Термодинамический способ мониторинга интенсивности гололедообразования

Аннотация

	Целью данной магистерской работы является повышение эффективности и надежности линий электропередачи в условиях гололедообразования на примере электрических сетей филиала ПАО «МРСК Юга» - «Волгоградэнерго».
	Результатом магистерской работы является анализ вопросов эффективности и надежности работы электрической сети, причин возникновения гололедообразования, мониторинга интенсивности гололедообразования и способов борьбы с гололедообразованием на примере использования устройств обнаружения гололедообразования на проводах анкерных пролётов воздушных линий электропередачи филиала ПАО «МРСК Юга» - «Волгоградэнерго».
	Актуальность данной работы в применении современных интеллектуальных устройств для эффективной и надежной эксплуатации электрических сетей в осеннее – зимний период.
	В дальнейшем предлагается соединение в единый комплекс системы обнаружения гололедообразования и так называемых «умных сетей Smart Grid» для автоматической плавки гололеда.
	Магистерская работа на тему: «Повышение эффективности функционирования электрических сетей на основе разработки способов борьбы с гололедообразованием», включает в себя 71 страницу пояснительной записки формата А4, формулы, рисунки, приложения. 
	 










Содержание



Аннотация..................................................................................................2

Введение.................................................................................................... 4
1            
Гололедообразование…………………………………………………..16
1.1
Гололедные отложения на проводах воздушных линий 
электропередачи......................................................................................16
2

3
Термодинамический способ мониторинга интенсивности гололедообразования,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,19
Краткая характеристика электросетевой компании…………………53
3.1
Синоптические условия гололедообразования в Камышинском районе Волгоградской области……………………………………………...…56
3.2
Технологические нарушения по причине интенсивного гололедообразования..............................................................................61
4
Анализ устройства обнаружения гололедообразования Микро..........62
4.1
Анализ устройств обнаружения гололедообразования на проводе анкерного пролёта воздушной линии электропередачи.......................65
4.2
Конструкция устройства обнаружения отложений на проводе анкерного пролёта воздушной линии электропередачи Микро…......................................................................................................70
4.3
Технико-экономический расчет себестоимости промышленного образца Микро………………………………...........................................77
5
Основные сведения по системе МИГ......................................................78
5.1
Назначение системы МИГ........................................................................78
5.2
Объект испытаний.....................................................................................79
5.2.1
Состав системы..........................................................................................79
5.2.2
Параметры системы МИГ.........................................................................80
5.2.3
Конструкция и принцип действия системы МИГ...................................80
5.2.4
Программное обеспечение МИГ..............................................................82
5.3
Опытно-промышленная эксплуатация....................................................84
5.3.1
Карта установки постов измерения и передачи системы МИГ............85
5.3.2
Техническое обслуживание системы МИГ ……………………………86

Выводы........................................................................................................88

Список используемой литературы...........................................................90
	  Приложения……………………………………………………….……..95



































Введение
	На современном этапе развития электроэнергетики наряду с вопросами совершенствования технологий всё большую актуальность приобретают вопросы рациональной организации эксплуатации и управления функционированием (поведением) и развитием сложных технических комплексов (систем), к которым относится Единая национальная (общероссийская) электрическая сеть (ЕНЭС). Речь идёт об использовании рыночных отношений и конкуренции для формирования устойчивой системы удовлетворения спроса на электрическую энергию при условии обеспечения надлежащего качества и минимизации стоимости электрической энергии и её передачи, об обеспечении экономически обоснованной доходности инвестированного капитала и оптимизации структуры управления электроэнергетической системы (ЭЭС), о задачах управления надёжностью электроснабжения потребителей энергии, обосновании мер, направленных на обеспечение промышленной безопасности энергообъектов и предотвращение возникновения аварийных ситуаций, и многих др.
	Понятие «Единая национальная (общероссийская) электрическая сеть» введено в Федеральном законе от 26 марта 2003г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» и представляет собой «комплекс электрических сетей (выделено автором) и иных объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих на праве собственности или на ином предусмотренном федеральными законами основании субъектам электроэнергетики и обеспечивающих устойчивое снабжение электрической энергией потребителей, функционирование оптового рынка, а также параллельную работу российской электроэнергетической системы и электроэнергетических систем иностранных государств».
	С позиций системного подхода, широко используемого при исследовании сложных систем, ЕНЭС представляет собой одну из подсистем ЭЭС, предназначением которой является обеспечение надёжной технологической связи между производителями и потребителями электрической энергии (рисунок 1). В этой связи успешное выполнение задачи устойчивого снабжения электрической энергией потребителей и других задач во многом определяется надёжным функционированием электрических сетей, составляющих ЕНЭС. При этом предполагается обеспечение надёжности работы других подсистем ЭЭС.















Рисунок 1. Основные подсистемы единой электроэнергетической системы.

	В многочисленных публикациях по надёжности систем энергетики вопросы надёжности функционирования электрических сетей рассматриваются совместно с генерирующей частью ЭЭС. С образованием самостоятельно хозяйствующих электросетевых структур (ФСК ЕЭС, МЭС, ПМЭС и др.) возникла потребность в оценке надёжности электрической сети, как отдельно выделенного объекта рассмотрения, что и явилось целью настоящей работы.
	2 октября 2003 года за № 503 вышел приказ РАО “ЕЭС России” «О мерах по повышению системной надёжности ЕЭС России в условиях реформирования электроэнергетики». Выходу приказа предшествовали события, произошедшие 14 августа в США, 23 сентября в Дании и Швеции и 28 сентября 2003 в Италии, в результате которых из-за системной аварии оказались без электричества территории с населением соответственно в пятьдесят, два и пятьдесят семь миллионов человек.
	В России таких масштабных по последствиям системных аварий в последних десятилетиях не наблюдалось, однако, крупные аварии на линиях электропередачи при воздействии интенсивных гололёдно-ветровых нагрузок многократно происходили. Только во время одной аварий из-за гололёдно-ветровых воздействий в Сочинских электрических сетях ОАО «Кубаньэнерго» в период общая протяженность поврежденных ВЛ напряжением 0,38-220 кВ составила 2.5 тыс. км, было полностью прекращена подача энергии в коммунально-бытовой сектор с населением 320 тыс. человек, на длительное время ограничивалось электроснабжение потребителей края.
	Экстраординарные гололёдные и изморозовые отложения на проводах и грозозащитных тросах ВЛ наблюдаются на Сахалине, Камчатке и Чукотке в период шквальных ветров, дующих с Тихого океана, на Кавказе – в период столкновения тёплых и холодных воздушных потоков над горными хребтами, создающих условия для гололёдообразования. Во многих регионах России имеют место зоны, где систематически образуются опасные гололёдные отложения на тросах и проводах ВЛ.
	Приведенные примеры свидетельствуют об актуальности проблемы обеспечения надёжности в работе систем электроэнергетики. В ПАО «Россети» создан Совет по координации работ для обеспечения системной надёжности, основными задачами которого являются определение стратегических направлений повышения системной надёжности, инициирование концептуальных разработок и проведение единой политики в вопросах развития и модернизации систем технологического управления, организации разработки нормативно-технической документации по обеспечению системной надёжности и др.
	Образование ЕНЭС и создание ПАО «ФСК ЕЭС» определяет необходимость формирования четких требований и подходов к обеспечению надёжности функционирования и развития электрических сетей, регламентированию и коммерческой оценке надёжности инфраструктурных образований, четкого разделения ответственности за надёжность среди субъектов рынка в целом.
	В Концепции обеспечения надёжности в электроэнергетике отмечается, что “ни одна из существующих классификаций задач надежности больших систем энергетики не охватывает всех сторон комплексного свойства надёжности, необходимо дополнительно описать свойства надёжности характеристиками, используемыми в практике управления электроэнергетическими системами в условиях либерализации рынка электроэнергии”.
	В СССР, а затем и в России ведущую координационную роль по вопросам надёжности систем энергетики выполняет постоянно действующий научный семинар «Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики», организуемый более 40 лет Институтом систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН. Несмотря на имеющиеся достижения в теоретических разработках, они не в полной мере удовлетворяют потребностям практики проектирования и эксплуатации электроэнергетических систем в современных условиях. Так, например, имеют место несогласованность в терминологии по вопросам надёжности. В подготовленном семинаром терминологическом сборнике приводится до двадцати определений надёжности (балансовая, режимная, статическая, динамическая, структурная, функциональная, параметрическая, структурно-функциональная, стратегическая, оперативная и т.д. надёжность). 
	Термин “безопасность” определяется как дополнительная характеристика комплексного свойства надёжность, хотя имеются весомые аргументы рассматривать безопасность как самостоятельное свойство объектов. 
	Термин “живучесть” также определяется как дополнительная характеристика надёжности – свойство объекта противостоять возмущениям, не допуская их каскадного развития с массовым нарушением питания потребителей на длительное время. Более общее определение живучести объекта состоит в характеристике функционирования объекта при воздействиях и ситуациях, не предусмотренных условиями для нормальной эксплуатации.
	Эти и другие несоответствия осложняют понимание и внедрение в практику научных результатов. Поэтому одна из задач состоит в устранении имеющихся несогласованностей в терминологии и подходах.
	Определенная трудность выявилась при выборе и обосновании необходимого числа контролируемых показателей для оценки надёжности работы электрической сети. Существующий в теории надёжности набор показателей не ориентирован на особенности работы электрической сети, как сложного технического комплекса. В настоящей работе это описано на основе использования принципов системотехники, теории иерархических многоуровневых систем и теории случайных процессов.
	При эксплуатации электрических сетей необходимо иметь постоянный контроль изменений во времени показателей надёжности основного оборудования, электросетевых объектов и сети в целом. Для этих целей наиболее применимы статистические оценки надёжности по данным эксплуатации.  Это потребует некоторых изменений в существующей практике расследования, учета и статистической отчетности о технологических нарушениях с тем, чтобы со временем сформировать и наращивать многолетнюю базу данных о технологических нарушениях в сети с возможностью выделения случаев отказа. 
	Действующая в настоящее время Инструкция по расследованию и учёту технологических нарушений не вполне удовлетворяет требованиям получения и контроля показателей надёжности работы электрической сети. 	Поэтому в числе первоочередных задач следует отметить переработку указанной Инструкции с учётом особенностей работы электрической сети как с позиций оперативного принятия решений на меры по снижению аварийности в электрических сетях на основании выявленных недостатков в эксплуатации и зафиксированных в актах расследования технологических нарушений, так и с точки зрения создания многолетней информационной базы по аварийности в сети с выделением случаев отказа на иерархических уровнях рассмотрения. Последнее позволяет установить тенденции изменений показателей аварийности, включающих надёжностные показатели во времени для определения стратегических направлений повышения системной надёжности. Такая информационная база сформирована и постоянно поддерживается во всех промышленно развитых странах, например, в Швеции статистическая база данных накоплена примерно за 80 лет.
	К статистической базе технологических нарушений в электрической сети предъявляются определенные требования. Она должна быть достоверной (неискаженной) и полной для получения статистических оценок надёжности работы электрической сети по данным эксплуатации.
	Учёту подлежат не только крупные аварии, которые по тяжести последствий относятся к катастрофам и чрезвычайным ситуациям, но и другие более мелкие технологические нарушения. Крупные аварии являются, как правило, результатом совпадения крайне маловероятных событий. Нет никакой гарантии тому, что, на первый взгляд, лёгкое по последствиям технологическое нарушение при других обстоятельствах и неблагоприятных условиях не перерастёт в тяжёлую аварию. 
	Следует особо остановиться на вопросе о целесообразности сосредоточения статистической информации в едином центре, что ни в коем случае не должно исключать учета нарушений и их анализа на каждом энергопредприятии. Основными доводами в пользу централизованного анализа технологических нарушений являются:
* В ЕНЭС содержится много объектов, на которых установлено однотипное оборудование. При централизованном анализе можно получать более достоверные показатели надёжности оборудования за сравнительно небольшой период наблюдения.
* Вследствие вероятностного характера возникновения, протекания и возможных последствий технологических нарушений практическая ценность анализа аварийности и надёжности возрастает, если в исходной статистической информации содержится большое число случаев.
* Централизованный анализ позволяет предотвратить многократные повторения одних и тех же по своему характеру технологических нарушений на разных предприятиях за счет ускоренного выявления причин возникновения нарушений и разработки соответствующих рекомендаций по их устранению.
* Разработка обоснованных нормативов по показателям надёжности, промышленной безопасности и живучести, мер и мероприятий по предотвращению технологических нарушений и снижению тяжести их последствий возможна только на основе обобщения опыта эксплуатации максимально возможного числа энергообъектов.
	В связи с изложенным стоит задача разработки инженерных методик анализа аварийности в электрической сети и алгоритмов расчёта показателей надёжности по статистическим данным. Некоторые алгоритмы расчётов предлагаются в настоящей работе.
	Одновременно с решением указанной задачи потребуется разработка автоматизированной системы анализа аварийности в электрической сети с получением контролируемых надёжностных показателей и оценок тенденций их изменения во времени.
	Использование статистических оценок надёжности по данным эксплуатации не исключает совершенствование и применение в практике диагностических методов и экспертных оценок, особенно на нижнем иерархическом уровне рассмотрения – для оборудования, аппаратов, конструкций и т.д. Все отмеченные методы (статистические, диагностические и экспертные) дополняют друг друга и при комплексном подходе к оценке состояния наиболее ответственных видов оборудования должны быть применены вместе. В то же время, для оценки надёжности работы электрической сети на среднем и особенно на верхних иерархических уровнях рассмотрения статистические методы могут оказаться основными.
	При наличии вычислительной системы получения оценок надёжности работы электрической сети, особенно оценок надёжности электроснабжения узлов нагрузок, будет возможным решение актуальных вопросов компенсации потребителями затрат сети на обеспечение повышенного уровня надёжности. Установленные в ПУЭ положения о категориях электроприёмников и обеспечении надёжности электроснабжения требуют пересмотра с учётом складывающихся реалий.
	К первоочередным задачам следует также отнести принятие обоснованных расчетных нагрузок на воздушные линии электропередачи при проектировании новых и реконструкции действующих линий для обеспечения необходимого уровня надёжности. Принятое в ПУЭ дальнейшее увеличение расчетных нагрузок может привести к неоправданному удорожанию линий. С этим также связана задача выявления зон повышенной опасности для эксплуатации электросетевых объектов с целью принятия обоснованных мер по нейтрализации негативных внешних воздействий.
	В существующей практике рассмотрения вопросов развития электрической сети на перспективу обычно не требуется выполнения самостоятельного раздела по оценке вариантов принимаемых решений на надёжность работы сети и, в частности, влияния принимаемых решений на надёжность электроснабжения узлов нагрузок. При наличии статистической базы данных по аварийности за предыдущие годы эксплуатации, нормативных требований и инженерной методики оценки надёжности такая задача может быть осуществима.
	Решение перечисленных задач будет способствовать выполнению требований по обеспечению надёжности ЕНЭС в условиях развивающихся конкурентных отношений в электроэнергетике.
Надежность электроснабжения в связи с динамикой технологических нарушений (аварий):


Сравнительные данные по количеству аварий за 3 года:


Сравнительные данные по ключевым показателям надежности сетей филиала ПАО «МРСК» - «Волгоградэнерго» при использовании системы МИГ:
1. Системный показатель средней длительности перерывов электроснабжения потребителей  в течение гарантийного срока послеремонтной эксплуатации оборудования (для оборудования 6 кВ и выше): 

фактическое значение показателя средней длительности перерывов электроснабжения потребителей в течение гарантийного срока послеремонтной эксплуатации оборудования в 2015г, где  - суммарная длительность перерывов электроснабжения потребителей  в течение гарантийного срока эксплуатации оборудования после капитальных ремонтов в 2015г,
 - суммарная длительность капитальных ремонтов, выполненных в 2015г;
 - значение показателя средней длительности перерывов электроснабжения потребителей в течении гарантийного срока эксплуатации после капитальных ремонтов оборудования в 2014г.

2. Системный показатель нарушения электроснабжения потребителей в течение гарантийного срока послеремонтной эксплуатации оборудования (для оборудования 6 кВ и выше): 
- значение показателя нарушения электроснабжения потребителей в течение гарантийного срока послеремонтной эксплуатации оборудования в 2015г., где 
 - кол-во нарушений электроснабжения потребителей в течение гарантийного срока эксплуатации оборудования после капитальных ремонтов;
 - общее кол-во капитальных ремонтов в 2015г;
- значение показателя нарушения электроснабжения потребителей в течение гарантийного срока эксплуатации оборудования после капитальных ремонтов в 2014г.

3. Системный показатель средней длительности перерывов электроснабжения потребителей по причинам неудовлетворительного ТО (для фидеров 6 кВ и выше): 

где  - фактическое значение системного показателя средней длительности перерывов электроснабжения потребителей по причинам неудовлетворительного ТО в 2015г.
 - значение системного показателя средней длительности перерывов электроснабжения потребителей по причинам неудовлетворительного ТО в 2014г.

4. Системный показатель нарушения электроснабжения потребителей по причинам неудовлетворительного ТО (для фидеров 6 кВ и выше): 

где  - фактическое значение системного показателя нарушения электроснабжения потребителей по причинам неудовлетворительного ТО в 2015г.;
- значение системного показателя нарушения электроснабжения потребителей по причинам неудовлетворительного ТО в 2014г.;

5. Системный показатель средней длительности перерывов электроснабжения потребителей (для фидеров 6 кВ и выше):
, где
Tiпэ – длительность i-того технологического нарушения, вызвавшего перерыв электроснабжения потребителей, час;
?Ni – общее количество  технологических нарушений, ед.
,
где  - фактическое значение системного показателя средней длительности перерывов электроснабжения потребителей за 2015г.;
 - значение системного показателя средней длительности перерывов электроснабжения потребителей в 2014г.;
(1-(2,2972/3,1260*1,05)*100%=22,84%

6. Системный показатель нарушения электроснабжения потребителей (для фидеров 6 кВ и выше):
, где
Wi. недоотп – значение недоотпуска электрической энергии потребителям при i-ом технологическом нарушении, кВт.ч;
Wотпущ – полезный отпуск электрической энергии потребителям в 2015г., кВт.ч. 
,
где  - фактическое значение системного показателя нарушения электроснабжения потребителей за 2015г.;
- значение системного показателя нарушения электроснабжения потребителей в 2014г., коэф.
(1-(0,00010023105/0,0000965199*1,05)*100% =1,1%

1. Гололёдообразование

     1.1 Гололёдные отложения на проводах воздушных линий электропередачи
     Воздушные линии электропередачи (ВЛ) являются одним из важнейших элементов электрической сети и предназначены для передачи электроэнергии по неизолированным проводам, расположенным на открытом воздухе и подвешенным с помощью изоляторов и арматуры к опорам или кронштейнам и стойкам на инженерных сооружениях (мостах, путепроводах и т.п.).
     Основными конструктивными элементами воздушных линий электропередачи являются провода, грозозащитные тросы, опоры, изоляторы и линейная арматура. Провода служат для передачи электроэнергии. Для защиты ВЛ от грозовых перенапряжений в верхней части опор над проводами монтируют грозозащитные тросы. Опоры поддерживают провода и тросы на определенной высоте над уровнем земли или воды. Изоляторы изолируют провода от опоры. С помощью линейной арматуры провода закрепляются на изоляторах, а изоляторы на опорах.
      Надежность работы ВЛ во многом зависит от качества их эксплуатации. Эксплуатация воздушных линий электропередачи заключается в проведении их технического обслуживания и капитального ремонта. Важной составной частью данных работ является борьба с гололедообразованием на проводах и грозозащитных тросах воздушных линий электропередачи. 
     Гололёд - это нарастающие атмосферные осадки в виде слоя плотного стекловидного льда (гладкого или слегка бугристого), образующегося на растениях, проводах, предметах, поверхности земли в результате десублимации водяного пара на охлаждённых до 0 градусов по Цельсию и ниже поверхностях, намерзания частиц осадков (переохлаждённой мороси, переохлаждённого дождя, ледяного дождя, ледяной крупы, иногда дождя со снегом) при соприкосновении с поверхностью, имеющей отрицательную температуру.
      В рамках технического обслуживания необходимо проводить наблюдение за образованием гололеда, а в рамках капитального строительства в местах с частым образованием гололеда или изморози на проводах и грозозащитных тросах ВЛ в сочетании с сильными ветрами, в районах с частой и интенсивной пляской проводов и в случаях, когда возможно недопустимое приближение освободившихся от гололеда проводов к тросам, покрытым гололедом, должна производится плавка гололеда электрическим током. 
      Проблема борьбы с обледенением проводов воздушных линий электропередач довольно остро стоит по всему миру, особенно в регионах с высокой влажностью и низкими температурами зимой. Высокая влажность, ветры, резкие перепады температуры воздуха способствуют интенсивному гололедообразованию на проводах воздушных линий электропередачи с соответствующими нежелательными последствиями в виде обрывов проводов, тросов, разрушения арматуры, изоляторов и даже опор воздушных линий, что приводит к значительным экономическим убыткам. Эти аварии составляют для территории России около 25 % от общего количества повреждений на воздушных линиях, а их продолжительность — около 40 % от общей продолжительности всех аварийных отключений. Поэтому во всем мире целым рядом компаний и организаций активно ведутся исследования и разработка способов и устройств для борьбы с обледенением линий электропередач.
      Гололедные отложения на проводах и тросах высоковольтных линий возникают при температуре воздуха около -5 °С и скорости ветра 5...10 м/с. Допустимая толщина стенки гололеда для линий с различным номинальным напряжением зависит от климатического района. Толщина гололёда на проводах и грозотросах может достигать 60—70 мм, существенно их утяжеляя.
      Простые расчеты показывают, что, например, провод марки АС-185/43 диаметром 19,6 мм километровой длины имеет массу 846 кг, при толщине гололёда 20 мм она увеличивается в 3,7 раза, при толщине 40 мм — в 9 раз, при толщине 60 мм — в 17 раз. При этом общая масса линии электропередачи из восьми проводов километровой длины возрастает соответственно до 25, 60 и 115 тонн, что приводит к обрыву проводов и поломке металлических опор.
      Учитывая вышесказанное, очень важным является постоянный мониторинг гололедных образований и их предотвращение.
      В период, когда действующие на провода нагрузки еще не достигли опасных величин и существует определенный запас времени, чтобы удалить формирующиеся на проводах отложения или внести коррективы в режимы работы объектов сетевой инфраструктуры, мониторинг отложений гололеда и снега является наиболее эффективным.
      Образования гололеда определяются погодными условиями. Большую роль в формировании структуры гололедного отложения играет ветер, кроме того при ветре возникает вибрация и пляска проводов.
      Традиционно используются следующие мероприятия по предотвращению гололедных аварий:
      - усиление опор;
      - применение проводов из специальных материалов, не подверженных обледенению;
      - установка демпферов – ограничителей закручивания проводов;
      - установка виброгасителей и гасителей пляски проводов;
      - применение защитных колец для ограничения налипания мокрого снега;
      - внедрение информационной системы гололедообразования;
      - механическая обивка гололеда на проводах и грозозащитных тросах ВЛ
      - плавка гололеда на проводах и грозозащитных тросах ВЛ электрическим током. 
 	В России наиболее подвержены гололёду высоковольтные линии электропередач на Кавказе, в Краснодарском крае, Центральной России, в Башкирии, на Камчатке и другие районы. Волгоградская область также является территорией, постоянной подвергающейся гололедными воздействиями.

2. Термодинамический способ мониторинга интенсивности гололедообразования
     Необходимые и достаточные условия для определения начала образования отложений гололеда на проводе: 
 	Гололедные отложения на проводах подразделяются на следующие виды: гололед, зернистая и кристаллическая изморозь, замерзшие отложения мокрого снега, сложные отложения (смеси). Классификация обледенения проводов по группам приведена в табл. 1. 
Таблица 1 Классификация обледенения проводов по группам 
 
     Из таблицы 1 следует, что гололед, кристаллическая и зернистая изморозь образуются при десублимации водяного пара, осаждении и замерзании переохлажденной воды из влажного воздуха. Под влажным воздухом понимается гетерогенная смесь, состоящая из сухого воздуха, водяного пара и находящихся во взвешенном состоянии капель воды, а при температуре воздуха ?в ? 0,01 0С и атмосферном давлении рв ? 0,61 кПа– кристаллов льда. Если во влажном воздухе отсутствуют капли воды и кристаллы льда, то влажный воздух является гомогенной парогазовой смесью. Влажный воздух может находиться в шести состояниях (табл. 1). 
Таблица 2 Термодинамические состояния влажного воздуха 
 
     Влажный воздух в первом, втором и третьем состояниях является гомогенной системой и в области нормальных давлений и в области температур от -50 0С до 50 0С может рассматриваться как смесь идеальных газов, а воздух по третьему, четвертому и пятому состоянию – гетерогенная система.  
Поскольку в атмосфере влага, входящая в состав воздуха, может находиться во всех трех агрегатных состояниях (газовом – водяной пар, жидком – вода, твердом – лед), влажный воздух рассматривается как гетерогенная двухкомпонентная смесь сухого воздуха и влаги. 
     Согласно законам термодинамики, для определения состояния двухкомпонентной смеси необходимо знать три независимых термодинамических параметра – давление, температуру и состав смеси. За термодинамический параметр «состав смеси» принимается относительная влажность воздуха – RH [отн. ед.]. 
     Как было отмечено выше, кристаллизация воды на поверхности провода, как механизм образования гололеда, может происходить при опускании температуры поверхности мокрого провода ниже нуля. Понижение температуры провода возможно лишь при понижении температуры окружающего его воздуха ниже нуля. В этом случае парообразование замедляется и практически вся влага на проводе затвердевает. 
     Конденсироваться водяной пар на поверхности провода может только из влажного воздуха, находящегося в первом, втором, третьем или четвертом состояниях. Также на провод могут осаждаться капли воды, если воздух находится в четвертом или шестом состояниях, и кристаллы льда, если воздух находится в пятом или шестом состояниях. 
     Влажный воздух в третьем состоянии может находиться только при отсутствии ядер конденсации. При наличии пылинок, мельчайших капелек жидкости, газовых ионов, флуктуационных сгущений молекул пара и при соответствующем критическом пересыщении пара происходит его конденсация в объеме, приводящая к образованию тумана. В этом случае воздух переходит в четвертое состояние (табл. 2). 
     Естественно, что критическое пересыщение пара SКР для плоской поверхности равно единице, для вогнутой SКР ?1, а для выпуклой поверхности, которую обычно имеют мельчайшие центры конденсации,  SКР ?1. Этим и объясняется то, что конденсация водяного пара в объеме и образование тумана возможны только в пересыщенном водяном паре. Поверхность провода можно назвать плоской поверхностью, поэтому конденсация на нее происходит при 
SКР =1. 
     Если содержащийся в воздухе водяной пар находится в ненасыщенном состоянии (pН?pП), то относительная влажность воздуха RH ? 1. Если температура поверхности провода ниже температуры окружающего его воздуха, то воздух граничного слоя охлаждается и его относительная влажность повышается. Если относительная влажность достигает RH =1, т. е. воздух в граничном слое становится насыщенным, то даже при незначительном дальнейшем охлаждении на поверхности провода начинает конденсироваться водяной пар. Процесс конденсации связан с высвобождением тепла, количество которого соответствует теплоте парообразования воды. Это приводит к повышению температуры поверхности провода. Следовательно, градиент температур у поверхности провода уменьшается. Процесс конденсации замедляется. Это происходит до тех пор, пока не установится новое равновесное состояние температуры поверхности провода и плотности насыщенного пара. Тогда процесс конденсации прекращается. 
     Точка росы – это значение температуры газа, при снижении до которой водяной пар, содержащийся в газе, охлаждаемом изобарически, становится насыщенным над плоской жидкой поверхностью. Следовательно, температура поверхности провода ?пов, плотность пара вблизи которой становится равна плотности насыщенного пара, т. е. относительная влажность воздуха вблизи которой достигает RH=1, равна точке росы.  
 	Давление пара над жидкой средой (за которую можно принять влажный провод) определяется по формуле (2.4): 	                                                                                         (2.1)                                  
 где pа – давление пара над жидкой средой [кПа], 
? в – температура воздуха [°С].  
Давление пара связано с относительной влажностью и давлением насыщенного пара. 
pа ? RH ? pws, 	(2.2)
где pws – давление насыщенного пара [кПа], 
RH – относительная влажность воздуха, в долях единицы.  
Когда температура влажного воздуха равна точке росы, воздух насыщается. 
 (2.3)
где  ?a– точка росы [°С]. 
     Уравнения (2.1) – (2.3) представляют систему, из которой находится выражение для точки росы, действительное для большого диапазона температур.  
           (2.4)
     Для решения данной системы не требуется знать величину давления воздуха, так как давление воздуха вблизи поверхности провода принимается равным атмосферному давлению на уровне провода. Это позволяет не измерять давление воздуха. В табл. 2.3 приведены значения точки росы ?a для диапазона температур от 0 °С до +10 °С. 
Таблица 3 Значения ?a для диапазона температур от 0 °С до +10 °С 
 
     Рассмотрим механизм дальнейшего процесса (после замерзания на проводе конденсированной влаги) при температуре воздуха ниже нуля. Воздух находится в первом, пятом или шестом состояниях (табл. 2). Поверхность провода покрыта тонкой ледяной коркой. Увеличение гололедной муфты происходит путем ударения о провод водных капель и их кристаллизации и кристаллов льда при их налипании (пятое и шестое состояние влажного воздуха). При этом происходит процесс десублимации пара.  
Давление пара надо льдом определяется по формуле: 
	(2.5) 
где pi – давление пара надо льдом [кПа]. 
Давление пара связано с относительной влажностью и давлением насыщенного пара: 
pi ? RH ? pws 	(2.6)
Когда температура влажного воздуха равна точке десублимации, воздух насыщается. 
            (2.7)
где ?i?– расчетная точка десублимации. Точка десублимации – это значение температуры газа, при снижении до которой водяной пар, содержащийся в газе, охлаждаемом изобарически, становится насыщенным над плоской поверхностью покрытого льдом или голого провода. 
Выражения (2.5) – (2.7) представляют систему уравнений, из которой выражается точка десублимации.  
           (2.8)
По значению ?i? определяется реальная точка десублимации ?i из условия: 
       (2.9)
     Это условие необходимо учитывать, так как ?i ?0 °С  не имеет физического смысла. В табл. 4 приведены значения ?i для диапазона температур от - 20 °С до 0 °С.  
     На рис. 2.1 поясняются в виде графиков возможные варианты соотношений между ?пов , ?a и ?. Ось абсцисс – ось времени, ось ординат – ось температур. Рис. 2.1 а поясняет случай, когда .......................