Компания ООО "ЭнергоКомплект" предлагает со своих складов гасители вибрации типа:

Гасители вибрации или по другому – демпферы , предназначены для поддержания в исправном состоянии воздушных линий электропередач (ВЛ). Они предохраняют провода ВЛ от разрушения при высокочастотных колебаниях в коротковолновом диапазоне. Такие колебания вызваны воздействием ветра, когда происходит периодический отрыв завихрений воздушного потока на подветренной стороне провода. Таким образом, провод приводится в колебание в плоскости, поперечной направлению набегающего потока. Вибрации могут быть достаточно сильными, они приводят к усталостным напряжениям проводов в местах крепления зажимов. На сегодняшний день разработано и используются порядка 70 различных типов демпферов (гасителей вибрации).
Гасители вибрации состоят из:

• корпус с плашкой (с пониженными магнитными потерями);
• демпферный трос и грузы;
• крепежный болт с гайкой и пружинными шайбами.

Определение необходимого количества гасителей, типов и схем их расположения используют методики Федеральной сетевой компании «ЕЭС», на основании специальных карт ветрового районирования Российской Федерации.

Гасители вибрации ГВН

Первыми демпферами, которые использовались для уменьшения колебаний, были гасители вибрации ГВН, с глухим креплением на проводе. Гасители типа ГВН предназначены для защиты от вибрации проводов и тросов ВЛ в обычных пролетах длиной до 500 м.

Марка	Диапазон применяемых проводов и канатов, мм	Размеры, мм				Масса, кг		Марка гасителя типа ГПГ для возможной замены
		L	d	D	H	Груза	Гасителя
ГВН-2-9	8,9-9,8	300	9,1	9	68	0,8	2,24	ГПГ-0,8-9,1 -300/10
ГВН-2-13	10,7-13,5	350	9,1	13	69	0,8	2,29	ГПГ-0,8-9,1-350/13
ГВН-3-12	11,0-12,6	400	11	12	71	1,6	3,98	ГПГ-1,6-11-400/13
ГВН-3-13	13	450	11	13	72	1,6	4,02	ГПГ-1,6-11-450/13
ГВН-3-17	14-17,5	450	11	17	75	1,6	4,04	ГПГ-1.6-11-450/16
ГВН-4-14	14		11	14		2,4	5,6	ГПГ-2,4-11-450/13
ГВН-4-22	17,6-22,4		11	22		2,4	5,7	ГПГ-2,4-11-500/20
ГВН-5-25	22,1-25,6		13	25		3,2	7,7	ГПГ-3,2-13-550/23
ГВН-5-30	30,6		13	30		3,2	7,8	ГПГ-3,2-13-550/31
ГВН-5-34	32-33,1		13	34		3,2	7,8	ГПГ-3.2-13-600/35
ГВН-5-38	35,6-37,7		13	38		3,2	7,9	ГПГ-3.2-13-650/38

Гасители вибрации типа ГПГ

(с глухим креплением на проводе)

Устанавливаются на проводах и тросах воздушных линий электропередачи и переходов их через естественные препятствия для предупреждения повреждения их от усталостных напряжений, вызываемых вибрацией.

Марка	Диаметр провода, мм	Размеры, мм				Масса, кг
		d	D	L	H
ГПГ-0,8-9,1-300/10	9,0-11,0	9,1	10	300	82,5	2,32
ГПГ-0,8-9,1-300/13	11,1-14,0	9,1	13	300	83,5	2,34
ГПГ-0,8-9,1-350/13	11,1-14,0	9,1	13	350	83,5	2,37
ГПГ-0,8-9,1-350/16	14,1-17,0	9,1	16	350	86,5	2,39
ГПГ-0,8-9,1-400/13	11,1-14,0	9,1	13	400	83,5	2,39
ГПГ-1,6-11-350/10	9,0-11,0	11	10	350	80	4,23
ГПГ-1,6-11-350/13	11,1-14,0	11	13	350	81	4,26
ГПГ-1,6-11-400/13	11,1-14,0	11	13	400	81	4,28
ГПГ-1,6-11-400/16	14,1-17,0	11	16	400	84	4,3
ГПГ-1,6-11-400/20	17,1-20,0	11	20	400	87	4,32
ГПГ-1,6-11-450/13	11,1-14,0	11	13	450	81	4,31
ГПГ-1,6-11-450/16	14,1-17,0	11	16	450	84	4,33
ГПГ-1,6-11-450/23	20,1-26,0	11	23	450	88	4,51
ГПГ-1,6-11-450/31	26,1-32,0	11	31	450	92	4,57
ГПГ-1,6-11-450/35	32,1-35,0	11	35	450	93	4,57
ГПГ-1,6-11-500/13	11,1-14,0	11	13	500	81	4,34
ГПГ-1,6-11-500/20	17,1-20,0	11	20	500	87	4,38
ГПГ-1,6-11-550/16	14,1-17,0	11	16	550	84	4,39
ГПГ-1,6-11-550/20	17,1-20,0	11	20	550	87	4,41
ГПГ-1,6-13-350/13	11,1-14,0	13	13	350	89,5	4,39
ГПГ-1,6-13-400/16	14,1-17,0	13	16	400	92,5	4,45
ГПГ-1,6-13-400/20	17,1-20,0	13	20	400	95,5	4,47
ГПГ-1,6-13-450/20	17,1-20,0	13	20	450	95,5	4,51
ГПГ-1,6-13-450/23	20,1-26,0	13	23	450	96,5	4,57
ГПГ-2,4-11-400/13	11,1-14,0	11	13	400	81	5,88
ГПГ-2,4-11-450/13	11,1-14,0	11	13	450	81	5,91
ГПГ-2,4-11-450/16	14,1-17,0	11	16	450	84	5,93
ГПГ-2,4-11-500/13	11,1-14,0	11	13	500	81	5,94
ГПГ-2,4-11-500/16	14,1-17,0	11	16	500	84	5,96
ГПГ-2,4-11-500/20	17,1-20,0	11	20	500	87	5,98
ГПГ-2,4-11-550/20	17,1-20,0	11	20	550	87	6,01
ГПГ-2,4-11-550/23	20,1-26,0	11	23	550	88	6,17
ГПГ-2,4-11-600/23	20,1-26,0	11	23	600	88	6,2
ГПГ-2,4-13-400/20	17,1-20,0	13	20	400	95,5	6,07
ГПГ-2,4-13-450/13	11,1-14,0	13	13	450	89,5	6,07
ГПГ-2,4-13-450/20	17,1-20,0	13	20	450	95,5	6,11
ГПГ-2,4-13-450/23	20,1-26,0	13	23	450	96,5	6,27
ГПГ-2,4-13-450/31	26,1-32,0	13	31	450	101	6,33
ГПГ-2,4-13-500/13	11,1-14,0	13	13	500	89,5	6,12
ГПГ-2,4-13-500/16	14,1-17,0	13	16	500	92,5	6,14
ГПГ-2,4-13-500/20	17,1-20,0	13	20	500	95,5	6,16
ГПГ-2,4-13-500/23	20,1-26,0	13	23	500	96,5	6,32
ГПГ-2,4-13-500/31	26,1-32,0	13	31	500	101	6,38
ГПГ-2,4-13-500/35	32,1-35,0	13	35	500	102	6,38
ГПГ-2,4-13-550/20	17,1-20,0	13	20	550	95,5	6,2
ГПГ-2,4-13-550/23	20,1-26,0	13	23	550	96,5	6,36
ГПГ-2,4-13-600/23	20,1-26,0	13	23	600	96,5	6,41
ГПГ-3,2-13-450/16	14,1-17,0	13	16	450	92,5	7,69
ГПГ-3,2-13-450/23	20,1-26,0	13	23	450	96,5	7,87
ГПГ-3,2-13-450/31	26,1-32,0	13	31	450	101	7,93
ГПГ-3,2-13-500/20	17,1-20,0	13	20	500	95,5	7,76
ГПГ-3,2-13-500/35	32,1-35,0	13	35	500	102	7,98
ГПГ-3,2-13-550/20	17,1-20,0	13	20	550	95,5	7,8
ГПГ-3,2-13-550/23	20,1-26,0	13	23	550	96,5	7,96
ГПГ-3,2-13-550/31	26,1-32,0	13	31	550	101	8
ГПГ-3,2-13-600/23	20,1-26,0	13	23	600	96,5	8,01
ГПГ-3,2-13-600/31	26,1-32,0	13	31	600	101	8,07
ГПГ-3,2-13-600/35	32,1-35,0	13	35	600	102	8,07
ГПГ-3,2-13-650/35	32,1-35,0	13	35	650	102	8,11
ГПГ-3,2-13-650/38	35,1-38,0	13	38	650	104	8,19
ГПГ-4,0-13-500/20	17,1-20,0	13	20	500	95,5	9,36
ГПГ-4,0-13-500/23	20,1-26,0	13	23	500	96,5	9,52
ГПГ-4,0-13-550/20	17,1-20,0	13	20	550	95,5	9,4
ГПГ-4,0-13-550/23	20,1-26,0	13	23	550	96,5	9,56
ГПГ-4,0-13-550/31	26,1-32,0	13	31	550	101	9,62
ГПГ-4,0-13-600/31	26,1-32,0	13	31	600	101	9,67
ГПГ-4,0-13-600/35	32,1-35,0	13	35	600	102	9,67

Гасители вибрации типа ГПГ-А

Были разработаны в качестве замены устаревшей модели - ГПГ. Конструктивные отличия по отношению к демпферам ГПГ:

• изменена конфигурация грузов («подкова») и материал изготовления (сталь);
• при заделке грузов вибраторов на тросе демпфера не используются втулки, как ранее. Грузы опрессовываются непосредственно на трос демпфера, что многократно повысило прочность заделки;
• узел крепления гасителя вибрации ГПГ-А имеет монолитную конструкцию, что исключает появление в нем люфтов;
• устанавлена одна универсальная плашка узла крепления (из алюминия), в отличие от использования двух плашек в ГПГ.

Расшифровка обозначения марки гасителей вибрации, типа ГПГ-А, например:

ГПГ-0,8-9,1-300А/10-13, где (см. Рис.1 и Таблица1)

1. 0,8 – масса применяемого груза (0,8; 1,6; 2,4; 3,2; 4,0);
2. А – конкретная модель исполнения;
3. 10-13 - № плашки, обозначающий посадочный диаметр провода (D) и типоразмеры согласно Таблицы1 и Рис.1.

№ плашки	D, мм	H, мм	L1, мм
10-13	9,0-14,0	50,0	45,0
16-20	14,5-20,0	65,5	45,0
23-31	20,1-32,0	85,0	50,0
23-35	20,1-35,0	85,0	50,0

Гасители вибрации типа ГВ

Демпфер ГВ является дальнейшим научно-техническим развитием моделей ГПГ и ГПГ-А.

Устанавливается на проводах и тросах воздушных линий электропередачи и переходов их через естественные препятствия для предупреждения повреждения их от усталостных напряжений, вызываемых вибрацией.

ГВ имеет три резонансные рабочие частоты за счет изменения формы грузов относительно демпферов типа ГПГ-А. Гаситель ГВ справляется не только с изгибными, но и крутильными напряжениями. Этот вид демпферов рекомендован к применению ФСК ЕЭС. Их использование допускается на всех типах ВЛ.

Расшифровка обозначения марки гасителей вибрации, типа ГВ, например
ГВ-0,8-9,1-300/10-13, где (см. Рис.2 и Таблица2):

• 0,8 – масса применяемого груза;
  
• 9,1 – диаметр троса демпфера (d), мм (9,1; 11,0; 13,0);
• 300 – условная длина гасителя вибрации (L), мм (300÷600, с шагом 50 мм);
• 10-13 - № плашки, обозначающий посадочный диаметр провода (D) и типоразмеры согласно Таблицы2 и Рис.2.

№ плашки	D, мм	H, мм	L1, мм
10-13	9,0-14,0	50,0	45,0
16-20	14,5-20,0	65,5	45,0
23-31	20,1-32,0	85,0	50,0
23-35	20,1-35,0	85,0	50,0

В естественных условиях, помимо обычных изменений, вызываемых в работе проводов проводов действием гололеда, ветра и температуры, представляет интерес явления вибраций и пляски проводов.

Вибрация проводов в вертикальной плоскости наблюдается при малых скоростях ветра и заключается в появлении в проводах продольных (стоячих) и преимущественно блуждающих волн с амплитудой до 50 мм и частотой 5 - 50 гц. Следствием вибрации являются изломы проволок проводов, самоотвертывание болтов опор, расстройство частей арматуры гирлянд изоляторов и т. п.

Для борьбы с вибрацией применяют усиление проводов при помощи обмотки их в местах закрепления, автовибрационные зажимы и глушители (демпферы).

В воздушных линиях встречается, хотя и более редко, другое, менее изученное явление - пляска проводов, т. е. колебание проводов с большой амплитудой, вызывающее схлестывание проводов различных фаз, а следовательно, и выпадение линии из работы.

Вибрация проводов

При обтекании проводов потоком воздуха, направленным поперек оси линии или под некоторым углом к этой оси, с подветренной стороны провода возникают завихрения. Периодически происходят отрывы ветра от провода и образование вихрей противоположного направления.

Отрыв вихря в нижней части вызывает появление кругового потока с подветренной стороны, причем скорость потока v в точке А становится больше, чем в точке В. В результате появляется вертикальная составляющая давления ветра.

При совпадении частоты образования вихрей с одной из частот собственных колебании натянутого провода последний начинает колебаться в вертикальной плоскости. При этом одни точки больше всего отклоняются от положения равновесия, образуя пучность волны, а другие - остаются на месте, образуя так называемые узлы. В узлах происходят только угловые перемещения провода.

Такие колебания провода с амплитудой, не превышающей 0,005 длины полуволны или двух диаметров провода, называются вибрацией .

Рис 1. Образование вихря за проводом

Вибрация проводов возникает при скоростях ветра 0,6-0,8 м/с; при увеличении скорости ветра увеличиваются частота вибрации и число волн в пролете, при скорости ветра свыше 5-8 м/с амплитуды вибрации настолько малы, что не опасны для провода.

Опыт эксплуатации показывает, что вибрация проводов наблюдается чаще всего на линиях, проходящих по открытой и ровной местности. На участках линий в лесной и пересеченной местности продолжительность и интенсивность вибраций значительно меньше.

Вибрация проводов наблюдается, как правило, в пролетах длиной более 120 м и усиливается с увеличением пролетов. Особенно опасна вибрация на переходах через реки и водные пространства с пролетами длиной более 500 м.

Опасность вибрации заключается в обрывах отдельных проволок на участках их выхода из зажимов. Эти обрывы происходят вследствие того, что переменные напряжения от периодических изгибов проволок в результате вибрации накладываются на основные растягивающие напряжения в подвешенном проводе. Если последние напряжения невелики, то суммарные напряжения не достигают предела, при котором происходит разрушение проволок от усталости.

Рис. 2. Волны вибрации на проводе в пролете

На основании наблюдений и исследований установлено, что опасность разрушения проводов зависит от так называемого средне-эксплуатационного напряжения (напряжения при среднегодовой температуре и отсутствии дополнительных нагрузок).

Методы борьбы с вибрацией проводов

Согласно одиночные алюминиевые и сталеалюминиевые провода сечением до 95 мм2 в пролетах длиной более 80 м, сечением 120 - 240 мм2 в пролетах более 100 м, сечением 300 мм2 и более в пролетах более 120 м, стальные провода и тросы всех сечений в пролетах более 120 м должны быть защищены от вибрации, если напряжение при среднегодовой температуре превышает: 3,5 даН/мм2 (кгс/мм2) в алюминиевых проводах, 4,0 даН/мм2 в сталеалюминиевых проводах, 18,0 даН/мм2 в стальных проводах и тросах.

В пролетах меньше указанных выше защита от вибрации не требуется. Защита от вибрации не нужна также на линиях с расщеплением фазы на два провода, если напряжение при среднегодовой температуре не превышает 4,0 даН/мм2 в алюминиевых и, 4,5 даН/мм2 в сталеалюминиевых проводах.

Фаза с расщеплением на три и четыре провода, как правило, не требует защиты от вибрации. Участки любых линий, защищенные от поперечных ветров, не подлежат защите от вибрации. На больших переходах рек и водных пространств защита необходима независимо от напряжения в проводах.

Как правило, снижение напряжений в проводах линий до значений, при которых не требуется защиты от вибрации, экономически невыгодно. Поэтому на линиях напряжением 35 - 330 кВ обычно устанавливаются виброгасители, выполненные в виде двух грузов, подвешенных на стальном тросе .

Виброгасители поглощают энергию вибрирующих проводов и уменьшают амплитуду вибрации около зажимов. Виброгасители должны быть установлены на определенных расстояниях от зажимов, определяемых в зависимости от марки и напряжения провода.

На ряде линий для защиты от вибрации применяются армирующие прутки, выполненные из того же материала, что и провод, и наматываемые на провод в месте его закрепления в зажиме на длине 1,5 - 3,0 м.

Диаметр прутков уменьшается в обе стороны от середины зажима. Армирующие прутки увеличивают жесткость провода и уменьшают вероятность его повреждения от вибрации. Однако наиболее эффективным средством борьбы с вибрацией являются виброгасители.

Рис. 3. Виброгасителъ на проводе

Для защиты от вибрации одиночных сталеалюминиевых проводов сечением 25-70 мм2 и алюминиевых сечением до 95 мм2 рекомендуются гасители петлевого типа (демпфирующие петли) , подвешиваемые под проводом (под поддерживающим зажимом) в виде петли длиной 1,0-1,35 м из провода того же сечения.

В зарубежной практике петлевые гасители из одной или нескольких последовательных петель применяются также для защиты проводов больших сечений, в том числе и проводов на больших переходах.

Пляска проводов

Пляска проводов, так же как и вибрация, возбуждается ветром, но отличается от вибрации большой амплитудой, достигающей 12 - 14 м, и большой длиной волны. На линиях с одиночными проводами чаще всего наблюдается пляска с одной волной, т. е. с двумя полуволнами в пролете (рис. 4), на линиях с расщепленными проводами - с одной полуволной в пролете.

В плоскости, перпендикулярной оси линии, провод движется при пляске по вытянутому эллипсу, большая ось которого вертикальна или отклонена под небольшим углом (до 10 - 20°) от вертикали.

Диаметры эллипса зависят от стрелы провеса: при пляске с одной полуволной в пролете большой диаметр эллипса может достигать 60 - 90% стрелы провеса, при пляске с двумя полуволнами - 30 - 45% стрелы провеса. Малый диаметр эллипса обычно составляет 10 - 50% длины большого диаметра.

Как правило, пляска проводов наблюдается при гололеде. Гололед отлагается на проводах преимущественно с подветренной стороны, вследствие чего провод получает неправильную форму.

При воздействии ветра на провод с односторонним гололедом скорость воздушного потока в верхней части увеличивается, а давление уменьшается. В результате возникает подъемная сила Vy, вызывающая пляску провода.

Опасность пляски заключается в том, что колебания проводов отдельных фаз, а также проводов и тросов происходят несинхронно; часто наблюдаются случаи, когда провода перемещаются в противоположных направлениях и сближаются или даже схлестываются.

При этом происходят электрические разряды, вызывающие оплавление отдельных проволок, а иногда и обрывы проводов. Наблюдались также случаи, когда провода линий 500 кВ поднимались до уровня тросов и схлестывались с ними.

Рис. 4: а - волны пляски на проводе в пролете, б - провод, покрытый гололедом, в воздушном потоке друг с другом.

Удовлетворительные результаты эксплуатации опытных линий с гасителями пляски пока недостаточны для уменьшения расстояний между проводами.

На некоторых зарубежных линиях с недостаточными расстояниями между проводами разных фаз установлены изолирующие распорки, исключающие возможность схлестывания проводов при пляске.

Технологическая карта на установку (замену) гасителей вибрации на проводах ВЛ 110-220кВ

Технологическая карта на установку (замену) гасителей вибрации на проводах ВЛ 110-220 кВ с применением автогидроподъемника

Последовательность операций по ТК

1.Получить наряд и разрешение на подготовку рабочего места и на допуск.

2.Проверить соответствие отключенной цепи (для двухцепных ВЛ) и номеров опор ВЛ наряду. На опоре со стороны цепи, находящейся под напряжением, установить красные флажки.

3.Установить автогидроподъёмник со стороны отключенной цепи (для двухцепных ВЛ) вне охранной зоны ВЛ, автогидроподъёмник зафиксировать аутригерами и заземлить, стрелу установить в рабочее положение и испытать в холостую

4.Выполнить подготовку рабочего места согласно технологических карт «Установка переносного заземления на провода ВЛ и молниезащитный трос, с применением автовышки».

5.Опустить корзину с электромонтером на землю.

6.Провести инструктаж и допустить бригаду к работе.

7.Двум электромонтёрам подняться в корзину. Поднять корзину до провода. Корзину соединить с проводом переносным заземлением. По бесконечному канату в корзину поднять инструмент, приспособления, инвентарь.

8.Произвести ремонт (установку) виброгасителя, а при необходимости заменить его.

9.Отсоединить переносное заземление связывающее корзину автогидроподъёмника с проводом.

10.Ремонт (замену) других виброгасителей произвести аналогично.

11.По окончании работы снять переносные заземления в последовательности, обратной его установки и опустить их по бесконечному канату на землю переносные заземления, инструмент, приспособления, инвентарь.

На ВЛ 35 кВ, в особенности при прохождении по лесным массивам, садам, парковым зонам в населенной местности и в стесненных условиях (при соответствующем обосновании) использовать защищенные провода, обеспечивающие бóльшую устойчивость при соприкосновении проводов с деревьями и взаимном касании проводов, позволяющие уменьшить расстояние межфазных промежутков и делающих ЛЭП более компактной по сравнению с обычными линиями из неизолированных проводов и, как следствие, снижающие вредное воздействие на окружающую среду (менее мощное электромагнитное излучение), имеющие более низкие эксплуатационные затраты.

Для защиты от грозовых перенапряжений применять грозотросы из стальных оцинкованных проволок, низколегированной стали, обладающих высокой механической и коррозионной стойкостью.

В зонах, где опытом эксплуатации установлено разрушение элементов линий от коррозии, а также на расстоянии менее 5 км. от морского побережья и менее 1,5 км. от химических предприятий необходимо применять только коррозийно-стойкие провода и тросы.

Линейные изоляторы и арматура.

При соответствующем обосновании, по решению технического (научно-технического) совета филиала согласованному техническим руководителем Юга» допускается применение полимерных изоляторов с кремнийорганическим цельнолитым защитным покрытием.

При выполнении реконструкции и нового строительства ВЛ 35-110 кВ рекомендуется применение спиральной линейной, сцепной, поддерживающей, натяжной, защитной и соединительной арматуры, не требующей обслуживания, ремонта и замены в течение всего срока эксплуатации ВЛ.

При необходимости установки на ВЛ 35-110 кВ гасителей вибрации, применять исключительно многочастотные гасители вибрации.

На основании проектных решений на ВЛ 35-110 кВ необходимо применять устройства, предотвращающие гололедообразование на проводах, грузы-ограничители закручивания проводов и устройства для защиты проводов от налипания мокрого снега.

Кабельные линии электропередачи 35-110 кВ.

Требования к кабелю и кабельной арматуре:

необходимо использовать одножильные силовые кабели с изоляцией из СПЭ, в соответствующих случаях, силовые кабели с оболочкой, не распространяющей горение и низким выделением токсичных газов;

универсальные кабели для воздушно-подземной прокладки без использования переходной кабельной арматуры, либо с арматурой на основе термоусаживаемых элементов;

применять термоусаживаемые муфты, выполненные по технологии поперечно-сшитых полимеров с пластичной памятью формы, устойчивые к воздействию солнечной радиации, обладающие высокими диэлектрическими свойствами, предназначенные для прокладки в любых климатических условиях, в любых средах и не требующих обслуживания в процессе эксплуатации;

выбор величины сечений экранов КЛ и способ их заземлений должен выполняться на основании технико-экономического обоснования, с обязательным выполнением расчетов величины длительно-допустимого тока в нормальном режиме, с учетом поправок на количество кабелей, температуру и тепловое сопротивление грунта (согласно стандарту на используемый силовой кабель);

срок службы кабельной арматуры должен быть не менее 30 лет.

2.1.3. Технологии и направления ремонтно-эксплуатационного обслуживания:

планирование и выполнение средних и капитальных ремонтов силовых трансформаторов на основе результатов диагностики и данных эксплуатации (ремонт по техническому состоянию);

комплексный подход к выполнению ремонтно-эксплуатационного обслуживания, включающий в себя выполнение работ на электрооборудовании, работ по ремонту и восстановлению зданий и сооружений, работ на устройствах РЗА, СДТУ, средствах измерений;

автоматизация процессов планирования и ведения эксплуатационной деятельности;

внедрение перспективных методов чистки трасс ВЛ от древесно-кустарниковой растительности, в том числе сочетание химических (при положительном заключении государственной экологической экспертизы) и механических методов чистки;

развитие маслохозяйств, позволяющих проводить приёмку, хранение и подготовку свежих масел, а также сбор и регенерацию эксплуатируемых масел с целью их эффективного использования и снижения объёмов закупки свежих масел.

Б. Перспективное оборудование и технологии.

КРУЭ должны быть укомплектованы системой мониторинга и диагностики (измерение плотности элегаза с возможностью визуального контроля, наличие встроенных датчиков ЧР с системой непрерывной сигнализации ЧР и возможностью подключения портативных устройств для расшифровки уровней и характера сигналов);

оборудование наиболее ответственных силовых трансформаторов системами автоматической диагностики состояния;

применение силовых трансформаторов, не требующих подпрессовки обмоток в течение всего срока службы и оснащенных устройством контроля состояния обмоток;

применение оптоэлектронных ТТ;

установка комбинированных ТТ и ТН в одном корпусе;

при соответствующем обосновании применение грозозащитного троса со встроенным оптико-волоконным кабелем, в том числе с термостойким оптическим волокном;

применение самонесущих подвесных скрученных в жгут универсальных кабелей типа «DISTRI»;

применение на ВЛ систем температурного мониторинга состояния провода.

на ПС 35/110 кВ устанавливать отделители и короткозамыкатели, воздушные или масляные выключатели;

использовать для высоковольтных выключателей пневматические приводы;

схемы первичных соединений ПС 35-110 кВ с беспортальным приемом ВЛ;

разъединикВ с фарфоровой опорно-стержневой изоляцией без двигательного привода;

применять силовые трансформаторы, выключатели и разъединители с гарантированным сроком эксплуатации менее 30 лет;

выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения, требующие проведения капитального ремонта в течение гарантийного срока эксплуатации;

АБ открытого исполнения;

устанавливать в сетях вентильные и трубчатые разрядники;

устанавливать маслонаполненные вводы 110 кВ, мастиконаполненные вводы 35 кВ;

подвешивать стальной грозозащитный трос без антикоррозионного покрытия;

устанавливать двухчастотные гасители вибрации типов ГВН, ГПГ и ГПС;

устанавливать полимерные изоляторы – серии ЛП и ЛПИС с оболочкой из полиолефиновой композиции;

устанавливать подвесные тарельчатые изоляторы типов ПФ6-А и ПФ6-Б;

применять технологии лакокрасочных покрытий для металлоконструкций опор, не прошедшие сертификацию;

устанавливать деревянные опоры за исключением случаев ремонта ВЛ, выполненных на деревянных опорах.

2.2. Распределительные сети 0,4-10 кВ.

Основные требования.

1. Основным принципом построения сетей напряжением 6-10 кВ следует принять принцип, позволяющий выполнять взаимное резервирование нагрузок при отключении одного из центров питания, при этом магистральные линии электропередачи должны выполняться одного сечения по всей длине линии с обеспечением нормированного качества электроэнергии в данной зоне. Выбор схемы построения следует осуществлять на основании технико-экономического анализа.

2. При реконструкции (новом строительстве) ВЛ (КЛ) 6-10 кВ применять в комплексе технические решения по оборудованию РП (ТП) 6-10 кВ и ПС 35 кВ и выше, к которым подключается линия.

3. При проведении больших объемов работ по реконструкции (восстановлению) сетевых объектов необходимо рассматривать варианты перевода действующих сетей на более высокий класс среднего напряжения. Реконструкция сетевых объектов при соответствующем технико-экономическом обосновании может совмещаться с переводом сетей на более высокий класс напряжения и приближением ТП 6-10/0,4 кВ к потребителям.

Вновь сооружаемые линии электропередачи 6 кВ должны иметь класс изоляции, позволяющий в перспективе осуществить перевод сетей на класс напряжения 10 кВ без существенных дополнительных затрат.

4. При новом строительстве и реконструкции сетей 0,4-6-10 кВ переходить к значительному сокращению протяженности сетей 0,4 кВ посредством сооружения более разветвленной сети 10 кВ (6 кВ), в том числе с применением СТП малой мощности в одно и трехфазном исполнении.

5. На основании решения заместителя директора по техническим вопросам – главного инженера производственного отделения филиала ОАО «МРСК Юга» в соответствии с категорией электроприемников по надежности электроснабжения возможно оснащать ВЛ 6-10 кВ устройствами двукратного АПВ на головном выключателе линии и секционирующих пунктах при условии наличия блокировки второго цикла АПВ в случае замыкания на землю после АПВ первого цикла (например, по наличию напряжений нулевой последовательности).

6. В технические условия на присоединение электроустановок потребителей более 150 кВт (за исключением граждан-потребителей, использующих электрическую энергию для бытового потребления, и приравненных к ним в соответствии с нормативными правовыми актами в области государственного регулирования тарифов групп (категорий) потребителей (покупателей), в том числе многоквартирных домов , садоводческих, огороднических, дачных и прочих некоммерческих объединений граждан) включать требования о необходимости выполнения расчётов для определения потребности в установке компенсирующих устройств для поддержания заданного значения cosφ (tgφ).

7. В районах с повышенным уровнем воздействия гололедных и ветровых нагрузок на ВЛ (начиная с IV района по ветру и гололеду) на основании технико-экономического обоснования должна рассматриваться возможность прокладки КЛ напряжением 6-10 кВ.

8. На воздушных линиях напряжением 6-10 кВ, проходящих в районах с интенсивными явлениями образования гололеда и налипания снега, предусматривать мероприятия, препятствующие развитию «цепных» разрушений, в том числе снижение анкерных пролетов до 0,5 км.

9. При новом строительстве и реконструкции применять разъединикВ не требующие ремонта в течение всего срока службы.

Распределительные пункты, трансформаторные подстанции.

1. При новом строительстве и реконструкции в электрических сетях городов и крупных сельских населенных пунктов с численностью от 20 тысяч человек, а также в районах с агрессивной воздушной средой (побережья морей, водохранилищ), вызывающей повышенную коррозию металла, рекомендуется применять малогабаритные, вписывающиеся в архитектуру БРТП и БКТП нового поколения в бетонной оболочке.

В других случаях необходимо применять КТП контейнерного и модульного типов с оцинкованным корпусом из горячекатанной стали, с окраской цинкосодержащими красками (порошковой покраской).

2. При новом строительстве и реконструкции в сетях электроснабжения ответственных потребителей в условиях плотной застройки применять:

малогабаритные КРУ закрытого исполнения с ячейками модульного типа на базе вакуумных выключателей;

модульные ячейки с воздушной комбинированной или элегазовой изоляцией и необслуживаемыми выключателями, разъединителями, выключателями нагрузки.

3. В технических заданиях на проектирование нового строительства, реконструкции, технического перевооружения распределительных пунктов 6-10 кВ при необходимости обеспечения телемеханизации предусматривать:

телемеханизацию РП (РТП) с обеспечением бесперебойной работы не менее двух часов при потере питания РП (РТП);

упрощенную систему организации постоянного оперативного тока с использованием аппаратов (шкафов) управления оперативным током с распределительным шкафом и шкафом аккумуляторной батареи необходимой емкости со сроком службы не менее 15 лет;

допускается применение герметизированных аккумуляторных батарей с гелеобразным электролитом.

4. В сетях 6-10 кВ следует применять два вида автоматического ввода резерва:

сетевой АВР в пункте, соединяющем две линии, отходящие от разных ПС 35-110 кВ или разных секций шин 6-10 кВ одной ПС 35-110 кВ;

местный АВР для включения резервного ввода на шины высшего напряжения ТП 6-10/0,4 кВ или РП 6-10 кВ после исчезновения напряжения на рабочем вводе и его отключения. При необходимости организации АВР на стороне 0,4 кВ для ответственных потребителей (в соответствии с категорией надежности) АВР устанавливается только в электроустановках потребителей.

5. При новом строительстве и реконструкции применять силовые трансформаторы 6-10/0,4 кВ герметичного исполнения (ТМГ) или при необходимости с сухой (литой) изоляцией (ТС, ТСЗ ТСЛ):

мощностью до 250 кВА, со схемой соединения обмоток Y/Yn с симметрирующим устройством или Y/Zn;

мощностью от 250 до 630 кВА, со схемой соединения обмоток ∆/Yn;

мощностью более 630 кВА, со схемой соединения обмоток ∆/Yn или при соответствующем обосновании Y/Yn.

На стороне 0,4 кВ для трансформаторов мощностью 160 кВА и более обязательно применение аппаратных зажимов.

6. В сельских поселениях и посёлках с малоэтажной застройкой для подключения потребителей мощностью до 63 кВА применять СТП с одно и трехфазными трансформаторами, предохранителями-разъединителями 6-10 кВ и предохранителями-выключателями-разъединителями 0,4 кВ.

7. При реконструкции существующих ТП преимущественно применять комплектные распределительные устройства 0,4 кВ полной заводской готовности.

8. В сетях напряжением 0,4 кВ на отходящих ВЛ (КЛ) рекомендуется применять рубильники с предохранителями и дугогасящими камерами и рубильники-предохранители.

Автоматические секционирующие пункты.

1. При реконструкции и новом строительстве ВЛ (КЛ) 6-10 кВ при соответствующем технико-экономическом обосновании предусматривать применение автоматических секционирующих пунктов, в т. ч. реклоузеров.

2. Приоритетной целью секционирования ВЛ 6-20 кВ с помощью реклоузеров является возможность выделения поврежденного участка сети без отключения остальных потребителей, оптимизация работы оперативного и оперативно-ремонтного персонала компании.

3. При выборе мест установки реклоузеров необходимо учитывать протяженность воздушной линии электропередачи вместе с отпайками, количество технологических нарушений и время восстановления электроснабжения на секционируемых участках, присоединенная мощность потребителей.

4. При установке реклоузеров должны быть реализованы следующие функции:

обеспечение функции АВР;

обеспечение функции двукратного АПВ (реализация функции на основании решения заместителя директора по техническим вопросам – главного инженера производственного отделения филиала Юга» в соответствии с категорией электроприемников по надежности электроснабжения);

обеспечение направленных и ненаправленных токовых защит от междуфазных коротких замыканий и однофазных замыканий на землю;

обеспечение ведения журналов оперативных и аварийных событий с автоматической передачей на диспетчерский пункт информации о наступлении технологического нарушения в сети;

обеспечение возможности получения информации и управления с диспетчерского пункта, в том числе изменение уставок защиты;

обеспечение приема-передачи необходимых данных при минимизации временных и финансовых затрат с целью возможности интеграции в SCADA-систему посредством различных видов связи (GSM, радио, оптико-волоконной);

обеспечение требуемой селективности работы с другим электросетевым оборудованием;

обеспечение возможности работы от собственного источника питания максимально продолжительное время, но не менее 24 часов.

5. Реклоузеры должны обеспечивать возможность работы без проведения внеочередных, текущих и средних ремонтов в течение всего срока службы (не менее 25 лет).

Воздушные линии электропередачи.

1. При проектировании выбирать вариант с минимальной протяженностью сетей 0,4 кВ.

2. ВЛ 0,4 кВ должны выполняться в трехфазном четырёхпроводном исполнении по радиальной схеме проводами одного сечения по всей длине (магистрали) от ТП 6-10/0,4 кВ.

3. Реконструкция и новое строительство ВЛ 0,4 кВ выполняются только с использованием самонесущих изолированных проводов СИП-2, СИП-4.

4. При проектировании и строительстве сетей 0,4 кВ рекомендуется использовать опоры линий электропередачи напряжением 6-20 кВ для совместной подвески.

5. При реконструкции и новом строительстве на ВЛ 0,4 кВ и ВЛ 6-10 кВ применять провода с сечением на магистралях не менее 70 мм² (по алюминию). Для обустройства заходов из ТП (РП, БКТП) на ВЛ 0,4 кВ применять СИП сечением фазных проводов не ниже 70 мм² (по алюминию).

6. Выбирать систему устройства ВЛ 0,4 кВ с проводами СИП, при которой сверхдопустимые механические, ветровые и гололедные нагрузки на провода не приводят к повреждению провода и опор, а только к разрушению элементов крепления проводов к опорам.

7. При реконструкции и новом строительстве ВЛ 6-10 кВ в населенной местности и лесопарковой зоне применять СИП-3, при соответствующем обосновании допускается применение самонесущих подвесных скрученных в жгут универсальных кабелей.

При соответствующем обосновании допускается применение деревянных опор, обработанных специальными консервантами, обеспечивающими срок службы не менее 40 лет.

9. При новом строительстве, реконструкции и ремонте ВЛ 0,4 кВ ответвление от ВЛ к вводу абонента выполнять только СИП. Рекомендуется выполнять неразрывный ввод провода ответвления до счетчика. В случае необходимости соединение СИП с проводом абонента выполнять с применением изолированных гильз.

10. На ВЛ 6-10 кВ применять спиральную линейную (сцепную, поддерживающую, натяжную, защитную и соединительную) арматуру, не требующую обслуживания, ремонта и замены в течение всего срока эксплуатации ЛЭП.

11. На ВЛ 6-10 для защиты от перенапряжений вместо трубчатых и вентильных разрядников применять ОПН, РДИП и УЗПН.

12. При реконструкции и новом строительстве ВЛ 6-10 кВ применять разъединители, не требующие ремонта в течение всего срока службы (не менее 25 лет). Рекомендуется применять разъединители качающегося типа (РЛК).

Кабельные линии электропередачи.

1. Прокладка новых и реконструкция существующих КЛ выполняются по проекту, обязательно содержащему инженерные изыскания грунтов в зоне прокладки кабельных трасс и требования заводов-изготовителей по прокладке.

2. Выбор величины сечений экранов КЛ в однофазном исполнении и способ их заземлений должен производиться на основании технико-экономического обоснования с обязательным выполнением расчетов.

3. Использовать, как правило, силовые кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена различных конструкций, в том числе, одножильные. При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается применение силовых кабелей с бумажно-масляной изоляцией, пропитанной не расслаивающимся специальным составом, и кабели с бумажной изоляцией, пропитанной нестекающей синтетической массой.

4. При вводе КЛ в РП, ТП, БРТП применять пластиковые трубы с термоусаживаемыми кабельными уплотнителями. Внутренний диаметр пластиковых труб должен быть не менее 160 мм. Для создания механической прочности (при необходимости) пластиковые трубы помещаются в футляры из металлических или асбестобетонных труб соответствующего диаметра.

5. При прокладке и ремонте КЛ применять кабельные муфты на основе термоусаживаемых материалов. Материалы, применяемые для кабельной арматуры должны быть устойчивыми к воздействию солнечной радиации, обладать высокими диэлектрическими характеристиками, предназначенными для прокладки в любых климатических и производственных условиях. Срок службы кабельно-проводниковой продукции и кабельной арматуры должен быть не менее 30 лет.

6. В отдельных случаях, когда по условиям безопасности производства работ запрещено использование открытого огня возможно применение муфт холодной усадки с извлекаемым спиралевидным кордом, имеющих эксплуатационный температурный диапазон от -50ºС до +180ºС и обязательный складской срок хранения не менее 24 месяцев с гарантией качества не менее 20 лет.

7. При строительстве и реконструкции КЛ 6 кВ применять кабель и кабельную арматуру на номинальное напряжение 10 кВ.

8. При новом строительстве и реконструкции прокладку КЛ выполнять: по территориям ПС, РП, промышленных предприятий и т. п. – в лотках, тоннелях, колодцах; по территориям городов и посёлков – в земле (траншеях) по непроезжей части улиц (под тротуарами), по полосам зелёных насаждений. Использовать метод горизонтально-направленного бурения при прокладке кабельных сетей 0,4-6-10 кВ в местах пересечения с улицами, дорогами с усовершенствованным покрытием, а также трамвайными и железнодорожными путями без разрытия траншей. При прокладке кабелей в земле для закрытия кабелей в траншее рекомендуется использовать плиты типа ПЗК.

9. При прокладке КЛ использовать, по возможности, механизированный способ прокладки, при сложных условиях для механизированного способа – использовать ручной. Условия прокладки КЛ, по возможности, не должны создавать препятствия при их эксплуатации и ремонте.

10. При проведении испытаний и диагностики КЛ необходимо развивать применение неразрушающих методов диагностики состояния изоляции кабеля с прогнозированием состояния изоляции кабеля.

11. При проведении ремонтов на кабельных линиях:

для замены кабельных выходов 6-10 кВ с бумажной изоляцией из ТП, РП, БКТП рекомендуется применять кабель с изоляцией из СПЭ или универсальный кабель;

использовать кабели марки ААБл, АСБ, ААБлу. В случаях прокладки ремонтных вставок в зонах с большой подвижностью грунта либо в оползневых зонах необходимо применять кабели марки АСП либо ААП, имеющие увеличенные показатели по механической прочности и разрыву;

при монтаже всех видов муфт на кабелях с бумажной изоляцией соединение оболочки кабеля и муфт выполнять только пайкой;

при ремонте кабелей с бумажно-масляной изоляцией (в том числе и бумажно-масляной изоляцией, пропитанной не расслаивающимся специальным составом и не стекающей синтетической массой) с перепадом уровней прокладки кабеля более 1,5 м. (в том числе и суммарным) выполнять замену кабеля на кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена;

на КЛ 0,4 кВ типа АВВГ либо аналогичного типа, когда воздействие открытого огня на фазную и линейную виниловую изоляцию КЛ приводит к растрескиванию и усиленному старению, необходимо применять соединительные муфты с использованием закрытого смешивания и заливки изолирующего композита либо аналогичные по параметрам, исключающие агрессивное температурное воздействие на изоляцию жил виниловых кабелей.

Б. Перспективные технологии и оборудование:

применение при новом строительстве и реконструкции воздушных линий электропередачи стальных многогранных опор и опор из композитных материалов;

применение спиральных вязок при креплении проводов к штыревой стеклянной и фарфоровой изоляции (ШС, ШФ);

применение изолирующих траверс на ВЛ 6-10 кВ;

массовое применение универсальных кабелей 6-10 кВ;

внедрение системы телесигнализации и телеуправления в распределительных сетях 0,4-10 кВ.

В. Ограничения по применению оборудования и технологий.

Запрещается:

применение на ВЛ 0,4 кВ неизолированных проводов;

применение провода АПВ на открытом воздухе, в том числе в качестве абонентских ответвлений;

применение на ВЛ 6 – 10 кВ провода марки А;

применение КТП 6-10/0,4 кВ шкафного типа мощностью более 63 кВА;

применение дугоразрядных рогов на ВЛ с защищенными проводами;

прокладка всех видов кабелей типа АВВГ на открытом воздухе;

применение кабелей, неудовлетворяющих требованиям пожарной безопасности , в том числе типа «нг» и выделяющих при горении токсичные продукты (при наличии соответствующих требований);

применение муфт холодной усадки с применением технологии натяжения;

применение трёхжильных силовых кабелей с алюминиевой и свинцовой оболочкой на номинальное напряжение до 1 кВ с использованием их оболочки в качестве нулевого провода;

прокладка КЛ в земле под зданиями, а также через подвальные и складские помещения;

применение концевых муфт заливного типа (в том числе битумных и эпоксидных) либо концевых муфт в стальных кожухах при проведении ремонтов на КЛ (КВЛ);

применение кабелей, имеющих шланговую изоляцию для прокладки в земле (типа ААШВ, ААШВу);

применение пружин либо других прижимных устройств для соединения оболочки кабеля и муфт при монтаже всех видов муфт на кабелях с бумажной изоляцией;

применение эпоксидных муфт.

2.3. Диагностика оборудования.

2.3.1. Системы диагностики и мониторинга основного оборудования электрических сетей.

Основные направления в развитии диагностики:

проведение диагностики и мониторинга состояния основного электрооборудования без снятия напряжения и вывода его в «ремонт»;

определение дефектов на ранней стадии их развития;

внедрение неразрушающих методов контроля состояния оборудования;

применение средств диагностики и мониторинга основного оборудования обеспечивающих высокую достоверность информации о состоянии оборудования;

внедрение единых информационно-диагностических систем для получения оперативного доступа к сведениям о состоянии оборудования, существующих рисках и вероятности его отказа, использующих интеллектуальные (экспертные) способы оценки.

оценка состояния маслонаполненного оборудования по результатам хроматографического анализа газов, растворённых в трансформаторном масле;

оценка показателя стабильности против окисления трансформаторного масла путем определения в нем концентрации стабилизирующей присадки ионол (агидол);

оценка состояния бумажной изоляции обмоток силовых трансформаторов хроматографическим методом;

химический анализ трансформаторного масла;

экспресс-контроль уровня содержания воды, механических примесей в трансформаторном масле, определения диэлектрических характеристик и электрической прочности трансформаторного масла переносными малогабаритными приборами;

тепловизионный контроль электрооборудования и воздушных линий электропередачи;

оценка качества прессовки обмоток и магнитопровода силовых трансформаторов при помощи вибродиагностических систем;

контроль состояния ОПН под рабочим напряжением, с использованием установленных стационарно датчиков контроля и соответствующим им переносных приборов;

оценка состояния заземляющих устройств с возможностью определения их реальных схем.

Требования к приборам, системам диагностики и мониторинга основного электрооборудования электрических сетей:

измерительные приборы, системы должны быть сертифицированы (иметь свидетельство об утверждении типа средств измерений), внесены в Государственный реестр средств измерений допущенных к применению в РФ, иметь и проходить в установленном порядке поверку, калибровку;

тепловизионная техника (тепловизоры) для обследования электрооборудования ПС, ВЛ 35 кВ и выше на базе неохлаждаемых матриц, со спектральным диапазоном 8-14 мкм, минимально различаемой разностью температур не более 0,06-0,08°С, диапазоном измерения температур не уже «от -20°С до +250°С» и автоматическими функциями установки уровня/чувствительности/фокуса в комплекте с профессиональным программным обеспечением для обработки и анализа изображений;

в пределах территории обслуживания одного подразделения диагностики, применение, как правило, однотипных датчиков контроля состояния ОПН под рабочим напряжением;

при работе приборов от встроенных аккумуляторов, иметь дополнительно не менее одного комплекта аккумуляторов.

Требования к передвижным электротехническим лабораториям:

иметь функциональную и эксплуатационную надежность, экологическую и технологическую безопасность;

монтироваться на типе шасси, определяемом заказчиком, в том числе и на шасси автобуса;

иметь возможность перевозки к месту производства работ бригады в составе не менее трёх человек, включая водителя;

иметь ноутбук с установленным программным обеспечением, обеспечивающем работу и возможность анализа и архивирования данных;

при использовании специализированных программ формирования и обработки данных с использованием индивидуальных «ключей» – наличие не менее двух ключей, позволяющих одновременно работать с данными программами, как на ноутбуке, так и на персональном компьютере в помещении подразделения диагностики;

иметь отопительные и вентиляционные системы салонов оператора лаборатории, способные работать как при движении автомобиля, так и при их питании от электрической сети ~ 220 В;

укомплектовываться необходимыми защитными средствами, в соответствии с нормами;

оснащаться приборами, не входящими в базовую комплектацию изготовителя, в соответствии с требованиями заказчика.

Передвижные электротехнические лаборатории, предназначенные для проведения испытаний и измерений на подстанционном оборудовании, должны:

иметь сертификаты, аттестаты, аттестованные методики измерений и другие документы, необходимые для постановки передвижной электротехнической лаборатории на учёт в органах Ростехнадзора и органах безопасности дорожного движения;

обеспечивать проведение испытаний повышенным напряжением;

обеспечивать проведение низковольтных измерений параметров оборудования.

Передвижные электротехнические лаборатории, предназначенные для проведения диагностики состояния, испытаний и поиска повреждений КЛ, должны:

обеспечивать проведение испытаний повышенным напряжением для КЛ с бумажно-масляной изоляцией;

обеспечивать реализацию всего комплекса методов определения мест повреждений – рефлектометрического, индукционного и акустического, в том числе бездожигового метода (импульсно-дугового и метода колебательного разряда);

иметь блоки прожига и дожига изоляции;

иметь комплект поисковой аппаратуры с акустическими и индукционными датчиками;

оснащаться испытательными установками или дополнительными приставками, обеспечивающими испытания КЛ с изоляцией из сшитого полиэтилена повышенным напряжением сверхнизкой частоты 0,1 Гц;

иметь переносной бензиновый электрогенератор ~ 220 В, мощностью не менее 3 кВт.

2.4. Релейная защита и противоаварийная автоматика.

Требования к микропроцессорным устройствам РЗА:

сокращение времени принятия решений оперативным персоналом в аварийных ситуациях и повышение качества принятых решений посредством полноты представляемой информации и оперативности ее представления;

результативность противоаварийного управления посредством применения интеллектуальных программируемых комплексов противоаварийной автоматики, улучшенные условия согласования защит;

повышение надежности функционирования устройств РЗА, в т. ч. в результате применения: встроенной в устройства непрерывной диагностики; цифровых каналов связи, включая волоконно-оптические; дублированных каналов связи;

возможность регистрации и сохранения информации не менее чем по пяти аварийным событиям;

обеспечение электромагнитной совместимости;

малообслуживаемость, многофункциональность, компактность, удобство, простота обслуживания;

возможность интегрирования в АСУ ТП, устройства непрерывной диагностики;

возможность организации удаленного доступа.

Устройства МП защит должны быть:

адаптированы к схемам и режимам работы защищаемого объекта;

иметь возможность дистанционного контроля и управления встроенными функциями.

В свободно программируемых МП терминалах РЗА доступ к вводу базовой логики (уставок) должен быть отделен от доступа к вводу параметров настройки терминала (конфигурации).

В устройствах РЗА необходимо предусматривать:

дублирование комплектов защиты на электросетевых объектах, питающих ответственных потребителей;

современные трансформаторы и датчики тока и напряжения для цепей релейной защиты;

для повышения надежности функционирования устройств РЗА на напряжении 35 кВ и выше, необходимо каждое устройство основной и резервной защиты подключать на разные обмотки трансформаторов тока;

функциональную совместимость защит ВЛ со всех сторон;

обеспечение условий эксплуатации (ЭМС, температура, влажность , вибрация) в соответствии с требованиями действующих нормативных и руководящих материалов и технических характеристик оборудования;

обеспечение функционирования системы РЗА в составе системы АСТУ;

при наличии двух электромагнитов отключения, действие устройств РЗА, как правило, на оба электромагнита;

УРОВ присоединений 110 кВ должно быть реализовано как одно устройство на систему шин, секцию – централизованный УРОВ или отдельно для каждого присоединения – индивидуальный УРОВ;

УРОВ присоединений 6-35 кВ допускается выполнять в виде действия защиты присоединений с дополнительной выдержкой времени на отключение питающих присоединений;

быстродействующую оптическую защиту от дуговых замыканий в комплектных распределительных устройствах 6-35 кВ;

защиту (сигнализацию) от однофазных замыканий на землю в сетях 6-35 кВ.

Внедрению МП техники должны предшествовать специальные исследования для оценки электромагнитной обстановки на энергообъекте и при необходимости проведения комплекса работ, обеспечивающих ее совместимость с уровнем помехозащищенности устройств РЗА.

Устройства РЗА различных производителей должны обеспечивать функциональную совместимость. Протоколы обмена данными должны быть открыты производителем для других пользователей. Рекомендуется соответствие требованиям стандарта МЭК 61850.

Допускается применение электромеханических устройств РЗА при частичной реконструкции и техническом перевооружении объектов, если это не снижает надёжность работы РЗА.

Устройства защиты от ОЗЗ должны обеспечивать:

фиксацию устойчивых ОЗЗ, имеющих место при наличии надёжной гальванической связи повреждённой фазы с землёй (металлическая связь, переходное сопротивление, устойчиво горящая дуга);

фиксацию неустойчивых дуговых замыканий, включающих в себя следующие разновидности:

дуговые прерывистые замыкания;

дуговые перемежающиеся замыкания.

Вибрация проводов - это вызванные ветром колебания провода в вертикальной плоскости, характеризующиеся небольшим размахом и большой частотой.
Вибрирующий провод в пролете ВЛ имеет волнообразную форму. Колебания провода при вибрации представляют собой стоячие волны, когда точки провода с наибольшим размахом колебаний (пучности) и точки провода, остающиеся неподвижными в процессе колебаний (узлы), не меняют своего положения по длине провода. Длина волны вибрации равна удвоенному расстоянию между двумя соседними узлами (или пучностями). Наибольший размах колебаний называется амплитудой вибрации. Амплитуда вибрации обычно не превышает 3...5 см при длине волны от 1 до 10 м За 1 с происходит от 5 до 100 колебаний.
Наименьшая скорость ветра, при которой возможна вибрация проводов, составляет 0,5...0,6 м/с. Верхняя граница колеблется от 4...5 м/с при высоте подвески провода 12 м, до 8...10 м/с при высоте подвески провода около 70 м (на специальных переходах).
Вибрация проводов возникает вследствие образования завихрений воздушного потока при обтекании провода. Отрьы от провода образующихся за ним воздушных вихрей раскачивает провод в вертикальном направлении. Для возникновения вибрации необходимо, чтобы усилия, действующие на провод, были достаточно большими и чередовались по направлению. Такие усилия возникают только при равномерном ветре.
Вероятность возникновения вибрации возрастает с увеличением длины пролета линии, диаметра и высоты подвески провода. С изменением тяжения по проводу меняются длина волны, амплитуда и частота вибрации. Вибрация проводов возникает при направлении ветра под углом 45.. 90° к оси линии При углах 30...45° вибрация неустойчива, а при углах менее 20° - вообще не возникает. Чаще всего вибрация возникает на линиях, проходящих по открытой местности. Кустарники, постройки и деревья на трассе влияют на возникновение вибрации, так как они меняют направление и скорость воздушного потока. На линиях, проходящих по лесным массивам с высотой деревьев, близкой к высоте подвески провода, вибрация проводов практически не наблюдается.
В результате вибрации в месте крепления провода в поддерживающем или натяжном зажиме возникают перегибы. Количество их в процессе эксплуатации быстро достигает очень больших величин и вызывает усталость металла провода. Происходит разрушение отдельных проволок провода, а затем и обрыв провода при нормальном тяжении. Провод до разрушения выдерживает от полумиллиона до нескольких десятков миллионов перегибов. С увеличением тяжения по проводу усталость металла наступает при меньшем числе перегибов. Повреждения проводов от вибрации чаще всего возникают вблизи поддерживающих зажимов. Чем сильнее изгибается провод в зажиме и чем острее края плашек, зажимающих провод, тем скорее наступает разрушение провода от вибрации. Наилучшие условия для работы провода создаются в зажимах с широким устьем и закругленными краями в месте выхода провода Повреждения проводов от вибрации вблизи натяжных зажимов наблюдаются редко, так как натяжной зажим может колебаться вокруг оси крепления вместе с проводом. Однако, если зажимы оказываются массивными, возможны повреждения провода от вибрации и вблизи натяжного зажима
При вибрации обычно в первую очередь, происходит разрушение проволок наружного повива провода, так как они испытывают наибольшие перегибы. Проволоки в месте излома имеют мелкозернистую структуру, края излома - гладкие. Шейки, характерные для разрыва проволок под действием тяжения, отсутствуют. Разрушение провода от вибрации развивается очень быстро, так как увеличиваются напряжения в оставшихся проволоках за счет уменьшения суммарного сечения провода.
Расщепленные фазы на линиях электропередач 330-750 кВ, состоящие из связанных распорками двух-пяти проводов, подвержены вибрации в меньшей степени, чем отдельные провода. Наличие связей между проводами препятствует развитию колебаний и способствует рассеянию энергии вибрации. Амплитуда вибрации расщепленных фаз снижается в 1,5... 10 раз в зависимости от числа проводов и расстояния между распорками, в большинстве случаев это устраняет опасность повреждения проводов от вибрации.
При двух проводах в фазе иногда требуется установка гасителей , а на трех и более защита гасителями вибрации не требуется.
При применении на линиях электропередачи расщепления проводов в фазе дистанционные распорки, устанавливаемые на проводах, в значительной степени обеспечивают гашение вибрации проводов. Особенно эффективно гасят вибрацию парные распорки при групповой схеме их расположения и расщеплении фазы на три и более проводов. В этих условиях установка дополнительных гасителей вибрации, как правило, не требуется, если расстояние между «кустами» распорок не превышает 60.. 75 м. На линиях с расщеплением фазы только на два провода виброгасящее действие дистан-ционных распорок несколько слабее и может потребоваться установка дополнительных гасителей вибрации, хотя количество их на каждом проводе обычно меньше, чем на линиях с нерасщепленными проводами, проходящими в таких же условиях.
Так, на линиях с расщепленной фазой из двух проводов, соединенных распорками, защита от вибрации необходима при длинах пролетов более 150 м и среднеэксплуатационных напряжениях в сталеалюминиевых проводах, превышающих 40...45 МПа, в зависимости от марки провода и характера местности, по которой проходит линия.
Установка гасителей не требуется, если линия проходит по лесному массиву с высотой деревьев, превышающей высоту подвеса проводов, вдоль горных долин и других препятствий, защищающих линию от поперечных ветров
В соответствии с действующими «Методическими указаниями по типовой защите от вибрации проводов и тросов воздушных линий электроп редачи напряжением 35-750 кВ» защита от вибрации одиночных проводов и тросов не требуется, если среднеэксплуатационные напряжения в них оказываются меньше 35...40 МПа для алюминиевых проводов и проводов из сплава АН; 40...45 МПа для сталеалюминиевых проводов и проводов из сплава АЖ; 100.. 110 МПа для медных проводов и 180...200 МПа для стальных проводов и тросов. Более точно эти величины определяются в зависимости от сечения проводов, длины пролетов и характера местности, по которой проходит линия1 открытая ровная местность без древесной растительности, сильно пересеченная или застроенная местность, или наличие редкого или низкорослого леса.
В зависимости от условий прохождения трассы тинии, конструктивных особенностей линий и тяжения по проводам и тросам гасители вибрации устанавливают либо с обеих сторон пролета, либо только с одной стороны, при этом рекомендуется устанавливать гасители вибрации через одну опору, т. е. по обе стороны от одной опоры и пропуская следующую
Установка гасителей с одной стороны пролета допуска тся в условиях пониженной опасности вибрации в пролетах длинои менее 200 м, а гакжо в пролетах длиной 200-320 м, если среднеэксплуатационно<- напряжение в проводах незначительно (на 5-10%) превышает указанные ранее безопасные для вибрации значения.
Установка гасителей вибрации обязательна как для одиночных проводов, так и для расщепленных независимо от среднеэксплуатационных напряжении в проводах при пересечении больших рек, водоемов, открытых горных долин, если длина пролета пересечения превышает 500 м для больших рек и водоемов и 800 м для горных долин, где вибрация проявляется несколько в меньшей степени, чем при пересечении рек и водоемов.
В переходных пролетах через реки и водоемы длимом 500 1500 м. а также через горные долины шириной 800...1500 м рекомендуется установка с каждой стороны пролета по два гасителя вибрации. Защита от вибрации проводов и тросов в переходных пролетах длиной более 1500 м, а также независимо от длины пролета для проводов диаметром более 38 мм и проводов со среднеэксплуатационным тяжением более 180 кН должна производиться по специальному проекту.
На линиях с расщепленными фазами наряду с вибрацией наблюдается еще один вид колебаний проводов - это колебания приводов на участках между дистанционными распорками, связанные с экранированием одного из проводов другим при воздействии ветра на провода, расположенные в одной горизонтальной плоскости. Такой вид колебаний получил название субколебаний. Экранирование одного провода другим при ветре поперек линии и сравнительно небольшом расстоянии между проводами (0,3.. 0.4 м) приводит к тому, что экранируемый провод попадает в зону завихрений воздушного потока и возникают его колебания в основном в горизонтальной плоскости.

1 - положение проводов между распорками при субколебаниях.
2 - распорки; 3 - направление ветра
Амплитуда субколебаний от 5...6 см до нескольких десятков сантиметров, а период колебаний составляет от 0,2...0,5 до 1 с. Субколебания проводов возникают при достаточно больших скоростях ветра и могут приводить к соударениям и повреждениям проводов в результате соударений. Большую опасность субколебания представляют для дистанционных распорок, детали которых могут истираться и разрушаться от длительного воздействия субколебаний проводов. По зарубежным данным отношение расстояния между проводами расщепленной фазы к диаметру проводов, уменьшающее вероятность появления субколебаний, должно быть не менее 20. Однако из опыта эксплуатации линий 500 и 750 кВ в РФ можно сделать вывод, что при групповой схеме установки дистанционных распорок указанное отношение может быть уменьшено до 12... 17. В случае появления на действующих линиях субколебаний проводов и повреждений проводов или распорок следует пересмотреть схему установки дистанционных распорок, уменьшив расстояния между распорками или заменив их на другую, более совершенную конструкцию.
Защита от вибрации одиночных проводов и тросов не требуется, если длины пролетов ВЛ и среднеэксплуатационные напряжения в проводах не превышают значений, указанных в табл. 2.1.7,1 том.
При прохождении ВЛ по сплошному лесному массиву с высотой деревьев более высоты подвеса проводов и тросов, а также вдоль горных долин (по низу) зашита проводов и тросов ВЛ не требуется.
Защита от вибрации одиночных алюминиевых проводов сечением 120 мм 2 и более, сталеалюминиевых сечением 95 мм 2 и более, проводов из алюминиевых сплавов сечением 70 мм 2 и более, медных и стальных проводов, грозозашитных тросов сечением 50 мм 2 и более осуществляется типовыми гасителями типа ГВН.
В начале 80-х годов некоторое время выпускались гасители вибрации с укороченными грузами и с грузами каплевидной формы вместо цилиндрической.
Эффективность работы таких гасителей очень низкая. Имелись случаи усталостных повреждений проводов и грозозащитных тросов ВЛ, оснащенных этими гасителями. В настоящее время выпуск таких гасителей прекращен, а установленные ранее гасители с укороченными грузами и грузами каплевидной формы подлежат замене на стандартные.
В связи с имевшими место случаями повреждения проводов из алюминиевых сплавов АЖ 120 и АЖС 70/39 ВНИИЭ были проведены специальные исследования, которые показали необходимость разработки для проводов марок АЖ и АЖС поддерживающих зажимов и зажимов гасителей вибрации с применением специальных прокладок из износоустойчивых эластомеров с полупроводящими свойствами.
До разработки таких зажимов для проводов АЖ и АЖС рекомендуется принимать среднеэксплуатационные напряжения о,<<0,2овр.
Вновь разработанный провод из биметаллических сталеалюминиевых проволок марки ПБСА 120 по лабораторным исследованиям ВНИИЭ имеет устойчивость от повреждений при вибрации по крайней мере не хуже, чем сталеалюминиевый провод того же диаметра. Поэтому критерии и средства защиты от вибрации для провода ПБСА 120 рекомендуется принимать как для сталеалюминиевых проводов.
При установке двух гасителей в пролете с каждой стороны пролета устанавливается по одному гасителю; при установке одного гасителя в пролете (с одной стороны пролета) рекомендуется устанавливать их через одну опору - по обе стороны от крепления провода или троса к гирлянде.
Вновь разработанный многочастотный гаситель вибрации «Пешка» (рис. 2.10.33), предназначен для защиты проводов воздушных линий электропередачи от вибрации. В его конструкции сохранены оба типа изгибающих колебаний тросика с грузами, присущие базовому варианту гасителя Стокбриджа, а также принята новая концепция энергопоглощения для увеличения числа степеней свободы - деформация кручения.
Для переходов ВЛ разработаны сдвоенные гасители вибрации. Совме-щен- ные гасители необходимы для защиты проводов ВЛ от «пляски» и вибрации.

Многочастотный гаситель вибрации «Пешка»
Действие гасителей основано на изменении крутильно-жесткостных характеристик как одного провода (троса), так и проводов фазы. Пара совмещенных гасителей устанавливаются в пролете с двух сторон провода, под углом 45° к нему. При необходимости используется и вторая пара гасителей. Положение ысигелеи при любых эксплуатационных воздействиях весьма устойчивое.
Защита от вибрации расщепленной фазы, состоящей из двух проводов, соединенных в пролете распорками с расстоянием между ними не более 75 м при длине пролетов 150 м и более, осуществляется типовыми гасителями типа ГВН.
При установке четырех гасителей в пролете с каждой стороны пролета устанавливается по два гасителя (по одному на каждом проводе); при установке двух гасителей они устанавливаются по одному на фазу с каждой стороны пролета поочередно на разных проводах фазы.
Провода расщепленной фазы, состоящей из трех-пяти проводов и более, соединенные распорками с расстоянием между ними не более 75 м, в обычных пролетах не требуют защиты от вибрации при любых значениях среднеэкс- плуатационного напряжения. При этом для четырех и пяти проводов в фазе до разработки распорок повышенной надежности и стойкости к вибрации рекомендуется для обеспечения безопасного уровня колебаний проводов устанавливать сосредоточенные распорки поочередно с группами из пяти и семи парных распорок (соответственно для фаз из четырех и пяти проводов) с расстоянием между ними (под пролетами) не более 40 м. Подпролеты, примыкающие к опорам, сокращаются: первый до 20 м, а следующий за ним до 25. .30 м. В отдельных случаях могут применяться только группы из парных распорок.