Полимерные изоляторы. Опыт и перспективы

Опыт эксплуатации в SRP и других энергокомпаниях США показал, что УФ излучение в сочетании с высокой температурой и в присутствии влаги может оказаться решающим фактором для срока службы полимерных изоляторов, эксплуатирующихся в районах с “ пустынным “ климатом, характерным для SRP. В этих условиях кремнийорганическая резина проявила себя лучше, чем ЕРDМ. В соответствии со стандартом / 36 / стержни изоляторов SRP использует только на эпоксидной или винилэфирной основе, оболочка должна быть изготовлена из кремнийорганической резины ( 100 % силикона до введения наполнителя ) и прочно связана со стержнем. Оконцеватели, применяемые SRP, должны изготавливаться в соответствии с нормой ASTM A 153 и закрепляться на изоляторе методом обжатия с обеспечением равномерной передачи нагрузки на поверхность стержня. При этом не допускается какое-либо разрушение стержня внутри оконцевателя, кроме того должно быть обеспечено стабильное уплотнение, предотвращающее попадание влаги внутрь оконцевателя. На изоляторах для ВЛ 230 - 500 кВ устанавливается экранная арматура. В SRP имеются свои технические условия на применение полимерных изоляторов в энергоустановках 69 - 500 кВ, базирующиеся на национальном стандарте / 36 / и стандарте МЭК / 1 /. В технические условия введены также дополнительные требования по испытаниям полимерных изоляторов при искусственном загрязнении ( поваренной солью ), на трекингоэрозионную стойкость по местной методике, на обмыв полимерных оболочек при высоком давлении, на прочность крепления экранной арматуры полимерных изоляторов ВЛ 500 кВ при приложении вибрационной механической нагрузки. В 1992 - 1993 годах в SRP начали применять полимерные изоляторы не для специальных целей на отдельных опорах и участках, а на ВЛ в целом. Например, на полимерных изоляторах построена ВЛ 500 кВ, 1300 мВт, 412 км ( Mead Phoenix Project ). В проекте рассмотрена возможность трансформирования этой ВЛ в электропередачу постоянного тока + 500 кВ с использованием полимерных изоляторов.

В последние годы в США расширяется применение на ВЛ горизонтальных полимерных изоляторов. Наиболее подробно этот вопрос рассмотрен в / 39 / на примере опыта другой крупной энергокомпании “ Florida Power and Light “ ( “ FPL “ ). Повышение стоимости получения новых полос отчуждения в плотно заселенных сельскохозяйственных районах Флориды ускорило разработку проектов компактных ВЛ. Ещё в 1960-х годах здесь были спроектированы и введены в эксплуатацию компактные ВЛ 69, 138 и 230 кВ с горизонтальными опорными фарфоровыми изоляторами. Однако из-за механических разрушений этих изоляторов при сильных ветрах и других неблагоприятных условиях в FPL произошло множество очень тяжелых каскадных аварий с падением проводов ВЛ 138 и 230 кВ на землю. При 10 авариях вышло из строя 550 керамических изоляторов с падением провода на землю на трассе длиной 10 миль. По этой причине FPL в 1977 г. построила две опытных ВЛ 138 кВ с 567 опорными полимерными ребристыми изоляторами, рассчитывая на их меньшую подверженность каскадным механическим авариям. В 1982 г. на полимерные изоляторы с использованием стеклопластиковых изоляторов увеличенного диаметра была переведена и одна из компактных ВЛ 230 кВ. Всего с 1982 по 1988 гг. на ВЛ 230 кВ было установлено около 3000 таких изоляторов.

Первоначально на ВЛ 230 кВ были установлены полимерные изоляторы с защитной арматурой, а на ВЛ 138 кВ - без неё. Ребристые оболочки изоляторов были выполнены из EPR. Для снижения вероятности каскадных аварий многие продолжающие эксплуатироваться в FPL горизонтальные фарфоровые изоляторы были покрыты защитной ребристой оболочкой из EPR различных изготовителей. Опыт эксплуатации показал, что на защитном покрытии из EPR, достаточно быстро происходят значительные разрушения под одновременным действием электрических нагрузок ( особенно при отсутствии защитной арматуры ), ультрафиолетового облучения и солевого загрязнения. Опыт эксплуатации в FPL подвесных полимерных изоляторов / 40 / и ускоренные испытания на старение, проводившиеся FPL, показали, что кремнийорганические изоляторы лучше других полимерных изоляторов пригодны для региона, эксплуатируемого FPL. Также можно было полагать, что конструкция без ребер на кремнийорганической оболочке будет достаточно надежна и экономична. Всем разработчикам опорных полимерных изоляторов в США была дана возможность предоставить чертежи опорных кремний-органических изоляторов на 230 кВ без ребер на защитной оболочке. Один из представленных кремнийорганических изоляторов без ребер был выбран для эксплуатации в FPL на ВЛ 230 кВ. Он более короткий ( длина 2,25 м ), чем изолятор с ребрами, благодаря повышенным характеристикам кремнийорганической резины в условиях загрязнения. Применявшиеся здесь ранее опорные ребристые изоляторы ( длиной 2,4 м ) с оболочкой из EPR были снабжены экранирующим кольцом у провода для снижения повреждения от короны, а у кремний-органических изоляторов такой защиты от короны не требуется. В 1989- 1994 гг. компания FPL установила на ВЛ 230 кВ около 6400 кремний - органических опорных изоляторов с диаметром тела 7,6 см. В / 40 / приведены подробные данные, характеризующие большую экономическую выгоду применения на компактных ВЛ ( с повышенной пропускной способностью ) опорных кремнийорганических изоляторов по сравнению с эквивалентными керамическими изоляторами. Предполагавшееся улучшение работы в условиях загрязнения в результате применения кремнийорганических опорных изоляторов было подтверждено 5-летним опытом их эксплуатации на ВЛ 230 кВ в сильно загрязненном районе без перекрытий. Следует отметить, что по длине пути утечки ( 5,6 м ) примененные изоляторы соответствуют II степени загрязнения по стандарту МЭК 815 / 9 /, хотя район их эксплуатации в FPL соответствует III степени загрязнения ( интенсивное морское загрязнение ). Высокие характеристики кремнийорганических изоляторов были широко использованы в 1992 г. в FPL при восстановительных работах на ВЛ 230 кВ, поврежденных ураганом.

В настоящее время в FPL разрабатываются новые решения конструктивного выполнения ВЛ, использующие уникальные свойства опорных полимерных изоляторов - высокую прочность на изгиб, способность поглощать ударные и вибрационные нагрузки, обеспечивать необходимый прогиб под механической нагрузкой. Ведется разработка комбинированной методики механических испытаний опорных полимерных изоляторов. Всё это должно позволить получить необходимые экологические и экономические выгоды без снижения надежности энергосистемы.

Вследствие широкого внедрения в эксплуатацию в США некерамических изоляторов необычайна обширна американская научно-техническая литература, посвященная различным аспектам исследований характеристик этих изоляторов. Некоторые, наиболее важные результаты этих исследований приведены в разделах 17 - 20 настоящего обзора.

11. Опыт применения полимерных изоляторов в Канаде

Наиболее подробно об опыте использования полимерных изоляторов в Канаде докладовалось на симпозиуме в Цюрихе ( ноябрь 1995 г. ) фирмой “ Ontario Hydro Technologies “ ( “ОНТ” ) / 41 /, а также президентом фирм “ K - Line Insulators “ и “ CSL Silicones “ професором Е.А. Cherney / 42 /.

ОНТ - одно из крупнейших энергопредприятий Северной Америки. Полимерные композитные изоляторы в распределительных сетях среднего напряжения здесь применяются уже 12 лет. Одна из причин их сравнительно широкого применения - замена фарфоровых штыревых изоляторов, часто пробивавшихся на ВЛ при коммутациях. Уже в течение 6 лет полимерные композитные изоляторы довольно широко применяются на действующих и строящихся ВЛ 115 - 230 кВ, ранее на ВЛ этого класса напряжения полимерные изоляторы применялись только на отдельных опорах. В ближайшее время полимерные изоляторы предполагается установить в опытную эксплуатацию на ВЛ 500 кВ в неопасных по загрязнению и климатическим воздействиям районах. Основные причины применения композитных изоляторов в ОНТ : компактизация ВЛ, необходимость втискивания новых ВЛ в уже имеющиеся коридоры, а также борьба с вандализмом.

Хотя в целом район, эксплуатируемый ОНТ, характеризуется слабым уровнем загрязнения, композитные изоляторы применяются энергопредприятием и в районах с повышенными промышленными загрязнениями, в особенности на подстанциях вблизи посыпаемых зимой солью автодорог, где в зимних условиях обмыв изоляторов водой практически невозможен. Реконструированы две ВЛ 115 кВ на участке длиной 50 км, переведенные на 230 кВ с использованием V - образных горизонтальных полимерных изоляторов. В последние 6 - 7 лет в Канаде стали применять полимерные изоляторы и с точки зрения экономической выгоды . В настоящее время стоимость подвесного полимерного изолятора для ВЛ 115 кВ в Канаде практически равна стоимости семи стандартных фарфоровых тарельчатых изоляторов, а затраты на монтаж полимерных изоляторов значительно ниже, чем в случае применения фарфоровых изоляторов. Отмечается, что у нового поколения полимерных изоляторов за 6 - 10 лет эксплуатации практически не наблюдались признаки старения, в то время как у более старых изоляторов были повреждения на границе стержень - оболочка, наблюдалось коронирование и растрескивание ребер. Подчеркивается, что новые изоляторы целиком отливаются методом инжекции. В ОНТ внедрен стандарт на подвесные полимерные изоляторы напряжением до 230 кВ. Приведен пример реконструкции крупной подстанции 230 кВ для улучшения работы её изоляции при зимнем тумане и гололеде ( при 0 С ). В этих условиях здесь очень часто происходили перекрытия изоляции, загрязненной солью с автодорог. В результате длительной исследовательской работы, включая лабораторные испытания в камере при температуре около 0 С и искусственном загрязнении полимерных изоляторов по методике STRI ( сухое распыление загрязнения без нарушения гидрофобности изоляторов ), были разработаны соответствующие рекомендации. В настоящее время все подвесные и натяжные гирлянды на подстанции заменены на композитные полимерные изоляторы, кремнийорганическое защитное покрытие нанесено на все вводы выключателей и трансформаторов, покрышки измерительных трансформаторов и разрядников, а также на большое число опорных изоляторов. Часть опорных изоляторов подстанции покрыта полупроводящей глазурью. В настоящее время в зимних условиях модернизированная изоляция подстанции работает надежно, хотя срок её эксплуатации ещё очень мал.

12. Опыт эксплуатации и некоторые результаты исследований полимерных изоляторов в Италии

Особо большой интерес вызывают исследования характеристик полимерных изоляторов, проведенные в последние годы в Италии / 15, 43, 44, 45 /. В этой стране, характеризуемой крайне тяжелыми условиями промышленных и морских загрязнений, получен весьма неблагоприятный опыт эксплуатации на ВЛ 132 - 150 кВ в начале 70-х годов композитных изоляторов первого поколения с оболочкой главным образом из политетрафторэтилена / 46 /. На этих изоляторах было отмечено много электрических ( пробой, эрозия и др. ) и механических ( разрыв стержня ) повреждений. Поэтому в настоящее время эксплуатационники в Италии уделяют повышенное внимание приемочным ( “ квалификационным “ по итальянской терминологии ) испытаниям изоляторов, которые проводятся по более жестким, усовершенствованным методикам и нормам, чем предусмотренные в стандарте МЭК 1109. Эта методика разработана Центральной электро - энергетической лабораторией Италии (СЕSI). Высказывались опасения, что никакие композитные изоляторы не выдержат особо жесткие испытания, разработанные ещё в начале 80 - х годов. Действительно при соответствующих испытаниях композитных изоляторов старого поколения практически все они повреждались, в то время как современные усовершенствованные изоляторы эти испытания успешно выдержали.

Испытания на старение ( трекинг и эрозия ) изоляторов для ВЛ 132 - 150 кВ производятся в ENEL в большой испытательной камере ( 17 х 18 х 15 м³ ) на полномасштабных изоляторах, большое количество которых испытывается одновременно. Применяется процедура, основанная на повторении недельного цикла, воспроизводящего по заданному графику все основные атмосферные воздействия - соленый туман 80 кг / м³, деминерализованный дождь 15 мм / мин, увлажнение ( пар ) 55 г / м² час, солнечное облучение 15 кВт / м^2, нагрев поверхности до 60 С, сухие периоды, механические воздействия - вместе с приложением наибольшего рабочего эксплуатационного напряжения 100 кВ. Жесткость некоторых из указанных атмосферных воздействий ( предусмотренных стандартом МЭК 1109 ) при испытаниях в ENEL была усилена, с тем, чтобы они могли охватить все естественные условия на территории Италии / 43 /. Например, по МЭК 1109 испытания проводятся при солености только 7 кг / м³.

В стандарте МЭК 1109 предусмотрена проверка стойкости изоляторов только к статическим механическим воздействиям. Для предотвращения опасности разрушения изоляторов в эксплуатации вследствие усталостного старения и химической коррозии стеклопластикового стержня в ENEL на опытном пролете ВЛ длиной около 100 м были проведены длительные механико - химические испытания. Они в основном воспроизводят динамические изгибающие нагрузки на натяжные полимерные изоляторы, вызванные эоловой вибрацией проводов в сочетании со статической растягивающей нагрузкой. При этих испытаниях создавались динамические изгибающие нагрузки на изоляторы при искусственном возбуждении колебаний провода с частотой 5 - 50 Гц. Установлено, что это воздействие ( изгибающее усилие и его усталостное влияние ) должно быть учтено при конструировании полимерных изоляторов / 44 /. В лабораторных условиях воспроизводилась амплитуда изгиба изоляторов до 9000 мкм / м с частотой 6,5 Гц . При этом общее число приложенных циклов изгибающих нагрузок, учитывающее количество вибраций, ожидаемых на изоляторе в течение срока его службы, было принято равным 10⁷ ( с одновременным приложением статической растягивающей нагрузки ). Изоляторы, хорошо проявившие себя в ходе этих испытаний, на заключительном этапе исследований испытывались с четырьмя перерывами по 48 часов, во время которых изоляторы погружались в кислотный раствор с рН = 2. Этим воспроизводилось воздействие в эксплуатации кислотных дождей и туманов, влаги с добавками азотистых газов и других химических агентов. Опыт эксплуатации в Италии первых композитных изоляторов показал, что,если химические агенты проникают в тело изолятора вплоть до стекло- пластикового стержня, на нем начинается процесс коррозии, а также развитие тока утечки на поверхности раздела стержня и оболочки.

Типы изоляторов, проявившие себя в эксплуатации неудовлетворительно, были испытаны по описанной методике и разрушались после 1,4 - 2,0 млн. циклов вибрации. На основе проведенных испытаний рекомендована установка на опытных пролетах с композитными изоляторами демпфирующих устройств, снижающих изгибающие прогибы изоляторов до 4800 мкм / м . Отметим, что большинство хрупких разрушений композитных изоляторов первого поколения в Италии произошло именно в анкерных пролетах, ни один из которых не был оснащен демпфирующими устройствами, и где амплитуда прогиба изолятора при вибрации могла составлять 9000 мкм/ м / 44 /.

Предварительный опыт, полученный в ENEL при длительных электрических и механических испытаниях изоляторов, подтвердил возможность воспроизведения большинства видов загрязнений, наблюдаемых в естественных условиях. Выявлено, что даже при отсутствии явных видимых изменений защитной оболочки выдерживаемое напряжение изоляторов при воздействии соленого тумана 80 кг / м ³ после старения в течение 1000 ч. снижалось на 10 - 25 % по сравнению с новыми изоляторами, а для оболочки из PTFE более чем на 40 %. Такое же снижение влагоразрядных напряжений зарегистрировано при лабораторных испытаниях изоляторов из PTFE, демонтированных с ВЛ после нескольких лет эксплуатации.

Результаты исследований электрического старения полимерных изоляторов первого поколения, выполненных в Италии, обобщены в докладе / 45 /. Ниже рассматриваются результаты итальянских исследований многих типов подвесных композитных изоляторов нового поколения, представленных разными изготовителями и сильно отличающимися в отношении оболочки, поверхности раздела и металлической арматуры / 15, 43 /. Оболочки испытывавшихся в 1988 - 1993 гг. изоляторов были выполнены из этилен-пропиленовой резины ( EPR ) разной модификации, ЕРDМ и кремнийорганической резины ( HTV, RTV ). Длина пути утечки изоляторов ( с ребрами постоянного и переменного вылета ) составляла 3,1 - 4,7 м. На некоторых из испытанных изоляторов была достигнута длительность испытаний 7000 часов и более. У всех типов изоляторов большие повреждения были зарегистрированы в горизонтальном положении, чем в вертикальном. У изоляторов с оболочками из ЕРDМ наблюдались средняя эрозия сердечника и сильное изменение цвета ( мелование ) на облучавшейся стороне. У изоляторов с оболочками из EPR наблюдалась слабая эрозия на сердечнике и слабое изменение цвета на облучавшейся стороне. Более сильные повреждения наблюдались на силиконовой резине ( HTV ). Средняя эрозия на сердечнике и на верхней части ребер наблюдалась на КО - изоляторе ( HTV - a ) при длине пути утечки 3,55 м и сильная эрозия сердечника и ребер на таком же изоляторе другой модификации вулканизации ( HTV - б ). Очень сильная эрозия на стержне и ребрах наблюдалась на КО - изоляторах ( RTV - a, RTV - б ) при длинах пути утечки 4,05 и 4,7 м. Таким образом значительно более сильное старение было получено на КО - оболочках, чем на EPR и ЕРDМ. Этот результат не согласуется с приведенной во многих других публикациях чрезмерно оптимистической оценкой КО - изоляторов и весьма настораживает. Отметим ещё, что при рассматриваемых испытаниях после 4000 - 5000 часов старения сильного увеличения эрозии за время испытаний до 7000 часов не наблюдалось.

Во время длительных испытаний на старение периодически регистрировались токи утечки по поверхности изоляторов. На многих изоляторах, в особенности кремнийорганических, эти токи (импульсы) при соленом тумане составляли сотни мА и нередко превышали 1 А . В целом токи утечки были выше на горизонтальных изоляторах, чем на вертикальных. Некоторые изоляторы при испытаниях на старение перекрывались после 4000 - 5000 часов испытаний при воздействии соленого тумана. ( реже во время увлажнения и дождей ).

При соленом тумане 80 кг / м³ по “ быстрой “ методике определялись разрядные напряжения новых изоляторов, а также изоляторов, испытывавшихся на старение после 2000 и 5000 часов. Обнаружено, что снижение напряжения перекрытия по сравнению с новыми изоляторами составляет не более 20 %. Наиболее высокое удельное ( по длине пути утечки ) разрядное напряжение ( 0,39 кВ / см) оказалось у одного из изоляторов с оболочкой из EPR - a ( переменный вылет ребер, L =3,1 м, L / Низ = 2,74 ). Установлено, что снижение разрядных напряжений в соленом тумане жестко не связано с интенсивностью повреждения оболочки. Это показывает, что разрушение оболочки и уровень электрической прочности вдоль её поверхности - два различных процесса, даже если оба они происходят при весьма длительных приложениях рабочих нагрузок на изолятор.

Те типы изоляторов, которые показали лучшие результаты в процессе предварительных испытаний на старение, были испытаны в ЕNEL по полной программе, последовательно включающей в себя :

а) 2000 часов старения в камере под действием напряжения и окружающей среды ;

б) 10 млн. переменных изгибающих циклов с перерывами по 48 часов каждый для погружения изоляторов в кислотный раствор ;

в) 3000 часов ( для некоторых изоляторов 5000 часов ) старения под напряжением и воздействием среды.

Особый интерес представляет критерий оценки результатов рассматриваемых комбинированных испытаний. Изоляторы считают выдержавшими испытания, если :

- отсутствуют повреждения стеклопластикового стержня ;

- отсутствуют пробои по поверхности раздела или в стеклопластике;

- не наблюдается отслаивания оболочки или потери внутреннего наполнителя ;

- отсутствуют трекинг, глубокая эрозия, пробои ребер ;

- выдерживаемая соленость тумана, определенная в соответствии с методикой стандарта МЭК 507 / 47 /, после 3000 часов старения в камере под напряжением и воздействия среды должна быть не ниже 56 кг / м³ ;

- остаточная деформация в середине изолятора, подвергнутого динамическому изгибу, должна составлять не менее 60 % соответствующего значения, определенного до начала циклов изгиба ;

- значение механической прочности на разрыв должно составлять не менее 70 % от первоначального значения.

Только после того, как определенный тип изолятора успешно прошел комбинированные длительные электрические и механические испытания, он признается ENEL годным для всех испытаний конструкции и типовых испытаний, рекомендованных стандартом МЭК 1109. В исследованиях ENEL такими изоляторами оказались два типа с оболочками из EPR и ЕРDМ ( успешно выдержавшие старение в течение 7000 - 8000 часов ), у изоляторов из силиконовой резины было очень сильное старение и они не были подвергнуты дальнейшим испытаниям. Результаты испытаний сняли сомнения в излишней жесткости принятой в Италии процедуры испытаний, высказывавшиеся в частности многими специалистами США. Два вышеуказанных типа изоляторов успешно прошли после испытаний на старение конструктивные и типовые испытания по МЭК 1109. Сейчас планируется установить по тысяче изоляторов каждого типа на ВЛ 132 - 150 кВ,расположенных в различных районах Италии, в основном в условиях сильных осадков, интенсивной солнечной радиации, влаги и т.д., в том числе там, где композитные изоляторы первого поколения работали неудовлетворительно. По графику намечено осуществлять периодические осмотры изоляторов, они будут периодически демонтироваться и подвергаться лабораторным испытаниям, включая оценку физико - химического состояния материалов и поверхностей раздела композитных изоляторов.

13. Опыт эксплуатации и некоторые характеристики немецких полимерных изоляторов

Опыт эксплуатации композитных изоляторов первого поколения в Германии подробно рассмотрен на сессиях СИГРЭ 1980, 1984 и 1986 г.г. / 58 - 60 /. Современный опыт эксплуатации немецких композитных изоляторов достаточно подробно рассмотрен в разделах 8 и 9 настоящего обзора. В этом разделе приводятся некоторые дополнительные данные, касающиеся характеристик композитных изоляторов,выпускаемых двумя крупными фирмами Siemens и Hoechst. Опыт внедрения на рынок композитных изоляторов фирмы Siemens приведен в / 61 /. Эта фирма построила в конце 1995 г. в г Рудвице оснащенный современной технологией цех по производству аппаратных композитных изоляторов площадью 700 м² ( объем капиталовложений 5 млн DM ). Фирма утверждает, что является единственным производителем в мире, способным изготавливать фарфоровые, эпоксидные и композитные изоляторы для распределительных устройств на напряжения до 500 кВ. В настоящее время фирма Сименс изготавляет только полые композитные изоляторы, но в ближайшем будущем предполагает наладить выпуск композитных изоляторов также и для ВЛ. В / 61 / отмечается, что в 1996 г. мировой рынок полых композитных изоляторов был ограничен скромной величиной 20 млн. долларов США, но этот бизнес постоянно растет. Подчеркивается, что надо не просто заменять фарфоровые покрышки полимерными, а разрабатывать новые конструкции электрооборудования с использованием полимерных изоляторов. Технологию изготовления полимерных изоляторов фирма Сименс приобрела по лицензии у других фирм, считая, что следует экономить время, которое ушло бы на освоение соответствующих разработок своими силами.

Фирма считает, что в ближайшие годы стоимость композитных и фарфоровых аппаратных изоляторов сравняется. Уже сейчас в классе напряжения 420 кВ стоимости одинаковы, а в диапазоне 245 - 300 кВ близки. Более трудно добиться экономического эффекта от применения композитных изоляторов в классе напряжения 110 - 170 кВ. Поэтому в настоящее время фирма концентрирует свои усилия на выпуске композитных подстанционных изоляторов 245-420 кВ в основном с кремнийорганической оболочкой. Фирма Сименс готова выпускать также изоляторы из EPR, если в них возникнет потребность ( сейчас лучше покупают КО - изоляторы ). По мнению фирмы EPR, как существующий компромиссный ( более дешевый ) вариант, постепенно исчезнет с рынка. По пути снижения цен на изоляторы за счет введения наполнителей фирма не пошла, т.к. при этом может резко ухудшиться поведение изоляторов в условиях загрязнения ( возникает поверхностная эрозия, обусловленная высокой долей наполнителя ). Крупные полые композитные изоляторы фирма Сименс экспортирует в разные страны, в том числе в США. Новая технология в основном связана с герметичным креплением торцевой арматуры к полым изоляторам большого диаметра. Максимальный диаметр стеклопластиковых труб, применяемых фирмой в полых композитных изоляторах 600 мм, их максимальная длина 6 м ( более длинные изоляторы трудно транспортировать ). Каждая готовая покрышка с фланцами испытывается сжатым воздухом при давлении до 35 бар. После крепления торцевой арматуры на стеклопластик на наружную поверхность полой трубы напыляется специальный подслой, который обеспечивает прочную связь между силиконом и стеклопластиком.

Напыление подслоя может производиться при вертикальном или горизонтальном положении изолятора, при этом сопла двигаются на строго определенном расстоянии от стеклопластиковой трубы. Другой подслой ( растворитель ) наносится кистью на наиболее ответственные места вдоль трубы, где силикон соединяется с силиконом ( указывается, что состав этого растворителя и способ его нанесения - строгий секрет фирмы ). Имеются две крупные установки для отливки силикона на полые трубы, выпускается около десятка типоразмеров этих труб. Фирма располагает уникальным прибором для полного удаления воздуха из силикона и считает это очень важным своим достижением. Каждый вспрыск литьевой машины может наносить на трубу ребристую оболочку длиной до 2,1 м, т.е. достаточно трех циклов, чтобы покрыть самую длинную трубу. Длительность каждого цикла составляет от 10 до 40 минут в зависимости от диаметра трубы. После инжекционного литья изоляторы вулканизируются в печи в течение около 4-х часов. Последняя стадия производства предусматривает тщательное удаление неровностей на силиконовой оболочке с использованием шлифовального круга. Во время всех технологических циклов трубы передвигаются на специальных тележках, что значительно облегчает весь процесс. Технологический цикл изготовления полого изолятора 500 кВ занимает не менее недели, хотя теоретически такой изолятор может быть изготовлен за 10 часов. Для обеспечения непрерывности цикла специально оговорено, что на складе поставщика всегда должно находиться как минимум три стеклопластиковых трубы требуемого размера.

О результатах исследований характеристик своих композитных изоляторов с оболочками из кремнийорганической резины сообщила фирма Hoechst Ceram Tec. / 62 /. Отмечается, что до 1979 г. в Германии выпускались КО - изоляторы только с оболочкой, вулканизирующейся при комнатной температуре ( RTV ) и лишь затем начали выпускать изоляторы с HTV - силиконовыми оболочками с улучшенными свойствами. Оба типа оболочек в настоящее время эксплуатируются в Германии в большом количестве, но всё же в эксплуатации находится уже значительно больше HTV - изоляторов. Оба типа изоляторов выпускаются в Германии на все классы напряжения до 765 кВ и устанавливаются в районах с различными условиями загрязнения. Опыт эксплуатации, по мнению фирмы Hoechst, полностью положителен. В изоляторах нового поколения применен стеклопластиковый стержень, стойкий к хрупкому излому и гидролизу. На стержень навулканизирована бесшовная экструдированная оболочка. Предварительно отформованные тарелки насажены на оболочку и привулканизированы к ней. Оконцеватели изоляторов изготавливаются из кованой стали. Зазор между оболочкой и оконцевателем загерметизирован специальным сверхстойким силиконом. Ранее выпускавшиеся PTV - изоляторы имели стержни, изготовленные из стекла Е и тарелок из силикона РТВ, отлитых и завулканизированных на стержне.

Было испытано большое число кремнийорганических изоляторов ( RTV, HTV ), демонтированных с ВЛ 20 - 380 кВ, расположенных в районах со всеми степенями морских и промышленных загрязнений по / 9 /. Длительность эксплуатации демонтированных изоляторов составляла 10 - 20 лет. В качестве примера можно указать, что RTV и HTV изоляторы 380 кВ, эксплуатировавшиеся в промышленных районах с III степенью загрязнения, имели длину пути утечки 10,25 - 10,5 м. Изолятор 110 кВ, также работавший в районе с III степенью загрязнения, имеет длину пути утечки около 2,7 м, в то время как используемые в том же районе фарфоровые длинностержневые изоляторы требуют длины пути утечки около 4,3 м. Поверхность демонтированных КО - изоляторов не имела повреждений, но значительно потемнела ( равномерный слой загрязнения, похожий на копоть, плотно сцепленный с оболочкой изолятора ). Все электрические характеристики демонтированных изоляторов соответствовали стандарту МЭК 383. Мокроразрядное напряжение ( 50 Гц ) демонтированных изоляторов 110 кВ составило около 350 кВ, т.е. было практически таким же, как у чистых новых изоляторов. Исследования, проведенные фирмой Hoechst / 63 /, показали, что пока не найдено объективного критерия, который позволяет оценить степень загрязнения кремнийорганических изоляторов в условиях эксплуатации. По мнению фирмы, для этой цели мало подходят как токи утечки по поверхности увлажненных изоляторов с естественным загрязнением, так и ESDD.

14. Опыт эксплуатации и некоторые результаты исследований полимерных изоляторов в Китае

Обширностью внедрения полимерных изоляторов в распределительные и магистральные электрические сети выделяется континентальный Китай. Соответствующему опыту эксплуатации посвящено множество публикаций китайских авторов, наиболее полные данные приведены в статье / 64 /, подготовленной сотрудниками Центрального НИИ Энергетики КНР. В настоящее время многие китайские фирмы по национальным и зарубежным лицензиям осуществляют выпуск полимерных изоляторов различного назначения, причем это внедрение идет по трем направлениям : керамические изоляторы с КО - оболочками, полимерные бустерные юбки на керамических подстанционных изоляторах ( опорных, вводах ), композитные ( стеклопластиковые ) полимерные линейные изоляторы. Основная причина применения всех указанных видов полимерных изоляторов в Китае - многочисленные перекрытия традиционных изоляторов ВЛ и ОРУ из-за их загрязнений ( природные, промышленные ). Пик этих массовых перекрытий, произошедших в Северо-Восточном, Восточном и Северном Китае, пришелся на конец 80-х - начало 90 - х гг. В Китае широкое применение нашли только силиконы, поскольку по мнению китайских исследователей они лучше других полимерных изоляторов ( в Китае исследовались также изоляторы из ЕРDМ, эпоксидных смол и др. ) сопротивляются воздействию УФ - излучения, озона и коронных разрядов, лучше других противостоят искрению подсушенных зон, трекингу и эрозии. Китайские авторы, как и исследователи других стран, особо выделяют гидрофобность силиконовых изоляторов, которая передается на слой загрязнения и тем самым предотвращает его перекрытие.

Применение в Китае кремнийорганических покрытий керамических изоляторов, вулканизирующихся при комнатной температуре ( RTV ), является эффективной мерой защиты от перекрытий загрязненной внешней изоляции. Срок службы этих покрытий до повторного нанесения намного больше по сравнению с применявшимися ранее смазками и воском. Основные характеристики применяемых в Китае покрытий RTV : 10 ¹⁴ Ом. см, пробивное напряжение 15 кВ / мм, прочность на отрыв 80 Н / см, прочность на задир 1800 Н / м, модуль упругости 39, сопротивление трекингу ТМА 4,5. Испытания изоляторов с искусственным загрязнением по методу твердого слоя ( ESDD =0,1 - 0,4 мг / см ² ), выполненные в 3 - х лабораториях Китая, показали, что разрядное напряжение изоляторов с RTV выше чем у тех же изоляторов без покрытия ( с тем же слоем загрязнения ) в 1,5 - 2,5 раза. Напряжение начальной короны у подвесных изоляторов с RTV покрытием выше, чем у изоляторов без покрытия, на 30 % в сухом состоянии и на 18 % под дождем. Первые RTV покрытия изоляторов на ВЛ 35 - 110 кВ были опробованы в Китае в середине 80 - х годов. В настоящее время их применение на ВЛ расширилось для решения проблемы надежной работы изоляторов в загрязненных районах. Получены первые положительные результаты применения RTV покрытий на подстанционных изоляторах. В прибрежном районе и в районах с химическими загрязнениями применение RTV покрытий позволило полностью исключить имевшие место ранее частые перекрытия изоляции. По состоянию на 1992 г. в Китае RTV были покрыты тысячи опорных изоляторов и вводов, на что ушло 3 т RTV силикона. Технология нанесения покрытий была ручной и это в ряде случаев приводило к утрате эффективности покрытия из-за плохой его адгезии к фарфору между ребрами. В последние годы появилось новое RTV покрытие американской фирмы Dow Corning Co. В сильно загрязненных районах Северного Китая на опорные изоляторы было нанесено 150 кг такого покрытия. На двух преобразовательных подстанциях постоянного тока 500 кВ ( Центральный и Восточный Китай ) на 24 ввода ( горизонтальных и вертикальных ) с 1991 г. было нанесено более 500 кг RTV покрытия Dow Corning Co. Раньше на этих вводах было много перекрытий при дожде и тумане, приходилось применять обмыв или снижать рабочее напряжение. За 1991 - 1994 гг. на всем оборудовании с RTV покрытием короны и перекрытий не наблюдалось. В настоящее время продолжаются испытания рассматриваемого покрытия на старение, а также сопоставления этого покрытия с другими типами RTV покрытий. В Китае всё же опасаются, что срок службы RTV покрытий вследствие трека и эрозии может оказаться недостаточным.

В настоящее время за рубежом ( Индия, Египет, Австралия и др. ) достаточно широко применяются полимерные бустерные юбки, удлиняющие путь утечки керамических подстанционных изоляторов. Рассмотрим, как решается эта проблема в Китае, где, как и в Индии, применение бустерных юбок считается наиболее эффективным и экономичным способом предотвращения перекрытий вследствие загрязнения. Такие юбки применяются в Северо - западном и Восточном Китае с середины 80 - х годов. Этим способом удалось полностью исключить перекрытия при дожде трансформаторных вводов переменного тока 500 кВ и опорных изоляторов на ОРУ 110 - 330 кВ ( загрязнение углем, цементом, уносами химических и металлургических заводов, морской солью ). Наибольший срок эксплуатации бустерных юбок 9 лет, средний срок эксплуатации по 9 подстанциям - 4,5 года. По данным заводов - изготовителей на 1992 г. изготовлено около 300 тысяч штук ( ! ) бустерных юбок и удлинителей пути утечки. Они изготавливаются из пластмасс, эпоксидных смол, силикона и поперечно связанных термоусадочных материалов. Ранее применявшиеся изделия из пластмасс и эпоксидной смолы были более дешевыми, имели меньший вес, просты для монтажа и обслуживания. Однако они характеризовались низкой дугостойкостью и имели более короткий срок службы. Силикон же обладает превосходной гидрофобностью, эффективно противостоит тепловому, ультрафиолетовому и окислительному разрушению. Для силиконовых удлинителей пути утечки основной проблемой является прочность склейки. Поперечно связанные термоусадочные материалы находятся в стадии экспериментальной проверки и их опыт эксплуатации ещё не накоплен.

Опыт эксплуатации в Китае кремнийорганических композитных подвесных изоляторов распространяется главным образом на районы с сильным загрязнением, вандализм по отношению к изоляторам в Китае ( характерный для США и Европы ) практически отсутствует. Впервые в Китае композитные изоляторы были использованы в контактной сети железных дорог, а в начале 80 - х гг. начата опытная эксплуатация таких изоляторов на ВЛ напряжением 220 кВ и ниже. Общее число эксплуатируемых в Китае композитных изоляторов в 1990 г. составляло всего лишь около 3000 шт., при этом они использовались в 10 районах : на ВЛ напряжением ниже 66 кВ - 66 шт., 110 кВ - 2001 шт., 220 кВ - 77 шт. В Китае имеется собственное сырье для производства изоляторов ( кремнийорганика, стеклопластик ) и в настоящее время действуют десятки мелких производств для изготовления композитных изоляторов на напряжение 35 - 500 кВ переменного тока и на механические нагрузки 70 - 210 кН. С 1990 г. применение композитных изоляторов в Китае резко увеличилось, в эксплуатации уже находятся десятки тысяч подвесных изоляторов, в том числе 5 тыс. шт. установлено на ВЛ 500 кВ ( из них 4 тыс. шт. фирм Reliable и Hoechst ). Некоторые ВЛ уже полностью оснащены композитными изоляторами. Например, в Северном Китае на ВЛ 110 - 220 кВ работает около 9,5 тыс. таких изоляторов, а на ВЛ 500 кВ около 3,5 тыс. шт. Благодаря их применению удалось полностью исключить часто происходившие ранее перекрытия линейных изоляторов вблизи химических и металлургических предприятий.

Первые серии композитных изоляторов имеют срок службы не более 5 - 8 лет, типичными проблемами в эксплуатации были : разрушение вдоль границы стеклопластик - оболочка, перекрытия первого поколения композитных изоляторов при сильных загрязнениях, перекрытие с обгоранием оболочки и экранной арматуры при грозовых перенапряжениях, снижение механической прочности после нескольких лет эксплуатации ( в одном случае после 2 - х лет работы на ВЛ механическая прочность на растяжение 3 - х изоляторов 110 кВ снизилась до 70 % нормированной прочности ). Наблюдались и другие повреждения композитных изоляторов : растрескивание и поломка ребер при транспортировке, обгрызание оболочек грызунами на складе, исклевывание птицами во время эксплуатации, а также порча по другим причинам. В силу указанных причин надежность композитных изоляторов в Китае признается недостаточной и ведутся соответствующие проработки по усовершенствованию конструкции изоляторов. Прорабатываются вопросы применения композитных изоляторов в зонах интенсивной грозовой активности, повышения надежности крепления концевой арматуры, контроля за изменением механических характеристик изоляторов в процессе эксплуатации.

15. Опыт применения полимерных изоляторов в Швейцарии

Некоторые свеления о применении полимерных изолятороров в Швейцарии приведены в статьях / 65, 66 /, подготовленных директором швейцарской фирмы Sefag AG, изготавливающей полимерные изоляторы с кремнийорганической оболочкой. Эти изоляторы применяются в контактной сети 15 кВ электрофицированных железных дорог и на ВЛ напряжением до 400 кВ. На таких изоляторах в Люцерне построена компактная ВЛ 50 кВ с ребристыми КО - распорками. Всего на 1990 г. в электроустановках Швейцарии разных классов напряжения эксплуатировалось около 20 тыс. композитных изоляторов, из них около 10 тыс. шт. выпущенных фирмой Sefag. Наибольшая длительность эксплуатации этих изоляторов в Швейцарии на 1990 г. составляла около 10 лет. В / 66 / проанализирована эффективность четырех принципиально различных ( использованных фирмой на практике ) способов крепления оконцевателей на стеклопластиковом стержне : коаксильной опрессовки, клиновой заделки, конусной заделки (с заливкой смолой ) и двусторонней опрессовки. Указано, что все способы крепления оконцевателей в той или иной степени снижают прочность стеклопластикового стержня, так как создают в нём увеличенные локальные механические напряжения. На изоляторах со всеми четырьмя такими креплениями оконцевателей фирма экспериментально определила зависимость “ растягивающая нагрузка - время “ в диапазоне до 10 тыс. часов. Практически не было выявлено снижение механической прочности только при коаксиальной опрессовке. Этот способ крепления принят фирмой в производстве, при этом указывается, что технология опрессовки является секретом фирмы. У других способов крепления снижение механической прочности на растяжение за 10 тыс. часов составило 12 - 15 % от кратковременной прочности до начала длительных испытаний. Sefag считает, что при коаксиальной опрессовке прочность композитных изоляторов на разрыв составляет не менее 80 % прочности применяемого стеклопластикового стержня ( последняя оценивается величиной 1200 - 1300 МРа ). При других способах крепления оконцевателей прочность изоляторов при растяжении по данным фирмы намного ниже ( в 2 раза и более ), чем прочность стеклопластикового стержня. Более подробно вопрос о снижении механической прочности композитных изоляторов при длительном воздействии растягивающей нагрузки рассматривается в разделе 21.

Фирмой Sefag проведены также исследования разрывной прочности стеклопластиковых стержней, изготовленных на основе стекол различного состава. Растягивающая нагрузка прикладывалась после погружения стержней в слабый кислотный раствор. После 160 часов кислотного воздействия кратковременная разрывная прочность применявшегося ранее стеклопластика на основе Е - стекла снизилась в 5 раз, а прочность стеклопластика на основе специального, стойкого к кислотным воздействиям стекла ( “ ECR - стекло “ ) снизилась только на 5 %. После получения указанных данных фирма перешла на серийное использование в композитных изоляторах стеклопластика на основе ECR - стекла, что, по убеждению фирмы, гарантирует высокую сопротивляемость изоляторов хрупкому излому.

16. Применение кремнийорганических защитных покрытий на фарфоровых и стеклянных изоляторах

В настоящее время хорошо зарекомендовавшие себя в эксплуатации кремнийорганические оболочки ( силиконы ) используются не только путем нанесения их на стеклопластик в композитных изоляторах ( наиболее широкая область применения ), но и используются также за рубежом путем нанесения на фарфоровые подстанционные изоляторы и значительно реже на стеклянные и фарфоровые линейные изоляторы. Такие покрытия применяют для повышения надежности работы изоляторов в сильно загрязненных районах. Наиболее часто эти покрытия именуются в литературе RTV - покрытиями ( “ вулканизация при комнатной температуре “ ). Подробное рассмотрение широкого круга проблем, связанных с применением кремнийорганических оболочек на фарфоровых ( стеклянных ) изоляторах, которым в последние годы посвящено очень большое число публикаций в научно-технической литературе/76 - 89 /, выходит за рамки настоящего обзора. Однако, кратко на современном состоянии рассматриваемого вопроса, изложенном в /42, 75 /, целесообразно остановиться.

Многие авторы указывают, что важен не только состав покрытия и технология его нанесения, но и мастерство наносящего его оператора. К 1996 г. накоплен обширный 8 - 9 летний опыт эксплуатации таких покрытий . В основном этот опыт положителен, но наблюдались также случаи деполимеризации оболочек в процессе эксплуатации ( как в нормальной, так и в кислотной средах ). Деполимеризация наблюдается, если кремнийорганическое покрытие имеет посторонние примеси, разрывающие длинные полимерные цепи. Другой вероятной причиной этого явления может быть корона. На ряде подстанций в США на опорных изоляторах материал оболочки стал хрупким, легко отделяемым от фарфора. В других случаях материал покрытия становился мягким, подобным замазке. Хотя случаев положительного применения RTV - покрытия описано очень много, случаи выхода их из строя, приведенные в / 42 /, показывают, что проблема надежной работы этих покрытий ещё полностью не решена. Толщина покрытия должна обеспечить восстановление гидрофобности после периода длительного увлажнения ( все RTV - оболочки в таких условиях хотя бы временно, но теряют гидрофобность ).Момент времени, когда требуется обмыв или замена оболочки обычно определяется по сильному увеличению акустического шума на подстанции. Это является показателем того, что оболочки начинают утрачивать гидрофобность ( появляется большой ток утечки, корона и искрение на подсушенной зоне ). Случаи реального повторного нанесения оболочки на фарфор вследствие выхода первоначально нанесенной пленки из строя пока не известны. Прогнозируемый срок службы оболочек пока не установлен, хотя ясно, что у хороших оболочек, он достаточно большой. ( первые кремнийорганические оболочки были применены примерно 20 лет назад и некоторые из них ещё работают ). Считается, что кремнийорганическая оболочка, если она не подвергается деполимеризации и хорошо соединилась с фарфором, должна работать очень длительное время, возможно столько же, сколько и фарфор. Однако, если загрязнение начинает накапливаться на поверхности изолятора и низкомолекулярные частицы перестают проникать в слой загрязнения для передачи ему гидрофобности, кремнийорганическая оболочка может отслаиваться. Когда характеристики изолятора, покрытого оболочкой, станут такими же, что и у изолятора без оболочки, наступает время необходимости вмешательства ( обмыв, чистка, нанесение нового слоя RTV или и то, и другое ).

В районах с загрязненной атмосферой применение RTV - покрытий позволяет либо исключить обмыв ( чистку ) изоляторов, либо сократить период между обмывами в 3 - 5 раз. Например, на ОРУ 230 кВ вблизи цементных заводов в Канаде применялся ежемесячный обмыв, но перекрытия не удавалось полностью исключить. Кроме того в рассматриваемых условиях / 42 / изоляторы постепенно покрывались плохо удаляемой обмывом коркой загрязнения, удаление которой специальными средствами обходится очень дорого. Применение RTV - покрытия на этом ОРУ позволило увеличить интервал между обмывами до года, при этом сама чистка ( обмыв ) существенно облегчается. Обмыв под давлением ( вплоть до 1200 фунт / на кв.дюйм ) при этом не разрушает силиконовую оболочку и не срывает её с фарфора, если она нанесена на чистый и сухой изолятор. Если же перед нанесением покрытия поверхность фарфора очищена недостаточно хорошо, адгезия покрытия к фарфору может оказаться недостаточной. Стандартных требований к толщине покрытия не имеется. Например фирмой “ CSL Silicones “ в качестве оптимальной рекомендована толщина 0,015 - 0,020 дюйма ( при толщине 0,01 дюйма и менее под слоем оболочки начинает просматриваться фарфор ).

Для повторного нанесения удаление прежней оболочки, как правило, не требуется, если полимерный материал попрежнему хорошо соединен с керамической пдложкой. Однако, если имеются признаки плохой адгезии ( видны пузырьки или мойка водой под давлением отслаивает оболочку ), рекомендуется удалить старую оболочку перед нанесением новой.

В настоящее время на подстанциях за рубежом наблюдается явно выраженная конкуренция между применением композитных изоляторов и изоляторов с RTV - покрытиями. Как показывает опыт, в загрязненных районах с длительными, например, морскими увлажнениями кремнийорганика рано или поздно утрачивает свои свойства. В этом случае при весьма возможном разрушении оболочки на композитных изоляторах обнажается стеклопластиковый сердечник, и как правило, вдоль него происходит трекинг с очень вероятным полным механическим разрывом изолятора и с тяжелым отказом электроустановки. Поэтому в тяжелых условиях загрязнения в настоящее время энергопредприятия в различных частях мира всё чаще переходят к использованию фарфоровых и стеклянных изоляторов с RTV - оболочкой. При этом учитывается, что, обеспечивая гидрофобность и достаточно продолжительный срок службы в условиях загрязнения, RTV - оболочка даже в случае потери ею гидрофобности и перекрытия изолятора, как показывает опыт, не отслаивается от него, а сам изолятор сохраняет свою механическую прочность. О высокой репутации современных RTV - оболочек свидетельствует следующий пример. В Катаре в 1995 - 1996 годах введены в эксплуатацию две ВЛ 220 кВ, на которых установлено около 30 тысяч стеклянных подвесных изоляторов аэродинамического типа ( с полусферической тарелкой ) с предварительно нанесенной в стационарных условиях RTV - оболочкой. Ожидается, особенно в Азии, расширение применения на ВЛ изоляторов с предварительно нанесенной оболочкой в районах, где возникали проблемы с композитными кремнийорганическими изоляторами, а также в районах, где вследствие больших солевых загрязнений нет альтернативы применению RTV - покрытий. Большая возникающая при этом проблема - обеспечение упаковки изоляторов, изготовленных в заводских условиях, для безопасной для оболочек транспортировки. Поэтому разрабатываются проекты массового нанесения оболочки на изоляторы в полевых условиях до установки их на ВЛ. Известны отдельные, не получившие большого распространения, случаи нанесения RTV - оболочек непосредственно на изоляторы действующих ВЛ 115 кВ в Северной Америке. В Азии больше интерес к нанесению оболочек на линейные изоляторы, чем на подстанционные, тогда как в Северной Америке наоборот. Кроме того в Азии районов с сильными природными загрязнениями, где требуются изоляторы с RTV - оболочками, намного больше, чем в Северной Америке, где регионы с загрязнением составляют менее 10 %.

Подробный технологический регламент по применению защитных RTV - покрытий на фарфоровых изоляторах приведен в руководстве / 75 /, подготовленном Аризонским университетом США. В нем приведены рекомендуемые методы очистки изоляторов от загрязнения, произведено сравнение физико-химических характеристик гидрофобных углеводородных смазок ( давно применяемых для защиты изоляторов при сильных загрязнениях ) и кремнийорганических RTV - покрытий, рекомендованы способы их нанесения, дана сравнительная оценка трекингостойкости и эффективности различных покрытий, приведены данные по опыту их эксплуатации и предполагаемому сроку службы. Кратко опыт эксплуатации RTV - покрытий в США приведен в табл. 6 . Все приведенные в этой таблице энергопредприятия сообщили о положительном опыте эксплуатации RTV - оболочек. Во всех случаях, приведенных в табл. 6, другие методы ( обмыв, применение гидрофобных смазок ) не были эффективны, до применения RTV - покрытий наблюдались частые случаи перекрытий загрязненных изоляторов. В то же время сообщается / 75 /, что в США наблюдались случаи, когда неправильное нанесение оболочек ( например, на изоляторы с явно недостаточной длиной пути утечки или использование покрытий на изоляторах без защитной арматуры ) приводило к утрате гидрофобности оболочек и перекрытиям.