УСЛОВИЯ РАБОТЫ СТЕКЛЯННЫХ ИЗОЛЯТОРОВ И НАДЕЖНОСТЬ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Стеклянные изоляторы в эксплуатации находятся под воздействием тех же факторов, что и фарфоровые изоляторы. Так. изоляторы внутренней установки (опорные) подвергаются механическим нагрузкам, воздействию рабочего напряжения и коммутационных перенапряжений. Изоляторы наружной установки (штыревые, опорноштыревые, подвесные) подвергаются воздействиям постоянных статических и динамических механических нагрузок (вес провода, ветер, гололед, вибрация проводов и пр.), рабочего напряжения и перенапряжений, а также влиянию климатических и атмосферных условий: туманы. дождь, загрязнения различными промышленными уносами, морскими солями и др.
Создание крупных объединенных энергетических систем и развитие новых индустриальных районов вызывают необходимость строительства линий электропередачи и сверхдальних ЛЭП при сверхвысоких напряжениях 500, 750 кВ и выше. Для обеспечения надежной работы таких линий к изоляторам предъявляются особо высокие требования. Между тем все еще наблюдаются случаи перекрытия линейной изоляции с отключением целых районов. Линейная изоляция на ЛЭП находится в различных и подчас в весьма тяжелых условиях. Так, например, в районе «полюса холода» на Крайнем Севере (Оймякон, Верхоянск) минимальная температура по данным метеостанций доходит до —68 и —71 °C. в районе Северного Ледовитого океана, за полярным кругом — 46°C и в районе Якутска и Магадана —43 °C, при частых гололедах и ветре большой силы [Л. 5]. Большая амплитуда суточных колебаний температуры в осеннее и весеннее время (30—40 °C) является также одной из причин, имевших здесь место перекрытия изоляторов. В достаточно тяжелых условиях работает линейная изоляция в южных горных районах (Армения), где из 165 случаев отключения ЛЭП в 1961 г. 88 отключений произошло из-за перекрытия изоляторов [Л. 6].
В тропических и полутропических районах линейные изоляторы также работают в весьма неблагоприятных условиях. Так, нагрев изоляторов солнцем до +80 °C, значительный суточный перепад температуры до 40 °C, а также воздействие на изоляторы песка при сильном ветре, туманы и различные отложения вызывают перекрытие, а часто и разрушение изоляторов.
Если диэлектрик изолятора достаточно стоек при высоких и низких температурах, то этого нельзя сказать о металлической арматуре изоляторов. Так, для работы при температуре — 60°C арматура изоляторов должна изготовляться из стали специальных марок, при температуре +70 °C цементные связки изменяют свои свойства и т. д.
Результаты обследования состояния стеклянных подвесных изоляторов, работавших в течение длительного времени (30 лет) в сетях Франции, показали их удовлетворительную работу [Л. 7]. Имевшие место отдельные случаи разрушения тарелки в результате перекрытия не привели к падению провода на землю. Визуальный контроль стеклянных изоляторов с вертолета значительно упростил и удешевил обслуживание линий электропередачи.
Технические требования к подвесным изоляторам должны обеспечивать бесперебойную работу их в течение длительного времени (25—30 лет). В эксплуатации изоляторы подвергаются механическим, тепловым, электрическим и климатическим воздействиям. Лабораторные испытания не в состоянии выявить полную картину влияния эксплуатационных условий на изоляторы. Поэтому метод тщательных лабораторных обследований изоляторов, проработавших на линии тот или другой период времени, может только в какой-то мере характеризовать качество изоляторов. Такие исследования опубликовывались по стеклянным подвесным изоляторам в Италии, Франции и в других странах [Л. 7].
Испытания производились согласно рекомендациям МЭК (публикация № 87).
Результаты механических испытаний показали незначительное снижение прочности изоляторов после 10 лет их эксплуатации, причем разрушение изоляторов происходило главным образом из-за повреждения арматуры и цементной связки.
В Советском Союзе также неоднократно проводились исследования стеклянных подвесных изоляторов советского производства, находившихся в эксплуатации различные периоды. Подвесные изоляторы из щелочного стекла, установленные на линиях электропередачи 35— 220 кВ, а также на линии 500 кВ и в загрязненных районах (Днепроэнерго, Донбассэнерго, Азэнерго и др.), в первый период дали 1,3% саморазрушений в год, однако в этих случаях не имели место падения провода на землю, так как остаток стекла в шапке изолятора имел прочность 4,3—7 тс. При дальнейшей эксплуатации (после 5 лет работы) выход из строя указанных изоляторов составлял 0,2—0,5% в год (Л. 13). На кривой (рис. 2-9) показана зависимость разрушения стеклянных подвесных изоляторов (в процентах к общему числу установленных изоляторов) от длительности эксплуатации.
Рис. 2-9. Зависимость повреждения стеклянных подвесных изоляторов от длительности эксплуатации.
Произведено обследование работы подвесных стеклянных изоляторов, установленных в различных энергосистемах страны. При этом оказалось, что изоляторы ПС6 работают надежнее однотипных фарфоровых: отбраковка стеклянных изоляторов в среднем составила 0,5%, а фарфоровых более 1%, причем изоляторы ПСП из малощелочного стекла на ЛЭП 500 кВ имеют в 2 раза меньший процент отбракованных, чем такие же изоляторы из щелочного стекла.
