Организация эксплуатации и ремонта электрооборудования электрических станций и сетей

Коррозия предотвращается не только электрическими методами защиты, но и прокладкой кабелей в изолирующей канализации (блоках, коллекторах), применением кабелей с антикоррозионными покрытиями или кабелей в пластмассовых оболочках.

Для принятия своевременных мер против коррозии производятся систематические измерения блуждающих токов. Коррозионная активность грунтов проверяется путем отбора проб почвы.



«Профилактические испытания»

В эксплуатации кабельные линии подвергаются профилактическим испытаниям. Основным является испытание повышенным напряжением постоянного тока. Испытание кабелей переменным током требует применения мощных испытательных установок, так как кабели обладают большой зарядной мощностью. Испытание трехфазных кабелей повышенным выпрямленным напряжением от стационарных (установленных в РУ) или передвижных установок производится по схеме рис. 111.

1 - выпрямительная установка повышенного напряжения; 2 - испытуемый кабель

Рисунок 111 Схема испытания кабеля

Для испытаний кабельная линия отключается и заземляется. Затем с одной из фаз снимается заземление. Испытательное напряжение подается поочередно на каждую жилу кабеля при заземлении двух других жил. Испытательные напряжения для кабелей с бумажной изоляцией следующие:

Номинальное напряжение кабеля, кВ 6 10 20 35 110 220

Испытательное напряжение, кВ 36-45 60 100 175 250 500

Продолжительность испытания каждой жилы кабеля 2-35 кВ 5 мин, жилы кабеля 110-220 кВ - 20 мин.

Состояние изоляции кабеля оценивается током утечки и его асимметрией по фазам. При удовлетворительном состоянии изоляции ток утечки в момент подъема напряжения на каждой ступени резко возрастает за счет заряда емкости кабеля, а затем быстро спадает: у кабелей 6-10 кВ - до 500 мкА, у кабелей 20-35 кВ-до 800 мкА. При наличии дефектов ток утечки спадает медленно и даже может возрасти. Запись значения тока утечки производится на последней минуте испытаний.

Асимметрия, т. е. разница токов утечки по фазам, у кабелей с неповрежденной изоляцией не должна превышать 50%. Изоляция дефектных кабелей обычно пробивается при подъеме напряжения, испытательная установка в этот момент автоматически отключается.

1 - трансформатор, питающий секцию; 2-емкость сети; 8 - трансформатор с. н.; 4 - кабели сети, несущие нагрузку; 5 - кенотронная испытательная установка

Рисунок 112 Схема испытания изоляции сети выпрямленным повышенным напряжением под нагрузкой

Применяется метод испытания кабельных линий 6 кВ под нагрузкой. Сущность метода состоит в том, что испытательная установка присоединяется к нулевой точке обмоток трансформатора собственных нужд (рис. 112) и выпрямленное испытательное напряжение в пределах 20- 24 кВ накладывается на фазное рабочее напряжение. Испытуемый участок сети выдерживается под повышенным напряжением 3-5 мин. Достоинство метода - возможность проведения испытаний без поочередного отключения линии. Однако испытание изоляции под нагрузкой не допускается при наличии в сети вращающихся машин (генераторов, синхронных компенсаторов, двигателей); кабельных линий, питающих ответственных потребителей, при отсутствии автоматического резерва питания и в других случаях.

Профилактические испытания кабельных линий городских сетей 3-35 кВ проводятся не реже 1 раза в год, маслонаполненных кабельных линий 110 кВ и выше-1 раз в 3 года.

«Определение мест повреждений»

Прежде всего устанавливается характер повреждения. Для этого мегомметром 2500 В измеряется сопротивление изоляции токоведущих жил кабеля относительно земли и между каждой парой жил. Проверяется отсутствие обрыва жил. После этого устанавливается зона, в границах которой имеется повреждение, а затем уже непосредственно на трассе кабельной линии отыскивается место повреждения.

Определение зоны повреждения производится следующими методами: петлевым, импульсным и методом колебательного разряда. Точное выявление места повреждения производится абсолютным индукционным и акустическим методами.

1 - жилы кабеля; 2 - перемычка между жилами с поврежденной и исправной изоляцией; R₁и R₂ - регулируемые резисторы моста

Рисунок 113 Схема определения места повреждения петлевым методом

Петлевой метод используется в случае повреждения изоляции одной или двух жил относительно оболочки при отсутствии обрыва жил. Для измерений применяется чувствительный мост (например, Р-333) по схеме рис. 113. При равновесии моста расстояние до места повреждения находится по формуле



где L - полная длина кабельной линии; R ₁- сопротивление резистора, подключенного к поврежденной жиле; R₂ - сопротивление резистора, подключенного к жиле с исправной изоляцией.

Импульсный метод основан на измерении интервала времени между моментом посылки импульса электромагнитной волны в поврежденную линию и моментом возвращения отраженного импульса от места повреждения к месту подключения прибора. На этом принципе работают приборы ИКЛ-4, ИКЛ-5, Р5-5, Р5-8 и др. Применение приборов такое же, как для отыскания мест повреждений на воздушных линиях.

Метод колебательного разряда основан на том, что при пробое кабеля в поврежденном месте возникает разряд, период колебания которого Т пропорционален расстоянию до места повреждения: l_х = 40 Т.

Период колебания измеряется электронным микросекундомером ЭМКС-58М. Прибор присоединяется через емкостный делитель к кабелю на время испытания его повышенным напряжением от выпрямительной установки. Если при подъеме напряжения до испытательного произойдет пробой изоляции, прибор определит расстояние до места повреждения и автоматически отключится.

Индукционный метод получил широкое распространение при отыскании мест замыканий между жилами. При измерении по двум замкнутым между собой жилами кабеля проходит ток 10-20 А звуковой частоты (800-1000 Гц) от специального генератора (например, ОП-2). Вокруг кабеля до места замыкания возникают электромагнитные колебания, распространяющиеся и над поверхностью земли. По трассе кабеля проходит оператор с приемной рамкой, усилителем и телефоном и прослушивает звучание наведенных электромагнитных волн. При приближении к месту повреждения звучание сначала усиливается, а затем на расстоянии 0,5-1 м за местом повреждения прекращается (рис. 114).

1 - генератор звуковой частоты 800-1000 Гц; 2- место КЗ; 3-приемная рамка; 4 - усилитель; 5 - телефонные трубки; 6 - изменение электромагнитных колебаний вдоль трассы

Рисунок 114 Схема определения места повреждения индукционным методом

Акустический метод аналогичен индукционному. Разница в том, что на жилы кабеля подаются импульсы от кенотронной установки. Эти импульсы формируются с помощью подключенных к кенотрону конденсатора и разрядника. Посылаемый через 1-3 с в кабель импульс сопровождается в месте пробоя искровым разрядом, звук которого хорошо прослушивается над поверхностью земли с помощью телефона, подключенного через пьезоэлемент с усилителем. Для проведения испытаний указанными методами кабельные лаборатории укомплектовываются всем необходимым оборудованием и приборами.

«Ремонт кабелей»

Для ремонта кабельная линия должна быть отключена и заземлена. В объем аварийного ремонта кабеля обычно входят: определение места повреждения; вскрытие трассы и обнаружение этого места; производство ремонта; испытание, фазировка и включение кабельной линии в работу.

Раскопка и ремонтные работы на кабелях производятся с соблюдением правил техники безопасности. Работы производятся не менее чем двумя лицами. Перед тем как разрезать кабель или вскрыть муфту, производится прокол его специальным приспособлением с изолирующей штангой, чтобы убедиться в отсутствии напряжения.

Ниже рассматриваются некоторые виды ремонтных работ на кабельных линиях.

Ремонт броневого покрова кабелей, проложенных непосредственно в земле, в процессе эксплуатации не производится. Местные разрушения брони удаляются, на обрезы брони накладываются бандажи, которые соединяют между собой перемычкой из медного провода путем пайки.

На оголенные участки оболочки кабеля наносят антикоррозионное покрытие.

Ремонт свинцовой оболочки при нарушенной герметизации кабеля производится лишь в случае, когда имеется уверенность в том, что изоляция не повреждена и влага не проникла в кабель. Для этого свинцовую оболочку удаляют у места повреждения, снимают верхнюю ленту поясной изоляции и убеждаются в отсутствии влаги. При отсутствии влаги в изоляции свинцовая оболочка кабеля восстанавливается путем заключения оголенного участка в свинцовую трубу, разрезанную вдоль, с последующей пайкой шва и шеек, а также заливочных отверстий в трубе, через которые труба заполнялась горячей кабельной массой. На отремонтированное место накладывают бандажи из медной проволоки и припаивают их к оболочке. Отремонтированный участок кабеля обматывают смоляной лентой.

Ремонт токопроводящих жил. Повреждение жил кабеля устраняется путем установки одной соединительной муфты, если имеется запас кабеля, необходимый для ее разделки и монтажа. В противном случае дефектный участок вырезается, заменяется новым отрезком кабеля с установкой двух соединительных муфт. Соединение между собой разрезанных медных жил производится опрессовкой или пайкой с применением гильз типа ГМ. Соединение алюминиевых жил производится путем термитной сварки, пайки и газовой сварки в ацетиленокислородном, бензинокислородном или пропанобутановом пламени.

Ремонт муфт. Ремонт соединительных муфт в большинстве случаев бывает связан с демонтажем дефектной и установкой новой муфты. Ремонт концевых муфт производится путем демонтажа поврежденной муфты, проверки изоляции кабеля на влажность и монтажа новой муфты.

В процессе ремонтных работ с разрезанием жил кабеля проверяется правильность совпадения одноименных фаз соединяемых между собой концов жил. После капитального ремонта проверяется целость жил кабеля и производится испытание его повышенным напряжением. Перед включением под нагрузку кабельная линия фазируется с шинами РУ.

«Эксплуатация маслонаполненных кабельных линий»

Маслонаполненные кабели 110-500 кВ выпускаются двух типов: низкого давления (длительно допустимое давление 0,0245-0,294 МПа) и высокого давления (1,08- 1,57 МПа). Поддержание соответствующих давлений в кабелях низкого давления обеспечивается баками давления, размещаемыми в определенных расчетных точках кабельной линии, а в кабелях высокого давления - автоматическими маслоподпитывающими установками. Каждая такая установка состоит из бака для хранения масла под вакуумом; рабочего и резервного маслонасосов, перекачивающих масло в кабель при понижении в нем давления и наоборот, из кабеля в бак при повышении давления.

Успешно эксплуатируются также кабельные линии 110-500 кВ высокого давления в стальных трубах с циркуляцией и искусственным охлаждением масла (рис. 115).

1- концевая муфта; 2 - фарфоровая покрышка; 3 - шунтирующая труба; 4 - вентиль; 5 - фазная труба разветвления; 6 - стальной трубопровод с кабелем; 7 - разветвительная муфта; 8 - соединительная муфта; 9 - соединительно-разветвительная муфта; 10 - теплообменник; 11- электронасос для перекачки масла; 12 - маслопровод

Рисунок 115 Схема кабельной линии в стальной трубе с циркуляцией и искусственным охлаждением масла

По концам кабеля установлены однофазные концевые муфты 1, к которым подходят фазные трубы 5, выполненные из немагнитного материала. В разветвительной муфте 7 фазные трубы переходят в трехфазный стальной трубопровод. Соединительные муфты 8 устанавливаются в местах соединения строительных длин кабеля. Соединительно-разветвительная муфта 9 выполняет роль соединительной муфты, и одновременно в ней осуществляется разводка магистрального трубопровода по фазным трубам, идущим к концевым муфтам. Применение этих муфт позволяет раздельно протягивать кабель через последнюю секцию трубопровода и разветвительные трубы.

Эксплуатация маслонаполненных кабельных линий связана с необходимостью систематического наблюдения за состоянием маслоподпитывающих устройств, качеством заполняющего их масла, герметичностью всей масляной системы и предотвращением попадания в кабели воздуха, а также образованием газа вследствие разложения масла.

Для каждой маслонаполненной кабельной линии установлены пределы допустимых изменений давления масла, при отклонении от которых кабель выводится в ремонт для выяснения и устранения причины, вызвавшей изменение давления. Наблюдение за давлением масла ведется при помощи электроконтактных манометров. Кроме того, колебания давления масла в кабелях фиксируются самопишущими манометрами.

Контроль за работой всех элементов маслоподпитывающих устройств ведется при осмотрах. Характеристики масла контролируются путем отбора и анализа проб масла из всех элементов кабельной линии (баков давления, концевых, соединительных и разветвительных муфт и др.). В эксплуатации пробы масла отбираются через 1 год после включения кабельной линии в работу, а затем через 3 года и в последующий период 1 раз в 6 лет.

Особое внимание при эксплуатации маслонаполненных кабельных линий обращается на предотвращение коррозионных разрушений оболочек кабелей (линии низкого давления выполняются однофазными кабелями) и стальных трубопроводов на линиях высокого давления. С этой целью регулярно отбираются пробы грунта в местах, где имеется подозрение на его коррозионную активность. Ведется контроль за непрерывной работой устройств катодной поляризации. Эффективность и правильность их действия проверяются измерением защитных потенциалов в контрольных пунктах не реже 1 раза в год.

Вопросы для повторения

1.Как осуществляется надзор за кабельными линиями?

Чем опасны блуждающие токи для металлических оболочек кабелей?

Почему для испытания кабелей повышенным напряжением применяется выпрямленный ток?

В чем сущность метода испытаний кабелей 6 кВ под нагрузкой?

Какими методами определяются места повреждений кабельных линий?



Раздел 4. Эксплуатация воздушных линий электропередачи

Тема 4.1 Эксплуатация воздушных линий электропередачи

«Приемка воздушных линий в эксплуатацию»

Сооружение новой или реконструкция существующей воздушной линии электропередачи (ВЛ), как правило, производится специализированной строительно-монтажной организацией. Все работы выполняются в соответствии с проектом. До начала работ проект рассматривается эксплуатационной организацией, которой в дальнейшем предстоит принять готовую ВЛ в эксплуатацию.

В период строительства ВЛ эксплуатационный персонал ведет технический надзор за производством строительных и монтажных работ. Задачей эксплуатационного персонала является оказание помощи строителям и монтажникам при выявлении дефектов, упущений и отступлений от проекта.

По окончании работ строительно-монтажная организация уведомляет эксплуатационную организацию о необходимости приемки линии в эксплуатацию. Для этого назначается приемочная комиссия, которой передается необходимая проектная и техническая документация ВЛ (проект линии, паспорт и инвентарная опись, трехлинейная схема с нанесением расцветки фаз и транспозиции проводов, план и профиль трассы, документация по отводу земель, акты на скрытые работы и др.). В помощь приемочной комиссии создаются рабочие комиссии с участием электромонтеров-линейщиков. Члены рабочих комиссий производят детальный осмотр ВЛ (влезая на каждую опору) и составляют акты с перечислением обнаруженных дефектов и недоделок. После устранения строительно-монтажной организацией всех недостатков и несоответствий с проектом производится повторный осмотр линии и составляется дополнительный акт. На основании актов рабочих комиссий и ознакомления с документацией приемочная комиссия определяет готовность ВЛ к передаче в эксплуатацию.

Включение ВЛ под напряжение производится оперативным персоналом энергосистемы по заявке и с разрешения председателя приемочной комиссии. Напряжение на линию подается толчком при минимальных уставках по току и времени па реле защит. Перед замыканием под нагрузку ВЛ фазируется.

Под нагрузкой ВЛ испытывается в течение суток. При положительных результатах испытания составляется акт о передаче ВЛ в эксплуатацию.

«Охрана воздушных линий»

Повреждение ВЛ наносит ущерб народному хозяйству, поэтому охрана ВЛ от повреждений является важным государственным делом.

Для нормального содержания ВЛ «Правилами охраны высоковольтных электрических сетей» установлены охранные зоны вдоль ВЛ, проходящих по населенной местности. Они ограничиваются параллельными линиями, расположенными от крайних проводов на расстояниях, м:

Напряжение кВ. до 20 35 110 150-230 330-500 750 Расстояние, м.. 10 15 20 25 30 40

Ширина просеки в лесных массивах и зеленых насаждениях должна быть не менее расстояния между крайними проводами плюс по 3 м в каждую сторону от крайних проводов при высоте насаждений до 4 м и не менее длины траверсы опоры плюс расстояние, равное высоте основного лесного массива в каждую сторону от крайних проводов, при высоте насаждений более 4 м.

В пределах охранных зон и просек запрещается строить всякого рода сооружения, производить земляные, строительные и монтажные работы, ставить стога сена и т. д.

Следует, однако, отметить, что земельная площадь, находящаяся под ВЛ, не изымается у землепользователей, и ее обычно обрабатывают под посевы и посадки. Изымаются у землепользователей только площадки под опорами линий.

В реальных условиях нельзя, конечно, рассчитывать на хорошие знания и безусловное выполнение населением требований упомянутых выше правил. Поэтому организации, эксплуатирующие ВЛ, систематически проводят разъяснительные беседы, в выступлениях по радио, местной печати пропагандируют правила работы вблизи ВЛ. В населенной местности на опорах вывешиваются предупредительные плакаты.

«Способы очистки трасс от зарослей»

Наличие быстрорастущего кустарника на трассах ВЛ сокращает расстояние от проводов линии до земли, ухудшает условия производства работ на линии, создает опасность возникновения пожара. Поэтому своевременная расчистка трасс от зарослей является важной эксплуатационной работой. Для расчистки трасс от мелкого кустарника применяются электросучкорезы с цепной или дисковой пилой. Питание их производится от генератора, установленного на автомашине. При валке крупных деревьев применяется цепная электропила. Большая производительность при расчистке трасс достигается при использовании кусторезов, бульдозеров и других дорожных машин. В последние годы получают распространение химические способы расчистки трасс от зарослей. Химическая обработка производится наземными средствами с помощью специальных опрыскивателей. Протяженные трассы ВЛ 330-750 кВ обрабатываются с самолетов и вертолетов.

«Периодические и внеочередные осмотры линий»

Осмотры производятся для выявления возникающих на ВЛ дефектов с тем, чтобы в дальнейшем эти дефекты устранить.

Периодические осмотры ВЛ 6-750 кВ проводятся электромонтерами не реже 1 раза в 6 мес. Однако ВЛ, проходящие в населенных пунктах, промышленных районах, местах сильного загрязнения, рекомендуется осматривать более часто - 1 раз в 3 мес. При осмотре обходчик передвигается по краю трассы, внимательно осматривая (иногда с помощью бинокля) все элементы линии и одновременно трассу. Осматриваемая линия во всех случаях считается находящейся под напряжением.

Наиболее распространенными являются дефекты:

проводов и тросов (набросы, обрывы, перегорания жил проводов и тросов, оплавления жил, разрегулировка и изменение стрел провеса проводов и тросов);

изоляторов и арматуры (механические повреждения изоляторов, трещины в шапках, перекрытия гирлянд, загрязненность изоляторов, сильные отклонения поддерживающих гирлянд изоляторов);

трубчатых разрядников (неудовлетворительное крепление разрядников, загрязнения, повреждения лаковой пленки, отсутствие указателей срабатывания);

опор и фундаментов (трещины, оседание и выдергивание фундаментов; ослабление и повреждение оттяжек опор, деформация частей металлических опор, наличие загнивания, обгорание и расщепление деталей деревянных опор, наклоны опор);

трасс и просек (наличие в охранной зоне материалов, опасных в пожарном отношении, наличие на краю просек деревьев, которые могут угрожать падением на провода, отсутствие сигнальных знаков у автомобильных дорог и т. д.).

О всех выявленных при обходе неисправностях электромонтер-обходчик делает подробную запись в листке осмотра. С этими записями знакомится мастер участка и назначает сроки устранения повреждений.

Периодические осмотры ВЛ или их отдельных участков проводятся также инженерно-техническим персоналом. Эти осмотры позволяют грамотно оценить техническое состояние линии и наметить мероприятия, устраняющие недостатки и отступления от эксплуатационных норм.

Внеочередные осмотры, организуемые по распоряжению дежурного диспетчера, производятся после автоматических отключений ВЛ. Внеочередные осмотры ВЛ проводятся при неблагоприятных метеорологических условиях (гололеде, тумане), при лесных и степных пожарах, во время ледохода и разлива рек и т. д. Оперативность в организации этих обходов имеет исключительно важное значение. Если, например, получено сообщение о возникновении пожара вблизи ВЛ, следует немедленно выехать на место и определить, насколько это опасно для линии. При сообщении об образовании гололеда осмотры назначаются с целью наблюдения за интенсивностью его отложений на проводах.

«Эксплуатация линейных изоляторов»

Изоляторы на воздушных линиях предназначены для изоляции проводов от заземленных элементов опор. Они изготовляются из фарфора, закаленного щелочного стекла, стеклопластиков и других материалов.

Механические свойства стеклянных изоляторов выше, чем фарфоровых, а эксплуатация их проще, так как измерения их электрической прочности не требуется, поскольку при электрическом пробое или механическом воздействии стеклянная тарелка изолятора не растрескивается, а рассыпается, что легко обнаруживается при осмотрах. По конструктивному исполнению изоляторы подразделяют на подвесные, штыревые и стержневые. Стержневые фарфоровые изоляторы не нашли широкого распространения, так как были случаи полного их разрушения с падением провода на землю.

Линейные подвесные изоляторы собирают в гирлянды, которые бывают поддерживающими и натяжными. Число и тип изоляторов в гирляндах выбирают в зависимости от номинального напряжения линии, материала опор (металлические, железобетонные, деревянные), загрязненности атмосферы в местах прохождения линии и т. д. Практически число изоляторов в гирляндах наиболее часто принимают согласно табл. 14.

Таблица 14. Число изоляторов в поддерживающих гирляндах на металлических и железобетонных опорах

Изоляторы	Число изоляторов при рабочем напряжении линии, к В
	20-35	110	150	220	330	500	750
Фарфоровые:
ПФ6-А	3	7	9	13	17	-	-
ПФ6-Б	3	7	10	14	18		-
ПФ-9,5	-	7	9	12	16	22	-
ПФ-14,5	-	-	-	11	13	19	-
Стеклянные:
ПС6-А	3	7	9	13	17	-	_
ПС-11	-	6	8	11	14	20	-
ПСЗО-А	-	-	-	-	-	-	27

Линейные изоляторы работают при непрерывно изменяющихся условиях окружающей среды (температура, туман, атмосферные осадки в виде дождя, снега и т. д.). Они подвергаются постоянному воздействию рабочего напряжения, периодическим воздействиям грозовых и коммутационных перенапряжений; испытывают значительные механические нагрузки от массы и тяжения проводов. В результате воздействия всех этих факторов изоляторы со временем «стареют» - снижают свои электрические и механические характеристики.

Дефектные изоляторы обнаруживаются при осмотрах и ревизиях ВЛ. Кроме того, не реже 1 раза в 6 лет проводится контроль электрической прочности подвесных фарфоровых изоляторов штангой. Измерение электрической прочности стеклянных изоляторов в эксплуатации не проводится: их состояние определяется визуально при осмотрах линий. Контроль изоляторов штангой заключается в измерении распределения напряжения по отдельным изоляторам гирлянды. Сумма измеренных на изоляторах напряжений должна всегда равняться приложенному к гирлянде фазному напряжению. Признаком дефектности считается резкое снижение напряжения на изоляторе (рис. 116).



Рисунок 116 Кривые распределения напряжения по элементам гирлянды изоляторов ВЛ 110 кВ

1- при отсутствии дефектных изоляторов; 2 - при пятом дефектном изоляторе

Дефектным считается изолятор, значение напряжения на котором менее 50% напряжения, приходящегося на исправный изолятор.

В большинстве случаев при замене дефектных изоляторов гирлянды на землю не опускают. Для этого применяют специальные стяжные устройства (рис. 117), принимающие на себя тяжения проводов и позволяющие расцепить гирлянду для замены дефектного изолятора. В необходимых случаях замену дефектных изоляторов производят без снятия напряжения с ВЛ. При этом используются изолирующие тяги, подвесные лестницы, телескопические вышки с изолирующими звеньями из дельта-древесины и другие приспособления.

1 - стяжное приспособление; 2 - траверса; 3 - стяжной болт, воспринимающий тяжение провода; 4 - дефектный изолятор; 5- монтажная скоба

Рисунок 117 Применение стяжного устройства для замены дефектного изолятора в натяжной гирлянде

Для повышения надежности работы изоляторов ВЛ в зонах с загрязненной атмосферой применяются покрытия изоляторов тонким слоем гидрофобных (водоотталкивающих) веществ, например пасты ОРГРЭС-150 или кремнийорганического вазелина КВ-3. Гидрофобные вещества препятствуют образованию сплошной пленки воды на поверхности изолятора. Принимаются также специальные изоляторы с большей длиной пути утечки тока по поверхности изолятора.

«Эксплуатация линейной арматуры»

К линейной арматуре относятся устройства, с помощью которых гирлянды крепятся к траверсам опор, а провода - к гирляндам изоляторов. Гасители вибрации, дистанционные распорки, защитные кольца, различного рода соединительные зажимы проводов и тросов также считаются линейной арматурой. Линейная арматура подразделяется на сцепную, предназначенную для крепления гирлянд изоляторов и тросов к опорам и составления гирлянд из изоляторов; поддерживающую, применяемую для крепления проводов к гирляндам изоляторов; натяжную, служащую для крепления и удержания проводов и тросов в натянутом состоянии.

Все детали линейной арматуры изготовляются из черных металлов и оцинковываются, так как главной причиной их повреждения является коррозия. Для защиты от коррозии арматура покрывается защитной электротехнической смазкой (ЗЭС). Дефекты и изношенность арматуры в эксплуатации выявляются при осмотрах. Сцепная арматура заменяется, если площадь сечений ее ослаблена коррозией более чем на 20%. Способы замены дефектной арматурой аналогичны способам замены изоляторов.

«Эксплуатация и ремонт проводов, тросов и их соединительных зажимов»

Для воздушных линий применяются неизолированные провода сталеалюминевые, алюминиевые, из алюминиевых сплавов и др. По конструкции провода делят на многопроволочные и полые. Грозозащитные тросы применяются для защиты ВЛ от атмосферных перенапряжений. В качестве грозозащитных тросов используются стальные канаты, стальные и сталеалюминевые провода.

Концы проводов и тросов в пролетах линий и петлях анкерных опор соединяются при помощи соединительных зажимов. Эти соединения должны противостоять механическим нагрузкам и атмосферным воздействиям так же хорошо, как и провода. В связи с этим контактные соединения проводов и тросов должны иметь механическую прочность не менее 90% временного сопротивления на разрыв целого провода (или троса). Электрическое переходное сопротивление контактного зажима должно быть примерно равным сопротивлению целого участка провода такой же длины.

Соединения проводов в пролетах ВЛ выполняются при помощи соединительных зажимов, обжатием, скручиванием, опрессовкой (рис. 118). Болтовые зажимы для соединения проводов и тросов в пролетах не применяются.

При соединении проводов способом обжатия очищенные от грязи концы проводов смазывают смазкой ЗЭС и вводят внахлестку в соединитель. Обжатие соединителей (рис. 118, б) производят монтажными клещами или гидравлическим прессом, например типа МГП-12, развивающим рабочее усилие 12 т.

Соединение проводов способом скручивания овального соединительного зажима (типа СОАС или СОС) выполняют при помощи специального приспособления МИ-190, МИ-230. При этом соединитель с введенным в него проводом скручивается на 2-4,5 оборота. Для соединения сталеалюминевых проводов применяют соединители фасонного сечения (рис. 118, г). После соответствующей подготовки соединяемых концов провода сначала опрессовывается его стальная часть стальной трубкой, а затем алюминиевый корпус надвигается на стальную трубку и опрессовывается. Опрессование производится гидравлическим прессом.

1 - алюминиевый корпус; 2 -стальная трубка для соединения стальной части провода; l- прессуемый участок корпуса

а - овальный соединительный зажим; б - соединение способом обжатия; в - соединение способом скручивания; г - прессуемый соединительный зажим для сталеалюминевых проводов

Рисунок 118 Контактные соединения проводов и тросов

Для защиты контактных зажимов от агрессивных сред в процессе монтажа применяется смазка ЗЭС или технический вазелин, заполняющие свободное пространство между жилами провода и зажимом.

Достаточно надежным способом соединения проводов ВЛ является термитная сварка. Сварка выполняется с применением термитных патронов при помощи специальных сварочных приспособлений, подающих провода навстречу друг другу внутри термитного патрона во время сварки. Сварка происходит благодаря сгоранию термитной массы, поджигаемой термитной спичкой.

Сварные соединения в пролетах проводов ВЛ выполняются совместно с установкой прессуемых соединительных зажимов (рис. 119). При таком сочетании сварное соединение создает хороший переходной электрический контакт, а прессуемый соединительный зажим воспринимает механическую нагрузку.



Рисунок 119 Сварные соединения проводов в пролете ВЛ:

а - в виде петли; б - с шунтом

Соединительные зажимы не подвергаются никаким механическим испытаниям. Электрические характеристики их определяют измерением переходного сопротивления. Периодичность контроля переходного сопротивления болтовых зажимов установлена 1 раз в 6 лет. Электрические измерения соединительных зажимов, выполненных обжатием, скруткой, опрессованием и сваркой, во время эксплуатации не производятся.

Часто встречающимися в эксплуатации повреждениями проводов и тросов являются частичные обрывы проволок. Если число поврежденных или оборванных проволок не более четырех, их закрепляют бандажами, при большем числе устанавливают ремонтные муфты способом опрессования. При значительном уменьшении площади поперечного сечения (более 34%) поврежденный участок провода или троса вырезается и заменяется новым.

При эксплуатации проводов и тросов ведется наблюдение за стрелами их провеса, которые не должны отличаться более чем на +5% от проектных.

Для предотвращения коррозии стальных тросов их покрывают антикоррозионными покрытиями.

«Эксплуатация опор воздушных линий»

Опоры предназначены для закрепления на них гирлянд изоляторов с проводами и тросов ВЛ. В зависимости от назначения различают промежуточные, анкерные, угловые, концевые опоры, а также опоры специального назначения. Материалом для изготовления опор служат древесина, металл и железобетон. Методы эксплуатации опор в основном зависят от материала, из которого они изготовлены.

Деревянные опоры находят широкое применение, что объясняется их низкой стоимостью, простотой изготовления, достаточно хорошими механическими и другими характеристиками. Для опор применяется в основном древесина сосновых и еловых пород. Прочность деревянных опор зависит от влажности, плотности древесины и возраста дерева. Повышенная влажность уменьшает прочность дерева. Механическая прочность заметно уменьшается при наличии «пороков» деревянных деталей: сучков, трещин, косослоя, червоточин. Однако самым опасным пороком является подверженность древесины загниванию.

Для защиты от гниения деревянные детали опор пропитывают антисептирующими веществами. Если средний срок службы опор из непропитанной лиственницы составляет 15-18 лет, из сосны -5 лет, то пропитка древесины антисептиком повышает срок службы опор до 20-30 лет. Основным антисептиком является креозотовое масло, получаемое при перегонке каменноугольной смолы. Пропитываемый лес предварительно просушивается до влажности 18-20%, а затем погружается в автоклавы с креозотовым маслом для пропитки.

Контроль загнивания деталей деревянных опор проводится не реже 1 раза в 3 года, а также перед каждым подъемом на опору. Он включает в себя внешний осмотр и простукивание деталей опор, измерение глубины загнивания в опасных сечениях. При внешнем осмотре определяется участок загнивания; простукиванием деталей молотком выявляется наличие внутреннего загнивания. Степень загнивания измеряется специальным прибором. Наибольшее распространение получили приборы, разработанные Мосэнерго. Работа прибора Мосэнерго основана на определении усилия, с которым стальная игла прибора (диаметр иглы в утолщении до 3,5 мм) способна проникнуть в древесину. Граница неповрежденной древесины определяется по резкому уменьшению усилия, замечаемого по шкале прибора. По данным измерений подсчитывается эквивалентный диаметр равнопрочного сечения неповрежденной древесины.

Существенным недостатком деревянных опор является возможность их загорания при пожарах на трассах, прямых ударах молний или при прохождении токов утечки из-за дефектов изоляторов.

Металлические опоры. Для изготовления металлических опор в основном применяется малоуглеродистая сталь и некоторые сорта низколегированной стали, а также алюминиевые сплавы, прошедшие специальную обработку. Стержни в узлах опор соединяются сваркой или болтами.

Основаниями под металлические опоры служат сборные (в некоторых случаях монолитные) и свайные железобетонные фундаменты. Стволы опор крепятся к основаниям анкерными болтами, заделанными в железобетон.

Механические повреждения металлических опор часто происходят в результате некачественной сварки стержней в узлах, прогиба стержней, непрочных болтовых соединений отдельных секций.

Большой вред металлическим опорам наносит коррозия, приводящая к снижению несущей способности опор. Наиболее распространенным способом защиты металлических поверхностей от коррозии является нанесение защитных покрытий. Различают покрытия металлические и лакокрасочные. К металлическим покрытиям относится оцинковка деталей опор горячим или гальваническим способом, а также методом распыления расплавленного металла по обрабатываемой поверхности.

Распространена окраска металлических опор с применением компрессорных установок, краскораспылителей, а также вручную кистями. Процесс состоит из двух операций: грунтования и окрашивания. С завода новые металлоконструкции поступают, как правило, покрытыми грунтом ВА-1ГП, суриком на олифе или другими грунтами. По грунту в два-три слоя наносятся красители. Из покрасочных материалов применяются: масляная краска на железном сурике, алюминиевая краска на битумной основе, перхлорвиниловая эмаль ПХВ-26 и др.

Ремонт металлических опор, которым нанесены механические повреждения, производится с помощью специальных приспособлений (домкратов, струбцин, скоб). При необходимости замены или усиления отдельных уголков сварные швы накладываются вдоль уголка, а не поперек, так как поперечные сварные швы снижают прочность. Усиление элементов производится с помощью накладок на болтах.

Железобетонные опоры изготавливаются из бетона и стали. В процессе изготовления металлическая арматура обволакивается бетоном, образуя монолитный железобетонный элемент, хорошо воспринимающий растягивающие и изгибающие усилия. Слой бетона надежно защищает стальные элементы от коррозии. Возможность совместной работы этих материалов объясняется тем, что они имеют близкие по значению коэффициенты температурного расширения.

Для ВЛ напряжением до 35 кВ применяются опоры различных сечений из вибробетона, а при напряжении 35- 500 кВ - опоры с центрифугированными стойками цилиндрической или конической формы.

Основным способом закрепления опор в грунте является установка без ригелей в пробуренные котлованы. В слабых грунтах опоры устанавливают в копаные котлованы и укрепляют ригелями. Стойки опор на оттяжках опираются на железобетонные подножники, а их стальные оттяжки крепят к оголовку ствола и к зарытым в землю ригелям из железобетонных плит.

Распространенным видом повреждений являются трещины в стволах железобетонных опор. При этом волосяные трещины не вызывают особых опасений, но раскрытие их и углубление до арматуры приводит к тому, что нагрузка начинает восприниматься лишь арматурой и несущая способность опоры резко снижается.

Проверка наличия и ширины трещин в бетоне опор производится 1 раз в 6 лет. Размер трещин измеряется специальным оптическим прибором - микроскопом Бринелля. Если ширина раскрытия и количество трещин в бетоне более установленных нормами, применяются следующие виды ремонта: покрытие поверхности бетона в зоне образования трещин краской; заделка трещин, раковин и сколов полимерцементным раствором; усиление опор устройством железобетонных или металлических бандажей.

Отклонение железобетонной опоры от вертикальной оси снижает механическую прочность опоры. Установлено, что при наклоне только на 2° несущая способность опоры уменьшается на 8-10%. Выправка опор производится при помощи механизмов, обеспечивающих плавное увеличение тяжения.

Применение опор с оттяжками особенно целесообразно в тех случаях, когда закрепление основания опоры затруднено (например, в болотистых грунтах). Устойчивость достигается предварительной натяжкой оттяжек. Оттяжкам задается тяжение 20-25% расчетного. В процессе эксплуатации тяжение проверяется.

Подъем на железобетонные опоры производится при помощи телескопических вышек или с применением специальных приспособлений (лестниц, лазов, когтей).

«Средства защиты линии от грозовых перенапряжений»

К основным средствам грозозащиты относятся стержневые и тросовые молниеотводы, трубчатые разрядники и искровые промежутки. Эффективно также автоматическое повторное включение линии (АПВ, ОАПВ), поскольку при грозовом отключении в 80-90% случаев электрическая прочность изоляции линии полностью восстанавливается после снятия с нее рабочего напряжения.

На линиях ПО кВ и выше с металлическими и железобетонными опорами применяется тросовая защита по всей длине. При тросовой защите отключение линии может произойти как вследствие прорыва молнии на провода в случае недостаточного защитного угла, принимаемого в обычных условиях равным 20-30°, так и вследствие обратного перекрытия с опоры на провод при ударе молнии в опору или трос. Обратные перекрытия происходят при больших значениях тока молнии и сопротивлений заземлений опор. Чтобы исключить обратные перекрытия, сопротивление заземления опор линий под тросами стремятся довести до возможно меньших значений. Значения сопротивления заземления в зависимости от удельного сопротивления грунта приведены ниже:

Удельное сопротивление грунта, Ом•м

до 100 100-500 500-1000 Более 1000

Сопротивление заземления, Ом

10 15 20 30

Рисунок 120 Система заземления тросов на ВЛ 500 кВ

На линиях 220-500 кВ подвеска троса на опорах производится на изоляторах с шунтирующими их искровыми промежутками (рис. 120). При этом трос заземляют в одной точке каждого анкерного пролета. Такая подвеска троса позволяет снизить потери электрической энергии в замкнутых контурах на линиях с двумя тросами и контурах трос - опоры от токов, наводимых вследствие электромагнитной индукции. Включение тросов через искровые промежутки не снижает их защитного действия, так как пробой искровых промежутков и перевод троса в глухозаземленный режим практически происходят уже в процессе формирования лидера. Стержневые молниеотводы применяются на ВЛ для защиты отдельных опор или пролетов линии.

Трубчатые разрядники (РТ) представляют собой аппараты многократного действия, предназначенные для защиты линейной изоляции, а в совокупности с другими средствами защиты - изоляции станций и подстанций. Конструкция трубчатого разрядника показана на рис. 121.

Внешние искровые промежутки разрядников устанавливаются в зависимости от рабочего напряжения и режима нейтрали сети.

Значение внутреннего искрового промежутка регламентируется для каждого типа РТ в зависимости от его дугогасящих свойств.

Размещение разрядников на опорах должно быть таким, чтобы зоны выхлопа газов различных фаз не пересекались. Открытый конец разрядника располагается ниже закрытого, чтобы избежать скопления влаги во внутренней полости разрядника.

1 - газогенерирующая трубка из фибры или винипласта; 2 - внутренний электрод; 3 - кольцевой электрод; 4 - зажим для крепления электрода к арматуре; S₁ и S₂ - внутренний и наружный искровые промежутки

Рисунок 121 Устройство трубчатого разрядника

Эксплуатация РТ состоит в надзоре за их состоянием, проверке и ремонте. При осмотре с земли обращается внимание на положение указателя срабатывания, размер внешнего искрового промежутка, оплавление электродов, состояние заземляющей проводки. При обнаружении повреждений разрядник демонтируется и подвергается ревизии. Разрядник бракуется, если диаметр внутреннего канала трубки увеличивается (вследствие многократных срабатываний) на 20-25% по сравнению с первоначальным.

«Меры борьбы с гололедом и вибрацией проводов и тросов»

Под гололедом понимаются твердые атмосферные осадки в виде чистого льда с плотностью 0,6-0,9 г/см³, изморози - кристаллического осадка с плотностью 0,1-0,2 г/см³, мокрого снега и смеси этих осадков. Наиболее часто гололед на проводах и тросах наблюдается при температуре воздуха, близкой к 0°С, когда оттепели сменяются похолоданием.

Для предупреждения аварий и повреждений ВЛ от гололеда в районах с сильным гололедообразованием организуют наблюдения за изменением метеорологических условий, а на ответственных ВЛ устанавливают приборы, сигнализирующие о нарастании гололеда.

Рисунок 122 Схемы плавки гололеда:

а-в - током КЗ; г - по способу встречного включения фаз; д - постоянным током

Основной мерой борьбы с гололедом является удаление его с проводов и тросов путем плавки электрическим током, а также профилактический нагрев проводов (увеличением тока нагрузки) до температур, при которой образование гололеда на проводах не происходит. Применяется несколько способов плавки гололеда на ВЛ (рис. 122): током КЗ, постоянным током от специального источника, током нагрузки. Для плавки гололеда на грозозащитных тросах последние подвешивают на изоляторах. Плавку гололеда на ВЛ организуют диспетчерские службы энергосистем. Начинать плавку целесообразно, когда размеры гололеда еще невелики, но нарастание его продолжается. Успех плавки зависит от быстроты и оперативности ее организации. Для этого заранее рассчитывают токи и время плавки, подготавливают специальные перемычки, устанавливают необходимые выключатели, разъединители и т. д.

Вибрация проводов и тросов. При ветре, направленном поперек линии, за проводами (тросами) возникают и срываются воздушные вихри. Эти вихри вызывают силы, действующие на провод то снизу, то сверху. Совпадение частоты образования вихрей с частотой колебания натянутых проводов приводит к появлению на линии стоячих волн вибрации с амплитудой колебаний в несколько сантиметров. Вибрация наблюдается при скорости ветра 0,5-10 м/с.

В результате вибрации провода и тросы испытывают знакопеременные напряжения, приводящие в конечном счете к излому и обрыву отдельных жил в тех местах, где они соприкасаются с зажимами.

1 - зажим для крепления к проводу; 2 - груз; 3 - стальной трос

а - общий вид; б - разрез

Рисунок 123 Гаситель вибрации

Типовой защитой от вибрации является оснащение ВЛ 35 кВ и выше гасителями вибрации (рис. 123). Гасители вибрации подвешиваются вблизи зажимов в каждом пролете провода или троса.

Пляска проводов и тросов. Помимо вибрации на ряде ВЛ наблюдается явление, получившее название пляски проводов. Это один из видов автоколебаний, при котором имеет место резонанс собственных колебаний провода и возбуждающей силы. В наибольшей степени пляске подвержены провода ВЛ, расположенных в гололедных районах, поскольку отложения гололеда изменяют профиль провода (при одностороннем гололеде сечение становится похожим на крыло) и при наличии ветра возникает сила, поднимающая провод вверх. В результате возникают периодические вертикальные колебания провода с амплитудой, достигающей в некоторых случаях нормального провеса провода.

Разработан ряд мероприятий по борьбе с пляской проводов и тросов, среди которых может быть названо применение механических устройств, ограничивающих перемещение проводов при пляске, например кольцевых тросовых распорок между расщепленными проводами фазы, а также гасителей пляски в виде различного рода цилиндрических и плоских обтекателей, подвешиваемых на проводах.

Своевременная плавка гололедных образований снижает вероятность возникновения пляски проводов и тросов.

«Определение мест повреждений на линиях 6-750 кВ»

Для отыскания мест повреждений на линиях (обрывы проводов, замыкания между проводами, замыкания на землю) существуют приборы и методы, основанные на измерении времени распространения электрических импульсов по линии и на измерении параметров аварийного режима.

При первом методе неавтоматические локационные искатели типов ИКЛ-5, Р5-1А и др. подключают с помощью изолирующих штанг к проводу отключенной для измерений линии и в линию посылают электрический импульс. В месте повреждения импульс отражается от неоднородного волнового сопротивления и приходит к началу линии. Трасса прохождения импульса изображена на рис. 124.



Рисунок 124 Схема прохождения импульса при измерении на линии электропередачи:

1-место повреждения; 2- локационный искатель; 3- зондирующий импульс; 4 - отраженный импульс; L - общая длина линии; l- расстояние до места повреждения

Расстояние до места повреждения

где t_л - время между моментом посылки импульса и моментом его возвращения; v - скорость распространения импульсов в линии.

Отраженные сигналы наблюдаются на экране электронно-лучевой трубки, где по числу масштабных меток определяется расстояние до места повреждения.

Неавтоматические импульсные измерители непригодны для определения мест с неустойчивым повреждением. Этот недостаток устраняется при применении автоматических локационных искателей типов Р5-7, УИЗ-1, УИЗ-2 или ЛИДА (локационный искатель дискретного действия автоматический). В нормальном режиме приборы находятся в режиме ожидания. В момент возникновения повреждения на одной из линий, обслуживаемых искателем, соответствующие реле выбирают повредившуюся линию и автоматически подключают к ней искатель. Запись результата измерения производится на запоминающем устройстве.

Широкое распространение в энергосистемах получил второй метод - определение места повреждения по параметрам аварийного режима. Фиксация этих параметров (в большинстве случаев токов и напряжений нулевой последовательности) производится фиксирующими измерительными приборами (ФИП) во время возникновения КЗ.

Фиксирующие измерительные приборы устанавливаются с двух или только с одного конца линии.

Расстояние до места повреждения по показаниям приборов, измеряющих токи и напряжения нулевой последовательности на шинах подстанций, от которых отходит ВЛ, подсчитывается по формулам, графикам, а также с помощью ЭВМ. Приборы серии ФИП позволяют определять расстояния до места повреждения на линиях 110-500 кВ с погрешностью 3-5% длины линии.

Однофазные замыкания на землю в воздушных распределительных сетях 6-20 кВ составляют до 80% всех повреждений. Для определения места замыкания на землю без отключения линий в разветвленных распределительных сетях применяют приборы «Поиск-1» «Зонд» и др., основанные на измерении вблизи линии (на расстоянии 5-10 м от проекции проводов на землю) составляющих высших гармонических тока замыкания на землю, источниками которых являются силовые трансформаторы, электродвигатели, дугогасящие реакторы и т.д. При однообразном замыкании на землю в поврежденной линии проходит суммарный емкостный ток, содержащий токи высших гармоник (5, 7, 11-й и т. д.) электрически связанных цепей, и стрелка прибора отклоняется на максимальное число делений. В то же время близ неповрежденной линии отклонение стрелки прибора будет незначительным. Прибор «Зонд» указывает также «направление» по линии к месту повреждения.

Вопросы для повторения

Какими способами очищаются трассы ВЛ от зарослей?

Какие неисправности и дефекты возможны на ВЛ?

Почему не проверяется электрическая прочность подвесных изоляторов из стекла?

Как соединяются концы проводов в пролетах ВЛ?

Как защищаются тросы и арматура ВЛ от коррозии?

Какими способами контролируется степень загнивания деталей деревянных опор?

Чем опасны трещины в стволах железобетонных опор?

Для какой цели на ВЛ применяются трубчатые разрядники?

Основные меры борьбы с гололедом и вибрацией проводов а тросов ВЛ.

10.Как определяются места повреждений на ВЛ?



Раздел 5. Выполнение оперативных переключений в электроустановках

Тема 5.1 Выполнение оперативных переключений в электроустановках

«Организация и порядок переключений»

Электрическое оборудование может находиться в одном из следующих оперативных состояний: в работе, ремонте, резерве (ручном или автоматическом). В состоянии резерва оборудование может быть без напряжения или находиться под напряжением, если оно включено или связано токоведущими частями с источником напряжения, например трансформатор на холостом ходу. Вращающиеся генераторы и синхронные компенсаторы, даже если они не возбуждены, рассматриваются как находящиеся под напряжением.

Изменением оперативного состояния оборудования, операции с которым требуют координации действий дежурного персонала нескольких энергообъектов, руководит диспетчер энергосистемы, а оборудованием местного значения - начальники смен электростанций, диспетчеры предприятий электросетей, районов, дежурные узловых (базисных) подстанций. Если оборудование находится в оперативном управлении одного из названных выше дежурных, то все операции с этим оборудованием (включение, отключение, заземление и т. д.) выполняются только по распоряжению этого дежурного.