Загрязнение приземного слоя атмосферы и соответственно внешней изоляции электрооборудования, связанное с движением автомобильного транспорта, является одним из существенных техногенных воздействий на окружающую среду. Особенно сильно оно ощущается в крупных городах. Наиболее опасным является распространение в атмосфере в зимнее время года противогололедных химических средств, которые попадают на изоляцию электроустановок, расположенных вблизи автодорог.

Именно это явилось причиной аварии на ПС «Южная» в Санкт-Петербурге в начале января 2009 года, оставившей без электричества потребителей трех крупных районов города. О выводах, составленных комиссией по расследованию этой аварии, и разработанных требованиях к выбору изоляции электроустановок, расположенных вблизи автодорог, – в материале наших авторов, представляющих ОАО «НИИПТ».

Лев Владимирский, Елена Орлова, Дмитрий Печалин, Евгений Соломоник, Тамара Яковлева,
ОАО «НИИПТ», г. Санкт-Петербург

ИЗОЛЯЦИЯ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК ВБЛИЗИ АВТОДОРОГ.
Опыт аварии на ПС «Южная» в Санкт-Петербурге

Проблема загрязнения изоляции автодорожной солью уже давно существует в промышленно развитых странах [1]. Расход противогололедных реагентов в США составляет 15 миллионов тонн, в Канаде – 4–5 миллионов тонн в год. Слой загрязнения, образованный уносами солей с дорожного полотна, на поверхности изоляторов может достигать 0,1 мг/см², что классифицируется как сильное загрязнение. В качестве антигололедных веществ за рубежом используются поваренная соль (NaCl), хлорид кальция (CaCl₂), а также смесь различных солей. Исследования [1] показали значительное снижение разрядных характеристик изоляторов, загрязненных солями, используемыми в качестве антигололедных реагентов на дорожных покрытиях, что является серьезной проблемой для нормальной работы внешней изоляции электрооборудования и изоляторов.

В главе 1.9 ПУЭ 7-го изд. «Изоляция электроустановок» [2] предусматривается усиление изоляции электроустановок, расположенных в непосредственной близости (до 100 м) от автодорог.

В период с 6 по 11 января 2009 г. при неблагоприятных метеорологических условиях на ОРУ 330/220/110 кВ ПС «Южная» (г. Санкт-Петербург) произошли неоднократные отключения электроустановок, вызванные перекрытиями внешней изоляции электрооборудования вследствие осаждения на её поверхности загрязняющих веществ из атмосферы. Перекрытия внешней изоляции происходили на оборудовании, расположенном практически на всей территории, занимаемой тремя ОРУ ПС «Южная» (рис. 1). На ОРУ 110 кВ произошло 9 перекрытий, на ОРУ 220 кВ – 16, а на ОРУ 330 кВ – 13.

Рис. 1. Многочисленные дуговые разряды на внешней изоляции электрооборудования ОРУ ПС «Южная» (фото с мобильного телефона)

Для исследования причин аварии и разработки мероприятий по предотвращению таких событий, в ОАО «НИИПТ» были проведены следующие работы:

• испытания изоляторов с естественным слоем загрязнения (демонтированных с ОРУ ПС «Южная»);
• измерение загрязнений на ОРУ ПС «Южная», выпадающих из приземного слоя атмосферы в различные сезоны года;
• оценка эффективности применения водоотталкивающих покрытий (гидрофобных паст) на ОРУ ПС «Южная»;
• разработка нормативных требований к выбору уровней изоляции вблизи автодорог c учетом новых данных по работе изоляции при таких условиях эксплуатации.

Реализация технических мероприятий на основе выполненных исследований позволила полностью предотвратить на ПС «Южная» отключения зимой 2009–2010 гг. при аналогичных метеоусловиях и разработать требования к внешней изоляции ОРУ 110, 220 и 330 кВ ПС «Южная» при её реконструкции.

УСЛОВИЯ РАБОТЫ И ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ ИЗОЛЯТОРОВ

В Санкт-Петербурге в зимние месяцы часто наблюдается усиление ветра западных направлений, которое сопровождается снегопадами, метелями и такими неблагоприятными явлениями, как ледяной дождь, гололед и гололедица. Оттепели чередуются с волнами холода.

В дни, когда происходили отказы на ПС «Южная», ветер имел в основном западное и северное направления, т.е. дул со стороны кольцевой автомобильной дороги (КАД), влажность воздуха была высокой, а температура достаточно низкой (–7–16 °С), что потребовало от дорожных служб повышенного расхода противогололедных веществ на автодорогах.

КАД была введена в эксплуатацию в 2008 г. Одна из ее эстакад (высотой 15 метров) расположена в северо-западном направлении на расстоянии 150÷300 м от ОРУ 330, 220 и 110 кВ ПС «Южная». В холодное время года дорожное полотно на всем протяжении КАД обрабатывается химическими противогололедными материалами. На участках дорожного полотна используется NaCl, а на мостах, эстакадах и путепроводах – водный раствор ацетата калия (KCH₃COO). В химическом отношении поваренная соль и ацетат калия являются электролитами, т.е. их водные растворы хорошо проводят электрический ток.

Химический анализ снеговых проб, взятых в первые дни аварии с поверхности дорожного полотна эстакады КАД вблизи ПС «Южная», атмосферных осадков в районе ОРУ 220 кВ ПС «Южная» и слоя загрязнения на поверхности опорного изолятора из состава разъединителя 330 кВ, установленного на ОРУ ПС «Южная», показали наличие во всех указанных пробах поваренной соли и ацетата калия.

Уровни изоляции подстанционного оборудования ПС «Южная» в основном соответствуют 1-й степени загрязнения (СЗ) по [2], а в отдельных случаях – 2-й СЗ. После ввода в эксплуатацию в 1968 г. внешняя изоляция электрооборудования на ОРУ ПС «Южная» в целом работала надежно, при этом специальные профилактические мероприятия не применялись. Чистка внешней изоляции, покраска армировочных швов проводились при плановых и текущих ремонтах в среднем с периодичностью 1 раз в 2 года.

ИССЛЕДОВАНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК ИЗОЛЯТОРОВ ПРИ ЭКСТРЕМАЛЬНОМ ЕСТЕСТВЕННОМ ЗАГРЯЗНЕНИИ

Характеристики загрязнения изучались на линейных и опорных изоляторах, демонтированных с ОРУ ПС «Южная» непосредственно в период развития аварии. С этой целью были демонтированы и доставлены на испытания в ОАО «НИИПТ» пять опорных фарфоровых изоляторов типа ИОС-35-1000 и четыре линейных фарфоровых тарельчатых изолятора типа ПФ-6Б. Опорные изоляторы входили в состав изоляционной конструкции разъединителя 330 кВ типа РНД-330, перекрытого электрической дугой во время аварийной ситуации.

Методика определения разрядного напряжения (U_разр) и удельной поверхностной проводимости (χ) изоляторов с естественным слоем загрязнения при искусственном увлажнении соответствовала требованиям ГОСТ 10390 [3].

Результаты испытаний

Внешний осмотр изоляторов типа ИОС-35-1000 показал, что их поверхность равномерно покрыта легко удаляемым слабым слоем загрязняющего вещества (рис. 2а). Поверхность тарельчатых изоляторов типа ПФ-6Б покрыта неравномерным слоем загрязнения: верхняя часть изолятора имеет слабый слой загрязнения, который легко удаляется; нижняя часть покрыта трудно счищающимся плотным слоем загрязнения (рис. 2б).

Рис. 2. Внешний вид демонтированных изоляторов:
а) опорный фарфоровый изолятор типа ИОС-35-1000;
б) участок фарфорового тарельчатого изолятора типа ПФ-6Б.

В результате электрических испытаний пяти изоляторов типа ИОС-35-1000 было определено их среднее разрядное напряжение, рассчитанное на один изолятор: U_разр = 47,8 кВ.

Испытание четырех тарельчатых изоляторов типа ПФ-6Б производилось в гирлянде из двух изоляторов. Среднее значение разрядного напряжения, рассчитанное на один тарельчатый изолятор, составило U_разр = 14,4 кВ.

По результатам испытаний изоляторов определялся коэффициент запаса (К_з) электрической прочности изоляционной конструкции (ИК): U_{разр(ик)} разъединителя и гирлянды изоляторов по отношению к напряжению, при котором конструкция работает в условиях эксплуатации. Коэффициент запаса определялся следующим образом:

, (1)

где U_{pазр(ИК)} –расчетное значение разрядного напряжения для ИК;
U_н.p. – наибольшее рабочее фазное напряжение, при котором ИК работает в эксплуатации.

ИК разъединителя 330 кВ состоит из 3-х колонок опорных изоляторов типа ИОС-35-1000 по 6 изоляторов в каждой. Значение U_н.p., при котором работал разъединитель во время аварийной ситуации, составляло 199,4 кВ. Расчетное U_{pазр(ИК)} и К_з для ИК разъединителя 330 кВ по результатам испытания одиночного изолятора ИОС-35-1000 можно оценить так:

, (1)

где 1,15 – коэффициент, учитывающий наличие трех колонок с перемычками в ИК разъединителя [2].

Коэффициент запаса гирлянд изоляторов типа ПФ-6Б составил К_з = 1,8 для ОРУ 110 и 220 кВ (9 и 18 изоляторов в гирлянде соответственно) и К_з = 1,6 для ОРУ 330 кВ (22 изолятора в гирлянде).

Многолетнее сопоставление опыта эксплуатации и лабораторных исследований показывает, что надежная работа внешней изоляции электрооборудования в условиях загрязнения и увлажнения обеспечивается при К_з ≥ 1,8÷2,0 [4, 5].

Коэффициент запаса для гирлянд тарельчатых изоляторов составил 1,6÷1,8, что является минимально необходимым для надежной работы при отсутствии проводящих осадков. В январе 2009 г. на ПС «Южная» перекрытий на подвесной изоляции не зафиксировано, но наблюдались многочисленные частичные разряды на поверхности тарельчатых изоляторов голубовато-фиолетового и оранжево-желтого цвета, что свидетельствует о большой вероятности перекрытия.

Следует отметить, что тарельчатые фарфоровые изоляторы, выпускавшиеся в СССР, имеют низкий показатель надежности. Так, в [6] отмечается, что среднегодовая повреждаемость (число отказов) за длительный срок эксплуатации в электрических сетях бывшего СССР подвесных тарельчатых фарфоровых изоляторов с потерей электрической прочности составляет (1,0–1,15) · 10^–2 1/год. Если в гирлянде имеются поврежденные (пробитые) изоляторы, которые не были выявлены и заменены, то при перекрытии такой гирлянды по поверхности (вследствие загрязнения изоляторов) и последующем прохождении по ней тока КЗ, с большой долей вероятности происходит расцепление пробитого изолятора, сопровождающееся падением провода на землю. На ОРУ ПС «Южная» таких случаев не наблюдалось, т.к. не происходило перекрытий гирлянд тарельчатых изоляторов. Тем не менее при реконструкции и техническом перевооружении необходимо производить замену устаревших типов тарельчатых фарфоровых изоляторов.

Оценим значение К_з, которое обеспечило бы надежную работу изоляции на ПС «Южная» во время интенсивного загрязнения уносами противогололедных реагентов в январе 2009 г. с учетом электропроводящих осадков. Многолетние исследования по определению зависимости разрядных напряжений изоляторов с естественным загрязнением от проводимости естественного увлажнения [7] показали, что при увеличении проводимости осадков χ_ν от 0,1 до 2,2 мСм/см снижение разрядного напряжения происходит примерно в 1,5 раза.

Следовательно, требуемое значение коэффициента запаса в условиях проводящих осадков, характерных для ПС «Южная», составляет К´_з = К_з · 1,5 = (1,8÷2,0) · 1,5 = 2,7÷3,0. Обеспечить такой Кз может соответствующее усиление изоляции (что невозможно выполнить в короткий промежуток времени на трех ОРУ) либо применение профилактических мероприятий, например, покрытие поверхности изоляторов гидрофобной пастой, что было реализовано в январе 2009 г. на ПС «Южная».

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ ПЕРЕКРЫТИЙ

После начала аварийных отключений внешняя изоляция электрооборудования ПС «Южная» была подвергнута ручной чистке с помощью растворителей и ветоши. Однако через сутки после ручной чистки произошло повторное перекрытие изоляторов разъединителя 330 кВ. С целью оперативного устранения опасных перекрытий внешняя изоляция электрооборудования в соответствии с рекомендациями [8] была обработана гидрофобным покрытием. На ОРУ 110 и 330 кВ изоляция была покрыта кремнийорганической пастой КПД, а на ОРУ 220 кВ – турбинным маслом, которое впоследствии было заменено пастой КПД. После гидрофобизации изоляции электрооборудование на ОРУ ПС «Южная» работало надежно, отключений, связанных с перекрытиями внешней изоляции, больше не наблюдалось.

Определение срока эффективного действия пасты КПД на ПС «Южная» проводилось на основании:

• измерения разрядных напряжений и удельной поверхностной проводимости изоляторов с гидрофобным покрытием при искусственном увлажнении;
• определения коэффициента запаса;
• сравнения внешнего вида гидрофобного покрытия различного срока эксплуатации;
• определения класса гидрофобности защитного покрытия.

В районе с осадками, обладающими повышенной электропроводностью (χ_ν ≥ 2 мСм/см), покрытие считалось утратившим гидрофобные свойства, если значение К_з < 3 (с учетом проводящих осадков), удельная поверхностная проводимость χ > 1 мкСм, а класс гидрофобности снизился на 2 ступени и более.

Кроме того, после испытаний производилось частичное удаление пасты с демонтированных изоляторов. При обнаружении затвердевания пасты или образования трудно снимаемой пленки независимо от результатов электрических испытаний паста считалась потерявшей гидрофобные свойства.

Для оценки срока эффективного действия гидрофобных покрытий (паста КПД и турбинное масло) использовались опорно-стержневые изоляторы нормального исполнения классов напряжения 35 и 110 кВ, установленные на ОРУ ПС «Южная». В табл. 1 приведены результаты испытаний и результаты оценки по разным критериям срока эффективного действия гидрофобных покрытий после 6 и 10 месяцев эксплуатации с момента их нанесения в январе 2009 г. Для сравнения в этой таблице приведены результаты испытания изоляторов без гидрофобного покрытия.

Таблица 1. Оценка эффективности гидрофобных покрытий

Из полученных результатов можно сделать вывод, что К_з = 2,25 не обеспечивает надежную работу изоляции без гидрофобного покрытия в условиях увлажнения осадками с повышенной электропроводностью, что подтверждено событиями января 2009 г. При отсутствии проводящих осадков К_з = 2,25 является достаточным для надёжной работы изоляции на ОРУ ПС «Южная», что подтверждается отсутствием перекрытий в летне-осенний период, а также низким значением χ = 0,4 мкСм опорных изоляторов без гидрофобного покрытия. При таком (циклическом) характере загрязнения надежная работа изоляции в условиях проводящих осадков на ПС «Южная» может быть обеспечена только с помощью защитного гидрофобного покрытия.

Турбинное масло является эффективным средством при оперативной профилактике загрязнения, что подтвердила работа изоляции, покрытой турбинным маслом, во время аварии в январе 2009 г. Значения К_з > 3 для опорных изоляторов, покрытых турбинным маслом, являются достаточными для обеспечения надежной работы изоляции на ПС «Южная» в условиях проводящих осадков. Однако изоляторы, покрытые турбинным маслом, имеют недостатки по другим показателям:

• класс гидрофобности в процессе эксплуатации снижается ниже требуемого значения и незначительно отличается от класса гидрофобности изоляторов без гидрофобного покрытия;
• состояние гидрофобного покрытия постепенно ухудшается, становясь со временем практически гидрофильным, – покрытие высыхает и затвердевает;
• удельная поверхностная проводимость со временем постепенно увеличивается.

Паста КПД является эффективным средством для профилактики загрязнения, что подтверждается опытом эксплуатации изоляции, покрытой пастой КПД, в течение 2009 г. Полученные значения коэффициента запаса для опорных изоляторов, покрытых пастой КПД (К_з = 3,75 и 3,95), являются вполне достаточными для обеспечения надежной работы изоляции на ПС «Южная» при работе в условиях проводящих осадков.

Измеренные во время исследований в летне-осенний период низкие значения удельной поверхностной проводимости опорных изоляторов с пастой КПД (χ = 0,04 мкСм) соответствуют очень слабому загрязнению и согласуются с высокими разрядными характеристиками изоляторов. Контроль класса гидрофобности этих изоляторов показал достаточно высокое значение (3-й класс) в течение всего времени обследования, что однозначно свидетельствует о сохранении пастой КПД гидрофобных свойств.

Необходимо отметить, что паста КПД в течение летне-осеннего периода исследования не затвердела и легко счищалась, загрязнение покрывало только верхний слой пасты, практически не проникая внутрь.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК АТМОСФЕРНЫХ ЗАГРЯЗНЕНИЙ И ОЦЕНКА ИХ ОПАСНОСТИ ДЛЯ РАБОТЫ ИЗОЛЯЦИИ

Для исследования характеристик загрязнений, выпадающих из атмосферы, на ОРУ 330, 220 и 110 кВ ПС «Южная» были установлены три сборника загрязнений (рис. 3), изготовленных в соответствии с рекомендациями стандарта МЭК 60815-2009 [9].

Рис. 3. Сборник загрязнения, ориентированный в различных направлениях по сторонам света

Сборники загрязнений ориентировались таким образом, чтобы пазы каждого из них были направлены на север, юг, восток и запад соответственно. Контейнеры сборников с собранным загрязнением периодически заменялись. Содержимое контейнеров смешивалось с 500 мл деминерализованной воды, затем измерялась удельная объемная проводимость раствора. После этого вычислялась удельная объемная проводимость χν для каждого направления, приведенная к 20 °C, к нормированному объему 500 мл и к 30-дневному сроку:

, (2)

где χ_ν20 – удельная объемная проводимость раствора из сборника загрязнения в одном из 4-х направлений, приведенная к 20 °C, мкСм/см;
V – объем раствора из контейнера сборника, мл;
Т – число дней, в течение которых сборник загрязнений был установлен.

Показатель загрязнения , выраженный в мкСм/см, определялся как среднее значение из четырех измерений χν по формуле:

, (3)

Взаимосвязь между СЗ и показателем загрязнения представлена в табл. 2.

Таблица 2. Зависимость СЗ от показателя загрязнения

Показатель загрязнения (мкСм/см) в течение одного года		СЗ (ПУЭ 7-го изд.)
Среднемесячное значение	Месячный максимум
< 75	< 175	1
76÷200	176÷500	2
201÷350	501÷850	3
> 350	> 850	4

По результатам исследований на ПС «Южная» в течение 2009 г. определялось среднемесячное значение и ежемесячный максимум показателя загрязнения , и по табл. 2 устанавливалась СЗ, регламентированная в ПУЭ 7-го изд. (табл. 3).

Таблица 3. Среднемесячное значение и ежемесячный максимум в течение 2009 г. показателя загрязнения

Сборник загрязнения	Показатель загрязнения (мкСм/см) в течение 2009 года		СЗ
	Среднемесячное значение	Месячный максимум
№ 1	36,7	39,5	1
№ 2	35,8	42,9	1
№ 3	41,5	49,8	1

Исследования характеристик атмосферных загрязнений показали, что опасные загрязнения на ОРУ ПС «Южная» в летне-осенний период года отсутствуют, что подтверждается опытом эксплуатации изоляции электроустановок в этот период года.

Произведем оценку показателя загрязнения по описанной методике в период развития аварии на ПС «Южная». 11–12 января 2009 г. на ОРУ 220 кВ были собраны атмосферные осадки. Площадь сборника осадков составляла 650 см², а объём собранных осадков – 125 мл. Удельная объемная проводимость этих осадков составила χ_ν20 = 2200 мкСм/см. Расчетное значение , вычисленное по (2), составило 16500 мкСм/см. Этому значению по табл. 2 соответствует 4-я СЗ, что совпадает с результатами определения СЗ на основе исследований загрязненных изоляторов и опыта эксплуатации изоляции электрооборудования на ОРУ ПС «Южная», рассмотренных ниже.

ВЫБОР УРОВНЕЙ ВНЕШНЕЙ ИЗОЛЯЦИИ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК,
РАСПОЛОЖЕННЫХ ВБЛИЗИ АВТОДОРОГ

Выбор уровней внешней изоляции для ПС «Южная» производился с учетом близкого расположения КАД, рассматриваемой как источник загрязнения.

Определение СЗ производилось в соответствии с [2, 10] по опыту эксплуатации и результатам исследований.

Определение СЗ по опыту эксплуатации

Определение СЗ по опыту эксплуатации производится на основании достоверно установленных перекрытий внешней изоляции (N_з) и определения удельной эффективной длины пути утечки (ОРУ) оборудования, на котором достоверно установлены эти перекрытия.

В соответствии с критериями [10], для конструкций ОРУ, на которых не проводятся профилактические мероприятия и за последние 5 лет имели место достоверно установленные перекрытия изоляции вследствие ее загрязнения, величина _ОРУ должна быть увеличена: на 10% при N_з = 1; на 15% при N_з = 2; на 20% при N_з = 3÷4. При N_з более 4-х, СЗ увеличивалась на одну ступень по отношению к расчетной при N_з = 3÷4. После определения ОРУ, СЗ определялась по табл. 4.

Таблица 4. Определение СЗ по данным опыта эксплуатации

ОРУ, см/кВ	СЗ
до 1,6 включительно	1
более 1,6 до 2,0 включительно	2
более 2,0 до 2,5 включительно	3
более 2,5 до 3,1 включительно	4
более 3,1	> 4

Расчетное значение _ОРУ, определенное в соответствии с [10], составило _ОРУ = 1,6 см/кВ. С 6 по 7 января 2009 г. на ОРУ ПС «Южная» произошло более четырех перекрытий изоляции вследствие загрязнения. В этом случае в соответствии с вышеизложенным ОРУ должна быть увеличена на 20%, т.е. _ОРУ = 1,6 · 1,2 = 1,92 см/кВ, что по табл. 5 соответствует 2-й СЗ. Всего за период аварийной ситуации на ОРУ 330/220/110 кВ ПС «Южная» произошло более 30 перекрытий, в этом случае предварительно определенная 2-я СЗ должна быть увеличена на одну ступень и окончательная СЗ на ОРУ ПС «Южная», по данным опыта эксплуатации, должна быть не менее 3-й. Зафиксированное во время аварии перекрытие трансформатора тока с λ = 2,16 см/кВ непосредственно подтверждает, что изоляция, соответствующая 2-й СЗ, для ОРУ ПС «Южная» недостаточна.

Таблица 5. Определение СЗ и _ОРУ электроустановок по результатам измерений _разр и χ[10] (при χ_ν: более 2 до 5 мСм/см)

χ, мкСм	разр, см/кВ	ОРУ, см/кВ (не менее)	СЗ
до 1,0	до 1,2	2,0	2
более 1 до 7	более 1,2 до 1,8	2,50	3
более 7 до 12	более 1,8 до 2,2	3,10	4
более 12 до 22	более 2,2 до 2,8	3,70	> 4

Полученные из опыта эксплуатации значения СЗ уточнялись по результатам исследований на основе методики, изложенной ниже.

Определение СЗ по результатам исследований

Основой для определения СЗ в месте расположения конкретных электроустановок по результатам исследований являются разрядная удельная длина пути утечки _разр и/или удельная поверхностная проводимость χ изоляторов, загрязненных в естественных условиях, а также удельная объемная проводимость атмосферных осадков χ_ν.

Расчетное значение _разр определялось по формуле:

, (4)

где U_разр – разрядное напряжение опорного или тарельчатого изолятора;
L – длина пути утечки изолятора, см.

В соответствии с результатами испытаний разрядное напряжение изоляторов типа ИОС-35-1000, демонтированных с ОРУ 330 кВ ПС «Южная» во время аварии, составило U_разр = 47,8 кВ. Значение _разр для изолятора ИОС-35-1000 (L = 90 см и К_L = 1) составило _разр = 90/47,8 =1,88 см/кВ. При определении объемной проводимости атмосферных осадков (χ_ν) использовалась дождевая вода, собранная с помощью сборников, установленных на ОРУ. За расчетное принималось значение χ_ν = 2,2 мСм/см, полученное при аварийной ситуации на ПС «Южная» в январе 2009 г.

По результатам ранее описанных испытаний разрядное напряжение фарфоровых тарельчатых изоляторов типа ПФ-6Б, составило U_разр = 14,4 кВ. Значение _разр для изолятора ПФ-6Б (L = 28 см, по L / D = 28 / 27 = 1,04 определяется К_L = 1 (глава 1.9 ПУЭ)) составило _разр = 28 / (14,4 · 1) = 1,9 см/кВ. Для χ_ν = 2,2 мСм/см и _разр = 1,9 см/кВ по табл. 5 определяем, что уровни внешней линейной изоляции электрооборудования на ПС «Южная» должны соответствовать 4-й СЗ.

При определении СЗ по параметру χ использовались результаты исследований фарфоровых тарельчатых изоляторов типа ПФ-6Б. По результатам ранее описанных испытаний максимальное значение χ из всех испытанных изоляторов составило χ = 7,2 мкСм. Для χ_ν = 2,2 мСм/см и χ = 7,2 мкСм (соответствует χ более 7 до 12 мкСм) по табл. 5 определяем 4-ю СЗ.

Таким образом, по результатам исследований (_разр, и χ_ν), уровни изоляции на ОРУ ПС «Южная», обусловленные экстремальными загрязнениями в зимний период времени, должны соответствовать 4-й СЗ.

Рекомендации

Выше было определено, что уровень внешней изоляции электрооборудования на ПС «Южная», включая подвесную изоляцию, по данным опыта эксплуатации должен соответствовать не менее 3-й СЗ, а по результатам исследований – должен соответствовать 4-й СЗ. Окончательное значение СЗ принимается по наибольшему значению, полученному двумя методами, т.е. уровни изоляции на ОРУ ПС «Южная» должны соответствовать 4-й СЗ.

Выполненный комплекс исследований на ПС «Южная» позволил уточнить требования к выбору изоляции электроустановок вблизи автодорог (эстакады, путепроводы), расположенных выше уровня земли (от 5 метров включительно), с интенсивным использованием в зимнее время химических противогололедных средств (табл. 6).

Таблица 6. СЗ вблизи автодорог (эстакады, путепроводы), расположенных выше уровня земли (от 5 метров включительно), с интенсивным использованием в зимнее время химических противогололедных средств

Литература

1. R. Gorur, S.Venkataraman. Insulators for cold urban areas: The problem of Road Salt. Rep. PSERC. 2005. № 05-22.
2. Правила устройства электроустановок, 7-е изд. Раздел 1. Глава 1.9 «Изоляция электроустановок». – М.: НЦ ЭНАС, 2002.
3. ГОСТ 10390-86. Электрооборудование на напряжение свыше 3 кВ. Методы испытаний внешней изоляции в загрязненном состоянии.
4. Мерхалев С.Д., Соломоник Е.А. Изоляция линий и подстанций в районах с загрязненной атмосферой. – Л.: Энергия, 1973.
5. Мерхалев С.Д., Соломоник Е.А. Выбор и эксплуатация изоляции в районах с загрязненной атмосферой. – Л.: Энерго­атомиздат, 1983.
6. Барг И.Г., Эдельман В.И. Воздушные линии электропередачи. – М.: Энергоатомиздат, 1985.
7. Пичугин В.М. Выбор изоляции подстанций в районах с промышленными цементирующимися загрязнениями с применением статистического метода. Сборник научных трудов НИИПТ, 1983.
8. Инструкция по эксплуатации изоляции электроустановок в районах с загрязненной атмосферой (РД 34.51.503-93).
9. МЭК 60815-1 (2009). Изоляторы высокого напряжения для работы в загрязненных условиях. Выбор и определение размеров.
10. СТО 56947007-29.240.058-2010. Методические указания по составлению карт степеней загрязнения на территории расположения ВЛ и ОРУ ПС. – М.: ОАО «ФСК ЕЭС», 2010.