Elektroenergetyka

Omów rodzaje zawieszeń i sposoby przymocowania przewodów do izolatora w linii napowietrznej.

Kompletne urządzenia z izolatorami i koniecznym sprzętem, służące do zawieszenia przewodu na słupie, nazywa się łańcuchem izolatorowym lub ogólniej zawieszeniem.
W liniach napowietrznych rozróżnia się dwa podstawowe rodzaje zawieszeń przewodów:
- przelotowe,
- odciągowe.
Zawieszenie przelotowe przewodów na izolatorze stojącym lub wiszącym charakteryzuje się tym, że siły naciągów przewodów po obu stronach izolatora są jednakowe lub ich różnica jest nieznaczna. Przy takim zawieszeniu na izolator nie działają siły pochodzące od naciągu, lecz tylko od ciężaru przewodu.
Zawieszenie odciągowe polega na obciążeniu izolatora stojącego lub wiszącego siłą naciągu przewodów. Na rysunku nr 1 pokazano rodzaje zawieszeń przewodów na izolatorach stojących i wiszących.
Przewód od izolatora stojącego przymocowuje się albo drutem wiązałkowym, albo za pomocą specjalnej odjemki ze sztywnego drutu, mocowanej do przewodu również drutem wiązałkowym. Przed przymocowaniem przewodu do izolatora owija się go na długości mocowania taśmą aluminiową 10x1 mm.
Obecnie Zamiast drutu wiązałkowego i objemki stosuje się uchwyt oplotowy. Jest to taśma złożona z kilku drutów stalowych, odpowiednio uformowanych. W środku ma ona wygięcie służące do nałożenia na główkę izolatora, a po obu stronach – dwie spirale o średnicach dostosowanych do przekroju przewodów, na które ma być nałożona.
Przy zawieszeniu odciągowym pętle przewodu, nakładaną na główkę izolatora, owija się również taśmą aluminiową. Mostek prądowy wykonuje się w postaci sztywnej pętli ponad obydwoma izolatorami.
Pokazane na rysunku nr 1 rodzaje zawieszeń dotyczą linii bez obostrzeń. W przypadku zawieszenia przewodów w przęsłach z obostrzeniem należy zastosować zawieszenie bezpieczne wg wymagań podanych w tabeli nr 1. Sposób wykonania takich zawieszeń jest pokazany na rysunku nr 2.
Dla izolatorów stojących zawieszenie bezpieczne polega na zastosowaniu przewodu zabezpieczającego, natomiast dla izolatorów wiszących – na zastosowaniu dodatkowego rzędu łańcuchów izolatorowych.
W zawieszeniu przelotowo-odciągowym przewód między uchwytami powinien być naprężony, lecz nie może się wyślizgnąć z uchwytu przy sile nie zagrażającej wytrzymałości słupa.


Rodzajizolatorów Rodzajsłupów Sposób zawieszania przy obostrzeniu
1 stopnia 2 i 3 stopnia
Stojące Przelotowe Bezpieczne przelotowe z przewodem zabezpieczającym przymocowanym do tego samego izolatora, a w przypadku zastosowania osprzętu oplotowego – jak dla linii bez obostrzeń Bezpieczne przelotowe z przewodem zabezpieczającym przymocowanym do dodatkowego izolatora lub na izolatorze odciągowym szpulowym (dla linii nn) lub z dodatkowym uchwytem oplotowym mocującym przewód do dodatkowego izolatora
Narożne Bezpieczne przelotowe z przewodem zabezpieczającym przymocowanym do dodatkowego izolatora lub na izolatorze odciągowym szpulowym (dla linii nn); w przypadku zastosowania osprzętu oplotowego – jak dla lini bez obostrzeń
Mocne Jak dla linii bez obostrzeń Bezpieczne odciągowe z przewodem zabezpieczającym przymocowanym do dodatkowego izolatora
Wiszące Przelotowe Jak dla linii bez obostrzeń Bezpieczne przelotowe lub bezpieczne przelotowo-odciągowe
Narożne
Mocne Bezpieczne odciągowe



1. Podaj przykład rozmieszczenia izolatorów
i przewodów na słupach.
W liniach niskiego napięcia, na których prowadzi się większą liczbę przewodów, ich rozmieszczenie jest odmienne niż w sieciach wysokiego napięcia. Rozróżnia się dwa podstawowe układy przewodów: naprzemianległy oraz płaski, jedno- i wielopoziomowy. We wszystkich tych układach obowiązuje zasada umieszczania najniżej przewodu PEN, N, PE lub oświetleniowego.
W liniach wysokiego napięcia są prowadzone trzy przewody robocze dla linii jednotorowych oraz sześć przewodów roboczych dla linii dwutorowych. W liniach tych stosuje się - jako podstawowe - układy: płaski i trójkątny.
Układ płaski charakteryzuje się możliwością stosowania niższych słupów, a więc mniejszym zużyciem materiału, lecz zajmuje dosyć szeroki pas terenu. Ma to szczególne znaczenie w liniach wyższych napięć, gdzie odległości między przewodami sięgają nawet kilkunastu metrów.
Układ trójkątny zajmuje węższy pas, co jest szczególnie korzystne na terenach gęsto zabudowanych, wymaga jednak stosowania wyższych słupów.
Oba układy różnią się również parametrami elektrycznymi. Układ płaski, ze względu na niejednakowe odległości między przewodami różnych faz, charakteryzuje się niesymetrią indukcyjności. Jest to zjawisko niekorzystne, gdyż pociąga za sobą niesymetrię spadków napięć. W układzie trójkątnym niesymetria ta nie występuje, gdyż odległości między przewodami są równe lub różnią się tylko nieznacznie.
W celu wyeliminowania niesymetrii indukcyjności w dłuższych liniach
o układzie płaskim stosuje się przeplecenia przewodów. Polega to na zmianie miejsca prowadzenia każdego przewodu co 1/3 długości całej linii
(rysunek nr 3). Przeplecenia stosuje się również w układzie trójkątnym nierównobocznym oraz - bez względu na układ przewodów - jeżeli chce się zmniejszyć oddziaływanie linii wysokiego napięcia na przebiegające równolegle linie telefoniczne.


W liniach dwutorowych, w celu zmniejszenia szerokości linii, stosuje się również układy pionowe lub zbliżone do pionowych.
W liniach o przewodach wiązkowych występuje najczęściej układ płaski faz. Najczęściej spotyka się układy o dwóch lub czterech przewodach
w wiązce. Tworzą one układ płaski (dwa przewody) lub układ kwadratowy (cztery przewody). Odległości między przewodami w wiązce wynoszą najczęściej 40 cm. Aby zapewnić stałą odległość między przewodami
w wiązce, co kilkadziesiąt metrów instaluje się pręty usztywniające, zwane odstępnikami.
Podczas montażu przewodów wiązkowych należy przy ich zawieszaniu
i naprężaniu zwrócić specjalną uwagę na równość zwisów.
Odległość między punktami zawieszenia przewodów różnych faz na słupie oblicza się wg wzoru:



w którym: b - odległość między przewodami, w m; k - współczynnik (dla AFL: do 70 mm2 - 0,75; 95120 mm2 - 0,7; 150 mm2 i więcej - 0,65); f+40 - zwis przewodu w temperaturze +40C, w m; li - długość pionowa izolatora wiszącego, w m; UN - napięcie znamionowe linii, w kV.

Długość łańcucha izolatorów li należy uwzględniać tylko w wypadku zawieszenia przelotowego lub przelotowe-odciągowego. W zawieszeniu przelotowo-odciągowym uwzględnia się tylko rzut długości łańcucha na płaszczyznę pionową.
W przypadku przęsła ograniczonego z jednej strony łańcuchem przelotowym, a z drugiej odciągowym, we wzorze pod pierwiastkiem - zamiast li - należy wstawić li / 2.
Tendencje rozwojowe w liniach napowietrznych dotyczą najczęściej słupów. Obecnie dąży się do zwiększenia liczby torów zawieszanych na wspólnych konstrukcjach wsporczych. Dotyczy to zwłaszcza linii średnich napięć, budowanych z zasady jako jednotorowe.
W liniach niskich i średnich napięć, ze względu na dużą liczbę słupów oraz ich gęste rozstawienie, bardzo istotne jest ograniczenie, a nawet całkowita likwidacja słupów figurowych, tj. A-owych, z podporą lub bramowych. Dotyczy to więc z zasady słupów mocnych, narożnych
i rozgałęźnych. Zajmują one dużo miejsca i są przyczyną wielu kłopotów w projektowaniu i budowie linii.





2. Przedstaw metody lokalizacji i usuwania uszkodzeń linii kablowej.
Linie kablowe mogą ulec uszkodzeniom zewnętrznym lub też wewnętrznym. Przy uszkodzeniu mechanicznym ich lokalizacja jest najczęściej zbędna, gdyż miejsce uszkodzenia jest widoczne. W pozostałych przypadkach konieczna jest lokalizacja uszkodzenia metodą elektryczną.
Pierwszą czynnością jest wówczas ustalenie rodzaju uszkodzenia. Wśród uszkodzeń rozróżnia się:
- zwarcia – do których zalicza się zwarcia między żyłami lub z ziemią,
- przerwy.
W przypadku zwarć niepełnych, tzn. takich które ujawniają się
w przypadku doprowadzenia wyższego napięcia, miejsce zwarcia najeży „dopalić” w celu uzyskania zwarcia pełnego. Wykonuje się to za pomocą impulsów o wysokim napięciu wysyłanych kablem. Rodzaj uszkodzenia określa się na podstawie pomiarów rezystancji izolacji i ciągłości żył.
Następną czynnością jest lokalizacja uszkodzenia. Od szybkości jej wykonania zależy w dużej mierze czas usunięcia uszkodzenia. Rozróżnia się pośrednie i bezpośrednie metody lokalizacji uszkodzeń.
Metody pośrednie polegają na wykonaniu pomiarów z punktów końcowych kabli i obliczeniu, na podstawie uzyskanych wyników, odległości od punktu pomiaru do miejsca uszkodzenia.
Do metod pośrednich należą: mostkowa, pojemnościowa i impulsowa. Dwie pierwsze z nich są bardzo niedokładne i w praktyce już nie stosowane.
Metoda impulsowa polega na wysyłaniu krótkotrwałego, powtarzalnego impulsu linią kablową i dokładny pomiar czasy tx, jaki upływa od wysłania do chwili jego powrotu na początek linii po odbiciu się od punktu nieciągłości. Impulsy wysłany i odbity obserwuje się na ekranie lampy oscyloskopowej,
a odległość między nimi odpowiada w pewnej podziałce czasowi tx. Znając prędkość rozchodzenia się fali w kablu i czas tx, oblicza się miejsce uszkodzenia od początku linii kablowej.
Do bezpośrednich metod lokalizacji uszkodzeń, polegających na szukaniu uszkodzeń na trasie linii, bezpośrednio nad kablem, należą metody.
- spadków napięcia;
- akustyczna;
- indukcyjna.
Metodę spadków napięcia stosuje się do badania zwarć z ziemią.
W układzie wymusza się przepływ prądu o wartości kilku amperów i za pomocą czułego woltomierza magnetoelektrycznego oraz dwóch ruchomych sond bada wartości i kierunki spadków napięcia wzdłuż trasy kabla. Spadki napięcia przy zbliżaniu się do uszkodzenia szybko wzrastają, a po jego minięciu zmieniają kierunek i szybko maleją.
Metoda akustyczna polega na wysyłaniu kablem udarowej fali napięciowej, która powoduje przeskok iskrowy w miejscu uszkodzenia. Trzask występujący podczas przeskoku jest wychwytywany przez mikrofon
i wzmacniany. W ten sposób posuwając się wzdłuż kabla można dokładnie zlokalizować uszkodzenie. Metodę tę można stosować zarówno przy zwarciach, jak i przerwach.
Najczęściej stosowaną metodą lokalizacji bezpośredniej jest metoda indukcyjna. Polega ona na dołączeniu do kabla generatora sygnałów wytwarzających impulsy o częstotliwości kilkuset herców. Częstotliwość wysyłania impulsów wynosi kilka herców. Generator dołącza się do uziemionej żyły kabla w sposób jak na rysunku nr 3. Aby odszukać miejsce uszkodzenia, należy się posuwać wzdłuż trasy kabla ze wzmacniaczem stanowiącym wraz z generatorem kompletny przyrząd. Wzmacniacz przetwarza impulsy na dźwięki słyszane przez szukającego za pomocą słuchawki. Przed samym uszkodzeniem następuje wzmocnienie dźwięku,
a po jego minięciu dźwięk szybko zanika (rys. 3). Przyrząd ten stosuje się powszechnie również do odtwarzania trasy kabla. Wówczas, zamiast przez zwarcie, obwód generatora zamyka się przez żyłę uziemioną na drugim końcu kabla.


Po zlokalizowaniu uszkodzenia należy przystąpić do jego usunięcia. Prace przy usuwaniu uszkodzeń na zewnątrz pomieszczeń należy prowadzić bez przerwy, aby zabezpieczyć izolację kabla przed wnikaniem wilgoci. Podczas pracy miejsce to zabezpiecza się przed wpływami zewnętrznymi (deszcz, kurz), stawiając namiot.
Odcinek linii kablowej, w którym nastąpiło uszkodzenie, należy wyciąć na długości co najmniej 0,5 m. Kabel o izolacji polwinitowej na napięcie do
1 kV, jeżeli pozostałe odcinki kabla mają nie uszkodzoną izolację, można (zamiast wycinania) przeciąć i zainstalować mufę przelotową. Długość tego odcinka zależy od stopnia zawilgocenia izolacji wokół uszkodzenia. Kabel odcina się stopniowo, za każdym razem sprawdzając zawilgocenie izolacji.
Do połączenia obu końców przeciętego kabla wykorzystuje się zostawione podczas budowy zapasy kablowe, jeżeli uszkodzenie nastąpiło w mufie lub
w jej najbliższym sąsiedztwie. W innym przypadku odcina się taki odcinek kabla, aby móc zainstalować wstawkę kablową. Najmniejsze długości wstawek kablowych powinny wynosić:
- 3 m - dla linii o napięciu do 1 kV;
- 5 m - dla linii o napięciu powyżej 1 kV.
Jednocześnie powinien być spełniony warunek, aby nie instalować nowych muf w odległości bliższej niż odpowiednio 15 i 25 m od muf istniejących. Gdy uszkodzenie jest w przepuście, mufy nie powinny być instalowane bliżej niż 3 m od jego krawędzi.
Należy stosować zasadę: wstawki kablowe powinny być wykonane
z tych samych typów kabli i o takim samym lub większym przekroju co kable uszkodzone.
Przed rozpoczęciem montażu osprzętu należy sprawdzić, czy
w pozostałych odcinkach kabla nie ma dodatkowych uszkodzeń oraz czy rezystancja izolacji spełnia następujące wymagania:
- 50 MΩ/km - dla kabli o izolacji i powłoce z polwinitu;
- 20 MΩ/km - dla kabli o izolacji papierowej;
- 1000 kΩ/krn - dla kabli olejowych.
Głowice kablowe należy instalować na kablach, które są już umocowane, w tym miejscu i w takiej pozycji, w jakiej będą pracować.
Nie zaleca się stosowania do napraw osprzętu i odcinków kabli, które były już w eksploatacji. W razie konieczności należy zbadać najpierw kable na zgodność z wymaganiami norm, a osprzęt wyczyścić i pomalować lakierem przeciwkorozyjnym.
Nieszczelności głowic kablowych usuwa się rozbierając głowicę, wymieniając uszkodzone części i montując ją ponownie lub wymieniając na nową. Głowice uszkodzone odcina się wraz z kablem o długości 0,5 m.
Podczas usuwania uszkodzeń w mufach na liniach kablowych na napięcie do 1 kV dopuszcza się naprawę mufy (wymianę uszkodzonych części)
i ponowny montaż. W liniach na wyższe napięcie mufę należy wyciąć wraz
z kablem o długości po 0,5 m z obu jej stron.
Jeżeli w odległości do 25 m od miejsca uszkodzenia znajduje się drugie uszkodzenie, to naprawę wykonuje się za pomocą tej samej wspólnej wstawki kablowej.


3. Czym różni się wyłącznik pełnoolejowy od małoolejowego?
Jednymi z pierwszych wyłączników wysokiego napięcia były wyłączniki pełnoolejowe. Produkowano je początkowo bez komór gaszeniowych,
a potem z komorami gaszeniowymi (rys. 4). W metalowym zbiorniku napełnionym dużą ilością oleju umieszczone były izolatory przepustowe, zakończone stykami nieruchomymi. Styk ruchomy stanowiła poprzeczka metalowa połączona z wałem napędowym za pomocą izolacyjnego drążka. Podczas wyłączania styk ruchomy przesuwał się w dół, „ciągnąc" za sobą łuk. Pod wpływem wysokiej temperatury olej w pobliżu łuku rozkładał się na gaz (w większości wodór - mający dobre własności dejonizacyjne), tworząc wokół łuku pęcherz gazowy. Ponadto łuk, wskutek działania sił dynamicznych, był wypychany w stronę ścian zbiornika i stykał się
z chłodnym olejem. Czynniki te powodowały zagaśnięcie łuku, a gazy wydobywały się przez specjalny otwór na zewnątrz zbiornika.


W komorach gaszących zwiększa się intensywność chłodzenia, gdyż po wysunięciu się styku z komory znajdujący się tam pod wysokim ciśnieniem gaz w sposób wybuchowy przedostaje się do zbiornika i łatwiej gasi łuk.
Na rysunku 5 pokazano dwa typy stosowanych komór gaszeniowych.
W obu komorach chodzi o to, aby wytworzyć wyższe ciśnienie i pęcherz gazowy poza miejscem zgaszenia łuku - powoduje to silniejszy wydmuch.
W komorze poprzeczno-strumieniowej w górnej części 6 jest wyższe ciśnienie, gdyż wcześniej zapala się tam łuk. Podobnie jest w komorze
z łukiem pomocniczym - zapala się on wcześniej i strumień gazów powoduje wydmuch natychmiast po zapaleniu się głównego dolnego łuku, powodując jego zgaszenie.

Ze względu na duże ilości palnego oleju, stanowiącego potencjalne niebezpieczeństwo, oraz niewielkie moce zwarciowe wyłączniki pełnoolejowe wychodzą obecnie z użycia. Ponadto charakteryzują się one dużym ciężarem i dużymi wymiarami, a ich zdolność wyłączalna jest stosunkowo niewielka. Wyłączniki te mają najczęściej napęd ręczny lub silnikowy.
W wyłącznikach pełnoolejowych olej stanowi jednocześnie materiał gaszący i izolację. W wyłącznikach małoolejowych izolację stanowią materiały izolacyjne stałe (porcelana, tworzywa, żywice), natomiast rola oleju została ograniczona tylko do gaszenia łuku (potrzebna ilość stanowi kilka procent ilości stosowanej w wyłącznikach pełnoolejowych).
Wyłączniki małoołejowe (rys. 6, 7) są stosowane w dużym zakresie napięć 6220 kV. Każdy biegun wyłącznika małoolejowego ma postać wąskiej izolatorowej tulei wypełnionej olejem. Wewnątrz znajduje się komora gasząca.



W konstrukcji wyłączników spotyka się bardzo wiele rozwiązań komór gaszących. Do najpopularniejszych należą komory garnkowe podłużno-
i poprzecznostrumieniowe.

4. Gdzie i dlaczego stosuje się przewody odgromowe, a gdzie iskierniki i odgromniki elektroenergetyczne?
Przewody odgromowe umieszcza się ponad przewodami fazowymi (ze względu na ich przeznaczenie – ochronę linii przed wyładowaniami atmosferycznymi). W liniach na napięcie do 60 kV obecnie nie stosuje się przewodów odgromowych; natomiast w liniach o napięciu 110 kV
i wyższym są one zawieszone na całej długości linii. W zależności od konstrukcji słupa oraz wymaganego kąta ochrony zawiesza się albo jeden przewód na wierzchołku słupa, albo dwa na specjalnych poprzeczkach. Wymagany kąt ochrony α wynosi dla linii na napięcie 110 kV – 30o, a dla linii 220 i 400 kV – 20o.
Iskiernik jest najprostszym przyrządem służącym do ograniczania wartości szczytowej przepięć udarowych. Nie zapewnia on jednak przerwania prądu zwarciowego przy napięciu roboczym, po stłumieniu fali przepięciowej. Wygląd iskiernika pokazany jest na rysunku nr 8. Buduje się również iskierniki o innych kształtach. Wadą iskierników jest zależność czasu działania (od chwili pojawienia się napięcia do przeskoku) od wartości napięcia udarowego. Zależność ta jest pokazana na rysunku nr 9. Widać na nim, że dla napięcia U2 wcześniej nastąpi przeskok na urządzeniu chronionym niż na iskierniku. Przy niższych napięciach iskiernik chroni poprawnie.


Ponieważ iskierniki nie zapewniają zgaszenia łuku po zaniku fali napięciowej (płynie wówczas prąd następczy), wymagane jest zatem wyłączenie w tym celu linii. Aby nie powodowało to kłopotliwych czynności łączeniowych i przerw w dostarczaniu energii, w liniach tych stosuje się samoczynne ponowne załączenie (SPZ). Polega ono na takim sterowaniu wyłącznika za pomocą przekaźników, aby wyłączona linia natychmiast po zgaśnięciu łuku była ponownie załączona. W razie trwałego zwarcia następuje ponowne wyłączenie linii (działanie SPZ). Łuk w iskierniku można również zgasić za pomocą dławika gaszącego włączonego między punkt neutralny transformatora a ziemię.
Odgromniki wydmuchowe i zaworowe ograniczają wartość przepięć udarowych i jednocześnie zapewniają przerwanie prądu zwarciowego po zaniku fali udarowej.
Odgromniki wydmuchowe mają dwie przerwy iskrowe: wewnętrzną
i zewnętrzną. Iskiernik wewnętrzny jest umieszczony w rurze z materiału gazującego. W chwili przeskoku przepięciowego pod wpływem łuku wydzielają się gazy, które przy wydmuchiwaniu na zewnątrz gaszą łuk. Zgaszenie łuku jest na tyle szybkie, że nie wywołuje zadziałania zabezpieczeń i wyłączenia linii.
Skuteczność ochrony odgromnika jest zapewniona w odległości do kilku metrów od miejsca ich zainstalowania.
Odgromniki wydmuchowe są tanie, lecz kłopotliwe w eksploatacji, gdyż wymagają kontroli przerwy zewnętrznej iskrowej i średnicy wewnętrznej rury, która rozszerza się podczas pracy. Są one powszechnie stosowane
w sieciach średnich napięć o niewielkich mocach zwarciowych.
Odgromniki zaworowe składają się z iskiernika wielokrotnego oraz rezystora o zmiennej rezystancji. Rezystancja rezystora jest większa przy małych prądach i mniejsza przy dużych prądach. Fakt ten powoduje, że spadek napięcia na odgromniku jest prawie niezależny od wartości prądu udarowego. Po przepływie prądu udarowego przepływ prądu następczego przy napięciu roboczym jest przerywany na wielu iskiernikach gaszących. Zgaszenie łuku jest ułatwione dzięki zwiększeniu rezystancji rezystora, co znacznie zmniejsza wartość prądu następczego.
Odgromniki zaworowe w wykonaniu normalnym nie mogą chronić przed przepięciami wewnętrznymi, gdyż przepięcia te trwają znacznie dłużej i w ich wyniku wydzielają się duże ilości ciepła. Odgromniki chroniące jednocześnie przed przepięciami atmosferycznymi i wewnętrznymi mają specjalną konstrukcje z tzw. Wydmuchem magnetycznym, czyli z magnetycznym sterowaniem łuku. Odgromniki te charakteryzują się oczywiście znacznie mniejszym statycznym napięciem zapłonu.