СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 3

ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ 6

КЛАССИФИКАЦИЯ И ПРИРОДА ВОЗНИКНОВЕНИЯ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ 6

РАСПРОСТРАНЕНИЕ ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫХ ВОЛН ВДОЛЬ ПРОВОДОВ ЛИНИЙ 13

1.3. ПАРАМЕТРЫ РАЗЛИЧНЫХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ И СТЕПЕНЬ ИХ ОПАСНОСТИ ДЛЯ ЛИНИЙ И ОБОРУДОВАНИЯ 21

2. Защита от перенапряжений 35

2.1. СПОСОБЫ ЗАЩИТЫ ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ 35

2.2. КОНСТРУКЦИЯ И ЗАЩИТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ МОЛНИЕОТВОДОВ 37

2.3. ВОЛЬТ-СЕКУНДНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ИЗОЛЯЦИИ 46

2.4. ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ И ОСНОВНЫЕ ТИПЫ РАЗРЯДНИКОВ 48

ИСКРОВЫЕ И ТРУБЧАТЫЕ РАЗРЯДНИКИ 51

ВЕНТИЛЬНЫЕ РАЗРЯДНИКИ 57

ОГРАНИЧИТЕЛИ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ 65

ТРЕБОВАНИЯ ПРАВИЛ УСТРОЙСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК ПО ЗАЩИТЕ ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ 70

ИЗОЛЯЦИЯ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ 71

ОСНОВНЫЕ ВИДЫ ИЗОЛЯЦИИ УСТАНОВОК ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ 71

ИЗОЛЯТОРЫ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ 72

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ИЗОЛЯТОРОВ 75

ЛИНЕЙНЫЕ ИЗОЛЯТОРЫ 81

АППАРАТНЫЕ ИЗОЛЯТОРЫ 86

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ ПО ГИРЛЯНДЕ ИЗОЛЯТОРОВ 93

ИЗОЛЯТОРЫ ДЛЯ РАЙОНОВ С ЗАГРЯЗНЕННОЙ АТМОСФЕРОЙ 96

ИЗОЛЯЦИЯ КАБЕЛЕЙ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ 97

ИЗОЛЯЦИЯ ВВОДОВ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ 104

ИЗОЛЯЦИЯ ВРАЩАЮЩИХСЯ МАШИН И ТРАНСФОРМАТОРОВ 107

ИЗОЛЯЦИОННЫЕ МАТЕРИАЛЫ И ИХ КЛАССИФИКАЦИЯ 107

ИЗОЛЯЦИЯ ВРАЩАЮЩИХСЯ МАШИН 111

ИЗОЛЯЦИЯ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ 116

ПРОФИЛАКТИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ ИЗОЛЯЦИИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ 122

ЦЕЛИ И МЕТОДЫ ПРОФИЛАКТИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ 123

ИСПЫТАТЕЛЬНЫЕ ВЫСОКОВОЛЬТНЫЕ УСТАНОВКИ ПОСТОЯННОГО И ПЕРЕМЕННОГО ТОКА 124

ИЗМЕРЕНИЯ ПРИ ВЫСОКИХ НАПРЯЖЕНИЯХ 138

ИСПЫТАТЕЛЬНЫЕ ЛАБОРАТОРИИ 150

ПРОФИЛАКТИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ УСТРОЙСТВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 151

ПРАВИЛА ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ИСПЫТАНИЯХ 153

РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА 154

Введение

Электроэнергетика России — базовая отрасль экономики стра­ны, обеспечивающая энергией народное хозяйство и население, осуществляющая экспорт электроэнергии в страны ближнего и дальнего зарубежья.

Наша электропромышленность создала основное электрообо­рудование, отвечающее самым жестким требованиям своего вре­мени и эффективно работающее до сих пор.

Важнейшим достижением электроэнергетики бывшего СССР по праву считается создание самой крупной в мире Единой энергети­ческой системы, костяком которой была нынешняя Единая энерге­тическая система России.

Надежная и экономичная работа Единой энергосистемы обес­печивалась тогда и обеспечивается сегодня созданной и эффектив­но действующей иерархической автоматизированной системой дис­петчерского управления с Центральным диспетчерским управле­нием в Москве и объединенными диспетчерскими управлениями в важнейших регионах страны.

Единая энергетическая система России и ныне представляет уникальный электроэнергетический комплекс, объединяющий 66 энергосистем (из 75 по стране), 550 электростанций (из 600 по стране) с суммарной установленной мощностью 194 млн кВт (из 216 млн кВт), а также более 2,2 млн км электрических сетей всех классов напряжения (из 2,5 млн км), в том числе около 400 тыс. км (из 440 тыс. км) линий электропередачи напряжением 110, 220, 330, 500,750 и 1150 кВ, трансформаторные подстанции общей мощ­ностью 470 млн кВ-А (из 530 млн кВ-А). В составе генерирующих мощностей тепловые электростанции (ТЭС) составляют 70 %, доля гидроэлектростанций (ГЭС) — 20 % и атомных электростанций (АЭС)—10%.

Неблагоприятная экономическая ситуация в стране серьезно затронула и электроэнергетику. Переход отрасли на самофинанси­рование при государственном регулировании тарифов на электро­энергию в условиях формирования рыночных отношений резко ограничил ее финансовые возможности. Объемы инвестиций в элек­троэнергетику сократились с 1990 по 1999 г. более чем втрое, а тем­пы ввода мощностей за этот период упали с 4,5 до 1,5 млн кВт в год, во столько же раз уменьшились среднегодовые объемы соору­жения электрических сетей напряжением 110 кВ и выше.

В объединенных энергосистемах России эксплуатируется 40 млн кВт генерирующего оборудования, наработка которого достигла предела. К 2010 г. суммарная мощность парка устаревшего оборудования приблизится к 110 млн кВт, т.е. составит около 50% установленной мощности электростанций. Темпы нарастания объе­мов оборудования электростанций, выработавшего свой техниче­ский ресурс намного превышает темпы выведения его из работы и обновления. Если не удастся добиться радикального положитель­ного изменения с инвестициями в электроэнергетику, то уже с 2005 г. I может начаться неуправляемое выбытие энергомощностей и сетевых объектов.

Несмотря на сложную экономическую ситуацию, РАО ЕЭС I разработало «Схему развития ЕЭС и ОЭС России на период до 2010 года». Основными направлениями развития гидроэнергетики в перспективный период являются окончание строительства уже начатых и техническое перевооружение действующих ГЭС, к ним относятся: Ирганайская, Зарамагская, Зеленчукские ГЭС (ОЭС Се-I верного Кавказа); ГЭС на р. Кемь (ОЭС Северо-Запада); Богучанская ГЭС (ОЭС Сибири); Бурейская и Нижнебурейская ГЭС (ОЭС I Востока); Вилюйская ГЭС-3 (Западная Якутия); Усть-Среднеканекая ГЭС (Магадан).

Вводы мощности на АЭС в период до 2010 г. в основном обусловлены заменой демонтируемых блоков Ленинградской, Кольской, Курской, Нововоронежской, Белоярской АЭС на энергоблоки нового поколения, отвечающие современным требованиям по безопасности, завершением строительства Курской (блок № 5) и Тверской (блок № 3) АЭС.

Рациональные масштабы развития ТЭЦ определяются уровня­ми концентрации тепловых нагрузок, обострением проблем топливообеспечения и наличием резервов экономии топлива в усло­виях его удорожания, возможностями размещения ТЭЦ в центре тепловых нагрузок с учетом требований экологии.

Развитие основной электрической сети России в 2001—2010 гг. подчинено задаче по увеличению пропускной способности межси­стемных связей, повышению устойчивости и надежности параллель­ной работы территориальных ОЭС в составе ЕЭС России, а также обеспечению выдачи мощностей электростанциями и покрытию де­фицитов энергосистем и энергоузлов.

Для укрепления межсистемных связей за указанный период не­обходимо:

создание прямой мощной электрической связи между восточ­ной и европейской частями ЕЭС России путем сооружения линий напряжением 500 кВ, а в дальнейшем и 1150 кВ. Прокладку буду­щей ВЛ 1150 кВ Сибирь — Урал намечается осуществить по трассе Алтай — Карасук — Омск — Курган — Челябинск;

усиление межсистемного транзита по линиям 500 кВ, соединя­ющего ОЭС Средней Волги, Центра (Волгоградская система) и Се­верного Кавказа (сооружение ВЛ Балаковская АЭС — Курдюм — Фролово — Шахты);

повышение пропускной способности системообразующих свя­зей по линиям 500 кВ между ОЭС Урала и Средней Волги (путем строительства двух ВЛ 500 кВ Северная — Вятка и Газовая — Пре­ображенская — Красноармейская) с целью сокращения затрат на ввод генерирующей мощности;

сооружение в перспективе ВЛ 500 кВ Чита — Могоча — Зейская ГЭС, которая позволит увеличить обмены мощностью и элек­троэнергией между ОЭС Сибири и Востока.

В настоящее время политику и стратегию в области электроэнер­гетики на европейском континенте в основном определяют два крупнейших энергообъединения объединение электрических се­тей Европы и ЕЭС России. Выполненные экономические и техни­ческие исследования указывают на эффективность создания энер­гомоста «Восток — Запад» и формирование общеевропейского рынка электроэнергии.

Рассмотрим схему электрической системы с наивысшим напря­жением 220 кВ (рис. В.1).

От районной конденсационной электростанции ГРЭС1 и теп­лоэлектроцентрали ТЭЦ2 через повышающие подстанции элект­рическая энергия направляется в кольцевую сеть напряжением 220 кВ, где расположены понижающие подстанции А и Б. От них

Рисунок 1

получают питание крупные и средние потребители. Связь кольце­вой сети 110 кВ с удаленной и мощной гидроэлектростанцией ГЭСЗ осуществлена с помощью автотрансформаторов 110/242 кВ по двухцепной линии электропередач ЛЭП 220 кВ.

Применение трехобмоточных трансформаторов позволяет на подстанции В иметь два вто­ричных напряжения (38,5 и 10,5 кВ) и питать от нее соответствую­щие электрические сети.

По ЛЭП 10 кВ получает энергию подстанция Г, от шин 0,4/0,23 кВ которой питаются электроприемники: двигатели, освещение, бы­товые приборы и т.д. От подстанции Д по линии 10,5 кВ питается распределительный пункт (РП), от шин которого энергия направ­ляется по линиям 10,5 кВ к трансформаторным пунктам (ТП) с вто­ричным напряжением 10/0,4 кВ.

Контактная сеть получает питание от тяговой подстанции пере­менного тока с первичным напряжением 110 кВ через трехобмоточные трансформаторы. Тяговые подстанции питаются от ЛЭП 110 кВ.

Из рисунка видно, что в современных системах электрическая энергия, прежде чем достичь потребителя, проходит не менее трех-четырех трансформаций. Часть электроприемников может полу­чать ее непосредственно от шин ТЭЦ2 по кабельной сети напряже­нием 6 кВ, проложенной на территории промышленного предпри­ятия или по кварталам городской застройки.