СОДЕРЖАНИЕ 1. Анализ негативных последствий вибрации на провода и грозозащитные тросы ВЛ 35-110 кВ. Разработка мероприятий и способов защит проводов и грозозащитных тросов от вибрационного износа ................................................ 4 1.1 Анализ негативных последствий вибрации на провода и грозозащитные тросы ВЛ 35-110 кВ ............................................................................................. 4 1.1.1 Общие сведения о пляске и вибрации проводов ЛЭП ......................... 4 1.1.2 Уроки самой крупной в России системной аварии, связанной с пляской проводов .............................................................................................. 8 1.2 Разработка мероприятий и способов защит проводов и грозозащитных тросов от вибрационного износа ...................................................................... 13 1.2.1 Устройства гашения вибрации проводов в воздушных линиях электропередач ................................................................................................ 13 1.2.2 Типы гасителей вибрации ..................................................................... 17 1.2.3 Повышение ресурсной стойкости проводов ВЛ при вибрации путем установки спиральных протекторов в лодочки поддерживающих зажимов ........................................................................................................................... 21 1.2.4 Результаты экспериментальной проверки эффективности работы гасителей вибрации......................................................................................... 27 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ..................................................................................................... 30 СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ .................................................. 31 2 ВВЕДЕНИЕ Одними из наиболее опасных разновидностей колебаний проводов ВЛ являются вибрации и пляска, вызываемых ветром Вследствие того, что вибрации и пляска проводов приводит к появлению серьёзных проблем, появилась и задача на исследование этих процессов и создание способов борьбы с ними. Так, например, для борьбы с пляской предложены несколько вариантов: – аэродинамические расстройщики; – маятники; – эксцентричные грузы Для борьбы с вибрацией используются виброгасители разного типа, например спиральные виброгасители. Актуальность данной темы обусловлена тем, что обрывы проводов, вызванные последствиями вибрации и пляски, приводят к большим экономическим негативным последствиям, а также перерыву в электроснабжении потребителя, что, в свою очередь, так же имеет негативные последствия, если это идёт электроснабжение предприятий или отдалённых населённых пунктов. 3 1. Анализ негативных последствий вибрации на провода и грозозащитные тросы ВЛ 35-110 кВ. Разработка мероприятий и способов защит проводов и грозозащитных тросов от вибрационного износа 1.1 Анализ негативных последствий вибрации на провода и грозозащитные тросы ВЛ 35-110 кВ 1.1.1 Общие сведения о пляске и вибрации проводов ЛЭП Пляской называется такое явление на проводах ВЛ, когда при порывах ветра возникают колебательные движения провода с большой амплитудой, близкой к стреле провеса провода при сравнительно малой частоте колебаний: от 0,2 до 2 Гц. Такие колебания возникают при скорости ветра от 3 до 25 м/с. Пляска внешне проявляет себя в виде стоячей волны с одной полуволной в пролёте, а так же двумя и более полуволнами в пролёте в виде стоячих и отражённых от подвеса бегущих волн. Наиболее опасной является пляска с одной полуволной в пролёте, так как размах колебаний может превышать стрелу провеса и достигать 4–6 м в пролётах небольшой длины (до 200 м) и 6–12 м в больших пролётах (400– 00). Имеющиеся данные проводов показывают, что отключения на линиях, связанные с пляской, достигают 10% от общего числа, а в гололёдных районах – до 40%. Пляска и вибрация пpoвoдoв являютcя oднoй из нaибoлee oпacных paзнoвиднocтeй кoлeбaний пpoвoдa вoздушнoй линии, вызывaeмых вeтpoм. Чиcлo выведенных из строя линий электропередачи (ЛЭП), cвязaнных c пляcкoй пpoвoдoв, дocтигaeт 12 % общeгo кoличecтвa, a в гoлoлeдных paйoнaх – дoь43 %. В бoльшинcтвe cлучaeв peмoнтнo-вoccтaнoвитeльныe paбoты нa вoздушных линиях тpeбуют знaчитeльных зaтpaт, и пpи этoм пepeбoи в paбoтe линий имeют пpoдoлжитeльнocть oт нecкoльких чacoв дo нecкoльких cутoк. Опасность вибрации заключается в обрывах отдельных проволок на участках их выхода из зажимов. Обрывы происходят вследствие того, что 4 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. Пляска – серьезная проблема для механической части воздушных ЛЭП. По данным СИГРЭ до сих пор отсутствует надежный метод предотвращения и гашения пляски проводов. По этой причине повсеместно увеличивают расстояния между проводами, проводами и тросами для предотвращения их опасного сближения и схлестывания при пляске. В настоящее время под эгидой ИНТАС (Европейский Союз) осуществляется международный исследовательский проект по ограничению пляски проводов воздушных ЛЭП с помощью комбинированных гасителей колебаний. Поскольку выход из строя ЛЭП приводит к значительным экономическим потерям, механическая часть ЛЭП должна обеспечивать высокий уровень надёжности. Этим обстоятельством определяется применение как инженерных методов, так и высокоточных расчётов при проектировании, учитывающих основные особенности эксплуатации ЛЭП. Бopьбa c пляcкoй или cнижeниe ee интeнcивнocти дo бeзoпacнoгo знaчeния являeтcя в нacтoящee вpeмя oднoй из нaибoлee aктуaльных пpoблeм нa ВЛ. Многие воздушные линии электропередачи напряжением 35 − 750 кВ были построены в РФ в 1960 − 1970-х гг., т.е. сроки их эксплуатации уже превышают нормативные и составляют 40 − 50 лет и более. Проблема определения остаточного эксплуатационного ресурса проводов (обеспечение надежной и безаварийной работы этих линий) является весьма актуальной. Перечислим некоторые сводки аварий, произошедших по причине пляски, вибрации проводов и гололеда: 1. Пляска проводов на ВЛ-500кВ Ростовская АЭС – Буденовская 21 декабря 1996 г. Скорость ветра 5 16 м/с. Гололедное отложение предположительно 10 – 11 мм. В результате такой пляски линия за 2 года эксплуатации имела следующие повреждения: – обрыв гирлянд на трех фазах; – обрыв и повреждение защитных экранов на 11 гирляндах; – обрыв шлейфа на трех анкерных опорах; – истирание скоб СТК-16-1 на 17 анкерных соединениях; – падение 11 промежуточных железобетонных опор в анкерном участке из-за износа и одновременного обрыва девяти скоб СТК-16-1. 2. Чита. 11 мая 2017 г. Мокрый снег и штормовой ветер скоростью до 27 м/с стал причиной массового отключения на электрических сетях 35 – 110 кВ из-за обрыва проводов и аварийных отключений в распределительных сетях 6 – 10 кВ в нескольких районах Забайкальского края, как сообщила пресс-служба Минэнерго. Без электроснабжения осталось около 5,9 тыс. человек, мощность отключенных потребителей – 2,1 МВт. 3. 1 августа 2017 г. в 20:07 (14-07 по московскому времени) действием защит отключились: ВЛ-500 кВ «Бурейская ГЭС – Амурская»; первая цепь ВЛ-500 кВ «Бурейская ГЭС – Хабаровская»; межгосударственная ВЛ-500 кВ «Амурская – Хэйхэ»; ВЛ-220 кВ «Хабаровская – Волочаевка тяговая»; ВЛ 220 кВ «Хабаровская – Левобережная» (филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – «МЭС Востока»). Без электроснабжения оставалась значительная часть бытовых потребителей. В Дальневосточном Федеральном округе мощностью – 1250 МВт, в том числе: Приморского края – мощностью 450 МВт, Хабаровского края – мощностью 355 МВт, Амурской области – мощностью 500 МВт, Южной Якутии – 43 МВт, ЕАО – 11 МВт. Нарушения в работе объединенной энергосистемы Востока произошли из-за обрыва провода на одной из линий электропередачи 220 кВ. Проанализировав сводки повреждений, можно сделать вывод, что предотвращение выхода из строя воздушных линий из-за вибрации проводов также остается актуальным. 6 В настоящее время справедливо утверждение, что колебания проводов – динамический процесс. Действительно, воздушный поток действует порывами, непостоянно и не с одной силой, и у него турбулентный характер. В условиях ветровых нагрузок наиболее опасный режим – это так называемая пляска проводов, сопровождающаяся их масштабными взаимными перемещениями [14]. Как известно, определенное влияние на процесс развития пляски наряду с соответствующими метеорологическими условиями оказывают характеристики крутильных движений расщепленного провода. Рис. 1. Сравнение измеренных и предсказанных одиночных (a) и двух (б) промежутков (резонансная пляска 1:1:0 в середине пролета и на четверть пролета соответственно); m – отклонение профиля точечной массы (m – расчетная модель, m – ׳экспериментальная модель); s – число точечных масс; Аy , Az – амплитудное значение отклонения профиля точечной массы по y и z, в зависимости от m. 7 Рис. 2. U-образный профиль (a) и его стационарные аэродинамические коэффициенты. Рис. 3. Зависимости вертикального 3 u и углового ∆θ перемещений центра пролета от времени: точки – эксперимент; сплошная кривая – расчет. Синхронизированные вертикальные и крутильные колебания расщепленного провода вызывают периодические изменения угла атаки воздушного потока, воздействующего на провод [14 – 16]. Для линий с расщепленными проводами крутильные колебания проявляются в периодических закручиваниях фазы в целом. 1.1.2 Уроки самой крупной в России системной аварии, связанной с пляской проводов 16-19 января 1961 г. на воздушных линиях электропередачи 400-500 кВ Волжская ГЭС – Москва произошла первая в СССР крупная системная авария из-за интенсивной пляски (далее — ИП) проводов [1]. Механические параметры устройства первых линий такого класса в СССР отвечали их зарубежным аналогам [2]. Однако не была учтена важнейшая их особенность для региона, где при резкой смене холодов и оттепелей в осенне-зимне8 весенние периоды года при относительной влажности воздуха 80 % и более при определенном сочетании механических параметров пролета и гололедноветровых условий могут возникать резонансные высокоамплитудные линейные и угловые автоколебания проводов. Урок № 1 Первопричиной аварии стали перекрытия воздушных изоляционных промежутков между колеблющимися в пролете фазами (3xАСО-480/59.7), фазами и грозозащитными тросами (С-70), а также большие углы изгиба проводов в сочленениях выпускающих их устройств и опорных шарнирных узлах крепления натяжных гирлянд изоляторов. Событие представлялось феноменальным, поскольку в электроэнергетике СССР отсутствовали научные исследования режимов пляски, и ни ее масштаб сил, ни уровень амплитуд не учитывался при проектировании линии. Мероприятия по предотвращению последствий пляски невозможно было заполучить в одночасье Урок № 2 Их разработка требовала самостоятельных систематических научных поисков и определенных материальных затрат. Были востребованы эмпирические решения, пассивное увеличение изоляционных габаритов опор, что увеличивало их металлоемкость и стоимость. Районирование территории страны по пляске проводов базируется целиком лишь на статистике ее наблюдений и не учитывает механические параметры пролетов, протяженность сети. Аварийные ситуации вследствие пляски наблюдаются даже в тех районах, где при строительстве уже учитывалось ее районирование. ИП наблюдается, например, при -15 – -25 o С на ВЛ 110-220 кВ в Тюменской области, Норильске, при 5 o С – -4 o С на ВЛ 110-330 кВ на юге России, при 5 o С – -15 o С на ВЛ 110-500 кВ на Урале, Поволжье. Для предупреждения аварий от пляски на местах и сегодня нередко вынуждены просто снимать грозозащитные тросы, сокращать длину пролетов, устанавливать дополнительные (подставные) опоры. ИП может 9 десятилетиями отсутствовать, но при изменении высоты опор, длин пролетов, гирлянд изоляторов и т.п. может возникнуть там, где ее раньше не было. При переустройстве линии их провода не проверяются на сближение по условию интенсивной пляски при турбулентном ветре. Между тем, такие расчеты могут успешно выполняться, а параметры пляски заблаговременно прогнозироваться. Урок № 3 Это наиболее важный сегодня технический аспект обсуждаемой проблемы, поскольку с ним связана целая эпоха поисков устройств борьбы с пляской. В последние десятилетия обнаружена новая форма колебаний проводов в пролете — псевдоосновная. Это бегущая в пролете волна. Форма распределения ее амплитуд по виду подобна второй гармонике колебаний струны, в то же время период ее колебаний близок к периоду основной формы. Явление было замечено в многочисленных исследованиях вибрации и пляски проводов (Великобритания, Франция, США, Канада, ФРГ, Япония и др.). Параметры такой волны могут рассчитываться по волновой турбулентной резонансной модели пляски. Рассматривая описываемые аварийные события сегодня с позиций широкомасштабного натурного эксперимента, целесообразно проанализировать параметры пляски проводов с помощью современной теории. Это послужит инструментом анализа уроков аварии и откроет новые аспекты в технологии защит линий от пляски. В качестве расчетного числового примера примем Арзамасскую Северную цепь, ее промежуточный пролет длиной l = 470 м на анкерном участке между опорами №1157-1168 вблизи д. Беговатое у г. Арзамаса. При осмотре линии обнаружилось, что в одних пролетах провода вместе с гирляндами изоляторов уже лежат на земле, в других — продолжается ИП, провода поднимаются до 12-14 м, выше уровня провисающего грозотроса, и опускаются к земле до 3-4 м. 10 Масштаб динамических напряжений σ провода, возникающих при ИП, характеризуют расчетные данные табл. 1 и диаграмма на рис. 1. Диапазон расчетных точек 1-12 можно условно разделить на три участка: точки 1-5 характеризуют режимы нормальных напряжений (по проекту — до 9,31 Н/мм2/g или 0,365σвр. при разрывной прочности σвр. = 25,5 из испытаний провода [2]); точки 6 -10 — сверхрасчетные напряжения (до 0,614 σвр.); точки 11-12 — режим сверхнормативных напряжений (более 0,614σвр.). Наибольшие напряжения возникают в нестационарных режимах пляски (точки 11, 12), когда сочетание резонансной скорости ветра Vкв и аэродинамической хорды профиля гололеда Lлед даже при сравнительно небольшом размахе средних амплитуд b пляски порождает значительные динамические напряжения в проводе. Верхняя граница напряжений на рис. 1 ограничена естественным условием, что реально наблюдаемая хорда характерного для ИП профиля «чистого» гололеда Lлед не превышает 1,1-1,5 диаметра провода, а его разрывное напряжение увеличивается от упрочнения в 1,288 раз (32,85 Н/мм2/g). Средняя периодичность повторяемости таких режимов ограничивается определенным сроком службы линии, например, 66 лет. Рис. 1. Диаграмма распределения нормальных, сверхрасчетных и сверхнормативных напряжений провода на оси скоростей ветра Vкв 11 Урок № 4 произошедшей в 1961 г. аварии относится к расчетной кинематике сочленения системы «провод + линейная арматура», которая до настоящего времени не учитывает режимы их больших угловых сопряжений и пространственных изгибов. Общеизвестный «поддерживающий глухой качающийся зажим» для крепления провода к гирлянде изоляторов с 1941 г. (по ГОСТ-1215, СССР) в своих главных параметрах сохраняется до сих пор. Углы изгиба провода в нем (до 5° ) и свободные качания корпуса зажима (до 60°) предполагаются лишь в плоскости их подвески. Боковые же колебания проводов могут вызывать перегибы и повреждения повивов. Угол изгиба χ (рис. 3) провода в опорной точке положителен и обычно не превышает 4-6°. В расчетных и сверхрасчетных режимах ИП он отрицателен (выпуклость вверх) и равен -4 – -5°. Таким образом, накопленность угла χ в течение полупериода может составлять 8-11°. В сверхнормативных режимах χ = 2224° и выше. Норматив для углов χ не установлен Рис. 3. Схема образования в пролете зон отражения псевдоосновной волны длиной 352 м Урок № 5 обсуждаемой аварии относится к традиционному в статических расчетах проводов допущению об абсолютной их гибкости. Такое допущение основывается на ничтожной малости нормальных сил изгиба и широко применяется в расчетах прочности проводов. Однако при пляске, когда провод как бы теряет свой вес (он уже уравновешен), процесс 12 его движения управляется именно малыми силами. Тогда, при соизмеримости проекций сил изгиба провода с резонансной поперечной силой его подъема, основная форма колебаний обращается в псевдоосновную. Чем больше изгибная жесткость провода, фазы, тем больше глубина зоны отражения псевдоволны, короче ее длина в пролете и меньше предельная амплитуда подъема. Урок № 5 аварии состоит в том, что в режиме ИП изгибная жесткость фазы должна рассчитываться и регулироваться из условия, чтобы воздушный изоляционный промежуток опоры был скоординирован с предельной амплитудой b псевдоволны при турбулентном ветре. 1.2 Разработка мероприятий и способов защит проводов и грозозащитных тросов от вибрационного износа 1.2.1 Устройства гашения вибрации проводов в воздушных линиях электропередач Рассмотрим процесс возникновения вибрации (рисунок 5). При обтекании проводов направленным поперек к оси линии воздушным потоком, с подветренной стороны провода возникают завихрения. Периодически они уносятся воздушными потоками, что способствует образованию следующих вихрей с противоположным направлением вращения. В момент развития вихря с одной стороны провода скорость потока немного увеличивается по сравнению со скоростью потока с противоположной стороны. Разнице скоростей потока по закону Бернулли соответствует разница давления – большей скорости соответствует меньшее давление и наоборот. Периодическому образованию вихрей сопутствуют периодические импульсы силы, действующие на провод поочередно то снизу, то сверху. В результате совпадения частоты таких динамических импульсов с одной из собственных частот провода и возникает вибрация. 13 Рисунок 5. Процесс возникновения вибрации проводов Вследствие колебаний возникают циклические напряжения, способные с течением времени вызвать усталостные повреждения отдельных проволок. Увеличение числа оборванных проволок приводит к возрастанию напряжения в оставшихся, разрушение приобретает нарастающий характер, что приводит в конечном итоге к полному обрыву провода. Вибрация проводов способна также послужить причиной износа и разрушения элементов подвески, деталей арматуры. Необходимо отметить, что провод на выходе из натяжного зажима не подвержен статическим напряжениям изгиба, которые возникают в местах выхода с поддерживающих зажимов, поэтому повреждения проводов в натяжных зажимах происходят значительно реже. Степень опасности вибрации зависит от условий прохождения линии, расположения ВЛ относительно преобладающего направления ветров, тяжения проводов и тросов, конструктивных параметров пролетов. При действии поперечного ламинарного (равномерного) потока воздуха проводу передается наибольшее количество энергии. Ровная и открытая для ветра местность способствует равномерному течению воздушного потока, создавая содействующие интенсивной вибрации условия. Нарушения ламинарного потока, которые возникают при обтекании им различных преград, создают менее благоприятные условия для проявления вибрации. При ветрах, направленных под углом от 90° до 45° к оси линии, наблюдается устойчивая 14 вибрация. При направлении ветра под углом 45–30° вибрация имеет менее устойчивый характер, а при угле менее 20° – обычно не наблюдается. При увеличении длины пролетов, тяжений проводов и высоты их расположения над землей интенсивность вибрации возрастает. Защита от вибрации одиночных проводов и тросов не требуется, если длины пролетов и механические напряжения в проводах не превышают определенных значений, указанных в [1]. На больших воздушных переходах, к надежности которых предъявляются повышенные требования, следует предусматривать защиту от вибрации независимо от тяжения проводов и тросов. Провода расщепленной фазы, используемые на линиях электропередачи напряжением свыше 330 кВ, в меньшей степени подвержены вибрации, чем одиночные провода ВЛ, так как наличие связей между проводами (распорок) способствует увеличению рассеивания энергии вибрации. Установлено, напряжения при что опасность разрушения среднегодовой проводов температуре, зависит от называемого среднеэксплуатационным. Если полученное при механическом расчете проводов значение будет превышать табличное, то это указывает на необходимость использования более прочного провода. Беря более прочный провод, мы не решаем проблемы вибрации, а лишь незначительно увеличиваем период эксплуатации такой линии, поэтому есть необходимость применения устройств, защищающих провода от повреждений, вызываемых вибрацией. Интенсивность вибрации и эффективность применяемой защиты от нее в значительной мере определяют срок службы проводов и эксплуатационную надежность ВЛ в целом. Усиление проводов спиральной арматурой позволяет существенно снизить изгибные деформации в проводе за счет увеличения его изгибной жесткости в местах крепления и тем самым увеличить его усталостную стойкость при длительной эксплуатации, уменьшить износ. Результаты сравнительных испытаний показали, что использование арматуры спирального типа увеличивает ресурс работы провода от 2,5 до 7,8 раз. 15 Применение современных типов проводов, таких как AERO-Z, имеющих меньшее аэродинамическое сопротивление ветровым нагрузкам за счет гладкой поверхности и высокую способность к самодемпфированию, также способствует снижению вибрации. В некоторых случаях на ВЛ применяют уменьшение тяжения проводов. При небольших тяжениях, когда в процессе вибрации при периодических изгибах провода возможно смещение проволок относительно друг друга, потери на трение (самодемпфирование) между проволоками значительно ограничивают развитие вибрации. Но наиболее эффективным средством борьбы с вибрацией является применение гасителей вибрации различных типов. Такие гасители при возникновении вибрации вызывают динамические усилия, противоположные по фазе колебаниям расположения гасителей провода и в пролете, противодействующие им. Место которое обеспечивает наиболее эффективное гашение вибрации, находят расчетным путем с учетом марки и тяжений провода. Для защиты одиночных проводов наибольшее распространение получили гасители вибрации Стокбриджа и различные их модификации. Также применяются гасители петлевого типа (в том числе гаситель с тремя петлями). Современным и набирающим популярность типом гасителя являются многочастотный гаситель вибрации. Конструкция его аналогична традиционному гасителю вибрации Стокбриджа, но грузы представляют собой тела вращения, имеющие наклон к оси демпферного троса. При вибрации возбуждаются не только изгибные, но и крутильно-изгибные колебания, поэтому характеристика энергопоглощения оказывается более равномерной и существенно расширяет частотный диапазон виброзащиты, чем для обычного гасителя Стокбриджа. Совместное применение спирального протектора и гасителя вибрации, установленного поверх протектора, позволяет надежно защитить провод от усталостных повреждений, создавая комфортные условия для эксплуатации провода на выходе из поддерживающего зажима. 16 1.2.2 Типы гасителей вибрации Маятниковые гасители. Маятниковый гаситель пляски получил широкое распространение для снижения амплитуд колебаний одиночных проводов воздушных ЛЭП 35-220 кВ. Принцип его действия заключается в следующем: маятник при возникновении пляски начинает вращаться вокруг оси провода, вовлекая в это движение и сам провод. В результате провод, провернувшись относительно гололедонесущего потока на некоторый угол, покрывается гололедом более равномерно, что снижает амплитуды пляски или вообще прекращает её. Для расщепленных фаз этот принцип неприменим: закрученное положение расщепленной фазы считается аварийным режимом, которого следует избегать. При определенных условиях расщепленная фаза может не возвращаться в исходное рабочее положение. Для защиты расщепленных фаз воздушных ЛЭП с двумя, тремя проводами и более в фазе в середине 80-х годов XX века бельгийским учёным Ж.-Л. Лилиеном (Jean-Louis Lilien) был предложен гаситель в виде маятника, вращение которого относительно расщепленной фазы происходит со значительным рассеянием энергии. Благодаря этому крутильные колебания, которые всегда присутствуют при пляске расщепленной фазы, подвергаются эффективному демпфированию, и их амплитуда снижается. Гаситель получил наименование TDD (Torsional Damper and Detuner), т.е. крутильный демпфер и расстраиватель колебаний. Первоначально этот гаситель был разработан для защиты от пляски проводов воздушных линий с двумя составляющими в фазе. Кроме того, присутствие крутильных маятников на фазе существенно увеличивает момент инерции вращения фазы, и, тем самым, нарушается синхронность крутильных и поперечных колебаний, являющаяся необходимым условием развития флаттерных колебаний. Соответственно снижаются и амплитуды поперечных колебаний (т.е. собственно пляска), т.к. уменьшается или прекращается поступление энергии от ветрового потока. 17 Конструкция гасителя показана на рис. 6. Гаситель состоит из корпуса, к которому подвешен маятник, причем ось вращения маятника параллельна фазе и расположена ниже проводов. В протяженных цилиндрах размещены специальные демпферы, выполненные из бутилкаучуковой резины. Этот материал обладает большим внутренним трением, за счет чего возникающие при пляске крутильные движения фазы тормозятся, и амплитуда пляски снижается. Рис. 6. Фото гасителя пляски типа TDD для двухпроводной расщепленной фазы Важно отметить, что демпферы такого типа рассеивают не всю энергию, возникающую при пляске проводов, а лишь ту ее часть, которая накапливается в виде крутильных перемещений фазы. Гаситель воздействует на причину возникновения пляски, снижая амплитуду вращательных колебаний фазы. При этом он обеспечивает уменьшение и амплитуды поперечных колебаний, проявляющихся как собственно пляска. Конструкция гасителя TDD-3. Общая компоновка опытного образца гасителя для трех проводов в фазе выбрана такой же, какую имеет гаситель двухпроводной расщепленной фазы. Ось вращения маятника расположена ниже нижнего провода фазы, поэтому, чтобы избежать касания маятника и провода, штанги маятника выполнены изогнутыми, как показано на рис. 7. Для упрощения и удешевления конструкции узел демпфирования гасителя существенно изменен. Вместо протяженного (и весьма недешевого) 18 демпфера из бутилкаучуковой резины, примененного в конструкции фирмы SEFAG, в предлагаемой разработке используется демпферный узел, аналогичный демпферному узлу распорки-гасителя субколебаний. Схема узла такого типа показана на рис. 8. Для повышения эффективности демпфирования в демпферном узле используются два ряда шариков из озоностойкой резины, которые помещаются в концентрически углубления (профилированные расположенным окружностям. каналы) Два ряда по двум шариков потребовались для повышения уровня энергорассеяния по сравнению с демпферами распорокгасителей. При этом относительная деформация сжатия для двух рядов шариков различна – внешние эластомерные элементы уложены в углублениях большей глубины по сравнению с внутренними. Вес маятника воспринимается частично эластомерными шариками, частично опорной эластомерной шайбой на оси стяжной шпильки. Это существенно упростило всю конструкцию и, самое главное, обеспечило ей новые свойства – способность демпфировать малые поперечные колебания расщепленной фазы, возникающие от вибрации проводов. 19 Рис. 7. Общий вид гасителя пляски TDD-3 Рис. 8. Основные элементы демпферного узла TDD-3: 1 – корпус с тягами для крепления к проводами при помощи плашек; 2 – вращающиеся тарельчатые диски; 3 – резиновые шарики; 4 – стяжная шпилька; 5 – стяжные шайбы 20 Для крепления корпуса гасителя к проводам расщепленной фазы применены стандартные плашки, причем диаметр их выбран таким, чтобы гаситель можно было устанавливать не непосредственно на поверхность проводов, а на спиральные протекторы, которые должны навиваться на провода в месте установки гасителя. Механическая прочность системы крепления соответствует требованиям к прочностным характеристикам стандартных внутрифазных распорок (макс. усилие сжатия или растяжения, воздействующее между любыми двумя плашками, равно 200 кгс; макс. усилие сдвига плашек по проводу также равно 200 кгс). 1.2.3 Повышение ресурсной стойкости проводов ВЛ при вибрации путем установки спиральных протекторов в лодочки поддерживающих зажимов В процессе длительной эксплуатации воздушных ЛЭП (10-20 лет и более) из-за вызываемой ветром вибрации часто наблюдаются усталостные разрушения проволок внешних повивов фазных проводов и грозозащитных тросов в зоне их выхода из лодочек поддерживающих зажимов, в местах установки гасителей вибрации и у соединительных зажимов на ВЛ 110-500 кВ. Многочисленные случаи усталостных разрушений проводов марки АЖС 70/39 в поддерживающих зажимах ПГН-3-5 и в местах установки гасителей вибрации наблюдались в Тамбовском ПМЭС Центра, проводов марки АС 70/72 – в Амурском ПМЭС Востока, используемых в качестве грозозащитных тросов на ВЛ 500 кВ, а также фазных проводов на ВЛ 110220 кВ в ОАО «Тюменьэнерго» и других АО-Энерго. Так, например, в ОАО «Тюменьэнерго» (Северные ЭС) только за зимний период 1998-1999 гг. имели место более 60 нарушений энергоснабжения из-за обрывов проводов ВЛ различных классов напряжения. Большинство разрушений было обусловлено вызванными 21 вибрацией усталостными изломами в алюминиевых и стальных повивах, а воздействие максимальных тяжений в зимний период лишь выявило дефекты, накопленные при длительной вибрации. Срок службы провода (троса) при эксплуатации (его усталостную стойкость) можно значительно увеличить за счет применения протекторов спирального типа, предназначенных для дополнительной защиты проводов от вибрации. Применение спирального протектора (типа ПЗС-Dпр-…) на проводе в месте установки поддерживающего зажима и гасителя вибрации позволяет существенно снизить изгибные деформации в проводе за счет увеличения его изгибной жесткости и тем самым увеличить его усталостную стойкость в процессе эксплуатации. Протектор представляет собой комплект отдельных спиралей или склеенных прядей, навиваемых на поверхность провода. В зависимости от назначения протекторы изготавливаются длиной от 500 до 6500 мм для проводов и тросов сечением от 35 до 400 мм2. На рис. 4 показан спиральный протектор типа ПЗС-Dпр-01 для защиты проводов ВЛ 220 кВ и выше сечением от 240 до 400 мм2, устанавливаемый в поддерживающий зажим марки ПГН-5-3. Протектор комплектуется дистанционной прокладкой под увеличенный диаметр провода с протектором (D1). Рис.4. Протектор типа ПЗС-Dпр-01, смонтированный на проводе в лодочке поддерживающего зажима ПГН 5-3 1 — провод; 2 — протектор; 3 — поддерживающий зажим ПГН 5-3 22 Протекторы изготавливаются из следующих материалов: – ПЗС-Dпр-01 — из стальной оцинкованной проволоки; – ПЗС-Dпр-02 — из стальной алюминированной проволоки; – ПЗС-Dпр-03 — из алюминиевого сплава типа АВЕ В 1999-2000 гг. в ОАО «Тюменьэнерго» (Северные ЭС) для ремонта и предотвращения дальнейших разрушений проводов в поддерживающих зажимах ПГН5-3 на ВЛ 220 кВ было установлено несколько тысяч спиральных протекторов типа ПЗС-Dпр-01. Отказов проводов из-за вибрации на этих линиях за период 2000-2005 гг. не наблюдалось. Что касается ВЛ 35-110 кВ, то из-за увеличения диаметра провода с протектором в существующие лодочки ПГН-2-6 или ПГН-3-5 он не помещается. Поэтому для длительной защиты проводов ВЛ 35-110 кВ и грозозащитных тросов ВЛ 110-750 кВ был специально разработан зажим поддерживающий спиральный типа ПСDпрП-… (рис. 5), который может быть применен как при ремонтных работах на длительно эксплуатируемых ВЛ (при разрушении проволок верхнего повива провода на выходе из поддерживающего зажима), так и в проектных разработках новых ВЛ 35-750 кВ с целью увеличения срока службы проводов (тросов) при эксплуатации. Рис. 5. Конструкция поддерживающего зажима спирального типа ПСDпрП-… 1 — лодочка; 2 — протектор; 3 — силовая прядь правая (внутренняя); 4 — силовая прядь левая (внешняя); 5 — провод 23 Маркировка зажима указывает: ПС — зажим поддерживающий спиральный; Dпр — диаметр провода (троса) в мм; П — протектор; две последние цифры — модификация зажима: (01) — протектор выполнен из стальных оцинкованных проволок, (11) — протектор из сплава алюминия типа АВЕ. Зажим ПС-DпрП-01 содержит протектор, выполненный из отдельных проволочных спиралей или спиральных прядей, состоящих из соединенных между собой проволочных спиралей; двух силовых спиралей, имеющих взаимно противоположное направление навивки; корпуса лодочки и крепежных деталей (палец, шайба, шплинт). Длина протектора и диаметр проволок спиралей выбираются в соответствии с условиями эксплуатации. Для нового строительства длина протектора минимальна и определяется точкой установки одного гасителя вибрации. Например, для провода АС-70/72 она составляет 1900 мм (ПС15,4П-11), в ремонтном исполнении — не менее 2200 мм (ПС-15,4П11(2200)), чтобы перекрыть точки возможных повреждений провода под гасителями вибрации. По требованию Заказчика длина ремонтного протектора может быть увеличена. Наличие двух силовых спиралей обеспечивает не только требуемую прочность заделки провода с протектором в лодочке, но и плавное увеличение изгибной жесткости провода вблизи нее, а, следовательно, уменьшение изгибных напряжений в проводе и повышение его ресурсной стойкости. Впервые данные поддерживающие зажимы типа ПС-DпрП-01 были применены для ремонта проводов ВЛ 110 кВ в Северных ЭС ОАО «Тюменьэнерго» (2002 г.). В 2003 г. в Тамбовском ПМЭС Центра на ВЛ 500 кВ «Липецк – Тамбов» вместо замены поврежденного вибрацией троса марки АЖС 70/39 был произведен его ремонт с применением поддерживающих зажимов спирального типа ПС-13,3П-11(2200) (рис. 6) взамен существующих ПГН-3-5 24 (рис. 7). Также была предложена и новая схема виброзащиты. Несмотря на то, что при наличии протектора точка установки гасителя вибрации изменяется и приближается к лодочке зажима, длина ремонтного протектора была выбрана 2,2 м (стандартная длина 1,8 м), чтобы перекрыть точки повреждения провода и под старыми гасителями вибрации. Указанные мероприятия позволили в кратчайшие сроки восстановить механическую и электрическую прочность провода и тем самым продлить его срок службы. Рис. 6. Вариант подвески АЖС 70/39 в поддерживающем зажиме ПС13,3П-11 с гасителями вибрации ГВ-4533-02 Рис. 7. Подвеска грозозащитного троса АЖС 70/32 в лодочке ПГН 3-5 с гасителями вибрации ГВН 3-13 на линии «Липецк –Тамбов» Расчеты, выполненные на основе разработанной в ЭССП комплексной расчетной модели вибрации, показывают, что спиральный протектор, смонтированный в месте установки поддерживающего зажима или гасителя вибрации, существенно снижает изгибные напряжения в проводе за счет увеличения его изгибной жесткости. На рис. 8 приведены результаты расчета изгибных напряжений в проводе АЖС 70/39, возникающих на выходе из лодочек ПГН 3-5, ПС-13,3П01 и ПС-13,3П-11 в зависимости от частоты вибрации. Длина протектора LП = 1,8 м. Рассмотрен случай без гасителей вибрации. Из графика видно, что наибольшие изгибные деформации в проводе в точке его выхода из лодочки, как для голого провода, так и с протектором, наблюдаются вблизи частоты 30 Гц. Установка протектора позволяет снизить эти деформации на этой частоте минимум в 1,4 раза, а на частоте, например, 25 10 Гц в 2,5 раза. Причем на частотах выше 30 Гц эффективность протектора из стальных оцинкованных проволок диаметром 3,8 мм (ПС-13,3П-01) становится выше протектора из проволок из сплава алюминия диаметром 4,0 мм (ПС-13,3П-11). Рис. 8. Изгибные напряжения на выходе из лодочки в пролете 400 м (провод АЖС 70/39, тяжение 13 кН) для разных моделей лодочек Воспользовавшись кривой безопасных изгибных напряжений СИГРЭ, можно сделать вероятностную оценку числа циклов до разрушения провода на выходе из лодочки для представленных типов поддерживающих зажимов при отсутствии виброзащиты (рис. 9 и 10). Рис. 9. Зависимость уровня изгибных напряжений от числа циклов до разрушения по CИГРЭ 26 Рис. 10. Число циклов до разрушения провода на выходе из лодочки в пролете 400 м для разных моделей лодочек Применение гасителя вибрации позволяет существенно снизить изгибные деформации в проводе. Совместное же использование гасителя с протектором в еще большей степени увеличивает ресурсную стойкость провода. 1.2.4 Результаты экспериментальной проверки эффективности работы гасителей вибрации Международный стандарт рекомендует про водить определенный ряд испытаний для качественной проверки готовности ГВ к надежной работе на проводе ВЛ, в том числе испытанияпо проверке частотноэнергетических характеристик ГВ и оценки эффективности работы ГВ на проводе. Стандарт предлагает для определения эффективности работы ГВ ряд видов испытаний, включенных в перечень типовых и приемочных испытаний защит ной арматуры, испытания по определению эффективности: гасителей вибрации по мощности рас сеяния; при работе ГВ в системе «провод–гаситель вибрации» по значению максимальных циклических изгибных напряжений. Испытание по определению эффективности работы ГВ на проводе по мощности рассеяния энергии колебаний провода не в полной мере характеризует полезность применения того или иного типа ГВ. Это испытание не дает ответа на главный вопрос – снижает ли ГВ значения максимальных изгибных напряжений в опасных сечениях провода на всех 27 собственных частотах колебаний в виброопасном диапазоне частот, где для провода необходима защита от вибрации. Полную информацию по полезности применения конкретного гасителя вибрации для защиты конкретного провода может дать только его коэффициент эффективности работы на этом проводе, полученный при испытаниях по определению эффективности работы ГВ в системе «проводгаси тель вибрации» по значению максимальных циклических изгибных напряжений. Далее рассматривается возможность использования результатов испытаний по определению коэффициентов эффективности работы ГВ ГПГ1,6-11-450, ГВУ(М)-1,6/2,4-16/20 и ГВТ-1,6-11-600 на проводе АС 150/24 для определения параметров оптимального ГВ для этого провода. Провод АС 150/24, имеющий диаметр 17,1 мм, необходимо защищать в диапазоне значений поперечной составляющей скорости ветра от 0,6 до 7,0 м/с . Именно в этом диапазоне скоростей поперечной составляющей ветра за проводом в устойчивом режиме периодически возникают и срываются воздушные вихри. Частота образования вихрей (n) для практического использования определяется (в Гц) как n=200v/d (v – скорость ветра, м/с; d – диаметр провода, мм). Важно то, что каждые два следующих друг за другом импульса периодической вертикальной нагрузки на проводе составляют во времени полный период временной периодической зависимости, период которой равен сумме периодов двух после довательных вихрей, а частота периодической вер тикальной нагрузки на проводе от воздушного потока определяется по формуле: f = n/2 = 100 v/d Гц. Таким образом, провод АС 150/24 нуждается в защите от вибрации на частоте лежащей в диапазоне от 3,51 до 40,94 Гц [5], который далее называется виброопасным для АС 150/24. 28 Испытания по оценке эффективности работы ГВ на проводе АС 150/24 проводились на установке для испытаний по оценке эффективности работы гасителей в ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС». Описание установки для испытаний по оценке эффективности работы ГВ на проводе и методика испытаний подробно изложены в [6]. Основные параметры установки и элементы измерительно-регистрирующего комплекса установки для испытаний по оценке эффективности работы ГВ на проводе полностью соответствуют рекомендациям. Коэффициент эффективности работы конкретного ГВ определяется при испытаниях на опытном пролете с проводом, для защиты которого предназначена данная марка гасителя. Должно выполняться 15–20 испытаний на собственных частотах системы «провод–ГВ», входящих в виброопасный для провода частотный диапазон. В результате экспериментальных исследований были получены коэффициенты эффективности работы ГВ ГПГ-1,5-11-450, ГВУ(М)-1,6/2,416/20 и ГВТ-1,6-11-600 (см. рисунок 15). Гаситель вибрации ГПГ-1,6-11-450 имеет одинаковые по массе осесимметричные грузы и одинаковые по длине рабочие части упругого элемента. В виброопасный для провода АС 150/24 диапазон частоты попадают две пары собственных частот ГВ, расположенных в диапазонах 7–9 и 37–41 Гц. Анализ графика коэффициента эффективности работы ГВ К1 показывает, что ГВ защищает провод от вибрации в диапазонах частоты 9,4– 19,5 и 26–41 Гц, что составляет 66,9% размера виброопасного для провода АС 150/24 частотного диапазона. В области существования первых двух собственных частот ГВ ГПГ1,6-450 (7–9 Гц) К1 = 4,08, т.е. ГВ практически переламывает провод, при этом максимальные изгибные напряжения напряжения в проводе без ГВ более чем в 4 раза. 29 превосходят аналогичные ЗАКЛЮЧЕНИЕ В данной работе были проанализированы аварии на ЛЭП из-за пляски проводов и. вибрации, проанализировали последствия вибрации на провода ЛЭП. Рассмотрели различные способы эффективной защиты проводов и грозотроссов от вибрационного износа. 30 СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 1. Ржевский С.С. Волны пляски проводов ВЛ 6–500 кВ.Теория констант единого поля. – М.: ПАИМС, 1999. 2. Ржевский С.С. Уроки системной аварии из_за пляски проводов на ВЛ 400– 500 кВ. – Электро, 2006, № 6. 3. Вибрация и пляска проводов на воздушных линиях электропередачи: школа для электрика, 2015г. URL: http: // electricalschool.info / vl / 416 vibracija- i - pljaska - provodov -na.html. 4. Колосов, В.Г. Повышение ресурсной стойкости проводов при вибрации путем уста-новки спиральных протекторов в лодочки поддерживающих зажимов / В.Г. Колосов, С.В. Рыжов, Ю.Л. Цветков // ЭЛЕКТРО. Электротехника, электроэнергетика, электротехни-ческая промышленность. – 2005. – № 6. – С. 46–51. 5. РД 34.20.18990. Методические указания по типовой защите от вибрации и субколебаний проводов и грозозащитных тросов воздушных линий электропередачи напряжением 35–750 кВ. – М.: СПО ОРГРЭС, 1991. 6. Стандарт МЭК 61897:1998. Воздушные линии. Требования к гасителям эоловой вибрации Стокбрижда и их испытания. 31
