При осмотре вл и токопроводов необходимо проверять состояние фундаментов приставок

Обновлено: 01.05.2024

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ ОАО "ФСК ЕЭС"

Методические указания по проведению периодического технического освидетельствования воздушных линий электропередачи ЕНЭС

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ "О техническом регулировании", объекты стандартизации и общие положения при разработке и применении стандартов организаций Российской Федерации - ГОСТ Р 1.4-2004 "Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения", общие требования к построению, изложению, оформлению, содержанию и обозначению межгосударственных стандартов, правил и рекомендаций по межгосударственной стандартизации и изменений к ним - ГОСТ 1.5-2001, правила построения, изложения, оформления и обозначения национальных стандартов Российской Федерации, общие требования к их содержанию, а также правила оформления и изложения изменений к национальным стандартам Российской Федерации - ГОСТ Р 1.5-2004.

Сведения о стандарте организации

ОАО "ФСК ЕЭС", ООО НТЦ "ЭДС", ООО "РусЭнергоКонсалт", Филиал ОАО "Инженерный центр ЕЭС" - "Фирма ОРГРЭС".

Департаментом технологической безопасности, Департаментом технологического развития и инноваций ОАО "ФСК ЕЭС"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ: приказом ОАО "ФСК ЕЭС" от 24.08.2010 N 620

4 ВВЕДЕН: впервые

Введение

В настоящих Методических указаниях (далее - МУ) изложены основные организационные и технические рекомендации по проведению технического освидетельствования воздушных линий (ВЛ) электропередачи.

Техническое освидетельствование проводится для независимой всесторонней экспертной оценки текущего состояния отдельных элементов и ВЛ в целом, с целью уточнения сроков и условий эксплуатации, а также определения мер (дополнительного диагностического контроля, ремонта, модернизации или замены элементов) для безаварийной и безопасной эксплуатации ВЛ. Для проведения технического освидетельствования ВЛ используются результаты периодических и внеплановых осмотров, инструментальных измерений эксплуатирующих и специализированных организаций.

1 Назначение и область применения

1.1 Воздушные линии электропередачи в зависимости от установленного срока эксплуатации подлежат обязательному освидетельствованию с целью определения возможности и условий их дальнейшей эксплуатации согласно требованиям п.1.5 "Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей" (ПТЭ) СО 153-34.20.501-2003.

1.2 Настоящие МУ предназначены для персонала предприятий, осуществляющего эксплуатацию электрических сетей, а также могут быть рекомендованы для специалистов проектных, научно-исследовательских, специализированных и других организаций, привлекаемых для участия в комиссиях по проведению технического освидетельствования ВЛ в целях определения возможности их дальнейшей эксплуатации или необходимости их технического перевооружения, реконструкции и ремонта.

1.3 МУ устанавливают общие требования к организации, содержанию, объему выполняемых работ при техническом освидетельствовании ВЛ, содержат технические критерии его проведения, определяют действия предприятия - владельца линий, предприятия, выполняющего техническое обслуживание их, а также комиссии, проводящей освидетельствование.

1.4 По результатам освидетельствования определяется возможность продления срока эксплуатации ВЛ в целом.

2 Термины, определения и сокращения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

Воздушная линия электропередачи (ВЛ) - устройство для передачи электроэнергии по 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.).

Трасса ВЛ - участок земли, по которой проходит воздушная линия электропередачи.

Охранная зона ВЛ - участок земли и воздушного пространства, ограниченный по обе стороны вертикальными плоскостями, отстоящими от крайних проводов в их неотклоненном положении.

Опора ВЛ - конструкция, на которой подвешены провода и грозозащитные тросы ВЛ.

Фундамент ВЛ - строительная конструкция, предназначенная для передачи механических нагрузок от элементов оборудования на грунтовое основание.

Линейная арматура - совокупность крепежных, защитных и других изделий для ВЛ.

Провод ВЛ - элемент ВЛ, предназначенный для передачи электрического тока. На ВЛ 35-800 кВ применяются неизолированные провода.

Грозозащитный трос ВЛ - элемент ВЛ, предназначенный для защиты ВЛ от прямых ударов молнии. Трос заземляется или изолируется от тела опоры (земли) и, как правило, располагается над проводами фаз, полюсов.

Линейный изолятор - изолятор, предназначенный для подвешивания проводов на опорах воздушных линий электропередачи.

Гирлянда изоляторов - устройство, состоящее из нескольких подвесных изоляторов и линейной арматуры, подвижно соединенных между собой.

Заземляющее устройство ВЛ - устройство для преднамеренного соединения с землёй нетоковедущих элементов оборудования, которые в результате пробоя изоляции могут оказаться под напряжением.

Ограничитель перенапряжения - устройство, предназначенное для защиты электрооборудования распределительных электрических сетей переменного тока с изолированной или компенсированной нейтралью от грозовых и коммутационных перенапряжений в соответствии с их вольт-амперными характеристиками и пропускной способностью.

Плавка гололеда - удаление гололеда с проводов и грозозащитных тросов путем их нагрева переменным или постоянным токами.

ПТЭ - правила технической эксплуатации.

МЭС - магистральные электрические сети.

ПМЭС - предприятие магистральных электрических сетей.

ТОиР - техническое обслуживание и ремонт.

ОПН - ограничитель перенапряжения.

СП - структурное подразделение.

3 Задачи технического освидетельствования и периодичность его проведения

3.1 Задачами технического освидетельствования воздушных линий электропередачи являются оценка фактического технического состояния отдельных элементов и линий в целом, уточнение сроков и условий эксплуатации, а также определение мер, необходимых для обеспечения требуемой эксплуатационной надежности ВЛ.

3.2 В соответствии с требованиями ПТЭ по усмотрению МЭС допускается включать в объем технического освидетельствования только функционально-технологические группы (элементы) ВЛ, срок эксплуатации которых превышает нормативный. Установлены следующие нормативные сроки службы элементов ВЛ:

- проводов, грозозащитных тросов, оттяжек опор, линейной арматуры, изоляторов, системы плавки гололеда - 25 лет;

- ОПН - 25 или 30 лет;

- деревянных опор - 30 лет;

- фундаментов и железобетонных опор - 35 лет;

- стальных опор - 50 лет.

После 40 лет эксплуатации ВЛ в объем технического освидетельствования рекомендуется включать и стальные опоры.

3.3 Последующие освидетельствования должны проводиться в сроки, установленные действующими инструкциями, но не реже 1 раза в 5 лет.

3.4 Срок технического освидетельствования устанавливается руководством МЭС и может быть установлен ранее указанных в п.п.3.2 и 3.3 в связи с ростом технологических нарушений, выходом из строя отдельных основных элементов ВЛ или ухудшением их технического состояния.

4 Организация проведения технического освидетельствования

4.1 Принятие решения о проведении технического освидетельствования ВЛ возлагается на главного инженера МЭС (или по решению руководства МЭС) на главного инженера ПМЭС.

4.2 Формирование экспертной комиссии:

4.2.1 Техническое освидетельствование должно проводиться экспертной комиссией, возглавляемой представителем МЭС, главным инженером ПМЭС или его заместителем, который согласовывает срок проведения освидетельствования, перечень подлежащего освидетельствованию оборудования, состав комиссии.

4.2.2 Приказ МЭС (ПМЭС) о проведении технического освидетельствования ВЛ устанавливает состав комиссии, период проведения освидетельствования, сроки согласования заключения с Ростехнадзором, а также перечень служб и организаций, которым направляются результаты технического освидетельствования. Рекомендуемая форма Приказа приведена в Приложении 1.

4.2.3 В состав комиссии включаются:

- начальник структурного подразделения (СП) ПМЭС, отвечающего за техническое состояние ВЛ;

- технический руководитель (заместитель технического руководителя) организации, выполняющей техническое обслуживание ВЛ (зам. председателя);

- начальник СП, отвечающего за эксплуатацию ВЛ, предприятия, выполняющих техническое обслуживание ВЛ;

- специалисты (эксперты) специализированных организаций;

- другие сотрудники МЭС, ПМЭС, а также предприятий, выполняющих техническое обслуживание и ремонт ВЛ (по усмотрению руководства МЭС или ПМЭС).

По согласованию с профильными департаментами к работе комиссии могут привлекаться сотрудники аппарата ОАО "ФСК ЕЭС".

4.2.4 Участие в работе комиссии по освидетельствованию лиц, ответственных за эксплуатационное состояние и безопасную работу ВЛ, обязательно.

4.2.5 Эксперты, включаемые в комиссию по освидетельствованию ВЛ, должны быть сотрудниками организаций, специализирующихся на диагностике, оценке технического состояния, а также ресурса элементов ВЛ.

4.3 Процедура освидетельствования ВЛ не предусматривает в период работы комиссии проведения осмотров элементов ВЛ, измерений и испытаний оборудования линий. Для подготовки Заключения комиссии должно быть достаточно анализа материалов, специально подготовленных к заседанию комиссии.

4.4 Экспертная комиссия осуществляет свою деятельность в соответствии с программой, утвержденной ее председателем, Программа устанавливает сроки проведения отдельных этапов работы, исполнителей, а также определяет взаимодействие организаций, привлеченных к техническому освидетельствованию.

4.5 Работы по техническому освидетельствованию ВЛ выполняются в следующей последовательности:

- подготовка материалов предварительного освидетельствования технического состояния ВЛ, в том числе сводных и дефектных ведомостей;

- подготовка заключения о состоянии основных функционально-технологических групп (элементов) ВЛ;

- анализ экспертами комиссии полноты и достоверности подготовленной информации;

- рассмотрение материалов, проанализированных экспертами, на заседании комиссии;

- проверка комиссией выполнения предписаний надзорных органов и мероприятий, намеченных по результатам расследования нарушений работы ВЛ за весь период эксплуатации, имевших место несчастных случаев, а также указаний предыдущего технического освидетельствования ВЛ;

- утверждение комиссией технических заключений о состоянии основных функционально-технологических групп (элементов) ВЛ;

- составление и утверждение Протокола-заключения технического освидетельствования ВЛ.

Формы сводных ведомостей технического состояния и дефектных ведомостей функционально-технологических групп ВЛ приведены в приложении 3. Форма сводной ведомости технического состояния ВЛ приведена в приложении 4. Форма заключения о техническом состоянии (элементов) ВЛ приведена в приложении 5. Форма протокола-заключения по результатам технического освидетельствования приведена в приложении 6. Допускается использовать иные формы дефектных ведомостей, а также сводной ведомости технического состояния ВЛ в целом (в том числе принятые в филиале ОАО "ФСК ЕЭС" до введения настоящего стандарта).

4.6 Подготовка материалов для технического освидетельствования ВЛ выполняется ПМЭС или организацией, выполняющей техническое обслуживание ВЛ, а также специализированными организациями (имеющими опыт работы по диагностике, оценке технического состояния, а также ресурса элементов ВЛ). Подготовка материалов к заседанию комиссии фактически является предварительным освидетельствованием технического состояния ВЛ.

4.7 Технические заключения о состоянии основных функционально-технологических групп, а также Протокол-заключение рассматривается на заседании комиссии и подписывается всеми членами комиссии.

4.8 В течение недели после подписания членами комиссии один экземпляр Протокола-заключения направляется в территориальный орган Ростехнадзора на согласование.

4.9 Согласованный территориальным органом Ростехнадзора Протокол-заключение утверждается Главным инженером МЭС (или по решению руководства МЭС - главным инженером ПМЭС).

4.10 Все документы по результатам технического освидетельствования на бумажном носителе хранятся в ПМЭС. Допускается хранение электронной версии документов за исключением первых экземпляров Технических заключений и Протокола-заключения.

5 Требования по сбору, учету и анализу информации

5.1 Для работы комиссии СП, отвечающим(и) за техническое состояние и эксплуатацию ВЛ, должны быть представлены для ознакомления материалы по следующим функционально-технологическим группам (элементам) ВЛ:

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ ОАО "ФСК ЕЭС"

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОЦЕНКЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ВЛ И ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА КОМПОНЕНТОВ ВЛ

Дата введения 2011-12-30

Сведения о стандарте

РАЗРАБОТАН: ОАО "НТЦ электроэнергетики".

ВНЕСЁН: Департаментом технологического развития и инноваций ОАО "ФСК ЕЭС".

УТВЕРЖДЁН И ВВЕДЁН В ДЕЙСТВИЕ: Приказом ОАО "ФСК ЕЭС" от 30.12.2011 N 817.

1 Область применения

Настоящий стандарт организации распространяется на воздушные линии электропередачи (ВЛ) напряжением 35 кВ и выше, находящихся в эксплуатационном обслуживании ОАО "ФСК ЕЭС", предназначен для оценки технического состояния и определения остаточного ресурса компонентов ВЛ (опоры с фундаментами, провода, грозозащитные тросы, изоляторы, линейная арматура) и содержит обязательные требования к организации работ и оформлению их результатов в рамках мероприятий по оценке технического состояния и остаточного ресурса ВЛ.

2 Нормативные ссылки

Настоящий стандарт учитывает основные требования следующих нормативных документов:

ГОСТ 8.207-76 Государственная система обеспечения единства измерений. Прямые измерения с многократными наблюдениями. Методы обработки результатов наблюдений. Основные положения

ГОСТ 12.1.002-84 ССБТ Электрические поля промышленной частоты. Допустимые уровни напряженности и требования к проведению контроля на рабочих местах

ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.009-76* Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Термины и определения

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ Р 12.1.009-2009. - Примечание изготовителя базы данных.

ГОСТ 839-80 Провода неизолированные для воздушных линий электропередачи. Технические условия (с Изменениями N 1, 2)

ГОСТ 3062-80 Канат одинарной свивки типа ЛК-О конструкции 1x7(1+6). Сортамент (с изменениями N 1, 2)

ГОСТ 3063-80 Канат одинарной свивки типа ТК конструкции 1x19(1+6+12). Сортамент (с изменениями N 1, 2)

ГОСТ 3064-80 Канат одинарной свивки типа ТК конструкции 1x37(1+6+12+18). Сортамент (с изменениями N 1, 2)

ГОСТ 6490-93 Изоляторы линейные подвесные тарельчатые. Общие технические условия

ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения

ГОСТ 22012-82 Радиопомехи индустриальные от линий электропередачи и электрических подстанций. Нормы и методы измерений (с Изменением N 1)

ГОСТ 27751-88* (СТ СЭВ 384-87) Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения по расчету

* На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ Р 54257-2010. - Примечание изготовителя базы данных.

ГОСТ 28259-89 Производство ремонтных работ под напряжением в электроустановках. Основные требования

ГОСТ 28856-90 Изоляторы линейные подвесные стержневые полимерные. Общие технические условия

ГОСТ Р 51097-97 Совместимость технических средств электромагнитная. Радиопомехи индустриальные от гирлянд изоляторов и линейной арматуры. Нормы и методы измерений

ГОСТ Р 51177-98 Арматура линейная. Общие технические условия

ГОСТ Р 51320-99 Совместимость технических средств электромагнитная. Радиопомехи индустриальные. Методы испытаний технических средств - источников индустриальных радиопомех

3 Термины и определения

3.1. вид технического состояния: Категория технического состояния, характеризуемая соответствием или несоответствием качества объекта определенным техническим требованиям, установленным технической документацией на этот объект

Примечание - Различают виды технического состояния: исправность и неисправность, работоспособность и неработоспособность

3.2. воздушная линия электропередачи (ВЛ): Устройство для передачи электроэнергии по проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленным при помощи изолирующих конструкций и арматуры к опорам, несущим конструкциям, кронштейнам и стойкам на инженерных сооружениях (мостах, путепроводах и т.п.).

3.3. гасители вибрации: Защитная арматура для гашения вибрации провода и грозозащитного троса.

3.4. гирлянда изоляторов: Устройство, состоящее из одного или нескольких подвесных изоляторов (фарфоровых, стеклянных или полимерных) и линейной арматуры, подвижно соединенных между собой, подвергающееся воздействию растягивающей силы.

3.5. грозозащитный трос: Элемент ВЛ, предназначенный для защиты ВЛ от прямых ударов молнии. Трос заземляется или изолируется от тела опоры (земли) и, как правило, располагается над проводами фаз, полюсов.

3.6. изолятор подвесной полимерный: Изолятор, состоящий из стеклопластикового стержня, полимерной защитной оболочки, защищающей стержень, промежуточного слоя между ними, металлических оконцевателей и экранной арматуры, если она требуется по условиям работы изолятора.

3.7. исправное состояние (исправность): Состояние объекта, при котором он соответствуют всем требованиям нормативной и (или) конструкторской (проектной) документации.

3.8. контроль технического состояния: Проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определение на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени.

Примечание - Видами технического состояния являются, например, исправное, работоспособное, неисправное, неработоспособное и т.п. в зависимости от значений параметров в данный момент времени.

3.9. критерий предельного состояния: Признак или совокупность признаков предельного состояния объекта, установленные нормативно-технической и (или) конструкторской документацией.

3.10. линейная арматура: Совокупность крепежных, защитных и других изделий для ВЛ.

3.11. линейный изолятор: Изолятор, предназначенный для работы на ВЛ и электрических станциях.

3.12. надежность: Свойство объекта (системы) выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования.

3.13. наработка до отказа: наработка объекта от начала эксплуатации до возникновения первого отказа.

3.14. неисправное состояние (неисправность): Состояние объекта, при котором он не соответствуют хотя бы одному из требований нормативной и (или) конструкторской (проектной) документации.

3.15. неработоспособное состояние: Состояние объекта, при котором значение хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям нормативной и (или) конструкторской (проектной) документации.

3.16. нормированная механическая разрушающая сила: Нормированное значение растягивающей силы, которую изолятор должен выдерживать без механических разрушений.

3.17. опора ВЛ: Конструкция, на которой подвешены провода и грозозащитные тросы ВЛ.

3.18. осмотр: Визуальное обследование электрооборудования, зданий и сооружений, электроустановок.

3.19. остаточный ресурс: Суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние.

3.20. отказ: Событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта.

3.21. повреждение: Нарушение в работе или неисправность механизма или устройства, не влияющее на выполнение их основных функций.

3.22. подвесной изолятор: Линейный изолятор, предназначенный для подвижного крепления токоведущих элементов к несущим конструкциям или объектам.

3.23. поток отказов: Число отказов на 100 км линии в год.

3.24. предельное состояние: Состояние ВЛ или элементов ВЛ, при котором их дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.

3.25. провод: Элемент ВЛ, предназначенный для передачи электрического тока.

3.26. работоспособное состояние: Состояние объекта, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативной и (или) конструкторской (проектной) документации.

3.27. ресурс: Наработка оборудования от начала его эксплуатации или ее возобновления после ремонта до перехода в состояние, при котором дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна.

3.28. срок службы: Календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации объекта или ее возобновления после ремонта до его перехода в предельное состояние.

3.29. трасса ВЛ: Полоса земли, на которой сооружена ВЛ.

3.30. устройства диагностики: Приборы и аппараты, предназначенные для определения значений технических характеристик аппаратов электроустановок и/или их компонентов.

3.31. фаза ВЛ: Один или несколько проводов или один из выводов многофазной системы переменного тока. ВЛ могут выполняться с одним или несколькими проводами в фазе, во втором случае фаза называется расщепленной.

3.32. фундамент опоры: Конструкция, заделанная в грунт или укладываемая непосредственно на грунт без заглубления и передающая на него нагрузки от опоры, изоляторов, проводов и внешних воздействий (гололёд, ветер)

3.33. эксплуатационные испытания: Испытания объекта, проводимые при эксплуатации.

3.34. эксплуатация: Стадия жизненного цикла изделия, на которой реализуется, поддерживается и восстанавливается его качество.

Примечание - эксплуатация изделия включает в себя в общем случае использование по назначению, транспортирование, хранение, техническое обслуживание и ремонт.

4 Общие положения

4.1 При техническом обслуживании ВЛ в соответствии с [5] эксплуатационным персоналом с определенной периодичностью выполняются обследования ВЛ - осмотры, профилактические проверки, измерения, работы по предохранению элементов ВЛ от преждевременного износа путем устранения повреждений и неисправностей, выявленных при осмотрах, проверках и измерениях.

Поскольку в энергосистемах ОАО "ФСК ЕЭС" более 40% ВЛ эксплуатируется 25 лет и более, актуальными становятся вопросы о проведении работ по техническому перевооружению, реконструкции и модернизации ВЛ. В этом случае информация, предоставляемая в ведомостях неисправности при техническом обслуживании ВЛ, оказывается недостаточной, и приходится выполнять более детальные (инструментальные) обследования ВЛ.

На основе проведенных обследований проводится оценка технического состояния ВЛ и определяется остаточный ресурс компонентов ВЛ для планирования необходимых восстановительных работ или принятия решения по экономической целесообразности реконструкции или технического перевооружения ВЛ.

Определение остаточного ресурса компонентов ВЛ должно производиться на основе построения математических моделей их прочности, учитывающих темпы старения этих компонентов за предшествующий период эксплуатации ВЛ.

4.2 Темпы старения компонентов ВЛ должны быть определены на основе обследования этих компонентов, оценки технического состояния, определения величины износа от начала эксплуатации до момента проведения обследований.

4.3 Оценка технического состояния ВЛ при проведении обследований, должна обеспечивать получение достаточно точных и надежных данных, пригодных для анализа фактической остаточной прочности основной массы компонентов ВЛ.

4.4 Оценка технического состояния ВЛ должна проводиться с учетом анализа данных технологических нарушений ВЛ и их компонентов (по Актам технологических нарушений).

4.5 Методы и средства, используемые при оценке технического состояния ВЛ должны обладать достаточной точностью и информативностью. Для надежной оценки потерь прочности элемента ВЛ в период длительной эксплуатации целесообразно обследование проводить двумя (или более) методами, основанными на разных принципах.

4.6 Прогнозирование остаточного ресурса компонентов ВЛ возможно на основе следующих методов:

- математического моделирования опор ВЛ, проводов и грозозащитных тросов;

Осмотры воздушных линий электропередач

Воздушные линии электропередачи (ВЛ) служат для передачи электроэнергии от источника питания к потребителям. Для предотвращения возникновения аварийных ситуаций и как следствие обесточивания потребителей, необходимо своевременно проводить осмотры линий электропередачи и, при необходимости, оперативно устранять обнаруженные неисправности. Рассмотрим, когда осуществляется осмотр линий электропередачи и как его следует проводить.

Плановые периодические осмотры ВЛ

Предприятие, осуществляющее обслуживание воздушных линий электропередач, каждый год составляет специальный график осмотров линий.

Воздушные линии электропередачи должны осматриваться не менее одного раза в год, но в зависимости от категории надежности потребителя, климатических условий, текущего технического состояния линии, могут быть организованы дополнительные осмотры линий. Также в график осмотров дополнительно включают участки линий электропередач, которые подлежат ремонту в ближайшее время.

Периодические осмотры воздушных линий электропередач проводятся для своевременного выявления неисправностей и так называемых «слабых мест», которые могут быть причиной автоматического отключения линии электропередачи.

Также во время осмотров линии обращают внимание на деревья, кусты, ветки которых могут доставать до проводов и спровоцировать их схлестывание и как следствие междуфазное замыкание или падение провода на землю – замыкание на землю. Особое внимание уделяют аварийным деревьям, а также зданиям и сооружениям, которые могут в любой момент упасть на провода и повредить воздушную линию электропередач.

Результаты осмотров записываются в специальный журнал обходов и осмотров линий или в журнал дефектов оборудования.

Если в результате осмотра выявлены признаки неисправности на линии, наличие аварийных деревьев или веток, поросли вблизи проводов, то необходимо принять соответствующие меры по предотвращению возникновения аварийной ситуации. Для этого заблаговременно, в установленный срок подается заявка на отключение той или иной линии электропередач. Если требуется оперативное вмешательство, то подается срочная (аварийная) заявка.

Внеплановые осмотры линий

Внеплановые (внеочередные) осмотры проводятся после автоматического отключения воздушных линий, после неуспешного автоматического повторного включения, после различных стихийных бедствий, пожара в зоне прохождения трассы линии, а также при вероятности образования оледенения на проводах.

В случае аварийного отключения ВЛ в первую очередь организовывают осмотр линии для выявления поврежденного участка.

Ликвидацию аварий на предприятии, осуществляющем обслуживание электрических сетей, осуществляет специализированная бригада. Численность работников, количество спецтехники определяется исходя из количества и протяженности ВЛ.

В данном случае также учитывается категория электроснабжения потребителей. Если условия работы потребителя таковы, что продолжительный перерыв в электроснабжении может привести к негативным последствиям, возникновениям аварий, угрозе жизни людей, то на предприятии должна быть обеспечена возможность оперативного поиска и устранения возникших аварий на линиях электропередачи. Эту задачу выполняет оперативно-выездная бригада.

Как производится осмотр воздушных линий электропередач

При осмотре воздушных линий обращают внимание на:

состояние железобетонных и металлических опор, фундаментов металлических опор, их заглубление в грунт, а также отсутствие пучения или проседания грунта вблизи опор; - целостность проводов, изоляторов и надежность их крепления к различным элементам линейной арматуры;

наличие нумерации опор, запрещающих знаков и диспетчерских наименований линии электропередачи в соответствии с требованиями ПУЭ и других нормативных документов, действующих на предприятии, обслуживающем ВЛ;

отсутствие посторонних предметов на опорах и проводах ВЛ, отсутствие аварийных деревьев и поросли, которые могут повредить линию электропередачи;

соблюдение требований, предъявляемых к охранной зоне линий электропередач. В охранной зоне ЛЭП запрещены строительные, монтажные и земляные работы, запрещено размещать горючие материалы и различные элементы, которые могут нарушить нормальную работу электрической сети.

Осмотр ВЛ проводится наземным способом, при котором можно выявить большую часть возможных неисправностей линии. Но существуют повреждения, которые невозможно выявить наземным способом, поэтому, при необходимости, проводятся верховые осмотры ВЛ. Верховые осмотры при поиске места повреждения проводятся выборочно, на участках, где есть наибольшая вероятность наличия повреждения.

Верховые осмотры проводятся при помощи автовышек или с использованием беспилотных летательных аппаратов (БПЛА), которые значительно упрощают процесс осмотра линий. В зависимости от местных условий, осмотр воздушной линии электропередачи может продлиться до нескольких дней, а использование БПЛА позволяет значительно сократить время осмотра линии и поиска поврежденного участка.

Кроме того, чтобы упростить поиск поврежденного участка на воздушной линии электропередач, используются данные устройств РЗА. Современные защитные устройства позволяют с высокой точностью определить место повреждения линии электропередачи: на микропроцессорных устройствах релейной защиты и автоматики после отключения линии действием защиты пишется расстояние до места проведения до десятых километра. Также данная функция есть в регистраторах аварийных процессов.

По зафиксированным данным измерительных приборов на момент повреждения, по сработанным защитам можно узнать тип повреждения.

Благодаря наличию данной информации значительно экономится время на поиск повреждения, что особенно актуально для протяженных линий электропередачи. Вместо 50-100 км осмотра линии ремонтная бригада едет на заведомо известный участок линии и в пределах 100-200 м находит поврежденный участок.

Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на неё в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!

Осмотр электроустановок подстанций оперативным персоналом

Одна из обязанностей электротехнического оперативного персонала – это осмотр оборудования электроустановок. Для чего нужно производить осмотр оборудования? Во-первых, для своевременного обнаружения технических неисправностей, замечаний в работе оборудования, а также своевременной локализации и ликвидации аварийной ситуации.

Оперативный персонал при производстве осмотра того или иного элемента оборудования электроустановки должен знать на что обращать внимание и какие признаки являются не характерными для нормальной работы оборудования. В данной статье рассмотрим основные правила осмотра, когда необходимо производить осмотры, а также особенности осмотра основных элементов оборудования электроустановок.

Осмотр оборудования электроустановок производит персонал, который прошел соответствующее обучение по вопросам охраны труда, пожарной безопасности, а также знающий инструкции по обслуживанию оборудования и другие нормативные документы. Для осмотра электроустановок, персонал должен иметь III группу по электробезопасности.

Как правило, осмотр электроустановок с постоянным обслуживающим персоналом осуществляется не менее двух раз в сутки. Если на подстанции нет постоянного обслуживающего персонала, то осмотр осуществляет один раз в сутки.

Периодический осмотр оборудования электроустановок подстанции производится по утвержденному маршруту. То есть персонал осматривает оборудование в строгой последовательности, двигаясь по территории энергообъекта по установленным маршрутам.

Помимо плановых осмотров оборудования производятся так называемые внеочередные осмотры. Дополнительные или внеочередные осмотры производятся в следующих случаях:

при неблагоприятных погодных условиях: при тумане, во время мокрого снега, дождя, бури, загрязнения, гололеда;

после грозы. В данном случае производится осмотр оборудования открытых распределительных устройств, в частности разрядников и ограничителей напряжения на предмет работы во время грозы по установленным регистраторам срабатывания;

при возникновении аварийной ситуации. Например, после автоматического отключения оборудования первое, что следует сделать – это осмотреть отключившееся оборудование на предмет наличия повреждений и других замечаний в работе (выброс масла, не отключившийся выключатель, посторонние шумы, запах гари и др.);

в ночное время для выявления нагрева контактных соединений, разрядов и коронации оборудования. В данном случае осмотр производится не менее двух раз в месяц в ночное время преимущественно во влажную погоду, например, после дождя или при сильном тумане.

Результаты осмотра оборудования фиксируются в оперативной документации электроустановки. Персонал после производства осмотра оборудования делает соответствующую запись в оперативный журнал и сообщает о результатах вышестоящему оперативному персоналу – дежурному диспетчеру.

Если во время производства осмотра оборудования были обнаружены какие-то замечания, дефекты, то необходимо об этом записать в оперативном журнале, а также в журнале дефектов оборудования. После этого дежурный персонал сообщает об обнаруженных замечаниях не только диспетчеру, но и вышестоящему руководству (ИТР предприятия) для планирования работ по устранению возникших нарушений в работе оборудования.

В некоторых случаях, например, при обнаружении аварии, которая может угрожать безопасности людей и целостности оборудования, оперативный персонал должен принять самостоятельно незамедлительные меры по устранению возникшей опасности.

Во всех остальных случаях, при обнаружении замечаний в работе оборудования оперативный персонал сначала ставит в известность вышестоящий персонал, а затем под его руководством осуществляет ликвидацию возникшей аварийной ситуации.

Теперь рассмотрим, на что следует обращать внимание при осмотре того или иного элемента оборудования электроустановки, в частности электрической распределительной подстанции.

Автотрансформаторы и трансформаторы

Первое, на что следует обратить внимание при осмотре данных элементов оборудования – это отсутствие посторонних шумов в работе трансформатора (автотрансформатора). Наличие нехарактерных для нормальной работы трансформатора звуков, потрескиваний свидетельствует о возможной неисправности того или иного конструктивного элемента.

Заземление действующего электрооборудования – это одна из основных мер защиты оперативного персонала от поражения электрическим током. Поэтому, прежде чем приблизиться к работающему (авто) трансформатору, необходимо убедиться в наличии и целостности заземляющей шины.

Необходимо также проверить уровень масла в баке трансформатора и РПН. Как правило, уровень масла на маслоуказателе должен примерно соответствовать температуре окружающей среды. При этом необходимо учитывать текущую нагрузку трансформатора. Уровень масла в трансформаторе, работающем на холостом ходу, должен соответствовать средней температуре окружающей среды.

Если трансформатор нагружен, то его уровень масла, как правило, несколько выше температуры окружающей среды, так как при работе трансформатора под нагрузкой происходит нагрев его обмоток и соответственно его охлаждающей среды, то есть трансформаторного масла.

Помимо маслоуказателя, устанавливаемого на расширителе бака трансформатора и РПН, устанавливаются термометры, указывающие температуру верхних и нижних слоев масла. Показания данных термометров также фиксируются при осмотре трансформатора.

Допустимые значения данных термометров указываются в паспорте силового трансформатора (автотрансформатора), а также оговариваются в технической документации по обслуживанию электроустановок, в частности в правилах технической эксплуатации электрооборудования электростанций и сетей.

Во время осмотра необходимо проверить работоспособность системы охлаждения трансформатора (автотрансформатора). Как правило, в период высоких температур организовывают дополнительные осмотры с целью своевременного обнаружения нарушений в работе трансформатора (автотрансформатора), некорректной работы системы охлаждения.

Если автоматическое включение системы охлаждения не работает, ее необходимо включать вручную при достижении определенного значения температуры трансформаторного масла и нагрузки. Например, автоматическое включение системы обдува силового трансформатора с системой охлаждения Д производится при достижении температуры верхних слоев масла значения 550 или в случае нагрузки трансформатора до номинального значения. Поэтому оперативный персонал должен контролировать показания термометров трансформатора, а также уровень нагрузки и при необходимости своевременно включать в работу систему обдува.

Кроме вышесказанного, следует обратить внимание на следующие моменты:

целостность и отсутствие загрязнений изоляции вводов трансформатора;

давление масла в маслонаполненных вводах;

отсутствие нагрева контактных соединений;

целостность предохранительного клапана выхлопной трубы;

состояние силикагеля в воздухоосушительных устройствах;

отсутствие внешних повреждений, в частности течи масла на баке трансформатора, а также элементах системы охлаждения;

наличие первичных средств пожаротушения и соответствие их требованиям нормативных документов по пожарной безопасности.

Трансформаторы тока и напряжения

При осмотре трансформаторов тока и трансформаторов напряжения всех классов напряжения следует обращать внимание на следующее:

уровень масла и отсутствие течи масла для масляных, давление элегаза для элегазовых ТН и ТТ;

отсутствие внешних признаков повреждения изоляции вводов, корпуса, а также цепей вторичной коммутации;

отсутствие посторонних шумов и потрескиваний.

Элегазовые, масляные и вакуумные выключатели

Общие моменты, на которые следует обратить внимание при осмотре высоковольтных выключателей, не зависимо от их типа:

целостность и отсутствие загрязнения изоляции вводов;

отсутствие нагрева контактных соединений;

отсутствие шумов и потрескиваний внутри бака (полюса) выключателя;

работоспособность обогрева шкафов приводов и бака выключателя (в период низких температур);

наличие и целостность заземляющей шины бака выключателя;

целостность цепей вторичной коммутации выключателя;

соответствие указателей положения выключателя фактическому их состоянию.

При осмотре масляного выключателя, кроме вышеперечисленного, следует обращать внимание на уровень масла в баке выключателя, а также его цвет. Как правило, трансформаторное масло светлое, желтоватое. Если масло темное, то оно подлежит замене, так как такое масло не обеспечивает в полной мере своих изоляционных и дугогасительных характеристик. Уровень масла в баке выключателя должен примерно соответствовать средней температуре окружающей среды.

При осмотре элегазовых выключателей следует обращать внимание на давление элегаза. В паспортных данных к выключателю, как правило, приводится график зависимости давления элегаза в выключателе от температуры окружающей среды (номинальная кривая плотности). Поэтому при осмотре оборудования, в том числе элегазового выключателя, необходимо фиксировать текущую температуру воздуха. На основании полученных данных делается вывод о соответствии фактического давления элегаза в выключателе номинальному давлению для данного значения температуры окружающей среды.

При осмотре разъединителей всех классов напряжения необходимо обращать внимание на следующие моменты:

целостность опорных и тяговых изоляторов, отсутствие сильных загрязнений изоляционного покрытия;

целостность заземляющего контура, гибких связей;

при наличии обогрева привода – его работоспособность в период низких температур;

отсутствие видимых повреждений конструктивных элементов разъединителя, привода.

Осмотр щитов, установок, панелей защит

При выполнении осмотра оборудования подстанции одним из этапов является осмотр оборудования общеподстанционного пункта управления (щита управления). В данном случае осматриваются щиты постоянного и переменного тока, панели защит, автоматики и управления элементами оборудования, аккумуляторная батарея, зарядные устройства, шкафы связи, телемеханики, учета электрической энергии.

При осмотре щитов переменного и постоянного тока следует обращать внимание на положение автоматических выключателей, рубильников, уровни напряжения на шинах, отсутствие посторонних сигналов.

При осмотре панелей защит оборудования следует обращать внимание на следующее:

соответствие положения переключающих устройств фактической схеме подстанции в соответствии с картой переключающих устройств того или иного присоединения;

отсутствие посторонних сигналов;

включенное положение автоматических выключателей, которые осуществляют питание защитных устройств.

Кроме того, при осмотре шкафов оборудования оперативный персонал фиксирует необходимые данные в соответствующие журналы и при необходимости выполняет проверку работы устройств и замеры основных электрических величин. Например, снятие показаний амперметров, ваттметров, вольтметров, проверка работоспособности защиты линий электропередач (обмен высокочастотными сигналами), фиксация значения дифференциального тока устройств ДЗШ подстанции и др.

При ежедневном осмотре аккумуляторной батареи производится замер напряжения на контрольных элементах (банках), плотность электролита (на свинцово-кислотных батареях). Осматривают также зарядные устройства АБ, фиксируют значение напряжения на батарее и ток подзаряда. При выполнении осмотра аккумуляторной батареи необходимо обеспечивать все необходимые меры безопасности, предусмотренные инструкцией по обслуживанию АБ того или иного типа. Кроме того следует проверять работоспособность системы приточно-вытяжной вентиляции и обогрева помещения аккумуляторной батареи.

В заключении следует отметить, что осмотр электроустановок подстанций необходимо осуществлять в соответствии с требованиями правил безопасной эксплуатации электроустановок и с применением необходимых индивидуальных средств защиты.

Техническое обслуживание воздушных линий электропередачи

Техническое обслуживание воздушных линий электропередачи (ВЛ) включает проведение осмотров (различных видов), выполнение профилактических проверок и измерений, устранение мелких неисправностей.

Осмотры ВЛ подразделяются на периодические и внеочередные. В свою очередь периодические осмотры делятся на дневные, ночные, верховые и контрольные.

Дневные осмотры (основной вид осмотров) проводятся 1 раз в месяц. При этом визуально проверяется состояние элементов ВЛ, в бинокль осматриваются верхние элементы линии. Ночные осмотры выполняют для проверки состояния контактных соединений и уличного освещения.

При проведении верховых осмотров ВЛ отключается и заземляется, проверяется крепление изоляторов и арматуры, состояние проводов, натяжение оттяжек и т. д. Ночные и верховые осмотры планируются по мере необходимости.

Контрольные осмотры отдельных участков линии осуществляет инженерно-технический персонал 1 раз в год с целью проверки качества работы электромонтеров, оценки состояния трассы, выполнения противоаварийных мероприятий.

Внеочередные осмотры проводятся после аварий, бурь, оползней, сильных морозов (ниже 40 о С) и других стихийных бедствий.

Перечень работ, проводимых при техническом обслуживании воздушных линий электропередачи включает:

проверку состояния трассы (наличие под проводами посторонних предметов и случайных строений, противопожарное состояние трассы, отклонение опор, перекосы элементов и др.);

оценку состояния проводов (наличие обрывов и оплавлений отдельных проволок, наличие набросов, величина стрелы провеса и др.);

осмотр опор и стоек (состояние опор, наличие плакатов, целостность заземления);

контроль состояния изоляторов, коммутационной аппаратуры, кабельных муфт на спусках, разрядников.

Проверка состояния трассы ВЛ

При осмотре трассы ВЛ электромонтер проверяет охранную зону, просеку, разрывы.

Охранная зона L определяется прямыми 1 (рис. 1), отстоящими от проекции крайних проводов 2 на расстояние 1, которое зависит от номинального значения напряжения ВЛ (для ВЛ до 20 кВ включительно 1 = 10 м).

Рис. 1. Охранная зона

Просеки устраиваются при прохождении линии в лесных массивах и зеленых насаждениях. При этом ширина просеки (рис. 2) С = А+6м при h4м, где С — нормируемая ширина просеки, А — расстояние между крайними проводами, h — высота деревьев.

Рис. 2. Определение ширины просеки

В парках и заповедниках ширину просеки разрешается уменьшать, а в фруктовых садах при высоте деревьев до 4 м вырубка просеки необязательна.

Разрыв определяется расстоянием по горизонтали от крайних проводов линии при их наибольшем отклонении до ближайших выступающих частей здания или сооружения. Для ВЛ до 20 кВ разрыв должен быть не менее 2 м.

В охранной зоне запрещается размещение стогов сена и соломы, лесоматериалов и других горючих веществ, т. к. при воспламенении может произойти замыкание на землю. Вблизи проводов и опор запрещаются земляные работы, прокладка коммуникаций, дорог и т. д.

При прохождении ВЛ с деревянными опорами в местах, где возможны низовые пожары, вокруг каждой опоры в радиусе 2 м земля должна быть очищена от травы и кустарников или же применены железобетонные приставки.

Практика эксплуатации воздушных линий электропередачи показывает, что часто причиной аварий являются нарушения правил охраны линий и неправильные действия населения (набросы на провода посторонних предметов, влезания на опоры, запуск змеев, пользование в охранной зоне длинными жердями и т. п.). Аварийные ситуации могут возникнуть также при проезде автокранов, автовышек и другой техники высотой более 4,5 м под линиями электропередачи вне дорог.

При выполнении работ вблизи ВЛ с использованием механизмов расстояние от их выдвижных частей до проводов должно быть не менее 1,5 м. При пересечении дороги с ВЛ с обеих сторон устанавливаются сигнальные знаки с указанием допустимой высоты для транспорта с грузом.

Руководство организации, эксплуатирующей сети, должно проводить разъяснительную работу с производственным персоналом об особенностях работы вблизи воздушных линий электропередачи, а также среди населения о недопустимости нарушений правил охраны линий.

Проверка положения опор

При осмотре трассы ВЛ контролируется степень отклонения опор сверх допустимых норм от вертикального положения, вдоль и поперек линии. Причинами отклонения могут быть осадка грунта у основания опоры, неправильная установка ее, слабое крепление в местах сопряжения деталей, ослабление оттяжек и др. Наклон опоры создает дополнительное напряжение от собственного веса в опасных сечениях у земли и может привести к нарушению механической прочности.

Отклонение вертикальных частей опоры от нормального положения проверяют по отвесу (рис. 3) или с помощью геодезических приборов. Изменение положения горизонтальных частей проверяют на глаз (рис. 4) или с помощью теодолита.

Рис. 3. Определение положения опор

Рис. 4. Определение положения траверсы

При определении наклона по отвесу необходимо отойти от опоры на такое расстояние, чтобы нить отвеса проектировалась на вершине опоры. Наблюдая за нитью отвеса у поверхности земли, замечают какой-либо предмет. Замерив расстояние от него до оси основания опоры, определяют величину наклона. Более точные результаты при замерах получают с использованием специальных геодезических приборов.

Проверка состояния опор

При осмотрах железобетонных опор основное внимание должно быть уделено выявлению видимых дефектов. К таким дефектам относятся плохое сцепление арматуры с бетоном, односторонний сдвиг арматурного каркаса относительно оси ствола опоры.

В любом случае толщина защитной стенки бетона должна быть не менее 10 мм. Особенно тщательно обследуются трещины, так как при дальнейшей эксплуатации они приводят к коррозии арматуры и разрушению бетона преимущественно на уровне грунтовых вод. Для железобетонных опор допускается наличие не более 6 кольцевых трещин на один погонный метр шириной до 0,2 мм.

Следует иметь ввиду, что крен железобетонных опор вдоль и поперек линии способствует усилению трещинообразования, так как вследствие большого веса опоры вероятность перенапряжения ее увеличивается. Важна также правильная заделка опоры.

Плохая засыпка и трамбовка котлована способствует крену опоры, и она может сломаться. Поэтому в первый и второй годы после приемки в эксплуатацию особенно тщательно осматривают опоры и своевременно проводят их правку.

Механические повреждения железобетонных опор возможны при неправильной организации монтажных и восстановительных работ, а также при случайных наездах транспортных средств.

Главным недостатком деревянных опор является загнивание. Процесс разрушения дерева идет наиболее интенсивно при температуре порядка +20°С, влажности дерева 25 - 30 % и достаточном доступе кислорода. Наиболее быстро разрушаемые места — приставки у поверхности земли, стойки в торцевой части и в местах сочленения с пасынком и траверсой.

Основным средством борьбы с поражением древесины является пропитка материала опор антисептиками. При обслуживании воздушных линий электропередачи степень загнивания древесины деталей опор периодически контролируется. При этом определяются места загнивания и замеряется глубина распространения гнили.

В сухую и неморозную погоду опору простукивают для установления загнивания сердцевины. Чистый и звонкий звук характеризует здоровую древесину, глухой звук указывает на наличие загнивания.

Для проверки загнивания приставок их раскапывают на глубину 0,5 м. Величина загнивания определяется в наиболее опасных местах — на расстоянии 0,2 - 0,3 м ниже и выше уровня грунта. Измерения проводят прокалыванием деревянной опоры с фиксацией прилагаемого усилия. Опора считается здоровой, если на прокол первых слоев требуется приложить усилие, превышающее 300 Н.

Глубина загнивания определяется как среднее арифметическое трех измерений. Пораженный участок не должен превышать 5 см при диаметре опоры 20 - 25 см, 6 см при диаметре 25 - 30 см и 8 см при диаметре более 30 см.

В случае отсутствия прибора можно использовать обычный буравчик. В этом случае глубину загнивания определяют по внешнему виду стружки.

Для неразрушающего контроля наличия загнивания в деталях древесины опор в последнее время используется определитель загнивания. Этот прибор работает на принципе фиксации изменения ультразвуковых колебаний при прохождении через древесину. Индикатор прибора имеет три сектора — зеленый, желтый, красный, соответственно для определения отсутствия загнивания, незначительного и сильного загнивания.

В здоровой древесине колебания распространяются практически без затухания, а в пораженной части происходит частичное поглощение колебаний. Определитель состоит из излучателя и приемника, который прижимается к контролируемой древесине с противоположной стороны. С помощью определителя загнивания можно ориентировочно определить состояние древесины, в частности, для принятия решения о подъеме на опору для производства работ.

По завершению контроля, если делалось отверстие в древесине, оно закрывается антисептиком.

На ВЛ с деревянными опорами, кроме загнивания, может иметь место возгорание опор от действия токов утечки при загрязнениях и дефектах изоляторов.

Проверка проводов и тросов

После возникновения первых повреждений жил в проводе нагрузка на каждую из оставшихся возрастает, что ускоряет процесс их дальнейшего разрушения вплоть до обрыва.

При обрыве жил более 17 % общего сечения устанавливается ремонтная муфта или бандаж. Наложение бандажа в месте обрыва жил препятствует дальнейшему расплетению провода, однако при этом не восстанавливается механическая прочность.

Ремонтная муфта обеспечивает прочность до 90 % от прочности целого провода. При большем числе оборванных жил прибегают к установке соединителя.

Правила устройства электроустановок (ПУЭ) нормируют расстояние между проводами, а также между проводами и землей, проводами и любыми другими устройствами и сооружениями, находящимися в зоне трассы ВЛ. Так, расстояние от проводов до земли ВЛ 10 кВ должно быть 6 м (в труднодоступной местности — 5 м), до полотна шоссейной дороги — 7 м, до проводов связи и сигнализации — 2 м.

Замеры габаритов производятся при приемосдаточных испытаниях, а также в процессе эксплуатации при появлении новых пересечений и сооружений, при замене опор, изоляторов и арматуры.

Важной характеристикой, позволяющей контролировать изменение габаритов ВЛ, является стрела провеса провода. Под стрелой провеса понимают расстояние по вертикали от наинизшей точки провеса провода в пролете до условной прямой линии, проходящей на уровне высоты подвеса провода.

Для измерения габаритов используются геодезические угломерные приборы, например, теодолит и штанги. Работа может выполняться под напряжением (используются изолирующие штанги) и со снятием напряжения.

При работе со штангой один из электромонтеров касается провода ВЛ концом штанги, другой замеряет расстояние до штанги. Проверка стрелы провеса может производиться путем глазомерного визирования. Для этого на двух смежных опорах закрепляются рейки.

Наблюдатель находится на одной из опор в таком положении, чтобы его глаза были на уровне рейки, вторая рейка перемещается по опоре до тех пор, пока низшая точка провисания не будет находиться на прямой, соединяющей обе визирные рейки.

Стрела провеса определяется как среднее арифметическое расстояние от точек подвеса проводов до каждой рейки. Габариты ВЛ должны удовлетворять требованиям ПУЭ. Фактическая стрела провеса не должна отличаться от проектной более чем на 5 %.

При измерениях учитывается температура окружающей среды. Фактические величины замеров приводятся к данным при температуре, обеспечивающей максимальное значение стрелы провеса, с помощью специальных таблиц. Измерение габаритов не рекомендуется проводить при ветре более 8 м/с.

Проверка состояния изоляторов

Анализ работы воздушных линий электропередачи показывает, что около 30 % повреждений ВЛ связано с отказами изоляторов . Причины выхода из строя разнообразны. Сравнительно часто имеет место перекрытие изоляторов во время грозы из-за потери электрической прочности нескольких элементов в гирлянде, при повышенных механических усилиях из-за гололеда и пляски проводов. Способствуют процессу загрязнения изоляторов плохие погодные условия. При перекрытии может происходить повреждение и даже разрушение изоляторов.

В процессе эксплуатации часто наблюдаются случаи появления кольцевых трещин на изоляторах из-за неправильной заделки и температурных перенапряжений от действия прямых солнечных лучей.

При внешнем осмотре проверяется состояние фарфора, наличие трещин, сколов, повреждений и загрязнений. Изоляторы признаются дефектными, если трещины, сколы занимают 25 % поверхности, оплавлена и обожжена глазурь, наблюдается стойкое загрязнение поверхности.

Для контроля исправности изоляторов разработаны достаточно простые и надежные методы.

Простейшим методом обнаружения пробитого изолятора является проверка наличия напряжения на каждом элементе гирлянды . Используется штанга длиной 2,5 - 3 м с металлическим наконечником в виде вилки. При проверке одним концом вилки касаются шапки одного изолятора, а другим соседнего. Если при отводе конца вилки от шапки искра не возникает — изолятор пробит. К этой работе допускаются специально обученные электромонтеры.

Более точный метод — измерение напряжения, приходящегося на изолятор . Изолирующая штанга имеет на конце разрядник с регулируемым воздушным промежутком. Накладывая вилку штанги на металлические шапки изоляторов, добиваются разряда. Величина промежутка указывает на значение напряжения пробоя. Отсутствие пробоя свидетельствует о неисправности изолятора.

На ВЛ со снятым напряжением для контроля состояния изоляторов проводят измерение сопротивления изоляции мегаомметром напряжением 2500 В. Сопротивление каждого изолятора не должно быть менее 300 МОм.

Для крепления проводов и изоляторов используется различная арматура: скобы, серьги, ушки, коромысла и т. д. Основная причина повреждения арматуры — коррозия. При наличии в атмосфере агрессивных компонентов процесс коррозии ускоряется. Арматура может также разрушаться за счет сплавления при перекрытии гирлянды изоляторов.

Читайте также: