ВНЕШНЯЯ ИЗОЛЯЦИЯ

Изоляторы представляют собой конструкции, которые используются для крепления токоведущих и других находящихся под напряжением частей электротехнических устройств (проводов воздушных линий электропередачи, шин распределительных устройств и т. д.), а также для перемещения подвижных контактов выключателей и иных коммутационных аппаратов.

В соответствии с выполняемыми функциями изоляторы должны, прежде всего, обладать достаточной механической прочностью по отношению ко всем видам возможных эксплуатационных нагрузок: статическим, ударным и др. Особенность этого очевидного требования применительно к изоляторам установок высокого напряжения состоит в том, что механическая прочность должна обеспечиваться при воздействии сильных электрических полей. В таких условиях местные небольшие повреждения, нс влияющие на общую механическую прочность, могут иногда вызывать существенное снижение пробивного напряжения и приводить к преждевременному выходу изолятора из строя.

Изоляторы как самостоятельные конструкции имеют свою внутреннюю и внешнюю изоляцию. В настоящем разделе будут рассмотрены изоляторы с относительно простой внутренней изоляцией, выполняемой из одного изоляционного материала — электротехнического фарфора или из специальных сортов стекла. Электрическая прочность такой изоляции обеспечивается путем выбора соответствующей толщины фарфора или стекла, иногда с использованием некоторых средств для регулирования электрических полей.

В распределительных устройствах подстанций используются опорные и, при напряжении свыше 35 кВ, подвесные изоляторы.

Опорный стержневой изолятор ОФ-6 для внутренней установки без внутреннего экрана

Рис. 1.49. Опорный стержневой изолятор ОФ-6 для внутренней установки без внутреннего экрана

Наиболее простую форму имеют изоляторы стержневого типа для закрытых распределительных устройств. Изолятор (рис. 1.49) представляет собой полое фарфоровое тело почти цилиндрической формы. Верхняя часть изолятора выполнена сплошной для того, чтобы предотвратить разряды во внутренней полости. Фарфор с помощью цемента армирован внизу чугунным фланцем, а наверху чугунной шапкой.

Улучшение разрядных характеристик опорного изолятора может быть достигнуто с помощью внутреннего экрана, уменьшающего напряженность электрического поля у шапки. При положительной полярности разрядное напряжение монотонно растет по мере увеличения длины экрана, так как при этом уменьшается напряженность поля у шапки. Развитие разряда от отрицательного электрода в резко неоднородном поле сильно затруднено, поэтому разряд развивается от положительного электрода, т. е. от заземленного фланца, если напряженность поля около него превышает начальное. Роль внутреннего экрана в опорных изоляторах выполняют металлические элементы внутренней заделки арматуры. Изолятор такой конструкции (рис. 1.50) имеет меньшие размеры и массу. Для повышения разрядного напряжения на теле изолятора делается ребро, которое заставляет разряд развиваться под углом к силовым линиям ноля [4]. На рис. 1.51,6 представлено распределение напряжения с внутренней арматурой 1 и без нее 2. Видно, что наличие внутренней арматуры уменьшает напряжения у шапки в 2-3 раза, а у фланца — в 1,5-2. Ребро присутствует в обоих расчетах, и, как видно, оно делает распределение напряжения более пологим, чем дополнительно снижает долю приложенного напряжения, приходящегося примерно на 1/3 часть изолятора у шапки.

Опорный стержневой изолятор на 6 кВ с внутренней

Рис. 1.50. Опорный стержневой изолятор на 6 кВ с внутренней

Поскольку у опорных изоляторов разрядное напряжение при положительной полярности шапки значительно меньше, чем при отрицательной полярности, ребро необходимо располагать вблизи шапки, что и сделано в конструкции (рис. 1.50).

Стержневые опорные изоляторы внутренней установки выпускаются на номинальные напряжения до 35 кВ и имеют механическую прочность (минимальную разрушающую нагрузку) на изгиб от 3750 до 42500 Н. Изоляторы с более высокой механической прочностью имеют больший диаметр. В обозначении этих изоляторов указываются их тип и материал, номинальное напряжение и механическая прочность в килограмм-силах. Например, ОФ-35-750 — опорный, фарфоровый на 35 кВ, механическая прочность 7,5 кН.

Последнее время выпускаются опорные полимерные изоляторы типа ИОСК 12,5-10/80-1 (рис. 1.52, а) и ИОСК 12,5-10/80-11

(рис. 1.52, б) с такими же характеристиками, только более легкие, их масса не более 3,3 кг.

Эскиз изолятора (а) и распределение напряжения (б) по кривой, образующей тело изолятора

Рис. 1.51. Эскиз изолятора (а) и распределение напряжения (б) по кривой, образующей тело изолятора

Стержневые опорные изоляторы для наружной установки отличаются сильно развитой поверхностью и большой массой, масса изолятора на 35 кВ составляет 47 кг, а на 110 кА — 94,3 кг. На напряжения 35 (рис. 1.53, а) и 110 кВ (рис. 1,53, б) такие изоляторы изготовляются в виде сплошного фарфорового стержня с равномерно расположенными ребрами. Обозначение, например, ОНС-110-1000 расшифровывается следующим образом: опорный, наружной установки, стержневой на 110 кВ с механической прочностью 10 кН.

С увеличением номинального напряжения и высоты изолятора растут изгибающие моменты, и прочность изоляторов стержневого типа оказывается недостаточной. Не обеспечивают они необходимую прочность и в установках с относительно низкими напряжениями, но с большими токами к.з.

68

Полимерные опорные изоляторы на 10 кВ

Рис. 1.52. Полимерные опорные изоляторы на 10 кВ

Опорные изоляторы для наружной установки

Рис. 1.53. Опорные изоляторы для наружной установки

Лучшими механическими характеристиками обладают изоляторы штыревого типа. Их отличительной особенностью является использование тонкостенного фарфора, электрическая и механическая прочность которого растет с уменьшением толщины и применением стального штыря, воспринимающего на себя основную часть изгибающего усилия.

На рис. 1.54, а показан опорный штыревой изолятор типа ОНШ- 10-500 наружной установки на напряжение 10 кВ с минимальной разрушающей нагрузкой на изгиб 5 кН. Механическая прочность изолятора такого типа определяется прочностью его штыря, а не изоляционного тела, так как изгибающий момент, действующий на фарфоровую часть, из-за малого плеча оказывается много меньше изгибающего момента, приложенного к штырю. Для прочного соединения фарфора с шапкой и штырем армируемые поверхности фарфора покрывают фарфоровой крошкой. Достаточно большая длина утечки и высокое мокроразрядное напряжение изолятора обеспечиваются за счет ре-

69

бер. Изоляторы такого типа на напряжение 35 кВ (рис. 1.54, б) имеют две фарфоровые части, соединенные между собой цементом. У изоляторов для районов с повышенной загрязненностью атмосферы ребра выполняются с более развитой поверхностью для увеличения пути утечки.

Штыревые изоляторы

Рис. 1.54. Штыревые изоляторы

В установках на напряжение ПО кВ и выше используются колонки, состоящие из нескольких установленных друг на друга опорно-штыревых изоляторов на напряжение 35 кВ. При большой высоте колонки на фарфоровую часть нижнего изолятора действует почти такой же изгибающий момент, как и на штырь. Поэтому слабым местом здесь является фарфоровое тело нижнего изолятора. Чтобы увеличить допустимые нагрузки на изгиб для всей колонки, фарфоровое тело изолятора выполняют не из двух, а из трех более тонких и, значит, более прочных частей (см. рис. 1.54, в).

Одиночные колонки из трех изоляторов применяются в установках с напряжением до 110 кВ (рис. 1.55). При более высоких напряжениях используются, в основном, опорные конструкции в виде треноги, состоящей из нескольких колонок. Изоляторы в таких конструкциях работают не только на изгиб, но и на растяжение и сжатие.

Последнее время на напряжения 35 кВ выпускаются полимерные изоляторы (стеклопластиковый стержень, покрытый оребренной резиной) типа ОСК8-35-Б2-2 УХЛ1 (см. рис. 1.56), которые имеют аналогичные параметры, но намного меньшую массу, чем фарфоро- 70

вые. Масса изолятора на 35 кВ составляет 8 кг, в то время как фарфорового — 47 кг.

Колонка изоляторов

Рис. 1.55. Колонка изоляторов

Изоляторы, применяемые для крепления проводов воздушных линий электропередачи, делятся по своей конструкции на штыревые и подвесные. Последние, в свою очередь, подразделяются на тарельчатые и стержневые.

Линейные изоляторы испытывают механические нагрузки, которые создаются тяже- нием проводов и зависят от сечения проводов и длин пролетов между опорами, от температуры проводов, силы ветра и других факторов.

Для штыревых линейных изоляторов эти нагрузки являются главным образом изгибающими. Подвесные изоляторы благодаря шарнирному креплению подвергаются только растягивающим усилиям.

Наиболее широко применяемые на линиях с напряжением 6 и 35 кВ фарфоровые изоляторы типа ШФ 6 и ШФ 35 показаны соответственно на рис. 1.57, а и 6. На рис. 1.57, в показан пример установки изолятора на штырь.

Аналогичную конструкцию имеют фарфоровый (ШФ10) и стеклянный (ШС10) изоляторы на 10 кВ. Провод крепится на верхней или боковой бороздке изолятора с помощью проволочной вязки или специальных зажимов.

Сам изолятор навертывается на металлический штырь или крюк, закрепленный на опоре.

Чтобы крюк не поворачивался в опоре при натяжении провода, ему придается такая форма, что ось провода и ось ввертываемой в опору части крюка лежат в одной плоскости.

Полимерный опорный изолятор на 35 кВ

Рис. 1.56. Полимерный опорный изолятор на 35 кВ

Линейные штыревые изоляторы типа ШФ

Рис. 1.57. Линейные штыревые изоляторы типа ШФ

Гнездо с резьбой для ввертывания штыря или крюка углублено в тело изолятора настолько, что верхняя часть штыря или крюка оказывается на уровне шейки изолятора. Этим достигается уменьшение изгибающего момента, действующего на тело изолятора. Механическая прочность штыревых изоляторов характеризуется минимальной разрушающей нагрузкой на изгиб.

При дожде внешняя часть поверхности изолятора оказывается полностью смоченной водой. Сухой остается лишь его нижняя поверхность, поэтому почти вес напряжение оказывается приложенным между концом внешнего ребра и штырем. Вследствие этого, несмотря на значительное увеличение диаметра изолятора (он примерно на 35 % больше по высоте), мокроразрядное напряжение получается почти вдвое меньше, чем сухоразрядное.

Изоляторы типа ШФ20 на напряжение 20 кВ и ШФ35 на напряжение 35 кВ (рис. 1.57, б) в целях получения необходимых электрической и механической прочностей выполняются из двух фарфоровых частей, склеиваемых цементным раствором.

Гирлянда изоляторов на 110 кВ

Рис. 1.58. Гирлянда изоляторов на 110 кВ

На линиях 35 кВ и более высокого напряжения применяются преимущественно подвесные изоляторы тарельчатого типа.

Путем последовательного соединения таких изоляторов можно получить гирлянды (рис. 1.58) на любое номинальное напряжение, например, количество последовательно соединенных изоляторов типа ПС6-А по влагоразрядным напряжениям для класса напряжения 35 кВ составляет 3-5, 110 кВ — 6-8, 220 кВ — 12-14, 330 кВ — 16- 19 шт.

Применение на линиях разного класса напряжения гирлянд из изоляторов одного и того же типа значительно упрощает организацию их массового производства и эксплуатацию. Как уже отмечалось, из-за шарнирного соединения изоляторы в гирлянде работают только на растяжение, Однако сами изоляторы сконструированы так, что внешнее растягивающее усилие вызывает в изоляционном теле в основном напряжения сжатия и среза. Тем самым используется весьма высокая прочность фарфора и стекла на сжатие.

Основу изолятора составляет фарфоровое или стеклянное тело — тарелка, средняя часть которой, вытянутая кверху, называется головкой. На головке крепится шапка из ковкого чугуна, а в гнездо, расположенное внутри головки, заделывается стальной стержень. Армировка изолятора, т. е. механическое соединение изоляционного тела с металлической арматурой, выполняется при помощи цемента.

Соединение изоляторов в гирлянду осуществляется путем введения утолщенной головки стержня в специальное ушко на шапке другого изолятора и закрепления его замком. Длина стержня делается минимальной, но достаточной для удобной сборки гирлянды.

Механическую нагрузку несут, в основном, головка изолятора и, прежде всего, ее боковые опорные части. Поэтому конструкции тарельчатых изоляторов различаются в первую очередь формой головки.

Подвесные изоляторы тарельчатого типа

Рис. 1.59. Подвесные изоляторы тарельчатого типа

На рис. 1,59, а показан изолятор с конической головкой. При приложении к такому изолятору растягивающей нагрузки, направленной вдоль оси изолятора, цементное тело конической формы, расположенное в гнезде головки, работает как клин, стремящийся расширить головку изолятора. Внешняя поверхность головки, имеющая форму конуса, также образует клин, который сжимается при вдавливании в цементную прослойку между шапкой и головкой. В результате фарфор в боковых стенках головки испытывает, в основном, напряжение сжатия.

Коэффициент температурного расширения у цемента выше, чем у фарфора. Поэтому чтобы при изменениях температуры в головке нс возникали опасные механические напряжения, предусмотрена возможность некоторого перемещения фарфора относительно цемента. С этой целью наружные и внутренние поверхности головки выполняются гладкими, глазурованными, и с ними цемент не схватывается. Кроме того, для уменьшения силы фения между соприкасающимися поверхностями угол конусности головки делается достаточно большим (нс менее 10-13°).

Недостатком изоляторов с конической головкой являются относительно большие размеры шапки, что неблагоприятно сказывается на разрядных характеристиках гирлянд. Помимо этого, так называемая обратная конусность головки не позволяет изготовлять изоляторы высокопроизводительным методом штамповки.

Несколько меньше размеры шапки у изоляторов с цилиндрической головкой (рис. 1.59, б). Точнее, головка у этих изоляторов имеет небольшую прямую конусность, облегчающую процесс штамповки изоляционного тела. Для прочного закрепления шапки боковые поверхности головки покрывают фарфоровой крошкой, которая при обжиге прочно спекается с фарфором. Компенсация температурных деформаций и устранение механических напряжений, обусловленных различием коэффициентов температурного расширения фарфора и цемента, достигаются путем покрытия головки битумным составом.

Размеры фарфоровой тарелки у изоляторов с конической и цилиндрической головками одинаковы. Верхняя гладкая поверхность тарелки наклонена под углом 5-10° к горизонтали для того, чтобы обеспечить стсканис дождевой воды. Край тарелки изогнут вниз и образует так называемую капельницу, нс допускающую возникновение непрерывного потока воды с верхней поверхности изолятора на нижнюю. Нижняя поверхность тарелки сделана ребристой для увеличения длины утечки по поверхности и повышения мокроразрядного напряжения. Изоляторы, предназначенные для работы в загрязненных районах, имеют существенно более сложную форму: типа Г1ФГ-6 для натяжных гирлянд (рис. 1,60, а); типа ПФГ-5А для поддерживающих гирлянд (рис. 1,60, а).

Конструкция стеклянных изоляторов аналогична рассмотренным выше. В связи с тем, что коэффициенты температурного расширения стекла, цемента и арматуры приблизительно одинаковы, в стеклянных изоляторах отсутствует битумная промазка.

Подвесные изоляторы для районов с загрязненной атмосферой

Рис. 1.60. Подвесные изоляторы для районов с загрязненной атмосферой

Важное достоинство изоляторов тарельчатого типа состоит в том, что при повреждении изоляционного тела, например, в случае пробоя под шапкой, механическая прочность изолятора и, следовательно, всей гирлянды не нарушается. Благодаря этому пробой изолятора в гирлянде не приводит к падению провода на землю.

Проверка механической прочности тарельчатых изоляторов проводится при плавном увеличении механической нагрузки и одновременном воздействии напряжения, составляющего 75-80 % сухоразрядного. При этом механические повреждения изоляционного тела под шапкой обнаруживаются по электрическому пробою. Величина механической нагрузки, повреждающей изолятор при таком испытании, называется электромеханической прочностью изолятора. Эта характеристика указывается в обозначении изолятора. Например, ПФ6 — подвесной фарфоровый с электромеханической прочностью 60 кН; ПС 16 - подвесной стеклянный на 160 кН; ПСГ-22 — подвесной стеклянный для районов с загрязненной атмосферой на 220 кН. Подвесные изоляторы тарельчатого типа выпускаются с электромеханической прочностью от 60 от 400 кН.

Подвесные стержневые изоляторы представляют собой фарфоровый стержень с ребрами, армированный на концах двумя металлическими шапками при помощи цементного раствора (рис. 1.61, а). Для прочного соединения шапок с фарфором концы стержня, а также внутренние опорные поверхности шапок имеют коническую форму.

Диаметр фарфорового стержня выбирается в зависимости от требуемой механической прочности с учетом того, что фарфор при таких толщинах имеет прочность на растяжение 1300-1400 Н/см2.

Подвесные стержневые изоляторы на 35 кВ

Рис. 1.61. Подвесные стержневые изоляторы на 35 кВ

Применение стержневых изоляторов дает значительную экономию металла за счет уменьшения числа шапок, уменьшение массы и, главное, длины изоляционной конструкции, на которой крепится провод. Недостатками изоляторов этого типа являются возможность их полного разрушения и падения провода на землю или заземленные конструкции. Ограничивает их применение также сравнительно невысокая механическая прочность.

Из-за большой длины пути утечки, а также относительно простой формы, обеспечивающей хорошую очистку поверхности дождем и ветром, стержневые изоляторы весьма перспективны для районов с загрязненной атмосферой. Изолятор с винтообразными ребрами (рис. 1.61, б) хорошо очищается струей дождевой воды, стекающей по желобу, который образует ребро.

Последнее время, как и для вышеперечисленных типов, стали изготовлять полимерные изоляторы (рис. 1.61, в), у которых ввиду малого диаметра значительно больше влагоразрядные напряжения и, кроме того, у них существенно меньшая масса, чем у стержневых фарфоровых и они более прочны.

Внешняя изоляция воздушных линий электропередачи и распределительных устройств (РУ) состоит из ряда чисто воздушных промежутков между проводами или шинами разных фаз и заземленными конструкциями, а также воздушных промежутков вдоль поверхностей изоляторов, на которых крепятся провода или шины. Кроме того, в РУ к ней относится внешняя изоляция оборудования, присоединенного к шинам подстанции.

Таблица 1.1

Наименьшие изоляционные расстояния в свету от токоведущих частей до различных элементов распределительных устройств подстанций

Расчетные условия

Наименьшие изоляционные расстояния, см, при номинальном напряжении подстанции, кВ

до 10

20

35

110

150

220

330

500

По электрической между токоведущими частями разных фаз при жесткой ошиновке

20

30

40

90

130

180

250

37

По электрической между токоведущими и заземленными частями при жесткой ошиновке

22

33

44

100

140

200

280

420

По условиям безопасности персонала от неогражденных токоведущих частей до земли

290

  • 30
  • 0
  • 31
  • 0

360

400

450

520

645

По условиям безопасности персонала от токоведущих частей до ограждений, зданий и сооружений, а также между токоведущими частями разных цепей (по горизонтали), если предусматривается работа одной цепи при отключенной другой

220

  • 23
  • 0
  • 24
  • 0

290

330

380

450

575

По условиям безопасности персонала от токоведущих частей до транспортируемого оборудования, а также от контактов разъединителя в отключенном положении до заземленных и токоведущих частей

95

  • 10
  • 5
  • 11
  • 5

165

205

255

325

450

Изоляцию линий электропередачи в пролетах между опорами образуют воздушные промежутки «провод - земля», «провод - провод» и «провод - трос». Первый из них имеет минимальную длину в середине пролета и выбирается с учетом возможного сокращения 78

изоляционного расстояния при проезде под линией транспорта. Расстояния между фазами определяются необходимой электрической прочностью изоляции и требованиями безопасности при подъеме монтера на стойку опоры для проведения работ под напряжением. По условиям безопасности расстояния от проводов до ближайших частей опоры должны быть на линиях 330 кВ не менее 2,8 м, а на линиях 500 кВ — не менее 5,3 м с учетом возможного отклонения гирлянд изоляторов под действием ветра.

Расстояние от нижней кромки диэлектрической части изоляторов до земли должно быть не меньше 250 см. Минимальные расстояния между токоведущими частями и ограждениями, зданиями или сооружениями увеличиваются на 200 см. Минимальные расстояния от токоведущих частей до транспортируемого оборудования увеличиваются на 75 см.

Минимальные изоляционные расстояния в свету для открытых РУ 3-500 кВ приведены в табл. 1.1.

Изоляция линий помимо изоляторов включает в себя ряд воздушных промежутков. Так, на металлических и железобетонных опорах может происходить пробой воздушного промежутка между проводом и одним из элементов конструкции опоры или перекрытие гирлянды.

Как показывают расчеты, для воздушных линий и РУ экономически целесообразно допускать небольшое число аварийных отключений из-за перекрытия внешней изоляции при редких, особо неблагоприятных условиях. Благодаря этому удастся снизить требования к электрической прочности внешней изоляции, сократить изоляционные расстояния и стоимость сооружения линий и РУ. Вместе с тем, средний ущерб от одного такого отключения получается относительно небольшим из-за способности внешней изоляции быстро восстанавливать свою электрическую прочность. Поэтому при малых числах аварийных отключений экономия от снижения требований к внешней изоляции оказывается больше, чем ущерб от аварийных отключений, вызванных перекрытиями изоляции.

Снизить требования к электрической прочности внешней изоляции позволяют и средства, ограничивающие число и амплитуды перенапряжений, в частности средства молниезашиты, а также устройства, позволяющие быстро устранять дуговые замыкания, возникающие в результате перекрытия внешней изоляции (дугогасящие аппараты, АПВ).

Таким образом, конкретные требования к электрической прочности внешней изоляции воздушных линий и РУ, а также допустимые числа аварийных отключений из-за перекрытия изоляции могут быть определены лишь на основании технико-экономических расчетов, учитывающих стоимость сооружения линий и РУ, затраты на средства ограничения перенапряжений и устранения дуговых замыканий, а также ущерба от аварийных отключений. В таких расчетах используются статистические методы, которые учитывают случайный характер изменения метеорологических условий, появления перенапряжений, а также процессов перехода перекрытия внешней изоляции в устойчивое замыкание.

При проектировании воздушных линий 330 кВ и более высоких классов напряжения считается допустимым 0,1-0,2 отключения на 100 км линии в год, для линий более низкого напряжения допускается большее число отключений.

К внешней изоляции РУ предъявляются более высокие требования в отношении надежности, так как при аварийном отключении шин подстанции ущерб значительно больше, чем при отключении линии. Вместе с тем внешняя изоляция РУ работает в условиях более благоприятных, нежели изоляция линий: относительно небольшая площадь РУ надежно защищается от прямых ударов молнии, амплитуды волн грозовых перенапряжений, приходящих с воздушных линий, ограничиваются нелинейными ограничителями перенапряжений. Последние устанавливаются для защиты внутренней изоляции наиболее дорогостоящего оборудования — силовых трансформаторов, реакторов и т. д., но защищают и внешнюю изоляцию РУ. В случае закрытых РУ, когда ошиновка и высоковольтное оборудование размещаются в специальных помещениях, исключается возможность сильного загрязнения и увлажнения поверхностей изоляторов.

При отсутствии специальных мер при рабочем напряжении на изоляторах линий и РУ может возникать коронный разряд, который опасен прежде всего интенсивными радиопомехами. Поэтому в случае необходимости изоляторы или аппараты снабжаются экранами, имеющими поверхности с достаточно большими радиусами кривизны. Такие экраны выравнивают электрическое поле около изолятора и тем самым резко повышают напряжение появления короны.

Напряжение на отдельном подвесном изоляторе тарельчатого типа, при котором на нем возникает корона, зависит от типа изолятора и лежит в пределах 28-50 кВ, т. е. достаточно велико. Однако напряжение короны на гирлянде из п изоляторов, соответствующее появлению короны на одном из изоляторов UK, может быть значительно меньше nUK и при некоторых условиях оказаться ниже рабочего напряжения. Объясняется это тем, что напряжение, приложенное к гирлянде, распределяется по изоляторам неравномерно (рис. 1.62, а).

Как видно из рис. 1.62 и как показывают измерения, при одиночных проводах и числе изоляторов >6-10 на первый от провода изолятор приходится 20-25 % напряжения, приложенного ко всей гирлянде. В таких условиях на линиях 330 кВ и более высоких классов напряжения на ближайших к проводам изоляторах гирлянд рабочее напряжение будет достаточным для появления короны. Однако на таких линиях применяются расщепленные провода, емкость изоляторов относительно которых значительно больше. Поэтому распределение напряжения вдоль гирлянды получается более равномерным, и корона при хорошей погоде на изоляторах отсутствует.

В случае необходимости дополнительной мерой регулирования распределения напряжения по изоляторам гирлянды может служить специальная арматура в виде колец (рис. 1.62, б), восьмерок или овалов, укрепляемая на конце гирлянды со стороны провода. Такая арматура увеличивает емкость изоляторов по отношению к проводу, благодаря чему падение напряжения на ближайших к проводу изоляторах уменьшается (18 %, см. рис. 1.62, а).

Распределение напряжения по гирлянде

Рис. 1.62. Распределение напряжения по гирлянде

Приведенные выше рассуждения относятся к гирляндам, изоляторы которых имеют сухие и чистые поверхности. При смачивании изоляторов дождем, а также при загрязнении их проводящими осадками распределение напряжения определяется главным образом проводимостями по поверхностям изоляторов и чаще всего имеет более равномерный характер.

82

Для линейных и аппаратных изоляторов всех типов и классов напряжения достаточно полной характеристикой электрической прочности их внешней изоляции при воздействии кратковременных перенапряжений являются значения испытательных напряжений — импульсных и промышленной частоты, прикладываемых при сухом состоянии поверхностей и под дождем

Пути развития разряда по гирлянде изоляторов

Рис. 1.63. Пути развития разряда по гирлянде изоляторов

Это, однако, не относится к гирляндам. Тарельчатые изоляторы, из которых составляют гирлянды, испытываются по одному. Значения испытательных напряжений таких изоляторов не могут характеризовать электрическую прочность гирлянд. Объясняется это тем, что пути развития разряда для одиночного изолятора и такого же изолятора в гирлянде различны.

У отдельно испытываемого изолятора разряд идет целиком по его поверхности или частично по воздуху {вба, рис. 1.63). В гирлянде из п изоляторов он может развиваться либо по путям вбг, суммарная длина которых равна nlp, либо по пути де. Длина последнего при больших п приблизительно равна длине гирлянды /г = пН, где Н — строительная высота изолятора.

В первом случае средние сухоразрядные напряженности ниже, так как значительная часть пути разряда лежит вдоль поверхности изоляторов. Опыт показывает, что при lv/H < 1,3 разряд идет по этому пути, несмотря на то, что nlp > /г. При l/H > 1,3 разряд развивается по пути де, а сухо разрядные напряженности достигают максимально возможных значений, равных средним разрядным напряженностям воздушного промежутка «стержень - стержень».

Сухо разрядное напряжение гирлянды, измеренное при частоте 50 Гц, мало зависит от типа изолятора и определяется для гирлянд без арматуры строительной длиной гирлянды, а для гирлянд с арматурой — наименьшим расстоянием между арматурой и траверсой.

Мокроразрядные напряжения ?/мр гирлянд, измеренные при частоте 50 Гц практически линейно зависят от суммарной длины пути утечки и, следовательно, от числа изоляторов п. Эта зависимость может быть представлена в виде

где Еыр — средняя мокро разрядная напряженность, зависящая от формы изолятора. Для фарфоровых и стеклянных изоляторов она лежит в пределах 200-260 кВ/м.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ     След >