Высоковольтные изоляторы: Методические указания к лабораторному практикуму по ЭЧС

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Оренбургский государственный университет» Кафедра электроснабжения промышленных предприятий

В.И. КУВАЙЦЕВ

ВЫСОКОВОЛЬТНЫЕ ИЗОЛЯТОРЫ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К ЛАБОРАТОРНОМУ ПРАКТИКУМУ

Рекомендовано к изданию Редакционно – издательским советом государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Оренбургский государственный университет»

Оренбург 2004 1

ББК УДК

24.2 я7 К 89 547(07)

Рецензент кандидат технических наук, доцент Нелюбов В.М.

К 89

Кувайцев В.И. Высоковольтные изоляторы: Методические указания к лабораторному практикуму по ЭЧС - Оренбург: ГОУ ОГУ, 2004. – 24 с.

Методическое указание включает теоретическое изложение материала, конструктивные особенности аппаратов и контрольные вопросы для студентов специальности 100100.

ББК 24.2 я7

 Кувайцев В.И.,2004  ГОУ ОГУ, 2004 2

1 Лабораторная работа №1. Высоковольтные изоляторы 1.1 Цель работы Знакомство с конструкцией и назначением изоляторов. 1.2 Порядок выполнения работы При выполнении лабораторной работы изучить: 1.2.1 Классификацию и конструкцию высоковольтных изоляторов. 1.2.2 Область применения высоковольтных изоляторов. 1.2.3 Обозначение и технические характеристики высоковольтных изоляторов. 1.2.4 Их основные преимущества и недостатки. 1.2.5 Ответить на вопрос преподавателя. 1.3 Основные положения По своему назначению и конструктивному выполнению изоляторы классифицируются на: 1) опорные; 2) проходные; 3) подвесные. По роду установки различают изоляторы для внутренней и наружной установки. Изоляторы должны отвечать ряду требований, определяющих их электрические и механические характеристики, в соответствии с назначением и номинальным напряжением, а также загрязненностью среды в районе установки. К электрическим характеристикам относятся: номинальное напряжение, пробивное напряжение, разрядные и выдерживаемые напряжения промышленной частоты в сухом состоянии и под дождем. Основной механической характеристикой является минимальная разрушающая нагрузка, приложенная к головке изолятора в направлении, перпендикулярном его оси. Опорные изоляторы предназначены для изоляции и крепления шин или токоведущих частей аппаратов на заземленных металлических или бетонных конструкциях, а также для крепления проводов ВЛ на опорах. Различают опорные изоляторы стержневые и штыревые. Стержневые изоляторы имеют фарфоровый корпус цилиндрической или конической формы с гладкой или ребристой поверхностью в зависимости от назначения изолятора (для внутренней – серии ИО или наружной установки – серии ИОС). К фарфоровому корпусу прикреплены металлические части: свер3

ху—для крепления шинодержателя и проводника или частей аппарата, снизу— фарфоровый корпус изолятора закреплен на чугунном основании, снабженным фланцем с отверстиями для болтов, с помощью которого он крепится на основании несущей конструкции. Изоляторы, рассчитанные на значительную механическую нагрузку, имеют снизу квадратные фланцы. Изоляторы серии ИО изготовляются на напряжение 10 – 35 кВ. На рисунке1 и 2 показаны опорно - стержневые изоляторы внутренней установки.на напряжение 6 - 10 кВ.

Рисунок 1- Опорный стержневой изолятор для внутренней установки типа ОД-10

Рисунок 2 - Опорный стержневой изолятор для внутренней установки типа ОМД-10

Опорные изоляторы, предназначенные для наружной установки серии ИОС, имеют более развитую поверхность ребер, необходимую для повышения разрядного напряжения под дождем. Их изготовляют для напряжений 10 – 110 кВ. Опорные штыревые изоляторы для наружной установки напряжением 6 – 35 кВ имеют фарфоровый корпус с развитой поверхностью в виде ребер и отверстием снизу для крепления на стальном штыре. Под дождем фарфоровый корпус смачивается только сверху. Снизу под ребрами он остается сухим, вследствие чего изолятор способен противостоять приложенному напряжению. Штыревые изоляторы для номинального напряжения до 10 кВ имеют монолитный фарфоровый корпус (рисунок 3). Изоляторы для более высоких напряжений имеют фарфоровый корпус, состоящий из нескольких частей, соединенных с поРисунок 3 - Опорный шты рьевой изолятор типа ШН-6.

мощью цемента (рисунок 4, 5). При таком выполнении фарфорового корпуса увеличиваются пробивное напряжение изолятора и его меха-

ническая прочность.

4

Рисунок 4 - Опорный штырьевой изолятор типа ШТ-35.

Рисунок 5 - Опорный штырьевой изолятор типа ИШД-35

Для напряжения 110 кВ применяются изоляторы типа ОНС – 110 – 2000 (О – опорный, Н – наружной установки, С – стержневой) на напряжение 110 кВ и выдерживающий нагрузку на изгиб 20 кН. В электроустановках напряжением выше 110 кВ применяются шинные опоры - колонны или трехгранные опоры в виде пирамид (описание приведено ниже). Поскольку с увеличением номинального напряжения увеличиваются высота колонны и изгибающий момент у основания, опорные фарфоровые изоляторы малого диаметра из-за их малой механической прочности имеют ограниченное применение. Чаще используют полые изоляторы относительно большого диаметра с внутренними перегородками, препятствующими проникновению влаги и образованию разрядов в внутри полости (рисунок 6). Иногда вместо перегородок во внутренней полости для предотвращения внутренних разрядов прибегают к заполнению ее компаундом или трансформаторным маслом. Однако в этом случае изоляторы должны иметь хорошее уплотнение, препятствующие вытеканию наполнителя. Для РУ 110 – 220 кВ используют колонны из 3 – 5 изоляторов на напряжение 35 кВ. Проходные изоляторы предназначены для проведения проводников сквозь заземленные кожухи аппаратов, стены и перекрытия зданий. Рисунок 6 - Колонна из Проходные изоляторы, предназначенные для опорных стержневых ввода проводов воздушных линий в здания (линейные изоляторов для наружной вводы), а также изоляторы для аппаратов и трансустановки с напряжением форматоров для наружной установки имеют фарфоро110кв. вый корпус с развитыми ребрами (в части, обращен5

ной наружу) для увеличения разрядного напряжения под дождем. Изоляторы с фарфоровым корпусом без наполнителя выпускают для номинальных напряжений до 35 кВ включительно. В качестве примера этого типа на рисунке 7 показан проходной изолятор внутренней установки серии ПА. Они имеют полый фарфоровый корпус с небольшими ребрами. Длина корпуса (от края фланца до колпака) зависит от номинального напряжения, а диаметр корпуса определяется сечением токоведущего стержня (номинальным током), а Рисунок 7 - Проходной также номинальной разрушающей нагрузкой. Проходные изоляторы c номинальным то- изолятор с фарфоровым корпусом типа ПАком выше 2000 А изготовляют без стержней. Раз- 6/400. меры внутренней полости выбраны достаточными, чтобы пропустить через изолятор прямоугольную шину или пакет из нескольких полос, а при очень большом токе трубу круглого или квадратного сечения. Проходные изоляторы для внутренней установки до 35 кВ включительно имеют полый фарфоровый корпус с небольшими ребрами. Проходные изоляторы 110 кВ и выше в зависимости от назначения получили названия линейных или аппаратных вводов. Кроме фарфоровой, они имеют бумажно – маслянную изоляцию. Через определенное число слоев бумаги закладывают слои фольги для выравнивания электрического поля в осевом и радиальном направлениях. Намотанный изолятор прогревают под вакуумом (для удаления остатков воздуха и влаги), после чего его пропитывают трансформаторным маслом. Изолятор снабжают фарфоровыми покрышками и герметизируют, так как проникновение влаги даже в небольших количествах резко снижает изоляционные свойства бумаги. Ввод (рисунок 8) состоит из следующих частей: металлической соединительной втулки 1, предназначенной для закрепления ввода в кожухе аппарата или в проёме стены, верхней 2 и нижней 3 фарфоровых покрышек, защищающих внутреннюю изоляцию от атмосферной влаги и служащих одновременно резервуаром для масла, заполняющего ввод. Вводы обычно герметизированы. Для компенсации температурных изменений в объеме масла предусмотрены компенсаторы давления, встроенные в верхнюю часть ввода или помещённые в особый бачок давления 4, соединённый с выводом гибким трубопроводом. Вводы имеют измерительное устройство, которое служит для контроля давления в системе ввод – бак. Подвесные изоляторы предназначены для крепления многопроволочных проводов воздушных линий к опорам. Их конструируют так, чтобы они могли противостоять растяжению.

6

Рисунок 8 - Герметизированный бумажно- маслянный ввод 500 кВ с выносным бачком давления.

Рисунок 9 - Подвесной тарельчатый изолятор.

Различают подвесные изоляторы тарельчатые и стержневые. Тарельчатый изолятор (рисунок 9) имеет фарфоровый или стеклянный корпус в виде диска (тарелки) с шарообразной головкой. Нижняя поверхность диска выполнена ребристой для увеличения разрядного напряжения под дождем, верхняя поверхность диска - гладкая, с небольшим уклоном для стекания дождя. Краю диска придана форма капельницы, чтобы обеспечить стекание воды без смачивания нижней поверхности. Внутрь фарфоровой головки введен стальной стержень, укрепленный на цементе. Сверху фарфоровую головку охватывает колпак из ковкого чугуна с гнездом для введения в него стержня другого изолятора или ушка для крепления гирлянды к опоре. Все соединения выполнены шарнирными. Внутренней и наружной поверхностям фарфоровой головки придана такая форма, чтобы при тяжении провода фарфор испытывал только сжатие (как известно, прочность фарфора и стекла при сжатии значительно выше, чем при растяжении). Так обеспечивают высокую механическую прочность подвесных изоляторов. Они способны выдержать тяжение проводов в несколько тысяч килограммов. 7

Подвесные изоляторы стержневого типа (рисунок 10) имеют ребристый фарфоровый корпус и два колпака, укрепленных на цементе. Крепление изолятора к опоре и крепление провода выполнены шарнирными. В отличие от тарельчатых изоляторов фарфор стержневых изоляторов подвержен растяжению. В связи с этим механическая прочность стержневых изоляторов ниже прочности тарельчатых. Существенным недостатком стержневых изоляторов является возможность полного их разрушения электрической дугой или при ударах извне, при этом происходит падение провода. Тарельчатые изоляторы в таких случаях полностью не разрушаются, они теряют свою электрическую прочность, но сохраняют механическую и способны длительно выдерживать тяжение провода. К основным недостаткам фарфоровых изоляторов следует отнести: склонность к хрупкому растрескиванию и разрушению, относительно низкие допускаемые механические напряжения, неопределенность прочностных свойств в состоянии «изгиб плюс кручение», проблемы с обеспечением долговременной надежной армировки фланцев-оконцевателей. Диагностика механического состояния фарфоровых изоляторов с определением остаточного ресурса – сложная задача. В какой -то мере она решается регулярными осмотрами, ремонтами, Рисунок 10 - Подвесакустико-эмиссионным контролем и т.п. Однако эти меной стержневой изоляроприятия усложняют эксплуатацию изоляторов. Практор типа СП -110 тически фарфоровая изоляция, использующаяся в электроэнергетике более 100 лет, стала тормозом в дальнейшем развитии коммутационных аппаратов. Для устранения отмеченных недостатков фарфоровых изоляторов в настоящее время отечественные заводы освоили технологию производства полимерных изоляторов различного назначения (рисунок 11)

Рисунок 11

8

Основные преимущества этих изоляторов: - высокие

разрядные характеристики; - высокая гидрофобность поверхности даже в загрязненном состоянии ( уникальное свойство кремнийорганики – передача гидрофобности на слой поверхностных загрязнений – обеспечивает низкие токи утечки и высокие разрядные характеристики в условиях загрязнения и увлажнения); - высокая стойкость к ударным электромеханическим нагрузкам; - сейсмостойкость и вибростойкость; - отсутствие необходимости в регламентных работах по защите цементных швов от влаги; - отсутствие необходимости в обмыве изоляции на протяжении всего срока службы при установке в рекомендуемые зоны загрязнения; - высокая сопротивляемость актам вандализма; - малый вес; - низкие расходы на транспортировку, отсутствие боя; - высокая надежность и долговечность; - нормируемый срок эксплуатации 30 лет; - гарантийный срок эксплуатации 10-15 лет. Ниже показана конструкция подвесных (рисунок. .12,13) и опорных (рисунок 14, 15, 16) полимерных изоляторов. Полимерные изоляторы для ЛЭП 35-500 кВ.

Рисунок 12

Основными конструктивными элементами этих изоляторов являются: 1 Стальной оконцеватель, защиту от коррозии которого обеспечивает метод горячего цинкования. 2 Экран защитный, изготовлен из алюминиевого сплава. Функции – выравнивание напряженности электрического поля вдоль изолятора, защита несущего элемента при перекрытиях, снижение уровня радиопомех. 3 Несущий элемент – стержень из однонаправленного стеклопластика, обладающий высокой электрической прочностью вдоль волокон. 4 Подслой, обеспечивающий высокую адгезию между несущим стержнем и защитной оболочкой. 5 Полимерная защитная оболочка. Выполнена из высокомолекулярного каучука, который обладает высокой трекингостойкостью и гидрофобностью. Функции – защита несущего элемента от атмосферных воздействий, формирование длины пути утечки тока. Линейный подвесной стержневой изолятор ЛК 70/10-IV 9

Рисунок 13 Изолятор предназначен для использования в натяжных и поддерживающих подвесках линий электропередачи с наибольшим рабочим напряжением 12 кВ. По электрическим характеристикам изолятор соответствует нормам, предъявляемым к 20 кВ изоляторам. Полимерные опорно-стержневые изоляторы напряжением 10, 35 и 110 кВ 1Фланцы изолятора – изготавливаются литьем из высокопрочного чугуна марки ВЧ-50. Для защиты от коррозии применяется метод горячего цинкования. Присоединительные размеры фланцев могут быть изготовлены по требованию заказчика. 2 Заделка трубы во фланце исключает попадание влаги во внутренние полости и обеспечивает длительную работу изолятора в условиях воздействия изгибающих и крутящих нагрузок. 3 Внутреннее устройство изолятора обеспечивает герметичность внутренних полостей, защиту несущего элемента от конденсата и развития сквозного разряда. 4 Применение стеклопластиковой трубы в качестве несуРисунок 14 щего элемента гарантирует высокие показатели прочности изолятора на изгиб и кручение. Опорный стержневой полимерный изолятор на напряжение 10 кВ

10

Рисунок 15 Опорный стержневой полимерный изолятор на напряжение 20 кВ

Рисунок 16 11

Эти изоляторы используются при производстве разъединителей, комплектных распределительных устройств, токопроводов , шинных опор и т.д.. Их применение позволяет значительно повысить надежность электрооборудования. Полимерные изоляторы обладают малой массой по сравнению с фарфоровыми аналогами. Например, полимерный изолятор ИОСПК на 110 кВ весит всего 25 кг. Фарфоровый изолятор на это же напряжение весит 75 кг, что в 3 раза превышает вес полимерного изолятора ИОСПК (рисунок 17)

ОНШ-35-20 3шт

=

ИОСПК-20-110/550-01 IV-УХЛ1 Рисунок 17

Буквы в обозначении расшифровываются следующим образом; И – изолятор; О – опорный; С – стержневой; П – полимерный; К - защитная оболочка из кремнийорганической резины; Л – линейный; 2,4; 10; 12,5; 20 - минимальное разрушающее усилие на изгиб в течение срока службы 30 лет в кН; 110, 35, 10- номинальное напряжение в кВ; II, III - категория исполнения по степени загрязненности атмосферы по ГОСТ 9920; УХЛ - категория исполнения по ГОСТ 15150; 1 - категория размещения по ГОСТ 15150, что обеспечивает стабильную работу при температуре окружающего воздуха от – 60 0С до + 50 0С. Изготовляются также изоляторы серии ИОСПК с IV степенью загрязненности. По классификации IV степень загрязненности считается как очень сильная. Загрязненность такого рода встречается в следующих районах: Промышленные 12

районы, которые подвержены воздействию проводящей пыли и промышленных дымов, образующих достаточно толстый слой проводящих отложений. Прибрежные районы, подверженные воздействию морских брызг и ветра с моря. Засушливые районы с отсутствием в течение длительного времени дождей, подверженные воздействию сильных ветров с песком и солью с последующей регулярной конденсацией влаги. Стеклопластиковая труба полимерного изолятора (стержень у изоляторов серии ИОСПК) покрывается защитным слоем из кремнийорганической резины. Данная резина обладает уникальными свойствами отталкивать воду - гидрофобностью. Это свойство кремнийорганической резины также уменьшает загрязнения полимерного изолятора, что очень важно при использовании его в загрязненных районах. Дело в том, что со временем грязь на теле фарфорового изолятора под воздействием климатических факторов как бы "цементируется". Для очистки этих изоляторов проводятся специальные работы, которые отнимают массу времени и сил. Полимерные изоляторы ИОСПК в несколько раз меньше загрязняются по сравнению с фарфоровыми аналогами, соответственно снижаются затраты при работах связанных с их очисткой. Кремнийорганика в силу своей химической природы и состава обладает высокой стойкостью к ультрафиолету и длительному воздействию влаги и грязи. Свойства кремнийорганической резины отталкивать воду также предотвращают обледенение и образование инея на поверхности изолятора. Также резина обладает способностью сопротивляться образованию токоведущих дорожек на поверхности изолятора - трекингостойкость. Испытания показали, что использование кремнийорганической резины обеспечивает надежную работу изоляции в течении 30 лет. Вводы для выключателей на напряжение 35-110 кВ, типа BRBB. Конструкция ввода: Вводы BRBB (рисунок 18) относятся к вводам с твердой RBP изоляцией. Основой ввода является твердое изоляционное тело, состоящее из электроизоляционной лакированной бумаги, намотанной на латунную трубу. При намотке на бумагу наносятся графитовые обкладки для выравнивания электрического поля. Фарфоровый изолятор прижат к фланцу посредством пружинной системы, находящейся в верхней части ввода. В вводах BRBВ полностью отсутствует масло. Для защиты изоляционного пространства от увлажнения пространство между телом и фарфоровым изолятором заполняется двухкомпонентным наполнителем “Микагель”. Для удаления воздуха из бака на фланце ввода есть аэрационное отверстие с резьбой. Последняя обкладка внутренней изоляции соединена с изоРисунок 18 лированным тест-выводом, который служит для измерения тангенса угла диэлектрических потерь, емкости внутренней изоляции и частичных разрядов. Конструкция тест-вывода такова, что послед13

няя обкладка автоматически заземляется в условиях эксплуатации. Она разземляется посредством подключения тест-адаптера для проведения измерений емкости и тангенса угла диэлектрических потерь. В вводе BRBB на 35 кВ для подсоединения к дугогасительной камере используется медный сердечник, на который намотан изоляционный остов. Ввод BRBB на 110 кВ (рисунок 19) аналогичен вводам BRBT на 35 кВ и отличается от последних наличием токоведущего стержня, проходящего внутри центральной трубы ввода. В нижней части токоведущий стержень соединен с медным фланцем для подсоединения к дугогасительной камере выключателя. Для всех вводов типа BRBB используются фарфоровые покрышки противотуманного типа, с чередующимися длинными и короткими ребрами. Основные параметры: Номинальное линейное напряжение 35-110 кВ. Грозовой испытательный импульс 550 кВ. Номинальный ток 800 А, 2000 А. Угол установки от 0 до 90 град. Они пожаробезопасны и не требуют технического обслуживания. Трансформаторные вводы на напряжение 110 кВ типа BRBT Конструкция ввода: Трансформаторные вводы BRBT(рисунок 20) также относятся к вводам с твердой Рисунок 19 RBP изоляцией и конструктивно аналогичны выше рассмотренным вводам. Различие заключается в способе их подключения. Для подключения обмотки трансформатора используется внутренняя контактная шпилька, которая в верхней части ввода типа BRBT-90-110-550/800 соединена с внешней контактной шпилькой. Во вводах типа BRBT90-110-550/2000 внутренняя и внешняя контактные шпильки совмещены в одном узле.

Рисунок 20

Основные параметры: Номинальное линейное напряжение 110 кВ. Грозовой испытательный импульс 550 кВ. Номинальный ток 800 А, 2000 А. Угол установки от 0 до 90 град. Вводы не требуют технического обслуживания.

14

Высоковольтные вводы типа BOIT Конструкция вводов: Главной изоляцией ввода (рисунок 21) является тело конденсаторного типа: бумага, намотанная на трубу из алюминиевого сплава с вложенными алюминиевыми обкладками для выравнивания электрического поля. Верхний и нижний фарфоровые изоляторы и монтажный фланец закреплены концевыми гайками на центральной трубе. Уплотнения выполнены маслостойкими резиновыми прокладками. Кольцевое пространство между телом ввода и фарфоровыми изоляторами заполнено очищенным дегазированным трансформаторным маслом. В верхней части имеется пространство заполненное азотом для компенсации температурного расширения масла. Для вводов с относительно небольшим количеством масла для компенсации температурного расширения достаточно пространства верхней части фарфорового изолятора. Для вводов с большим количеством масла для этой цели в верхней части имеется расширитель. Рисунок 21 Одно из преимуществ данных вводов- отсутствие избыточного давления масла во вводе, за счет наличия азотной подушки в расширителе ввода. В вводах BOIT используются расширители двух типов: с указателем уровня масла и без него. При отсутствии маслоуказателя уровень масла может быть определен с помощью чистого сухого щупа, вставляемого в отверстие для залива масла. Для контроля состояния изоляции ввода также имеется тест-вывод, В рабочем положении тест-вывод заземлен, посредством пружинного механизма. Для подключения измерительного кабеля используется специальный адаптер, который включен в комплект поставки. Испытательное одноминутное напряжение тест-вывода 2 кВ, рабочее напряжение 1 кВ. Они применяются для масляных трансформаторов на напряжение 110500 кВ Шинные опоры Шинные опоры на номинальные напряжения от 35 до 1150 кВ предназначены для поддержания проводов (шин), а шинные опоры на номинальные напряжения 330, 500 и 750 кВ также для установки высокочастотных заградителей и неподвижных контактов подвесных разъединителей и заземлителей в открытых распределительных устройствах переменного тока. УСЛОВНОЕ ОБОЗНАЧЕНИЕ Ш – шинная; О – опора; П - с полимерной изоляцией (в исполнении с фарфоровой изоляцией индекс отсутствует); Х1 - номинальное напряжение (35, 66, 110, 132, 150, 220, 330, 500, 750 или 1150), Кв; X2 - исполнение фарфоровой изоля15

ции (Б или II) по ГОСТ 9920-89 (в исполнении I индекс отсутствует); Х3 - вариант исполнения (от 1 до 6); Х4 - Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 (У, УХЛ, Т); 1 - категория размещения по ГОСТ 15150-69 Таблица 1 - Технические характеристики

Номинальное напряжение, кВ Наибольшее рабочее напряжение, кВ

Испытательное напряжение грозового импульса 1,2/50 мкс, кВ

Нижнее рабочее значение температуры воздуха, ОС Толщина корки льда при гололеде, мм Скорость ветра при гололеде, м/с Скорость ветра при отсутствии гололеда, м/с

ШО-220Б-Т1

ШО-220-Т1

ШО-132-Т1

ШО-66Б-Т1

ШО-220Б-УХЛ1

110

150

220

66

132

220

40,5

126

170

252

72,5

145

252

50

Испытательное кратковременное (одноминутное) напряжение промышленной частоты,кВ

Верхнее рабочее значение температуры воздуха, ОС

ШО-220-УХЛ1

35

Номинальная частота,Гц

Длина пути утечки внешней изоляции не менее, см Допустимое тяжение проводов, Н

ШО-1150Б-УХЛ1

ШО-150-УХЛ1

ШОП-110-УХЛ1

ШО-110Б-УХЛ1

ШО-110-УХЛ1

ШОП-35-УХЛ1

ШО-35Б-УХЛ1

Наименование технических характеристик

ШО-35-УХЛ1

Типоисполнение шинных опор

70

95

230

300

440

230

300

440

190

450

650

900

650

450

900

190

280

105

116

190

280

280

300

380

380

570

380

1480

590

+40

+50

-60

-10

20

-

570

15 40

16

Продолжение таблицы 1 Высота установки над уровнем моря, м

6000

С6-950.IIТ1

ИОС 110 400Т1 С6-950.IТ1

ИОС-35-1000Т1

10000/400 0

4000

6000

ИОС-110-400Т1

С6-950.IIУХЛ1

С6-950IУХЛ1

С6-950IУХЛ1

ИОС-35-1000УХЛ1 ИОС-110-1250УХЛ1 10000 /12500

ИОСПК-6-110/450-IУХЛ1 6000

С4-450.IIУХЛ1

С4-450.IУХЛ1 4000

4000

Минимальная разрушающая нагрузка изоляторов на изгиб, Н

4000

С4-195.IУХЛ1

С4-195.IIУХЛ1

Тип изоляторов

ИОСПК-4-35/190-IVУХЛ1

1000

Таблица 2

Номинальное напряжение, кВ Наибольшее рабочее напряжение, кВ

Т1

ШО-500.II-

ШО-750-У1

ШО-500.II-УХЛ1

ШО-500-УХЛ1

ШО-330.II-УХЛ1

характери-

ШО-330УХЛ1

Наименование технических стик

ШО-1150-У1

Типоисполнение шинных опор

330

500

750

1150

500

362

525

787

1200

550

Номинальная частота, Гц

50

Испытательное кратковременное (одноминутное) напряжение промышленной частоты, кВ

560

760

830

1150

760

Испытательное напряжение грозового импульса 1,2/50 мкс, кВ

1175

1550

1950

2900

1150

Испытательное напряжение коммутационного импульса, кВ

950

1230

1425

2100

1230

1338

1710

1180

Длина пути утечки внешней изоляции, не менее, см Допустимое тяжение проводов шинных опор, Н: -для крепления проводов - для установки неподвижных контактов подвесных разъединителей - для установки высокочастотных заградителей

530

800

840

1180

1480

1960

1960

4900

2500

1480 490

1480 980

-

-

-

17

Продолжение таблицы 2

Верхнее рабочее значение температуры воздуха, ОС

Т1 -10

20

-

15

-

500

1000

8000

6000

20000

С8-1800.IIТ1

1000

ИОС110/2000УХЛ1

40

ИОС-110/600УХЛ1

35

С8-1800.IУХЛ1

40

С8-1300.IIУХЛ1

С8-1300.IУХЛ1

Высота установки над уровнем моря, м

+50

-45

Скорость ветра при отсутствии гололеда, м/с

ШО-500.II-

-

-60

Скорость ветра при гололеде, м/с

Минимальная разрушающая нагрузка изоляторов на изгиб, Н

-

+40

Нижнее рабочее значение температуры воздуха, ОС Толщина корки льда при гололеде, мм

Тип изоляторов

ШО-1150-У1

ШО-500.II-УХЛ1

10000

ШО-750-У1

6450

С8-1800.IIУХЛ1

Допустимая вертикальная нагрузка от высокочастотных заградителей, Н

ШО-500-УХЛ1

ШО-330УХЛ1

Наименование технических характеристик

ШО-330.II-УХЛ1

Типоисполнение шинных опор

8000

Конструкция Шинные опоры состоят из опорно-изоляционных конструкций и шинодержателей. Опорно-изоляционные конструкции (ОИК) шинных опор на номинальные напряжения от 35 до500 кВ для поддержания проводов выполнены в виде одиночных изоляционных колонок, состоящих из одного, двух или трех изоляторов по высоте. ОИК шинных опор на номинальные напряжения 330 и500 кВ для установки высокочастотных заградителей и неподвижных контактов подвесных разъединителей и заземлителей состоят из двух параллельно установленных колонок изоляторов. ОИК шинных опор на номинальные напряжения 750 и1150 кВ представляют собой пространственные ферменные конструкции в виде треног, состоящих из шести и девяти ярусов изоляторов по высоте соответственно. Изоляторы 18

между собой связаны горизонтальными поясами жесткости. ОИК шинной опоры на напряжение 750 кВ собирается на сварной раме. Рама шинной опоры на напряжение 1150 кВ для удобства транспортирования поставляется в разобранном виде. На верхних фланцах изоляторов устанавливаются колодки или шинодержатели, которые в зависимости от заказа позволяют крепление от одного до шести проводов. Шинные опоры на напряжение 330 кВ и выше оборудованы экранами для защиты опор от коронирования и обеспечения равномерности распределения напряжения по их высоте. Габаритные, установочные, присоединительные размеры и масса шинных опор На рисунках 22,23,24 показаны шинные опоры на номинальные напряжения от 35 до 220 кВ, а в таблице 3 приведены их массо – габаритные показатели.

Рисунок 22

Рисунок 23

Рисунок 24

19

Таблица 3 Типоисполнение ШО-35-УХЛ1 ШО-35Б-УХЛ1 ШОП-35-УХЛ1 ШО-110-УХЛ1 ШО-110Б-УХЛ1 ШОП-110-УХЛ1 ШО-66Б-Т1 ШО-150-УХЛ1 ШО-150Б-УХЛ1 ШО-220-УХЛ1 ШО-220-Т1 ШО-132-Т1 ШО-220Б-УХЛ1 ШО-220Б-Т1

Рисунок

Н, мм

Н1, мм

530

490

1130

1090

1110 1700

1060 1660

11,5 13 9,5 38,5 45,5 36,5 63 128

2175

2130

135

1615

1575

106

2195

2150

178

22

23

24

Масса max, кг

На рисунке 25,26 показаны шинные опоры на номинальное напряжение 330 кВ для поддержания проводов, а на рисунках 27,28 для установки контактов подвесных разъединителей и заземлителей и для установки высокочастотных заградителей соответственно. Массо – габаритные показатели этих шинных опор приведены в таблицах 4 и 5.

Рисунок 25

Рисунок 26 20

Для установки контактов подвесных разъединителей и заземлителей

Для установки высокочастотных заградителей

Рисунок 27

Рисунок 28

Таблица 4 Типоисполнение ШО-3301УХЛ1 ШО-330.IIУХЛ1 ШО-3302УХЛ1 ШО-330.IIУХЛ1 ШО-3303УХЛ1 ШО-330.IIУХЛ1 ШО-3304УХЛ1 ШО-3304УХЛ1

Рисунок

d провода, мм

Масса, кг 322

25

24,1 27,7 30,6 33,2

364 322 364 325

45 367 26 328 59 370

21

Таблица 5 Типоисполнение ШО-330-5УХЛ1 ШО-330.II-5УХЛ1 ШО-330-6УХЛ1 ШО-330.II-6УХЛ1

Рисунок 27 28

Масса, кг 678 763 684 768

1.4 Контрольные вопросы 1.4.1 Назначение высоковольтных изоляторов. 1.4.2 Классификация и область применения высоковольтных изоляторов. 1.4.3 Назовите основные технические характеристики высоковольтных изоляторов. 1.4.4 Какие материалы используются при изготовлении высоковольтных изоляторов. 1.4.5 Назовите недостатки фарфоровых изоляторов. 1.4.6 Перечислите преимущества полимерных изоляторов. 1.4.7 Назовите, что означают буквы и цифры в обозначении изоляторов. 1.4.8 Назовите назначение, область применения, конструктивные особенности шинных опор.

22

Список использованных источников 1 А.А. Васильев, И.П. Крючков, Е.Ф. Наяшкова и др. Электрическая часть станций и подстанций: Учеб. для вузов/ Под. ред. А.А. Васильева.- М.: Энергоатомиздат,1990.- 578с. 2 ЦеразовА.Л., Старшинов В.А., Васильева А.П. Электрическая часть тепловых электростанций: Учеб. для вузов/ Под. ред. В.А. Старшинова.- М.: Издательство МЭИ, 1995.- 368с. 3 Линейные подвесные стержневые полимерные изоляторы // Новости электротехники.- 2002.-№1. – С.13. 4 Данилов Г., Власов В., Сухар В. Опорные полимерные изоляторы ЗАО «Феникс -88»: изготовление, испытания, опыт// Новости электротехники.2002.-№2. - С.14. 5 Опорные стержневые кремнийорганические изоляторы // Новости электротехники.- 2002.-№2. -С.14. 6 Игнатьев В. Высоковольтные вводы компании АББ Электроизолит Бушинг// Новости электротехники.- 2003.-№2. – С.20.

23