1. Изоляторы и вводы высокого напряжения.

На подстанциях применяются подвесные и опорные изоляторы. Каждый изолятор состоит из изолирующей части, изготовляемой из электротехнического фарфора или щелочного стекла специальной технологии, и металлической арматуры, служащей для крепления изолятора к заземленной металлической или железобетонной конструкции, с одной стороны, и для крепления к изолятору токопроводящих частей - с другой стороны. Изолирующие части соединяются с арматурой с помощью цементно-песчаных связок из портландцемента. Изоляторы, изготовляемые из фарфора, обладают высокой электрической и механической прочностью, а также стойкостью к атмосферным воздействиям и химически агрессивным средам. Внешняя поверхность фарфоровых изоляторов защищается глазурью, что уменьшает загрязняемость поверхности, облегчает ее самоочистку и повышает электрические и механические характеристики фарфора. Недостатками фарфоровых изоляторов являются их хрупкость и низкая ударная вязкость. Изоляторы из щелочного стекла также имеют высокие электрические и механические характеристики, хорошую стойкость к перепадам температуры и к воздействию химически агрессивных сред. В процессе изготовления изоляторов детали из стекла для них подвергают закалке, т.е. нагреву в печах и последующему охлаждению поверхности холодным воздухом. В результате такой термообработки внешний слой стекла сжимается, а внутренние слои остаются растянутыми - в стекле возникает равновесие напряжений сжатия и растяжения. Напряжение сжатия достаточно велико. Чтобы разрушить изолятор из закаленного стекла, необходимо прежде преодолеть силы этого напряжения. Именно этим и объясняются повышенные механические свойства и термостойкость изоляторов из стекла. Однако при сильных концентрированных ударах (например, камнем) механическая прочность стеклянных изоляторов оказывается ниже, чем фарфоровых: закаленное стекло рассыпается на мелкие кусочки. Разрушенные стеклянные изоляторы выявляются визуально при осмотрах. Они подлежат замене, так как электрическая прочность остатков резко снижается, хотя механическая прочность их сохраняется некоторое время на достаточно высоком уровне. Рис. 5.1 Опорно-стержневой изолятор на напряжение 10 кВ серии ОФ для внутренней установки (а), серии ОФ с внутренней арматурой для КРУ (б)  Электрические и механические характеристики фарфоровых и стеклянных изоляторов во многом определяются их конструкциями и размерами. Отметим одну из существенных особенностей конструкции изоляторов. Изолирующая часть соединяется с арматурой изолятора с помощью цементно-песчаной связки. Материалы соединяемых между собой элементов неодинаковы и обладают различными коэффициентами линейного расширения. Если бы конструкция такого соединения была жесткой, т.е. отсутствовала возможность относительных перемещений элементов в узле соединения, то изоляторы разрушились бы вследствие естественных перепадов температуры. Для компенсации деформаций, возникающих из-за разницы температурных коэффициентов линейного расширения, и снижения коэффициента трения между поверхностями раздела контактирующих элементов наносятся компенсирующие промазки (тонкий слой битумного компаунда) и устанавливаются эластичные прокладки. Опорные изоляторы делят на две группы: опорно-стержневые и опорно-штыревые. Опорно-стержневые изоляторы для внутренней установки напряжением 6-35 кВ конструктивно представляют собой полые фарфоровые изоляторы, армированные фланцами (для установки изоляторов) и колпачками (для крепления токопроводящих частей). На рис. 5.1, а показан опорно-стержневой изолятор на напряжение 10 кВ серии ОФ с квадратным фланцем и колпачком. Между торцами изолирующей части и арматурой установлены картонные (или толевые) прокладки. В комплектных РУ применяются изоляторы без внутренней полости с заделкой арматуры для крепления внутри тела изолятора (рис. 5.1, б ). Опорно-стержневой изолятор серии ОНС для наружной установки показан на рис. 5.2. На напряжение до 110 кВ применяются одиночные изоляторы, а на напряжение выше 110 кВ - сборные конструкции из изоляторов на напряжение 110 кВ. Электрическая прочность таких изоляторов исключительно высока. Однако они не отличаются высокой механической прочностью при изгибающих нагрузках. Для наружной установки предназначаются также опорно-штыревые изоляторы. На рис. 5.3 показан трехэлементный изолятор серии ОНШ на напряжение 35 кВ Рис. 5.2. Опорно-стержневой изолятор на напряжение 110 кВ серии ОНС Рис. 5.3. Опорно-штыревой изолятор на напряжение 35 кВ серии ОНШ

Фарфоровые элементы соединены между собой цементной связкой, а наружная поверхность цементных швов защищена влагостойким покрытием. Изоляторы на напряжение 110 кВ и выше собираются в колонки из изоляторов напряжением 35 кВ. Подвесные изоляторы служат для подвешивания проводов к опорам воздушных линий и шин распределительных устройств к металлическим и железобетонным конструкциям подстанций. Изоляторы разделяют на тарельчатые и стержневые. Тарельчатый изолятор содержит изолирующий элемент, к которому при помощи цементной связки крепится чугунная, покрытая цинком головка с гнездом для введения в него стержня другого изолятора при их соединении в гирлянду. Всем элементам силовых узлов подвесных изоляторов приданы такие формы, чтобы изоляторы могли противостоять большим силам растяжения, а диэлектрик при этом испытывал бы только сжатие. Защита изоляторов от разрушения при температурных перепадах обеспечивается применением компенсирующих промазок и эластичных прокладок. Число изоляторов в гирлянде выбирается в соответствии с номинальным напряжением установки. Подвесные изоляторы стержневого типа используются на подстанциях в качестве растяжек для крепления воздушных выключателей и вентильных разрядников. Фарфор в этих случаях работает на растяжение, в связи, с чем механическая прочность стержневых изоляторов ниже прочности тарельчатых. К числу основных причин, приводящих к повреждениям изоляции на подстанциях, относятся следующие: низкое качество изготовления изоляторов из-за применения некондиционного сырья, нарушения режимов обжига и охлаждения и других технологических режимов. Причиной самопроизвольного разрушения стеклянных изоляторов является также попадание в стекломассу кусочков шихты, огнеупорных материалов, в местах нахождения которых возникают местные напряжения, приводящие к разрушению изолятора при колебаниях температуры и механических воздействиях. Изменение свойств изоляторов (старение) в процессе эксплуатации. К основным факторам старения относят воздействие механических нагрузок, в результате чего образуются трещины в местах сочленений диэлектрика с арматурой, относительно быстрое старение компенсирующих промазок и прокладок, приводящие к снижению прочностных характеристик изоляторов, влияние изменений температуры окружающей среды, а также наличие в атмосфере химически активных веществ. Загрязнение поверхности изоляторов уносами промышленных предприятий, а также непромышленными уносами (грунтовая пыль, морская соль и др. ). Установлено, что наличие на поверхности диэлектрика осадка в сухом состоянии не оказывает заметного влияния на его разрядные характеристики. Благоприятные условия для перекрытия загрязненных изоляторов создаются при увлажнении поверхности при тумане, моросящем дожде, мокром снеге. Увлажненное загрязняющее вещество образует электролит, который под действием приложенного к изолятору напряжения и приводит к увеличению тока утечки по поверхности и дальнейшему развитию разряда вплоть до перекрытия изолятора. Эксплуатационными мероприятиями, повышающими надежность работы изоляции в условиях загрязнений, являются: - усиление изоляции путем введения в гирлянды дополнительных элементов, а также замена изоляторов нормального исполнения на грязестойкие; - чистка изоляции протиркой тряпками, смоченными в воде или растворителе; - обмывка изоляторов под напряжением сплошной или прерывистой струей воды (в последнем случае с применением роторных прерывателей струи воды ОРГРЭС); - применение гидрофобных покрытий, противодействующих возникновению проводящих ток дорожек при увлажнении поверхности (влага на поверхности изолятора, обработанной гидрофобной пастой, находится в капельном состоянии). Осмотры и профилактические испытания изоляторов. Дефектная изоляция на подстанциях выявляется визуальными осмотрами и проведением профилактических испытаний. При осмотрах обращается внимание на целость изоляторов, отсутствие трещин и сколов, защищенность цементных швов от влаги, окраску арматуры и отсутствие подтеков ржавчины по поверхности изоляторов, степень загрязнения поверхности уносами, отсутствие коронирования. При осмотре подвесных изоляторов проверяется состояние узлов сочленений изоляторов (не расцепились ли изоляторы в гирляндах, не порваны ли шапки изоляторов). Визуальные осмотры штыревых изоляторов коммутационных аппаратов должны производиться перед началом каждой операции включения или отключения аппарата, если операции выполняются с места установки аппарата. Во избежание поломок изоляторов в процессе выполнения операций и падений разрушенных изоляторов следует придерживаться рекомендаций, изложенных в §3.4. Из известных методов профилактических испытаний подвесных и опорных фарфоровых изоляторов наиболее распространены измерение сопротивления изоляции, измерение распределения напряжения, механические испытания. Измерение сопротивления изоляции производится на отключенном оборудовании мегомметром на 2500 В при положительной температуре окружающего воздуха. Для оценки результатов измерений установлено минимально допустимое значение сопротивления, которое для каждого подвесного или каждого элемента штыревого изолятора должно быть не ниже 300 МОм. Метод измерения распределения напряжения в настоящее время считается основным для контроля состояния подвесной и опорно-штыревой изоляции. Измерение распределения напряжения производится под рабочим напряжением с помощью специальной измерительной штанги. Сущность метода заключается в измерении падения напряжения на каждом элементе изолирующей конструкции и сравнении полученного результата с нормальным падением напряжения, т.е. с нормальным распределением рабочего напряжения вдоль всей гирлянды изоляторов или колонки опорно-штыревых изоляторов, когда в них нет поврежденных (дефектных) изоляторов. Нормы распределения напряжения обычно выдаются эксплуатационному персоналу в виде таблиц. Изолятор считается дефектным, если значение измеренного на нем падения напряжения, менее указанного в таблице. Подвесные изоляторы из закаленного стекла электрическим испытаниям не подвергаются. Поврежденные изоляторы выявляются визуальным осмотром. Механическим испытаниям подвергают опорно-стержневые изоляторы серии ОНС разъединителей и отделителей. Изоляторы этой серии электрически непробиваемы. В целях предупреждения поломок изоляторов их испытывают изгибающим усилием, равным 40 60% минимального разрушающего усилия при статическом изгибе. Механическое усилие прикладывается к изоляторам каждого полюса разъединителя или отделителя с помощью стягивающего приспособления. Продолжительность испытания 15 с.

Маслонаполненные вводы высокого напряжения являются составной частью трансформаторов, шунтирующих реакторов, баковых выключателей, а также применяются как самостоятельные изоляционные конструкции в закрытых распределительных устройствах. Вводы высокого напряжения, выпускаемые электротехнической промышленностью, классифицируют: По классу напряжения 66, 110, 150, 220, 330, 500, 750 и 1150 кВ. По роду тока: постоянный, переменный (частоты 50 Гц). По номинальному току: 200, 400, 630, 1000, 1600 и 2000 А. По назначению: для силовых трансформаторов, автотрансформаторов и реакторов Т; для специальных реакторов Р; для масляных выключателей В; линейные Л; для кабельного подсоединения к трансформаторам кб. По способу защиты внутренней изоляции: герметичные Г; негерметичные. По выполнению внешней изоляции: нормальные; усиленные У. По выполнению внутренней изоляции: бумажно-масляные БМ; маслобарьерные МБ; твердые бумажные ГТ; элегазовые ГЭ. По выполнению отбора напряжения: с измерительным конденсатором, предназначенным для подключения устройства для измерения напряжения (ПИН) П; без измерительного конденсатора. По допустимому углу наклона к вертикали при установке ввода: 15, 20, 30, 45, 60, 90°. По способу выполнения маслосистемы: с маслосистемой, общей для ввода и силового трансформатора (маслоподпорные вводы) О; с изолированной маслосистемой. Нормальная работа вводов высокого напряжения обеспечивается: для районов с умеренным климатом (исполнение У1) при рабочей температуре окружающего воздуха от —40 до +40°С; для районов с холодным климатом (исполнение ХЛ1) — от — 60 до +40°С; для районов с тропическим климатом (исполнение TI) — от— 10 до +45°С, но при этом высота установки вводов над уровнем моря не более 1000 м; скорость ветра при отсутствии гололеда 40 м/с; скорость ветра при наличии гололеда толщиной 20 мм 15 м/с; тяжение проводов перпендикулярно оси ввода не более значений, приведенных ниже: линейные вводы и вводы трансформаторов и реакторов на напряжение 110 кВ — 75 кг; вводы трансформаторов и реакторов на напряжение 150 кВ и ток до   1000 А — 90 кг; вводы масляных Выключателей (до 1000 А вкл.) и вводы трансформаторов и реакторов на напряжение 150 кВ и ток свыше 1000 А — 100 кг; вводы масляных выключателей на ток свыше 1000 А — 120 кг. В процессе эксплуатации вводов допускается содержание коррозионно-активных агентов в атмосфере (II тип атмосферы): сернистый газ не более 200 мг/(м2-сут); хлористые соли 0,3 — 2 мг/(м2-сут). По воздействию механических факторов внешней среды вводы должны соответствовать группе условий эксплуатации М6, а вводы для масляных выключателей дополнительно должны выдерживать нагрузки, действующие на них в процессе включения и отключения выключателя в пределах номинальной мощности отключения выключателя, для которого данный ввод разработан и по механической стойкости — числу операций (без токовой нагрузки), предусмотренные   для соответствующего выключателя. Для классификации вводов принята система условных обозначений, которая в процессе производства вводов претерпевала определенные изменения. В настоящее время условное обозначение ввода по климатическим факторам соответствует требованиям ГОСТ 15543.1-89; Обозначение ввода ГБМТУ/45-220/2000-У1   расшифровывается так: Г — герметичный; БМ — внутренняя бумажно-масляная изоляция; Т — для силовых трансформаторов; У — усиленная внешняя изоляция; 45 — допустимый угол наклона к вертикали; 220 — номинальное напряжение, кВ; 2000 — номинальный ток, А; У1 — климатическое исполнение и категория; ГОСТ 10693-74 — стандарт, по которому изготовлен ввод. Для вводов, изготовляемых по ГОСТ 10693-74, принято обозначение заводского номера с буквенным индексом, которое расшифровывается следующим образом: № С-2137 означает № 102137, № Д-318 означает № 200318, т. е. индекс С означает 100 000, индекс Д — 200 000 и т. п.