Компания ООО "ЭнергоКомплект" предлагает со своих складов гасители вибрации типа:
Гасители вибрации или по другому – демпферы , предназначены для поддержания в исправном состоянии воздушных линий электропередач (ВЛ). Они предохраняют провода ВЛ от разрушения при высокочастотных колебаниях в коротковолновом диапазоне. Такие колебания вызваны воздействием ветра, когда происходит периодический отрыв завихрений воздушного потока на подветренной стороне провода. Таким образом, провод приводится в колебание в плоскости, поперечной направлению набегающего потока. Вибрации могут быть достаточно сильными, они приводят к усталостным напряжениям проводов в местах крепления зажимов. На сегодняшний день разработано и используются порядка 70 различных типов демпферов (гасителей вибрации).
Гасители вибрации состоят из:
- корпус с плашкой (с пониженными магнитными потерями);
- демпферный трос и грузы;
- крепежный болт с гайкой и пружинными шайбами.
Определение необходимого количества гасителей, типов и схем их расположения используют методики Федеральной сетевой компании «ЕЭС», на основании специальных карт ветрового районирования Российской Федерации.
Гасители вибрации ГВН
Первыми демпферами, которые использовались для уменьшения колебаний, были гасители вибрации ГВН, с глухим креплением на проводе. Гасители типа ГВН предназначены для защиты от вибрации проводов и тросов ВЛ в обычных пролетах длиной до 500 м.
| Марка | Диапазон применяемых проводов и канатов, мм | Размеры, мм | Масса, кг | Марка гасителя типа ГПГ для возможной замены | ||||
| L | d | D | H | Груза | Гасителя | |||
| ГВН-2-9 | 8,9-9,8 | 300 | 9,1 | 9 | 68 | 0,8 | 2,24 | ГПГ-0,8-9,1 -300/10 |
| ГВН-2-13 | 10,7-13,5 | 350 | 9,1 | 13 | 69 | 0,8 | 2,29 | ГПГ-0,8-9,1-350/13 |
| ГВН-3-12 | 11,0-12,6 | 400 | 11 | 12 | 71 | 1,6 | 3,98 | ГПГ-1,6-11-400/13 |
| ГВН-3-13 | 13 | 450 | 11 | 13 | 72 | 1,6 | 4,02 | ГПГ-1,6-11-450/13 |
| ГВН-3-17 | 14-17,5 | 450 | 11 | 17 | 75 | 1,6 | 4,04 | ГПГ-1.6-11-450/16 |
| ГВН-4-14 | 14 | 11 | 14 | 2,4 | 5,6 | ГПГ-2,4-11-450/13 | ||
| ГВН-4-22 | 17,6-22,4 | 11 | 22 | 2,4 | 5,7 | ГПГ-2,4-11-500/20 | ||
| ГВН-5-25 | 22,1-25,6 | 13 | 25 | 3,2 | 7,7 | ГПГ-3,2-13-550/23 | ||
| ГВН-5-30 | 30,6 | 13 | 30 | 3,2 | 7,8 | ГПГ-3,2-13-550/31 | ||
| ГВН-5-34 | 32-33,1 | 13 | 34 | 3,2 | 7,8 | ГПГ-3.2-13-600/35 | ||
| ГВН-5-38 | 35,6-37,7 | 13 | 38 | 3,2 | 7,9 | ГПГ-3.2-13-650/38 | ||
Гасители вибрации типа ГПГ
(с глухим креплением на проводе)
Устанавливаются на проводах и тросах воздушных линий электропередачи и переходов их через естественные препятствия для предупреждения повреждения их от усталостных напряжений, вызываемых вибрацией.
| Марка | Диаметр провода, мм | Размеры, мм | Масса, кг | |||
| d | D | L | H | |||
| ГПГ-0,8-9,1-300/10 | 9,0-11,0 | 9,1 | 10 | 300 | 82,5 | 2,32 |
| ГПГ-0,8-9,1-300/13 | 11,1-14,0 | 9,1 | 13 | 300 | 83,5 | 2,34 |
| ГПГ-0,8-9,1-350/13 | 11,1-14,0 | 9,1 | 13 | 350 | 83,5 | 2,37 |
| ГПГ-0,8-9,1-350/16 | 14,1-17,0 | 9,1 | 16 | 350 | 86,5 | 2,39 |
| ГПГ-0,8-9,1-400/13 | 11,1-14,0 | 9,1 | 13 | 400 | 83,5 | 2,39 |
| ГПГ-1,6-11-350/10 | 9,0-11,0 | 11 | 10 | 350 | 80 | 4,23 |
| ГПГ-1,6-11-350/13 | 11,1-14,0 | 11 | 13 | 350 | 81 | 4,26 |
| ГПГ-1,6-11-400/13 | 11,1-14,0 | 11 | 13 | 400 | 81 | 4,28 |
| ГПГ-1,6-11-400/16 | 14,1-17,0 | 11 | 16 | 400 | 84 | 4,3 |
| ГПГ-1,6-11-400/20 | 17,1-20,0 | 11 | 20 | 400 | 87 | 4,32 |
| ГПГ-1,6-11-450/13 | 11,1-14,0 | 11 | 13 | 450 | 81 | 4,31 |
| ГПГ-1,6-11-450/16 | 14,1-17,0 | 11 | 16 | 450 | 84 | 4,33 |
| ГПГ-1,6-11-450/23 | 20,1-26,0 | 11 | 23 | 450 | 88 | 4,51 |
| ГПГ-1,6-11-450/31 | 26,1-32,0 | 11 | 31 | 450 | 92 | 4,57 |
| ГПГ-1,6-11-450/35 | 32,1-35,0 | 11 | 35 | 450 | 93 | 4,57 |
| ГПГ-1,6-11-500/13 | 11,1-14,0 | 11 | 13 | 500 | 81 | 4,34 |
| ГПГ-1,6-11-500/20 | 17,1-20,0 | 11 | 20 | 500 | 87 | 4,38 |
| ГПГ-1,6-11-550/16 | 14,1-17,0 | 11 | 16 | 550 | 84 | 4,39 |
| ГПГ-1,6-11-550/20 | 17,1-20,0 | 11 | 20 | 550 | 87 | 4,41 |
| ГПГ-1,6-13-350/13 | 11,1-14,0 | 13 | 13 | 350 | 89,5 | 4,39 |
| ГПГ-1,6-13-400/16 | 14,1-17,0 | 13 | 16 | 400 | 92,5 | 4,45 |
| ГПГ-1,6-13-400/20 | 17,1-20,0 | 13 | 20 | 400 | 95,5 | 4,47 |
| ГПГ-1,6-13-450/20 | 17,1-20,0 | 13 | 20 | 450 | 95,5 | 4,51 |
| ГПГ-1,6-13-450/23 | 20,1-26,0 | 13 | 23 | 450 | 96,5 | 4,57 |
| ГПГ-2,4-11-400/13 | 11,1-14,0 | 11 | 13 | 400 | 81 | 5,88 |
| ГПГ-2,4-11-450/13 | 11,1-14,0 | 11 | 13 | 450 | 81 | 5,91 |
| ГПГ-2,4-11-450/16 | 14,1-17,0 | 11 | 16 | 450 | 84 | 5,93 |
| ГПГ-2,4-11-500/13 | 11,1-14,0 | 11 | 13 | 500 | 81 | 5,94 |
| ГПГ-2,4-11-500/16 | 14,1-17,0 | 11 | 16 | 500 | 84 | 5,96 |
| ГПГ-2,4-11-500/20 | 17,1-20,0 | 11 | 20 | 500 | 87 | 5,98 |
| ГПГ-2,4-11-550/20 | 17,1-20,0 | 11 | 20 | 550 | 87 | 6,01 |
| ГПГ-2,4-11-550/23 | 20,1-26,0 | 11 | 23 | 550 | 88 | 6,17 |
| ГПГ-2,4-11-600/23 | 20,1-26,0 | 11 | 23 | 600 | 88 | 6,2 |
| ГПГ-2,4-13-400/20 | 17,1-20,0 | 13 | 20 | 400 | 95,5 | 6,07 |
| ГПГ-2,4-13-450/13 | 11,1-14,0 | 13 | 13 | 450 | 89,5 | 6,07 |
| ГПГ-2,4-13-450/20 | 17,1-20,0 | 13 | 20 | 450 | 95,5 | 6,11 |
| ГПГ-2,4-13-450/23 | 20,1-26,0 | 13 | 23 | 450 | 96,5 | 6,27 |
| ГПГ-2,4-13-450/31 | 26,1-32,0 | 13 | 31 | 450 | 101 | 6,33 |
| ГПГ-2,4-13-500/13 | 11,1-14,0 | 13 | 13 | 500 | 89,5 | 6,12 |
| ГПГ-2,4-13-500/16 | 14,1-17,0 | 13 | 16 | 500 | 92,5 | 6,14 |
| ГПГ-2,4-13-500/20 | 17,1-20,0 | 13 | 20 | 500 | 95,5 | 6,16 |
| ГПГ-2,4-13-500/23 | 20,1-26,0 | 13 | 23 | 500 | 96,5 | 6,32 |
| ГПГ-2,4-13-500/31 | 26,1-32,0 | 13 | 31 | 500 | 101 | 6,38 |
| ГПГ-2,4-13-500/35 | 32,1-35,0 | 13 | 35 | 500 | 102 | 6,38 |
| ГПГ-2,4-13-550/20 | 17,1-20,0 | 13 | 20 | 550 | 95,5 | 6,2 |
| ГПГ-2,4-13-550/23 | 20,1-26,0 | 13 | 23 | 550 | 96,5 | 6,36 |
| ГПГ-2,4-13-600/23 | 20,1-26,0 | 13 | 23 | 600 | 96,5 | 6,41 |
| ГПГ-3,2-13-450/16 | 14,1-17,0 | 13 | 16 | 450 | 92,5 | 7,69 |
| ГПГ-3,2-13-450/23 | 20,1-26,0 | 13 | 23 | 450 | 96,5 | 7,87 |
| ГПГ-3,2-13-450/31 | 26,1-32,0 | 13 | 31 | 450 | 101 | 7,93 |
| ГПГ-3,2-13-500/20 | 17,1-20,0 | 13 | 20 | 500 | 95,5 | 7,76 |
| ГПГ-3,2-13-500/35 | 32,1-35,0 | 13 | 35 | 500 | 102 | 7,98 |
| ГПГ-3,2-13-550/20 | 17,1-20,0 | 13 | 20 | 550 | 95,5 | 7,8 |
| ГПГ-3,2-13-550/23 | 20,1-26,0 | 13 | 23 | 550 | 96,5 | 7,96 |
| ГПГ-3,2-13-550/31 | 26,1-32,0 | 13 | 31 | 550 | 101 | 8 |
| ГПГ-3,2-13-600/23 | 20,1-26,0 | 13 | 23 | 600 | 96,5 | 8,01 |
| ГПГ-3,2-13-600/31 | 26,1-32,0 | 13 | 31 | 600 | 101 | 8,07 |
| ГПГ-3,2-13-600/35 | 32,1-35,0 | 13 | 35 | 600 | 102 | 8,07 |
| ГПГ-3,2-13-650/35 | 32,1-35,0 | 13 | 35 | 650 | 102 | 8,11 |
| ГПГ-3,2-13-650/38 | 35,1-38,0 | 13 | 38 | 650 | 104 | 8,19 |
| ГПГ-4,0-13-500/20 | 17,1-20,0 | 13 | 20 | 500 | 95,5 | 9,36 |
| ГПГ-4,0-13-500/23 | 20,1-26,0 | 13 | 23 | 500 | 96,5 | 9,52 |
| ГПГ-4,0-13-550/20 | 17,1-20,0 | 13 | 20 | 550 | 95,5 | 9,4 |
| ГПГ-4,0-13-550/23 | 20,1-26,0 | 13 | 23 | 550 | 96,5 | 9,56 |
| ГПГ-4,0-13-550/31 | 26,1-32,0 | 13 | 31 | 550 | 101 | 9,62 |
| ГПГ-4,0-13-600/31 | 26,1-32,0 | 13 | 31 | 600 | 101 | 9,67 |
| ГПГ-4,0-13-600/35 | 32,1-35,0 | 13 | 35 | 600 | 102 | 9,67 |
Гасители вибрации типа ГПГ-А
Были разработаны в качестве замены устаревшей модели - ГПГ. Конструктивные отличия по отношению к демпферам ГПГ:
- изменена конфигурация грузов («подкова») и материал изготовления (сталь);
- при заделке грузов вибраторов на тросе демпфера не используются втулки, как ранее. Грузы опрессовываются непосредственно на трос демпфера, что многократно повысило прочность заделки;
- узел крепления гасителя вибрации ГПГ-А имеет монолитную конструкцию, что исключает появление в нем люфтов;
- устанавлена одна универсальная плашка узла крепления (из алюминия), в отличие от использования двух плашек в ГПГ.
Расшифровка обозначения марки гасителей вибрации, типа ГПГ-А, например:
ГПГ-0,8-9,1-300А/10-13, где (см. Рис.1 и Таблица1)
- 0,8 – масса применяемого груза (0,8; 1,6; 2,4; 3,2; 4,0);
- А – конкретная модель исполнения;
- 10-13 - № плашки, обозначающий посадочный диаметр провода (D) и типоразмеры согласно Таблицы1 и Рис.1.
| № плашки | D, мм | H, мм | L1, мм |
| 10-13 | 9,0-14,0 | 50,0 | 45,0 |
| 16-20 | 14,5-20,0 | 65,5 | 45,0 |
| 23-31 | 20,1-32,0 | 85,0 | 50,0 |
| 23-35 | 20,1-35,0 | 85,0 | 50,0 |
Гасители вибрации типа ГВ
Демпфер ГВ является дальнейшим научно-техническим развитием моделей ГПГ и ГПГ-А.
Устанавливается на проводах и тросах воздушных линий электропередачи и переходов их через естественные препятствия для предупреждения повреждения их от усталостных напряжений, вызываемых вибрацией.
ГВ имеет три резонансные рабочие частоты за счет изменения формы грузов относительно демпферов типа ГПГ-А. Гаситель ГВ справляется не только с изгибными, но и крутильными напряжениями. Этот вид демпферов рекомендован к применению ФСК ЕЭС. Их использование допускается на всех типах ВЛ.
Расшифровка обозначения марки гасителей вибрации, типа ГВ, например
ГВ-0,8-9,1-300/10-13, где (см. Рис.2 и Таблица2):
- 0,8 – масса применяемого груза;
- 9,1 – диаметр троса демпфера (d), мм (9,1; 11,0; 13,0);
- 300 – условная длина гасителя вибрации (L), мм (300÷600, с шагом 50 мм);
- 10-13 - № плашки, обозначающий посадочный диаметр провода (D) и типоразмеры согласно Таблицы2 и Рис.2.
| № плашки | D, мм | H, мм | L1, мм |
| 10-13 | 9,0-14,0 | 50,0 | 45,0 |
| 16-20 | 14,5-20,0 | 65,5 | 45,0 |
| 23-31 | 20,1-32,0 | 85,0 | 50,0 |
| 23-35 | 20,1-35,0 | 85,0 | 50,0 |
Технологическая карта на установку (замену) гасителей вибрации на проводах ВЛ 110-220кВ
Технологическая карта на установку (замену) гасителей вибрации на проводах ВЛ 110-220 кВ с применением автогидроподъемника
Последовательность операций по ТК
1.Получить наряд и разрешение на подготовку рабочего места и на допуск.
2.Проверить соответствие отключенной цепи (для двухцепных ВЛ) и номеров опор ВЛ наряду. На опоре со стороны цепи, находящейся под напряжением, установить красные флажки.
3.Установить автогидроподъёмник со стороны отключенной цепи (для двухцепных ВЛ) вне охранной зоны ВЛ, автогидроподъёмник зафиксировать аутригерами и заземлить, стрелу установить в рабочее положение и испытать в холостую
4.Выполнить подготовку рабочего места согласно технологических карт «Установка переносного заземления на провода ВЛ и молниезащитный трос, с применением автовышки».
5.Опустить корзину с электромонтером на землю.
6.Провести инструктаж и допустить бригаду к работе.
7.Двум электромонтёрам подняться в корзину. Поднять корзину до провода. Корзину соединить с проводом переносным заземлением. По бесконечному канату в корзину поднять инструмент, приспособления, инвентарь.
8.Произвести ремонт (установку) виброгасителя, а при необходимости заменить его.
9.Отсоединить переносное заземление связывающее корзину автогидроподъёмника с проводом.
10.Ремонт (замену) других виброгасителей произвести аналогично.
11.По окончании работы снять переносные заземления в последовательности, обратной его установки и опустить их по бесконечному канату на землю переносные заземления, инструмент, приспособления, инвентарь.
На ВЛ 35 кВ, в особенности при прохождении по лесным массивам, садам, парковым зонам в населенной местности и в стесненных условиях (при соответствующем обосновании) использовать защищенные провода, обеспечивающие бóльшую устойчивость при соприкосновении проводов с деревьями и взаимном касании проводов, позволяющие уменьшить расстояние межфазных промежутков и делающих ЛЭП более компактной по сравнению с обычными линиями из неизолированных проводов и, как следствие, снижающие вредное воздействие на окружающую среду (менее мощное электромагнитное излучение), имеющие более низкие эксплуатационные затраты.
Для защиты от грозовых перенапряжений применять грозотросы из стальных оцинкованных проволок, низколегированной стали, обладающих высокой механической и коррозионной стойкостью.
В зонах, где опытом эксплуатации установлено разрушение элементов линий от коррозии, а также на расстоянии менее 5 км. от морского побережья и менее 1,5 км. от химических предприятий необходимо применять только коррозийно-стойкие провода и тросы.
Линейные изоляторы и арматура.
При соответствующем обосновании, по решению технического (научно-технического) совета филиала согласованному техническим руководителем Юга» допускается применение полимерных изоляторов с кремнийорганическим цельнолитым защитным покрытием.
При выполнении реконструкции и нового строительства ВЛ 35-110 кВ рекомендуется применение спиральной линейной, сцепной, поддерживающей, натяжной, защитной и соединительной арматуры, не требующей обслуживания, ремонта и замены в течение всего срока эксплуатации ВЛ.
При необходимости установки на ВЛ 35-110 кВ гасителей вибрации, применять исключительно многочастотные гасители вибрации.
На основании проектных решений на ВЛ 35-110 кВ необходимо применять устройства, предотвращающие гололедообразование на проводах, грузы-ограничители закручивания проводов и устройства для защиты проводов от налипания мокрого снега.
Кабельные линии электропередачи 35-110 кВ.
Требования к кабелю и кабельной арматуре:
необходимо использовать одножильные силовые кабели с изоляцией из СПЭ, в соответствующих случаях, силовые кабели с оболочкой, не распространяющей горение и низким выделением токсичных газов;
универсальные кабели для воздушно-подземной прокладки без использования переходной кабельной арматуры, либо с арматурой на основе термоусаживаемых элементов;
применять термоусаживаемые муфты, выполненные по технологии поперечно-сшитых полимеров с пластичной памятью формы, устойчивые к воздействию солнечной радиации, обладающие высокими диэлектрическими свойствами, предназначенные для прокладки в любых климатических условиях, в любых средах и не требующих обслуживания в процессе эксплуатации;
выбор величины сечений экранов КЛ и способ их заземлений должен выполняться на основании технико-экономического обоснования, с обязательным выполнением расчетов величины длительно-допустимого тока в нормальном режиме, с учетом поправок на количество кабелей, температуру и тепловое сопротивление грунта (согласно стандарту на используемый силовой кабель);
срок службы кабельной арматуры должен быть не менее 30 лет.
2.1.3. Технологии и направления ремонтно-эксплуатационного обслуживания:
планирование и выполнение средних и капитальных ремонтов силовых трансформаторов на основе результатов диагностики и данных эксплуатации (ремонт по техническому состоянию);
комплексный подход к выполнению ремонтно-эксплуатационного обслуживания, включающий в себя выполнение работ на электрооборудовании, работ по ремонту и восстановлению зданий и сооружений, работ на устройствах РЗА, СДТУ, средствах измерений;
автоматизация процессов планирования и ведения эксплуатационной деятельности;
внедрение перспективных методов чистки трасс ВЛ от древесно-кустарниковой растительности, в том числе сочетание химических (при положительном заключении государственной экологической экспертизы) и механических методов чистки;
развитие маслохозяйств, позволяющих проводить приёмку, хранение и подготовку свежих масел, а также сбор и регенерацию эксплуатируемых масел с целью их эффективного использования и снижения объёмов закупки свежих масел.
Б. Перспективное оборудование и технологии.
КРУЭ должны быть укомплектованы системой мониторинга и диагностики (измерение плотности элегаза с возможностью визуального контроля, наличие встроенных датчиков ЧР с системой непрерывной сигнализации ЧР и возможностью подключения портативных устройств для расшифровки уровней и характера сигналов);
оборудование наиболее ответственных силовых трансформаторов системами автоматической диагностики состояния;
применение силовых трансформаторов, не требующих подпрессовки обмоток в течение всего срока службы и оснащенных устройством контроля состояния обмоток;
применение оптоэлектронных ТТ;
установка комбинированных ТТ и ТН в одном корпусе;
при соответствующем обосновании применение грозозащитного троса со встроенным оптико-волоконным кабелем, в том числе с термостойким оптическим волокном;
применение самонесущих подвесных скрученных в жгут универсальных кабелей типа «DISTRI»;
применение на ВЛ систем температурного мониторинга состояния провода.
на ПС 35/110 кВ устанавливать отделители и короткозамыкатели, воздушные или масляные выключатели;
использовать для высоковольтных выключателей пневматические приводы;
схемы первичных соединений ПС 35-110 кВ с беспортальным приемом ВЛ;
разъединикВ с фарфоровой опорно-стержневой изоляцией без двигательного привода;
применять силовые трансформаторы, выключатели и разъединители с гарантированным сроком эксплуатации менее 30 лет;
выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения, требующие проведения капитального ремонта в течение гарантийного срока эксплуатации;
АБ открытого исполнения;
устанавливать в сетях вентильные и трубчатые разрядники;
устанавливать маслонаполненные вводы 110 кВ, мастиконаполненные вводы 35 кВ;
подвешивать стальной грозозащитный трос без антикоррозионного покрытия;
устанавливать двухчастотные гасители вибрации типов ГВН, ГПГ и ГПС;
устанавливать полимерные изоляторы – серии ЛП и ЛПИС с оболочкой из полиолефиновой композиции;
устанавливать подвесные тарельчатые изоляторы типов ПФ6-А и ПФ6-Б;
применять технологии лакокрасочных покрытий для металлоконструкций опор, не прошедшие сертификацию;
устанавливать деревянные опоры за исключением случаев ремонта ВЛ, выполненных на деревянных опорах.
2.2. Распределительные сети 0,4-10 кВ.
Основные требования.
1. Основным принципом построения сетей напряжением 6-10 кВ следует принять принцип, позволяющий выполнять взаимное резервирование нагрузок при отключении одного из центров питания, при этом магистральные линии электропередачи должны выполняться одного сечения по всей длине линии с обеспечением нормированного качества электроэнергии в данной зоне. Выбор схемы построения следует осуществлять на основании технико-экономического анализа.
2. При реконструкции (новом строительстве) ВЛ (КЛ) 6-10 кВ применять в комплексе технические решения по оборудованию РП (ТП) 6-10 кВ и ПС 35 кВ и выше, к которым подключается линия.
3. При проведении больших объемов работ по реконструкции (восстановлению) сетевых объектов необходимо рассматривать варианты перевода действующих сетей на более высокий класс среднего напряжения. Реконструкция сетевых объектов при соответствующем технико-экономическом обосновании может совмещаться с переводом сетей на более высокий класс напряжения и приближением ТП 6-10/0,4 кВ к потребителям.
Вновь сооружаемые линии электропередачи 6 кВ должны иметь класс изоляции, позволяющий в перспективе осуществить перевод сетей на класс напряжения 10 кВ без существенных дополнительных затрат.
4. При новом строительстве и реконструкции сетей 0,4-6-10 кВ переходить к значительному сокращению протяженности сетей 0,4 кВ посредством сооружения более разветвленной сети 10 кВ (6 кВ), в том числе с применением СТП малой мощности в одно и трехфазном исполнении.
5. На основании решения заместителя директора по техническим вопросам – главного инженера производственного отделения филиала ОАО «МРСК Юга» в соответствии с категорией электроприемников по надежности электроснабжения возможно оснащать ВЛ 6-10 кВ устройствами двукратного АПВ на головном выключателе линии и секционирующих пунктах при условии наличия блокировки второго цикла АПВ в случае замыкания на землю после АПВ первого цикла (например, по наличию напряжений нулевой последовательности).
6. В технические условия на присоединение электроустановок потребителей более 150 кВт (за исключением граждан-потребителей, использующих электрическую энергию для бытового потребления, и приравненных к ним в соответствии с нормативными правовыми актами в области государственного регулирования тарифов групп (категорий) потребителей (покупателей), в том числе многоквартирных домов , садоводческих, огороднических, дачных и прочих некоммерческих объединений граждан) включать требования о необходимости выполнения расчётов для определения потребности в установке компенсирующих устройств для поддержания заданного значения cosφ (tgφ).
7. В районах с повышенным уровнем воздействия гололедных и ветровых нагрузок на ВЛ (начиная с IV района по ветру и гололеду) на основании технико-экономического обоснования должна рассматриваться возможность прокладки КЛ напряжением 6-10 кВ.
8. На воздушных линиях напряжением 6-10 кВ, проходящих в районах с интенсивными явлениями образования гололеда и налипания снега, предусматривать мероприятия, препятствующие развитию «цепных» разрушений, в том числе снижение анкерных пролетов до 0,5 км.
9. При новом строительстве и реконструкции применять разъединикВ не требующие ремонта в течение всего срока службы.
Распределительные пункты, трансформаторные подстанции.
1. При новом строительстве и реконструкции в электрических сетях городов и крупных сельских населенных пунктов с численностью от 20 тысяч человек, а также в районах с агрессивной воздушной средой (побережья морей, водохранилищ), вызывающей повышенную коррозию металла, рекомендуется применять малогабаритные, вписывающиеся в архитектуру БРТП и БКТП нового поколения в бетонной оболочке.
В других случаях необходимо применять КТП контейнерного и модульного типов с оцинкованным корпусом из горячекатанной стали, с окраской цинкосодержащими красками (порошковой покраской).
2. При новом строительстве и реконструкции в сетях электроснабжения ответственных потребителей в условиях плотной застройки применять:
малогабаритные КРУ закрытого исполнения с ячейками модульного типа на базе вакуумных выключателей;
модульные ячейки с воздушной комбинированной или элегазовой изоляцией и необслуживаемыми выключателями, разъединителями, выключателями нагрузки.
3. В технических заданиях на проектирование нового строительства, реконструкции, технического перевооружения распределительных пунктов 6-10 кВ при необходимости обеспечения телемеханизации предусматривать:
телемеханизацию РП (РТП) с обеспечением бесперебойной работы не менее двух часов при потере питания РП (РТП);
упрощенную систему организации постоянного оперативного тока с использованием аппаратов (шкафов) управления оперативным током с распределительным шкафом и шкафом аккумуляторной батареи необходимой емкости со сроком службы не менее 15 лет;
допускается применение герметизированных аккумуляторных батарей с гелеобразным электролитом.
4. В сетях 6-10 кВ следует применять два вида автоматического ввода резерва:
сетевой АВР в пункте, соединяющем две линии, отходящие от разных ПС 35-110 кВ или разных секций шин 6-10 кВ одной ПС 35-110 кВ;
местный АВР для включения резервного ввода на шины высшего напряжения ТП 6-10/0,4 кВ или РП 6-10 кВ после исчезновения напряжения на рабочем вводе и его отключения. При необходимости организации АВР на стороне 0,4 кВ для ответственных потребителей (в соответствии с категорией надежности) АВР устанавливается только в электроустановках потребителей.
5. При новом строительстве и реконструкции применять силовые трансформаторы 6-10/0,4 кВ герметичного исполнения (ТМГ) или при необходимости с сухой (литой) изоляцией (ТС, ТСЗ ТСЛ):
мощностью до 250 кВА, со схемой соединения обмоток Y/Yn с симметрирующим устройством или Y/Zn;
мощностью от 250 до 630 кВА, со схемой соединения обмоток ∆/Yn;
мощностью более 630 кВА, со схемой соединения обмоток ∆/Yn или при соответствующем обосновании Y/Yn.
На стороне 0,4 кВ для трансформаторов мощностью 160 кВА и более обязательно применение аппаратных зажимов.
6. В сельских поселениях и посёлках с малоэтажной застройкой для подключения потребителей мощностью до 63 кВА применять СТП с одно и трехфазными трансформаторами, предохранителями-разъединителями 6-10 кВ и предохранителями-выключателями-разъединителями 0,4 кВ.
7. При реконструкции существующих ТП преимущественно применять комплектные распределительные устройства 0,4 кВ полной заводской готовности.
8. В сетях напряжением 0,4 кВ на отходящих ВЛ (КЛ) рекомендуется применять рубильники с предохранителями и дугогасящими камерами и рубильники-предохранители.
Автоматические секционирующие пункты.
1. При реконструкции и новом строительстве ВЛ (КЛ) 6-10 кВ при соответствующем технико-экономическом обосновании предусматривать применение автоматических секционирующих пунктов, в т. ч. реклоузеров.
2. Приоритетной целью секционирования ВЛ 6-20 кВ с помощью реклоузеров является возможность выделения поврежденного участка сети без отключения остальных потребителей, оптимизация работы оперативного и оперативно-ремонтного персонала компании.
3. При выборе мест установки реклоузеров необходимо учитывать протяженность воздушной линии электропередачи вместе с отпайками, количество технологических нарушений и время восстановления электроснабжения на секционируемых участках, присоединенная мощность потребителей.
4. При установке реклоузеров должны быть реализованы следующие функции:
обеспечение функции АВР;
обеспечение функции двукратного АПВ (реализация функции на основании решения заместителя директора по техническим вопросам – главного инженера производственного отделения филиала Юга» в соответствии с категорией электроприемников по надежности электроснабжения);
обеспечение направленных и ненаправленных токовых защит от междуфазных коротких замыканий и однофазных замыканий на землю;
обеспечение ведения журналов оперативных и аварийных событий с автоматической передачей на диспетчерский пункт информации о наступлении технологического нарушения в сети;
обеспечение возможности получения информации и управления с диспетчерского пункта, в том числе изменение уставок защиты;
обеспечение приема-передачи необходимых данных при минимизации временных и финансовых затрат с целью возможности интеграции в SCADA-систему посредством различных видов связи (GSM, радио, оптико-волоконной);
обеспечение требуемой селективности работы с другим электросетевым оборудованием;
обеспечение возможности работы от собственного источника питания максимально продолжительное время, но не менее 24 часов.
5. Реклоузеры должны обеспечивать возможность работы без проведения внеочередных, текущих и средних ремонтов в течение всего срока службы (не менее 25 лет).
Воздушные линии электропередачи.
1. При проектировании выбирать вариант с минимальной протяженностью сетей 0,4 кВ.
2. ВЛ 0,4 кВ должны выполняться в трехфазном четырёхпроводном исполнении по радиальной схеме проводами одного сечения по всей длине (магистрали) от ТП 6-10/0,4 кВ.
3. Реконструкция и новое строительство ВЛ 0,4 кВ выполняются только с использованием самонесущих изолированных проводов СИП-2, СИП-4.
4. При проектировании и строительстве сетей 0,4 кВ рекомендуется использовать опоры линий электропередачи напряжением 6-20 кВ для совместной подвески.
5. При реконструкции и новом строительстве на ВЛ 0,4 кВ и ВЛ 6-10 кВ применять провода с сечением на магистралях не менее 70 мм² (по алюминию). Для обустройства заходов из ТП (РП, БКТП) на ВЛ 0,4 кВ применять СИП сечением фазных проводов не ниже 70 мм² (по алюминию).
6. Выбирать систему устройства ВЛ 0,4 кВ с проводами СИП, при которой сверхдопустимые механические, ветровые и гололедные нагрузки на провода не приводят к повреждению провода и опор, а только к разрушению элементов крепления проводов к опорам.
7. При реконструкции и новом строительстве ВЛ 6-10 кВ в населенной местности и лесопарковой зоне применять СИП-3, при соответствующем обосновании допускается применение самонесущих подвесных скрученных в жгут универсальных кабелей.
При соответствующем обосновании допускается применение деревянных опор, обработанных специальными консервантами, обеспечивающими срок службы не менее 40 лет.
9. При новом строительстве, реконструкции и ремонте ВЛ 0,4 кВ ответвление от ВЛ к вводу абонента выполнять только СИП. Рекомендуется выполнять неразрывный ввод провода ответвления до счетчика. В случае необходимости соединение СИП с проводом абонента выполнять с применением изолированных гильз.
10. На ВЛ 6-10 кВ применять спиральную линейную (сцепную, поддерживающую, натяжную, защитную и соединительную) арматуру, не требующую обслуживания, ремонта и замены в течение всего срока эксплуатации ЛЭП.
11. На ВЛ 6-10 для защиты от перенапряжений вместо трубчатых и вентильных разрядников применять ОПН, РДИП и УЗПН.
12. При реконструкции и новом строительстве ВЛ 6-10 кВ применять разъединители, не требующие ремонта в течение всего срока службы (не менее 25 лет). Рекомендуется применять разъединители качающегося типа (РЛК).
Кабельные линии электропередачи.
1. Прокладка новых и реконструкция существующих КЛ выполняются по проекту, обязательно содержащему инженерные изыскания грунтов в зоне прокладки кабельных трасс и требования заводов-изготовителей по прокладке.
2. Выбор величины сечений экранов КЛ в однофазном исполнении и способ их заземлений должен производиться на основании технико-экономического обоснования с обязательным выполнением расчетов.
3. Использовать, как правило, силовые кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена различных конструкций, в том числе, одножильные. При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается применение силовых кабелей с бумажно-масляной изоляцией, пропитанной не расслаивающимся специальным составом, и кабели с бумажной изоляцией, пропитанной нестекающей синтетической массой.
4. При вводе КЛ в РП, ТП, БРТП применять пластиковые трубы с термоусаживаемыми кабельными уплотнителями. Внутренний диаметр пластиковых труб должен быть не менее 160 мм. Для создания механической прочности (при необходимости) пластиковые трубы помещаются в футляры из металлических или асбестобетонных труб соответствующего диаметра.
5. При прокладке и ремонте КЛ применять кабельные муфты на основе термоусаживаемых материалов. Материалы, применяемые для кабельной арматуры должны быть устойчивыми к воздействию солнечной радиации, обладать высокими диэлектрическими характеристиками, предназначенными для прокладки в любых климатических и производственных условиях. Срок службы кабельно-проводниковой продукции и кабельной арматуры должен быть не менее 30 лет.
6. В отдельных случаях, когда по условиям безопасности производства работ запрещено использование открытого огня возможно применение муфт холодной усадки с извлекаемым спиралевидным кордом, имеющих эксплуатационный температурный диапазон от -50ºС до +180ºС и обязательный складской срок хранения не менее 24 месяцев с гарантией качества не менее 20 лет.
7. При строительстве и реконструкции КЛ 6 кВ применять кабель и кабельную арматуру на номинальное напряжение 10 кВ.
8. При новом строительстве и реконструкции прокладку КЛ выполнять: по территориям ПС, РП, промышленных предприятий и т. п. – в лотках, тоннелях, колодцах; по территориям городов и посёлков – в земле (траншеях) по непроезжей части улиц (под тротуарами), по полосам зелёных насаждений. Использовать метод горизонтально-направленного бурения при прокладке кабельных сетей 0,4-6-10 кВ в местах пересечения с улицами, дорогами с усовершенствованным покрытием, а также трамвайными и железнодорожными путями без разрытия траншей. При прокладке кабелей в земле для закрытия кабелей в траншее рекомендуется использовать плиты типа ПЗК.
9. При прокладке КЛ использовать, по возможности, механизированный способ прокладки, при сложных условиях для механизированного способа – использовать ручной. Условия прокладки КЛ, по возможности, не должны создавать препятствия при их эксплуатации и ремонте.
10. При проведении испытаний и диагностики КЛ необходимо развивать применение неразрушающих методов диагностики состояния изоляции кабеля с прогнозированием состояния изоляции кабеля.
11. При проведении ремонтов на кабельных линиях:
для замены кабельных выходов 6-10 кВ с бумажной изоляцией из ТП, РП, БКТП рекомендуется применять кабель с изоляцией из СПЭ или универсальный кабель;
использовать кабели марки ААБл, АСБ, ААБлу. В случаях прокладки ремонтных вставок в зонах с большой подвижностью грунта либо в оползневых зонах необходимо применять кабели марки АСП либо ААП, имеющие увеличенные показатели по механической прочности и разрыву;
при монтаже всех видов муфт на кабелях с бумажной изоляцией соединение оболочки кабеля и муфт выполнять только пайкой;
при ремонте кабелей с бумажно-масляной изоляцией (в том числе и бумажно-масляной изоляцией, пропитанной не расслаивающимся специальным составом и не стекающей синтетической массой) с перепадом уровней прокладки кабеля более 1,5 м. (в том числе и суммарным) выполнять замену кабеля на кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена;
на КЛ 0,4 кВ типа АВВГ либо аналогичного типа, когда воздействие открытого огня на фазную и линейную виниловую изоляцию КЛ приводит к растрескиванию и усиленному старению, необходимо применять соединительные муфты с использованием закрытого смешивания и заливки изолирующего композита либо аналогичные по параметрам, исключающие агрессивное температурное воздействие на изоляцию жил виниловых кабелей.
Б. Перспективные технологии и оборудование:
применение при новом строительстве и реконструкции воздушных линий электропередачи стальных многогранных опор и опор из композитных материалов;
применение спиральных вязок при креплении проводов к штыревой стеклянной и фарфоровой изоляции (ШС, ШФ);
применение изолирующих траверс на ВЛ 6-10 кВ;
массовое применение универсальных кабелей 6-10 кВ;
внедрение системы телесигнализации и телеуправления в распределительных сетях 0,4-10 кВ.
В. Ограничения по применению оборудования и технологий.
Запрещается:
применение на ВЛ 0,4 кВ неизолированных проводов;
применение провода АПВ на открытом воздухе, в том числе в качестве абонентских ответвлений;
применение на ВЛ 6 – 10 кВ провода марки А;
применение КТП 6-10/0,4 кВ шкафного типа мощностью более 63 кВА;
применение дугоразрядных рогов на ВЛ с защищенными проводами;
прокладка всех видов кабелей типа АВВГ на открытом воздухе;
применение кабелей, неудовлетворяющих требованиям пожарной безопасности , в том числе типа «нг» и выделяющих при горении токсичные продукты (при наличии соответствующих требований);
применение муфт холодной усадки с применением технологии натяжения;
применение трёхжильных силовых кабелей с алюминиевой и свинцовой оболочкой на номинальное напряжение до 1 кВ с использованием их оболочки в качестве нулевого провода;
прокладка КЛ в земле под зданиями, а также через подвальные и складские помещения;
применение концевых муфт заливного типа (в том числе битумных и эпоксидных) либо концевых муфт в стальных кожухах при проведении ремонтов на КЛ (КВЛ);
применение кабелей, имеющих шланговую изоляцию для прокладки в земле (типа ААШВ, ААШВу);
применение пружин либо других прижимных устройств для соединения оболочки кабеля и муфт при монтаже всех видов муфт на кабелях с бумажной изоляцией;
применение эпоксидных муфт.
2.3. Диагностика оборудования.
2.3.1. Системы диагностики и мониторинга основного оборудования электрических сетей.
Основные направления в развитии диагностики:
проведение диагностики и мониторинга состояния основного электрооборудования без снятия напряжения и вывода его в «ремонт»;
определение дефектов на ранней стадии их развития;
внедрение неразрушающих методов контроля состояния оборудования;
применение средств диагностики и мониторинга основного оборудования обеспечивающих высокую достоверность информации о состоянии оборудования;
внедрение единых информационно-диагностических систем для получения оперативного доступа к сведениям о состоянии оборудования, существующих рисках и вероятности его отказа, использующих интеллектуальные (экспертные) способы оценки.
оценка состояния маслонаполненного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворённых в трансформаторном масле;
оценка показателя стабильности против окисления трансформаторного масла путем определения в нем концентрации стабилизирующей присадки ионол (агидол);
оценка состояния бумажной изоляции обмоток силовых трансформаторов хроматографическим методом;
химический анализ трансформаторного масла;
экспресс-контроль уровня содержания воды, механических примесей в трансформаторном масле, определения диэлектрических характеристик и электрической прочности трансформаторного масла переносными малогабаритными приборами;
тепловизионный контроль электрооборудования и воздушных линий электропередачи;
оценка качества прессовки обмоток и магнитопровода силовых трансформаторов при помощи вибродиагностических систем;
контроль состояния ОПН под рабочим напряжением, с использованием установленных стационарно датчиков контроля и соответствующим им переносных приборов;
оценка состояния заземляющих устройств с возможностью определения их реальных схем.
Требования к приборам, системам диагностики и мониторинга основного электрооборудования электрических сетей:
измерительные приборы, системы должны быть сертифицированы (иметь свидетельство об утверждении типа средств измерений), внесены в Государственный реестр средств измерений допущенных к применению в РФ, иметь и проходить в установленном порядке поверку, калибровку;
тепловизионная техника (тепловизоры) для обследования электрооборудования ПС, ВЛ 35 кВ и выше на базе неохлаждаемых матриц, со спектральным диапазоном 8-14 мкм, минимально различаемой разностью температур не более 0,06-0,08°С, диапазоном измерения температур не уже «от -20°С до +250°С» и автоматическими функциями установки уровня/чувствительности/фокуса в комплекте с профессиональным программным обеспечением для обработки и анализа изображений;
в пределах территории обслуживания одного подразделения диагностики, применение, как правило, однотипных датчиков контроля состояния ОПН под рабочим напряжением;
при работе приборов от встроенных аккумуляторов, иметь дополнительно не менее одного комплекта аккумуляторов.
Требования к передвижным электротехническим лабораториям:
иметь функциональную и эксплуатационную надежность, экологическую и технологическую безопасность;
монтироваться на типе шасси, определяемом заказчиком, в том числе и на шасси автобуса;
иметь возможность перевозки к месту производства работ бригады в составе не менее трёх человек, включая водителя;
иметь ноутбук с установленным программным обеспечением, обеспечивающем работу и возможность анализа и архивирования данных;
при использовании специализированных программ формирования и обработки данных с использованием индивидуальных «ключей» – наличие не менее двух ключей, позволяющих одновременно работать с данными программами, как на ноутбуке, так и на персональном компьютере в помещении подразделения диагностики;
иметь отопительные и вентиляционные системы салонов оператора лаборатории, способные работать как при движении автомобиля, так и при их питании от электрической сети ~ 220 В;
укомплектовываться необходимыми защитными средствами, в соответствии с нормами;
оснащаться приборами, не входящими в базовую комплектацию изготовителя, в соответствии с требованиями заказчика.
Передвижные электротехнические лаборатории, предназначенные для проведения испытаний и измерений на подстанционном оборудовании, должны:
иметь сертификаты, аттестаты, аттестованные методики измерений и другие документы, необходимые для постановки передвижной электротехнической лаборатории на учёт в органах Ростехнадзора и органах безопасности дорожного движения;
обеспечивать проведение испытаний повышенным напряжением;
обеспечивать проведение низковольтных измерений параметров оборудования.
Передвижные электротехнические лаборатории, предназначенные для проведения диагностики состояния, испытаний и поиска повреждений КЛ, должны:
обеспечивать проведение испытаний повышенным напряжением для КЛ с бумажно-масляной изоляцией;
обеспечивать реализацию всего комплекса методов определения мест повреждений – рефлектометрического, индукционного и акустического, в том числе бездожигового метода (импульсно-дугового и метода колебательного разряда);
иметь блоки прожига и дожига изоляции;
иметь комплект поисковой аппаратуры с акустическими и индукционными датчиками;
оснащаться испытательными установками или дополнительными приставками, обеспечивающими испытания КЛ с изоляцией из сшитого полиэтилена повышенным напряжением сверхнизкой частоты 0,1 Гц;
иметь переносной бензиновый электрогенератор ~ 220 В, мощностью не менее 3 кВт.
2.4. Релейная защита и противоаварийная автоматика.
Требования к микропроцессорным устройствам РЗА:
сокращение времени принятия решений оперативным персоналом в аварийных ситуациях и повышение качества принятых решений посредством полноты представляемой информации и оперативности ее представления;
результативность противоаварийного управления посредством применения интеллектуальных программируемых комплексов противоаварийной автоматики, улучшенные условия согласования защит;
повышение надежности функционирования устройств РЗА, в т. ч. в результате применения: встроенной в устройства непрерывной диагностики; цифровых каналов связи, включая волоконно-оптические; дублированных каналов связи;
возможность регистрации и сохранения информации не менее чем по пяти аварийным событиям;
обеспечение электромагнитной совместимости;
малообслуживаемость, многофункциональность, компактность, удобство, простота обслуживания;
возможность интегрирования в АСУ ТП, устройства непрерывной диагностики;
возможность организации удаленного доступа.
Устройства МП защит должны быть:
адаптированы к схемам и режимам работы защищаемого объекта;
иметь возможность дистанционного контроля и управления встроенными функциями.
В свободно программируемых МП терминалах РЗА доступ к вводу базовой логики (уставок) должен быть отделен от доступа к вводу параметров настройки терминала (конфигурации).
В устройствах РЗА необходимо предусматривать:
дублирование комплектов защиты на электросетевых объектах, питающих ответственных потребителей;
современные трансформаторы и датчики тока и напряжения для цепей релейной защиты;
для повышения надежности функционирования устройств РЗА на напряжении 35 кВ и выше, необходимо каждое устройство основной и резервной защиты подключать на разные обмотки трансформаторов тока;
функциональную совместимость защит ВЛ со всех сторон;
обеспечение условий эксплуатации (ЭМС, температура, влажность , вибрация) в соответствии с требованиями действующих нормативных и руководящих материалов и технических характеристик оборудования;
обеспечение функционирования системы РЗА в составе системы АСТУ;
при наличии двух электромагнитов отключения, действие устройств РЗА, как правило, на оба электромагнита;
УРОВ присоединений 110 кВ должно быть реализовано как одно устройство на систему шин, секцию – централизованный УРОВ или отдельно для каждого присоединения – индивидуальный УРОВ;
УРОВ присоединений 6-35 кВ допускается выполнять в виде действия защиты присоединений с дополнительной выдержкой времени на отключение питающих присоединений;
быстродействующую оптическую защиту от дуговых замыканий в комплектных распределительных устройствах 6-35 кВ;
защиту (сигнализацию) от однофазных замыканий на землю в сетях 6-35 кВ.
Внедрению МП техники должны предшествовать специальные исследования для оценки электромагнитной обстановки на энергообъекте и при необходимости проведения комплекса работ, обеспечивающих ее совместимость с уровнем помехозащищенности устройств РЗА.
Устройства РЗА различных производителей должны обеспечивать функциональную совместимость. Протоколы обмена данными должны быть открыты производителем для других пользователей. Рекомендуется соответствие требованиям стандарта МЭК 61850.
Допускается применение электромеханических устройств РЗА при частичной реконструкции и техническом перевооружении объектов, если это не снижает надёжность работы РЗА.
Устройства защиты от ОЗЗ должны обеспечивать:
фиксацию устойчивых ОЗЗ, имеющих место при наличии надёжной гальванической связи повреждённой фазы с землёй (металлическая связь, переходное сопротивление, устойчиво горящая дуга);
фиксацию неустойчивых дуговых замыканий, включающих в себя следующие разновидности:
дуговые прерывистые замыкания;
дуговые перемежающиеся замыкания.
В естественных условиях, помимо обычных изменений, вызываемых в работе проводов проводов действием гололеда, ветра и температуры, представляет интерес явления вибраций и пляски проводов.
Вибрация проводов в вертикальной плоскости наблюдается при малых скоростях ветра и заключается в появлении в проводах продольных (стоячих) и преимущественно блуждающих волн с амплитудой до 50 мм и частотой 5 - 50 гц. Следствием вибрации являются изломы проволок проводов, самоотвертывание болтов опор, расстройство частей арматуры гирлянд изоляторов и т. п.
Для борьбы с вибрацией применяют усиление проводов при помощи обмотки их в местах закрепления, автовибрационные зажимы и глушители (демпферы).
В воздушных линиях встречается, хотя и более редко, другое, менее изученное явление - пляска проводов, т. е. колебание проводов с большой амплитудой, вызывающее схлестывание проводов различных фаз, а следовательно, и выпадение линии из работы.
Вибрация проводов
При обтекании проводов потоком воздуха, направленным поперек оси линии или под некоторым углом к этой оси, с подветренной стороны провода возникают завихрения. Периодически происходят отрывы ветра от провода и образование вихрей противоположного направления.
Отрыв вихря в нижней части вызывает появление кругового потока с подветренной стороны, причем скорость потока v в точке А становится больше, чем в точке В. В результате появляется вертикальная составляющая давления ветра.
При совпадении частоты образования вихрей с одной из частот собственных колебании натянутого провода последний начинает колебаться в вертикальной плоскости. При этом одни точки больше всего отклоняются от положения равновесия, образуя пучность волны, а другие - остаются на месте, образуя так называемые узлы. В узлах происходят только угловые перемещения провода.
Такие колебания провода с амплитудой, не превышающей 0,005 длины полуволны или двух диаметров провода, называются вибрацией .
Рис 1. Образование вихря за проводом
Вибрация проводов возникает при скоростях ветра 0,6-0,8 м/с; при увеличении скорости ветра увеличиваются частота вибрации и число волн в пролете, при скорости ветра свыше 5-8 м/с амплитуды вибрации настолько малы, что не опасны для провода.
Опыт эксплуатации показывает, что вибрация проводов наблюдается чаще всего на линиях, проходящих по открытой и ровной местности. На участках линий в лесной и пересеченной местности продолжительность и интенсивность вибраций значительно меньше.
Вибрация проводов наблюдается, как правило, в пролетах длиной более 120 м и усиливается с увеличением пролетов. Особенно опасна вибрация на переходах через реки и водные пространства с пролетами длиной более 500 м.
Опасность вибрации заключается в обрывах отдельных проволок на участках их выхода из зажимов. Эти обрывы происходят вследствие того, что переменные напряжения от периодических изгибов проволок в результате вибрации накладываются на основные растягивающие напряжения в подвешенном проводе. Если последние напряжения невелики, то суммарные напряжения не достигают предела, при котором происходит разрушение проволок от усталости.
Рис. 2. Волны вибрации на проводе в пролете
На основании наблюдений и исследований установлено, что опасность разрушения проводов зависит от так называемого средне-эксплуатационного напряжения (напряжения при среднегодовой температуре и отсутствии дополнительных нагрузок).
Методы борьбы с вибрацией проводов
Согласно одиночные алюминиевые и сталеалюминиевые провода сечением до 95 мм2 в пролетах длиной более 80 м, сечением 120 - 240 мм2 в пролетах более 100 м, сечением 300 мм2 и более в пролетах более 120 м, стальные провода и тросы всех сечений в пролетах более 120 м должны быть защищены от вибрации, если напряжение при среднегодовой температуре превышает: 3,5 даН/мм2 (кгс/мм2) в алюминиевых проводах, 4,0 даН/мм2 в сталеалюминиевых проводах, 18,0 даН/мм2 в стальных проводах и тросах.
В пролетах меньше указанных выше защита от вибрации не требуется. Защита от вибрации не нужна также на линиях с расщеплением фазы на два провода, если напряжение при среднегодовой температуре не превышает 4,0 даН/мм2 в алюминиевых и, 4,5 даН/мм2 в сталеалюминиевых проводах.
Фаза с расщеплением на три и четыре провода, как правило, не требует защиты от вибрации. Участки любых линий, защищенные от поперечных ветров, не подлежат защите от вибрации. На больших переходах рек и водных пространств защита необходима независимо от напряжения в проводах.
Как правило, снижение напряжений в проводах линий до значений, при которых не требуется защиты от вибрации, экономически невыгодно. Поэтому на линиях напряжением 35 - 330 кВ обычно устанавливаются виброгасители, выполненные в виде двух грузов, подвешенных на стальном тросе
.
Виброгасители поглощают энергию вибрирующих проводов и уменьшают амплитуду вибрации около зажимов. Виброгасители должны быть установлены на определенных расстояниях от зажимов, определяемых в зависимости от марки и напряжения провода.
На ряде линий для защиты от вибрации применяются армирующие прутки, выполненные из того же материала, что и провод, и наматываемые на провод в месте его закрепления в зажиме на длине 1,5 - 3,0 м.
Диаметр прутков уменьшается в обе стороны от середины зажима. Армирующие прутки увеличивают жесткость провода и уменьшают вероятность его повреждения от вибрации. Однако наиболее эффективным средством борьбы с вибрацией являются виброгасители.
Рис. 3. Виброгасителъ на проводе
Для защиты от вибрации одиночных сталеалюминиевых проводов сечением 25-70 мм2 и алюминиевых сечением до 95 мм2 рекомендуются гасители петлевого типа (демпфирующие петли) , подвешиваемые под проводом (под поддерживающим зажимом) в виде петли длиной 1,0-1,35 м из провода того же сечения.
В зарубежной практике петлевые гасители из одной или нескольких последовательных петель применяются также для защиты проводов больших сечений, в том числе и проводов на больших переходах.
Пляска проводов
Пляска проводов, так же как и вибрация, возбуждается ветром, но отличается от вибрации большой амплитудой, достигающей 12 - 14 м, и большой длиной волны. На линиях с одиночными проводами чаще всего наблюдается пляска с одной волной, т. е. с двумя полуволнами в пролете (рис. 4), на линиях с расщепленными проводами - с одной полуволной в пролете.
В плоскости, перпендикулярной оси линии, провод движется при пляске по вытянутому эллипсу, большая ось которого вертикальна или отклонена под небольшим углом (до 10 - 20°) от вертикали.
Диаметры эллипса зависят от стрелы провеса: при пляске с одной полуволной в пролете большой диаметр эллипса может достигать 60 - 90% стрелы провеса, при пляске с двумя полуволнами - 30 - 45% стрелы провеса. Малый диаметр эллипса обычно составляет 10 - 50% длины большого диаметра.
Как правило, пляска проводов наблюдается при гололеде. Гололед отлагается на проводах преимущественно с подветренной стороны, вследствие чего провод получает неправильную форму.
При воздействии ветра на провод с односторонним гололедом скорость воздушного потока в верхней части увеличивается, а давление уменьшается. В результате возникает подъемная сила Vy, вызывающая пляску провода.
Опасность пляски заключается в том, что колебания проводов отдельных фаз, а также проводов и тросов происходят несинхронно; часто наблюдаются случаи, когда провода перемещаются в противоположных направлениях и сближаются или даже схлестываются.
При этом происходят электрические разряды, вызывающие оплавление отдельных проволок, а иногда и обрывы проводов. Наблюдались также случаи, когда провода линий 500 кВ поднимались до уровня тросов и схлестывались с ними.
Рис. 4: а - волны пляски на проводе в пролете, б - провод, покрытый гололедом, в воздушном потоке друг с другом.
Удовлетворительные результаты эксплуатации опытных линий с гасителями пляски пока недостаточны для уменьшения расстояний между проводами.
На некоторых зарубежных линиях с недостаточными расстояниями между проводами разных фаз установлены изолирующие распорки, исключающие возможность схлестывания проводов при пляске.
Кабельно-проводниковая продукция и аксессуары
Проблемы повышенной вибрации и «пляски» проводов и грозотросов в Северном регионе и пути их решения
Богач Игорь Иванович, начальник сектора эксплуатации и ремонта ВЛ электротехнической службы ОАО «Тюменьэнерго» (Сургут)
Масштабное освоение Северных регионов Тюменской области и массовое строительство ВЛ велось в 70-80 годы, когда регион был малоизучен, в год строилось и вводилось около тысячи километров воздушных линий. На стадии проектирования ВЛ не было учтено влияние климатических и геологических условий в период эксплуатации ВЛ из-за их слабой изученности, в связи с чем, проектные решения по Северному региону были идентичны решениям для юга Тюменской области. При проектировании, а потом и в строительстве использовался один и тот же тип опор, фундаментов, такие же или даже большие длины пролетов, в связи с малой плотностью населения и труднодоступностью территории, аналогичные стрелы провеса, закладывалось повышенное тяжение (30% от разрывного усилия в проводе вместо 25% используемой в зарубежной практике), марка проводов, тросов и арматура также были типовыми.
По проекту провода и тросы для районов Крайнего Севера рассчитывались для следующих климатических условий: температура наружного воздуха -55-65°C, ветер и гололед отсутствуют. Не было учтено фактическое влияние совокупности ветровых нагрузок, наличие гололедно-изморозевых отложений, возникающих на проводах и тросах по причине вымораживания обширных обводненных и заболоченных территорий, низких температур или их перепадов. В результате в период эксплуатации ВЛ возникли ряд проблем, таких как повышенная вибрация проводов и тросов, «пляска» проводов и тросов, пучение свайных фундаментов, низкая грозоупорность ВЛ.
Вибрация проводов и тросов
Причиной вибрации проводов являются чередующие срывы вихрей воздуха, создаваемых ветром с верхней и нижней стороны провода. Это явление создает условия для небаланса переменного давления, вызывающего движение провода вверх и вниз под прямым углом к направлению потока воздуха
Наиболее опасная вибрация возникает от воздействия на провод поперечно (или под углом) направленного аэродинамического потока со скоростью от 0,6 до 7 м/с (вызывает низкочастотные колебания с частотой от 3 до 10 Гц), так как при более высоких скоростях ветра поток становится турбулентным и энергия ветра, поступающая к проводу, значительно снижается. К тому же самодемпфирование провода возрастает за счет увеличения частоты колебаний провода.
Наиболее опасна вибрация проводов при отложении изморози. Изморозь обычно откладывается при очень спокойном воздухе, сохраняя цилиндрическую форму провода, но с существенным увеличением его диаметра. Увеличение диаметра провода происходит без заметного изменения его демпфирования, поэтому ветер той же скорости будет вызывать вибрацию с более низкой частотой. При таких условиях гасители в пределах своего нормального рабочего диапазона не справляются с повышенной воспринимаемой ветровой энергией. Со временем это приводит к усталостному разрушению провода, повреждению арматуры, аварийному отключению ВЛ.
Без должной защиты вопрос повреждения проводов и тросов от вибрации это только вопрос времени. Из опыта эксплуатации срок службы проводов и грозотросов в Северном регионе составляет 12-15 лет. Повреждение проводов и грозотросов происходит в местах подвески и их соединения (поддерживающие и натяжные зажимы, соединители типа СОАС, САС), так как эти места являются концентраторами напряжений (по аналогии с курсом сопротивления материалов — местами заделки), а так же в тех местах, где разрушены гасители вибрации.
На следующих фотографиях представлены наиболее типичные повреждения элементов ВЛ, происходящие при повышенной вибрации, при многократном воздействии знакопеременных нагрузок малой амплитуды.
Опыт эксплуатации показывал, что типовые гасители вибрации типа ГВН, ГПГ, ГПС в т.ч. установка двойных гасителей, не эффективны в борьбе с повышенной вибрацией. Все разрушения имели место вблизи поддерживающих зажимов, гасителей вибрации, а иногда в точках выхода провода из соединительных зажимов. Именно в этих местах знакопеременные механические напряжения от вибрации имеют наибольшую величину.
За зимний период 1998-1999 гг. в Северных ЭС имело место около 60 отказов ВЛ из-за обрыва проводов ВЛ различных классов напряжения. Подавляющее количество аварий было зафиксировано при понижениях температуры (ниже -40°С) и, соответственно, при повышенных тяжениях. Осмотры показали, что все разрушения произошли в местах, где провод был уже ослаблен усталостными разрушениями от вибрации, как в алюминиевых так и в стальных повивах.
Для решения проблемы в ОАО «Тюменьэнерго» начиная с 1999 года ведется работа по усилению проводов и грозозащитных тросов с использованием защитных спиральных протекторов типа ПЗС, разработанных в ЗАО «Электросетьстройпроект», навиваемых на провод в поддерживающем зажиме, далее ПЗС на соединители типа СОАС, САС. С разработкой в 2002 году многочастотных гасителей вибрации типа ГВ («пешка»), начато их опытное применение в филиале «Северные ЭС».
Дальнейшим логическим развитием удачной идеи спиральной арматуры, стало создание ЗАО «Электросетьстройпроект» полного спектра спиральной арматуры (поддерживающей, натяжной, соединительной, шлейфовой и пр.), которая незамедлительно стала применяться при реконструкциях и ремонтах ВЛ в ОАО «Тюменьэнерго».
С течением времени, предпринимаемые ОАО «Тюменьэнерго» усилия, позволили добиться качественного перелома в борьбе с вибрационным износом проводов и грозозащитных тросов.
Достигнута устойчивая тенденция к снижению повреждений проводов и грозотросов по причине вибрационного износа, что позволило практически полностью исключить аварийные отключения ВЛ по этой причине и перевести проблему из плоскости авральных ремонтов в плоскость планового техобслуживания.
Несколькими годами позже, подтверждая правильность выбранного ОАО «Тюменьэнерго» направления, выйдет информационное письмо ОАО «ФСК ЕЭС» №ЧА/29/173 от 28.12.07г., запрещающее применение 2-х частотных гасителей вибрации старого образца при ТПиР, КР и при новом строительстве ВЛ.
Цитата: «…Запрет связан с низкой эффективностью и недостаточной эксплуатационной надежностью, как всей конструкции гасителя вибрации, так и отдельных составляющих ее элементов. Низкая эффективность объясняется малым энергопоглощением в демпферном тросе, частотные характеристики гашения вибрации имеют две узкие зоны эффективного поглощения. Это приводит к невозможности подавления вибрации во всем спектре возникающих частот колебаний провода и его фактической незащищенности в широких диапазонах частот…»
На основании данного письма, с 2008 года ОАО «Тюменьэнерго» полностью официально отказалось от применения на всех своих объектах гасителей вибрации старого образца в пользу многочастотных гасителей вибрации типа ГВ, ГВП, ГВУ.
«Пляска» проводов и тросов
Несомненно, что возникновению «пляски» в Северном регионе Тюменской области способствует влияние ветровых нагрузок при отложениях на проводах и тросах изморози («куржака»). Возникновение изморозевых отложений на проводах и тросах ВЛ происходит большей частью не по причине налипания на них атмосферных осадков, а в результате вымораживания влагонасыщенной почвы (промерзания болот) и воздуха. Отложение изморози цилиндрической формы обычно сопровождается «пляской» проводов в виде стоячих волн с наиболее опасным видом колебаний с одной или двумя полуволнами или низкочастотной вибрацией. «Пляска» является одной из наиболее опасных разновидностей колебаний проводов ВЛ, при этом известны случаи, когда «пляска» происходит и без изморозевых отложений или гололеда, например, при косых ветрах, направленных под острым углом к трассе ВЛ.
«Пляской» проводов называются вызываемые ветром устойчивые периодические низкочастотные колебания, образующие стоячие волны с числом полуволн от одной до двадцати. «Пляска» является результатом воздействия на провод периодически изменяющейся подъемной силы, возникающей при крутильных перемещениях провода при его обтекании равномерным и поперечно направленным воздушным потоком скоростью от 6 до 25 м/с (из теории).
Явление «пляски» проводов и грозотросов в Северных ЭС наблюдается в большом диапазоне климатических условий:
. температура воздуха от - 2°С до -42°С;
. скорость ветра от 3 м/сек до 25 м/сек;
. гололедоизморозевые отложения.
Из опыта эксплуатации, наиболее опасна «пляска» проводов при:
. температуре воздуха от -30°С и ниже;
. скорости ветра 5-12 м/сек.
При таких условиях амплитуда колебаний проводов и тросов достигает величин от 1 метра до значений, равных стреле провеса с частотой от 0,2 до 2 Гц.
На провода и арматуру действует огромная динамическая ударная нагрузка, передаваемая от ветра.
Повреждаемость элементов ВЛ динамическими нагрузками при пониженных температурах, усиливается из-за хладноломкости арматуры и провода в целом.
Анализ «пляски проводов на ВЛ 35-110кВ за 2009г. показывает, что до 40% случаев «пляски» приводит к устойчивому нарушению работы ВЛ (НАПВ) на время от нескольких минут до нескольких часов, до 10% случаев к повреждению элементов ВЛ, требующих срочного ремонта, в 50% случаев нарушения ограничиваются кратковременными отключениями (УАПВ).
В процессе «пляски» провода и линейная арматура испытывает действия значительных циклических (пульсирующих) поперечных и продольных нагрузок, величина которых достигает 1-4 т и более. Следствием длительного воздействия таких нагрузок является разрушение подвесной и сцепной арматуры, повреждения междуфазных распорок, защитной арматуры, повреждения и обрывы проводов и грозозащитных тросов.
В первую очередь от циклических нагрузок разрушаются узлы, имеющие жесткую конструкцию и несущие большую нагрузку.
Способы борьбы с пляской проводов и тросов вытекают из физики данного процесса, описанной во многих пособиях.
Во время колебаний в воздушном потоке на провод воздействуют аэродинамические силы:
. аэродинамическая сила от изменения угла атаки при поступательных колебаниях пропорциональна скорости набегающего потока ветра;
. аэродинамическая сила от крутильных колебаний пропорциональна квадрату скорости набегающего потока ветра.
Отсюда возникает важный вывод о крутильных колебаниях, как об основном рычаге воздействия на «пляску» проводов. Аэродинамические силы, возникающие при «пляске» от крутильных колебаний, являются преобладающими по величине, и они являются решающими в количественной оценке «пляски» проводов, тем самым задавая одно из направлений в борьбе с пляской.
Борьба с «пляской» проводов и ее последствиями должна вестись как при помощи активных средств, так и пассивными методами за счет предотвращения сближения (схлестывания) проводов путем увеличения расстояния между ними или расположением проводов в горизонталь, либо постановкой межфазных изолирующих распорок (из теории).
Для борьбы с «пляской» проводов активными средствами, с целью наработки практического опыта эксплуатации различных типов гасителей «пляски», в филиале ОАО «Тюменьэнерго» Северные электрические сети начиная с 2003г. было установлено несколько типов гасителей «пляски»: разработанных ОАО «ВНИИЭ», принцип работы которых направлен на препятствование и уменьшение крутильных колебаний провода.
ВЛ 110кВ «Ямбург-ЯГТЭС» отп.«ЯГП-2» пр.№1-14: МП-120-А, ГП-120 — 234 шт;
. ВЛ 110кВ «Ямбург-ЯГП-6» пр.№7-8: МП-120-А и ГП-120 — 9 шт.
ЗАО Научно-технический центр «Электросети»(г.Москва) разработал в 2008 году по заказу ОАО «Тюменьэнерго» математическую модель для расчета гасителей «пляски» спирального типа и систему измерения колебаний проводов, провел лабораторные испытания гасителей на стойкость к возникновению циклической продольной нагрузки и в ноябре 2008г. выполнил поставку новых экспериментальных гасителей пляски спирального типа: ГПС-15,2-01- 1П («бабочка») и ГПС-15,2-02-1П («полубабочка»), которые были установлены на линиях Ямбургского РЭСа. Сегодня новые гасители «пляски» и система измерения колебаний проводов проходят эксплуатационные испытания с целью сбора экспериментальных данных для дальнейшего совершенствования и развития идеи спиральных гасителей «пляски», а также создания новых образцов гасителей «пляски».
На ВЛ 110кВ «ЯГП-6-ЯГТЭС» отп.«ЯГП-2» ф.«С» в пролетах с №1-14 установлены: ГПС-15,2-01- 1П — 42 шт;
На ВЛ 110кВ «ЯГП-6-ЯГТЭС» отп.«ЯГП-2» ф.«А» в пролетах с №1-14 установлены: ГПС-15,2-02- 1П — 42 шт;
Для борьбы с «пляской» проводов пассивными средствами впервые в практике ОАО «Тюменьэнерго» в 2008г. применены межфазные изолирующие распорки, изготовленные предприятием ЗАО «Энергия+21» г. Южноуральск. Данные распорки установлены на линиях Ямбургского РЭСа в наиболее узких местах, где в 2006, 2007 и в начале 2008 года происходили отключения ВЛ именно по причине «пляски» проводов. Межфазные распорки применяются для удержания проектного расстояния между проводами фаз, проводами и грозозащитными тросами во время «пляски». Такая система призвана снижать амплитуду «пляски» проводов и связанные с нею динамические нагрузки на элементы ВЛ.
В 2008 году в Северных электрических сетях установлено:
ВЛ 110кВ «ЯГП-6-ЯГТЭС» пр.№206-207 — РМИ-110 — 4 шт.
ВЛ 110кВ «Ямбург-ЯГТЭС» пр.№114-116 — РМИ-110 — 8 шт.
ВЛ 110кВ «Ямбург-ЯГП-1В» пр.№75-76 — РМИ-110 — 2 шт.
ВЛ 110кВ «Ямбург-ЯГП-1В» отп.«ЯГП-1» пр.№2-3 — РМИ-110 — 2 шт.
ВЛ 110кВ «Ямбург-ЯГП-1» пр. №6-7 — РМИ-110 — 2 шт.
Мировой опыт показывает, что проблема такой разновидности колебаний проводов как «пляска», до сих пор до конца не изучена и не побеждена, хотя большинство причин ее вызывающих выявлено и описано. Тем не менее полностью избавить от проблемы «пляски» проводов на эксплуатируемых ВЛ сейчас не представляется возможным. В связи с этим, на сегодня основным направлением работы в данном направлении ОАО «Тюменьэнерго» считает отыскание способов уменьшения амплитуды и частоты «пляски» проводов до безопасных значений. Наряду с активными и пассивными способами борьбы с «пляской» проводов на эксплуатируемых ВЛ, описанных в докладе, ОАО «Тюменьэнерго» использует приемы упреждения этого явления еще на стадии проектирования, а именно, для ВЛ проектируемых в регионах с частой и интенсивной «пляской», помимо всех предусмотренных НТД требований, дополнительно закладывается уменьшенная длина пролетов и пониженное тяжение. Так например, для проектируемой ВЛ 220 кВ «Надым-Салехард» средняя длина пролета не превышает 300-320 м, в то время как в при стандартном подходе длина пролета достигала бы 400 и более метров.
Кроме того, в настоящее время в рамках НИОКР ведется работа с ЗАО «Электросетьстройпроект» (ЗАО «ЭССП»), по доработке существующих (типа ГПС «бабочка», «полубабочка») гасителей «пляски» или разработке новых конструкций гасителей «пляски». В декабре планируется установка экспериментальной партии ограничителей гололедообразования Фирмы «ОРГРЭС».
