.Lehtinen. Phase-to-phase sparkover of covered conductors. Helsinki Univer­sity of Technology, 1990. H.Lehtinen, I.Lehtinen, A.Hinkkuri. Research on covered medium-voltage overhead lines in Finland. CIRED, 1989. G.Richardson, S.Palumbo, Новые компаунды для низковольтных изолиро­ванных проводов. Wire Industry, vol. 58, №692, 1991. C.H.Shih, R.M.Hayes, D.K.Nichols, R.E.Koch, J.A.Timoshenko and J.G.Anderson. Application of special arresters on 138-kV lines of Appalachian Power Company. IEEE Trans, on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS- 104, No.10, 1985. H.Tatizava et. al. Compartamento, frente a impusos atmosféricos, para dif­erentes amarracoes e isoladores. Electrcidade Moderno, 1994. C.Wagner, C.Layn, C.Leer. Arc Drop During Transition from Spark Discharge to Arc. Pow. App. Syst., No.36, 1958. M.Washino, A.Fukuyama, K.Kito and K.Kato. Development of Current Lim­iting Arcing Horn for Prevention of Lighting Faults on Distribution Lines. IEEE Trans, on Power Delivery, Vol.3, No.3,1988. Приложение 1 Данные по отказам ВЛ 6(10) кВ по АО "Ленэнерго" за 1991^-1995 г.г. Таблица 1 Сводные данные по отказам ВЛ 6(10) кВ по АО "Ленэнерго" за 1991 г. Наименование предприятия Всего Изменение материалов в эксплуатации Атмосферные воздействия Посторонние воздействия Прочие Выборгские эл. сети 107 1 18 52 36 Гатчинские эл. сети 214 41 9 42 122 Лодейнополъские эл. сети 103 1 0 102 0 Лужские эл. сети 45 2 9 22 12 Новоладожские эл. сети 76 1 16 39 20 Пригородные эл. сети 249 0 56 193 0 Кингисеппские эл. сети 238 72 24 76 66 Тихвинские эл. сети 94 0 5 77 12 Всего по Ленэнерго 1126 118(10,5%) 137(12,2%) 603 (53.6%) 268 (23,7%) Таблица 2 Сводные данные по отказам В Л 6(10) кВ по АО " Ленэнерго" за 1992 г. Наименование предприятия Всего Изменение материалов в эксплуатации Атмосферные воздействия Посторонние воздействия Прочие Выборгские эл. сети 184 6 5 75 98 Гатчинские эл. сети 302 41 24 55 182 Лодейнополъские эл. сети 93 0 0 93 0 Лужские эл. сети 34 0 14 19 1 Новоладожские эл. сети 67 5 7 40 20 Пригородные эл. сети 214 0 11 202 2 Кингисеппские эл. сети 197 47 12 70 68 Тихвинские эл. сети 104 0 1 93 10 Всего по Ленэнерго 1195 99 (8,3%) 68 (5,7%) 647 (54,1%) 381 (31,9%) Приложение 1 (продолжение) Таблица 3 Сводные данные по отказам ВЛ 6(10) кВ по АО "Ленэнерго" за 1993 г. Наименование предприятия Всего Изменение материалов в эксплуатации Атмосферные воздействия Посторонние воздействия Прочие Выборгские эл. сети 164 9 21 66 68 Гатчинские эл. сети 287 50 9 41 187 Лодейнопольские эл. сети 113 1 7 90 15 Лужские эл. сети 32 1 4 17 10 Новоладожские эл. сети 59 3 9 29 18 Пригородные эл. сети 192 0 15 177 0 Кингисеппские эл. сети 285 69 11 61 144 Тихвинские эл. сети 63 0 1 56 6 Всего по Ленэнерго 1195 133 (11,1%) 77 (6,5%) 537 (44,9%) 448 (37,5%) Таблица 4 Сводные данные по отказам ВЛ 6(10) кВ по АО "Ленэнерго" за 1994 г. Наименование предприятия Всего Изменение материалов в эксплуатации Атмосферные | воздействия Посторонние воздействия Прочие Выборгские эл. сети 178 3 21 38 116 Гатчинские эл. сети 0 0 0 0 0 Лодейнопольские эл. сети 85 3 6 52 24 Лужские эл. сети 36 4 9 16 7 Новоладожские эл. сети 54 1 10 28 15 Пригородные эл. сети 183 0 0 178 5 Кингисеппские эл. сети 393 94 34 170 95 Тихвинские эл. сети 5 0 0 4 1 Всего по Ленэнерго 934 105 (Л,2%) 80 (8,6%) 486 (52,0%) 263 (28,1 %) Приложение 1 (продолжение) Таблица 5 Сводные данные по отказам ВЛ 6(10) кВ по АО "Ленэнерго" за 1995 г. Наименование предприятия Всего Изменение материалов в эксплуатации Атмосферные воздействия Посторонние воздействия Прочие Выборгские эл. сети 0 0 0 0 0 Гатчинские эл. сети 0 0 0 0 0 Лодейкопольские эл. сети 196 8 0 136 52 Лужские эл. сети 8 0 8 0 0 Новоладожские эл. сети 184 0 36 80 68 Пригородные эл. сети 84 0 0 84 0 Кингисеппские эл. сети 576 180 64 148 184 Тихвинские эл. сети 0 0 0 0 0 Всего по Ленэнерго 1048 188(17,9%) 108 (10.3%) 448 (42.7%) 304 (29.0%) Таблица 6 Сводные данные по отказам В Л 6(10) кВ по АО "Ленэнерго" за 1991-1995 г.г. Наименование предприятия Всего Изменение материалов в эксплуатации Атмосферные воздействия Посторонние воздействия Прочие Всего по Ленэнерго 5458 683 (10,7%) 470 (8,3%) 2721 (51,0%) 1624 (30,0%) В среднем за год 1100 137 (12,4%) 94 (8,6%) 544 (49,5%) 323 (29,4%) Приложение 2Проверка проводов на термическую стойкость проводов SAX 70 ВЛИ 10 кВ. предназначенной для питания водоочистительных сооружений в г. Тихвине Исходные данные: Запроектирована двухцепная ВЛИ 10 кВ, выполненная проводом SAX 70, от ПС 110/35/10 кВ №143 до РП "Водозабор" длиной 3,5 км; Мощность трансформатора ПС №143 - 40 MB.А; 3.1(\макс.нн- 11440 А;4. Время срабатывания существующей релейной защиты на ПС №143 - tp 3. = 0,8 сПроверим на термическую стойкость провод SAX 70 по формуле:1Т4ГТ = 6,4 .1 < = = 11,44-^0,8 + 0,1 -г 0,2 - 12,0 - про­вод нетермостоек.Для обеспечения термостойкости оценим возможность использования токовой отсечки на реле РТМ. Время срабатывания ТО равно:6,4 • 1/ = г-= 0,312с" 11,44Так как ^ меньше 0,3 с, то можно использовать токовую отсечку. Применим токовую отсечку на реле типа РТМ.Для определения тока срабатывания отсечки проделаем следующие промежуточные расчеты:1. Наименьшее сопротивление питающей системы в максимальном ее режимеХс.макс.нн (Ом), отнесенное к стороне НН трансформатора по формуле:Ю,5 __ /(3, у[з 1440 > ^4 Х.Л1ДЧС.НН 4 1 1 Рис.1. Схема электроснабжения РП "Водозабор" Активное и индуктивное сопротивление ВЛИ 10 кВ по формулам: 1   ...   6   7   8   9   10   11   12   13   14

Дл =Я0/ = 0,493-3,5= 1,730л; ХД = Х01 = 0,4-3,5 = 1,40л/ Трехфазный ток к.з. в максимальном режиме в точке К2 по формуле: и ср.ИИ г(3) = 2339 А10,5 +{ХС_+Х,У + (0,53-г 1,4) ' Ток срабатывания отсечки найдем по формуле (3.14), приняв Кн = 1,5:= = 1,5-2339 = 3509 АПо результатам расчетов токов короткого замыкания построим кривую спада тока по линии с шагом 0, 5 км. Ь, км 0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 Хл, Ом 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 Ял, Ом 0 0,247 0,493 0,74 0,986 1,23 1,48 1,727 ^ 'к.Х) кА 11,4 7,88 5,78 4,5 3,65 3,1 2,66 2,34 Рис.2.Как видно из рисунка 2 ТО защищает только около 2 км линии, а далее она нечувствительна, поэтому необходимо иметь еще и зависимую МТЗ, вы­полненную на ПС 143 на реле прямого действия РТВ-1.С 1 К роб.д.-шт 5где: Кн - коэффициент надежности, Кн = 1,3 для РТВ или 1,1 для БМРЗ и БРАС;Ксзп - коэффициент самозапуска. Для рассматриваемого потребителя он будет равен 3 (как для общепромышленного); Кв - коэффициент возврата, Кв.РТв = 0,6, Кв.бмрз = 0,95; тогда:1,3-3 К310 = 2015Л; =-^310= 1076а;при этом:1{2)>1,5,где: 1(2)КЗтт " ток двухфазного к.з. на шинах РП "Водозабор", равный 0.86х1(3),К.З. 0,86/£> 2012 К,ртв=-1— = — < 15,0,86/1? 2012 К,ШРЗ=-—Г = Ш> 1,5,т е применение в качестве МТЗ РТВ-1 возможно при изменении максималь­ного рабочего тока.2012I,,™ = —=1340Л,1,5К , К, 1340 0,6 кА 0,0 5,0 Рис.3.т е при токе к.з. в линии 2,34 кА будет обеспечена термостойкость ВЛИ. кривая ! - зависимая время-токовая характеристика реле БМРЗ и БРАС; кривая 2 - зависимая время-токовая характеристика реле РТВ-1.1_ . = —= = 206 А р"" Л",Л,„ и-3Тогда, характеристика защиты будет иметь вид, представленный нарис.30,5 _0.Приведенный выше расчет показывает, что применение современных защит на микропроцессорной элементной базе позволяет более эффективно использовать сечение провода линии.Пропускная способность ВЛИ при использовании электромеханических защит:S^ = л/з • 10,5/pd, - л/3 • 10,5 - 206 = Х14МВА ;5ир = л/3 • 10,51тлмт = л/3 • 10,5 ■ 310 = 5,63 MB А . Проверим чувствительность токовой отсечки: Г1 7(3) /с о Т.е. провод SAX 70 будет термостоек (при использовании токовой от­сечки) по всей длине В ЛИ 10 кВ. Приложение 3 УТВЕРЖДАЮ"ктрических сетей АО Ю.А.Павловрасследования причин повреждения В Л 0,4^10 кВ на Гарболовском мастерском участке Сертоловского района Пригородных электрических сетей АО "Ленэнерго'г. Санкт-Петербург30.01.96.Комиссия в составе: главный инженер Пригородных электрических сетей АО "Ленэнерго" Гусачков В.Ф. главный специалист института Западэнергосельпроект Лебедева Т.Г. инженер службы распределительных сетей АО "Ленэнерго" Бойцев A.M. главный инженер Сертоловского района Власов Г Л. составила настоящий акт о нижеследующем: В связи с массовыми повреждениями В Л 0,4-^10 кВ из-за гололедообразования и нали­пания снега на проводах ВЛ, деревьях (толщина гололеда 4 см и поверх него налипание и отвердевание снега с общей толщиной 15н-20 см) на трассах ВЛ 0,4^10 кВ и большим коли­чеством упавших деревьев на провода ВЛ, комиссия выездом на места повреждения устано­вила:1 Гололедообразование, начавшееся 04.01:96 г. во Всеволожском районе Ленинград­ской области произошло полосой Ю-г-12 км от Лемболовских высот, далее на поселок Кер- ро-Гарболово, Васкелово и наиболее проявилось на участках: 34+40 км Выборгского шоссе; п.Гарболово-^п.Пески; Лемболовские высоты. За период с 04.01.96 г. по настоящее время произошло 97 повреждений ВЛ 0,4-И 0 кВ, из них: повреждение ж/б опор - 6 шт., обрывы проводов А и АС - 32; 2 174► поломка траверс - 5 шт. В то же время на ВЛ 10 кВ 220-210 ПС Васкелово, выполненной изолированным проводом и находящейся в зоне наибольшего гололедообразования, обледенение проводов отсутствует и упавшие под тяжестью гололеда на эту ВЛ деревья не прервали электроснаб­жения поселка Васкелово. Все ВЛ 10 кВ во Всеволожском районе Ленинградской области спроектированы и построены в 1975н-78 годах, отнесены ко 2-му гололедному району и имеют пролеты между опорами 90-И 50 м, провод АС-70. Комиссия считает необходимым выполнить следующие мероприятия;



550

Вариант с укороченными траверсами. В связи с тем, что введены вре­менные "Правила устройства опытно-промышленных воздушных линий электропередачи напряжением 6-20 кВ с проводом SAX" и п.2.5.54 [9] до­полнен информацией: "расстояние между изолированными проводами на опоре и в пролете ВЛИ 6-20 кВ должно быть не менее 0,4 м при любом рас­положении проводов на опоре и любом районе климатических условий", представляется возможность уменьшить расстояние между фазами изолиро­ванных проводов. Поэтому были рассмотрены конструкции опор с укорочен­ными траверсами и использованием несущих конструкций типовых проектов [13,14].

550


5




tr


О ГО


I /

а

j

ry


-



t




и


о





/



Рис.5.7.Промежуточная опора Пи 10. Траверса ТМи-1 выполнена из уголка 70x70x5 длиной 1160 мм. крепле­ние ов к траверсе осуществляется посредством штырей из круглой стали диаметром 22 мм. Расстояние между фазами удалось сократить до 500 мм.








Рис.5.8.Угловая промежуточная опора УПиЮ. Траверса ТМи2 изготовлена из уголка 90x90x6 длиной 1070 мм. Крепле­ние изоляторов к траверсе осуществляется также как и в предыдущем вари­анте, Крепление подкоса к стойке опоры выполнено узлом У).




Рис.5.9.Концевая опора с разъединителем у подстаици с воздушным вводом

КиРКМ.

Крепление проводов производится на натяжных гирляндах, провода разметены на вершинах равностороннего треугольника. Траверса ТМиЗ из­готовлена из угловой стали 90x90x6. Крепление подкоса к стойке опоры вы­полнено узлом У1


.ш4.ъ,1ь.ша




Рис.5.10. Концевая опора с кабельной муфтой КМиЮ. Крепление проводов - треугольное. Траверса ТМи5 выполнена из уголка 80x80x6 длиной 890 мм. Кабельная муфта крепится к стойке кронштейном КМ), кабель и защитный уголок 80x80x6 крепятся к стойке скобами. Крепле­ние подкоса к стойке опоры осуществлено узлом У1.






Рис.5.11.Угловая анкерная опора УАиЮ.

Траверса ТМи4 изготовлена из уголка 90x90x6. Крепление проводов - треугольное, на натяжных гирляндах. Два подкоса крепятся к стойке опоры узлами крепления подкоса У1.

Все рассмотренные стальные конструкции должны изготавливаться в со­ответствии с требованиями типовых проектов [13,14].

Приведенный выше вариант ВЛИ с использованием конструкций типо­вого проекта [13] предназначен для использования уже существующих кон­струкций и элементов ВЛ при реконструкции и техническом перевооружении линий. Т.о. габариты существующих линий будут сохранены.

Вес металлоконструкций опор по варианту с укороченными траверсами приведен в табл.5.4.

Таблица 5.4

Вес металлоконструкций ВЛИ с укороченной траверсой

№
Тип опоры
Траверса:
Вес

металлоконструкций, кг

тип
вес, кг

1.
ШОи
ТМи1
8,84
10,0

2.
УШОи
ТМи2
11,51
20,83

3.
АиЮ
ТМиЗ
15,55
24,87

4.
УАиЮ

f
ТМи4
18,41
34,97

5.
КиР10-1
ТМиЗа
14,94
75,52


Сопоставление данных таблиц 5.3 и 5.4 показывает, что применение укороченных траверс при реконструкции ВЛИ позволяет уменьшить расход металла на 20-г40% по сравнению с вариантом с типовыми траверсами, при­меняемыми для ВЛ с неизолированными проводами.

Для крепления изолированных проводов могут быть использованы кон­струкции, производимые финской фирмой "Nokia cables".

5.4. Экономическая эффективность строительства и эксплу­атации ВЛИ 6(10) кВ

Расчет экономической эффективности строительства и эксплуатации ВЛ 6(10) кВ с изолированными проводами ведется при следующих допущениях: 1. Срок эксплуатации ВЛ 6(10) кВ на железобетонных опорах с изолирован­ными проводами равен сроку службы ВЛ 6(10) кВ на железобетонных опо­рах с неизолированными проводами (33 года).
2. Затраты на эксплуатацию ВЛ 6(10) кВ с изолированными проводами сни­жаются на 80% по отношению к затратам на эксплуатацию ВЛ с неизоли­рованными проводами (по оценке СЭЭС АО "Ленэнерго"), Расчет экономического эффекта производился по формуле:

{Кн-Кк)^г + Ии-Ик

Тс

где: Кн - капитальные затраты на строительство (реконструкцию) 1 км В Л ' 6(10) кВ с неизолированными проводами; Ки - капитальные затраты на строительство (реконструкцию) 1 км ВЛ 6(10) кВ с изолированными проводами; Тс - срок службы ВЛ 6(10) кВ;

Ин - издержки на эксплуатацию 1 км ВЛ 6(10) кВ с неизолированными проводами;

Ии - издержки на эксплуатацию 1 км ВЛ 6(10) кВ с изолированными про­водами;

Ьвл - длина строящейся (реконструируемой) линии; ДУгод - снижение годового ущерба от недоотпуска электроэнергии по­требителям и ликвидаций последствий аварий от повышенной надежно­сти В Л с изолированными проводами.

Снижение годового ущерба от нарушений электроснабжения при ис­пользовании изолированных проводов вместо неизолированных на всей дли­не строящейся (реконструируемой) линии определяется по формуле:

ЛУгос^УЛвЛ^-Ыи),


Э =

^год

где: Ун - ущерб от недоотпуска электроэнергии при аварии на ВЛ 6(10) кВ.
сон - частота отказов ВЛ 6(10) кВ с неизолированными проводами на 1 км;

сои - частота отказов ВЛ 6(10) кВ с изолированными проводами на 1 км; Ущерб Ун от недоотпуска электроэнергии из-за отказа ВЛ 6(10) кВ со­стоит из двух составляющих: убытков энергоснабжающей организации и убытков территории [3, 60].

К убыткам АО "Ленэнерго" относятся:

  • потери реализации - 213,1 руб/кВтч (средний тариф) на 08.05.97 г.;

  • ущерб от ликвидации последствий аварии;

  • штрафы, выставленные потребителями.

Убытки территории состоят из потери части налога на прибыль. По со­стоянию на 08.05.97 г. 0,2хП = 10,58x0,2 2,116 руб/кВтч, где: П = 10,58 - прибыль в тарифе, руб/кВтч; 0,2 - налог на прибыль. Расчет ущерба производится по формуле:

Ун=^7Ч0,2/7 + Зв + Д/,

где: \УН - недоотпуск электроэнергии, кВтч;

Т - тариф соответствующей группы потребителей, руб.; Зв - затраты на восстановление, руб.; Ш - штрафы, руб.

Затраты на восстановление зависят от размеров аварии и включают в се­бя:

  1. Затраты на оплату труда.

  2. Начисление на зарплату (38,5%).

  3. Затраты на материалы.

  4. Затраты на использование автотранспорта и механизмов.

  5. Накладные расходы.

  6. Рентабельность (15%).

  7. НДС (20%).

В среднем по АО "Ленэнерго" ущерб от недоотпуска электроэнергии и ликвидацию последствий одной аварии составляет 1930450,6 руб., сон =

    1. 0684 год"1, сои = 0,0287 год"1. Предварительные расчеты, опыт строительства и эксплуатации ВЛИ в условиях АО "Ленэнерго" показали, что строительство 1 км ВЛИ обходится на 20^30 млн.руб. дороже строительства ВЛ с неизоли­рованными проводами, однако за счет снижения издержек на эксплуатацию линии и ущербов от перерыва электроснабжения потребителей на 7^-8 млн.руб. достигается значительный экономический эффект, срок окупаемо­сти капитальных затрат не превышает 5 лет. Расчет экономической эффек­тивности реконструкции ВЛ 6(10) кВ применительно к АО "Ленэнерго" при­ведены в приложении 5.

5.5. Выводы к главе 5

    1. Рассмотрены особенности электрического и механического расчета воз­душных линий с изолированными проводами Отмечено, что электрический расчет должен производится в соответствии с разработанными в гл.2 на­стоящей диссертации системой выбора сечений изолированных проводов по длительно допустимому току и по термической стойкости к токам к.з., методиками оценки термической стойкости изолированных проводов ВЛИ 6(10) кВ с учетом и без учета действия АПВ и подпитки точки к.з. от элек­тродвигателей напряжением свыше 1000 В и методикой выбора и согласо­вания параметров цифровых устройств защиты последующего и предыду­щего участков ВЛИ.

    2. Применительно к изолированным проводам адаптирована методика расче­та механических напряжений и тяжений проводов, определения макси­мальных пролетов между опорами ВЛ. На основании результатов опыта эксплуатации ВЛИ в Ленинградской области отмечено, что гололедные отложения при определении габаритного пролета могут не учитываться, учитывается возрастание парусности ВЛИ из-за наличия изоляции и измо­рози.

    3. Установлено, что максимальными пролетами для ВЛ с изолированными проводами на железобетонных опорах П10-1 и П10-5 являются 110 м и 140 м соответственно

    4. Рассмотрены варианты конструкций ВЛ 6(10) кВ с применением типовых и укороченных траверс. Отмечено, что применение укороченных траверс при реконструкции ВЛИ позволяет уменьшить расход металла на 20^-40% по сравнению с вариантом с типовыми траверсами, применяемыми для ВЛ с неизолированными проводами.

    5. Разработана, методика экономического обоснования строительства и ре­конструкции ВЛ 6(10) кВ с применением изолированных проводов, учиты­вающая их повышенную надежность по сравнению с неизолированными. Методика предусматривает определение ущерба от недоотпуска электро­энергии потребителям, учитывающая убытки энергоснабжающей органи­зации, территории, затраты на восстановление ВЛ и ликвидацию последст­вий аварии, а также штрафы, предъявляемые потребителями. Установлено, что окупаемости капитальных вложений при реконструкции ВЛИ не пре­вышает 5 лет, годовой экономический эффект на 1 км в условиях Северо- Запада России составляет около 4,5 млн.руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертации дано решение научной задачи, заключающейся в разра­ботке теоретической и методической основы проектирования воздушных ли­ний электропередачи 6(10) кВ повышенной надежности с применением изо­лированных проводов.

Основные выводы диссертационной работы заключаются в следующем:

      1. Выявлены допустимые параметры экстремальных воздействий на элемен­ты воздушных линий по току и напряжению и зависимость их показателей надежности от физико-химических свойств проводов. Установлено соот­ветствие прочностных электрических и механических характеристики, изо­лированных и неизолированных проводов зарубежного и отечественного производства требованиям стандартов РФ, проведен их сравнительный анализ. Выявлено, что пробивные напряжения изолированных проводов при приложении груза и без него практически не отличаются. Определена кратковременная электрическая прочность испытанных типов проводов. Для проводов типа "Торсада" (фазный провод) и "SAX-70" она составляет 42-^45 кВ. Изоляция троса проводов типа "Торсада" и изолированного про­вода фирмы Cableries de Lens пробивалась при напряжении 30-г35 кВ. По­казано, что на величину пробивного напряжения существенное влияние оказывает конструкция жилы и эксцентриситет изоляции.

      2. Установлены величины пробивного напряжения изоляции проводов при междуфазных перекрытиях. Для фазных проводов типа "Торсада" 0,4 кВ и "SAX-70" 10 кВ пробивное напряжение имеет стабильное значение, равное 65 кВ. У проводов, имеющих эксцентриситет жилы, пробивное напряжение при схлестывании изменяется в пределах 45^-65 кВ. Сравнительные меха­нические испытания шести типов проводов на растяжение показали, что у провода типа "SAX-70" 10 кВ и изолированного провода 6 кВ фирмы Са- bienes de Lens усредненный предел прочности ан = 315 МПа в 2,5 раза пре­восходит прочность алюминиевого сплава, используемого в отечественных алюминиевых проводах типа А-70 (ан = 125 МПа). Предел прочности оте­чественного сталеалюминиевого провода АС 70 (ан = 327 МПа) аналогичен величине прочности зарубежных проводов, выполненных из альдрея и альмелека.

      3. Выполнен сравнительный анализ показателей надежности BJI с изолиро­ванными и неизолированными проводами. Установлено, что в условиях "Ленэнерго" частота отказов на 1 км составляет сон = 0,0584-0,0742 год'1, среднее значение сонс = 0,0684 год"1. Наибольшее число отказов (49,5%) обусловлено посторонними воздействиями, на втором месте находятся от­казы, возникающие из-за недостатков проектирования и дефектов конст­рукции и монтажа. Установлено, что физико-химические свойства изоли­рованных проводов позволяют частично или полностью исключить отказы вызванные влиянием климатических условий и посторонними воздейст­виями, уменьшить частоту отказов ВЛ 6(10) кВ в 2,4 и более раз. Установ­лено, что в условиях Северо-Запада РФ наиболее подходящим типом про­вода являются провода, имеющие конструкцию, аналогичную проводам типа "SAX" фирмы Nokia Cables (Финляндия). При этом следует ожидать, что средняя частота отказов составит не более 0,0287 год"1. Показано, что существенным резервом повышения надежности ВЛ 6(10) кВ в первую очередь являются повышение механической прочности, качества проекти­рования и строительства линий.

      4. Установлены закономерности и разработаны методические положения вы­бора изолированных проводов воздушных линий по допустимому длитель­ному току и термической стойкости к токам к.з. от параметров питающей системы, устройств защиты и автоматического повторного включения, конфигурации сети, величины э.д.с. и постоянной времени затухания пере­ходной составляющей тока к.з. от синхронных и асинхронных электродви­гателей напряжением свыше 1 кВ.

      5. Разработана методика проверки термической стойкости изолированных проводов воздушных линий 6(10) кВ в экстремальных условиях без учета двигательной нагрузки. Уставлено, что даже при мощности силовых трансформаторов подстанции 10 MB А, линии, выполненные изолирован- ными проводами сечением 70 мм , могут оказаться нетермостойкими. Уменьшение импульса квадратичного тока, воздействующего на провода ВЛИ, путем ограничения длительности к.з. благодаря выполнению защиты на электромеханических реле в виде токовой отсечки оказывается недоста­точным при использовании для повышения надежности электроснабжения. Снижение величины времени приведенного к.з. до необходимого значения может быть достигнуто путем применения цифровых реле за счет ускоре­ния отключения к.з., благодаря их более высокой точности работы и вве­дению ускорения действия защиты после АПВ. При этом минимальное значение времени отключения к.з. составит 0,3-г0,65 с, а собственное время работы защиты - 0,2^0,25 с.

      6. Разработана методика оценки термической стойкости изолированных про­водов ВЛИ 6(10) кВ с учетом действия АПВ и подпитки точки короткого замыкания от электродвигателей напряжением свыше 1 кВ. Установлена зависимость величины теплового импульса тока к.з. от параметров питаю­щей системы, величины э.д.с. и постоянных времени затухания переходной составляющей тока к.з. от синхронных и асинхронных двигателей напря­жением свыше 1 кВ. Выполнена проверка адекватности установленной за­висимости. Показано, что полученная зависимость позволяет определить импульс квадратичного тока с погрешностью не более 5%. Установлено, что в условиях горных предприятий подпитка точки короткого замыкания может приводить к увеличению импульса квадратичного тока к.з. на 10-^30%. Предложена методика выбора параметров цифровых устройств защиты воздушных линий с изолированными проводами, в том числе по условиям несрабатывания защиты после отключения к.з. на предыдущем участке, согласования чувствительности защит последующего и предыду­щего участков и обеспечения требуемой чувствительности в основной зоне и зонах дальнего резервирования.

      7. Разработан новый эффективный метод защиты воздушных линий 6(10) кВ от грозовых перенапряжений. Метод предусматривает ограничение гради­ента рабочего напряжения при перекрытии изоляции величиной 7 кВ/м. При этом предотвращается переход искрового перекрытия в силовую дугу путем удлинения пути импульсного грозового перекрытия и обеспечивает­ся повышение надежности работы ВЛИ. Разработаны специальные длинно- искровые грозозащитные разрядники (ДИГР), реализующие предложенный метод и исключающие переход искрового разряда в силовую дугу при ам­плитудных значениях перенапряжений вплоть до 400 кВ. Предложены два вида ДИГР, отличающиеся способом установки по отношению к изоляции защищаемой фазы - параллельно изолятору (со стороны опоры) и последо­вательно (на проводе) с изоляцией защищаемой фазы. Определены основ­ные конструктивные размеры ДИГР для ВЛИ 6(10) кВ, позволяющие сни­зить практически до нуля вероятность возникновения силовой дуги при грозовых перекрытиях изоляции.

      8. Синтезирована конструкция И ДИГР, обеспечивающая выполнение основ­ной функции - изоляции и одновременно грозозащиту ВЛИ. Принцип дей­ствия изолятора основан на эффекте уменьшения вероятности установле­ния силовой дуги при увеличении длины импульсного грозового перекры­тия. За счет спирального ребра на поверхности изолятора создан весьма длинный путь прекрытия изолятора по его поверхности. Вероятность обра­зования силовой дуги промышленной частоты сводится практически к ну- то, и тем самым обеспечивается бесперебойная работа электрической сети при грозовых перенапряжениях. Выполнена оценка перемещения спирале­видного канала разряда под действием электромагнитных сил. Установле­но, что при токах до 10 кА перемещение канала разряда под действием электромагнитных сил не превосходит 3 см. Поэтому при вылете ребра 3 см, начальном радиусе спирали канала (цилиндра изолятора) 2,5 см и токах до 10 кА канал разряда будет оставаться на поверхности изолятора. Конеч­ный радиус спирали будет составлять 2,9ч-5,9 см. При больших токах, по - видимому, произойдет "срыв" канала с изолятора. Однако, для распреде­лительных сетей 10 кВ протекание токов грозового перенапряжения при перекрытии изолятора больших 10 кА очень маловероятно.

9. Рассмотрены особенности электрического и механического расчета воз­душных линий с изолированными проводами Отмечено, что электрический расчет должен производится в соответствии с разработанными в гл.2 на­стоящей диссертации системой выбора сечений изолированных проводов по длительно допустимому току и по термической стойкости к токам к.з., методиками оценки термической стойкости изолированных проводов ВЛИ 6(10) кВ с учетом и без учета действия АПВ и подпитки точки к.з. от элек­тродвигателей напряжением свыше 1000 В и методикой выбора и согласо­вания параметров цифровых устройств защиты последующего и предыду­щего участка ВЛИ. Применительно к изолированным проводам адаптиро­вана методика расчета механических напряжений и тяжений проводов, оп­ределения максимальных пролетов между опорами ВЛ. На основании ре­зультатов опыта эксплуатации ВЛИ в Ленинградской области отмечено, что гололедные отложения при определении габаритного пролета могут не учитываться, учитывается возрастание парусности ВЛИ из-за наличия изо­ляции и изморози. Установлено, что максимальными пролетами для ВЛ с изолированными проводами на железобетонных опорах П10-1 и П10-5 яв­ляются 110 м и 140 м соответственно. Показано, что применение укоро­ченных траверс при реконструкции ВЛИ позволяет уменьшить расход ме­талла на 20-г40% по сравнению с вариантом с типовыми траверсами, при­меняемыми для ВЛ с неизолированными проводами.

10.Разработана методика экономического обоснования строительства и ре­конструкции ВЛ 6(10) кВ с применением изолированных проводов, учиты­вающая их повышенную надежность по сравнению с неизолированными. Методика предусматривает определение ущерба от недоотпуска электро­энергии потребителям, учитывающая убытки энергоснабжающей органи­зации, территории, затраты на восстановление ВЛ и ликвидацию последст­вий аварии, а также штрафы предъявляемые потребителями. Установлено, что срок окупаемости капитальных вложений при реконструкции ВЛИ не превышает 5 лет, годовой экономический эффект на 1 км в условиях Севе­ро-Запада России составляет около 4,5 млн.руб.Список использованной литературы

  1. ГОСТ 16442-80. Кабели силовые с пластмассовой изоляцией.

  2. ГОСТ 20.57.406-81. Изделия электронной техники, квантовой электро­ники и электротехнические. Методы испытаний.

  3. ГОСТ 13109-87. Требования к качеству электрической энергии в электри­ческих сетях общего назначения.

  4. Инструктивные материалы Главгосэнергонадзора. -М.: Энергоатомиздат, 1986.

  5. Инструкция по выбору, монтажу и эксплуатации средств защиты от пере­напряжений. -М.: Энергия, 1969.

  6. ПАС - система Энсто. Техническая информация. -Хельсинки, Нокиа ка­бель А.О., 1994.

  7. Додвесные скрученные кабели, провода "SAX", волоконнооптические грозозащитные тросы. Каталоги по кабельным изделиям и их монтажу. - Хельсинки, Нокиа кабель А.О., 1995.

  8. Правила эксплуатации электроустановок потребителей. -М.: Энергоатом­издат, 1987.

  9. Правила устройства электроустановок. -М.: Энергоатомиздат, 1992.

  10. Правила устройства опытно-промышленных воздушных линий электро­передачи напряжением 6-20 кВ с проводами "SAX". -М.: АО "РОСЭП", 1996.

  11. Рекомендации по организации учета и анализа отключений в воздушных электрических сетях напряжение 0,38-20 кВ. -М.: СПО ОРГРЭС, 1994.

  12. Передача энергии постоянным и переменным током. Труды НИИПТ, вып. 21-22, 1975.

  13. Рекомендации типового проекта 3.407.1 - 143.1. -СПб.: АО "Западсель- энегопроект", 1995.

  14. Рекомендации типового проекта 3.407.1 - 143.8. -СПб.: АО "Западсель- энегопроект", 1995.

  15. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельско­го хозяйства. -М: АО РОСЭП, 1995, №5.

  16. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства. -М.: ВГПИиНИИ, 1982, ноябрь-декабрь.

  17. Указания по заполнению ведомостей нарушений в воздушных распреде­лительных сетях напряжением 0,4-20 кВ министерства энергетики и элек­трификации СССР. -М.: СПО Союзтехэнерго, 1984.

  18. ТУ 16 К 71-120-91. Провода изолированные для воздушной подвески.

  19. Абрамович Б.Н. и др. Электромеханические комплексы с синхронным двигателем и тиристорным возбуждением. -СПб.: Наука, 1995.

  20. Абрамович Б.Н., Гульков В.М. Распределительные электрические сети напряжением 0,38-10 кВ с изолированными проводами. В сборнике тези­сов докладов научно-технического семинара "Проблемы энергетики и пу­ти их решения", Барселона, 1997.

  21. Абрамович Б.Н., Полищук ВВ. Пути энергетической оптимизации про­цессов добычи и переработки полезных ископаемых. В сб.тез. докладов международного симпозиума 'Топливно-энергетические ресурсы России и других стран СНГ', СПб, 1995.

  22. Акодис М.М. Развитие грозового разряда в силовую дугу и методы его изучения. -Электричество, 1941, №3.

  23. Андреев В.А., Бондаренко Е.В. Релейная защита автоматики и телемеха­ники в системах электроснабжения. -М.: Высшая школа, 1975.

  24. .Афанасьев Н.А, Юсипов М.А. Система технического обслуживания и ремонта оборудования энергохозяйств промышленных предприятий. -М.: Энергоатомиздат, 1989.

  25. Бархалев JIM., Громов И.Г., Семенов В.А. и др. Обработка технико-эко- номической информации на ЭВМ в энергетике. -М.: Энергоатомиздат, 1991.

  26. Белоусов ВН., Копытов Ю.В. Пути экономии энергоресурсов в народном хозяйстве. -М.: Энергоатомиздат, 1986.

  27. Беляков Ю.С. Расчетные схемы замещения трансформаторов и авто­трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой и особен­ности расчета токов короткого замыкания с их учетом. -СПб., ПЭИпк, 1996.

2 8. Бургсдорф В .В. Грозозащита электрических систем. -Электричество, 1949, №2.

'29. Бургсдорф В.В., Майкопар A.C. Исследование мощного разряда в воздухе при атмосферном давлении. . -Электричество, 1957, №12.

    1. Веников В.А., Ежиков В.В. Электроэнергетические системы в примерах и иллюстрациях. -М.: Энергоатомиздат, 1983.

    2. Вияск А., Рорбах А. Проблемы использования кабелей с пластмассовой изоляцией. Сб. "Сооружение и эксплуатация городских кабельных сетей 1-35 кВ". Новосибирск, 1982.

    3. Воробьев A.A. Техника высоких напряжений. -М.: Госэнергоиздат, 1945.

    4. Гельман Г.А. Автоматизированные системы управления электроснабже­нием промышленных предприятий. - М.: Энергоатомиздат, 1984.

    5. Гладилин J1.B. Основы электроснабжения горных предприятий. - М.: Энергоатомиздат, 1986.

    6. Глазунов A.A. Сети электрических систем. -М.: Госэнергоиздат, 1947.

    7. Гульков В.М. Воздушные линии электропередачи 6(10) кВ с изолирован­ными проводами. В сборнике тезисов докладов ежегодной научной кон­ференции молодых ученых СПбГГИ, 1996.

    8. Гульков В.М. Анализ опыта эксплуатации изолированных проводов ВЛ 0,4-10 кВ, изготовленных и проложенных в различных странах мира. В сборнике тезисов докладов международного симпозиума "Энергосберега­ющие технологии добычи транспортировки и переработки твердых, жид­ких и газообразных полезных ископаемых. СПбГГИ, 1996.

    9. Гульков В.М. Обзор методов ускоренных ресурсных испытаний для оцен­ки сроков службы изолированных проводов В Л 0,4-10 кВ. В сборнике те­зисов докладов международного симпозиума "Энергосберегающие тех­нологии добычи транспортировки и переработки твердых, жидких и газо­образных полезных ископаемых. СПбГГИ, 1996.

    10. Гульков В.М. Выбор сечения изолированных проводов и параметров уст­ройств защиты воздушных линий. В сборнике тезисов докладов ежегод­ной научной конференции молодых ученых СПбГГИ, 1997.

    11. Гульков В.М. Лозовский С.Е. Определение величины пролета для воз­душных линий 6(10) кВ с изолированными проводами. В сборнике тези­сов докладов ежегодной научной конференции молодых ученых СПбГГИ, 1997.

    12. Гульков В.М. Грозозащита ВЛ напряжением 6(10) кВ с изолированными проводами. В сборнике тезисов докладов симпозиума "Горное оборудо­вание, переработка минерального сырья, новые технологии, экология. СПб.: BAO Рестэк, 1996.

    13. Гусейнов Ф.Г., Мамедяров О.С. Экономичность режимов электрических сетей. - М.: Энергоатомиздат, 1984.

    14. Дикерман Д., Лащивер Р. Новый способ сшивания полиэтилена. -Кабель­ная техника, 1978, №7.

    15. Железко Ю.С. Компенсация реактивной мощности и повышение качества электрической энергии. -М.: Энергоатомиздат, 1985.

    16. Ивоботенко ЕЛ. и др. Планирование эксперимента в электромеханике. - М: Энергия, 1975.

    17. Идельчик В.И. Расчеты установившихся режимов электрических систем. Под ред. ВениковаВ.А. -ML: Энергия, 1977.

    18. Испытания на воздействие внешних факторов. 4.1. Общие положения и руководство. МЭК 68-1, 1988.

    19. Корн Т. Справочник по математике. -М.: Наука, 1974.

    20. Корсунцев A.B. Проект руководящих указаний по защите электрических сетей 3-750 кВ от грозовых и коммутационных перенапряжений. -Труды НИИПТ, 21-22, 1975.

    21. Кудрин Б.И. Основы комплексного метода расчета электрических нагру­зок. - Промышленная энергетика, 1987, №11.

    22. Лакерник P.M., Шарле Д.Л. Полиэтилен и его применение в кабельной технике. ГЭИ, 1958.

    23. Маврицын A.M., Петров O.A. Электроснабжение угольных разрезов. -М.: Недра, 1977.

    24. Маркушевич Н.С. Автоматизированное управление режимами электросе­тей 6-20 кВ. -М.: Энергия, 1980.

    25. Майкопар A.C. Дуговые замыкания на линиях электропередач. -М.: Энер­гия, 1965.

    26. Поливанов K.M. Теоретические основы электротехники, -М.: Энергия, 1975.

    27. Минин Г.П., Копытова Ю.В. Справочник по электропотреблению в про­мышленности. -М.: Энергия, 1978.

    28. Михайлов В.В. Расчет и конструирование высоковольтной аппаратуры. - М.: Госэнергоиздат, 1951.

    29. Михайлов В.В. Надежность электроснабжения промышленных предпри­ятий. -М.: Энегроатомиздат, 1992.

    30. Некрасов М.М. Переход импульсного перекрытия в дугу на линиях пере­дачи с деревянными опорами. -Электричество, 1951, №3.

    31. Никифорова В.Н., Гульков В.М., Ситников А.И. Сертификация электри­ческой энергии по показателям качества. -М.: Энергетическая политика, 1995, вып.4.

    32. Никотин П.П., Перфилетов А.Н., Каминский B.C. Материалы кабельного производства. ГЭИ, 1963.

    33. Огарков М.А. Методы статистического оценивания параметров случай­ных процессов. -М.: Энергоатомиздат, 1989.

    34. Отчет о НИР "Разработка импульсного грозозащитного разрядника, обес­печивающего возможность создания компактных линий без грозозащит­ных тросов" по теме №205194 за 1993 г.

    35. Пиковский A.A. Использование экономико-математических методов при решении задач управления в промышленной электроэнергетике. -Про­мышленная энергетика, 1987, №5.

    36. Подпоркин Г.В., Сиваев А.Д. Грозозащита линий электропередач при по­мощи импульсных грозовых разрядников. Техническая информация НПО "Стример", СПб, 1995.

    37. Прейскурант № 09-01. Тарифы на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую энергосистемами и электрическими станциями Министерст­ва энергетики и электрификации СССР. -Прейскурант М.: 1980, 47с.

    38. Прузнер C.JL Экономика, организация и планирование энергетического производства. -Саратов: Энергоатомиздат, 1984.

    39. Самойлович И.С., Ситник И.В. Линии электропередачи карьеров. -М.: Недра, 1987.

    40. Солдаткина Л.А. Электрические сети и системы. -М.: Энергия, 1978.

    41. Справочник по электрическим аппаратам высокого напряжения. Под ред. Афанасьева В.В. -Л.: Энергоатомиздат, 1987.

    42. Техника высоких напряжений. Под ред. Разевига Д.В. -М.: Энергия, 1976.

    43. Техническая информация NOKIA.

    44. Указания по определению электрических нагрузок нефтяных промыслов Западной Сибири. РД 39-3-626-81. Составитель Кудряшов P.A.; под об­щей ред. Новоселова Ю.Б. -M.: Техническое управление МНП, Гипро- тюменнефтегаз, 1982.

    45. Федоров A.A., Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий. -М: Энергоатомиздат, 1984.

    46. Федоров Е.Я., Смирнов С.И. Некоторые вопросы применения кабелей с пластмассовой изоляцией. Сб. "Сооружение и эксплуатация городских кабельных сетей 1-35 кВ". Новосибирск, 1982.

    47. Фокин Ю.А. Вероятностно-статистические методы в расчетах систем электроснабжения. -М: Энергоатомиздат, 1985.

    48. Цапенко Е.Ф., Сычев ЛИ., Кулешов П.Н. Шахтные кабели и электробезо­пасность сетей.. -М.: Недра, 1988.

    49. Чунихин A.A. Электрические аппараты. -М.: Энергоатомиздат, 1988.

    50. Шнитман М.Н. Опыт эксплуатации кабелей с пластмассовой изоляцией напряжением 1 кВ. Сб. "Сооружение и эксплуатация городских кабель­ных сетей 1-35 кВ". Новосибирск, 1982.

    51. Электротехнический справочник. Производство и распределение электри­ческой энергии. Под. ред. Орлова И.Н. -М.: Энергоатомиздат, 1988.

    52. Connecteurs et accessoires pour reseaux BT/HTa. Cedex, 1996.

    53. Produits Cableries de Lens.-Cedex, 1996.

    54. SIMEL connexions et accessoires pour reseaux aeriens isoles. Gevrey- Chambertin, 1995.

    55. H.R.Armstrong et. El. Impulse studies on distribution line construction. IEEE Trans. On PAS-86, 1967, No.2.

    56. Alexandrov G.N., B.B.Bochkovskiy and G.V.Podporkin. Evaluation of the lightning performance of ultra -high voltage transmission lines without ground return wires. Electric Technology USSR, No.2, 1986.

    57. W.Baumann. Wechselstorm Lichtbogen Niederspannungs installationen als Jolge von Stossentladungen, Bull.ASE, 1954, No. 12.

    58. P.L.Bellashi. Lightning and 60-Cycle Power Tests on Wood Pole line Insulation. A.I.E.E. Trans. Vol.66, 1947.

    59. A.S.Brooks, R.N.Soothgate and E.R.Whitehead. Impulse and Dynamic Flashover Studies on 26 kV Wood Pole Transmission Construction. A.I.E.E. Elect. Eng., Vol.52, 1933.

    60. V.V.Burgsdorf. Lightning Protection of Overhead Transmission Lines and Op­erating Experience in the USSR. CIGRE Paper, No.326, Paris, 1958.

    61. M.Darveniza and G.Elittler. The Ratio of Power Outages to Lightning Flash- hovers. The Beerwah Field Experiment. I.E. Aust., Old. Div., Tech. Pap. Vol.10, No. 18 and I.E.E. Paper No.70, 1969.

    62. M.Darveniza. Electrical Propetries of Wood and Line Disign. Monography, University of Quensland Press, St.Lucia, Quensland, 1980.

    63. J.Eaton, J .Peak, J.Dunham. Line Field Investigation with Flashovers. El. Eng., 1939, No.11.

    64. Electrical Transmission and Distribution Reference Book. Westinghouse Elec­tric Corporation, East Pittsburg, Pensilvania, USA, 1964.

    65. H.N.Ekvall. Minimum Insulation Level for Lightning Protection of Medium Voltage Lines. A.I.E.E. Elect. Eng. Trans. Vol.60, 1941.

    66. S.Furukawa, O.Usuda, T.Isozaki, T.Irie. Development and Application of Lightning Arresters for transmission Lines. IEEE Trans, on Power Delivery, Vol.4, No.4, 1989.

    67. K.Ishida, O.Usuda, T.Isozaki, T.Irie, T.Nakayama, Y.Aihara. Development of a 500 kV Transmission Line Arrester and its characteristics. IEEE Trans, on Power Delivery, Vol.7, No.3, 1992.

    68. A.Hinkkuri, I.Lehtinen. The SAX-system - a new medium voltage distribution mode. CIRED, 1987.

    69. R.E.Koch, J.A.Timoshenko, J.G.Anderson and C.H.Shih. Design of zinc oxide transmission line arresters. IEEE Trans, on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-104, No. 10, 1985.

    70. R.E.Lee et. al. Prevention of covered conductor burndown on distribution circuit - arcing protection devices. IEEE Trans. Pas. Vol PAS-101, 1982.

    71. I.Lehtinen. Phase-to-phase sparkover of covered conductors. Helsinki Univer­sity of Technology, 1990.

    72. H.Lehtinen, I.Lehtinen, A.Hinkkuri. Research on covered medium-voltage overhead lines in Finland. CIRED, 1989.

    73. G.Richardson, S.Palumbo, Новые компаунды для низковольтных изолиро­ванных проводов. Wire Industry, vol. 58, №692, 1991.

    74. C.H.Shih, R.M.Hayes, D.K.Nichols, R.E.Koch, J.A.Timoshenko and J.G.Anderson. Application of special arresters on 138-kV lines of Appalachian Power Company. IEEE Trans, on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS- 104, No.10, 1985.

    75. H.Tatizava et. al. Compartamento, frente a impusos atmosféricos, para dif­erentes amarracoes e isoladores. Electrcidade Moderno, 1994.

    76. C.Wagner, C.Layn, C.Leer. Arc Drop During Transition from Spark Discharge to Arc. Pow. App. Syst., No.36, 1958.

    77. M.Washino, A.Fukuyama, K.Kito and K.Kato. Development of Current Lim­iting Arcing Horn for Prevention of Lighting Faults on Distribution Lines. IEEE Trans, on Power Delivery, Vol.3, No.3,1988.

Приложение 1

Данные по отказам ВЛ 6(10) кВ по АО "Ленэнерго" за 1991^-1995 г.г.

Таблица 1

Сводные данные по отказам ВЛ 6(10) кВ по АО "Ленэнерго" за 1991 г.

Наименование предприятия
Всего
Изменение материалов в эксплуатации
Атмосферные воздействия
Посторонние воздействия
Прочие

Выборгские эл. сети
107
1
18
52
36

Гатчинские эл. сети
214
41
9
42
122

Лодейнополъские эл. сети
103
1
0
102
0

Лужские эл. сети
45
2
9
22
12

Новоладожские эл. сети
76
1
16
39
20

Пригородные эл. сети
249
0
56
193
0

Кингисеппские эл. сети
238
72
24
76
66

Тихвинские эл. сети
94
0
5
77
12

Всего по Ленэнерго
1126
118(10,5%)
137(12,2%)
603 (53.6%)
268 (23,7%)


Таблица 2




Сводные данные по отказам В Л 6(10) кВ по АО " Ленэнерго" за 1992 г.

Наименование предприятия
Всего
Изменение материалов в эксплуатации
Атмосферные воздействия
Посторонние воздействия
Прочие

Выборгские эл. сети
184
6
5
75
98

Гатчинские эл. сети
302
41
24
55
182

Лодейнополъские эл. сети
93
0
0
93
0

Лужские эл. сети
34
0
14
19
1

Новоладожские эл. сети
67
5
7
40
20

Пригородные эл. сети
214
0
11
202
2

Кингисеппские эл. сети
197
47
12
70
68

Тихвинские эл. сети
104
0
1
93
10

Всего по Ленэнерго
1195
99 (8,3%)
68 (5,7%)
647 (54,1%)
381 (31,9%)


Приложение 1 (продолжение)

Таблица 3

Сводные данные по отказам ВЛ 6(10) кВ по АО "Ленэнерго" за 1993 г.

Наименование предприятия
Всего
Изменение материалов в эксплуатации
Атмосферные воздействия
Посторонние воздействия
Прочие

Выборгские эл. сети
164
9
21
66
68

Гатчинские эл. сети
287
50
9
41
187

Лодейнопольские эл. сети
113
1
7
90
15

Лужские эл. сети
32
1
4
17
10

Новоладожские эл. сети
59
3
9
29
18

Пригородные эл. сети
192
0
15
177
0

Кингисеппские эл. сети
285
69
11
61
144

Тихвинские эл. сети
63
0
1
56
6

Всего по Ленэнерго
1195
133 (11,1%)
77 (6,5%)
537 (44,9%)
448 (37,5%)


Таблица 4

Сводные данные по отказам ВЛ 6(10) кВ по АО "Ленэнерго" за 1994 г.

Наименование предприятия
Всего
Изменение материалов в эксплуатации
Атмосферные | воздействия
Посторонние воздействия
Прочие

Выборгские эл. сети
178
3
21
38
116

Гатчинские эл. сети
0
0
0
0
0

Лодейнопольские эл. сети
85
3
6
52
24

Лужские эл. сети
36
4
9
16
7

Новоладожские эл. сети
54
1
10
28
15

Пригородные эл. сети
183
0
0
178
5

Кингисеппские эл. сети
393
94
34
170
95

Тихвинские эл. сети
5
0
0
4
1

Всего по Ленэнерго
934
105 (Л,2%)
80 (8,6%)
486 (52,0%)
263 (28,1 %)


Приложение 1 (продолжение)

Таблица 5

Сводные данные по отказам ВЛ 6(10) кВ по АО "Ленэнерго" за 1995 г.

Наименование предприятия
Всего
Изменение материалов в эксплуатации
Атмосферные воздействия
Посторонние воздействия
Прочие

Выборгские эл. сети
0
0
0
0
0

Гатчинские эл. сети
0
0
0
0
0

Лодейкопольские эл. сети
196
8
0
136
52

Лужские эл. сети
8
0
8
0
0

Новоладожские эл. сети
184
0
36
80
68

Пригородные эл. сети
84
0
0
84
0

Кингисеппские эл. сети
576
180
64
148
184

Тихвинские эл. сети
0
0
0
0
0

Всего по Ленэнерго
1048
188(17,9%)
108 (10.3%)
448 (42.7%)
304 (29.0%)


Таблица 6

Сводные данные по отказам В Л 6(10) кВ по АО "Ленэнерго"

за 1991-1995 г.г.

Наименование предприятия
Всего
Изменение материалов в эксплуатации
Атмосферные воздействия
Посторонние воздействия
Прочие

Всего по Ленэнерго
5458
683 (10,7%)
470 (8,3%)
2721 (51,0%)
1624 (30,0%)

В среднем за год
1100
137 (12,4%)
94 (8,6%)
544 (49,5%)
323 (29,4%)

Приложение 2

Проверка проводов на термическую стойкость проводов SAX 70 ВЛИ 10 кВ. предназначенной для питания водоочистительных сооружений в г. Тихвине Исходные данные:

  1. Запроектирована двухцепная ВЛИ 10 кВ, выполненная проводом SAX 70, от ПС 110/35/10 кВ №143 до РП "Водозабор" длиной 3,5 км;

  2. Мощность трансформатора ПС №143 - 40 MB.А;

3.1(\макс.нн- 11440 А;

4. Время срабатывания существующей релейной защиты на ПС №143 - tp 3. = 0,8 с

Проверим на термическую стойкость провод SAX 70 по формуле:

1Т4ГТ = 6,4 .1 < = = 11,44-^0,8 + 0,1 -г 0,2 - 12,0 - про­

вод нетермостоек.

Для обеспечения термостойкости оценим возможность использования токовой отсечки на реле РТМ. Время срабатывания ТО равно:

6,4 • 1

/ = г-= 0,312с

" 11,44

Так как ^ меньше 0,3 с, то можно использовать токовую отсечку. Применим токовую отсечку на реле типа РТМ.

Для определения тока срабатывания отсечки проделаем следующие промежуточные расчеты:

1. Наименьшее сопротивление питающей системы в максимальном ее режиме

Хс.макс.нн (Ом), отнесенное к стороне НН трансформатора по формуле:

Ю,5 __ /(3, у[з 1440 > ^

4 Х.Л1ДЧС.НН 4 1

1



Рис.1. Схема электроснабжения РП "Водозабор"




    1. Активное и индуктивное сопротивление ВЛИ 10 кВ по формулам:

1   ...   6   7   8   9   10   11   12   13   14

Дл =Я0/ = 0,493-3,5= 1,730л; ХД = Х01 = 0,4-3,5 = 1,40л/


    1. Трехфазный ток к.з. в максимальном режиме в точке К2 по формуле:





и


ср.ИИ


г(3)


= 2339 А

10,5

+{ХС_+Х,У + (0,53-г 1,4)


'



Ток срабатывания отсечки найдем по формуле (3.14), приняв Кн = 1,5:

= = 1,5-2339 = 3509

АПо результатам расчетов токов короткого замыкания построим кривую спада тока по линии с шагом 0, 5 км.

Ь, км
0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5

Хл, Ом
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4

Ял, Ом
0
0,247
0,493
0,74
0,986
1,23
1,48
1,727

^ 'к.Х) кА
11,4
7,88
5,78
4,5
3,65
3,1
2,66
2,34






Рис.2.




Как видно из рисунка 2 ТО защищает только около 2 км линии, а далее она нечувствительна, поэтому необходимо иметь еще и зависимую МТЗ, вы­полненную на ПС 143 на реле прямого действия РТВ-1.
С 1 К роб.д.-шт 5

где: Кн - коэффициент надежности, Кн = 1,3 для РТВ или 1,1 для БМРЗ и БРАС;

Ксзп - коэффициент самозапуска. Для рассматриваемого потребителя он будет равен 3 (как для общепромышленного); Кв - коэффициент возврата, Кв.РТв = 0,6, Кв.бмрз = 0,95; тогда:

1,3-3


К

310 = 2015Л;

=-^310= 1076а;

при этом:

1{2)

>1,5,

где: 1(2)КЗтт " ток двухфазного к.з. на шинах РП "Водозабор", равный 0.86х1(3),

К.З.

0,86/£> 2012 К,ртв=-1— = — < 15,

0,86/1? 2012 К,ШРЗ=-—Г = Ш> 1,5,т е применение в качестве МТЗ РТВ-1 возможно при изменении максималь­ного рабочего тока.

2012

I,,™ = —=1340Л,

1,5

К , К, 1340 0,6





кА


0,0


5,0


Рис.3.

т е при токе к.з. в линии 2,34 кА будет обеспечена термостойкость ВЛИ. кривая ! - зависимая время-токовая характеристика реле БМРЗ и БРАС; кривая 2 - зависимая время-токовая характеристика реле РТВ-1.

1_ . = —= = 206 А

р"" Л",Л,„ и-3

Тогда, характеристика защиты будет иметь вид, представленный на

рис.3

0,5 _

0.
Приведенный выше расчет показывает, что применение современных защит на микропроцессорной элементной базе позволяет более эффективно использовать сечение провода линии.

Пропускная способность ВЛИ при использовании электромеханических защит:

S^ = л/з • 10,5/pd, - л/3 • 10,5 - 206 = Х14МВА ;

5ир = л/3 • 10,51тлмт = л/3 • 10,5 ■ 310 = 5,63 MB А .


Проверим чувствительность токовой отсечки:




Г1




7(3)

/

с


о



Т.е. провод SAX 70 будет термостоек (при использовании токовой от­сечки) по всей длине В ЛИ 10 кВ.

Приложение 3

УТВЕРЖДАЮ"

ктрических сетей АО

Ю.А.Павлов

расследования причин повреждения В Л 0,4^10 кВ на Гарболовском мастерском участке Сертоловского района Пригородных электрических сетей АО "Ленэнерго'

г. Санкт-Петербург

30.01.96.

Комиссия в составе:

  • главный инженер Пригородных электрических сетей АО "Ленэнерго" Гусачков В.Ф.

  • главный специалист института Западэнергосельпроект Лебедева Т.Г.

  • инженер службы распределительных сетей АО "Ленэнерго" Бойцев A.M.

  • главный инженер Сертоловского района Власов Г Л. составила настоящий акт о нижеследующем:

В связи с массовыми повреждениями В Л 0,4-^10 кВ из-за гололедообразования и нали­пания снега на проводах ВЛ, деревьях (толщина гололеда 4 см и поверх него налипание и отвердевание снега с общей толщиной 15н-20 см) на трассах ВЛ 0,4^10 кВ и большим коли­чеством упавших деревьев на провода ВЛ, комиссия выездом на места повреждения устано­вила:

1 Гололедообразование, начавшееся 04.01:96 г. во Всеволожском районе Ленинград­ской области произошло полосой Ю-г-12 км от Лемболовских высот, далее на поселок Кер- ро-Гарболово, Васкелово и наиболее проявилось на участках:

  • 34+40 км Выборгского шоссе;

  • п.Гарболово-^п.Пески;

  • Лемболовские высоты.

За период с 04.01.96 г. по настоящее время произошло 97 повреждений ВЛ 0,4-И 0 кВ, из них:

  • повреждение ж/б опор - 6 шт.,




  • обрывы проводов А и АС - 32;



2 174

► поломка траверс - 5 шт.

  1. В то же время на ВЛ 10 кВ 220-210 ПС Васкелово, выполненной изолированным проводом и находящейся в зоне наибольшего гололедообразования, обледенение проводов отсутствует и упавшие под тяжестью гололеда на эту ВЛ деревья не прервали электроснаб­жения поселка Васкелово.

  2. Все ВЛ 10 кВ во Всеволожском районе Ленинградской области спроектированы и построены в 1975н-78 годах, отнесены ко 2-му гололедному району и имеют пролеты между опорами 90-И 50 м, провод АС-70.

  3. Комиссия считает необходимым выполнить следующие мероприятия;


  • произвести уточнение районов РКУ в зоне повреждения с учетом выявленных гололедо- образований и микрорельефа местности,

  • выполнить реконструкцию В Л 0,4+10 кВ в зоне повреждения;

  • ускорить поставки изолированного провода и в первую очередь выполнить замену голого провода на изолированный на В Л 10 кВ и В Л 0,4 кВ указанной зоны наибольшего голо­ледообразования;


  • ПОДПИСИ:

    включить в план и выполнить замену деформированных гололедом металлических тра­верс и опор.

    В.Ф.Гусачков




    /


    Т.Г.Лебедева


    Г. Л Власов


    А.М.Бойцев



    ил

    Систематический расчет Марка: SAX 70 о = св = 9,00 даН/мм2, аэ = 4,00 даН/мм2, Рп = 40,00 даН/мм2, Расчетные климатические параметры: Tmin = -40°С, ТСэ - -5°С.

    Про-









    Напряжение в проводе, даН/млг,


















    Стрела провеса, м,









    пет









    п
    т темпе
    патуре, °С


















    при темпе
    ратуре,w
    и









    м
    -40
    >30
    -20
    -10
    0
    10
    20
    30
    35
    -5Г
    -40
    -30
    -20
    -10
    0
    10
    20
    30
    35
    -5Г

    90
    9,00
    7.63
    6,30
    5,06
    3,97
    3,10
    2.48
    2,06
    1,09
    4,52
    0.19
    0,23
    0,28
    0,34
    0,44
    0,56
    0,70
    0,84
    0,91
    0,39

    100
    9,00
    7,65
    6,36
    5,17
    4,13
    3,31
    2,72
    2,30
    2,14
    4,65
    0,26
    0,31
    0,37
    0,46
    0,57
    0,71
    0,87
    1,03
    1,11
    0,52

    110
    7,80
    6,53
    5,38
    4,38
    3,58
    2,99
    2,56
    2,25
    2,12
    3,98
    0,40
    0,47
    0,57
    0,71
    0,86
    1,03
    1,21
    1,37
    1,45
    0,79

    120
    6,40
    5,31
    4,39
    3,66
    3,12
    2,71
    2,41
    2,18
    2,08
    3,39
    0,61
    0,74
    0,89
    1,07
    1,25
    1,44
    1,62
    1,79
    1,88
    1,16

    130
    5,13
    4,31
    3,67
    3,18
    2,81
    2,53
    2,31
    2,13
    2,06
    3,00
    0,94
    1,12
    1,32
    1,52
    1,72
    1,19
    2,09
    2,26
    2,35
    1,62

    140
    4,17
    3,62
    3,20
    2,87
    2,61
    2,41
    2,24
    2,10
    2,04
    2,74
    1,40
    1,61
    1,83
    2,03
    2,24
    2,43
    2,61
    2,78
    2,87
    2,13

    150
    3.54
    ЗЛ8
    2.89
    2.66
    2,47
    2.32
    2.18
    2,07
    2,02
    2,57
    1,96
    2,19
    2,40
    2,61
    2,81
    3,00
    3,18
    3,36
    3,44
    2,71

    160
    3.14
    2.89
    2,69
    2,52
    2.37
    2.25
    2.14
    2,05
    2,01
    2,45
    2,60
    2,82
    3,03
    3,24
    3,43
    3,62
    3,80
    3,9$
    4,06
    3,35

    180
    2.88
    2.70
    2.55
    2.42
    2,30
    2.20
    2.11
    2,03
    2,00
    2.36
    3,29
    3,50
    3.71
    3,91
    4,11
    4,29
    4,48
    4,65
    4,74
    4,01





    Я тз я

    и о

    X

    о Я

    К

    П

    5Приложение 5





    "УТВЕР





    1   ...   6   7   8   9   10   11   12   13   14

    • Смотрите также файлы