Как по количеству изоляторов определить напряжение лэп: Как по количеству изоляторов в гирлянде определить напряжение ВЛ, ЛЭП. — ESR Energy — Дизельные генераторы, электростанции, цены на дизель-генераторные установки

Содержание

Как узнать напряжение ЛЭП по её внешнему виду | О технике и не только

Полезно знать, какое напряжение передаётся по линии электропередач (ЛЭП), так как для каждого напряжения существует своя безопасная зона от проводов.

Минимальное напряжение ЛЭП — 0.4 кВ (напряжение между каждым фазным проводом и нолём — 220 вольт). Такие линии обычно используются в дачных посёлках, они выглядят так.

Характерный признак — маленькие белые или прозрачные изоляторы и пять проводов (три фазы, ноль, фаза к фонарям освещения).

Для подвода напряжения к трансформаторам тех же дачных посёлков используются линии 6 и 10 кВ. 6-киловольтные линии используются всё реже.

Отличие от низковольтной линии в размере изоляторов. Здесь они гораздо больше. Для каждого провода используется один или два изолятора. Проводов всегда три.

Очень важно не путать эти линии. Я читал грустную историю про горе-строителей, которые хотели подключить бетономешалку напрямую к проводам ЛЭП и сдуру накинули крючки на 10-киловольтные провода вместо 220-вольтных.

Следующий стандартный номинал напряжения ЛЭП — 35 кВ.

Такую ЛЭП легко распознать по трём изоляторам, на которых закрепляется каждый провод.

У линии 110 кВ (110 тысяч вольт) изоляторов на каждом проводе шесть.

У линии 150 кВ изоляторов на каждом проводе 8-9.

Линии 220 кВ чаще всего используются для подвода электричества к подстанциям. В гирлянде от 10 изоляторов. ЛЭП 220 кВ могут значительно отличаться друг от друга, количество изоляторов может доходить до 40 (две группы по 20), но одна фаза у них всегда передаётся по одному проводу.

Недавно в Москве на пересечении Калужского шоссе и МКАД поставили две опоры ЛЭП 220 кВ необычного вида.

ЛЭП 330 кВ, 500 кВ и 750 кВ можно распознать по количеству проводов каждой фазы.
330 кВ — по два провода в каждой фазе и от 14 изоляторов.

ЛЭП 500 кВ — по три провода, расположенных треугольником, на фазу и от 20 изоляторов в гирлянде.

ЛЭП 750 кВ — 4 или 5 проводов, расположенных квадратом или кольцом, на каждую фазу и от 20 изоляторов в гирлянде.

Убедиться в точности определения напряжения можно, посмотрев, что написано на опоре ЛЭП. Во второй строке указан номер опоры ЛЭП, а в первой строке указана буква и цифра через тире. Цифра — это номер высоковольтной линии, а буква — напряжение. Буква Т означает 35 кВ, С — 110 кВ, Д — 220 кВ.

Допустимые расстояния до токоведущих частей для разных типов ЛЭП.

Информация и часть фотографий для этого поста во многом почёрпнута из статьи Как по изоляторам определить напряжение ВЛ.

Основная тема моего блога — техника в жизни человека. Я пишу обзоры, делюсь опытом, рассказываю о всяких интересных штуках. А ещё я делаю репортажи из интересных мест и рассказываю об интересных событиях.
Добавьте меня в друзья здесь. Запомните короткие адреса моего блога: Блог1.рф и Blog1rf. ru.

Второй мой проект — lamptest.ru. Я тестирую светодиодные лампы и помогаю разобраться, какие из них хорошие, а какие не очень.

Количество изоляторов в гирлянде ВЛ

Казалось бы вопрос простой и широко распространённый, но “погуглив” я немного удивился, что информация по количеству изоляторов есть, но она разрознена и либо слишком уж детально описана в виде нормативных актов, либо наоборот слишком поверхностно.

Постараюсь кратко но ёмко раскрыть этот вопрос.

Изоляторы изготавливают в зависимости от назначения и эксплуатационных условий, а различают по нескольким конструктивным типам и материалам:
– Штыревые (фарфор \ стекло )
– Подвесные (фарфор \ стекло \ полимеры)
– Натяжные (дельта-древесина \ керамика \ эбонит \ полимеры … )
– Проходные (фарфор \ полимеры)
– Опорные (фарфор \ стекло \ твёрдые пластмассы \ текстолит \ полимеры … )
– А также специфические для различной аппаратуры (из различных изоляционных материалов)

Для относительно низких напряжений до нескольких кВ в электросетях широко применяют в основном штыревые изоляторы (реже подвесные),а на оборудовании подстанций: проходные и опорные изоляторы.

Напряжение таких сетей нужно “знать в лицо” (изолятор на глаз не вольтметр)
Классов напряжений не так уж и много: от бытовых (~127 устарело)\~220\~380 вольт и распределительных сетей (~2 устарело)\~6\~10 кВ (кабельные ~2\~6\~10\~20 кВ)
Для нужд троллейбусных и трамвайных контактных сетей напряжением =600 В используются натяжные изоляторы, в метрополитене контактный рельс =825 В удерживают специфические опорные изоляционные крепления.
В контактных сетях железнодорожного транспорта =3 кВ и ~25 кВ применяются уже подвесные, натяжные и опорные изоляторы.
А для линий электропередач высокого напряжения применяются только подвесные изоляторы в составе гирлянд, чем выше напряжение тем больше будет длина этой самой гирлянды пример:
~35 кВ (от 2-х до 5 в зависимости от опоры)
~110 кВ (от 7 до 10 в зависимости от опоры)

~154 кВ (от 9 до 12)
~220 кВ (от 14) фаза – толстый одиночный провод
~330 кВ (от 16) фаза – двойной провод
~500 кВ (от 17) фаза – тройной провод расположенный треугольником
~750 кВ (от 20) фаза – 4 или 5 проводов расположенные квадратом или кольцом
На сегодняшний день доминируют стеклянные подвесные изоляторы ПС-70Е, также полимерные изоляторы изготовляемые для своего класса высоких напряжений.

Есть ещё и такая табличка(нажмите чтобы увеличить):

Количество подвесных изоляторов в гирляндах.

Если хочется более тщательно изучить этот вопрос, Вам поможет ПУЭ пункт 1.9 и РД 34.51.101-90-Инструкция по выбору изоляции электроустановок.

Как по количеству изоляторов определить напряжение лэп, вл 750 кв

Итак, перед вами стоит вопрос: «Сколько вольт в ЛЭП?» и нужно узнать напряжение в линии электропередач в киловольтах (кВ). Стандартные значения можно определить по изоляторам ВЛ и внешнему виду проводов ЛЭП на столбах.

Для повышения эффективности передачи электроэнергии и снижения потерь в воздушных и кабельных линиях, электрические сети разбивают на участки с разными классами напряжения ЛЭП.

Классификация ЛЭП по напряжению

Низший класс напряжения ЛЭП – до 1 кВ;
Средний класс напряжения – от 1 кВ до 35 кВ;
Высокий класс напряжения – от 110 кВ до 220 кВ;
Сверхвысокий класс ВЛ – от 330 кВ до 500 кВ;
Ультравысокий класс ВЛ – от 750 кВ.

Сколько вольт опасно для человека?

Высокое напряжение воздействует на человека опасным для здоровья образом, так как ток (переменный или постоянный) способен не только поразить человека, но и нанести ожоги. Сеть 220 в, 50 Гц уже достаточно опасна так, как считается, что постоянное или переменное напряжение, которое превышает 36 вольт и ток 0,15А убивает человека. В связи с этим, в ряде случаев даже ток осветительной сети может оказаться смертельным для человека. Поэтому высоковольные провода подвешивают на определенной высоте на ЛЭП опорах. Высота столба ЛЭП зависит от стрелы провеса провода, расстояния от провода до поверхности земли, типа опоры и т. п

С ростом рабочего напряжения в проводах ЛЭП увеличиваются размеры и сложность конструкций опор электропередач. Если для передачи напряжения 220/380 В используются обычные железобетонные (иногда деревянные) опоры с фарфоровыми линейными изоляторами, то воздушные линии мощность 500 кВ имеют внешний вид совсем иной. Опора ВЛ 500 кВ представляет собой сборную металлическую П-образную конструкцию высотой до нескольких десятков метров, к которым три провода крепятся с помощью траверс посредством гирлянд изоляторов. В воздушных линиях электропередач максимального напряжения ЛЭП 1150 кВ для каждого из трех проводов предусмотрена отдельностоящая металлическая опора ЛЭП.

Важная роль при прокладке высоковольтных ЛЭП принадлежит типу линейных изоляторов, вид и конструкция которых зависят от напряжения в линии электропередач. Поэтому напряжение ЛЭП легко узнать по внешнему виду изолятора ВЛ.

Штыревые фарфоровые изоляторы используются для подвешивания самых легких проводов в воздушных линиях небольшой мощности 0,4-10 кВ. Штыревые изоляторы этого типа имеют значительные недостатки, основными из которых являются недостаточная электрическая прочность (ограничение напряжения ЛЭП 0,4-10 кВ) и неудовлетворительный способ закрепления на изоляторе проводов ВЛ, создающие в эксплуатации возможность повреждений проводов в местах их креплений при автоколебаниях подвески.

Поэтому в последнее время штыревые изоляторы полностью уступили место подвесным. Изоляторы ВЛ подвесного типа, применяющиеся у нас в контактной сети, имеют несколько иной внешний вид и размеры.

При напряжении в ЛЭП свыше 35 кВ используются подвесные изоляторы ВЛ, внешний вид которых представляет собой фарфоровую или стеклянную тарелку-изолятор, шапки из ковкого чугуна и стержня. Для обеспечения необходимой изоляции изоляторы собирают в гирлянды. Размеры гирлянды зависят от напряжения линии и типа изоляторов высоковольтных линий.

Приблизительно определить напряжение ЛЭП, мощность линии по внешнему виду, простому человеку бывает трудно, но, как правило, это можно сделать простым способом — точно посчитать количество и узнать сколько изоляторов в гирлянде крепления провода (в ЛЭП до 220 кВ), или число проводов в одной связке («пучке») для линий от 330 кВ и выше..

Сколько вольт в высоковольтных проводах ЛЭП?

Электрические линии малого напряжения — это ЛЭП-35 кВ (напряжение 35000 Вольт) легко определить самому визуально, т.

к. они имеют в каждой гирлянде небольшое количество изоляторов — 3-5 штук.

ЛЭП 110 кВ — это уже 6-10 высоковольтных изоляторов в гирляндах, если число тарелок от 10-ти до 15-ти, значит это ВЛ 220 кВ.

Если вы можете видеть, что высоковольтные провода раздваиваются (расщепление) тогда — ЛЭП 330 кВ, если количество проводов подходящих на каждую траверса ЛЭП уже три (в каждой высоковольтной цепи) — то напряжение ВЛ 500 кВ, если количество проводов в связке четыре — мощность ЛЭП 750 кВ.

Для более точного определения напряжения ВЛ обратитесь к специалистам в местное энергетическое предприятие.

Количество изоляторов на ЛЭП (в гирлянде ВЛ)

Количество подвесных изоляторов в гирляндах ВЛ на металлических и железобетонных опорах ЛЭП в условиях чистой атмосферы (с обычным полевым загрязнением).

ЛИ́НИЯ ЭЛЕКТРОПЕРЕДА́ЧИ (ЛЭП), протяжённое сооружение из проводов, кабелей, опор, изоляторов и вспомогат. устройств, предназначенное для передачи или распределения электрич.

энергии от электростанций к подстанциям и потребителям, а также для связи смежных энергосистем. По конструктивному исполнению различают возд. линии (ВЛ), провода которых подвешены над землёй или над водой, и подземные (подводные) ЛЭП, в которых используются гл. обр. силовые кабели (см. Кабель электрический). Генераторы на электростанциях преобразуют механич. энергию турбин в электрическую, которая поступает в трансформаторы повышающей подстанции, далее по ЛЭП транспортируется к приёмным подстанциям. На приёмных подстанциях электроэнергия трансформируется с каскадным снижением напряжения и поступает отд. потребителям. Воздушные ЛЭП вместе с трансформаторными подстанциями образуют электрические сети, охватывающие обширные территории, что позволяет обеспечивать электроэнергией множество потребителей от ограниченного числа электростанций.

Такую ЛЭП легко распознать по трём изоляторам, на которых закрепляется каждый провод.

У линии 110 кВ (110 тысяч вольт) изоляторов на каждом проводе шесть.

У линии 150 кВ изоляторов на каждом проводе 8-9.

Недавно в Москве на пересечении Калужского шоссе и МКАД поставили две опоры ЛЭП 220 кВ необычного вида. О них подробно рассказала neferjournal: http://neferjournal.livejournal.com/4207780.html. Это фото из её поста.

ЛЭП 500 кВ — по три провода, расположенных треугольником, на фазу и от 20 изоляторов в гирлянде.

ЛЭП 750 кВ — 4 или 5 проводов, расположенных квадратом или кольцом, на каждую фазу и от 20 изоляторов в гирлянде.

Допустимые расстояния до токоведущих частей для разных типов ЛЭП.

Информация и часть фотографий для этого поста во многом почёрпнута из статьи Как по изоляторам определить напряжение ВЛ.
© 2016, Алексей Надёжин

Основная тема моего блога — техника в жизни человека. Я пишу обзоры, делюсь опытом, рассказываю о всяких интересных штуках. А ещё я делаю репортажи из интересных мест и рассказываю об интересных событиях.
Добавьте меня в друзья . Запомните короткие адреса моего блога: Блог1.рф и Blog1rf.ru.
Второй мой проект — lamptest.ru. Я тестирую светодиодные лампы и помогаю разобраться, какие из них хорошие, а какие не очень.

Классификация ВЛ.

Воздушные линии электропередачи различают по ряду критериев. Приведем общую классификацию.

I. По роду тока

Рисунок. ВЛ постоянного тока напряжением 800 кВ

В настоящее время передача электрической энергии осуществляется преимущественно на переменном токе. Это связано с тем, что подавляющее большинство источников электрической энергии вырабатывают переменное напряжение (исключением являются некоторые нетрадиционные источники электрической энергии, например, солнечные электростанции), а основными потребителями являются машины переменного тока.

В некоторых случаях передача электрической энергии на постоянном токе предпочтительнее. Схема организации передачи на постоянном токе приведена на рисунке ниже. Для уменьшения нагрузочных потерь в линии при передаче электроэнергии на постоянном токе, как и на переменном, с помощью трансформаторов увеличивают напряжение передачи. Кроме этого при организации передачи от источника к потребителю на постоянном токе необходимо преобразовать электрическую энергию из переменного тока в постоянный (с помощью выпрямителя) и обратно (с помощью инвертора).

Рисунок. Схемы организации передачи электрической энергии на переменном (а) и постоянном (б) токе: Г – генератор (источник энергии), Т1 – повышающий трансформатор, Т2 – понижающий трансформатор, В – выпрямитель, И – инвертор, Н – нагрузка (потребитель).

Преимущества передачи электроэнергии по ВЛ на постоянном токе следующие:

Строительство воздушной линии дешевле, так как передачу электроэнергии на постоянном токе можно осуществлять по одному (монополярная схема) или двум (биполярная схема) проводам.
Передачу электроэнергии можно осуществлять между несинхронизированными по частоте и фазе энергосистемами.
При передаче больших объемов электроэнергии на большие расстояния потери в ЛЭП постоянного тока становятся меньше чем при передаче на переменном токе.
Предел передаваемой мощности по условию устойчивости энергосистемы выше, чем у линий переменного тока.

Основной недостаток передачи электроэнергии на постоянном токе это необходимость применения преобразователей переменного тока в постоянный (выпрямителей) и обратно, постоянного в переменный (инверторов), и связанные с этим дополнительные капитальные затраты и дополнительные потери на преобразование электроэнергии.

ВЛ постоянного тока не получили в настоящее время широкого распространения, поэтому в дальнейшем мы будем рассматривать вопросы монтажа и эксплуатации ВЛ переменного тока.

II. По назначению

Сверхдальние ВЛ напряжением 500 кВ и выше (предназначены для связи отдельных энергосистем).
Магистральные ВЛ напряжением 220 и 330 кВ (предназначены для передачи энергии от мощных электростанций, а также для связи энергосистем и объединения электростанций внутри энергосистем — к примеру, соединяют электростанции с распределительными пунктами).
Распределительные ВЛ напряжением 35 и 110 кВ (предназначены для электроснабжения предприятий и населённых пунктов крупных районов — соединяют распределительные пункты с потребителями)
ВЛ 20 кВ и ниже, подводящие электроэнергию к потребителям.

III. По напряжению

ВЛ до 1000 В (низковольтные ВЛ).
ВЛ выше 1000 В (высоковольтные ВЛ):

ВЛ среднего класса напряжений (ВЛ 1-35 кВ)

Рисунок. ВЛ напряжением 10 кВ

ВЛ высокого класса напряжений (ВЛ 110-220 кВ)

Рисунок. ВЛ напряжением 110 кВ

ВЛ сверхвысокого класса напряжений (ВЛ 330-750 кВ)

Рисунок. ВЛ напряжением 500 кВ

ВЛ ультравысокого класса напряжений (ВЛ выше 750 кВ)

Рисунок. ВЛ напряжением 1150 кВ

В сетях СНГ общего назначения переменного тока 50 Гц, согласно ГОСТ 721-77 , должны использоваться следующие номинальные междуфазные напряжения: 380 В, (6), 10, 20, 35, 110, 220, 330, 500, 750 и 1150 кВ. Могут также существовать сети, построенные по устаревшим стандартам с номинальными межфазными напряжениями: 220 В, 3 и 150 кВ.

Самой высоковольтной ЛЭП в мире является линия Экибастуз-Кокчетав, номинальное напряжение — 1150 кВ. Однако, в настоящее время линия эксплуатируется под вдвое меньшим напряжением — 500 кВ.

Номинальное напряжение для линий постоянного тока не регламентировано, чаще всего используются напряжения: 150, 400 (Выборгская ПС — Финляндия) и 800 кВ.

В специальных сетях могут использоваться и другие классы напряжений, в основном это касается тяговых сетей железных дорог (27,5 кВ, 50 Гц переменного тока и 3,3 кВ постоянного тока), метрополитена (825 В постоянного тока), трамваев и троллейбусов (600 В постоянного тока).

Необходимое число исправных изоляторов | Ремонт ВЛ под напряжением | Архивы

Страница 10 из 46

2.5. Необходимое число исправных изоляторов при работах под напряжением
Как известно, уровень изоляции линии зависит от номинального напряжения ВЛ, степени загрязнения атмосферы и ряда других факторов. Выбор изоляции ВЛ [20] производится по условию обеспечения нормальной работы при рабочем напряжении, по коммутационным перенапряжениям и по перенапряжениям во время грозы. Сопоставление друг с другом выбранных по указанным критериям уровней линейной
изоляции позволяет в каждом конкретном случае выявить наиболее тяжелые (расчетные) условия, по которым в конечном счете и выбирается линейная изоляция для проектируемой ВЛ.
Наличие дефектных или зашунтированных изоляторов приводит к снижению электрической прочности гирлянды, которая должна быть не ниже определенного заданного уровня, обеспечивающего безопасность проведения работ под напряжением. Выдерживаемое напряжение гирлянды зависит от количества и месторасположения дефектных изоляторов.
Определение электрической прочности гирлянд изоляторов расчетным путем с учетом искажения электрического поля находящимися вблизи гирлянды приспособлениями для ремонта линии является сложной задачей. В этом случае более целесообразно проводить экспериментальные исследования на опытных участках линий с применением манекена, имитирующего электромонтера, выполняющего работы у провода ВЛ.
Наиболее представительная экспериментальная работа была выполнена канадской компанией Ontario Hydro для ВЛ 230 и 500 кВ и девяти различных технологических вариантов производства работ под напряжением [48]. Эти исследования показали, что наличие в рабочем промежутке приспособлений и электромонтера, выполняющего ремонт линии под напряжением, может привести к значительному снижению электрической прочности гирлянды изоляторов в зависимости от применимой технологии и оборудования.
Первоначально в ходе экспериментов подавались как положительные, так и отрицательные коммутационные импульсы. Но, как и ожидалось, отрицательные импульсы давали значительно более высокое значение выдерживаемого напряжения, и поэтому в большинстве опытов использовались только положительные импульсы. В экспериментах применялись коммутационные импульсы с волной, имеющей форму 320/3000 мкс, а для случаев с наибольшим количеством дефектных изоляторов применялись импульсы с более крутым фронтом 150/4000 мкс. Для того чтобы наблюдать траектории перекрытий, в ходе испытаний использовалась видео магнитофонная запись.
Исследования проводились в два этапа. На первом этапе определялась электрическая прочность приспособлений и гирлянд со всеми исправными изоляторами при использовании различных технологических вариантов работ. Второй этап заключался в изучении влияния перекрытых и разрушенных изоляторов на значение импульсного напряжения, которое выдерживают гирлянды изоляторов и приспособления для работ под напряжением.

Исследования с исправными гирляндами изоляторов.

В экспериментах использовались поддерживающие гирлянды из 14 и 23 изоляторов (строительной высотой 127 мм) и натяжные гирлянды, содержащие 14 и 26 изоляторов соответственно для линий напряжением 230 и 500 кВ.
Выдерживаемое напряжение для гирлянды из 14 изоляторов составляет 870 кВ, что соответствует кратности коммутационных перенапряжений 4,1. Наличие приспособлений для работ под напряжением в промежутке провод-траверса снизило выдерживаемое напряжение до 630—850 кВ в зависимости от используемой технологии, т. е. электрическая прочность этого промежутка в одном из технологических вариантов работ (применение изолирующей штанги при ремонте с натяжной гирлянды) снизилась на 27%, а выдерживаемая кратность коммутационных перенапряжений составила 3.
Обычное выдерживаемое напряжение гирлянды из 23 изоляторов на линии 500 кВ составляет около 1300 кВ, что соответствует кратности коммутационных перенапряжений 2,9. Эксперименты с применением различных приспособлений для работ под напряжением на 1Щ 500 кВ показали, что электрическая прочность промежутка провод— траверса может уменьшиться до 1040 кВ, что соответствует кратности коммутационных перенапряжений 2,3.
Эти данные свидетельствуют о том, что наличие приспособлений для ремонта под напряжением может значительно снизить выдерживаемое напряжение промежутка между проводом и траверсой. Это обстоятельство следует учитывать при выборе технологического варианта производства работ.

Исследование при наличии дефектных изоляторов в гирлянде.

С целью выявления наихудшей ситуации для нескольких способов работы в экспериментах были использованы гирлянды с изоляторами, расположенными в разных местах гирлянды, имевшими различные повреждения (перекрытия и разрушения). В результате экспериментов было доказано, что электрическая прочность гирлянды при наличии остатков разрушенных стеклянных изоляторов меньше, чем при таком же количестве пробитых (нулевых), но не разрушенных фарфоровых изоляторов.
Как было отмечено, эксперименты с большим количеством дефектных изоляторов выполнялись коммутационными импульсами с волной 150/4000 мкс, поскольку при более крутом фронте волны коммутационного импульса перекрытия оказывались менее вероятными.
Результаты испытаний рассмотрим на примере одного из технологических вариантов проведения работ под напряжением, при котором доставка электромонтера к проводу ВЛ 500 кВ производится с помощью изолирующей лестницы (рис. 2.8). Этот вариант выбран по тем соображениям, что, по мнению авторов, влияние изолирующей лестницы на электрическое поле промежутка провод-траверса аналогично влиянию полимерного изолятора, применяемого для аналогичной цели у нас в стране при работах на линиях 500 и 750кВ, и результаты, полученные в работе канадских специалистов, могут быть использованы при проведении подобных исследований. Влияние дефектных изоляторов на электрическую прочность промежутка провод—траверса с изолирующей лестницей и манекеном приведено на рис. 2.9. Для каждого уровня напряжения подавалось, как правило, 100 импульсов для обеспечения достаточной достоверности результатов. Выдерживаемое напряжение представлено рис. 2.9 уровнем напряжения, соответствующего U50% — За, или напряжению, при котором вероятность перекрытия соответствует 0,13%.
Как видно по результатам испытаний, наихудшим является случае концентрации дефектных изоляторов у провода. Значения выдерживаемого напряжения гирлянды из 23 изоляторов при различном количестве дефектных изоляторов, расположенных у провода линии электропередачи напряжением 500 кВ, равны:
Количество дефектных изоляторов, шт       0 6 8 10
Выдерживаемое напряжение, кВ                  1020 930 870 752
Кратность перенапряжений      2,2 2,1 1,9 1,7

Рис. 2.8. Вариант испытаний технологической схемы производства работ на BЛ 500 кВ с применением изолирующей лестницы и манекена

Интересен результат значительного изменения выдерживаемого напряжения гирлянды, имеющей 10 нулевых, но неразрушенных фарфоровых изоляторов, и гирлянды, имеющей такое же количество раз- рушенных изоляторов. Если в первом случае уменьшение выдерживаемого напряжения (979 кВ) составило лишь 4% по отношению к выдерживаемому напряжению гирлянды со всеми исправными изоляторами (1020 кВ), то в случае 10 разрушенных изоляторов выдерживаемое напряжение гирлянды (752 кВ) уменьшается на 26%. При этом следует отметить, что столь значительная разница выдерживаемого напряжения в случае перекрытых или разрушенных изоляторов характерна для расположения приспособлений, указанного на рис. 2.8,

Рис. 2.9. Влияние дефектных изоляторов на электрическую прочность промежутка провод-траверса:
1 — две гирлянды по 23 фарфоровых изолятора без дефектных изоляторов; 2-6 дефектных изоляторов у провода; 5-8 дефектных изоляторов у провода; 4 — 10 дефектных изоляторов у провода; 5-10 перекрытых, но неразрушенных изоляторов у провода; 6-8 дефектных изоляторов со стороны траверсы; 7 — К дефектных изоляторов в середине гирлянды; 4- — отсутствие перекрытий и случае применения другой технологии ремонта эта разница может значительно уменьшиться.
В табл. 2.7 приведены данные по электрической прочности гирлянд изоляторов в зависимости от количества и местоположения дефект- пых изоляторов согласно проекту публикации МЭК № 78 РГ2 Д11-03 (1986 г.).
В экспериментах использовались коммутационные импульсы с формой волны от 65/3000 до 240/3000 мкс. Представленные результаты показывают, что для коротких гирлянд (напряжение ВЛ 63 и 90 кВ) минимальное выдерживаемое напряжение получается в случае расположения дефектных изоляторов со стороны траверсы, для более длинных гирлянд (напряжение ВЛ 225—800 кВ), как это было показано и н работе канадских специалистов, наиболее неблагоприятным по условиям электрической прочности гирлянды является случай группирования дефектных изоляторов со стороны провода.
Таблица 2.7. Выдерживаемое напряжение гирлянд изоляторов при наличии дефектных изоляторов

Напряжение ВЛ, кВ	Число изоляторов в гирлянде, шт.	Число дефектных изоляторов, шт.	Номера дефектных изоляторов (считая от провода)	Выдерживаемое напряжение, кВ
63	4	0	_	310
		2	1-2	235
		2	3-4	220
90	6	0	—	380
		2	1-2	350
		2	5-6	315
225	13	0	—	850
		4	1-2-3-4	695
		4	10-11-12-13	730
400	19	0	—	1240
		4	1-2-3-4	1000
		4	16-17-18-19	1080
		4	13-15-17-19	1085
		4	9-10-11-12	1100
800	35	0	—	1700
		6	1-2-3-4-5-6	1625
		6	30-31-32-33-34-35 1660
		6	9-10-13-14-23-27	1640

Подобные исследования позволяют определить необходимое количество годных изоляторов для безопасного выполнения работ под напряжением при использовании того или иного технологического варианта производства работ. Для этого должны быть известны максимальные значения коммутационных импульсов, возникновение которых возможно на месте производства работ под напряжением на линии высокого напряжения. Сравнивая выдерживаемые напряжения гирлянд с возможными коммутационными перенапряжения ми, можно определить допустимое количество дефектных изоляторов в зависимости от их местоположения в гирлянде при ремонте под напряжением.
Ниже приведены данные МЭК по допустимому количеству дефектных изоляторов в гирляндах ВЛ 150 и 225 к В в зависимости от коэффициента перенапряжения К при работах под напряжением:

	150	225
Число изоляторов в гирлянде, шт	9	13
Допустимое число дефектных изоляторов
	4	7
То же при К = 2,5, шт	2	4

Приведенные выше результаты экспериментального определения допустимого количества дефектных изоляторов при работах под напряжением требуют проведения достаточно трудоемких исследовательских работ. Поэтому для приближенного определении допустимого количества дефектных изоляторов существуют несложные расчетные методы.
Один из методов базируется на том, что при коммутационных перенапряжениях разрядные характеристики промежутков провод—стойка опоры и провод—траверса практически совпадают, поскольку разряд в этом случае развивается не по гирлянде, а по воздуху [15]. Следовательно, при расчетах за основу могут быть приняты минимально допустимые изоляционные расстояния по воздуху от токоведущих до заземленных частей, определенные по условию коммутационных перенапряжений согласно «Правилам устройства электроустановок» (ПУЭ).
Исходя из этого условия максимально допустимое количество дефектных изоляторов может быть рассчитано по формуле

где Lr — длина гирлянды изоляторов; £доп — минимально допустимое расстояние согласно ПУЭ; Яиз — строительная высота изолятора. Результаты расчетов приведены в табл. 2.8.
При планировании работ под напряжением на линиях электропередачи следует выполнять требования по срокам замены неисправных стеклянных и фарфоровых изоляторов, выявленных при осмотрах линий [24]. В табл. 2.9 указаны сроки замены неисправных изоляторов, обнаруженных при осмотрах линий электропередачи на одноцепных опорах в районах I степени загрязненности атмосферы, а в табл. 2.10 — соответственно для II степени загрязненности атмосферы.
Следует отметить значительную разницу в допустимом количестве неисправных изоляторов для районов с I и II степенями загрязненности атмосферы. Это обстоятельство необходимо учитывать и при определении допустимого количества дефектных изоляторов при работах под напряжением в районах с III и более степенью загрязненности атмосферы.
При рассмотрении вопросов безопасности работ под напряжением при значительном количестве дефектных изоляторов возможно применение различных мер предосторожности, уменьшающих вероятность пробоя, в частности: блокировка АПВ в тех случаях, если перенапряжения от АПВ являются наибольшими; изменение технологического варианта работ и применяемых приспособлений; возможно сочетание этих мер предосторожности. За рубежом для этих целей достаточно широко применяются предохранительные разрядники различных конструкций, устанавливаемые на опорах, соседних с местом производства работ. С помощью предохранительного разрядника возможно ограничить коммутационные импульсы в месте производства работ до заранее заданного уровня.
Таблица 2.8. Допустимое количество дефектных изоляторов в гирлянде

Тип изолятора	Строительная высота изолятора, м	Количество изоляторов в гирлянде, шт.	Строительная высота изолирующей части гирлянды, м	Допустимое количество дефектных изоляторов в гирлянде, шт.
110 кВ
ПФ 7-А	0,167	7	1,2	2
ПФ6-Б	0,14	7	1	2
ПФ 6-В	0,14	7	1	2
ПС6-Б	0,13	8	1,04	2
ПС 70-Д	0,127	8	1,02	1
220 кВ
ПФ6-А	0,167	13	2,2	3
ПФ6-Б	0,14	14	1,96	2
ПФ 6-В	0,14	14	1,96	2
ПС6-Б	0,13	14	1,82	1
ПС 70-Д	0,127	14	1,78	1
330 кВ
ПФ 6-А	0,167	19	3,2	6
ПФ 6-U	0,14	20	2,8	4
ПФ 6-И	0,14	19	2,7	3
ПС 6-1	0,13	21	2,73	4
ПС 70-Д	0,127	21	2,66	4
ПС 120-Л	0,14	19	2,66	3
ПС 210	0,17	15	2,55	2
500 кВ
ПС 120-А	0,14	26	3,6	4
ПС 160-А	0,18	22	4	5
ПС 160-Б	0,17	24	4,1	6
ПС 210-Б	0,17	21	3,6	3
ПС 300-А	0,19	22	4,2	6
750 кВ
ПС 120-А	0,14	44	6,16	11
ПС 160-Б	0,17	37	6,3	10
ПС 210-Б	0,17	30	5,1	4
ПС 300-А	0,19	33	6,3	9

В отношении вывода из работы АПВ на период производства ремонтов под напряжением в разных странах существует различный подход. В ГДР и Венгрии в общем случае требуется вывод АПВ на время работ под напряжением, если в соответствующих инструкциях нет других указаний.
* При появлении в гирлянде неисправного изолятора, он подлежит срочной замене.
Таблица 2.9. Сроки замены неисправных изоляторов в районах I степени загрязненности атмосферы

Примечания: 1. В числителе — для металлических (железобетонных) опор и деревянных опор с тросами, в знаменателе — для деревянных опор без тросов. На двухцепных опорах количество дефектных изоляторов, заменяемых в течение года, на один меньше, чем указано в таблице.
Таблица 2.10. Сроки замены неисправных изоляторов в районах П степени загрязненности атмосферы

Напряжение линии, кВ	Всего изоляторов в гирлянде, шт.	Количество неисправных изоляторов в гирлянде (не менее) шт. , подлежащих замене в течение
		месяца		года
		месяца	Фарфоровые	Стеклянные
35	3	2/1	1/1	1/1
	4	з/-	21-	21-
110	6	2/3	1/2	1/2
	7	з/-	11-	21-
	8	4/-	21-	3/-
220	13-14	4	2	3
	15-16	6	2	5
330	19-20	4	1	2
	21-22	6	—	4
500	26	3	—	2
	28-29	3	—	2

Примечания те же, что и в табл. 2.9.

Однако вывод из работы АПВ на время ремонтов под напряжением магистральных и межсистемных линий связан с подготовкой сети, уменьшением передаваемой мощности по ремонтируемой линии и в большинстве случаев ограничивает плановое проведение работ под напряжением. Перенапряжения при срабатывании АПВ, зависящие от значительного числа факторов, при определенных условиях могут оказаться и ниже допустимого значения. При этом нет необходимости выводить АПВ из работы и тем самым уменьшать надежность работы системы в целом. При рассмотрении вопроса о выводе АПВ следует учитывать также следующее. Если перекрытие изоляции в месте производства работ под напряжением произошло по изолирующему канату, то это должно привести к его перегоранию, вследствие чего повторное перекрытие по канату при срабатывании АПВ невозможно. Причина пробоя воздушного промежутка, перекрытия полимерных изоляторов или гирлянды изоляторов в течение бестоковой паузы должна самоустраниться, что исключает повторное возникновение дуги на месте работы при АПВ. Повторное возникновение тока короткого замыкания при работе АПВ не увеличивает опасность поражения шаговым напряжением электромонтеров, работающих на земле, из-за кратковременности воздействия.

Внимание — ЛЭП. | Управления Роспотребнадзора по Республике Ингушетия

Использование территорий, находящихся в зоне ЛЭП, регулируется новыми Правилами установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон. Введение таких правил обусловлено вредным воздействием электромагнитного поля на здоровье человека.

Так, по информации Центра электромагнитной безопасности, в соответствии с результатами проведённых исследований, установлено, что у людей, проживающих вблизи линий электропередачи и трансформаторных подстанций, могут возникать изменения функционального состояния нервной, сердечно-сосудистой, нейрогорморальной и эндокринной систем, нарушаться обменные процессы, иммунитет и воспроизводительная функции.

Поэтому, чем дальше от источников электромагнитного поля находится строение, тем лучше.

В то же время существуют такие зоны, где строительство категорически запрещено.

Земельные участки, расположенные в охранных зонах ЛЭП, у их собственников, владельцев или пользователей не изымаются.

Они могут быть использованы ими с учётом ограничений (обременений), предусмотренных вышеуказанными Правилами.

Установление охранных зон не влечёт запрета на совершение сделок с земельными участками, расположенными в этих охранных зонах.

Ограничения (обременения) в обязательном порядке указываются в документах, удостоверяющих права собственников, владельцев или пользователей земельных участков (свидетельства, кадастровые паспорта).

Ограничения прав касаются возможности (точнее, невозможности) ведения капитального строительства объектов с длительным или постоянным пребыванием человека (домов, коттеджей, производственных и непроизводственных зданий и сооружений) в охранной зоне ЛЭП.

Для проведения необходимых уточнений при застройке участков с обременениями ЛЭП необходимо обратиться в администрацию, в отдел по архитектуре.

Дальность распространения электромагнитного поля (и опасного магнитного поля) от ЛЭП напрямую зависит от её мощности.

Даже при беглом взгляде на висящие провода можно примерно установить класс напряжения ЛЭП. Определяется это по числу проводов в связке (то есть не на опоре, а в фазе):

· 4 провода – для ЛЭП 750 кВ;

· 3 провода – для ЛЭП 500 кВ;

· 2 провода – для ЛЭП 330 кВ;

· 1 провод – для ЛЭП ниже 330 кВ.

Можно ориентировочно определить класс напряжения ЛЭП и по числу изоляторов в гирлянде:

· 10-15 шт. – для ЛЭП 220 кВ;

· 6-8 шт. – для ЛЭП 110 кВ;

· 3-5 шт. – для ЛЭП 35кВ;

· 1 шт. – для ЛЭП ниже 10 кВ.

Исходя из мощности ЛЭП, для защиты населения от действия электромагнитного поля установлены санитарно-защитные зоны для линий электропередачи.

Для воздушных высоковольтных линий электропередачи (ВЛ) устанавливаются санитарно-защитные зоны по обе стороны от проекции на землю крайних проводов.

Эти зоны определяют минимальные расстояния до ближайших жилых, производственных и непроизводственных зданий и сооружений:

· 2 метра – для ВЛ ниже 1кВ,

· 10 метров – для ВЛ 1- 20 кВ,

· 15 метров – для ВЛ 35 кВ,

· 20 метров – для ВЛ 110 кВ,

· 25 метров – для ВЛ 150-220 кВ,

· 30 метров – для ВЛ 330 кВ, 400 кВ, 500 кВ,

· 40 метров – для ВЛ 750 кВ,

· 55 метров – для ВЛ 1150 кВ,

· 100 метров – для ВЛ через водоёмы (реки, каналы, озёра и др.).

Требования к границам установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства:

1. Проектный номинальный класс напряжения, (до 1 кВ) — 2 м (для линий с самонесущими или изолированными проводами, проложенных по стенам зданий, конструкциям и т.д., охранная зона определяется в соответствии с установленными нормативными правовыми актами минимальными допустимыми расстояниями от таких линий).

2. Проектный номинальный класс напряжения, (1 — 20 кВ) — 10 м (5 м — для линий с самонесущими или изолированными проводами, размещенных в границах населенных пунктов).

3. Проектный номинальный класс напряжения, (35 кВ) — 15 м.

4. Проектный номинальный класс напряжения, (110 кВ) — 20 м.

Охранные зоны для ВЛ-6(10) кВ и ВЛЗ-6(10 кВ):

· 10 м — воздушная линия, выполненная неизолированным проводником ВЛ-6(10)кВ при любых условиях прохождения;

· 5 м — воздушная линия, выполненная изолированным проводником ВЛЗ-6(10)кВ (только в границах населенного пункта).

Установление охранных зон:

Охранные зоны устанавливаются для всех объектов электросетевого хозяйства, исходя из требований к границам установления охранных зон согласно приложению.

Границы охранной зоны в отношении отдельного объекта электросетевого хозяйства определяются организацией, которая владеет им на праве собственности или ином законном основании (далее — сетевая организация).

Сетевая организация обращается в федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий технический контроль и надзор в электроэнергетике, с заявлением о согласовании границ охранной зоны в отношении отдельных объектов электросетевого хозяйства, которое должно быть рассмотрено в течение 15 дней с даты его поступления в соответствующий орган.

После согласования границ охранной зоны сетевая организация обращается в федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий кадастровый учет и ведение государственного кадастра недвижимости (орган кадастрового учета), с заявлением о внесении сведений о границах охранной зоны в документы государственного кадастрового учета недвижимого имущества, на основании которого указанный федеральный орган исполнительной власти принимает решение о внесении в документы государственного кадастрового учета недвижимого имущества сведений о границах охранной зоны.

Охранная зона считается установленной с даты внесения в документы государственного кадастрового учета сведений о ее границах.

Примечание

1. Не допускается прохождение ЛЭП по территориям стадионов, учебных и детских учреждений.

2. Допускается для ЛЭП (ВЛ) до 20 кВ принимать расстояние от крайних проводов до границ приусадебных земельных участков, индивидуальных домов и коллективных садовых участков не менее 20 метров.

3. Прохождение ЛЭП (ВЛ) над зданиями и сооружениями, как правило, не допускается.

4. Допускается прохождение ЛЭП (ВЛ) над производственными зданиями и сооружениями промышленных предприятий I-II степени огнестойкости в соответствии со строительными нормами и правилами по пожарной безопасности зданий и сооружений с кровлей из негорючих материалов (для ВЛ 330-750 кВ только над производственными зданиями электрических подстанций.

В охранной зоне ЛЭП (ВЛ) запрещается:

1. Производить строительство, капитальный ремонт, снос любых зданий и сооружений.

2. Осуществлять всякого рода горные, взрывные, мелиоративные работы, производить посадку деревьев, полив сельскохозяйственных культур.

3. Размещать автозаправочные станции.

4. Загромождать подъезды и подходы к опорам ВЛ.

5. Устраивать свалки снега, мусора и грунта.

6. Складировать корма, удобрения, солому, разводить огонь.

7. Устраивать спортивные площадки, стадионы, остановки транспорта, проводить любые мероприятия, связанные с большим скоплением людей.

Проведение необходимых мероприятий в охранной зоне ЛЭП может выполняться только при получении письменного разрешения на производство работ от предприятия (организации), в ведении которых находятся эти сети.

Нарушение требований Правил охраны электрических сетей напряжение свыше 1000 В, если оно вызвало перерыв в обеспечении электроэнергией, может повлечь административную ответственность:

· физические лица наказываются штрафом в размере от 5 до 10 минимальных размеров оплаты труда;

· юридические лица наказываются штрафом от 100 до 200 МРОТ.

Расстояние от ЛЭП до забора по СНиП: нормы

В вопросе строительства дома и оборудования его территории важны многие вопросы. В том числе и расстояние от ЛЭП до забора, о котором должны знать все, кто начал возведение ограждения для своего частного надела. От правильности расчетов расстояния от линий электропередач до забора частного дома зависит безопасность тех, кто приезжает на территорию на отдых, или же постоянно проживает на территории.

Схема с размерами расположения забора от линии электропередач

Вернуться к оглавлению

Важные моменты

Человек все время пользуется электричеством, будь то дома, на даче или в офисе. Но мало кто углубляется в то, что линии электропередач не только подают полезный ресурс, но и могут быть вредны, за счет магнитных полей, а также в случае сбоев становятся небезопасными для человека. Обязательно нужно придерживаться установленных правил, которые указывают на то, какое необходимо расстояние от опоры до забора жилого частного дома по следующим причинам:

Чтобы сохранить здоровье жильцов строения.
Дабы не пострадать от воздействия воздушных электромагнитных полей, пагубно влияющих на мозг человека.
В охранной зоне ЛЭП, где уровень напряжения особо опасен для человека, особо остро стоит вопрос размещения жилых зданий. Если уровень опасности зашкаливает, то территорию ограждают промышленным забором и ставят запрет на строительство в этой зоне.
Схема охранной зоны линии электропередач

Если же в охранной зоне не настолько опасно, то заборы могут размещаться на безопасном расстоянии с обязательным выполнением требований, прописанных в СНиП.
Чтоб не подвергать риску близких людей и строения частного участка, которые могут воспламениться при сбое в работе ЛЭП, если изгородь находится на небезопасном расстоянии.

Поэтому в СНиП установлены расстояния от линий электропередач до забора дома не просто для того, чтобы люди не получили штрафы за нарушения, а для безопасности населения городов и сел.

Вернуться к оглавлению

Нормы

В санитарных нормах, относящихся к линиям электропередач, четко и детально расписано, на каком расстоянии от ЛЭП могут быть установлены заборы. Данное расстояние зависит от уровня напряжения в проводах. В местах особой напряженности, которые специально оборудуют, есть санитарные зоны, вблизи от которых запрещается размещать заборы и возводить жилые дома.

Вернуться к оглавлению

Безопасное расстояние от ЛЭП

Устанавливается требование к расстоянию от забора на дачном участке, до места, где стоит опора линий электропередач, отталкиваясь от класса напряжения.

Уровень напряжения	Безопасное расстояние до забора
110 кВ	20 метров
500 кВ	30 метров
750 кВ	40 метров
1150 кВ	55 метров

Некоторые владельцы частных наделов обращаются в органы городского или сельского самоуправления с целью получения информации о том, каков класс напряжения в линиях электропередач, расположенных неподалеку от дачного участка.

Конечно, не зная как определить уровень напряжения в проводах, лучше именно так и сделать, чтобы невольно не стать нарушителем требований СНиП и подвергнуть опасности жильцов частного надела.

Тем не менее, есть метод, с помощью которого можно определить самостоятельно уровень напряжения в опорах электропередач.

Схема напряжений в ЛЭП различных видов

Для этого нужно посчитать количество проводков в одной связке, расположенной на фазе опоры.

Количество проводов	Уровень напряжения
2 провода	330 кВ
3 провода	500 кВ
4 провода	750 кВ

Если напряжение совсем небольшое, то его можно определить путем подсчета изоляторов.

Количество изоляторов	Уровень напряжения
3-5 изоляторов	35 кВ
6-8 изоляторов	110 кВ
15 изоляторов	220 кВ

Правильно рассчитанное расстояние и уровень напряжения в линиях электропередач, позволит максимально обезопасить всех родных, а также саму территорию надела, от воздействия вредных электромагнитных излучений. Видео об охранной зоне линий электропередач.

Вернуться к оглавлению

Как повысить уровень безопасности

Даже полностью выполнив все нормы и требования, касательно расстояния забора от опор, через которые проходит электричество, дома, возведенные неподалеку от ЛЭП все же подвержены риску в непредвиденных ситуациях и должны обезопасить свои частные сектора. Это сделать можно следующими способами:

Подобрать для конструкции дома крышу с заземлением;
Оборудовать арматурную сетку внутри конструкции стен. Такое решение поможет снизить уровень риска проникновения вредоносных электромагнитных волн вовнутрь жилого пространства;
Чтобы повысить уровень безопасности жильцов дома, следует высаживать плодовые деревья на расстоянии не менее чем 2 метра по горизонтали от линий электропередач.
Минимально допустимые расстояния от деревьев до линии электропередач

Вернуться к оглавлению

«Правила устройства воздушных линий электропередачи напряжением 6 — 20 кВ с защищенными проводами (ПУ ВЛЗ 6 (утв. Минтопэнерго РФ)

ПРАВИЛА

УСТРОЙСТВА ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

НАПРЯЖЕНИЕМ 6 — 20 КВ С ЗАЩИЩЕННЫМИ ПРОВОДАМИ

(ПУ ВЛЗ 6 — 20 КВ)

Срок действия установлен:

с 1 января 1999 года

по 1 января 2004 года

Предисловие

В настоящих Правилах изложены требования, предъявляемые к устройству воздушных линий электропередачи напряжением 6 — 20 кВ с защищенными проводами (ВЛЗ 6 — 20 кВ).

Основополагающим нормативным документом при разработке настоящих Правил принята глава 2.5 «Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ» Правил устройства электроустановок (ПУЭ-98) [1].

При подготовке настоящих Правил учтены требования действующих ГОСТ, СНиП, Правил устройства опытно — промышленных воздушных линий электропередачи напряжением 6 — 20 кВ с проводами SAX, нормативных документов по проектированию и эксплуатации ВЛ 6 — 20 кВ с проводами SAX, действующих в России и за рубежом, а также замечания, предложения эксплуатационных, проектных и монтажных организаций.

Воздушные линии электропередачи напряжением 6 — 20 кВ с защищенными проводами имеют ряд преимуществ по сравнению с ВЛ 6 — 20 кВ, в том числе:

— сокращение ширины просеки;

— уменьшение расстояний между проводами на опорах и в пролете, в том числе в местах пересечений и сближений с другими ВЛ, а также при их совместной подвеске на общих опорах;

— исключение коротких замыканий между проводами фаз при их схлестывании, падении деревьев на провода, существенное снижение вероятности замыканий проводов на землю;

— повышение надежности линии в зонах интенсивного гололедообразования.

1. Область применения, определения

1.1. Настоящие Правила распространяются на вновь сооружаемые и реконструируемые воздушные линии электропередачи напряжением 6 — 20 кВ, выполняемые защищенными проводами, — далее ВЛЗ.

Правила не распространяются на воздушные линии электропередачи, сооружение которых определяется специальными правилами и нормами (сигнальные линии автоблокировки и т. д.).

1.2. Защищенный провод ВЛЗ — провод, токопроводящая жила которого покрыта изолирующей полимерной оболочкой, обеспечивающей работу воздушной линии при уменьшенных по сравнению с ВЛ 6 — 20 кВ расстояниях между проводами на опорах и в пролетах, исключающей замыкание между проводами при схлестывании и снижающей вероятность замыкания на землю.

1.3. Магистраль ВЛЗ — участок линии с неизменным по всей длине сечением фазных проводов, к которому могут быть присоединены ответвления.

За начало и конец магистрали принимаются линейные порталы или линейные вводы распределительных устройств.

За начало и конец ответвления принимаются ответвительная опора и линейный портал или линейный ввод распределительного устройства.

1.4. Усиленное крепление провода — крепление провода на штыревом, опорно — стержневом изоляторе или в изолирующих подвесках, которое не допускает проскальзывание провода при возникновении разности тяжений в смежных пролетах в нормальном и аварийном режиме ВЛЗ.

1.5. Промежуточное крепление провода — крепление провода на штыревом, опорно — стержневом изоляторе или в изолирующих подвесках, которое допускает проскальзывание провода при разности тяжений в нем, превышающей нормативное значение в нормальном и аварийном режимах ВЛЗ.

1.6. По отношению к ВЛЗ в настоящих Правилах применены также термины, определения которых даны в 2.5.2 — 2.5.5 ПУЭ-98.

2. Общие требования

2.1. Механический расчет проводов, изоляторов, арматуры, опор и фундаментов ВЛЗ производится в соответствии с требованиями 2.5.6 ПУЭ-98.

2.2. В настоящих Правилах приведены условия для определения нормативных нагрузок. Указания по определению расчетных нагрузок, используемых в расчетах опор и фундаментов ВЛЗ, приводятся в приложении к главе ПУЭ-98.

Коэффициенты перегрузки и расчетные положения, касающиеся специфических условий расчета конструкций ВЛЗ, приводятся в приложении к главе 2.5 ПУЭ-98 и настоящих Правилах.

2.3. Все элементы ВЛЗ (опоры и их детали, провода, линейная и сцепная арматура, изоляторы, узлы крепления всех видов и назначений) по климатическому исполнению должны быть I категории размещения и отвечать требованиям ГОСТ 15150-69, обеспечивая возможность их применения в районах с умеренным (У) или умеренным и холодным (УХЛ) климатом.

2.4. Транспозицию фаз ВЛЗ рекомендуется производить в соответствии с 2.5.7 ПУЭ-98.

2.5. Места установки опор ВЛЗ должны выбираться с соблюдением требований 2.5.13 ПУЭ-98.

2.6. При прохождении ВЛЗ с деревянными опорами по лесам, сухим болотам и другим местам, где возможны низовые пожары, должны быть соблюдены требования 2.5.14 ПУЭ-98.

2.7. На опорах ВЛЗ должны быть нанесены постоянные знаки в соответствии с требованиями 2.5.15 ПУЭ-98.

2.8. Защита опор ВЛЗ от коррозии должна соответствовать требованиям 2.5.16 ПУЭ-98.

2.9. На приаэродромных территориях и воздушных трассах в целях обеспечения безопасности полетов самолетов опоры ВЛЗ, которые по своему расположению или высоте представляют аэродромные или линейные препятствия для полетов самолетов, должны иметь сигнальное освещение (светоограждение) и дневную маркировку (окраску), выполненные в соответствии с 2.5.17 ПУЭ-98.

2.10. Кабельные вставки в ВЛЗ должны выполняться в соответствии с требованиями главы 2.3 ПУЭ-98 и 7.8 настоящих Правил.

3. Климатические условия

3.1. Климатические условия для расчета ВЛЗ должны приниматься в соответствии с 2.5.22 — 2.5.37 ПУЭ-98.

3.2. Определение климатических условий для выбора конструкций ВЛЗ должно производиться по региональным картам и материалам многолетних наблюдений гидрометеорологических станций и метеопостов управлений гидрометеослужбы и энергосистем.

При обработке данных наблюдений должно быть учтено влияние микроклиматических особенностей на интенсивность гололедообразования и на скорость ветра в результате как природных условий (пересеченный рельеф местности, высота над уровнем моря, наличие больших озер и водохранилищ, степень залесенности и т.д.), так и существующих или проектируемых инженерных сооружений (плотины и водосбросы, пруды — охладители, полосы сплошной застройки и т.п.).

4. Провода

4.1. На ВЛЗ должны применяться защищенные провода:

— с уплотненной жилой, скрученной из проволок из термоупрочненного алюминиевого сплава типа ABE, алдрей, альмелек;

— с уплотненной жилой, скрученной из алюминиевых проволок и стального одно- или многопроволочного сердечника.

Защитная оболочка должна быть устойчивой к атмосферным воздействиям, ультрафиолетовому излучению и воздействию озона в течение всего срока службы ВЛЗ.

4.2. Расчетные параметры и технические характеристики защищенных проводов ВЛЗ (электрические сопротивления, допустимые длительные токи, допустимые токи короткого замыкания и др.) следует принимать по нормативно — технической документации на провода.

4.3. На магистралях ВЛЗ независимо от нормативной толщины стенки гололеда, как правило, должны применяться провода номинальным сечением не менее 70 кв. мм.

4.4. На ответвлениях от магистрали ВЛЗ, как правило, должны применяться провода сечением не менее 35 кв. мм.

4.5. Механический расчет должен производиться при исходных условиях, соответствующих указанным в 2.5.43 и 2.5.44 ПУЭ-98.

Допустимые механические напряжения в проводах при этих условиях приведены в табл. 4.1.

Механические напряжения, возникающие в высших точках подвески провода на всех участках ВЛЗ, должны составлять не более 110% значений, указанных в табл. 4.1.

Таблица 4.1

ДОПУСТИМЫЕ МЕХАНИЧЕСКИЕ НАПРЯЖЕНИЯ

В ЗАЩИЩЕННЫХ ПРОВОДАХ ВЛЗ

┌────────────────────┬───────────────────────────────────────────┐
│Номинальное сечение │     Допустимое напряжение, % предела      │
│токопроводящей жилы,│         прочности при растяжении          │
│      кв. мм        ├──────────────────────────┬────────────────┤
│                    │  при наибольшей внешней  │      при       │
│                    │    нагрузке и низшей     │ среднегодовой  │
│                    │       температуре        │  температуре   │
├────────────────────┼──────────────────────────┼────────────────┤
│         35         │            40            │       30       │
│         50         │                          │                │
│         70         │                          │                │
│         95         │                          │                │
├────────────────────┼──────────────────────────┼────────────────┤
│        120         │            45            │       30       │
│        150         │                          │                │
└────────────────────┴──────────────────────────┴────────────────┘

4.6. Выбор сечения провода ВЛЗ по длительно допустимому току перегрузки следует выполнять с учетом требований главы 1.3 ПУЭ-98 применительно к техническим характеристикам защищенного провода.

4.7. Выбранное сечение провода ВЛЗ должно быть проверено по условиям нагрева токопроводящей жилы и защитной оболочки при коротких замыканиях.

4.8. Провода ВЛЗ должны быть защищены от вибрации в соответствии с требованиями 2.5.46 ПУЭ-98, если механическое напряжение в них при среднегодовой температуре составляет более 4,0 даН/кв. мм.

5. Расположение проводов и расстояния между ними

5.1. На одноцепных ВЛЗ рекомендуется применять горизонтальное расположение проводов.

На двухцепных ВЛЗ может применяться любое расположение проводов на опоре.

5.2. Расстояния между проводами ВЛЗ на опоре и в пролете (независимо от геометрического расположения проводов на опоре и района по гололеду) должны быть не менее 0,4 м.

Расстояния между проводами ВЛЗ должны выбираться по условиям работы проводов, а также допустимым изоляционным расстояниям между проводами и элементами опоры, принимаемым в соответствии с 2.5.50 ПУЭ-98 и 7.4 настоящих Правил.

5.3. На двухцепных опорах ВЛЗ расстояние между ближайшими проводами разных цепей по условию работы проводов в пролете должно быть не менее 0,6 м для ВЛЗ со штыревыми и опорно — стержневыми изоляторами и 1,5 м для ВЛЗ с подвесными изоляторами.

5.4. Подвеска на общих опорах проводов ВЛЗ и ВЛ (ВЛИ) до 1 кВ может быть выполнена при соблюдении следующих условий:

1) ВЛ (ВЛИ) до 1 кВ должны выполняться по расчетным условиям для ВЛЗ;

2) провода ВЛЗ 6 — 20 кВ должны располагаться выше проводов ВЛ (ВЛИ) до 1 кВ;

3) расстояние по вертикали между ближайшими проводами ВЛЗ и проводами ВЛИ до 1 кВ на опоре и в пролете при температуре окружающего воздуха +15 град. C без ветра должно быть не менее 1,0 м;

4) расстояние по вертикали между ближайшими проводами ВЛЗ и неизолированными проводами ВЛ до 1 кВ на опоре и в пролете при температуре окружающего воздуха +15 град. C без ветра должно быть не менее 1,5 м;

5) крепление проводов ВЛЗ на изоляторах должно выполняться усиленным;

6) ВЛ до 1 кВ рекомендуется сооружать с применением самонесущих, скрученных в жгут изолированных проводов (СИП).

6. Изоляция

6.1. На ВЛЗ должны применяться изоляторы в соответствии с требованиями и рекомендациями 2.5.57, 2.5.58 ПУЭ-98, Инструкции по проектированию изоляции в районах с чистой и загрязненной атмосферой [2].

6.2. Крепление (подвеска) проводов ВЛЗ необходимо выполнять:

— с применением штыревых или опорных изоляторов;

— с применением поддерживающих и натяжных изолирующих подвесок.

6.3. Изолирующие подвески рекомендуется комплектовать из гирлянд подвесных стеклянных изоляторов и необходимой, в зависимости от назначения и области применения подвесок, линейной арматуры.

6.4. Количество подвесных фарфоровых изоляторов в изолирующей подвеске ВЛЗ должно быть не менее 2 независимо от напряжения ВЗЛ.

6.5. Коэффициенты запаса прочности изоляторов должны соответствовать требованиям 2.5.61 ПУЭ-98.

7. Защита от перенапряжений, заземление

7.1. При прохождении по открытой или высокой местности, а также в зонах со среднегодовой продолжительностью гроз 40 ч и более ВЛЗ должны быть защищены устройствами грозозащиты (разрядниками, ОПН, защитными промежутками, устройствами дугозащиты).

Грозозащиту необходимо применять также в населенной местности и в местах скопления людей.

7.2. Выбор изоляционных промежутков устройств защиты ВЛЗ от грозовых перенапряжений должен производиться с учетом характеристик этих устройств.

При отсутствии данных о продолжительности гроз в районе прохождения ВЛЗ рекомендуется пользоваться картой районирования территории по числу грозовых часов в году (рис. 2.5.13…2.5.16 ПУЭ-98).

7.3. Защита подходов ВЛЗ к трансформаторным подстанциям должна выполняться разрядниками или ОПН. Места установки разрядников и ОПН должны выбираться в соответствии с требованиями главы 4.2 ПУЭ-98.

7.4. На ВЛЗ изоляционные расстояния по воздуху от защитных проводов и арматуры, находящейся под напряжением, до опор должны быть не менее приведенных в 2.5.71 ПУЭ-98.

7.5. Опоры ВЛЗ должны быть заземлены в соответствии с 2.5.74 ПУЭ-98.

7.6. Сопротивления заземляющих устройств опор ВЛЗ должны быть не более приведенных в 2.5.75 ПУЭ-98.

Сопротивление заземляющих устройств металлических и железобетонных опор ВЛЗ, сооруженных в ненаселенной местности, кроме указанных в 2.5.74, п. п. 1 и 3, ПУЭ-98, с применением штыревых изоляторов ШФ-10-Г, ШФУ10, ШФ20-В или других с аналогичными электрическими характеристиками не нормируется; при этом подземная часть металлических и железобетонных опор должна обеспечивать металлический контакт с грунтом на площади не менее 500 кв. см.

7.7. Заземляющие устройства опор ВЛЗ должны быть выполнены с соблюдением требований 2.5.76, 2.5.78…2.5.80 ПУЭ-98.

7.8. Кабельные вставки длиной менее 1,5 км должны быть защищены по обоим концам кабеля от грозовых перенапряжений вентильными разрядниками или ОПН. Заземляющий зажим разрядника, металлические оболочки кабеля и корпус кабельной муфты должны быть соединены между собой по кратчайшему пути. Заземляющий зажим разрядника должен быть соединен с заземлителем отдельным спуском.

8. Арматура

8.1. Крепления проводов ВЛЗ следует выполнять:

1) на промежуточных опорах:

— на штыревых или опорно — стержневых изоляторах с промежуточным или усиленным креплением провода;

— изолирующими подвесками с поддерживающими зажимами;

2) на анкерных опорах:

— изолирующими подвесками с натяжными зажимами, не требующими разрезания провода.

8.2. Соединения проводов ВЛЗ в пролете следует выполнять соединительными зажимами с изолирующим покрытием или защитной оболочкой, выполненными по соответствующим техническим условиям.

В петлях опор анкерного типа соединение проводов допускается выполнять плашечными зажимами с гладкими контактными поверхностями или зажимами, электрический контакт которых с токоведущей жилой достигается прокалыванием защитной оболочки провода (прокалывающие зажимы). Корпус зажимов должен изготовляться из изолирующего материала или иметь защитную изолирующую оболочку.

Соединительный и натяжной зажимы должны иметь прочность заделки не менее 90% предела прочности провода.

В одном пролете допускается не более одного соединения провода каждой фазы ВЛЗ.

8.3. Ответвления от проводов магистрали ВЛЗ следует осуществлять с помощью ответвительных зажимов, которые должны иметь корпус из изолирующего материала или защитную изолирующую оболочку, выполненные по соответствующим техническим условиям.

8.4. Отношение минимальной разрушающей нагрузки к нормативной нагрузке, воспринимаемой арматурой, должно быть не менее 2,5 при работе ВЛЗ в нормальном режиме и не менее 1,7 — в аварийном режиме; крюков, кронштейнов и узлов крепления изолирующих подвесок — не менее 2,0 в нормальном режиме и не менее 1,3 — в аварийном режиме; полиэтиленовых колпачков соответственно 2,5 и 1,5.

8.5. Расстояние от соединительного зажима до крепления провода на штыревых и опорно — стержневых изоляторах рекомендуется принимать не менее 2 м.

9. Опоры

9.1. Опоры ВЛЗ должны быть выбраны, рассчитаны и проверены в соответствии с требованиями 2.5.86…2.5.92, 2.5.94, 2.5.95, 2.5.97…2.5.102 ПУЭ-98, предъявляемыми к ВЛ напряжением до 20 кВ.

10. Прохождение ВЛЗ по ненаселенной

и труднодоступной местности

10.1. Расстояния от проводов ВЛЗ до поверхности земли в ненаселенной и труднодоступной местности при нормальном режиме работы ВЛЗ должны быть не менее приведенных в табл. 10.1.

Наименьшие расстояния определяются при наибольшей стреле провеса провода при высшей температуре воздуха без учета нагрева провода электрическим током или при гололеде без ветра.

Таблица 10.1

НАИМЕНЬШЕЕ РАССТОЯНИЕ ОТ ПРОВОДОВ ВЛЗ

ДО ПОВЕРХНОСТИ ЗЕМЛИ В НЕНАСЕЛЕННОЙ

И ТРУДНОДОСТУПНОЙ МЕСТНОСТИ

┌──────────────────────────────┬─────────────────────────────────┐
│   Характеристика местности   │     Наименьшее расстояние, м    │
├──────────────────────────────┼─────────────────────────────────┤
│Ненаселенная местность        │               5,2               │
│Труднодоступная местность     │               5                 │
│Недоступные склоны гор,       │               3                 │
│скалы, утесы и т.п.           │                                 │
│Районы тундры, пустынь,       │               5,2               │
│степей с почвами, непригодными│                                 │
│для земледелия                │                                 │
└──────────────────────────────┴─────────────────────────────────┘

10.2. Расстояния по горизонтали от крайних проводов ВЛЗ при неотклоненном их положении до ближайших выступающих частей отдельно стоящих зданий и сооружений (охранная зона) должны быть не менее 10 м.

В отдельных случаях, по согласованию с заинтересованными владельцами зданий и сооружений, допускается уменьшение указанных расстояний, однако они должны быть не менее приведенных в 2.5.114 ПУЭ-98.

11. Прохождение ВЛЗ по лесным массивам, зеленым

насаждениям, пахотным и культурным землям

11.1. Трассу ВЛЗ в лесных массивах и зеленых насаждениях рекомендуется по возможности прокладывать по существующим квартальным и противопожарным просекам. При отсутствии таких возможностей в лесных массивах и зеленых насаждениях должны быть прорублены просеки.

Необходимо избегать сооружения ВЛЗ в насаждениях, расположенных узкими полосами по направлению ВЛЗ. Ширина просек в лесных массивах и зеленых насаждениях должна приниматься не менее расстояния между крайними проводами ВЛЗ при наибольшем их отклонении плюс 1,25 м в каждую сторону от них независимо от высоты насаждений.

Ширину просеки следует определять с учетом роста деревьев за 6 лет.

11.2. В парках и лесопарках, заповедниках и заказниках, зеленых зонах вокруг населенных пунктов, ценных лесных массивах, защитных лесополосах вдоль железных, шоссейных дорог и водных пространств деревья должны быть обрезаны до соблюдения расстояния в свету от проводов при наибольшем их отклонении до кроны и стволов не менее 2 м.

Расстояния в свету следует выбирать с учетом роста кроны деревьев за 6 лет.

11.3. При прохождении ВЛЗ по территории фруктовых садов вырубка просек необязательна. Расстояние от проводов до кроны фруктовых деревьев должно быть:

— не менее 2 м в свету — на уровне и ниже проводов;

— не менее 2 м по горизонтали — выше уровня проводов.

11.4. При прохождении ВЛЗ по пахотным и окультуренным землям рекомендуется не занимать земли, орошаемые дождевальными установками.

12. Прохождение ВЛЗ по населенной местности

12.1. ВЛЗ, проходящие по населенной местности, должны соответствовать требованиям 2.5.108, 2.5.112 — 2.5.115, 2.5.117 ПУЭ-98, предъявляемым к ВЛ напряжением до 20 кВ, а также требованиям 12.2 — 12.5 настоящих Правил.

12.2. Крепление проводов на штыревых и опорно — стержневых изоляторах при прохождении ВЛЗ по населенной местности должно быть усиленным; при применении поддерживающих подвесок крепление проводов должно выполняться поддерживающими глухими зажимами.

В пролетах пересечения ВЛЗ с улицами и проездами провода не должны иметь соединений.

12.3. Расстояния от проводов ВЛЗ до поверхности земли в населенной местности при наибольшей стреле провеса провода (без учета нагрева провода электрическим током) должны быть не менее 6 м.

12.4. В местах пересечения ВЛЗ с улицами, проездами и т.п. при обрыве провода в соседнем пролете расстояния от проводов ВЛЗ до поверхности земли при среднегодовой температуре воздуха без ветра и гололеда должны быть не менее 4,0 м.

При прохождении ВЛЗ в пределах отведенных в городской черте коридоров проверка вертикальных расстояний при обрыве проводов не требуется.

12.5. Расстояние до проводов ВЛЗ при наибольшем их отклонении до тросов подвески дорожных знаков должно быть не менее 2 м.

13. Пересечение и сближение ВЛЗ между собой,

с ВЛ (ВЛИ) до 1 кВ, с ВЛ выше 1 кВ

13.1. Угол пересечения ВЛЗ между собой, с ВЛ всех классов напряжения, а также с ВЛИ до 1 кВ не нормируется.

Место пересечения должно выбираться возможно ближе к опоре верхней (пересекающей) ВЛЗ (ВЛ). При этом расстояние по горизонтали от опоры верхней (пересекающей) ВЛЗ (ВЛ) до проводов нижней (пересекаемой) ВЛЗ, ВЛ 6 — 20 кВ с неизолированными проводами или ВЛ до 1 кВ (ВЛИ до 1 кВ) при наибольшем их отклонении должно быть не менее 6,0 м. Расстояние по горизонтали от опоры нижней (пересекаемой) ВЛЗ до проводов верхней (пересекающей) ВЛ до 400 кВ должно быть не менее 5 м. Для ВЛ 500 кВ и выше указанные расстояния должны быть не менее 10 м.

Допускается сохранение опор пересекаемых ВЛЗ под проводами пересекающих ВЛ, если расстояние по вертикали от проводов пересекающей ВЛ до верха пересекаемой ВЛЗ на 4 м больше значений, указанных в 2.5.121 ПУЭ-98.

Допускается выполнение пересечений ВЛЗ между собой, с ВЛ 3 — 20 кВ и с ВЛ (ВЛИ) до 1 кВ на общей опоре.

13.2. При пересечении ВЛЗ с ВЛ (ВЛЗ, ВЛИ) следует применять анкерные опоры. Допускается применение на пересекающей ВЛЗ промежуточных опор с усиленным креплением проводов.

Одностоечные деревянные опоры пересекающей ВЛЗ должны быть с железобетонными приставками; допускается применение одностоечных деревянных опор без приставок. Повышенные деревянные опоры допускается применять как исключение с деревянными приставками.

13.3. Провода линии электропередачи более высокого напряжения как правило, должны быть расположены над проводами линии электропередачи более низкого напряжения.

13.4. Расстояние между ближайшими проводами пересекающей и пересекаемой линий электропередачи 6 — 20 кВ при температуре окружающего воздуха плюс 15 град. C без ветра должно быть не менее 1,5 м при условии, что одна из них выполнена с защищенными проводами.

13.5. В пролете пересечения расстояние между ближайшими проводами пересекающей ВЛЗ и пересекаемой ВЛИ до 1 кВ при температуре окружающего воздуха +15 град. C должно быть не менее 1 м.

13.6. При пересечении ВЛЗ с ВЛ 35 кВ и выше расстояния между ближайшими проводами пересекающихся линий электропередачи на металлических и железобетонных опорах, а также на деревянных опорах при наличии грозозащитных устройств при температуре окружающего воздуха плюс 15 град. C без ветра должны быть не менее приведенных в 2.5.121 ПУЭ-98.

13.7. При определении расстояний между проводами пересекающихся линий электропередачи следует учитывать возможность поражения молнией обеих линий электропередачи и принимать расстояния для более неблагоприятного случая, если верхняя ВЛ защищена тросами, то учитывается возможность поражения только нижней ВЛЗ.

13.8. На опорах ВЛЗ, ограничивающих пролеты пересечения, должны устанавливаться разрядники или ОПН на обеих пересекающихся линиях.

Допускается применять вместо разрядников защитные промежутки или устройства дугозащиты на ВЛЗ, оснащенных автоматическим повторным включением.

При расстоянии от места пересечения до ближайших опор пересекающихся линий электропередачи менее 40 м устройства грозозащиты устанавливаются только на этих опорах.

Установка устройств грозозащиты на опорах пересечения не требуется в случаях, предусмотренных в 2.5.122 ПУЭ-98.

13.9. Сопротивления заземляющих устройств для разрядников, ОПН, защитных промежутков и устройств дугозащиты должны быть не более указанных в 2.5.75 ПУЭ-98.

13.10. При параллельном прохождении и сближении ВЛЗ и ВЛ до 20 кВ расстояния между ними по горизонтали должны быть не менее указанных в табл. 13.1.

Таблица 13.1

НАИМЕНЬШЕЕ РАССТОЯНИЕ ПО ГОРИЗОНТАЛИ МЕЖДУ ВЛЗ

И ОТ ВЛЗ ДО ВЛ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 20 КВ

┌───────────────────────────────────┬────────────────────────────┐
│     Участки линий, расстояния     │  Наименьшее расстояние, м  │
├───────────────────────────────────┼────────────────────────────┤
│Участки нестесненной трассы,       │                            │
│между осями линии                  │             2,75           │
├───────────────────────────────────┼────────────────────────────┤
│Участки стесненной трассы и        │                            │
│подходы к подстанциям:             │                            │
│между крайними проводами           │                            │
│линий в неотклоненном положении    │             2,0            │
│от отклоненных проводов одной линии│                            │
│до опор другой линии               │             2,0            │
└───────────────────────────────────┴────────────────────────────┘

13.11. При параллельном прохождении и сближении ВЛЗ с ВЛ напряжением 35 кВ и выше расстояния по горизонтали должны быть не менее приведенных в 2.5.123 ПУЭ-98.

14. Пересечение и сближение ВЛЗ с сооружениями

связи, сигнализации, линиями проводного вещания

и оптическими линиями связи

14.1. Пересечение и сближение ВЛЗ с линиями и сооружениями связи, сигнализации и проводного вещания должно быть выполнено в соответствии с требованиями 2.5.124, 2.5.125, 2.5.128 — 2.5.138 ПУЭ-98, предъявляемыми к ВЛ напряжением до 20 кВ. Требования к совместной подвеске ВЛЗ и оптических линий связи находятся в стадии разработки.

15. Пересечение и сближение ВЛЗ с железными дорогами

15.1. Пересечение и сближение ВЛЗ с железными дорогами должно выполняться в соответствии с требованиями 2.5.139 — 2.5.143 ПУЭ-98, предъявляемыми к ВЛ напряжением до 20 кВ.

16. Пересечение и сближение ВЛЗ с автомобильными

дорогами

16.1. Пересечение и сближение ВЛЗ с автомобильными дорогами должно выполняться в соответствии с требованиями 2.5.144 — 2.5.148 ПУЭ-98, предъявляемыми к ВЛ напряжением до 20 кВ.

17. Пересечение и сближение ВЛЗ с троллейбусными

и трамвайными линиями

17.1. Пересечение и сближение ВЛЗ с троллейбусными и трамвайными линиями должно выполняться в соответствии с требованиями 2.5.149 — 2.5.152 ПУЭ-98, предъявляемыми к ВЛ напряжением до 20 кВ.

18. Пересечение ВЛЗ с водными пространствами

18.1. Пересечение и сближение ВЛЗ с водными пространствами должно выполняться в соответствии с требованиями 2.5.153 — 2.5.156 ПУЭ-98, предъявляемыми к ВЛ напряжением до 20 кВ.

19. Прохождение ВЛЗ по мостам, плотинам и дамбам

19.1. При прохождении ВЛЗ по мостам, плотинам и дамбам должны соблюдаться требования 2.5.157 — 2.5.160 ПУЭ-98, предъявляемые к ВЛ напряжением до 20 кВ.

20. Пересечение и сближение ВЛЗ с водоохладителями

взрыво- и пожароопасными установками; надземными,

наземными и подземными трубопроводами; канатными

дорогами; нефтяными и газовыми факелами;

аэродромами

20.1. При сближении ВЛЗ с водоохладителями, взрыво- и пожароопасными установками следует руководствоваться требованиями 2.5.161, 2.5.162 ПУЭ-98.

20.2. Пересечение и сближение ВЛЗ с надземными и наземными трубопроводами, канатными дорогами, подземными трубопроводами следует выполнять в соответствии с 2.5.163…2.5.171 ПУЭ-98.

20.3. Сближение ВЛЗ с нефтяными и газовыми факелами, с аэродромами следует выполнять в соответствии с требованиями 2.5.172 и 2.5.173 ПУЭ-98.

Приложение

Обязательное

ПЕРЕЧЕНЬ

НОРМАТИВНО — ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

1. Правила устройства электроустановок. 6-е изд., перераб. и доп. с изменениями. М., Главгосэнергонадзор России, 1998, 608 с. Главы:

1.3. Выбор проводников по нагреву, экономической плотности тока и по условиям короны.

1.7. Заземление и защитные меры электробезопасности.

1.3. Кабельные линии напряжением до 220 кВ.

1.3. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ.

1.2. Релейная защита.

4.2. Распределительные устройства и подстанции напряжением выше 1 кВ.

2. Инструкция по проектированию изоляции в районах с чистой и загрязненной атмосферой. 1990.

3. Электротехнические устройства. СНиП 3.05.06-85. — М., ЦИТП Госстроя СССР, 1986.

4. Правила устройства опытно — промышленных воздушных линий электропередачи напряжением 6 — 20 кВ с проводами SAX. — М., 1996.

Как определить уровень напряжения в электросети и безопасный уровень зазора

Воздушная линия электропередачи

Powerline (Overhead Poweline): В моей предыдущей статье об электробезопасности и контрольном списке для проверки портативной электробезопасности я выделил опасности, которые сопутствуют электрическому оборудованию; e.i (переносное электрическое оборудование) и меры предосторожности, необходимые для безопасного использования этого оборудования, а также контрольный список переносного электрического оборудования.

В этой статье рассматривается еще одна составляющая электробезопасности — воздушная линия электропередачи.

Согласно wikipedia: «Воздушная линия электропередачи — это конструкция, используемая при передаче и распределении электроэнергии для передачи электроэнергии на большие расстояния. Он состоит из одного или нескольких проводников (обычно кратных трем), подвешенных на башнях или столбах ».

Виды ВЛ

Существуют разные типы воздушных линий электропередачи:

Воздушные линии электропередачи классифицируются в электроэнергетике по диапазону напряжений:

Низкое напряжение (LV) — менее 1000 вольт, используется для соединения между жилым или небольшим коммерческим потребителем и коммунальным предприятием.
Среднее напряжение (MV; распределение) — от 1000 вольт (1 кВ) до 69 кВ, используется для распределения в городских и сельских районах.
Высокое напряжение (ВН; дополнительная передача менее 100 кВ; дополнительная передача или передача при таких напряжениях, как 115 кВ и 138 кВ), используемое для дополнительной передачи и передачи больших объемов электроэнергии и подключения к очень крупным потребителям.
Сверхвысокое напряжение (сверхвысокое напряжение; передача) — более 230 кВ, примерно до 800 кВ, используется для передачи на большие расстояния очень высокой мощности.
Сверхвысокое напряжение (СВН) — более 800 кВ.

Как определить уровень напряжения линии электропередачи

Уровень напряжения можно определить по длине гирлянды изолятора и количеству элементов изолятора.

110 кВ	прибл. 1 метр	6–8
220 кВ	прибл.2 метра	10–12
400 кВ	прибл. 4 метра	18–21

Безопасное использование оборудования рядом с линией электропередач

При работе вблизи линий электропередач мы должны проявлять осторожность, чтобы не работать слишком близко к фазным проводам под напряжением.Запрещается вводить оборудование в зону башни. Никогда не перемещайте механизмы между опорами вышки, под растяжкой или ближе 3 метров от опор башни.

Минимальные зазоры до линии электропередачи такие, как указано:

Напряжение (кВ)	Минимальное безопасное расстояние (футы)
До 50	10
> 50 до 200	15
> 200 до 350	20
> 350 до 500	25 *
> от 500 до 750	35 *
> 750–1000	45 *
> 1 000	определяется коммунальным предприятием / владельцем

HSE Executive также дал руководство по электробезопасности при работе и безопасной работе под линиями электропередач.

См. Также Руководство по воздушной линии электропередачи Pdf

Чтобы безопасно работать с линиями электропередач, вы должны знать уровни напряжения на разных линиях электропередач и уровень безопасного зазора, предусмотренный для каждой из них.

Никогда не проявляйте осторожность при работе с воздушными линиями электропередач, поскольку риски очень велики, начиная от сильного электрошока, ожогов, поражения электрическим током, пожара и т.

Предлагаемые вакансии

15 необходимые меры предосторожности для обеспечения безопасного использования электрического оборудования

Toolbox Talk: Переносное электрооборудование

Концепция безопасной рабочей нагрузки

Нравится:

Нравится Загрузка…

Связанные

SA.GOV.AU — Определение линий электропередач

В Южной Австралии есть несколько типов линий электропередач.Чтобы поддерживать безопасные расстояния между линиями электропередач и растительностью на вашем участке, или если вы работаете или строите вблизи линий электропередач, важно знать правильное напряжение.

На этой странице представлено общее руководство по идентификации напряжения общих воздушных линий электропередач только в Южной Австралии.

Чтобы узнать точное напряжение, обратитесь в SA Power Networks или в Управление технического надзора.

Воздушные и подземные линии электропередач

Линии электропередач в Южной Австралии могут быть наземными (воздушными) или подземными.

Воздушные линии электропередач

Воздушные линии электропередачи являются наиболее распространенным типом линий электропередачи. Конструкция, размер, высота и дизайн этих линий различаются в зависимости от их напряжения. Вы можете найти общее руководство по идентификации этих линий на этой странице.

Подземные линии электропередач

Подземные линии электропередачи используются с середины 1970-х годов и широко используются в новых застройках и в районах с высокой плотностью населения. Подземные линии электропередач снижают риск случайного контакта, но могут представлять опасность, если вы будете копать рядом с ними.

Перед тем, как начать копать, узнайте точное местоположение любых линий метро, позвонив по телефону 1100 или посетив Dial, прежде чем копать на сайте.

Линии передачи и распределения

Линии передачи

Линии передачи используются для передачи электроэнергии (в киловольтах или кВ) от электростанций на основные подстанции. В Южной Австралии по линиям электропередачи передается электричество напряжением 132 кВ (132 000 вольт) или 275 кВ (275 000 вольт).

Распределительные линии

Распределительные линии используются для доставки электроэнергии от подстанций в дома и предприятия.Напряжение электричества, передаваемого по распределительным линиям электропередачи, может варьироваться от 415 вольт (В), которые относятся к низкому напряжению, до 66 кВ (66 000 вольт), которые относятся к высокому напряжению.

Столбы Stobie и опоры электропередачи

Столбы Stobie

Столбы Stobie представляют собой одиночные железобетонные опоры, на которых монтируются или нанизываются проводники (провода) линии электропередач. Конструкция полюса, а также тип и количество изоляторов обычно указывают на напряжение в линии электропередачи.

Башни передачи

Башни передачи — большие стальные конструкции, которые используются для прокладки линий электропередач высокого напряжения.Башни передачи обычно находятся на окраинах или за пределами мегаполисов.

Powerline изоляторы

Изоляторы используются для разделения неизолированных проводников (проводов и кабелей) от Стоби полюса или структуры башни. Чем выше напряжение, переносимое проводником, тем больше изоляторы, которые используются для отделения их от столба или опоры.

Изоляторы могут быть штыревого типа (один или несколько маленьких дисков, установленных на жестком штифте) или дискового типа (большие диски, прикрепленные к проводу).Количество дисковых изоляторов обычно указывает на напряжение в линии электропередачи, например, проводники на 11 кВ обычно изолируются одним диском (по одному диску на каждый провод).

Общие типы линий электропередач в Южной Австралии

Распределительные линии 415 В

Напряжение	415 В
Количество проводников	4
Тип и количество изоляторов	Малые штыревые изоляторы
Высота линии электропередачи	Обычно от 6 до 7 метров (может достигать 4.5 метров)

Жилы проводов можно изолировать и связать вместе, что называется антенным пучком. Линия электропередачи может иметь от двух до пяти проводников.

Линия электропередачи 415 В с четырьмя проводниками и двумя изолированными линиями обслуживания

Штыревой изолятор, используемый на линиях электропередачи 415 В

Изолированные антенные кабели в пучке на 415 В (ABC)

Линии 11 кВ

Напряжение	11000 В ( 11 кВ)
Количество проводников	3 неизолированных проводника
Тип и количество изоляторов	Однодисковый изолятор или штыревой изолятор из трех меньших дисков
Высота линии электропередачи	от 8 до 9 метров над землей (линии 11 кВ обычно монтируются на 2 метра выше линий 415 В)

Провода можно изолировать и связать вместе (антенные жгуты).

Однодисковый изолятор 11 кВ

Линия электропередачи 11 кВ (три верхних жилы) с линией электропередачи 415 В (четыре нижних жилы)

Штыревой изолятор 11 кВ

Линии SWER 19 кВ (однопроводное заземление)

Напряжение	19 000 В (19 кВ)
Количество проводников	Один провод без изоляции

Линии электропередач этого типа обычно используются в сельской местности.

Линейные опоры SWER с трансформаторами обычно имеют знак, указывающий на запретную зону.

Линия электропередачи SWER 19 кВ

Линия 33 кВ

Напряжение	33000 В (33 кВ)
Количество жил	3 неизолированных провода
Тип и количество изоляторов	3 дисковых изолятора или штыревые изоляторы из трех дисков меньшего размера
Высота линии электропередачи	10-20 метров

Линия электропередачи 33 кВ с двумя наборами проводов

Стеклянный дисковый изолятор, используемый на линиях электропередачи 33 кВ

линии 66 кВ

Напряжение	66000 В (66 кВ)
Количество проводов	3 голых активных провода
Тип и количество изоляторов	5- или 6-ти дисковые изоляторы или опорный изолятор, сделанный из пакета из 12 дисков меньшего размера
Высота линии электропередачи	10-20 метров

66 кВ поперечный рычаг owerline

Треугольная линия электропередачи 66 кВ

Вертикальная линия электропередачи 66 кВ

Дисковые изоляторы, используемые на линиях электропередачи 66 кВ

Набор дисковых изоляторов, используемых на линиях электропередачи 66 кВ

132 кВ и 275 кВ

	Напряжение 132000 V (132 кВ) и 275 000 В (275 кВ)

Линии электропередачи обычно монтируются на стальных опорах.

Линии электропередач 132 кВ могут монтироваться на больших одиночных опорах.

Линии электропередачи 275 кВ обычно монтируются на высоких стальных опорах, однако иногда они устанавливаются на двухполюсных конструкциях, которые обычно короче стальных опор.

Связанная информация

Загрузки

Последнее обновление страницы: 24 октября 2017 г.

Путеводитель по передающим башням

Передающие конструкции и башни похожи на межгосударственные магистрали для электричества, по которым проходят большие объемы тока высокого напряжения.Эти сооружения имеют высоту 55 футов или более и соединяют электростанции с рядом подстанций, и они связывают один крупный регион энергосистемы с другим.

При более внимательном рассмотрении этих высоких чудовищ можно увидеть интересные детали, которые помогут вам лучше понять, почему строения спроектированы определенным образом. Когда вы смотрите на них, всегда не забывайте держаться на безопасном расстоянии.

Вольт различается

Во-первых, определите, на что вы смотрите. Более высокие напряжения в линиях электропередачи требуют большего пространства между каждой линией и другими объектами, что позволяет людям, транспортным средствам и другому оборудованию свободно перемещаться под ними.По этой причине башни передачи обычно имеют высоту от 55 до 150 футов. Большинство из них сделаны из стали, но некоторые из них — из бетона, дерева или даже из высокопрочного чугуна. Деревянные распределительные столбы, которые можно найти в окрестностях (если ваши линии не проходят под землей), обычно имеют высоту около 40 футов.

Напряжение передачи обычно составляет от 23 000 до 765 000 вольт. Сравните это с напряжением домашних электрических розеток: 120 вольт для большинства розеток, 240 вольт для сушилки для белья или плиты. Напряжения в вашем доме достаточно, чтобы убить вас, поэтому линии электропередач несут гораздо больший урон.

Провода токопроводящие и непроводящие

Жилы опор передающей опоры — линии под напряжением — изготавливаются из армированного сталью алюминиевого кабеля и всегда укладываются комплектами по три. Может быть одна проводящая линия на группу (всего три), две проводящие линии на группу (всего шесть), а иногда и больше. Группы могут быть расположены треугольником или расположены рядом друг с другом, но их всегда будет три (или кратно трем).

Эта трехсторонняя группировка помогает электричеству эффективно перемещаться.Однако, если вы посмотрите на вершину башни, вы можете увидеть один или два небольших одиночных провода. Эти провода имеют несколько названий — провод заземления, провод статического напряжения и провод управления. Провод поглощает или отражает удары молнии, безопасно передавая избыток электричества на землю. В нормальных условиях контактный провод не проводит электричество.

Некоторые воздушные провода заземления сгруппированы с оптоволоконными кабелями, по которым передаются телекоммуникационные данные. Волоконно-оптические кабели, по сути, сделанные из стекла, не проводят электричество и не подвергаются воздействию молнии.

Кроме того, вы можете заметить, что оптоволокно проходит на несколько футов ниже проводников передачи — для сравнения, оно кажется маленьким. Добавление линий связи позволяет получить максимальную отдачу от крупных инвестиций, необходимых для создания систем передачи. Волоконно-оптические линии могут эксплуатироваться коммунальным предприятием или сдаваться в аренду кабельным или телефонным компаниям.

Колоколообразные изоляторы — обычно называемые «колокольчиками» — препятствуют прохождению электричества по проводам через стальную опорную конструкцию к земле.

Напряжение и звонки

Первое практическое правило: чем выше башня передачи, тем выше напряжение. Линии электропередачи не касаются опорных башен — в противном случае ток потек бы на землю. Они отделены от башен колоколообразными изоляторами (известными как «колокола»).

Более высокое напряжение требует большего разделения между токопроводящими линиями и опорами — следовательно, больше колоколов. Например, на линии 69 000 вольт четыре звонка; 115000 напряжение имеет семь звонков.Но иногда звонки добавляются на тот случай, если электросеть позже захочет увеличить напряжение, поэтому их подсчет не является верным способом оценки напряжения.

Метеорологи и птицы

Возвышающиеся передающие сооружения часто служат также сборщиками данных о погоде. Вы можете заметить вращающиеся чашки анемометра, измеряющего скорость ветра, или другого метеорологического оборудования.

Вы также можете заметить гнездящихся птиц, например ястребов. Ранние проектировщики башен обнаружили, что большие птицы любят строить гнезда на балках.Птицы могут вызвать отключение, если выделенные отходы попадут на изолятор и вызовут короткое замыкание. Поэтому, чтобы предотвратить случайное, потенциально опасное гнездование, дизайнеры включают специальные площадки для птиц.

Об авторе

Морис Мартин — старший менеджер программы Cooperative Research Network, службы Национальной ассоциации сельских электрических кооперативов.

Изоляторы и аксессуары (часть 1)

ОБЗОР

1. Электрические напряжения на внешней изоляции : Передача Линии и подстанции • Электрические напряжения • Экологические нагрузки • Механические Напряжения

2. Керамические (фарфоровые и стеклянные) изоляторы : Материалы • Гирлянды изоляторов • Изоляторы на стойках • Изоляторы с длинными стержнями

3. Некерамические (композитные) изоляторы : композитная подвеска Изоляторы • Композитные изоляторы опор

4. Механизм отказа изолятора : Фарфоровые изоляторы • Изолятор Загрязнение • Эффекты загрязнения • Композитные изоляторы • Старение композитного материала Изоляторы

5. Методы улучшения характеристик изолятора

6. Принадлежности

Электроизоляция — жизненно важная часть системы электроснабжения. Несмотря на то что стоимость изоляции составляет лишь небольшую часть стоимости оборудования или линии, Производительность линии сильно зависит от целостности изоляции. Нарушение изоляции может привести к необратимому повреждению оборудования и длительным отключениям. В качестве примера, короткое замыкание в системе 500 кВ может привести к потере мощности на большой площадь на несколько часов.Возможные финансовые потери подчеркивают важность надежной конструкции утеплителя.

Изоляция электрической системы делится на две большие категории:

1. Внутренняя изоляция

2. Наружная изоляция

Аппарат или оборудование в основном имеют внутреннюю изоляцию. Изоляция заключен в заземленный корпус, защищающий его от воздействия окружающей среды. Внешний изоляция подвергается воздействию окружающей среды. Типичный пример внутренней изоляции это изоляция для большого трансформатора, где изоляция между витками и между змеевиками состоит из твердой (бумажной) и жидкой (масляной) изоляции, защищенной стальной цистерной.Перенапряжение может вызвать пробой внутренней изоляции и постоянная неисправность.

Внешняя изоляция подвергается воздействию окружающей среды. Типичная внешняя изоляция — фарфоровые изоляторы, поддерживающие проводники ЛЭП. Перенапряжение вызванный перекрытием, вызывает только временную неисправность. Утеплитель самовосстанавливающийся.

В этом разделе обсуждается внешняя изоляция, используемая для линий передачи и подстанции.

Электрические напряжения на внешней изоляции

Внешняя изоляция (линии электропередачи или подстанции) подвержена воздействию электрического, механические и экологические стрессы.Приложенное напряжение рабочего энергосистема производит электрические напряжения. Погода и окрестности (промышленность, сельская пыль, океаны и т. д.) создают дополнительную нагрузку на окружающую среду.

Вес проводника, ветер и лед могут создавать механические нагрузки. В изоляторы должны выдерживать эти нагрузки в течение длительного времени. Ожидается что линия или подстанция будут работать более 20-30 лет без изменения изоляторы. Однако необходимо регулярное обслуживание, чтобы свести к минимуму количество неисправностей в год.Типичное количество неисправностей, вызванных нарушением изоляции составляет 0,5-10 в год на 100 миль линии.

—1,1 Линии передачи и подстанции

Целостность изоляции линий электропередачи и подстанции является одной из самых доминирующие факторы надежности энергосистемы. Опишем типичную трансмиссию линии и подстанции для демонстрации основной концепции внешней изоляции заявление.

РИС. 1 показана линия передачи высокого напряжения.Основные компоненты строки:

1. Кондукторы

2. Изоляторы

3. Поддержка структуры башни

Изоляторы прикреплены к башне и поддерживают проводники. В опора подвески, изоляторы находятся в вертикальном или V-образном положении. В тупиковой башне изоляторы находятся в горизонтальном положении. Типичный линия электропередачи разделена на секции и две тупиковые опоры заканчиваются каждый раздел. Между ними установлено от 6 до 15 опор подвески. две тупиковые башни.Такое секционирование предотвращает распространение катастрофического механическая неисправность за каждой секцией. Например, обрушение, вызванное торнадо. одной или двух башен может возникнуть эффект домино, что приведет к обрушению много миль башен, если не будет тупиков.

РИС. 2 показана линия более низкого напряжения с изоляторами штыревого типа. Жесткий, наклонный изолятор поддерживает проводник. Подстанция высокого напряжения может использовать как подвеску и опорные изоляторы. Ссылки дают исчерпывающее описание линий электропередачи и обсудить проблемы проектирования.

Вверху: РИС. 1 Подвесная опора 500 кВ с V-образными изоляторами.

—1,2 Электрические напряжения

Электрические нагрузки на изоляцию создают

1. Постоянные напряжения промышленной частоты

2. Временные перенапряжения

3. Коммутационные перенапряжения

4. Грозовые перенапряжения

Вверху: РИС. 2 ЛЭП 69 кВ с опорными изоляторами.

—1.2.1 Непрерывные напряжения промышленной частоты

Изоляция должна выдерживать нормальное рабочее напряжение. Операционная напряжение колеблется при изменении нагрузки. Нормальный диапазон колебаний составляет около ± 10%. Линейное напряжение вызывает напряжение на изоляторах. Например, требования к изоляции линии 220 кВ составляют не менее

Это напряжение используется для выбора количества изоляторов, когда линия разработана. Изоляцию можно испытать в лаборатории путем измерения сухое пробивное напряжение изоляторов.Поскольку линейные изоляторы самовосстанавливаются, Испытания на перекрытие не вызывают никаких повреждений. Напряжение пробоя должно быть больше чем рабочее напряжение, чтобы избежать перебоев в работе. Для фарфорового изолятора Требуемое напряжение сухого пробоя примерно в 2,5–3 раза превышает номинальное напряжение. Значительный Ряд стандартов на аппаратуру рекомендуют испытание на сухую стойкость каждого вид изоляции должен быть в два (2) раза больше номинального напряжения плюс 1 кВ в течение 1 мин. времени. Это серьезное испытание устраняет большинство дефектных единиц.

===

ТАБЛИЦА —1 Ожидаемая амплитуда временных перенапряжений

Тип перенапряжения | Ожидаемая амплитуда | Продолжительность

Повышенное напряжение при коротком замыкании Эффективно заземлено 1,3 на единицу 1 с Резонансное заземление 1,73 на блок или более 10 с Система сброса нагрузки Подстанция 1,2 на блок 1-5 с Генераторная станция 1,5 на блок 3 с Резонанс 3 на блок 2-5 мин Трансформатор включение 1,5-2,0 на единицу 1-20 с

===

—1.2.2 Временные перенапряжения

Замыкания на землю, переключение, сброс нагрузки, подача напряжения в линию или резонанс генерирует относительно длительную частоту сети или близкую к частоте сети перенапряжения.Продолжительность от 5 с до нескольких минут. Ожидаемый пик амплитуды и длительность приведены в Таблице -1.

База — это пик номинального напряжения. Испытание на стойкость в сухом состоянии, с удвоенным максимальным рабочим напряжением плюс 1 кВ в течение 1 мин., хорошо подходит для проверки работоспособности изоляции при временных перенапряжениях.

===

Вверху: РИС. 3 Коммутационные перенапряжения. Tr = 20-5000 мкс, Th <20 000 мкс, где Tr - значение времени до пикового значения, а Th - значение времени до половины.

===

—1.2.3 Коммутационные перенапряжения

Отключение и включение автоматических выключателей вызывает коммутационные перенапряжения. Наиболее частыми причинами коммутационных перенапряжений являются неисправность или замыкание на землю. сброс, включение линии, прерывание нагрузки, прерывание индуктивного тока, и переключение конденсаторов.

Коммутация дает однонаправленные или колебательные импульсы длительностью 5,000-20,000 мкс. Амплитуда перенапряжения колеблется в пределах 1.8 и 2,5 на единицу. В некоторых современных автоматических выключателях используется сопротивление перед вводом, которое снижает амплитуду перенапряжения до 1,5-1,8 на единицу. Основа — гребень значение номинального напряжения.

Коммутационные перенапряжения рассчитываются на основе компьютерного моделирования, которое может обеспечить распределение и стандартное отклонение коммутационных перенапряжений. ИНЖИР. 3 показаны типичные коммутационные импульсные напряжения. Коммутационная перенапряжение изоляция определяется испытаниями на перекрытие. Тест проводится с применением стандартный импульс со значением времени до пика 250 мкс и половинным значением 5000 мкс.Испытание повторяется 20 раз при разных уровнях напряжения и количество пробоев считается на каждом уровне напряжения. Они представляют статистическое распределение вероятности пробоя коммутационного импульсного импульса. Корреляция вероятности пробоя с расчетным значением переключения Распределение импульсного напряжения дает вероятность или риск отказа. В мера риска отказа — это количество пробоев, ожидаемых при переключении скачки напряжения в год.

—1.2,4 Грозовые перенапряжения

Грозовые перенапряжения вызваны ударами молнии:

1. К фазным проводам

2. К проводнику экрана (большое падение напряжения, вызванное током в сопротивление заземления может вызвать пробой проводов [обратная вспышка])

3. К земле близко к линии (большой ток земли вызывает напряжения в фазных проводниках) Удары молнии вызывают быстрое нарастание, кратковременное, однонаправленный импульс напряжения.Время до пика составляет от 0,1 до 20 мкс. Половинное значение составляет 20-200 мкс.

Пиковая амплитуда перенапряжения, возникающего при прямом ударе по проводник очень высокий и практически ограничен последующим перекрытием изоляции. Неисправности экранирования и наведенные напряжения вызывают некоторые меньшее перенапряжение. Перенапряжение, вызванное нарушением защиты, составляет около 500-2000 кВ. Напряжение, индуцированное молнией, обычно меньше 400 кВ. Фактический стресс на изоляторах равно импульсному напряжению.

Базовый уровень изоляции изолятора (BIL) определяется стандартным грозовые импульсы со значением времени до пика 1,2 мкс и половинным значением 50 мкс. Это показатель прочности изоляции от молнии. ИНЖИР. 4 показан типичный импульс молнии.

При испытании изолятора пиковое напряжение импульса увеличивается до тех пор, пока происходит первое перекрытие.

Начиная с этого напряжения, испытание повторяется 20 раз при разном напряжении. Уровни и количество пробоев подсчитывается на каждом уровне напряжения.Этот обеспечивает статистическое распределение вероятности перекрытия грозового импульса испытываемого изолятора.

—1,3 Экологические стрессы

Наибольший экологический стресс вызывается погодой и окружающей средой, например, промышленность, море или пыль в сельской местности. Экологические стрессы влияют как механические, так и электрические (M&E) характеристики линии.

Вверху: РИС. 4 Грозовые перенапряжения. Tr = 0,1-20 мкс, Th = 20-200 мкс, где Tr — это значение времени до пика, а Th — значение времени до половины.

—1.3.1 Температура

Температура наружной станции или линии может колебаться в пределах -50 ° C. и + 50 ° C, в зависимости от климата. Изменение температуры не влияет по электрическим характеристикам наружной изоляции. Считается, что температура может ускорить старение. Колебание температуры вызывает повышение механических напряжений; однако это незначительно, когда хорошо спроектированные изоляторы используются.

—1.3.2 УФ-излучение

УФ-излучение ускоряет старение некерамических композитных изоляторов, но не действует на фарфоровые и стеклянные изоляторы.Производители используют наполнители и модифицированные химические структуры изоляционного материала для минимизации Чувствительность к УФ.

—1.3.3 Дождь

Дождь смачивает поверхности фарфорового изолятора и образует тонкий проводящий слой. большую часть времени. Это снижает напряжение пробоя изоляторов. В качестве Например, линия 230 кВ может использовать гирлянду изоляторов с 12 стандартными шарнирными соединениями. изоляторы. Напряжение сухого пробоя этой колонны составляет 665 кВ, а мокрого пробоя напряжение 502 кВ.Процент снижения составляет около 25%.

Некерамические полимерные изоляторы имеют водоотталкивающую гидрофобную поверхность. что уменьшает воздействие дождя. Например, с композитным изолятором 230 кВ, Напряжение сухого пробоя составляет 735 кВ, а напряжение мокрого пробоя — 630 кВ. Процент снижение составляет около 15%. Напряжение мокрого пробоя изолятора должно быть выше. чем максимальное временное перенапряжение.

—1.3.4 Обледенение

В промышленных районах проводящая вода может образовывать лед из-за растворения воды. промышленное загрязнение.Примером может служить лед, образованный из кислотных дождевых вод. Лед отложения образуют перемычки через зазоры в гирлянде изолятора, что приводит к твердая поверхность. Когда солнце растопит лед, проводящий слой воды будет перемыть изолятор и вызвать пробой при низком напряжении. Таяние льда вызвано Сообщалось о вспышках в районах Квебека и Монреаля.

===

ТАБЛИЦА —2 Уровень серьезности объекта (определения IEEE) Описание ESDD (мг / см2) Очень легкий 0-0,03 легкий 0,03-0,06 умеренный 0.06-0,1 тяжелая <0,1

===

ТАБЛИЦА — 3 Типичные источники загрязнения

Загрязнение | Тип | Источник загрязняющих отложений Характеристики Площадь

Сельская местность Почвенная пыль Слой с высоким удельным сопротивлением, эффективный смыв дождем Большой территории Пустыня Песок Низкое удельное сопротивление Большие площади Прибрежные районы Морская соль Очень низкое удельное сопротивление, легко смывается дождем в 10-20 км от моря Промышленный металлургический комбинат, коксовые заводы, химические заводы, электростанции, карьеры Высокая проводимость, чрезвычайно трудно удалить, не растворим Локализовано в области растений Смешанный Промышленность, шоссе, пустыня Очень липкая, среднее удельное сопротивление. площадь завода

===

—1.3,5 Загрязнение

Ветер забивает частицы загрязняющих веществ в изоляторы. Изоляторы создают турбулентность в потоке воздуха, что приводит к осаждению частиц на их поверхности. Непрерывное осаждение частиц увеличивает толщину этих частиц. депозиты. Однако естественный очищающий эффект ветра, который уносит рыхлые частицы прочь, ограничивает рост вкладов. Иногда дождь смывает часть загрязнение прочь.

Непрерывное хранение и очистка приводит к сезонным колебаниям загрязнения на поверхностях изолятора.Однако спустя долгое время (месяцы, годы) отложения стабилизируются, и тонкий слой твердого осадка покроет изолятор. Благодаря очищающему эффекту дождя отложения легче сверху изоляторы и тяжелее снизу. Развитие непрерывного слой загрязнения усугубляется химическими изменениями. Например, в окрестностях цементного завода взаимодействие между цементом и водой производит жесткий, очень липкий слой. Вокруг автомагистралей износ автомобильных шин вызывает гладкий смолистый нагар на поверхности изолятора.

Влага, туман и роса смачивают слой загрязнения, растворяют соль и производят проводящий слой, который, в свою очередь, снижает напряжение пробоя. Загрязнение может снизить напряжение пробоя стандартной гирлянды изоляторов примерно на 20-25%.

Около океана ветер переносит соленую воду на поверхности изолятора, образуя проводящий слой соленой воды, который снижает напряжение пробоя. Солнце сохнет загрязнение в течение дня и образует белый солевой слой. Этот слой промывают не горит даже при небольшом дожде и приводит к значительным колебаниям уровня загрязнения.

Эквивалентная плотность солевых отложений (ESDD) описывает уровень загрязнения в районе. ESDD измеряется путем периодического вымывания загрязнений из выбранные изоляторы с использованием дистиллированной воды. Удельное сопротивление воды составляет измеряется и рассчитывается количество соли, обеспечивающей такое же удельное сопротивление.

Полученное значение соли в мг делят на площадь поверхности изолятора. Этот номер — ESDD. Степень загрязнения участка описывается среднее значение ESDD, которое определяется несколькими измерениями.

Таблица -2 показывает критерии для определения серьезности сайта.

Уровень загрязнения низкий или очень слабый на большей части территории США. Штаты и Канада. Только морское побережье и промышленно развитые регионы сильное загрязнение. Обычно уровень загрязнения очень высок во Флориде и на южном побережье Калифорнии. Сильное промышленное загрязнение происходит в промышленные районы и вблизи крупных автомагистралей. Таблица —3 дает сводку различные источники загрязнения.

Напряжение пробоя загрязненных изоляторов измерено в лабораториях. Корреляция между лабораторными результатами и полевым опытом слабая. Результаты испытаний дают представление, но изоляторы выбираются с учетом практических соображений. опыт.

—1,3,6 Высота

Напряжение пробоя изолятора уменьшается с увеличением высоты. Над 1500 футов, следует рассмотреть возможность увеличения количества изоляторов. Практичный Правило — это увеличение на 3% зазора или длины изолирующих гирлянд на 1000 футов по мере увеличения высоты.

—1,4 Механические напряжения

Подвесные изоляторы должны выдерживать вес проводников и вес случайных ледовых и ветровых нагрузок.

В северных районах и на возвышенностях изоляторы и линии часто зимой покрыты льдом. Лед создает значительные механические нагрузки. на проводнике и на изоляторах. Изоляторы линии передачи нуждаются в выдерживать вес проводника и вес льда в прилегающей пролеты.Это может увеличить механическую нагрузку на 20-50%.

Ветер создает горизонтальную силу на проводниках линии. Эта горизонтальная сила увеличивает механическую нагрузку на линию. Ветровая нагрузка должен добавляться векторно к создаваемым весом силам. Расчетная нагрузка будет больше из совокупной нагрузки ветра и веса или ледяной и ветровой нагрузки.

Тупиковые изоляторы должны выдерживать продольную нагрузку, которая выше чем простой вес кондуктора в полупролете.

Внезапное падение ледяной нагрузки от проводника приводит к возникновению большой амплитуды механические колебания, вызывающие периодическую колебательную нагрузку изолятора (напряжение меняется от напряжения к сжатию и обратно).

Измеряется прочность изолятора на растяжение в течение 1 мин, и его используют для изготовления изолятора. выбор. Кроме того, каждый изолятор с крышкой и штифтом или шаровой головкой нагружен. механически в течение 1 мин и одновременно под напряжением. Это значение M&E указывает качество изоляторов.2)

Требуемая величина M&E рассчитывается по всем приведенным выше уравнениям и используется наибольшее значение.

=====

Шарик Стальной штифт Изоляционное стекло или фарфор Цемент Шарик с сжатием розетка Железный колпачок Запорный ключ Головка изолятора Расширительный слой Вложенный песок Юбка Юбка Антикоррозийная гильза для изоляторов постоянного тока

Вверху: РИС. 5 Поперечное сечение стандартного шарового изолятора.

=====

ТАБЛИЦА — 4 Технические характеристики стандартного изолятора

Диаметр 25.4 см (10 дюймов)

Расстояние 14,6 см (5-3 / 4 дюйма)

Расстояние утечки 305 см (12 футов)

Типичный рабочий напряжение 10 кВ

Механическая прочность 75 кН (15 кг)

====

Керамические (фарфоровые и стеклянные) изоляторы

—2.1 Материалы

Фарфор — наиболее часто используемый материал для изготовления изоляторов. Изоляторы изготовлены из влажного обработанного фарфора. Основные используемые материалы: смесь полевого шпата (35%), фарфоровой глины (28%), кремня (25%), шаровой глины (10%), и тальк (2%).Ингредиенты смешиваются с водой. Полученная смесь имеет консистенцию замазки или пасты и прессуется в форму для образования ракушка желаемой формы. Альтернативный метод — формирование экструзией. стержни, которым придана желаемая форма. Ракушки сушат и окунают в глазурь. После глазурования снаряды обжигаются в печи при температуре около 1200 ° С. Глазурь улучшает механическую прочность и обеспечивает гладкую, блестящую поверхность. После периода остывания к фарфору прикрепляют металлическую фурнитуру. с портландцементом.Ссылка [3] представляет историю фарфоровых изоляторов. и обсуждает производственный процесс.

Закаленное стекло также часто используется для изготовления изоляторов [4]. Расплавленное стекло заливается в форму для формирования скорлупы. Погружение в горячую и холодную ванну охлаждает снаряды. Эта термическая обработка приводит к усадке поверхности стекла и образованию давление на корпус, что увеличивает механическую прочность стекла. Внезапные механические нагрузки, такие как удар молотком или пулями, сломают стакан на мелкие кусочки.Металлический концевой фитинг крепится глиноземным цементом.

Вверху: РИС. 6 Гирлянда изолятора: (а) вилочного типа и (б) шарнирно-гнездового типа.

Вверху: РИС. 7 Стандартные и противотуманные изоляторы. (Sediver, Inc., Нантер, Франция.)

===

ТАБЛИЦА —5 Типовое количество стандартов (5-1 / 4 футов × 10 дюймов)

Изоляторы на разные уровни напряжения в сети (кВ) | ) Количество стандартных Изоляторы

===

—2,2 Гирлянды изолятора

В большинстве высоковольтных линий используется фарфор шарнирно-розеточного типа или закаленное стекло. изоляторы.Их также называют «колпачок и булавка». Крест разрез изолятора шарового типа показан на фиг. 5.

В таблице 4 приведены основные технические данные этих изоляторов.

Фарфоровая юбка обеспечивает изоляцию между железной крышкой и стальным стержнем. Гладкая верхняя часть фарфора способствует мытью и чистке под дождем. поверхности. Нижняя часть гофрирована, что предотвращает намокание и обеспечивает более длинный защищенный путь утечки. Портландцемент прикрепляет чашку и штифт.Перед нанесением цемента фарфор подвергается пескоструйной очистке для получения шероховатая поверхность. Тонкий расширительный слой (например, битум) покрывает металлические поверхности. Нагрузка сжимает цемент и обеспечивает высокую механическую прочность.

Металлические части стандартного шарнирного изолятора предназначены для выходят из строя до того, как фарфор разрушится из-за увеличения механической нагрузки. Это действует как механический предохранитель, защищающий конструкцию башни.

Шаровидные изоляторы крепятся друг к другу, вставляя шарик в розетке и закрепив соединение стопорным ключом.Несколько изоляторы соединяются вместе, образуя гирлянду изоляторов. ИНЖИР. 6 шоу гирлянда шаровых изоляторов и гирлянда, которая используется реже для линий электропередачи.

Противотуманные изоляторы с большим расстоянием утечки используются в загрязненных зонах, вблизи в океан или в промышленных условиях. ИНЖИР. 7 показывает типичный тип тумана изоляторы, механическая прочность которых выше стандартного изолятора сила. Например, изолятор туманного типа 6 1/2 × 12 1/2 рассчитан на 180 кН (40 кгс) и имеет расстояние утечки 50.1 см (20 дюймов).

Гирлянды изоляторов применяются для высоковольтных линий и подстанций. Они расположены вертикально на опорных башнях и горизонтально в тупике. башни. В таблице 5 показано типичное количество изоляторов, используемых коммунальными предприятиями. в США и Канаде в слегка загрязненных районах.

Вверху: РИС. 8 Опорные изоляторы.

Вверху: РИС. 9 Длинный стержневой изолятор.

—2.3 Сообщение типа Изоляторы

Штыревые изоляторы используются в линиях электропередачи среднего и низкого напряжения, где изоляторы заменяют траверсу (РИС.3). Однако большинство опорные изоляторы используются на подстанциях, где изоляторы поддерживают проводники, шины и оборудование. Типичный пример — камера прерывания автоматический выключатель резервуара под напряжением. Типичные изоляторов пост-типа показаны на фиг. 8.

Старые опорные изоляторы сконструированы так же, как и изоляторы с крышкой и штифтом, но с оборудованием, которое позволяет штабелировать изоляторы для образования высоковольтного единица. Эти агрегаты можно найти на старых станциях.

Современные опорные изоляторы состоят из фарфоровой колонны с защитными кожухами. или гофра на внешней поверхности для увеличения расстояния утечки.Для помещений использования, внешняя поверхность рифленая. Для использования на открытом воздухе — более глубокий навес от непогоды используется. Концевой фитинг герметизирует внутреннюю часть трубы, чтобы предотвратить попадание воды проникновение. ИНЖИР. 8 показывает типичный блок, используемый на подстанции. Оборудование производители используют большие изоляторы столбчатого типа для размещения конденсаторов, волоконно-оптических кабели и электроника, трансформаторы тока и приводные механизмы. В в некоторых случаях сам изолятор вращается и приводит в действие выключатели-разъединители.

Опорные изоляторы рассчитаны на большие сжимающие нагрузки, меньший изгиб нагрузки и малые растягивающие напряжения.

—2,4 Изоляторы с удлиненной штангой

Длинный стержневой изолятор представляет собой фарфоровый стержень с навесом снаружи и металлические концевые фитинги. Удлиненный стержень рассчитан на растягивающую нагрузку и применяется на линиях электропередачи в Европе. ИНЖИР. 9 показан типичный изолятор с длинным стержнем. Эти изоляторы не используются в США, потому что вандалы могут стрелять изоляторы, которые сломаются и вызовут перебои в работе. Главное преимущество конструкция длинной штанги — это исключение металлических деталей между агрегатами, которые уменьшает длину изолятора.

продолжение к части 2 >>

Связь между линиями электропередач и лесными пожарами

На протяжении многих лет коммунальным предприятиям по всей стране приходилось иметь дело с повреждениями, связанными с лесными пожарами, на своих линиях передачи и распределения, особенно тех, которые проходят через пустынные районы. Сейчас появляется все больше свидетельств того, что в некоторых случаях сами линии электропередач вызывают лесные пожары.

В некоторых случаях сильный ветер может задевать близлежащие деревья и их ветви в линии электропередач, вызывая пожары.В других случаях ветер может сломать деревянные столбы распределительной линии, в результате чего провода под напряжением упадут на ближайшую сухую траву, что приведет к пожару.

Хотя такие проблемы существуют в ряде штатов, наиболее серьезные проблемы возникли в Калифорнии, особенно за последние два года. Рекордные лесные пожары разразились в результате беспрецедентной засухи, которую испытал штат, превратившей миллионы акров леса в трутовики.

В конце 2017 года, например, линии электропередач, принадлежащие Pacific Gas & Electric (PG&E), были обвинены в десятке лесных пожаров в Северной Калифорнии и 18 связанных с ними смертельных случаях.В отчете, выпущенном Департаментом лесного хозяйства и противопожарной защиты Калифорнии, отмечается, что эти пожары начались, когда деревья и ветви соприкоснулись с линиями электропередач. Один из таких пожаров, Redwood Fire, сжег более 36000 акров, разрушил 543 строения и привел к гибели девяти мирных жителей. Другой, пожар Атласа, сжег 52000 акров земли, разрушил 783 строения и привел к гибели шести мирных жителей.

Летом 2018 года Департамент сообщил о еще не менее 17 крупных лесных пожарах, вызванных линиями электропередач.Один из них, пожар Томаса в южной части штата, был спровоцирован линиями Эдисона в Южной Калифорнии. Этот пожар уничтожил 1000 зданий и привел к оползню, в результате которого погибли 22 человека.

Безусловно, самый страшный пожар в истории штата. Пожар в лагере унес жизни не менее 85 человек и разрушил 14 000 домов. Хотя точная причина еще не установлена, пожар действительно начался возле некоторых линий электропередачи PG&E, которые вышли из строя всего за 15 минут до начала пожара.

Согласно отчету об инциденте Cal Fire, Camp Fire теперь официально локализован.

В то время как Комиссия по коммунальным предприятиям Калифорнии (CPUC) оценивает, что только около 10 процентов лесных пожаров в штате вызываются линиями электропередач, частота и серьезность этих лесных пожаров вынудили CPUC расширить свое расследование по мерам безопасности линий электропередач PG&E и даже подумать о взломе коммунальное предприятие на более мелкие, чтобы облегчить большую ответственность руководства за безопасность линий электропередач.

Кроме того, среди многих жителей штата растет протест против того, чтобы коммунальные предприятия стали более агрессивно закапывать линии электропередач, особенно линии электропередачи, которые проходят через густо засаженные деревьями районы. Конечно, такое усилие недешево. В статье в San Francisco Chronicle сообщается, что подземные работы такого типа могут стоить до 5 миллионов долларов за милю и что PG&E обойдется в более 100 миллиардов долларов, чтобы проложить под землей все ее линии электропередач. Помимо стоимости, есть опасения по поводу копания в экологически уязвимых районах.

Тем не менее, в отдельных частях штата такая работа ведется. San Diego Gas & Electric сообщает, что 60 процентов ее линий в настоящее время проходят под землей, включая сельские линии, проходящие через районы, подверженные лесным пожарам. Кроме того, коммунальное предприятие только что объявило о планах начать перевод еще 20 миль воздушных линий в подземные в сельской местности с высоким риском возгорания на территории обслуживания.

Несмотря на то, что строительство под землей часто обходится слишком дорого, растет интерес к тому, чтобы коммунальные предприятия изолировали свои линии электропередач, что снижает вероятность возникновения искр и связанных с ними пожаров.

Между тем, основное внимание, конечно же, уделяется более агрессивной работе с полосой отчуждения, чтобы деревья и ветви располагались как можно дальше от линий электропередач.

У вас недостаточно прав для чтения этого закона в это время

У вас недостаточно прав для чтения этого закона в это время Логотип Public.Resource.Org На логотипе изображен черно-белый рисунок улыбающегося тюленя с усами. Вокруг печати красная круглая полоса с белым шрифтом, в верхней половине которого написано «Печать одобрения», а в нижней — «Общественность».Resource.Org «На внешней стороне красной круглой марки находится круглая серебряная круглая полоса с зубчатыми краями, напоминающая печать из серебряной фольги.

Public.Resource.Org

Хилдсбург, Калифорния, 95448
Соединенные Штаты Америки

Этот документ в настоящее время недоступен для вас!

Уважаемый гражданин:

В настоящее время вам временно отказано в доступе к этому документу.

Public Resource ведет судебный процесс за ваше право читать и говорить о законах.Для получения дополнительной информации см. Досье по рассматриваемому судебному делу:

Американское общество испытаний и материалов (ASTM), Национальная ассоциация противопожарной защиты (NFPA), и Американское общество инженеров по отоплению, охлаждению и кондиционированию воздуха (ASHRAE) против Public.Resource.Org (Public Resource), DCD 1: 13-cv-01215, Объединенный окружной суд округа Колумбия [1]

Ваш доступ к этому документу, который является законом Соединенных Штатов Америки, был временно отключен, пока мы боремся за ваше право читать и говорить о законах, по которым мы решаем управлять собой как демократическим обществом.

Чтобы подать заявку на получение лицензии на ознакомление с этим законом, ознакомьтесь с Сводом федеральных правил или применимыми законами и постановлениями штата. на имя и адрес продавца. Для получения дополнительной информации о постановлениях правительства и ваших правах гражданина в соответствии с нормами закона , пожалуйста, прочтите мое свидетельство перед Конгрессом Соединенных Штатов. Вы можете найти более подробную информацию о нашей деятельности на публичном ресурсе. в нашем реестре деятельности за 2015 год. [2] [3]

Спасибо за интерес к чтению закона.Информированные граждане — это фундаментальное требование для работы нашей демократии. Благодарим вас за усилия и приносим извинения за возможные неудобства.

С уважением,

Карл Маламуд
Public.Resource.Org
7 ноября 2015 г.

Банкноты

[1] http://www.archive.org/download/gov.uscourts.dcd.161410/gov.uscourts.dcd.161410.docket.html

[2] https://public.resource.org/edicts/

[3] https://public.resource.org/pro.docket.2015.html

Напряжение пробоя изолятора | Физика проводников и изоляторов

Атомы в изоляционных материалах имеют очень сильно связанные электроны, очень хорошо сопротивляющиеся свободному потоку электронов. Однако изоляторы не могут противостоять неопределенному напряжению. При наличии достаточного напряжения любой изолирующий материал в конечном итоге поддастся электрическому «давлению», и тогда возникнет ток. Однако, в отличие от ситуации с проводниками, в которых ток линейно пропорционален приложенному напряжению (при фиксированном сопротивлении), ток через изолятор довольно нелинейен: при напряжениях ниже определенного порога ток практически не протекает, но если приложенное напряжение превышает это пороговое напряжение (известное как напряжение пробоя или диэлектрическая прочность ), возникнет прилив тока.

Диэлектрическая прочность — это напряжение, необходимое для пробоя диэлектрика , то есть для проталкивания тока через изоляционный материал. После пробоя диэлектрика материал может больше вести себя как изолятор, а может и не вести себя, поскольку молекулярная структура изменилась из-за нарушения. Обычно происходит локальный «прокол» изолирующей среды, по которому при пробое протекал ток.

Толщина изоляционного материала играет роль в определении его напряжения пробоя.Удельная электрическая прочность иногда указывается в вольтах на мил (1/1000 дюйма) или киловольтах на дюйм (две единицы эквивалентны), но на практике было обнаружено, что связь между напряжением пробоя и толщиной не является точно линейный. Изолятор в три раза толще имеет диэлектрическую прочность чуть менее чем в три раза. Однако для приблизительной оценки допустимы значения вольт на толщину.

Материал *	Электрическая прочность (кВ / дюйм)
Вакуум	20
Воздух	от 20 до 75
Фарфор	от 40 до 200
Парафиновый воск	от 200 до 300
Трансформаторное масло	400
Бакелит	от 300 до 550
Резина	450 до 700
Шеллак	900
Бумага	1250
тефлон	1500
Стекло	от 2000 до 3000
Слюда	5000

* = Перечисленные материалы специально подготовлены для электрического использования.

ОБЗОР:

При достаточно высоком приложенном напряжении электроны могут быть освобождены от атомов изоляционных материалов, в результате чего через этот материал будет протекать ток.
Минимальное напряжение, необходимое для «разрушения» изолятора путем пропускания через него тока, называется напряжением пробоя или диэлектрической прочностью .
Чем толще кусок изоляционного материала, тем выше напряжение пробоя при прочих равных условиях.
Удельная диэлектрическая прочность обычно выражается в одной из двух эквивалентных единиц: вольт на мил или киловольт на дюйм.

СВЯЗАННЫЕ РАБОЧИЕ ЛИСТЫ:

Как узнать напряжение ЛЭП по её внешнему виду | О технике и не только

Количество изоляторов в гирлянде ВЛ

Как по количеству изоляторов определить напряжение лэп, вл 750 кв

Количество изоляторов на ЛЭП (в гирлянде ВЛ)

Классификация ВЛ.

Необходимое число исправных изоляторов | Ремонт ВЛ под напряжением | Архивы

Исследования с исправными гирляндами изоляторов.

Исследование при наличии дефектных изоляторов в гирлянде.

Внимание — ЛЭП. | Управления Роспотребнадзора по Республике Ингушетия

Расстояние от ЛЭП до забора по СНиП: нормы

Важные моменты

Нормы

Безопасное расстояние от ЛЭП

Как повысить уровень безопасности

Рекомендации

«Правила устройства воздушных линий электропередачи напряжением 6 — 20 кВ с защищенными проводами (ПУ ВЛЗ 6 (утв. Минтопэнерго РФ)

Как определить уровень напряжения в электросети и безопасный уровень зазора

Виды ВЛ

Нравится:

SA.GOV.AU — Определение линий электропередач

Воздушные и подземные линии электропередач

Воздушные линии электропередач

Подземные линии электропередач

Линии передачи и распределения

Линии передачи

Распределительные линии

Столбы Stobie и опоры электропередачи

Столбы Stobie

Башни передачи

Общие типы линий электропередач в Южной Австралии

Распределительные линии 415 В

Линии 11 кВ

Линии SWER 19 кВ (однопроводное заземление)

Линия 33 кВ

линии 66 кВ

132 кВ и 275 кВ

Связанная информация

Загрузки

Путеводитель по передающим башням

Вольт различается

Провода токопроводящие и непроводящие

Напряжение и звонки

Метеорологи и птицы

Об авторе

Изоляторы и аксессуары (часть 1)

Связь между линиями электропередач и лесными пожарами

У вас недостаточно прав для чтения этого закона в это время

Банкноты

Напряжение пробоя изолятора | Физика проводников и изоляторов

Добавить комментарий Отменить ответ