МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ

КАЗАХСТАН

 

 

Алматинский институт энергетики и связи

 

 

 

 

 

 

 

 

 

С.Е. Соколов, В.Н. Сажин

 

ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ВОЗДУШНЫХ И КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ

 

Учебное пособие

 

 

 

 

                                                              Алматы 2006

 

ББК 31.26я7

С 59

 УДК 378 (075.8):621.316.

          Соколов С.Е., Сажин В.Н.

          С 59   Эксплуатация и ремонт воздушных и кабельных линий:

Учебное пособие. – Алматы: АИЭС, 2006. – 81с.

 

 

 

 

           В пособии рассмотрены вопросы организации эксплуатации электрооборудования,  а также широкий круг вопросов, относящихся к эксплуатации и ремонту воздушных и кабельных линий электропередачи.

           Учебное пособие предназначено для студентов, обучающихся по специальности “Электроэнергетика”, а также может быть полезным  инженерно-техническому и линейному персоналу электрических сетей.

 

 Табл. 6, Ил. 14 , Библиогр.- 10 назв.                                          ББК 31.26я7        

 

 

 

 

 

 

 РЕЦЕНЗЕНТ:

 Зав. кафедрой « Электроэнергетики»

Каз. АТК, д-р техн, наук, профессор                                          Т.К.Койшиев

 

 

  

 

 

         С  4310020000

              00(05) – 06

 

 

 

 

          ISBN  9965-708-54-1

 

 

                            

                           

                           с  Алматинский институт энергетики и связи, 2006г.

  

           Введение

          

          Эксплуатация и ремонт оборудования электрических сетей состоит в поддержании их надежности на заданном уровне и в возможном повышении надежности путем использования методов и средств, которыми располагает эксплуатационный персонал. Исходным этапом решения этих задач является анализ технического состояния электрооборудования. Анализ состояния и условия эксплуатации создает исходную базу для выработки рекомендаций по повышению надежности оборудования электрических сетей.

           Периодичность и объемы ремонтов электрооборудования оказывают существенное влияние на надежность его функционирования. Вместе с тем ремонты связаны со значительными трудовыми и материальными затратами.

           В последнее время для поддержания эксплуатационной надежности высоковольтного электрооборудования все более широкое применение находят неразрушающие методы контроля состояния оборудования, основанные на применении современных компьютеризированных комплексов.

           В пособии приводятся основные сведения по эксплуатации и ремонту воздушных и кабельных линий. Рассматриваются виды и периодичность ремонтов, объем ремонтных работ и ремонт элементов воздушных и кабельных линий.

           При рассмотрении  указанных вопросов авторы использовали уже существующую литературу, правила технической эксплуатации и директивные и руководящие документы по эксплуатации оборудования и линий электропередачи, далеко не полный перечень которых приведен в списке литературы.

 

                  

 

                 

                     1 Организация эксплуатации и ремонта электрооборудования

 

             1.1 Организация эксплуатации электрооборудования    электрических  станций, подстанций и сетей

 

         Совокупность электростанций, электрических сетей и потребителей электрической энергии, связанных общностью режима производства, распределения и потребления электрической энергии, называется электроэнергетической системой.  Помимо генераторов электростанций, в электроэнергетическую систему входят воздушные и кабельные линии электропередачи, повышающие и понижающие подстанции и  потребители электрической энергии.

           На повышающих и понижающих подстанциях сооружаются распределительные устройства (РУ), предназначенные для приема и распределения электроэнергии. К сборным шинам РУ через коммутационные аппараты присоединяются генераторы, трансформаторы, воздушные (ВЛ)  и кабельные (КЛ) линии и другое оборудование.

          Все  электрооборудование должно соответствовать предъявляемым к нему требованиям, обеспечивать надежную работу и бесперебойное электроснабжение потребителей. Это и определяет содержание эксплуатации  электрооборудования, которая  заключается в проведении технического обслуживания и ремонта, направленных на обеспечение их надежной работы. В свою очередь техническое обслуживание электрооборудования состоит из комплекса мероприятий, направленных на его предохранение от преждевременного износа путем  осмотров, проверок, измерений и выполнения отдельных видов работ.

         При ремонте выполняется комплекс мероприятий по поддержанию или восстановлению первоначальных эксплуатационных показателей и параметров электрооборудования. При этом изношенные детали и элементы либо ремонтируются, либо заменяются. Устранение неисправностей и  повреждений непредвиденного характера должно производиться при техническом обслуживании  или очередном ремонте, а повреждения, которые могут привести к аварии, должны устраняться немедленно.

         Техническое обслуживание и ремонты электрооборудования, а также реконструктивные, погрузочно-разгрузочные работы, непосредственно связанные с его эксплуатацией, производятся с использованием машин, механизмов и приспособлений, предусмотренных соответствующими нормативами.

          Эксплуатацию оборудования обеспечивают предприятия электрических сетей (ПЭС), к которым  в Республике Казахстан относятся региональные электрические сети (РЭК), межсистемные электрические сети (МЭС), районные электрические сети (РЭС) и которые независимо от форм собственности и ведомственной принадлежности должны выполнять эксплуатационный надзор за состоянием оборудования и сооружений электрических сетей, производить их ремонт, испытания и проводить необходимые технические мероприятия, обеспечивающие бесперебойное, надежное и экономичное электроснабжение потребителей.

          Как правило, эксплуатация  организуется в двух направлениях: технической эксплуатации оборудования и сооружений и оперативного управления предприятия в целом.

          Под технической эксплуатацией понимается процесс правильного использования электрооборудования для  передачи и распределения электрической энергии. Прямое участие в этом принимает ремонтный и эксплуатационный персонал предприятий, а также бригады ремонтных заводов, центральных производственных служб, лабораторий и т. д.

         Под оперативным управлением понимается непрерывное руководство и обеспечение согласованной и наиболее экономичной работы как отдельного предприятия, так и электроэнергетической  системы в целом, поскольку электрические станции, сетевые, ремонтные и другие предприятия, входящие в ее состав, являются ее производственными подразделениями.

         Основными задачами эксплуатации, ремонта, а следовательно, и персонала всех  производственных предприятий является обеспечение требований бесперебойности, надежности, экономичности, поддержания нормального качества отпускаемой энергии и  защиты окружающей среды и людей.

 

          1.2 Структура и оперативное управление   предприятий         

                  электрических сетей          

 

         Производственная структура предприятий электрических сетей строится либо по  территориальному, либо по функциональному  принципу.

          В основу  выбора  положено сосредоточение производственных функций в ведении районов или производственных служб. Каждая структура предусматривает необходимость приближения производственных подразделений к объектам обслуживания с тем, чтобы обеспечить квалифицированное руководство работами и наиболее полное использование рабочего времени ремонтным и эксплуатационным персоналом.

         При территориальной системе все элементы сетевого хозяйства предприятия (воздушные и кабельные линии, подстанции, линии связи), находящиеся на определенной территории, передаются сетевым районам, которые организуют обслуживание оборудования и несут ответственность за его техническую эксплуатацию. Территориальная система применяется в том случае, если предприятие имеет достаточно крупные сосредоточения подстанций и линий передачи, удаленные на 50 км и более от центра предприятия. Численный состав производственных служб при этой системе сокращается до минимума.

         При функциональной системе все элементы электрических сетей закрепляются за производственными службами и эксплуатируются персоналом этих служб. Территориальные районы в данном случае не создаются. Функциональная система применяется в условиях компактной электрической сети с радиусом действия около 50 км.

          В ряде случаев оперативное обслуживание подстанций без дежурного персонала производится несменным специально обученным и допущенным к оперативной работе ремонтным персоналом. Привлечение к переключениям ремонтного персонала целесообразно в периоды массовых ремонтов оборудования, когда ОВБ бывают сильно загружены работой. В этом случае мастер, инженер службы подстанций, прибывший на подстанцию для выполнения ремонтных работ, не только руководит ремонтом оборудования, но и производит вывод его из работы, подготавливает рабочие места, допускает к работе ремонтников. По окончании ремонта оборудование вводится в работу тем же  лицом.

 

1.3  Планово-предупредительный ремонт и неразрушающие методы

              контроля электрооборудования

 

         Планово-предупредительный ремонт (ППР) представляет собой комплекс работ, направленных на поддержание и восстановление работоспособности оборудования. Он включает межремонтное обслуживание, текущий, средний и капитальный ремонты.

          Межремонтное обслуживание носит профилактический характер. Оно состоит в проведении регулярной чистки и смазки оборудования, осмотре и проверке работы его механизмов, замене деталей с коротким сроком службы, устранении мелких неисправностей. Эти работы выполняются без остановки оборудования, в порядке его текущей эксплуатации.

          Текущий ремонт - это комплекс ремонтных работ, проводимых в период между двумя очередными капитальными ремонтами. Текущий ремонт производится без вскрытия оборудования, но он требует кратковременного  вывода оборудования из работы со снятием напряжения. При текущем ремонте производятся наружный осмотр, чистка, смазка, проверка работы механизмов, ремонт поломанных и изношенных деталей. Текущий ремонт направлен на устранение отказов и неисправностей, возникающих в процессе работы.

           При среднем ремонте производятся разборка отдельных узлов для осмотра, чистки деталей и устранение обнаруженных неисправностей, ремонт или замена быстроизнашивающихся деталей или узлов, не обеспечивающих нормальной эксплуатации оборудования до очередного капитального ремонта. Средний ремонт проводится не чаще 1 раза в год.

           При капитальном ремонте производятся вскрытие и ревизия оборудования с тщательным внутренним осмотром, измерениями, испытаниями и устранением обнаруженных неисправностей. Капитальный ремонт производится по окончании срока межремонтного периода, устанавливаемого для каждого вида оборудования. При капитальном ремонте заменяются или восстанавливаются все износившиеся детали, выполняется модернизация отдельных элементов и узлов оборудования.

          В отличие от текущего ремонта средний и капитальный ремонты направлены на восстановление частично или полностью израсходованного ресурса (механического, коммутационного) оборудования. Объем капитального ремонта уточняется на основании измерений и испытаний, проведенных за время предшествующего текущего ремонта.

           По окончании ремонта производятся сборка оборудования, наладка и испытания. Заключение о пригодности оборудования к эксплуатации делается на основании сравнения результатов испытаний с действующими нормами, результатами предыдущих испытаний, а также измерениями, полученными на однотипном оборудовании.

          Помимо планово-предупредительного ремонта, имеют место непланируемые ремонты: аварийно-восстановительные и внеплановые.   

Задачей аварийно-восстановительного ремонта является ликвидация последствий аварий или устранение полученных повреждений, требующих немедленной остановки оборудования. При чрезвычайных обстоятельствах  (возгорание, перекрытие изоляции и др.) оборудование останавливается на ремонт даже без получения разрешения диспетчера.

              Проведение планово-предупредительного ремонта и профилактических испытаний воздушных линий преследует те же цели. Однако по виду и содержанию он отличается от рассмотренного выше ППР, что связано с особенностями устройства воздушных линий и предусматривает техническое обслуживание и ремонт.

          Периодичность ППР для каждого вида оборудования устанавливается правилами технической эксплуатации (ПТЭ). Однако энергосистемам разрешается изменять периодичность ремонта в зависимости от состояния оборудования. Увеличение межремонтных периодов сокращает затраты и является значительным резервом экономии общественного труда.

         Преобладающей формой организации ППР электрооборудования является централизованный ремонт. При централизации ремонта все работы или главная часть их выполняются специализированными ремонтными цехами или предприятиями.

          При  централизованной форме ППР на ремонтном предприятии  могут быть созданы мощные специализированные бригады по ремонту генераторов, синхронных компенсаторов, трансформаторов, коммутационных аппаратов и другого оборудования. Специализация персонала приводит к повышению качества ремонтных работ, и снижается общая численность ремонтного персонала за счет лучшего использования его в течение года. Кроме этого, сокращаются сроки простоя оборудования в ремонте благодаря более совершенной организации ремонтных работ и предоставляются широкие возможности для обмена передовым опытом ремонта, внедрения прогрессивных методов труда, применения новейшего оборудования и инструмента.

           В электрических сетях лучшей формой организации ППР является комплексный ремонт, представляющий собой централизованный капитальный ремонт, сочетающийся с комплексным способом выполнения работ. При комплексном способе в ремонт поочередно выводится все оборудование подстанции, вторичные цепи, ремонтируются здания и сооружения, производятся реконструктивные работы и работы по благоустройству.

                    Ремонт основного оборудования планируется в целом по энергосистеме. Планирование заключается в составлении перспективных, годовых и месячных планов ремонта. Перспективные планы, предусматривающие объемы ремонтных работ, их продолжительность и трудозатраты, составляются сроком на несколько лет. На их основе разрабатываются годовые планы ремонта, которые согласовываются с соответствующими организациями.

          Качество ремонта и время простоя оборудования зависят от того, насколько хорошо и полно будут проведены все подготовительные мероприятия. Поэтому до вывода оборудования в ремонт заготавливают необходимые материалы и запасные части; проверяют и приводят в исправное состояние инструмент, приспособления и средства механизации, т. е. подготавливается материально-техническая база ремонта. В то же время выполняются необходимые мероприятия по технике безопасности.

          Началом ремонта электрооборудования считается время отключения его от сети. Для руководства ремонтом назначается ответственное лицо, которое координирует работу всех ремонтных бригад, отвечает за качество ремонта, производственную дисциплину, сроки окончания работ. Оно обеспечивает также безопасные условия труда, ведет учет трудовых и материальных затрат.

          Ремонт ведется согласно проекту организации работ. При ремонте широко используются средства механизации. Их применение освобождает рабочих от тяжелого физического труда, сокращает время ремонта, снижает трудозатраты.

          Приемка из ремонта отдельных отремонтированных узлов оборудования начинается до окончания всего комплекса ремонтных работ, т. е. в процессе их производства. Этот вид приемки из ремонта называется поузловым. На поузловую приемку составляется акт и подписываются протоколы контрольных измерений, относящихся к принимаемому узлу. После окончания всех запланированных работ производится предварительная приемка оборудования. При этом проверяется общее состояние отремонтированного оборудования, техническая документация по ремонту: ведомости объема работ, технологические графики, акты поузловых приемок, заполнение протоколов произведенных измерений. В заключение комиссия заполняет приемо-сдаточный акт и дает разрешение на опробование оборудования в работе в течение 24 ч. Если за это время не будет обнаружено никаких дефектов, оборудование принимается в эксплуатацию и дается предварительная оценка качеству ремонта. Окончательная оценка дается после 30 дней работы оборудования под нагрузкой, в течение которых должны быть проведены эксплуатационные испытания и измерения, если в этом есть необходимость. Временем окончания ремонта считается момент включения электрооборудования в сеть.

          В электрических сетях приемку оборудования из ремонта производят: на подстанциях  инженеры службы подстанций (участков) или начальники подстанций, на линиях электропередачи  мастера и инженеры службы линий, РИС или участка.

          Поддержание эксплуатационной надежности высоковольтного электрооборудования в настоящее время ставит задачу перехода от ремонта по графику на ремонт по состоянию. С другой стороны, существует еще и  временной фактор, когда значительная часть электрооборудования исчерпала или исчерпывает свой ресурс и требуется его замена. Таким образом, ставится вопрос о необходимости эффективной диагностики, т.е. создания компьютеризированного комплекса, позволяющего снимать информацию с объекта испытаний, обрабатывать и хранить ее, и на основе экспертной системы определять техническое состояние объекта испытаний, особенно его главной части, – высоковольтной электрической изоляции. Поэтому современное состояние электрооборудования характеризуется переходом от разрушающих методов испытаний по графику на неразрушающую диагностику, проводимую, как правило, в эксплуатации на рабочем напряжении.

          Отказ от проведения разрушающих испытаний, т.е. при приложении повышенного напряжения, принят большинством фирм и энергосистем мира. Это связано как с неоправданными экономическими затратами, так и с отсутствием гарантий безаварийной эксплуатации электрооборудования до следующего срока испытаний. Повреждения на современном электрооборудовании влекут как затраты на восстановление последствий, так и существенный недоотпуск электрической энергии потребителям. Переход на обслуживание и ремонт по состоянию требует наличия простых методов диагностики технического состояния электрооборудования в эксплуатации, конечной целью которой является уведомление персонала о конкретном времени вывода определенного оборудования из-под нагрузки. При этом должно обеспечиваться проведение возможного ремонта оборудования при минимальных затратах.

          Техническое состояние электрооборудования характеризуется большим количеством характеристик, измеряемых как на рабочем напряжении, так и при отключении. При этом особенностью является то, что диагностика состояния должна проводиться на оборудовании без какого-либо вмешательства  в его конструкцию или режим работы. Для удовлетворения этих требований в первую очередь необходимо разработать измерительные элементы (датчики электрических сигналов), которые позволят на рабочем напряжении без нарушений требований безопасности и правил эксплуатации фиксировать выбранные характеристики, изменение которых и будет определять техническое состояние контролируемого объекта независимо от его назначения и конструктивного исполнения.

           В качестве объектов диагностики могут быть силовые трансформаторы, высоковольтные электрические машины, элементы воздушных линий, кабели и т.д.

          При таком подходе существенный экономический эффект приносит энергосистеме не только выгоды за счет повышения ресурса оборудования, но и дает существенную экономию на ремонте обнаруженных дефектов.

 

 

                      

 

                    2  Эксплуатация и ремонт воздушных линий  электропередачи

                                          

              2.1 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 на сооружаемой ВЛ строительно-монтажная организация в письменной форме извещает энергоуправление о готовности ВЛ к сдаче в эксплуатацию и включению под напряжение. Запрещается приемка в эксплуатацию ВЛ: с дефектами и недоделками строительства и монтажа; с отступлениями от утвержденного проекта, нормативных документов (стандартов, строительных норм и правил и т.п.) или состава пускового комплекса, не согласованными с заказчиком и проектной организацией; без проведения испытаний и проверки объектов, относящихся к ВЛ.  
        Для приемки ВЛ в эксплуатацию должна быть назначена приемочная комиссия из представителей заказчика, генерального подрядчика, генерального проектировщика, органов государственного санитарного надзора, органов государственного пожарного надзора, органов по использованию и охране водных ресурсов, технической инспекции Совета профсоюзов, профсоюзной организации заказчика и финансирующего            банка.   Председатель  приемочной комиссии должен утверждаться    органом,

        назначающим приемную комиссию.

          До предъявления ВЛ приемочной комиссии должна быть произведена ее приемка рабочими комиссиями, назначаемыми заказчиком из представителей заказчика (председателя комиссии), генерального подрядчика, субподрядных организаций, проектной организации, технической инспекции профсоюзов, профсоюзной организации заказчика, органа государственного санитарного надзора; по решению заказчика к работе рабочих комиссий могут привлекаться представители других заинтересованных организаций.
        Рабочие комиссии до предъявления заказчиком приемочной комиссии ВЛ к приемке в эксплуатацию обязаны:

        - проверить соответствие объемов выполненных строительно-монтажных работ и оборудования, входящих в комплекс ВЛ, с выборочной проверкой
 скрытых работ;

   

         - произвести проверку качества выполненных работ, сметной документации;
         - произвести детальный осмотр и проверку линии, ее элементов, зданий, сооружений строительно-монтажных работ, дать им и проектным работам оценку;
         - составить   протоколы  испытаний,   ведомости   с   перечислением   всех обнаруженных дефектов и недоделок.

                  Рабочие комиссии имеют право:

         а)образовать в случае необходимости специализированные подкомиссии по  проверке готовности отдельных элементов ВЛ;

         б) производить в необходимых случаях контрольные испытания отдельных элементов;

         в) проверять в необходимых случаях качество произведенных скрытых работ (закладка фундаментов, соединение проводов, устройство контуров заземлений и т.п.) по данным, указанным в актах приемки скрытых работ, представленных генеральным подрядчиком; правильность указанных в актах результатов испытаний и необходимых измерений (сопротивления заземлении, изоляции, соединений проводов, отметок фундаментов опор и т.п.).
         Работы, связанные с выявлением возможных скрытых дефектов (частичные вскрытия фундаментов, контуров заземления и др.), и контрольные испытания, производимые по решению приемочной или рабочей комиссии, должны выполняться силами строительно-монтажной организации за счет заказчика, а работы, связанные с устранением выявленных при приемке дефектов, недоделок строительства и монтажа ВЛ,- силами и за счет средств строительно-монтажной организации. При этом к работе должны привлекаться в установленном порядке инженерно-технические работники и рабочие подрядчика и его субподрядных организаций, а также их транспорт, механизмы, приборы, инструменты и приспособления.

          До момента принятия ВЛ в эксплуатацию приемочной комиссией строительно-монтажная организация несет ответственность за безопасное проведение работ по выявлению и устранению дефектов и недоделок, контрольных испытаний и работ, производимых по решению приемочной или
 рабочей комиссии.

          Для ускорения работ по сдаче-приемке ВЛ строительно-монтажная организация по договоренности с эксплуатирующей организацией может предъявлять к приемке рабочим комиссиям отдельные законченные строительством участки ВЛ, ограниченные с обеих сторон подстанциями, переключательными пунктами или участками, врезанными в действующие линии. По договоренности с заказчиком разрешается предъявлять к осмотру и проверке отдельные законченные строительством анкерные участки.
       Законченные строительством отдельно стоящие сооружения подсобного производственного или обслуживающего назначения, входящие в комплекс строительства ВЛ (ремонтные базы, монтерские пункты, склады, гаражи, санитарно-бытовые помещения и др.), могут быть введены в действие в процессе строительства ВЛ по мере их готовности при условии приемки их рабочими комиссиями в эксплуатацию вместе со смонтированным в них оборудованием.

         Устранение дефектов и недоделок в соответствии с ведомостью дефектов и недоделок производится строительно-монтажной организацией, осуществляющей строительство ВЛ, до подписания рабочей комиссией актов приемки ВЛ (здания, сооружения  или оборудование).

         После сообщения строительно-монтажной организацией об устранении перечисленных в ведомости дефектов и недоделок рабочая комиссия должна убедиться в их устранении и только после этого составить акт приемки.
         Генеральный подрядчик обязан представить рабочим комиссиям

        следующую документацию:

          - список организаций, участвовавших в производстве строительно-монтажных работ, с указанием выполненных ими видов работ;

          - ведомость объектов, предъявляемых к приемке;

                   - ведомость отступлений от утвержденного проекта; в ведомости перечисляются лишь важнейшие принципиальные отклонения с указанием причин, вызвавших эти отклонения, и ссылкой на акты, протоколы, заключения экспертизы и другие документы, их обосновывающие;
         - ведомость недоделок строительных и монтажных работ. Ведомость составляется до начала приемки, один ее экземпляр прилагается к сообщению о готовности ВЛ к приемке. Все не законченные строительством

          сооружения, непосредственно относящиеся к сдаваемой ВЛ, несмотря на то, что представляют законченные объекты, учитываются как недоделки и вносятся в отдельную ведомость;

          - комплект рабочих чертежей на строительство предъявляемой к приемке ВЛ, разработанных проектными организациями, с подписью лиц, ответственных за производство строительно-монтажных работ, о соответствии выполненных в натуре работ этим чертежам или внесенным
изменениям в рабочие чертежи. Указанный комплект рабочих чертежей является исполнительной документацией;

         -  паспорт ВЛ;

         -  трехлинейная схема ВЛ с нанесением расцветки фаз, транспозиции проводов и номеров всех опор;

         -  журналы работ по устройству фундаментов под опоры;

         - журналы работ по монтажу заземления опор;

          - акты приемки скрытых работ по фундаментам и заземлению опор;

         -  журналы всех видов соединений проводов и грозозащитных тросов;     

          - журналы монтажа натяжных и ремонтных зажимов проводов и грозозащитных тросов;

 

 

 

          - акты (протоколы) измерений и осмотров переходов и пересечений, составленные строительно-монтажной организацией совместно с представителями заинтересованных организаций;

         - протоколы измерений заземляющих устройств опор;

         - перечень аварийного запаса материалов и оборудования, передаваемого на баланс эксплуатирующей организации.

                   Вся перечисленная документация после окончания работы рабочей комиссии должна храниться у эксплуатирующей организации.
         Эксплуатирующая организация  предъявляет приемочной комиссии следующие материалы:

                    - утвержденную проектно-сметную документацию, технический (технорабочий) проект, а также технические проекты отдельных участков ВЛ (сложных переходов, отдельных сложных участков трассы и т.д.);
          - акты рабочих комиссий о приемке ВЛ, зданий, сооружений, оборудования и ведомости отступлений от проекта и нормативных документов;
          - документацию по отводу земель под трассу ВЛ, согласованную с соответствующими организациями;

                    - перечень проектных организаций, участвовавших в проектировании            ВЛ,  предъявляемой к сдаче;

                   - справку о соответствии фактической стоимости строительства ВЛ, предусмотренной в утвержденном проекте;

                     - справки проектных и строительно-монтажных организаций о применении на построенной ВЛ новых технических решений;
         - полный перечень (опись) документации, передаваемой эксплуатирующей организацией приемочной комиссии.
         Приемочная комиссия должна проверить всю документацию, переданную ей заказчиком, установить полноту документации и соответствие ее сдаваемой ВЛ и ее объектам, проверить отступления от проекта, сделанные в процессе сооружения ВЛ, документацию по отступлениям и их обоснованность и дать свое заключение по этому вопросу.
        На основании актов и других документов рабочих комиссий, а также на основании личных осмотров ВЛ, ознакомления с технической документацией приемочная комиссия должна составить ведомость недоделок, подлежащих устранению на ВЛ к моменту ее включения, с календарными сроками исполнения, определить качество работ, соответствие их проекту, а также готовность ВЛ к передаче в эксплуатацию.
       Приемочная комиссия должна дать оценку качеству строительно-монтажных и проектных работ.  Устранение обнаруженных дефектов и недоделок должно быть произведено до подписания акта приемки приемочной комиссией. Приемочная комиссия после проверки предъявленной к сдаче ВЛ, рассмотрения технической документации должна дать письменное разрешение на включение ВЛ под номинальное напряжение.
        Включение принимаемой в эксплуатацию ВЛ под напряжение должно производиться эксплуатационным персоналом после получения разрешения приемочной комиссии и письменного уведомления от строительной организации о том, что люди с ВЛ удалены, заземления с проводов и грозозащитных тросов сняты и ВЛ подготовлена к включению под напряжение.
       Передаваемая нагрузка по ВЛ должна устанавливаться приемочной комиссией в зависимости от наличия передаваемой и потребляемой мощностей к моменту ее включения.

                  При безотказной работе ВЛ под номинальным напряжением и под нагрузкой непрерывно в течение 24 ч. приемочная комиссия оформляет акт передачи ВЛ в эксплуатацию, после чего ВЛ переходит в ведение эксплуатирующей организации.

                  2.2   Охрана воздушных линий

 

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

        Специальным постановлением правительства утверждены «Правила охраны высоковольтных  электрических сетей».

         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.

                 

                  2.3  Расчистка трасс от древесно-кустарниковой растительности

 

         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.

 

                2.4 Осмотры воздушных 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:

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

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

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

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

         д) 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).

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

                   При эксплуатации ВЛ должны производиться их периодические и внеочередные осмотры. Периодические осмотры производятся в дневное время для подетальной и тщательной проверки  состояния всех элементов ВЛ и ее трассы; графики периодических осмотров утверждаются главным инженером ПЭС.

                  Периодические осмотры производятся без подъема на опоры, с подъемом на высоту (верховые осмотры), с выборочной проверкой состояния проводов и тросов в зажимах и дистанционных распорках.
         Верховые осмотры ВЛ проводятся для выявления неисправностей крепления подвесок, проводов, грозозащитных тросов, верхней части опор, изоляторов и степени их загрязненности, проверки правильности и надежности крепления гасителей вибрации, трубчатых разрядников, для закрепления оттяжек и т.п.  Верховые осмотры с выборочной проверкой состояния проводов, тросов в зажимах и дистанционных распорках производятся с выемкой проводов (тросов) из зажимов.
          Периодические осмотры отдельных ВЛ (или их участков) проводятся также инженерно-техническими работниками выборочно с выборочными измерениями изоляции, соединений проводов и тросов, загнивания древесины. Осмотры ВЛ (или их участков) инженерно-техническими работниками производятся также после окончания капитального ремонта ВЛ.  Эти осмотры позволяют грамотно оценить техническое состояние линии и наметить мероприятия, устраняющие недостатки и отступления от эксплуатационных норм.

Внеочередные осмотры производятся для выявления неисправностей на ВЛ, которые могут возникнуть после стихийных явлений или в условиях, которые могут привести к повреждениям ВЛ (сверхрасчетный гололед, ледоход и разливы рек на участках ВЛ в поймах рек, пожары вблизи ВЛ, ураганы, оползни, обвалы, пляска проводов и тросов, туманы и моросящие дожди в зонах   загрязнения и т.п.).  Внеочередные осмотры производятся также после автоматического отключения ВЛ действием релейной защиты; по усмотрению руководства ПЭС (РЭС) они могут быть произведены и после успешного повторного включения ВЛ. Внеочередные осмотры ВЛ после автоматических отключений следует проводить с учетом показаний приборов определения мест повреждений и работы релейной защиты.

 

         При выполнении внеочередного осмотра после отключения ВЛ или успешного повторного включения ВЛ основное внимание должно быть обращено на выяснение причины отключения или появления земли и на определение места и объема повреждения. При этом необходимо тщательно осмотреть места пересечения отключившейся ВЛ с другими ВЛ и линиями связи в целях обнаружения следов оплавления на них.
        Внеочередные ночные осмотры производятся для выявления коронирования, опасности перекрытия изоляции или возгорания деревянных опор при сырой погоде (мелком моросящем дожде, тумане, мокром снегопаде) на участках ВЛ, подверженных интенсивному загрязнению, и для контроля исправности заградительных огней, установленных на переходных опорах.
         По интенсивности коронирования изоляторов определяется степень их загрязненности. Наличие на изоляторах разрядов желтого или белого цвета, временами охватывающих всю гирлянду изолирующей подвески, является признаком приближающегося перекрытия и требует принятия срочных мер по очистке или замене изоляции. При ночных осмотрах загруженных ВЛ 35-110 кВ могут быть выявлены также неисправные контактные соединения.
         При обнаружении на переходных опорах отсутствия свечения заградительных огней должен быть произведен внеочередной ремонт: исправление электропроводки, замена неисправных светильников и т.д.
       Осмотры (периодические и внеочередные) производятся пешком, а также с использованием транспортных средств, в том числе самолетов, вертолетов.
        Лица, производящие осмотры, обязаны немедленно доложить руководству или дежурному диспетчеру ПЭС (РЭС) о неисправностях, могущих привести к повреждению ВЛ, используя для этого телефонную связь, радиосвязь, попутный транспорт.

          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.

 

               2.5 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 таблице 2.1.

 

    Таблица   2.1 -  Число изоляторов в поддерживающих гирляндах на                               металлических и железобетонных опорах

   

Изоляторы	Число изоляторов при  рабочем напряжении         линии, кВ
	20-35	110	150		220		330		500		750
Фарфоровые:        ПФ6- А       ПФ6- Б       ПФ- 9,5       ПФ- 14,5     Стеклянные:       ПС6-А       ПС-11       ПС30 А	3        3  -  -           -  -  -	7      7      7       -		9   10     9     -          9      8		13     14      12      11          13      11		17     18     16     13         17     14		-      -    22    19	-           -                -      -              -       -     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 (рисунок 2.5.1).   Дефектным считается изолятор,  значение напряжения на котором менее  50%  напряжения, приходящегося на исправный изолятор.

                         

                                  

  

           Рисунок 2.5.1-Кривые распределения напряжения по   элементам         гирлянды изоляторов ВЛ 110 кВ:

         

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

 

       

                                   

 

        Рисунок  2.5.2 - Применение стяжного устройства   для   замены           дефектного изолятора в натяжной гирлянде:

 

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

 

           В большинстве случаев при замене дефектных изоляторов гирлянды на землю не опускают. Для этого применяют специальные стяжные устройства (рисунок 2.5.2), 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.

            Для повышения надежности работы изоляторов ВЛ в  зонах с загрязненной атмосферой применяются покрытия изоляторов тонким слоем гидрофобных (водоотталкивающих) веществ, например пасты ОРГРЭС-150 или кремний-органического 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.

         Изоляция линий электропередачи на участках, проходящих вблизи котельных, тепловых электростанций, химических, металлургических и других заводов, выделяющих в атмосферу  дым, пыль, пары и газы, подвергаются усиленному загрязнению. На участках линий, проходящих вблизи морского побережья, на  поверхности изоляторов отлагается морская соль, выделяющаяся из влаги, заносимой ветром с моря; в степях – солончаковая пыль. Такому загрязнению подвергаются как верхние, так и нижние поверхности изоляторов.

         В результате загрязнения поверхности фарфора веществами, которые в увлажненном состоянии проводят электрический ток, изоляция ухудшается, возникают значительные  токи утечки и может произойти перекрытие изоляторов. Опасность перекрытия особенно велика в сырую погоду, при сильном  тумане, моросящем дожде и мокром снеге, когда увлажняется вся поверхность изолятора.

         На линиях с деревянными опорами в сырую погоду  большие токи утечки могут вызвать возгорание опор. Поэтому на таких участках линий рекомендуется применение специальных типов изоляторов или усиление изоляции.

         Специальные изоляторы для зон загрязнения имеют особую форму, отличную от изоляторов обычного типа, с большой длиной пути разряда по поверхности фарфора (стекла) и увеличенной ребристостью, что создает более благоприятное распределение напряжения на поверхности загрязненного изолятора. Такие изоляторы, будучи загрязненными, меньше подвержены перекрытию и могут длительное время работать без очистки.

         Усиление изоляции на линиях со штыревыми изоляторами достигается применением изоляторов следующей, высшей ступени напряжения или применением изоляторов подвесного типа с числом элементов в гирлянде, обеспечивающим более высокий уровень изоляции.

           В условиях интенсивного загрязнения менее надежны поддерживающие гирлянды, так как они легче подвергаются  загрязнению; поверхность фарфора (стекла) у них смывается дождем в меньшей степени, чем у натяжных гирлянд  и грязь, смываемая дождем, стекает с изолятора на изолятор. Необходимость периодической очистки изоляторов, ее сроки и способы очистки устанавливаются в зависимости от степени загрязнения и состава загрязнения на основании эксплуатационных наблюдений; на участках линий, где интенсивность загрязнения достаточна велика, очистку изоляторов рекомендуется производить один-два раза в год (весной и в конце лета).

          Когда загрязнение образует на поверхности фарфора слой, не поддающейся очистке обычными способами, рекомендуется периодически снимать изоляторы и заменять их новыми. При интенсивном загрязнении изоляторов изолирующих подвесок (солевыми отложениями, уносами промышленных предприятий) рекомендуется производить их периодическую чистку.
         Чистка изоляторов может производиться: вручную при снятом напряжении или путем обмыва изоляторов непрерывной струей воды под напряжением, или при снятии напряжения с ВЛ.
         Чистку изоляторов вручную следует производить сухой ветошью, а затвердевшие загрязнения чистят тряпками, смоченными в зависимости от состава загрязнителя водой или растворителем (бензином, бензолом и пр.). В последнем случае требуется повторная протирка изоляторов сухой чистой ветошью.
         Обмыв изоляторов может производиться непрерывной струей воды высокого давления - более 1 МПа (10 кгс/см²) и низкого - менее 1 МПа (10 кгс/см² ) давления при скорости ветра не более 10 м/с, отсутствии грозы и признаков ее приближения.                                               

          При наличии на поверхности изоляторов особо стойких загрязнений (например, цементных отложений), очистка которых представляет значительные трудности и требует длительных отключений ВЛ, следует заменить загрязненные изоляторы новыми.

         В настоящее время для ВЛ 35-750 кВ выпускаются подвесные полимерные изоляторы для всех зон степени загрязнения. По сравнению с традиционными подвесными фарфоровыми и стеклянными изоляторами они имеют в 8-12 раз меньшую массу, более высокие разрядные характеристики и склонность к загрязнению, устойчивость к ударам, «расстрелам» и резким сменам температуры, не поддаются старению длительное время (25-30 лет), удобнее и легче в монтаже, более сейсмостойки и могут устанавливаться на ВЛ вместо подвесных фарфоровых и стеклянных изоляторов.
         Фарфоровые изоляторы должны браковаться и подлежать замене, если: имеются радиальные трещины, бой фарфора (более 25% объема фарфора); оплавления или ожоги глазури, стойкое загрязнение поверхности фарфора; трещины, искривления и выползания стержней изоляторов; трещины в шапках изоляторов; не выдерживают напряжения (нулевые изоляторы) при измерении изоляторов штангой с постоянным или переменным искровым промежутком или другими штангами; при испытании повышенным напряжением 50 кВ частоты 50 Гц от постороннего источника они пробиваются или перекрываются при приложении испытательного напряжения в течение 1 мин; при проверке мегаомметром на напряжение 2500 В сопротивление сухих изоляторов менее 300 МОм.

       Изоляторы, имеющие незначительные повреждения фарфора (сколы ребер или краев "тарелки" и т.п.), а также незначительные следы перекрытия на поверхности фарфора, могут быть оставлены в эксплуатации после контрольных измерений этих изоляторов по решению главного инженера ПЭС.
       Стеклянные изоляторы должны браковаться и подлежать замене при разрушении стекла, появлении на поверхности стекла волосяных трещин, стойком загрязнении поверхности стекла.

            2.6  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.

         Арматура должна браковаться и подлежать замене, если:

         - поверхность арматуры покрыта сплошной коррозией и площадь опасных сечений ослаблена более чем на 20%;

         - в деталях арматуры имеются трещины, раковины, оплавления, изгибы;

         - форма и размеры деталей не соответствуют чертежам;

         - оси и другие детали шарнирных сочленений имеют значительный износ и их размеры отличаются от проектных более чем на 10%.

         Сцепление изоляторов подвесок должно быть зафиксировано с помощью замков. Замки в изоляторах должны быть расположены входными концами в сторону стойки опоры у поддерживающих подвесок и входными концами вниз у натяжных подвесок.

          Все детали сцепной арматуры должны быть зашплинтованы. Пальцы должны быть установлены головкой вверх и иметь навернутую гайку.
Эксплуатация замков изоляторов и шплинтов в арматуре, имеющих размеры, отличающиеся от указанных на чертежах, а также покрытых коррозией и потерявших упругость, не допускается. Такие замки и шплинты должны быть заменены при верховых осмотрах и проверках при очередном ремонте ВЛ.

        У гасителей вибрации расстояния между осью гасителя и местом выхода провода (троса) из поддерживающего или натяжного зажима, точки схода с ролика многороликового подвеса или от края защитной муфты не должны отличаться от проектного значения более чем на ±25 мм.
         Расстояние между группами дистанционных распорок не должно отличаться от проектного более чем на ± 10%. Расстояние между рогами искровых промежутков на молниезащитных тросах не должно отличаться от проектного более чем на ±10%.

          Крепление проводов вязкой на штыревых изоляторах должно производиться вязальной проволокой из того же металла, что и провод. При этом алюминиевая проволока должна иметь диаметр 2,5-3,5 мм, а стальная  2-2,7 мм.

 

                2.7  Эксплуатация и ремонт проводов, тросов и контактных  соединений

           

         Для воздушных линий применяются неизолированные провода сталеалюминиевые, 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 сталеалюминиевые 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.

 

 

                       

           

 

              Рисунок 2.7.1- Контактные соединения проводов и тросов:

 

   а — овальный соединительный зажим; б — соединение способом  обжатия;  в — сое­динение способом скручивания; г  — прессуемый соединительный зажим для сталеалюминевых проводов; 1 — алюминиевый корпус; 2 — стальная трубка для соединения стальной части провода; I — прессуемый участок корпуса

 

         Соединения проводов в пролетах ВЛ выполняются при помощи соединительных зажимов, обжатием, скручиванием, опрессовкой (рисунок 2.7.1). 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 (рисунок 2.7.1 б) производят монтажными клещами или гидравлическим прессом, например типа МГП-12, развивающим рабочее усилие 12т.

         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 сталеалюминиевых проводов применяют соединители фасонного сечения (рисунок 2.7.1г). 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.

            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 (рисунок 2.7.2). При таком сочетании сварное соединение создает хороший переходной электрический контакт, а прессуемый соединительный зажим воспринимает механическую нагрузку.

 

                                     

                 Рисунок 2.7.2  - Сварные соединения проводов в пролете ВЛ:

                                          

                   а — в виде петли; 6 — с шунтом

 

             Соединительные зажимы не подвергаются никаким механическим испытаниям. Электрические характеристики их определяют измерением переходного сопротивления.  Периодичность контроля переходного сопротивления болтовых зажимов установлена 1раз в 6 лет.

            При эксплуатации ВЛ допускается уменьшение площади поперечного сечения монопроводов и тросов (алюминиевых, медных, бронзовых , стальных, из сплавов) и проводящей части комбинированных проводов и тросов (алюминия в сталеалюминиевых, бронзы в сталебронзовых, алюминиевого сплава в проводах типа АЖС) до:

                  - 17%, но не более четырех проволок при закреплении оборванных или поврежденных проволок бандажами;

                   - 34% при ремонте места повреждения с помощью ремонтных зажимов, монтируемых методом опрессования.

             При повреждениях провода или троса больше, чем указано выше, а также при обрыве хотя бы одной проволоки сердечника комбинированного провода (троса) необходимо вырезать поврежденный участок провода.
             При одновременном обрыве и местном повреждении принимается, что местное повреждение трех проволок соответствует обрыву двух проволок. Местным повреждением проволок, подлежащих ремонту, считается вмятина на глубину, превышающую половину диаметра проволоки.
        Фактическая стрела провеса провода или троса не должна отличаться от проектного значения более чем на 5% (с учетом температуры воздуха в момент измерения) при условии соблюдения расстояний до земли и пересекаемых объектов. Изоляционное расстояние по воздуху между проводами петель и телом опоры, а также расстояние между проводами ВЛ в местах их пересечения между собой или транспозиции на опоре, ответвлениях и переходе с одного положения проводов на другое не должны отличаться от проектных значений более чем на минус 10%.

          Разрегулировку проводов различных фаз одного относительно другого, а также разрегулировку тросов следует допускать не более 10% проектного значения стрелы провеса провода (троса).

          Разрегулировка проводов в расщепленной фазе не должна превышать 20% расстояний между отдельными проводами в фазе для ВЛ до 500 кВ и 10% - для ВЛ 750 кВ, а угол разворота проводов в фазе не должен превышать 10°.
         В пролетах пересечения ВЛ, находящихся в эксплуатации, с другими ВЛ и линиями связи допускается установка на каждом проводе или тросе  пересекающей ВЛ не более двух соединителей.

          Количество соединений проводов и тросов на пересекаемой ВЛ не регламентируется.
          Минимальное расстояние от соединительного зажима до зажима с ограниченной прочностью заделки должно быть не менее 25 м.
 Расстояние между соединительными (ремонтными) зажимами в пролете должно быть не менее: 5 м для проводов (тросов) сечением до 50 мм² включительно, 10м - св. 50 до 95 мм² включительно, 15 м - св. 95 до 185 мм² включительно, 30м - св. 185 мм². Прочность заделки проводов и грозозащитных тросов в соединительных и натяжных зажимах, установленных в пролетах ВЛ, должна составлять не менее 90% предела прочности провода или троса.

         Соединительные и натяжные зажимы приводов и грозозащитных тросов должны отбраковываться, если:

         - монтаж зажимов выполнен с нарушением указаний по их монтажу;
         - геометрические размеры (длина и диаметр спрессованной части) не соответствуют требованиям указаний по монтажу зажимов;
         - на поверхности соединителя имеются трещины, следы значительной коррозии или механические повреждения;

         - кривизна спрессованного соединителя превышает 3% его длины;
стальной сердечник спрессованного соединителя расположен несимметрично по отношению к алюминиевому корпусу;

        - наблюдается свечение или изменение цвета соединителя от нагрева током нагрузки ВЛ.

          Прессуемые зажимы должны иметь диаметр после опрессования, превышающий не более чем на 0,3 мм диаметр матрицы, а диаметр матрицы не должен превышать ее номинальный диаметр более чем на 0,2 мм.
         Сварные соединения должны браковаться, если пережжен наружный повив провода, нарушена сварка при перегибе проводов руками, образовалась усадочная раковина в месте сварки глубиной более 1/3 диаметра провода, но не более 6 мм - для сталеалюминиевых проводов сечением 150-600 мм.² 
         Болтовые соединения на действующей ВЛ должны браковаться, если падение напряжения или сопротивление на участке соединения более чем в 2 раза превышает падение напряжения или сопротивление на участке целого провода той же длины.

                  На соединителях, смонтированных методом скручивания, число витков должно быть в пределах 4 - 4,5, а для скрученных соединителей СОАС-95-3 с проводом АЖС 70/39  -  5,5 витков.

                  Неисправный участок провода или молниезащитного троса должен быть заменен отрезком нового провода (троса) той же марки, что и поврежденный.

 

            2.8  Эксплуатация и ремонт 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.

         Проверка загнивания древесины включает: осмотр и простукивание деталей по всей их длине; измерения глубины загнивания в опасном сечении и в местах, наиболее подверженных загниванию. Осмотром определяется наличие наружного кругового загнивания древесины и местного загнивания (отдельных очагов гнили и трещин, где может возникнуть глубокое и быстрое загнивание).
          Простукиванием определяется наличие загнивания сердцевины: чистый, звонкий звук характеризует здоровую древесину, глухой звук указывает на наличие в ней загнивания. Простукивание следует производить в сухую погоду при положительной температуре воздуха.

          Глубину загнивания древесины следует определять специальными приборами, в том числе щупом с полусантиметровыми делениями и полым буравчиком: щуп при измерении следует вводить в древесину нажатием руки. Забивать его молотком или каким-либо другим инструментом запрещается;
при измерении полым буравчиком глубину и характер загнивания определяют по извлекаемому столбику древесины. Все отверстия в древесине, произведенные при измерениях буравчиком, для предотвращения распространения загнивания должны быть промазаны антисептиком и закрыты пробками.  Измерения глубины загнивания следует производить в трех точках окружности детали под углом 120° для деталей, расположенных вертикально или наклонно (приставки, стойки, подкосы, раскосы), и в двух точках окружности (сверху в месте наибольшего загнивания и внизу против первого) для деталей, расположенных горизонтально (траверсы, распорки и т.п.).
        Первое измерение по окружности вертикально расположенных деталей производится в месте предполагаемой (после осмотра и простукивания) наибольшей глубины загнивания. Средняя глубина наружного загнивания определяется как среднее арифметическое из значений глубин загнивания, полученных при измерении в данном сечении. Диаметр оставшейся здоровой части древесины определяется вычитанием удвоенного значения среднего наружного загнивания из значения фактического диаметра детали. Одновременно  с измерениями загнивания древесины следует проверять затяжку проволочных бандажей, а также коррозионное состояние всех металлических частей.

          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.

          Металлические опоры перед окраской должны быть тщательно очищены от ржавчины, остатков старой краски и грязи. Особое внимание при очистке следует обратить на узлы соединения отдельных деталей опор и подножников, а также места крепления опор к фундаментам. Перед окраской опоры очищаются от грязи и ржавчины металлическими щетками и специальными металлическими скребками.

         Подготовка поверхности металлических опор под окраску может производиться и без очистки ржавчины - путем обработки ее химическими реактивами ( преобразователем ржавчины).

          Для окраски металлических опор следует применять атмосферостойкие красители (на натуральных маслах, на эпоксидной основе). При отсутствии указанных красок допускается применение лаков на битумной основе, которые наносятся на опору не менее чем в два слоя; второй слой наносится после высыхания первого (не менее чем через 15-16 ч). Для продления срока службы такого покрытия необходимо в верхний слой битумного лака добавлять 15% алюминиевой пудры.

         Смешивание битумного лака с алюминиевой пудрой должно производиться непосредственно перед окраской в количестве, не превышающем потребность для работы одной смены (при более продолжительном хранении пудра теряет способность всплывать на поверхности лака). Во избежание взрыва при открывании и пересыпке алюминиевой пудры запрещается применять металлический инструмент.
         Окраска металлических опор каменноугольным лаком запрещается.
         Очистка и окраска опор производится, как правило, сверху вниз, т.е. сначала работы производятся на тросостойках и траверсах, а затем на стойках или стволе опоры.

          При окраске верхних частей опор на ВЛ, находящихся под напряжением, следует соблюдать особую осторожность при работе на угловых опорах, на средней и нижней траверсах двухцепных опор, на опорах типа «рюмка».

          Ведра с краской не должны подвешиваться на опоре над проводами и изоляторами. Подвешивать ведра с краской на траверсах разрешается не ближе 1 м от места крепления изолирующих поддерживающих подвесок.
При окраске концов траверс промежуточных опор для предотвращения попадания краски на изоляторы на шапку верхнего изолятора подвески должен надеваться специальный поддон.

         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.

          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.

          Элементы опор, получившие в процессе эксплуатации прогибы свыше допустимых, должны быть либо заменены, либо выправлены с помощью домкратов или стяжных болтов. Заменяемые поврежденные участки пояса или решетки опоры вырезаются, на их место накладываются равнопрочные отрезки металла, необходимого профиля и длины, которые соединяются с поясами или решеткой сваркой или на болтах.

        При сварке соединений запрещается накладывать поперечные сварные швы. Длина швов, размеры и количество болтов должны быть определены расчетом. Обнаруженные в сварных швах трещины должны быть заварены.
         Ослабленные заклепочные соединения должны быть усилены расклепкой или заменой заклепок, а ослабленные болтовые соединения – подтягиванием гаек.

         Заваренные места, накладки и другие вновь установленные детали должны быть тщательно очищены от коррозии и окрашены.
         Металлические опоры, имеющие недопустимые наклоны, выправляются прокладками под опорные "башмаки" опоры. Прокладки применяются также для устранения неплотного прилегания пят опор к фундаментам. Суммарная высота прокладок не должна превышать 40 мм. Если при выправке опор необходимо одновременно освободить анкерные болты более чем на одной " ноге" опоры, опору следует предварительно укрепить расчалками.
       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^о несущая способность опоры уменьшается на 8 — 10 %. Выправка опор производится при помощи механизмов, обеспечивающих плавное увеличение тяжения. Выправка промежуточных одностоечных свободностоящих одноцепных и двухцепных опор, имеющих наклон поперек ВЛ, производится созданием тяжения в сторону, противоположную наклону опоры. Тяжение создается с помощью тягового механизма, обеспечивающего плавное увеличение усилия, прилагаемого к тяговому тросу. Механизм должен быть удален от опоры, подлежащей выправке, на расстояние не менее 1,2 ее высоты. Тяговый трос крепится на опоре на высоте около 4 м от уровня земли. По окончании выправки вершина опоры должна перейти на 20 – 30 см за вертикальное положение.

         До начала работ по выправке опор со стороны, противоположной наклону опоры, откапывается узкий котлован по диаметру стойки глубиной 1,2-1,5 м. При откапывании грунта экскаватором котлован должен быть ориентирован вдоль линии, возможно ближе к стволу опоры, чтобы избежать чрезмерного нарушения грунта в плоскости действия тягового усилия.
           Выправке подлежат опоры при угле наклона стойки более 1° (т.е. при отклонении вершины опоры от вертикального положения более чем на 25-40 см при длине стоек от 16 до 26м). При наклоне стойки опоры на угол более 3° от вертикали выправка должна производиться немедленно.
        В скальных и мерзлых грунтах выправка опор запрещается.
        Выправка опоры с оттяжками производится следующим образом:
опор с тросовыми оттяжками - изменением длины и тяжения в тросах оттяжек путем подтягивания гаек анкерных U- образных болтов;
опор с оттяжками из круглой стали (стержневой арматуры) - регулированием длины оттяжек с помощью талрепов.

           Выправленные опоры и их детали не должны иметь отклонения, превышающие допустимые. Все виды оттяжек опор (в том числе оттяжки внутренних связей опор, шпренгельные оттяжки траверс и др.) независимо от их конструктивного выполнения (из тросов, круглой стали) должны быть натянуты без видимой слабины.

       Тросы оттяжек и элементы крепления их к опоре и анкерным болтам должны периодически смазываться, оттяжки из круглой стали должны окрашиваться. В качестве антикоррозионных покрытий могут быть использованы смазки типа ЗЭС.

        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).

        

         

             2.9  Борьба с гололедом           

      

           В местах с частым образованием гололеда или изморози на проводах и грозозащитных тросах ВЛ в сочетании с сильными ветрами, в районах с частой и интенсивной пляской проводов и в тех случаях, когда возможно недопустимое приближение освободившихся от гололеда проводов к тросам, покрытым гололедом, должна производиться плавка гололеда электрическим током.
         К плавке гололеда необходимо приступать немедленно по получении сообщения о нарастании гололеда на проводах и грозозащитных тросах до того, как нагрузка от гололеда превзойдет допустимое значение.
          Для своевременной организации плавки гололеда на ВЛ должны быть установлены устройства, сигнализирующие о его появлении на проводах и тросах (сигнализаторы гололеда), например, типа СГ-62, ДСГ-68, БДГ-2.
Во время плавки гололеда на ВЛ должны дежурить электромонтеры, сообщающие о ходе его плавки. При сообщении об удалении гололеда с проводов (тросов) его плавка должна быть прекращена.
         Расчет тока и выбор напряжения источника электроэнергии для плавки гололеда на проводах (тросах) производятся в зависимости от схемы плавки.
Выбор метода и схемы плавки гололеда должен определяться режимом и условиями работы данной ВЛ (схемой сети, потребляемой мощностью электроустановками потребителей, зоной гололедообразования, возможностью отключения ВЛ и т.п.).

           Плавка гололеда может производиться как с отключением ВЛ на время плавки, так и без отключения. Плавка с отключением ВЛ производится:
токами короткого замыкания, искусственно создаваемого в сети; встречным включением фаз трансформаторов; комбинированным использованием указанных выше способов; постоянным током от отдельного источника. Плавка без отключения ВЛ производится: увеличением токов нагрузки ВЛ путем изменения схемы коммутации сети; пофазной плавкой при работе ВЛ по схеме два провода – земля.

         Наиболее простым способом плавки гололеда является увеличение токов нагрузки ВЛ, но использование его часто ограничено режимом работы энергосистемы. Этот способ следует применять не только для плавки гололеда, но и для предупреждения его образования при возникновении неблагоприятных атмосферных условий.

          Для плавки гололеда может применяться как переменный, так и постоянный ток. Постоянный ток должен применяться в тех случаях, когда применение переменного тока невозможно или сопряжено с большими трудностями. Особенно эффективно применение постоянного тока при плавке гололеда на ВЛ с большими сечениями проводов (300 мм²  и выше). Для плавки гололеда постоянным током используются специальные  выпрямительные установки.

          Плавка гололеда переменным током на проводах может производиться по одному из способов:

          - трехфазного короткого замыкания (рисунок 2.10.1 а);
          - двухфазного короткого замыкания;  ( рисунок 2.10.1 б);

         - однофазного короткого замыкания;

          - при последовательном соединении проводов всех фаз - по схеме "змейка" (рисунок 2.10.1 в);

           - встречного включения фаз трансформаторов (рисунок 2.10.1 г);
           - перераспределения нагрузок в сети путем повышения токовой нагрузки обогреваемой линии; наложения дополнительных токов на рабочий ток обогреваемой ВЛ;

          - постоянным током ( рисунок 2.10.1 д).

Плавка гололеда на грозозащитных тросах может производиться токами короткого замыкания, искусственно создаваемого на ВЛ, или встречным включением фаз трансформаторов.

                  При плавке гололеда на грозозащитных тросах в зависимости от напряжения  плавки трос должен быть изолирован на опорах ВЛ: с помощью одного изолятора при напряжении плавки 3-20 кВ, двух изоляторов - 35 кВ, четырех изоляторов - 110 кВ.

                               

 

                      Рисунок  2.9.1 -  Схемы плавки гололеда:

 

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

                                   током

           2.10  Аварийно- восстановительные  работы на ВЛ

        

          Аварийно-восстановительные работы на ВЛ должны производиться в неплановом порядке. Объем работ по ликвидации аварийных повреждений следует определять на основе данных о характере и объеме повреждений, местах повреждений. На предприятиях электрических сетей должны быть разработаны организационно-технические мероприятия по сокращению  продолжительности аварийных простоев ВЛ и быстрейшему вводу их в работу, в частности, должно быть проведено обучение персонала методам и технологии производства восстановительных работ (противоаварийные тренировки), подготовлены материалы и оборудование, транспортные средства, намечены маршруты скорейшей доставки бригад к месту работ, отлажена четкая связь между диспетчером и руководителями работ, производителями работ и бригадами.

         Для сокращения продолжительности обесточения ВЛ и аварийного недоотпуска электроэнергии потребителям рекомендуется:
         - переходить на работу ВЛ 110-220 кВ двумя фазами с отключением поврежденной фазы (неполнофазный режим работы ВЛ);
         - производить пофазный ремонт ВЛ 35-220 кВ, т.е. выполнять работы на отключенной фазе при передаче мощности по двум другим фазам.
          Неполнофазный режим и пофазный ремонт должны выполняться согласно требованиям специальных инструкций.

          Для перевода ВЛ на работу двумя фазами должно быть обеспечено пофазное управление выключателем или разъединителем на питающей стороне и разъединителем на приемной стороне. Отключение поврежденной фазы разъединителем с приемной стороны следует осуществлять на полностью обесточенной ВЛ. Если ВЛ осталась отключенной вследствие однофазного замыкания на землю, перевод ВЛ на работу двумя фазами в зависимости от местных условий может быть произведен немедленно после установления вида замыкания или после проверки линии с помощью приборов для определения места повреждения.

          Предельная мощность, которая может быть передана по двум фазам ВЛ, должна быть определена расчетом и испытанием по условиям асимметрии токов в генераторах, влияния на линии связи, автоблокировки и пр.
        Для ликвидации повреждений на ВЛ в энергоуправлениях (объединениях) и регионах должны быть созданы аварийные запасы древесины, проводов, изоляторов, арматуры и других материалов, согласно действующим нормам. Использование материалов аварийного запаса для плановых ремонтов не допускается. Аварийный запас материалов и оборудования создается за счет средств, выделяемых на строительство новых воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше.
Допускается пополнение аварийного запаса за счет средств, выделяемых на капитальный ремонт. Для пополнения аварийного запаса могут использоваться материалы и оборудование, оставшиеся неповрежденными при аварии и демонтированные в процессе ее ликвидации. Аварийный запас для ВЛ 35 кВ, создаваемый в энергоуправлении, следует определять, исходя из общей протяженности (по трассе) ВЛ 35 кВ и соответствующего материала опор, находящихся на балансе энергоуправления. Аварийный резерв для ВЛ 35 кВ, создаваемый в регионе, следует определять, исходя из общей протяженности ВЛ того же класса напряжения и материала опор.
          При изменении протяженности ВЛ (после ввода в эксплуатацию новых ВЛ или приема ВЛ от других министерств и ведомств) объем аварийного запаса необходимо корректировать в соответствии с нормами.

 

         Нормы аварийного запаса установлены из расчета на каждые 100 км вновь сооружаемой ВЛ. При протяженности ВЛ, меньшей или большей 100 км, количество материалов аварийного запаса изменяется пропорционально длине ВЛ ( с округлением до целого числа). Виды и типы материалов, предназначенных для создания аварийного запаса для ВЛ 35 кВ и выше, должны устанавливаться проектной организацией с учетом распространенных и наиболее повреждаемых элементов ВЛ.
         Строительные организации при заказе материалов и оборудования для строительства ВЛ 35 кВ и выше должны включать в заявку эти материалы и оборудование, предназначенные для создания аварийного запаса, с последующей передачей их со своего баланса на баланс энергоуправлений (объединений).     
         В энергоуправлении (объединении) на основе передаваемых ему материалов аварийного запаса для ВЛ 35 кВ и выше должен быть создан аварийный запас для всех обслуживаемых им ВЛ указанных классов напряжений. Аварийный запас определяется, исходя из суммарной протяженности этих ВЛ в пределах энергоуправления (объединения).
        Количество, виды и типы материалов аварийного запаса для ВЛ 35 кВ и выше должны утверждаться руководством энергоуправления (объединения). Руководству энергоуправления (объединения) предоставляется право определять виды и типы опор, марки проводов, грозозащитных тросов, линейной арматуры и изоляторов аварийного запаса, исходя из характеристик эксплуатируемых энергоуправлением (объединением) и сооружаемых ВЛ, ориентируясь на наиболее распространенные в пределах энергоуправления (объединения) и наиболее повреждаемые элементы ВЛ.
        Запас материалов, израсходованных при аварийно-восстановительных работах на ВЛ 35 кВ и выше, необходимо пополнять в кратчайший срок.
        Для пополнения аварийного запаса должны быть использованы материалы, оборудование, элементы опор, оставшиеся неповрежденными и демонтированные в процессе ликвидации аварии.                          
           Объем, номенклатура, схема размещений и порядок хранения аварийного запаса региона должны устанавливаться территориальным департаментом, а аварийного запаса энергоуправления - энергоуправлением. Аварийный запас региона размещается на складах энергоуправления; аварийный энергоуправления может размещаться на складах энергоуправления или его энергопредприятий. Места хранения аварийного запаса должны определяться по схеме организации эксплуатации энергообъединения.
          Материалы аварийного запаса должны храниться в специально отведенных местах. Запрещается хранение аварийного запаса вместе с материалами и оборудованием, предназначеным для выполнения ремонта.
 В местах хранения аварийного запаса должен находиться перечень его с указанием объема по нормам и фактического наличия, а также видов и типов материалов запаса. Хранение и размещение аварийного запаса материалов должно обеспечить его исправное состояние и возможность быстрого получения и доставки на трассу ВЛ в аварийных случаях. Древесину следует хранить в штабелях, железобетонные опоры и приставки- в штабелях с прокладками между слоями, провод- на барабанах или в бухтах под навесом.
         Техническое состояние аварийного запаса должно проверяться персоналом службы линий не реже двух раз в год. При обнаружении каких-либо нарушений в комплектовании или хранении аварийного запаса должны быть немедленно приняты меры по их устранению.
Аварийный запас древесины рекомендуется заменять новым, из поступающего для капитального ремонта, не реже 1 раза в 2 года.
        При ликвидации аварий, связанных с массовыми повреждениями ВЛ, в первую очередь должен расходоваться аварийный запас энергоуправления, а в случае его нехватки - аварийный запас соответствующего региона.
При массовых повреждениях, которые не могут быть ликвидированы за счет аварийных запасов энергоуправлений и регионов, руководству энергоуправления следует организовать получение недостающего количества материалов от строительных организаций или заводов стройиндустрии.
       При разрушениях ВЛ, вызванных стихийными бедствиями (гололед, наводнение, ледоход, ураган, лесной пожар и др.), или при возникновении угрозы их разрушения руководству ПЭС, в ведении которых находятся эти ВЛ, рекомендуется при необходимости обратиться за помощью в местные органы исполнительной власти, которые в пределах своих полномочий могут привлекать граждан, транспортные средства и механизмы к работам по предотвращению и ликвидации разрушений этих ВЛ. Оплата восстановительных работ производится предприятием электрических сетей.
       В соответствии с требованиями правил охраны электрических сетей для ликвидации аварий на ВЛ разрешается вырубка отдельных деревьев в лесных массивах и на лесозащитных полосах, прилегающих к трассе этих ВЛ, с последующим оформлением лесорубочных билетов (ордеров).

             

            2.11 Техническое перевооружение, реконструкция и модернизация  ВЛ

          На ВЛ по мере необходимости производятся работы по ее техническому перевооружению, реконструкции, модернизации. Работы по техническому перевооружению, реконструкции и модернизации ВЛ производятся на основании проектно-сметной документации, разработанной по результатам обследования, испытания и оценки технического состояния ВЛ или их элементов.
        Обследование ВЛ или их элементов производится заказчиком (владельцем ВЛ) своими силами или по договору с ним специализированными, проектными, научно-исследовательскими и другими организациями. Обследование производится полностью всей ВЛ (или отдельных ее элементов) или выборочно в соответствии с требованиями действующих методических указаний по обследованию ВЛ 35 кВ и выше, подлежащих техническому перевооружению, реконструкции и модернизации.
         Техническое перевооружение включает мероприятия по повышению технико-экономического уровня ВЛ, внедряемые на основе передовой техники и технологии, замены устаревших и физически изношенных конструкций и оборудования новыми, более совершенными. Техническое перевооружение выполняется, как правило, в пределах охранной зоны существующей ВЛ. К техническому перевооружению ВЛ относятся:
         - снос линии и сооружение взамен ее новой (того же или более высокого класса напряжения) в связи с физическим или моральным старением существующей ВЛ или необходимостью повышения ее пропускной способности;
         - перевод линии на более высокое напряжение (не предусмотренный проектом) для повышения ее пропускной способности;
          - замена воздушной линии (участка) кабельной в целях повышения надежности или снижения воздействия на окружающую среду;
          - подвеска вторых цепей или дополнительных проводов в фазе в целях повышения пропускной способности;

         - подвеска грозозащитных тросов на существующих опорах для повышения надежности;
         - сплошная замена проводов, грозозащитных тросов новыми большего сечения в целях повышения пропускной способности ВЛ, надежности проводов и тросов;

         - оборудование участков ВЛ устройствами защиты от влияния электрического поля для обеспечения безопасности обслуживания ВЛ на участках пересечения с ВЛ 330-1150 кВ;
         - оборудование опор устройствами защиты от птиц в целях обеспечения требований по охране окружающей среды и повышения надежности ВЛ.
          Реконструкцией ВЛ называется их переустройство или внесение значительных изменений в их конструктивное исполнение.
          К реконструкции ВЛ относятся: сплошная замена дефектных (неисправных) опор новыми (из того же или другого материала, другого типа) на участках ВЛ общей длиной более 15% протяженности ВЛ или при общем количестве заменяемых опор более 30% от установленных на ВЛ в целях повышения надежности ВЛ;  подставка опор в пролетах ВЛ или замена опор более прочными для повышения надежности ВЛ путем приведения ее характеристики к современным нормативным требованиям, содержащимся в ПУЭ, ПТЭ, а также учета действующих региональных карт и внешних нагрузок.
         Модернизацией ВЛ называются мероприятия по повышению их технико-экономических показателей, улучшению условий эксплуатации, повышению надежности и безопасности обслуживания за счет замены или изменения конструкций оборудования, а также совершенствования отдельных узлов или элементов. К модернизации ВЛ относятся: усиление опор (без их замены) путем установки ветровых связей, ригелей, замены отдельных элементов более прочными в целях приведения характеристики ВЛ к современным нормативным требованиям в соответствии с фактическими нагрузками;
замена дефектного провода (грозозащитного троса) новым (той же или другой марки) на участках ВЛ при их длине не более 15% общей протяженности ВЛ в целях повышения надежности ВЛ; замена изоляторов более надежными (при том же или увеличенном количестве изоляторов); подвеска дополнительных изоляторов или замена изоляторов нормального исполнения грязестойкими на участках ВЛ в целях повышения надежности; замена распорок или другой линейной арматуры новыми, более надежными типами, на участках ВЛ для повышения надежности. Приемка в эксплуатацию ВЛ после ее технического перевооружения, реконструкции и модернизации производится в соответствии с «Правилами приемки в эксплуатацию энергообъектов электростанций, электрических и тепловых сетей после технического перевооружения».

                      2.13   Определение мест повреждений на воздушных линиях

          Наиболее широкое распространение в энергосистемах получил метод определения места повреждения (ОМП) 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 микропроцессорных устройств релейной защиты. Приборы серии ФИП позволяют определить расстояния до места повреждения на линиях 110-500 кВ с погрешностью 3-5% длины линии.

          Существующие методы ОМП по параметрам аварийного режима с учетом различных признаков подразделяются на:

 а) методы на основе двусторонних (многосторонних) и односторонних измерений параметров;

           б) методы на основе измерений симметричных составляющих токов и напряжений и их сочетаний.

          Классификация методов ОМП показана на рисунке  2.13.1.

 

 

 

 

 

 

Методы ОМП

С двусторонним измерением

С односторонним измерением

Токов и напряжений нулевой последовательности

Токов и напряжений обратной последова- тельности

Полного (индуктивного) сопротивления

Симметричных составляющих токов (напряжений)

 

Рисунок 2.13.1 - Классификация методов ОМП

    

         Определение мест повреждения на основе двусторонних измерений выполняется расчетным путем либо графически. Расчет производится вручную с использованием простейших вычислительных средств либо на базе ЭВМ. В последнем случае применяются специальные или универсальные программы. Возможно также определение мест КЗ с помощью таблиц, составленных на основе предварительно выполненных расчетов для отдельных ВЛ.

          При одностороннем измерении параметров наиболее эффективным является использование фиксирующих омметров, показания которых соответствуют расстоянию до места КЗ. Они измеряют расстояние при всех видах КЗ в километрах. Использование односторонних измерений тока (напряжения) возможно в качестве дополнительного метода на линиях с двусторонним питанием при отсутствии данных измерений на одном из концов, а также на тупиковых ВЛ при отсутствии фиксирующих омметров.

          В энергосистемах широко применяются методы ОМП с использованием составляющих тока и напряжения нулевой последовательности. Реже используются токи и напряжения обратной последовательности.

         Широкое распространение методов с использованием параметров нулевой последовательности объясняется высоким удельным весом всех видов коротких замыканий на землю, простотой измерения токов и напряжений нулевой последовательности, независимостью сопротивления сетей, примыкающих к ВЛ, от нагрузки. Кроме того, при усреднении параметров в общем случае несимметричной ВЛ погрешность ОМП на основе составляющих нулевой последовательности не превышает 1,5-2% длины линии.

          Методы ОМП, основанные на измерении параметров обратной последовательности, несмотря на более высокую погрешность расчета (4-6% длины ВЛ), следует применять в оптимальном сочетании с другими методами. Они позволяют определять место повреждения как при однофазных, так и при двухфазных коротких замыканиях. Методы ОМП на основе измерений параметров обратной последовательности необходимо применять в следующих случаях:

          на воздушных линиях со сложной электромагнитной связью при расчете расстояния вручную. Применение параметров обратной последовательности целесообразно и при использовании ЭВМ в целях упрощения алгоритма ОМП;

          на воздушных линиях с подстанциями на ответвлениях от них, при отсутствии на этих подстанциях фиксирующих приборов, когда пренебрежение токами нулевой последовательности ответвлений приводит к недопустимой погрешности ОМП (более 2%). В то же время пренебрежение токами обратной последовательности практически не снижает точности расчета;

          при необходимости определения мест повреждения на основе односторонних измерений, а также и в сочетании с двусторонними измерениями параметров нулевой последовательности либо без них;

          в дополнение к другим методам для повышения достоверности и точности ОМП для всех видов ВЛ.

          Использование тех или иных методов ОМП в каждом конкретном случае должно быть и обосновано расчетным путем в целях  обеспечения максимальной эффективности определения мест короткого замыкания с учетом вида воздушной линии и её электромагнитной и электрической связи с другими элементами сети. Предпочтение следует отдавать тем методам, которые обеспечивают для данных фиксирующих приборов и имеющихся средств вычислительной техники высокую точность и достоверность расчета. Кроме того, следует стремиться к максимально возможной автоматизации процесса определения мест повреждения.

 

           2.13   Методы контроля состояния элементов ВЛ

 

         Контроль состояния элементов ВЛ производится с применением ряда индикаторов и устройств, широко используемых в практике эксплуатации, например молотка Кашкарова и микроскопа Бринелля для состояния железобетонных опор. Эти приборы широко применяются в энергосистемах. Кроме этого, применяются и другие приборы для контроля ВЛ.

         Особое  значение приобретают приборы, позволяющие выявить качество применяемых на ВЛ элементов или качество монтажа, которое визуально оценено быть не может.

         Существуют методы и приборы для неразрушающего контроля бетона железобетонных приставок и  фундаментов опор ВЛ. Методы и приборы могут применяться при изготовлении, строительстве и эксплуатации опор.                                                   Положение арматуры и толщина защитного слоя бетона определяются при помощи магнитоэлектрических приборов типа ИЗС-М и ИЗС-2. В пластмассовом корпусе прибора ИЗС-М закреплены линейные магниты и подвижная рамка, на оси которой установлены магнит и стрелка-указатель. Наличие и местоположение арматурных элементов устанавливают, перемещая прибор по поверхности изделия; в положении над арматурными стержнями стрелка отклоняется от исходного положения. Толщина защитного слоя бетона определяется по калибровочной кривой, связывающей показания прибора с толщиной защитного слоя; при этом каждому диаметру арматурного стержня соответствует своя калибровочная кривая.

         Прибор ИЗС-2 состоит из генератора переменного напряжения, источника автономного питания, индуктивного преобразователя трансформаторного типа с выносным датчиком (и аналогичным устройством в корпусе прибора), детектора и стрелочного измерительного прибора. При работе с прибором датчик устанавливается на поверхности бетонного изделия так, чтобы ось симметрии прибора совпадала с направлением арматуры. Положение арматурного стержня, соответствующее минимальному показанию стрелки при указанном положении датчика, отмечается на поверхности бетона. Затем датчик перемещается под прямым углом к стержню арматуры; при достижении минимального показания прибора снимают отсчет, по которому определяют глубину залегания арматуры (по шкале для данного диаметра арматуры).

          Определение прочности бетона можно производить с использованием прибора УК – 12П. Питание прибора может осуществляться от сети переменного тока и от аккумуляторов, поэтому он может применяться в эксплуатационных условиях. Контроль прочности бетона ультразвуковым импульсным методом рекомендуется производить методом сквозного прозвучивания. Для обеспечения надежного аккустического контакта между бетоном и рабочими поверхностями ультразвуковых преобразователей применяется солидол, технический вазелин. Допускается производить оценку прочности бетона и по пластической деформации с использованием молотка Кашкарова. Во всех случаях при контроле прочности бетона неразрушающим методом предварительно строятся зависимости «косвенная характеристика – прочность».

         Применением ультразвукового импульсного метода можно определить глубину распространения трещин в бетоне (сквозным или односторонним прозвучиванием), размеры каверн и зон неуплотненного бетона.

         Одним из существенных дефектов монтажа соединений сталеалюминиевых проводов, приводящих к снижению их прочностных характеристик, является смещение при опрессовании  стальной гильзы соединителя  по отношению к месту соединения проводов. При этом, поскольку стальная часть соединителя  закрыта алюминиевой гильзой, выявить указанный дефект визуально практически невозможно. Для определения положения стального сердечника разработан прибор  ИПС – индикатор положения соединителей проводов. Прибор применяется для контроля соединений проводов марок АС, АСКС, АСКП, АСК сечением от 240/32 до 800/105 мм².

         Значительная часть опор ВЛ, в первую очередь 220-750 кВ, а также анкерно-угловых опор 110 кВ выполнена с применением тросовых оттяжек. Жесткость конструкций опор ВЛ на оттяжках, их геометрическая форма и главное надежность конструкции зависят от правильности натяжения оттяжек и сохранения тяжения в процессе эксплуатации. Поэтому контроль тяжения  в оттяжках весьма важен для обеспечения нормальной работы опор.

          Для проверки тяжения в тросовых оттяжках используется прибор типа  ИН – индикатор натяжения оттяжек опор ВЛ. Индикатор позволяет измерять тяжение оттяжек, выполненных из одного,  двух канатов и скрученных.

         При определенных условиях в эксплуатации необходимо определение предела текучести металла, из которого изготовлены металлические опоры. Такая задача чаще всего возникает при решении вопросов о реконструкции ВЛ, о возможности ее дальнейшей эксплуатации, о необходимости усиления опор. При этом важно знать не проектные параметры металла, заложенного в конструкцию опоры, а реальный предел текучести – основной показатель, используемый при расчетах.

         Разработан прибор, предназначенный для определения механических параметров, связанных с твердостью металла. Методика определения предела текучести проста. Путем статического механического воздействия   (специальным силовым устройством, являющимся частью прибора) на поверхности металла, зачищенного до  R_а = 0,32 мкм, шариком диаметром 10 мм создается оттиск диаметром 0,9 мм. По силе, создавшей указанный «стандартный» оттиск, по таблицам (формуле, графику) определяется предел текучести металла.

           В настоящее время все более широко используются дистанционные методы контроля соединений с помощью приборов инфракрасной техники – тепловизоров, в которых инфракрасное  излучение поверхности контролируемого элемента ВЛ преобразуется в электрический сигнал, а затем в видимое черно-белое или цветное изображение на экране тепловизора. Это изображение позволяет не только наблюдать  термограмму  объекта,  но и определять относительное распределение температур по поверхности оъекта или разность температур двух объектов.

          Дефекты соединения  проводов составляют от 10 до 20 % общего числа отказов ВЛ  в следствие повреждения проводов. Поэтому своевременное выявление дефектных соединений актуально  для предотвращения  нарушения работы ВЛ. Кроме того, невыявленные дефектные соединения являются потециальным очагом отказа ВЛ.

          Протяженность ВЛ как объекта контроля, рассредоточенность соединений по длине линии, прохождение ВЛ часто по труднодоступным трассам предопределяют необходимость  тепловизионного контроля ВЛ с подвижных средств – автомобилей, вездеходов, вертолетов. В течение дня с применением тепловизора на одном вертолете производится проверка около 300 км ВЛ; расстояние от вертолета до ВЛ в процессе контроля – 120 м, скорость – 70 км/ч; при контроле выявляется разность температуры соединения и соседнего участка провода, равная 3^о С. Широко применяется видеомагнитофонная запись термограммы и трассы линии, что существенно облегчает анализ результатов контроля.

            3 Эксплуатация и ремонт кабельных линий

        

          3.1 Приемка кабельных линий и сооружений в эксплуатацию

 

          Приемка в эксплуатацию кабельных линий производится после окончания работ по прокладке кабелей и монтажу концевых муфт.

         Все работы выполняют в соответствии с утвержден­ным и согласованным проектом снипом 3.05.06—85 «электротехнические устройства», действующими техни­ческой документацией на муфты для кабелей с бумаж­ной и пластмассовой изоляцией и инструкцией по про­кладке кабелей.

         Кабельные линии при приемке в эксплуатацию под­вергают осмотрам и электрическим испытаниям. кабели скрытых прокладок (в траншеях, блоках и т. п.) не мо­гут быть осмотрены после окончания всех работ на трас­сах, также не может быть проконтролировано качество монтажа муфт, а существующие методы электрических испытаний не дают возможности выявить все дефекты в проложенной линии. поэтому, для того чтобы обеспе­чить хорошее качество работ, необходимо контролиро­вать прокладку кабеля и монтаж муфт, т. е. осуществ­лять технический надзор.

       Согласно «правилам технической эксплуатации элек­троустановок потребителей» и «правилам техники безопас­ности при эксплуатации электроустановок потребителей» (птэ и птб), технический надзор целиком лежит на той организации, которая будет эксплуатировать проложен­ный кабель.

         В основном этот надзор заключается в следующем:

        - ознакомление с заводскими протоколами испытаний кабеля и состоянием его при поставке;

        - проверка по месту выбранной кабельной трассы и строительной готовности кабельных сооружений;

        - наблюдение за качеством работ во время прокладки кабеля и монтажа на нем муфт;

          - проверка выполнения мероприятий по антикоррози­онной защите, предусмотренных проектом.

         При надзоре за прокладкой небронированных кабе­лей со шланговым покрытием (например, аашв) необ­ходимо особо обращать внимание на состояние шлангов. кабели со шлангами, имеющими сквозные порывы, за­диры, трещины, необходимо отремонтировать или заме­нить. приемка траншей, каналов, туннелей и других ка­бельных сооружений должна предшествовать прокладке в них силовых и контрольных кабелей.

           С началу прокладки кабелей в подземных и надзем­ных кабельных сооружениях необходимо обеспечить окончание всех строительных работ. при осмотре ка­бельных сооружений проверяют: наличие уклонов для стока воды, электрическое освещение, вентиляцию и водооткачку, соответствие внутренних размеров проекту, состояние железобетонных конструкций, правильность укладки труб блочной канализации, наличие теплоизо­ляции для теплопроводов и др.

         Проверка качества работ при прокладке кабеля вклю­чает: контроль по динамометру за усилием тяжения ка­беля; определение допустимых радиусов изгибов, глу­бины прокладки и расстояний между параллельно уложенными кабелями, а также расстояний между край­ними кабелями и стенками сооружений; определение рас­стояний на пересечениях и сближениях кабелей с раз­личными сооружениями; контроль за наличием песчаной подушки под кабель, защитных покрытий, запасов ка­беля перед муфтами, маркировочных бирок.

          Контроль за монтажом муфт включает: проверку соответствия типоразмера муфты сечению кабеля; наличие кондиционных и не- просроченных (срок годности) ком­плектующих материалов; наличие соответствующего ин­струмента и приспособлений; соблюдение обязательной технологии и последовательности монтажа.

          На маркировочных бирках кабелей обозначают их марку, номинальное напряжение, число и сечение жил, номер или наименование кабельной линии. на бирках соединительных муфт силовых кабелей, кроме того, ука­зывают дату монтажа и фамилию электромонтажника-кабельщика; а на бирках концевых заделок — конечные пункты (откуда и куда проложен кабель).

          Кабели после прокладки, монтажа кабельных муфт и концевых заделок, установки концевых заделок (в ка­бельный отсек ру и др.) испытывают по нормам, преду­смотренным пуэ. одновременно с испытаниями прове­ряют соответствие жил по фазам обоих концов линии не­зависимо от их расцветки.

         Правилами устройств электроустановок (пуэ) уста­новлен для всех электроустановок одинаковый порядок буквенно-цифровых и цветовых обозначений одноимен­ных шин. при переменном трехфазном токе шины окра­шиваются; фаза а — желтым, фаза в — зеленым, фаза с — красным, шина нулевая рабочая n — голубым цве­том (эта же шина, используемая в качестве нулевой за­щитной, окрашивается продольными полосами желтого и зеленого цветов).

        При постоянном токе шины окрашиваются: положи­тельная (+) — красным, отрицательная (—) — синим и нулевая рабочая (м)— голубым цветом.

         Изоляция жил кабельных линий окрашивается по цветам шин и выводов оборудования, к которым они при­соединяются.

         После включения кабельной линии под напряжение приборами проверяют фазировку, которая заключается в определении одноименности фаз жилы кабеля и под­ключенной шины. если разность напряжений между жи­лой кабеля и одноименной фазой шины ру равна нулю,

 

 

 

  

 

                  Рисунок 3.1.1- фазировка кабельных линий:

  

 а – соответствие кабеля  и шины, б -  несоответствие фазы кабеля и шины

в местах соединения; 1 – указатель направления, 2 – провод, 3 – трубка сопротивления, 4 – шины, 5 – разъем спуска шин, 6 – концевая заделка, 7 – кабель: ж – желтая, з – зеленая, к – красная шины

 

Это означает соответствие фаз, если не равна нулю, это означает несоответствие фаз и неправильное присоеди­нение кабеля. включение такого кабеля в цепи магист­ральной схемы может вызвать короткое замыкание. для фазировки кабельных линий напряжением 6 и 10 кв применяют указатели напряжения 10 кв в комплекте с добавочным сопротивлением (рисунок 3.1. 1).

         Документация для сдачи кабельных линий в эксплуа­тацию. в техническую документацию входит проект ка­бельной линии с изменениями, отступлениями и указа­ниями, с кем и когда они были согласованы.

         На плане кабельной линии, проложенной в траншее, приводятся: координаты соединительных муфт, привя­занные к существующим постоянным строениям или специальным опознавательным знакам; схема кабельной линии с указанием заводских номеров барабанов проло­женных кабелей и их длины, последовательность уклад­ки барабанов и нумерация соединительных муфт при прокладке кабелей в траншее; материалы по согласова­нию трассы кабельной линии. кроме того, приводятся акты: приемки траншей и кабельных сооружений под монтаж; на скрытые работы по прокладке труб; осмотра кабелей на барабанах перед прокладкой и протоколы их заводских испытаний; осмотра кабельной канализации в траншеях и каналах перед закрытием; журналы про­кладки кабелей и разделки кабельных муфт напряжени­ем выше 1000 в, а также протоколы прогрева кабелей на барабане перед прокладкой при низких температурах и электрических испытаний силовых кабелей после окон­чания монтажа.

         Все приведенные акты и протоколы заносят в общую ведомость, которую вместе с документацией предъявля­ют при сдаче. приемку кабельной линии в эксплуатацию производят по акту.

                    

         

          3.2 Организация эксплуатации кабельных линий

 

           Для организации эксплуатации кабельных линий про­мышленных предприятий и городских кабельных сетей необходимо предварительно разработать основные доку­менты: номенклатуру работ и сроки их выполнения; го­довой и месячный план и график работ; должностные инструкции для всего персонала; производственные ин­струкции на все виды работ; расчет потребности обору­дования, запасных частей, материалов, инструмента, приспособлений и средств механизации. эти документы разрабатывают на основании птэ и птб.

         Номенклатуру работ по эксплуатации кабельных ли­ний составляют на каждый календарный год.

         Для обеспечения правильной эксплуатации кабель­ных линий необходимо иметь: исполнительные чертежи на кабельные линии и другие специальные кабельные со­оружения; паспорта кабельных линий и сооружений; ад­ресные списки кабельных сооружений.

        Исполнительный чертеж выполняется тушью на лис­тах ватманской бумаги в масштабе 1 : 500, а для слож­ных узлов, где расположение кабельных линий при та­ком масштабе становится не наглядным, принимается более крупный масштаб 1 :200, 1 : 100 или 1 : 50. для удобства ориентации при рассмотрении исполнительного чертежа надземные сооружения наносятся в виде тонкой контурной линии, а все подземные сооружения, за исклю­чением кабельных линий, наносятся условными обозна­чениями только в местах сближения и пересечения.

           Кабельные линии различных напряжений и назначе­ний наносят различными условными обозначениями и различными цветами туши. привязка кабельных линий на местности производится только к постоянным фундаментальным ориентирам, при отсутствии которых должны быть установлены специальные вешки. на ис­полнительных чертежах (планах) соединительные муф­ты различных типов выполняют различными условными обозначениями.

        Обозначение кабельных линий производится в стро­гом соответствии с их диспетчерским наименованием и нумерацией. хранение исполнительных чертежей должно быть так организовано, чтобы обеспечить их длитель­ную службу и сохранность. при работе на трассах ори­гиналы исполнительных чертежей не выдаются. при вы­ездах на трассу с исполнительных чертежей снимают копии на кальку для выдачи их на руки. в процессе экс­плуатации необходимо своевременно вносить в исполни­тельные чертежи все изменения местонахождения кабе­лей и муфт, вызываемые ремонтами, реконструкцией и капитальным строительством сети.

         Паспорт кабельной линии составляют на основании приемо-сдаточной документации. в него заносят сведе­ния о марке кабеля, строительных длинах, данные о со­единительных и концевых муфтах, электрической харак­теристике линии, а также сведения о выполненной защите линии от коррозии, вибрации и механических повреждений.        в паспорт также заносятся схема трассы линии и при необходимости ее профиль.

         В процессе эксплуатации кабельной линии в паспорт заносят сведения о результатах профилактических испы­таний линий, нагрузке линии, измеренных температурах на оболочках, а также о повреждениях линии, ее ремон­те и состоянии трассы.

         Правильно составленный паспорт кабельной линии и аккуратное его заполнение в процессе эксплуатации позволяют определить необходимость капитального ре­монта, произвести анализ причин повреждений и разра­ботать необходимые противоаварийные мероприятия.

         Адресные списки кабельных строительных сооруже­ний так же, как распределительных пунктов (рп) и трансформаторных подстанций (тп), составляют для быстрого и точного определения их местоположения на территории. в адресном списке указывают наименование сооружения (рп, тп, туннель, колодец, коллектор и т. п.), его диспетчерский номер, адрес ближайшего го­родского строения и др.

          Для каждой кабельной линии при вводе ее в эксплуа­тацию устанавливают единый диспетчерский номер, или наименование по месту присоединения. если линия со­стоит из нескольких параллельных кабелей, то каждому из них присваивают номер кабельной линии с добавле­нием букв: а, б, в и т. д. кроме того, для каждой линии рассчитывают наибольшую токовую нагрузку. указанные сведения заносят в паспорт.

         В процессе эксплуатации линий проводят регуляр­ные осмотры трасс в нормативные сроки, профилактиче­ские испытания, измерения нагрузок не реже двух раз в год, в том числе один раз в период максимума нагру­зок. анализ результатов измерений нагрузок в период их максимума и минимума позволяет определить меро­приятия по улучшению режима работы кабельной линии.

         В разрабатываемую номенклатуру работ входят: сроки выполнения работ; осмотр трасс кабельных ли­ний; измерение фактических нагрузок; профилактические испытания; контроль за нагревом кабелей и блуждающи­ми токами; ремонт кабельных линий.

        При составлении номенклатуры учитывают: перио­дичность и сезонность выполнения работ, должности пер­сонала, на который возлагают выполнение различных видов работ, плановую норму времени на каждого испол­нителя, вид отчетного документа.

         Ежегодно разрабатываемая номенклатура работ поз­воляет отразить происшедшие за истекший год измене­ния в требованиях к обслуживанию кабельных линий.

                

           

 

 

 

       

        3.3  Эксплуатационный надзор за кабельными линиями и                  

            сооружениями

 

         Правильно организованный в соответствии с птэ и птб и местными условиями эксплуатационный надзор за кабельными линиями и сооружениями обеспечивает надежность электроснабжения промышленных предприя­тий и городов.

         В целях обеспечения сохранности кабельных линий и предотвращения несчастных случаев правительством утверждены «правила охраны электрических сетей напряжением до 1000 в» и «правила охраны элек­трических сетей напряжением выше 1000 в». в соответ­ствии с этими правилами для подземных кабельных ли­ний установлены охранные зоны в виде участка земли, ограниченного параллельными прямыми, отстоящими от  крайних кабелей на 1 м с каждой стороны. для кабель­ных линий до 1000 в, проходящих в городах под тротуа­рами, охранная зона устанавливается на 0,6 м в сторону проезжей части улицы.

           В пределах охранных зон без письменного согласия
организации, эксплуатирующей кабельные линии, запрещается:
 осуществлять строительные, монтажные и другие­
 виды работ; устраивать стоянки автомобильного
транспорта; производить земляные работы на глубине
более 0,3 м; сбрасывать большие тяжести, выливать растворы­
 кислот, щелочей и солей, устраивать всякого рода
свалки и др.

        Установлены штрафные санкции для лиц и организа­ций, виновных в порче кабеля.

         В основу эксплуатационного надзора кабельных ли­ний входят: обход трасс и осмотр состояния кабельных линий и различных сооружений, в которых они проло­жены; надзор за производством работ на трассах и вбли­зи кабельных линий; организационно-технические меро­приятия по обеспечению сохранности кабельных линий.

         Периодичность осмотров и обходов трасс кабельных линий монтерами определяется опытом эксплуатации, местными условиями и проводится не реже сроков, при­веденных в птэ.

         Для кабельных линий напряжением до 35 кв уста­новлены следующие сроки осмотров: трасс кабелей, про­ложенных в земле, по эстакадам, в туннелях, блоках, каналах, галереях и по стенам зданий — 1 раз в три ме­сяца; концевых муфт напряжением выше 1000 в — 1 раз в шесть месяцев, до 1000 в — 1 раз в год ; кабельные муфты, расположенные в трансформаторных помещени­ях, распределительных пунктах и на подстанциях, осмат­риваются одновременно с другим оборудованием; ка­бельных колодцев — 2 раза в год.

        Трассы кабельных линий, проходящие по реконстру­ируемым городским и промышленным площадкам, где возможны механические повреждения кабелей, осмат­ривают более часто. весной во время паводков, после ливней и в период осенних дождей, когда наблюдаются наибольшее размягчение и размыв грунта, производят внеочередные обходы. при осмотре кабельных трасс проверяют, чтобы на трассе не производились несогласо­ванные работы (строительство сооружений, раскопка земли, насаждение растений и др.).

        Осмотр кабельных трасс закрытых территорий производят совместно с представителем той организации, где проложен кабель. в местах пересечения кабельных трасс с путями железных дорог обращают внимание на наличие предупредительных плакатов о расположения кабельных линий с обеих сторон зоны отчуждения же­лезной дороги,

        В местах пересечения кабельных линий с канавами, кюветами и оврагами проверяют наличие размывов и обвалов, угрожающих сохранности кабелей.

         При обходе трасс кабельных линий по территориям, где нет ориентиров (поля, пустыри), проверяют наличие железобетонных или металлических вешек, определяя их положение на трассе по плану линии.

        В местах перехода кабелей из земли в здания и из земля на опору вл необходимо проверить наличие металлической трубы, обеспечивающей защиту кабелей от механических повреждений.

        Осмотр открыто проложенных кабельных линий в ка­бельных сооружениях (каналы, туннели, коллекторы, эс­такады) производят по местным инструкциям. внутри сооружений не должно быть горючих и вредных для ды­хания газов, а также легковоспламеняющихся матери­алов.

         При осмотре кабельных сооружений проверяют со­стояние освещения и вентиляции, антикоррозионных по­кровов металлических оболочек кабелей и кабельных конструкций, соединительных муфт, наличие противопожарных кожухов и измеряют температуру окружающего воздуха. одновременно проверяют состояние строительной части сооружений (люков, перегородок, выходов, на­личие протечек воды и др.).

         Результаты обходов и осмотров кабельных трасс на открытых и закрытых территориях заносят в журнал для записи дефектов и неполадок. если обнаруженные дефекты требуют немедленного устранения, об этом не­обходимо сообщить руководителю.

         В соответствии с правилами по охране электрических сетей высокого напряжения все виды работ вблизи ка­бельных трасс, которые могут привести к порче кабелей (например, вскрытие земляных покровов, взрывные и карьерные работы и др.), предварительно согласовы­ваются с организацией, эксплуатирующей эти кабели.

         Все мероприятия по защите кабельной линии от по­вреждения отражаются в технической документации. места производства земляных работ по степени опасности механических повреждений кабельных линий делят на две зоны: 1 — работы на расстоянии до 1 м от край­ней кабельной линии напряжением выше 1000 в; 2 — работы на расстоянии более 1 м или на трассах кабель­ных линий напряжением до 1000 в. производство раско­пок механизмами на расстоянии ближе 1 м от кабелей не допускается. применение клин-бабы и других анало­гичных ударных механизмов разрешается на расстоянии 5 м (и более) от кабелей.

       При выезде на место работ представителю эксплуа­тирующей организации необходимо иметь план трассы кабельных линий и набор необходимых предупреди­тельных и запрещающих плакатов.

        Лицо, осуществляющее допуск к работам в зоне 1, проверяет по чертежу расположение кабельных линий, указывает производителю работ место трассы и намеча­ет границы безопасного производства работ. на месте работ границу ограждают барьером, щитами или другим, возможным по местным условиям способом. на ограж­дениях вывешивают пояснительные и предупредительные плакаты. после этого лицо, осуществляющее допуск, вы­дает производителю работ письменное разрешение на выполнение этих работ. если вскрытые кабели будут на­ходиться в таком состоянии долгое время, необходимо защитить их от возможных механических повреждений. расколки в зоне 1 выполняют только лопатами; применение ломов, пневматических инструментов и клиньев до­пускается лишь для снятия верхнего покрова на глубину не более 400 мм. механизмы (например, зкскаваторы)  должны работать вблизи трассы из-за возможного по­вреждения кабелей ковшом экскаватора.

          При работах в зоне 1 осуществляют постоянный конт­роль за производством ра6от на трассе. после окончания земляных работ на трассе все кабельные линии, отклю­ченные для земляных работ и не отключенные, но вскры­тые, испытывают высоким напряжением.

 

           3.4  Контроль за  нагревом кабелей

 

          Предельно допустимая температура нагрева кабеля имеет большое значение, так как от нее зависят нагру­зочная способность, срок службы и надежность работы кабеля.

         Каждый вид изоляции кабеля рассчитан на опреде­ленную длительно допустимую температуру, при которой старение изоляции проходит медленно. превышение тем­пературы нагрева кабеля выше допустимой ускоряет процесс старения изоляции и сокращает срок службы ка­беля.

         При нагревании кабеля наиболее быстрому старению подвергается бумажная изоляция, механическая проч­ность и эластичность которой при этом понижаются. длительно допустимые температуры для силовых кабе­лей стационарной прокладки приведены в таблице 3.1.

 

 

Таблица 3.1 - длительно допустимая температура нагрева жил кабелей

 

вид изоляции	температура,        о с	вид изоляции	температура,         о с
пропитанная бумага на напряжение, кв:        1        6       10       35	80         80         70         65	пвх пластикат полиэтилен вулканизирующийся полиэтилен резина резина, повышенной теплостойкости	70         70         90                 65         90

 

        При включении кабеля под нагрузку вначале нагре­ваются его жилы, а затем изоляция и оболочка. опыт­ными измерениями установлено, что перепад температу­ры между жилой и оболочкой кабеля напряжением 6 кв примерно 15 °с, а для кабелей 10 кв — 20 °с. поэтому в практических условиях обычно ограничиваются измере­нием температуры оболочки, учитывая, что температура жилы кабеля выше на 15—20 °с.

         Контроль за нагревом кабелей в процессе эксплуата­ции осуществляется измерением температуры свинцовой, алюминиевой или пластмассовой оболочки, брони или пластмассового шланга в тех местах кабельной трассы, где предположительно кабельная линия может иметь превышение температуры против допустимой. такими мес­тами могут быть прокладки вблизи теплопроводов, в сре­де с большим тепловым сопротивлением (шлак, трубы и т. п.), где создаются неблагоприятные условия для охлаждения кабельной линии. измерение температуры бронеленты (оболочек, шлангов) кабелей, проложенных открыто в кабельных сооружениях производят с помо­щью термосопротивлений или термопар и лишь в край­нем случае с помощью термометров.

          Конец термометра с ртутью надежно при­жимают к броне   (обо­лочке, шлангу) кабеля и закрепляют с помо­щью станиоля, или аналогичного материа­ла с хорошей теплопро­водностью, и бандажа из

 

 

 

 

 

                                       

 

Рисунок 3.4.1 -  измерение температур на поверхности работающего кабеля:

 

1 – кабель, 2 – здание, 3 – щитки термопар, 4 – металлическая труба,  5 – теплопровод

 

хлопчатобумажной ленты. при больших групповых прокладках кабелей на ответствен­ных объектах (тунне­ли электростанций, подстанций, питающие линии на центрах пита­ния и др.) применяют автоматическую запись температуры с помо­щью электронных по­тенциометров или мос­тов.

         Необходимо вести тщательный контроль за темпера­турой окружающего воздуха и работой вентиляции в ка­бельных сооружениях. измерение температуры кабеля, проложенного в земле или в других труднодоступных местах, производят при помощи термосопротивлений или термопар. на каждом кабеле в месте измерения уста­навливают не менее двух термосопротивлений (термо­пар) для обеспечения непрерывности измерения в случае выхода из строя одного из них.

          Для установки термосопротивлений, или термопар, на трассе кабеля отрывают котлован размером 900x900 мм .с углублением 250—300 мм в одной из стенок котлована по оси кабеля. после удаления наружного покрова, очистки брони от коррозии или очистки от грунта поверх­ности пластмассового шланга (оболочки) создают на­дежный контакт с проводами термодатчиков при помощи металлической фольги.

         Измерительные провода выводят через газовую тру­бу и подключают к специальным ящикам, после чего кот­лован засыпают землей. схема измерения температуры на поверхности кабеля приведена на рисунке 3.4.1. измерение температуры на поверхности контролируемых кабелей с одновременным измерением токовых нагрузок произ­водят в течение суток через 2—3 ч. если в результате из­мерений окажется, что температура жилы кабеля на от­дельных участках превышает допустимую, необходимо или снизить токовую нагрузку на кабель, или принять меры к улучшению условий его охлаждения. в некото­рых случаях целесообразно заменить перегревающийся участок линии кабелем большего сечения.  Контроль за нагревом кабелей производят по мере необходимости.

                    

              3.5  Контроль за нагрузкой кабельной линии

 

            При прохождении электрического тока по кабелю в нем выделяется значительное количество теплоты за счет потерь мощности в токопроводящих жилах, изоля­ции, металлических оболочках и броне. для трехжильных кабелей с бумажной пропитанной изоляцией напря­жением до 10 кв основным источником потерь являются потери мощности в токопроводящих жилах.

         Мощность, переходящая в теплоту, за счет нагрева токопроводящих жил током пропорциональна квадрату его силы и сопротивлению жилы кабеля. распростране­ние теплоты от жилы кабеля через изоляцию, оболочку и наружные покровы будет происходить за счет тепло­проводности этих материалов.

        Через некоторый промежуток времени, после включе­ния кабеля под нагрузку, в нем устанавливается тепло­вое равновесие, когда выделяемое в единицу времени количество теплоты равно количеству теплоты, отдавае­мой кабелем в окружающую среду. установившемуся равновесию соответствует определенное превышение тем­пературы кабеля над температурой окружающей среды.

         В наилучших условиях по отдаче теплоты в окру­жающую среду находится кабель, проложенный в воде, так как вода обеспечивает хороший отвод теплоты с на­ружной поверхности кабеля.

        При прокладке кабеля в земле отдача теплоты зави­сит от состава грунта и его способности удерживать влагу.

         Токовые нагрузки, приведенные в пуэ для кабелей, проложенных в земле, рассчитаны для грунта с удель­ным тепловым сопротивлением 120 ом^.°с/вт (нормаль­ная почва и песок с влажностью 7—9 % или песчано-глинистая почва с влажностью 12—14 %).

        Изменение удельного сопротивления земли значитель­но сказывается на допустимой нагрузке кабеля. приме­нительно к принятому сопротивлению земли пересчет то­ковой нагрузки для удельных сопротивлений 80, 200 и 300 ом ^.°с/вт будет соответственно равен 1,05; 0,87; 0,75. удельное тепловое сопротивление земли главным образом зависит от ее химической и физической струк­тур, плотности засыпки траншеи и способности удержи­вать влагу. поэтому утрамбовывание земли является обязательным технологическим процессом прокладки силового кабеля.

          Кабель, проложенный в воздухе, имеет более низкие допустимые нагрузки, чем при прокладке в земле из-за большего сопротивления тепловому излучению от кабе­ля в воздух. из-за действия ряда дополнительных тепло­вых сопротивлений (воздух в канале блока, взаимный подогрев кабелей) в очень неблагоприятных условиях (в отношении нагрева) находится кабель, проложенный в блочной канализации. чтобы обеспечить  правильный  температурный режим работы кабеля, необходимо для каждой находящейся в эксплуатации кабельной   линии  определить и установить допустимые токовые  нагрузки для нормального длительного и аварийных режимов.

         Допустимые токовые нагрузки для одиночных кабе­лей, проложенных в земле, воздухе и воде, определяются  по таблицам, приведенным в пуэ. таблицы составлены в зависимости от вида изоляции (резина или пластмасса, пропитанная бумага) и материала жилы (медь, алюми­ний). токовые нагрузки в таблицах приводятся в зави­симости от сечения токопроводящих жил кабеля, поэто­му по ним можно решать и обратную задачу, т. е. зная расчетную токовую нагрузку, можно выбрать сечение проводника. различные условия прокладки и эксплуата­ции кабельных линий учитываются поправочными коэф­фициентами, которые также приводятся в пуэ.

         Для кабелей, проложенных в земле, допустимые дли­тельные токовые нагрузки приняты из расчета проклад­ки в траншее на глубине 0,7—1 м не более одного кабе­ля при температуре земли 15 °с. аналогичные условия приняты для кабелей, проложенных в воде.

         Для кабелей, проложенных в воздухе, внутри и вне зданий, допустимые длительные токовые нагрузки при­няты из расчета температуры воздуха 25 °с. при этом расстояние между параллельно уложенными кабелями должно быть не менее диаметра кабеля. если темпера­тура окружающей среды существенно отличается от при­нятых температур при расчете токовых нагрузок для ка­белей, проложенных в земле и на воздухе, необходимо ввести поправочные коэффициенты, которые приведены в таблице пуэ.

         В зимних условиях температура земли на глубине прокладки кабелей близка к о °с. в соответствии с этим допустимые длительные нагрузки на кабельные линии могут быть увеличены.

         В распределительных устройствах с постоянным дежурным персоналом контроль за нагрузками осуществляется по стационарным измерительным приборам, показания которых записываются в суточные ведомости. для облегчения работы персонала на шкале стационарных приборов наносится красной чертой отметка, соответствующая максимальному допустимому току для данной кабельной линии.

         В распределительных устройствах (ру), не имеющих постоянного дежурного персонала и стационарных измерительных приборов, контроль за нагрузками производится переносными приборами или токоизмерительными клещами. обычно измерения нагрузок в ру производятся одновременно с измерениями нагрузок на силовых трансформаторах.

          В случае обнаружения перегрузок принимаются меры по снижению нагрузки на данную кабельную линию.

         Кабельные линии допускают перегрузки в течение определенного времени. непременным условием для этого является предварительная работа кабеля с недогрузкой (коэффициентом предварительной нагрузки является отношение предварительной нагрузки к номинальной). отношение допустимой максимальной перегрузки к номинальной (коэффициент перегрузки) определяется по таблице 3.2.

 

Таблица 3.2 - допустимые перегрузки кабельных линий напряжением до 10 кв

 

коэффициент предварительной нагрузки	вид прокладки кабелей	коэффициент перезагрузки в течение
		0,5 ч.	1 ч	3 ч
0,6	в земле в воздухе в трубах (в земле)	1,35      1,25      1,20	1,30      1,15      1,10	1,15     1,10     1,00
0,8	в земле в воздухе в трубах (в земле)	1,20      1,15      1,10	1,15      1,10      1,05	1,10     1,05     1,00

 

        При коэффициентах перегрузок, указанных в таблице 3.2, температура жил кабеля не превышает допустимую стандартом, и поэтому срок службы кабеля не снижается.

         При возникновении аварий необходимо любыми возможными путями сохранять электроснабжение потребителей. поэтому во время ликвидации аварии для кабельных линий до 10 кв включительно допускаются аварийные перегрузки в течение 5 суток, хотя при этом температура перегрева кабелей будет выше допустимой.   коэффициент перегрузки в аварийных случаях определяется по таблице 3.3.

        Для кабельных линий, которые более 15 лет находятся в эксплуатации, перегрузки должны быть понижены на 10%, так как эти линии имеют естественный износ изоляции.

         Перегрузка кабельных линий напряжением 20 — 35 кв не допускается, так как они работают при высоких напряженностях электрического поля и ослабление изоляции вследствие перегрузки для них недопустимо.

 

Таблица 3.3- допустимые нагрузки кабельных линий напряжением

                     до 10 кв на время ликвидации аварии

коэффициент предварительной нагрузки	вид прокладки кабелей	коэффициент перезагрузки в течение
		1 ч.	3 ч	6 ч
0,6	в земле в воздухе в трубах (в земле)	1,50 1,35      1,30	1,35 1,25        1,20	1,25 1,25      1,15
0,8	в земле в воздухе в трубах (в земле)	1,35 1,30      1,20	1,25 1,25        1,15	1,20 1,20      1,10

 

       При эксплуатации кабельных линий происходит ослабление изоляции из-за действия электрического поля, тепла, влаги и др. чтобы предупредить пробой ослабленного места и предотвратить внезапный перерыв электроснабжения в процессе эксплуатации, кабельные линии напряжением 3 — 35 кв не реже одного раза в 3 года подвергаются профилактическим испытаниям повышенным напряжением постоянного тока.

        Перед испытанием повышенным напряжением кабелей на напряжение 1 кв и выше производится измерение сопротивления изоляции кабеля мегаомметром на напряжение 2500 в. цель этого измерения — определение целости изоляции и выявление развившихся местных дефектов.

        При испытаниях повышенным напряжением концы кабелей отсоединяются с обеих сторон. для сокращения времени проведения испытаний групповые кабели на подстанциях могут испытываться без отсоединения от шин. для испытаний используются высоковольтные специальные установки.

       При испытаниях трехфазного кабеля с поясной изоляцией свинцовая оболочка и две жилы заземляются.

        В процессе эксплуатации кабельных линий необходи­мо осуществлять контроль за нагрузками стационарны­ми амперметрами в установленные сроки и записывать показания приборов в ведомость.

        Для наглядности на стационарных щитовых ампер­метрах красной чертой отмечается предельно допустимый ток кабельной линии, что дает возможность обслуживаю­щему персоналу принимать соответствующие меры при превышении этого значения.

       Измерение нагрузок кабельных линий и напряжений в различных точках сети должно производиться не ме­нее двух раз в год, в том числе в период максимума на­грузок. первое измерение следует производить в декаб­ре — январе, т. е. в период годового максимума нагру­зок. эти измерения служат основанием для составления плана работ по разгрузке кабельных линий и улучшению режима их работы. по замерам определяют потери электрической энергии в сети и другие технико-экономиче­ские показатели кабельных линий. второе измерение на­грузок кабельных линий целесообразно производить в мае, т. е. в период годового минимума нагрузок.

         Помимо указанных планируемых измерений нагрузок кабельных линий, производят внеочередные измерения, когда изменяют схему или присоединяют дополнитель­ные токоприемники, в связи с чем меняют режим рабо­ты кабельной линии.

         Организация измерений нагрузок кабельных линий вследствие сжатых сроков производства этой работы тре­бует специальной подготовки и должна учитывать преж­де всего: время измерений нагрузок отдельных кабелей в соответствии с максимумом нагрузки потребителей; необходимость составления графика измерений и разра­ботки трассы пути для измерительной бригады. этим графиком должна учитываться первоочередная необхо­димость производства измерений нагрузок на тех магист­ралях, где перегрузки были выявлены при первичных из­мерениях. необходимо тщательно подготовить всю техническую документацию, в которой будут фиксиро­ваться результаты измерений (в бланк измерений пред­варительно вносят общие данные об объекте).

        При разработке мероприятий, обеспечивающих без­аварийную работу в кабельной сети на основе результа­тов измерений нагрузок в осенне-зимний период, величи­ну нагрузки кабельных линий устанавливают по макси­мально нагруженной фазе кабеля.

                      

          3.6  Защита кабельных линий от коррозии

 

         Коррозионный процесс. почвенная влага представля­ет собой электролит различного состава и концентрации. контакт металла с почвенным электролитом вызывает образование коррозионных элементов (пар). если на по­верхности металла, погруженного в электролит, имеются участки с различными электрическими потенциалами, то во внешней цепи, соединенной через электролит, прохо­дит ток от более высокого потенциала к более низкому. таким образом, участок с более высоким потенциалом будет анодом, а с меньшим — катодом. участок кабель­ной линии, имеющий положительный электрический по­тенциал по отношению к окружающей среде, является анодной зоной, а отрицательный — катодной. в катод­ных зонах токи входят в оболочку кабеля, не создавая опасности ее разрушения. в анодных зонах токи прохо­дят по оболочке, унося частицы металла и разрушая его.

         Причины коррозии. подземная коррозия, которая вы­зывает электрохимическое разрушение металлических элементов кабелей, в процессе эксплуатации подразде­ляется на электрокоррозию от блуждающих токов и поч­венную коррозию от действия окружающей агрессивной среды.

Источником блуждающих токов являются в основ­ном рельсовые пути магистрального, промышленного и городского электрифицированного железнодорожного транспорта. отсутствие полной изоляции путевого хо­зяйства от земли, несовершенство устройств электро-

 

 

            

       

Рисунок 3.6.1-схема питания трамвайной сети (а) и распределение    блуждающих токов (б)

 

снабжения и другие причины вызывают утечку тяговых токов из рельсов в землю. растекаясь в земле и встречая на своем пути различные инженерные сооружения (тру­бопроводы, кабели и т. п.), удельные сопротивления ко­торых меньше сопротивления земли, блуждающие токи входят в сооружения и проходят в них по направлению к тяговым подстанциям. для кабельной сети наиболее опасным источником коррозии является трамвай, ис­пользующий для тяги постоянный ток. схема питания трамвайной сети и распределение блуждающих токов приведены на рисунке 3.6.1.

         Разрушение оболочек кабелей происходит тем сильнее, чем больше плотность тока, переходящего с кабеля в землю. для бронированных силовых кабелей за допус­тимую плотность тока принята норма не выше 0,15 ма/дм² с удельным сопротивлением грунта 100 ом ^. м.

       Переходное сопротивление между рельсами и кабеля­ми зависит от расстояния между ними, качества баллас­та под рельсовыми путями и качества грунта, в котором проложены кабели, а также от качества защитных по­кровов оболочек кабеля. снижение всех видов сопротив­ления в рельсовой сети связано с уменьшением падения напряжения в ней, а следовательно, уменьшения тока утечки.

        Устройство сварных соединений на рельсовых стыках через определенные промежутки, электрическое соедине­ние путей между собой для уменьшения их сопротивле­ния предусмотрено гостом.

        Выбор защитных покровов кабелей, проложенных в траншеях, при наличии блуждающих токов зависит от материала оболочки. для свинцовой оболочки применя­ют покровы бл, б2л, б2лшп, б2лшв, бшп, бшв, пл, п2л, п2лши, гпии, пшп, п2лшп; для алюминиевой — бп, б2л, шв,блшв, шп, блшп, бпшп, б2лшв, бвшв, б2лшп, п2л, плшм, п2лшп, п2лшв; для неметалличе­ской — б, п; без оболочки —ббшв, ббшп.

         Наиболее подвержены блуждающим токам места пе­ресечений и сближений с рельсами, а также участки, расположенные вблизи отсасывающих фидеров.

         Почвенная коррозия — электрохимическое разруше­ние металлических оболочек от взаимодействия с грун­том. интенсивность коррозии зависит от состава грунта, наличия влаги и доступа воздуха в грунт.

         Песчаные грунты коррозионно наименее активны; наи­более развивается коррозия металлов в кислых болотистых грунтах и солончаках. особенно сильно подвергаются почвенной коррозии кабели, прокладываемые на
территориях химических предприятий. поэтому на этих предприятиях прокладку кабелей в траншеях ограничивают либо заменяют ее открытой прокладкой на эстака­дах и галереях. кабели, предназначенные для прокладки в земле, имеют защитные покровы, предохраняющие ме­таллические оболочки от почвенной коррозии.  
           Неправильно выбранная конструкция защитного покрова­  (марка кабеля) для прокладки в коррозионно-активной среде не сможет предохранить оболочку кабеля от коррозии. в процессе эксплуатации эти защитные покровы, пропитываясь водой, содержащей хотя бы незна­чительное количество кислоты, сами становятся с тече­нием времени электрической средой, подобно окружаю­щему грунту.

         Контроль за коррозией кабелей. наиболее важной за­дачей борьбы с коррозией металлических оболочек ка­бельных линий является установление ее причин и источ­ников. выбор защитных мероприятий производят по со­вокупности данных исследований влияния блуждающих токов и коррозионности почв.

         Для контроля за состоянием металлических оболочек кабельных линий необходимо иметь карту подземных со­оружений с указанием на ней анодных и катодных зон и участков с агрессивными грунтами. на карту наносят рельсы электрифицированных железных дорог, ближай­шие отсасывающие пункты и все виды защиты от блуж­дающих токов, установленные на подземных сооружени­ях. наличие карты облегчит работу по разрытию кабельных трасс для производства контрольных измерений.

         При контрольных замерах проверяют плотность тока, разность потенциалов и направление блуждающих то­ков. по току, проходящему по оболочке кабеля, судят о степени коррозионной опасности, а по его направле­нию определяют места входа и выхода блуждающих токов с оболочек кабеля и устанавливают анодные и ка­тодные зоны. кроме того, во всех случаях раскопок кон­тролируют состояние рельсовых стыков и кабелей.

          В местах, где предполагается повреждение кабеля почвенной коррозией, оценку степени влияния коррозии на стальную броню определяют удельным сопротивлени­ем грунта, потерей массы образца и плотностью поляри­зующего тока. чем меньше удельное сопротивление грунта и чем больше потери массы образца и плотность поляризующего тока, тем больше опасность почвенной коррозии для брони кабеля.

         Степень коррозионной активности грунтовой воды (средняя или высокая) по отношению к свинцовой и алю­миниевой оболочкам определяют на основании химиче­ского анализа. для этого на уровне прокладки кабеля на расстоянии 300—500 м друг от друга берут три пробы грунта в количестве 500 г и укладывают в чистую за­крываемую крышкой посуду или в полиэтиленовые ме­шочки.

         Степень коррозионной активности грунтов и воды по отношению к свинцовой оболочке кабелей оценивают путем сравнения данных анализа пробы грунта и воды с ве­личинами показателей содержания органических (гумус) и азотистых (нитрат-ион) веществ, концентрации водо­родных ионов (рн), а для воды — дополнительно и об­щей жесткости.

         Коррозионная активность грунтов по отношению к свинцовой оболочке кабеля приведена в таблице 3.4, а грунтовых и других вод — в таблице 3.5.

 

 Таблица 3.4  -  коррозионная активность грунтов по отношению

                             к свинцовой оболочке кабелей

   

рн	содержание компонентов, % массы         воздушно-сухой пробы		коррозийная        активность
	органических веществ (гумуса)	нитрат-иона
6.5 – 7.5  5.0- 6.49; 7.6-9.0 до 5.0; выше 9.0	до 0.010      0.010 – 0.020       выше 0.020	до 0.0001  0.0001- 0.0010  выше 0.0010	низкая        средняя        высокая

 

 

Таблица 3.5 - коррозионная активность грунтовых и других вод по

                         отношению к свинцовой оболочке кабелей

 

рн	общая    жесткость,     мг. экв./л	содержание компонентов, мг/л		коррозийная активность
		органичес- ких веществ   (гумуса)	нитрат- иона
6.5 – 7.5 5.0-6.49; 7.51-9.0 до 5.0; выше 9.0	выше  5.3      5.3 – 3.0        до 3.0	до 20       20 – 40       выше 40	до 10  10 – 20 выше 20	низкая    средняя    высокая

 

        Степень коррозионной активности грунтов и вод по отношению к алюминиевым оболочкам и броне кабелей определяют по аналогичным таблицам, приведенным в госте.

        Силовые кабели со свинцовыми и алюминиевыми обо­лочками и стальной броней, при наличии средней и высо­кой коррозионной активности грунтов, должны быть за­щищены катодной поляризацией. ее выполняют с помо­щью источника постоянного тока, создающего противо­токи. кабели с алюминиевыми оболочками имеют за­щитный полимерный шланг (аашв, аашп), который надежно защищает оболочку от коррозионных воздейст­вий. контроль за коррозией металлических оболочек ка­белей проводят по мере необходимости.

         Измерение плотности тока, сходящего с оболочки си­лового кабеля в землю, выполняется с помощью вспомо­гательного электрода. для изготовления вспомогатель­ного электрода можно использовать бронеленту кабеля, которую наматывают на деревянный стержень и зачи­щают до блеска. площадь рабочей поверхности электро­да должна быть не менее 1 дм². электрод размещают рядом с испытуемым кабелем на одной с ним глубине. броня испытуемого кабеля через миллиамперметр соеди­няется со вспомогательным электродом. соединения вы­полняются пайкой и тщательно изолируются. плотность тока утечки i (ма/дм²) определяется по формуле i = =ki/s, где i -  среднее значение тока за время измере­ния, ма; s — площадь поверхности вспомогательного электрода, дм²; k — коэффициент часовой нагрузки.

       Измерение разности потенциалов между броней ка­беля и землей или рельсами трамвая и другими подзем­ными сооружениями выполняется аналогично замерам плотности тока с той разницей, что вместо миллиампер­метра включается вольтметр.

        Существующие методы измерений величин блуждаю­щих токов, проходящих по оболочкам силовых кабелей, позволяют определить ток, текущий только по броне. зная соотношение сопротивлений брони и оболочки и по­лагая их соединенными параллельно, подсчетом можно определить величину тока, протекающего по оболочке. наиболее простым способом измерения блуждающих то­ков, проходящих по броне, является способ измерений их по методу падения напряжения (риcунок 3.6.2).

        О направлении тока в кабельной линии судят по от­клонению стрелки от нулевого положения, исходя из то­го, что стрелка прибора отклоняется в сторону зажима, имеющего более высокий потенциал.

        Зная величину измеренного падения напряжения и ве­личину удельного сопротивления брони на единицу дли­ны для данного кабеля, можно определить значение то­ка, проходящего по броне, i_ср.бр = δu/r_б, где δu— из­меренное прибором падение напряжения, в; r_б — сопро­тивление брони на 1 м длины кабеля, ом/м.

        Ток в оболочке кабеля определяется из закона парал­лельности соединения сопротивлений  i_ср.о = i_ср.брr_б/r_о, где r_о — сопротивление оболочки на 1 м длины кабеля, ом/м.

         Мероприятия по защите кабелей от коррозии.   при обнаружении коррозии металлических оболочек кабелей в процессе эксплуатации разрабатывают мероприятия по предотвращению дальнейшего разрушения их и замене поврежденных участков линии. основным мероприятием по предотвращению почвенной коррозии является пра­вильно выбранная трасса при проектировании кабельных

 

                   

 

Рисунок 3.6.2-способ измерения блуждающих токов, протекающих в оболочках

 

Линий. при необходимости кабели прокладывают в обход участков с агрессивными средами или применяют кабели с полимерным шлангом. при обнаружении неисправностей в устройствах электрифицированного транспорта снижают блуждающие токи до пределов установленных норм (сварка стыков рельсов, устройство отсосов и т. п.). прокладку кабеля в местах сближения и пересечения с путями электрифицированного транспорта осуществля­ют в изолирующих трубах. для борьбы с коррозией си­ловых кабелей от блуждающих токов применяют сред­ства электрической защиты. для кабелей, в которых среднесуточная плотность утечки блуждающих токов в землю превышает 0,15 ма/дм², применяют катодную поляризацию.

         Коррозионная защита алюминиевых оболочек кабе­лей, примыкающих к соединительным муфтам, располо­женным в земле. антикоррозионная защита участков ка­белей, примыкающих к соединительным муфтам, ранее выполнялась асфальтовым лаком или битумной массой. опыт эксплуатации показал, что такая защита кабелей неэффективна. поэтому для вновь монтируемых свинцо­вых муфт перед укладкой их в чугунный кожух необходимо оголенные участки кабелей покрыть (обмазать) со­ставом мб-70/60, разогретым до 130 °с. после чего на алюминиевые оболочки, места паек свинцовой муфты и на саму муфту наматывают липкую пвх ленту в два слоя с 50%-ным перекрытием. поверх ленты наматыва­ют слой просмоленной ленты с последующим покрытием ее асфальтовым лаком. если для защитного покрытия применяют нелипкую пвх ленту, то ее наматывают в три слоя с 20—30 % -ным перекрытием, при этом каждый слой покрывают перхлорвиниловым лаком с предвари­тельным подсушиванием каждого слоя.

          Для защиты кабелей можно также применять термоусаживаемые трубки, которые до монтажа муфты наде­ваются на концы разделываемых кабелей и сдвигаются в одну сторону по кабелю. при выявлении коррозионно­го разрушения оболочек на одной из соединительных муфт (пробой в работе, при испытании) производят вы­борочное вскрытие дополнительно еще двух-трех муфт. если при этом будет обнаружена коррозия алюминие­вых оболочек, примыкающих к муфтам, то производят перемонтаж всех соединительных муфт на данной ка­бельной линии.

                        

      

         3.7  Определение мест повреждений в кабельных линиях   

 

         Для обеспечения надежности и экономичности элек­троснабжения потребителей кабельные линии, пробитые при испытаниях или вышедшие из строя в процессе рабо­ты, должны быть отремонтированы в кратчайшие сроки.

При прокладке кабеля в земле необходимость уско­ренного ремонта определяется опасностью проникнове­ния влаги в изоляцию кабеля через отверстие в его обо­лочке и возможностью интенсивного засасывания влаги по длине кабеля. в технологии ремонта силовой кабель­ной линии наибольшие затраты времени приходятся на определение мест повреждения. при быстром определе­нии мест повреждения ремонт линии ограничивается за­меной участка кабеля длиной 3—5 м и монтажом двух соединительных муфт, а в некоторых случаях может быть установлена одна муфта.

        Место повреждения кабельной линии определяют в два приема: сначала определяют зоны повреждения, а затем уточняется место повреждения в пределах зоны.

         На первом этапе определение места повреждения производится с конца линии, на втором этапе — непо­средственно на трассе линии.

        В связи с этим методы  соответственно  разделяются    на относительные (импульсный, колебательного разряда и мостовой) и абсолютные (индукционный акустический и накладной рамки).

     Большая часть эффективных методов определения места повреждения (импульсный, индукционный и др.) требует, чтобы переходное сопротивление (r_п) на уча­стке повреждения было снижено до десятков единиц и долей ома. этого достигают прожиганием изоляции в дефектном месте с помощью специальных установок.

          Прожигание дефектной изоляции силовых кабель­ных линий производят под воздействием энергии, выде­ляющейся в канале пробоя. в результате этого обугли­вается изоляция и снижается переходное сопротивление на участке повреждения.

          Быстрое и точное определение места повреждения в кабельных линиях осуществляется передвижными из­мерительными лабораториями, располагаемыми в кры­том фургоне автомашины. внутри лаборатории монти­руют установку для прожигания кабелей и специальные измерительные приборы:

       а) импульсный прибор р5—8 или р5—10 (измеритель неоднородностей кабелей), определяющий характер и место повреждения с диапазоном измерения от 1 до 10000м;

        б) прибор щ-ч120 (или эмкс-58м) в комплекте с при­соединительным устройством, определяющий расстояние до места повреждения кабельной линии при заплываю­щих пробоях с диапазоном измерения от 40 до 20 000 м (метод колебательного разряда);

         в) кабельный мостик укм, служащий для определения места повреждения (метод петли);

         г) устройство для определения места повреждения не­посредственно на трассе при условии, что в поврежден­ном месте может быть искусственно создан электриче­ский разряд, прослушиваемый с поверхности земли (аку­стический метод);

         д) оборудование и аппаратура для определения места повреждения непосредственно на трассе (индукционный метод). характер повреждения определяют также им­пульсными приборами ик.л-5, р5-1а, р5-5.

          Повреждения в кабельных линиях делятся на следу­ющие виды: повреждения изоляции, вызывающие замы­кание одной, двух или трех фаз на землю, либо двух или трех фаз между собой; обрыв одной, двух или трех фаз без заземлении или с заземлением оборванных и необорванных жил; заплывающий пробой изоляции.

         В большинстве случаев для определения характера повреждения достаточно мегаомметром выполнить сле­дующие измерения: определить сопротивление изоляции каждой жилы по отношению к земле, сопротивление изо­ляции между жилами, целостность жил. после того как произведены все необходимые измерения, составляют схему повреждения кабельной линии и выбирают метод для данного вида повреждения.

         Для прожигания дефектной изоляции применяют вы­прямительные устройства, повышающие и резонансные трансформаторы, регулируемые дроссели и генераторы повышенной частоты.

        Наилучшего прожигания дефектных мест изоляции кабелей достигают с помощью выпрямительной уста­новки при ступенчатом изменении тока и напряжения. кроме того, для этого метода используют кенотрон — газотрон, кенотрон—тиратрон, кенотрон — мощный по­лупроводниковый выпрямитель. хорошими характери­стиками обладает кремниевый выпрямитель ввк-0,5/200.

          Для прожигания высоким напряжением переменного тока используют повышающие трансформаторы напря­жением 3, 6, 10 кв, мощностью от 10 до 100 кв ^.а. в тех случаях, когда от трансформатора напряжением 0,4/6 кв желательно кратковременно получать переменное на­пряжение 18—20 кв, применяют схему с форсирован­ным режимом работы.

        Резонансные трансформаторы относятся к нерегу­лируемым установкам, у которых резонансный контур образуется в основном индуктивностью вторичной об­мотки и емкостью кабеля. резонансные трансформаторы просты, имеют сравнительно малую массу и размеры. наиболее часто применяют резонансный аппарат ра – 2.

 

 

                                               

 

                                          

 

 

Рисунок 3.7.1 - измерение зондирующего и  отраженного импульсов при коротком замыкании жил кабелей

 

         Для отыскания дефектных мест в кабельных линиях рассмотрим импульсный и акустический методы.

        Импульсный метод (рисунок 3.7.1) основан на из­мерении времени пробега короткого импульса, посылае­мого в линию от места измерения до места повреждения и обратно. скорость распространения импульса по ка­белю принимают равной 160 м/мкс. на экране электрон­но-лучевой трубки прибора икл нанесены линии им­пульса и масштабных отметок времени, которые следуют через 2 мкс. отсчитывая по экрану количество масш­табных отметок до места повреждения и зная скорость импульса, умножением этих величин определяют расстоя­ние до места повреждения. для случая повреждения, показанного на рисунке 3.8.1, получается отметка 2,8, что соответствует расстоянию l_x от места присоединения прибора икл до места повреждения кабеля: l_x = vn  = 160 ^.2,8=448 м, где v =160 м/мкс, n — количество масштабных отметок.

        Указанный метод применяют при обрыве или одно-, двух- или трехфазных коротких замыканиях при усло­вии, что переходное соротивление в месте повреждения не превышает 100—200 ом.

         Акустический метод (рисунок 3.7.2) основан на прослушивании над местом повреждения разрядов от посылаемых импульсов в кабельную линию. в качестве генератора импульсов применяют кенотрон с дополни­тельным включением в схему высоковольтных конден­саторов и шарового разрядника. вместо конденсаторов может быть использована емкость неповрежденных жил. для прослушивания разрядов над местом повреждения применяют кабелеискатель-звукоприемник, состоящий из приемной рамки (антенна), усилителя и телефонных трубок.

           

 

                  

 

                     Рисунок 3.7.2 - схемы определения мест повреждения

                      акустическим методом:

 

а – для заплывающих пробоев в муфтах, б – при устойчивои замыкании,

в – с использованием емкости неповрежденных жил; 1 – фазы кабеля,

2 – металлическая оболочка кабеля, 3 – поврежденное место на кабельной

линии, р – разрядник, с - конденсатор

 

        При акустическом методе предварительно определя­ют зону повреждения. после этого оператор со звуко­приемником отправляется в зону повреждения. на по­врежденную жилу подают импульсы с периодичностью около одного импульса в секунду. идя по трассе в зоне повреждения, оператор прослушивает разряды. если разряды не прослушиваются, звукоприемник переносят вдоль трассы линии. над местом повреждения кабель­ной линии слышимость искровых разрядов наибольшая.

                    

            

           3.8  Повреждения кабельных линий и их ремонт

 

            Бесперебойность электроснабжения объектов раз­личного назначения невозможна без обеспечения надеж­ности и долговечности кабельных линий, которые в зна­чительной степени зависят от правильной организации производства работ по изготовлению кабелей, их про­кладке и соединению, а также эксплуатации.

           В соответствии с пуэ и методическими указаниями по разборке, осмотру и измерению элементов образцов кабелей с бумажной изоляцией на напряжение 1—35 кв (му 34-70-034—83) необходимо устанавливать причину отказа кабельной линии, который может произойти в процессе эксплуатации или при испытаниях. с этой целью место повреждения кабеля вырезается, и повреж­денный образец разбирается и исследуется в стационар­ных условиях.

          Установление причин повреждения позволяет разра­ботать необходимые мероприятия по повышению эксплу­атационной надежности кабельных линий. ниже рассмот­рены основные причины повреждений кабелей и кабель­ной арматуры.

          Повреждения кабеля могут быть вызваны его завод­скими дефектами, к которым относятся: складки на бу­мажных лентах, поперечные и продольные порезы и раз­рывы, зазоры между бумажными лентами в результате их совпадения, дефекты жил, свинцовых оболочек и др. некоторые заводские дефекты изоляции кабеля оста­ются не выявленными при испытаниях повышенным на­пряжением постоянного тока и приводят к аварийному пробою кабеля в процессе работы.

           Повреждения кабеля в процессе эксплуатации могут быть вызваны следующими причинами: осушение изо­ляции из-за перемещения (миграции) или стекания пропиточного состава; электрическое старение изоля­ции; высыхание изоляции кабелей, работавших в тяже­лых тепловых режимах, частично связанное с разложе­нием (кристаллизацией) пропиточного состава и т. д.

          Выход из строя кабельных линий происходит также из-за механических повреждений кабелей при проклад­ке и перекладке их в процессе эксплуатации (надломы, вмятины, задиры), коррозии металлической оболочки, которая возникает главным образом на старых кабелях. при эксплуатации возможны повреждения алюминиевой оболочки кабеля аашв из-за разрыва пвх шланга в процессе монтажа.

            Повреждения соединительных и кон­цевых муфт происходят главным образом из-за не­соблюдения технологиии их монтажа, применения не­кондиционных комплектующих материалов и материа­лов с просроченным сроком годности, а также муфт, не соответствующих сечению и напряжению кабелей. зна­чительное количество перечисленных повреждений про­исходит из-за низкого качества соединений и оконцеваний жил кабелей (наличие глубоких пор, острых кромок и заусенцев, неудаленной литниковой прибыли, выго­ревших или выкушенных проволок жилы и др.).

       Свинцовые соединительные муфты повреждаются из-за неудовлетворительной припайки свинцового корпуса к оболочке кабеля, образования пустот при восстанов­лении изоляции роликами и рулонами, недоливки ка­бельного состава, отсутствия контроля за температурой заливочных и прошпарочных составов, кристаллизации заливочного состава в процессе эксплуатации и др.

         Повреждения эпоксидных соединительных муфт свя­заны с асимметрией жил внутри эпоксидного корпуса, наличием пор и свищей, отсутствием необходимой гер­метизации и др.

         Значительное количество повреждений концевых муфт и заделок внутренней установки происходит по причине нарушения области их применения (установка в сырых и особо сырых помещениях заделок, не пред­назначенных для этих сред). повреждения эпоксидных заделок происходят из-за неудовлетворительного обез­жириваниия, обработки концов наиритовых трубок, гер­метизации жил, а также из-за растрескивания трубок, изгибания жил с недопустимым радиусом изгиба и др.

        На примере анализа повреждений кабельных линий 6 кв за один год в городской кабельной сети установле­но, что они происходят в результате пробоя непосредст­венно в кабеле — 72 %, в соединительных муфтах — 20 % и в концевых муфтах — 8 %.

         Основные причины пробоев кабелей (жил) следую­щие: предшествующие механические повреждения (43%); прямые механические повреждения (16,4%); коррозия металлических оболочек (7,2 %); осадка грун­та (8,3 %); дефекты прокладки (3,4 %); дефекты изго­товления кабеля (4,9%); старение изоляции (0,8%); прочие и неустановленные причины (16%). как видно, около 60 % всех пробоев происходят из-за механических повреждений кабельных линий. механические повреж­дения делятся на прямые, которые приводят к одновре­менному отказу кабельных линий, и предшествующие, при которых развитие дефекта кабеля до пробоя про­исходит в течение времени и которые выявляются при испытаниях, а также могут вызывать отказы линий в ра­бочем режиме. по числу механических повреждений можно оценить качество работы персонала при проклад­ке линий и по надзору за трассами действующих линий.

        Ремонтные работы на кабельных линиях осу­ществляют по плану, разработанному на основании дан­ных осмотра и испытаний, а также анализа общего со­стояния линии. неисправности в кабельных линиях или на их трассах, представляющие угрозу безаварийной ра­боте, устраняют незамедлительно, а неисправности, не вызывающие прямой угрозы надежности работы линии,— в плановом порядке.

        Раскопку кабельных трасс производят только с раз­решения эксплуатирующей организации. при этом обес­печивают надзор за сохранностью кабелей на весь пе­риод производства работ, а вскрытые кабели укрепляют для предупреждения провисания и защиты от меха­нических повреждений. на месте работ устанавливают сигнальные огни и предупредительные плакаты. произ­водителю работ выдают данные о местонахождении ка­белей и объясняют порядок обращения с ними. произ­водитель работ подтверждает получение задания и рас­писывается в журнале. особое внимание обращается на раскопки, производимые механизированным способом. подлежащую ремонту кабельную линию отключают и заземляют.

         Кабель на выведенной в ремонт линии вскрывают только после сверки фактических данных кабельной ли­нии с планами трассы. если на трассе проложено не­сколько кабельных линий, производят дополнительную их проверку индукционным методом.

        Технология ремонта кабеля и муфт в зависимости от его вида и объема достаточно разнообразна. универ­сальным вариантом ремонта кабельной линии является замена кабеля на участке трассы с ее разрытием, про­кладкой кабельной вставки и изготовлением муфт. разомкнутая, в связи с вырезкой места повреждения, ка­бельная линия остается присоединенной к шинам ру электроустановок и поэтому имеет фиксированное  положение в зависимости от того, к какой шине (по цвету) она присоединена.

         Концы разомкнутой линии замыкают кабельной вставкой в месте повреждения таким образом, чтобы при этом было обеспечено правильное (фазное) соеди­нение одноименных шин между собой.

         При ремонте необходимо добиваться фазности сое­динения. для этого на месте ремонта предварительно проверяют и устанавливают наименования фаз с после­дующей подгонкой жил. если кабельная вставка и ре­монтируемый кабель имеют расцвеченные (маркируе­мые) фазы и повреждение произошло в целом месте ка­беля,  фазы соединяют по расцветке (маркировке) изоляции жил без проверки одноименности фаз. в про­тивном случае такую проверку осуществляют мегаомметром и фазировочным приспособлением, позволяющим сразу проверить соответствие всех   трех   жил    кабеля. из-за большой разницы в угловых смещениях жил примерно в ¹/₃ случаев не удается осуществить фазное сое­динение этим способом и ремонтный персонал вынужден произвольно соединять жилы, т. с. добиваться фазности соединения переделкой концевых муфт.

        Ремонт разрушенного броневого покрова производят в такой последовательности: снимают поврежденную часть, после чего обрез брони спаивают с металличе­ской оболочкой кабеля. металлическую оболочку, не защищенную броней, покрывают антикоррозионным со­ставом или выполняют подмотку пластмассовыми лен­тами.

        Характер ремонта металлической оболочки кабеля зависит от того, проникла ли влага внутрь него или нет. для этого удаляют часть оболочки с обеих сторон от места ее повреждения и проверяют верхний слой пояс­ной изоляции на наличие влаги. если влаги внутри ка­беля нет, на поврежденную часть оболочки накладывают свинцовую трубу (муфту) соответствующего размера с двумя заливочными отверстиями. трубу составляют из двух половин рольного свинца длиной на 70—80 мм больше оголенной части кабеля.

       Муфту заполняют кабельным составом мп-1. если внутри кабеля есть влага, поврежденный участок выре­зают и вместо него вставляют отрезок кабеля, соответ­ствующий по марке, сечению и длине ремонтируемому. с обеих сторон кабельной вставки монтируют соедини­тельные муфты. в некоторых случаях, используя оставленный при прокладке кабеля запас по длине, обходятся установкой одной соединительной муфты.

        При незначительных повреждениях изоляции и обо­лочки кабеля, которые возникают при пробое изоляции с одной жилы на оболочку во время испытания кабеля повышенным напряжением постоянного тока, ремонт ка­беля также осуществляют без разрезания токопроводящих жил. при наличии достаточной слабины, жилы раз­водят, в поврежденном месте снимают заводскую изоля­цию и восстанавливают ее бумажными роликами. в этом случае применяют свинцовую муфту также из двух про­дольных половин.

           Поврежденный защитный шланг кабеля аашв ре­монтируют в струе горячего воздуха сварочным пистоле­том пс-1 с электрическим подогревом или газовоздуш­ным пистолетом при 170—200°с. в качестве присадки применяют пвх пруток диаметром 4—6 мм. места, под­лежащие ремонту, очищают и обезжиривают бензином, а посторонние включения, выступающие края и задиры в местах повреждения вырезают. при ремонте проколов, небольших отверстий и раковин к месту повреждения приваривают присадочный пруток и после охлаждения обрезают его конец.

         При ремонте щелей, прорезей и вырезов пруток при­варивают к шлангу на расстоянии 1—2 мм от места по­вреждения, а затем укладывают его вдоль щели или прорези, заканчивая приварку прутка в целом месте. после охлаждения срезают выступающие части прутка и выравнивают сварной шов. при значительных поверх­ностных повреждениях шланг ремонтируют, применяя пвх заплаты или разрезные манжеты. к шлангу по всему периметру приваривают заплату, а затем вдоль образовавшегося шва — присадочный пруток. манжету из пвх трубки разрезают и надевают на поврежденное место шланга. после этого заваривают пруток вокруг торца манжеты и вдоль ее разреза.

       Отремонтировать поврежденный шланг можно так­же с использованием эпоксидного компаунда. для этого поврежденное место очищают от загрязнений и наплы­вов битумного состава, после чего протирают ветошью, смоченной бензином. если в шланге имеются посторонние включения, их удаляют кабельным ножом. выступаю­щие края отверстий и разрывов шланга срезают.

          Поверхность шланга в месте повреждения и за его краями на 3—5 см в обе стороны смазывают эпоксидным компаундом. по слою эпоксидного компаунда на­кладывают три-четыре слоя стеклоленты. каждый из них промазывают эпоксидным компаундом.

          Как правило, вышедшие из строя заделки вырезают и монтируют новые. если длина кабеля имеет достаточный запас, ремонт огра­ничивается

 

                                  

 

Рисунок 3.8.1 -  установка ремонтной формы для устранения течи

                        пропитывающего состава в местах ввода кабеля в корпус

                        заделки (а) и вывода жил из корпуса (б):

 

                        1 – корпус заделки, 2 – ремонтная форма, 3 – место течи

 

 монтажем только концевой заделки. в противном случае ка­бель наращивают и до­полнительно монтируют соединительную муфту. течь пропиточного соста­ва из концевой эпоксидной заделки возможна в месте окончания корпуса, а также в месте выхода жил из корпуса заделки. дефекты, связанные с на­рушением герметичности заделки, могут возник­нуть из-за плохой обра­ботки поверхности найритовых трубок, несоблюде­ния размеров, указаний по обезжириванию и др. течь пропиточного соста­ва в местах окончания корпуса заделки и выхо­да жил из корпуса устра­няют с помощью уста­новки ремонтной формы и заливки ее эпоксидным компаундом (рисунок 3.8.1). коронирование по поверхности найритовых трубок устраня­ют подмоткой по трубкам липкой пвх ленты в два слоя с 50 %-ным перекрытием.

 

        3.9  Безопасность труда при ремонте кабельных линий

 

         Ремонт кабельных линий проводят по наряду не ме­нее чем два монтера, один из которых имеет квалификационную группу не ниже iii. кабельную линию пе­ред ремонтом отключают с обеих сторон. затем на кон­цах кабельной линии проверяют отсутствие напряжения, накладывают на них заземление и вывешивают преду­предительные плакаты.

         Так как место ремонтных работ находится, как пра­вило, вдали от заземленных концов кабельной линии, среди рядом лежащих в траншее кабелей, находящих­ся под напряжением, нельзя безошибочно определить отключенный на время ремонта кабель. также с помощью указателя напряжения нельзя отличить отклю­ченный кабель от кабелей, находящихся под напряжением. это объясняется тем, что электромагнитное поле кабелей, находящихся под напряжением, экранировано металлической оболочкой, поэтому оно не может воздействовать на указатель напряжения. поврежденный ка­бель отыскивают специальным прибором — кабелеис-кателем или по маркировке.

       Земляные работы. рытье траншей и котлованов вы­полняют при прокладке и ремонте кабеля. до начала ра­боты ответственный руководитель и производитель ра­боты по плану знакомятся с расположением находящихся в земле коммуникаций. затем они получают разре­шение на работы от эксплуатирующих эти коммуника­ции организаций. рыхление грунта отбойными молотка­ми, ломом, киркой и выемку его землеройными машина­ми прекращают, когда до кабеля остается не менее 0,4 м грунта. дальнейшую выемку грунта производят ло­патой. в зимнее время его отогревают до тех пор, пока над кабелем останется не менее 0,25 м грунта.

         Если при рытье траншей обнаруживают неизвестный трубопровод или кабель, работу приостанавливают и из­вещают об этом ответственного руководителя. при обна­ружении в траншее газа, место работ покидают до тех пор, пока газ не будет удален.

          Во избежание завала работающих землей при рытье траншей и котлованов соблюдают необходимые меры безопасности.

         Траншеи и котлованы глубиной более 1 м роют с от­косами, соответствующими углу естественного откоса грунта. отвесные стенки укрепляют досками и распорка­ми. особенно тщательно укрепляют стенки при оплыва­ющих или осыпающихся почвах и высоком уровне грун­товых вод. если в дальнейшем на краю траншеи будут располагаться подъемные механизмы или тяжелые гру­зы, стенки траншей укрепляют при любом грунте и отко­се. траншеи и котлованы нельзя оставлять без надзора или ограждения, а вблизи проходов и проездов — без освещения в ночное время. для пешеходов делают мостики или переходы, а для спуска в траншею (котлован) глу­биной более 1 м сооружают лестницу или настил.

         Перекладка кабелей и переноска муфт. при перекла­дывании кабелей и муфт необходимо выполнить их от­ключение и разрядку жил от остаточного заряда. оста­точный заряд стекает в землю от прикосновения к каж­дой жиле кабеля заземленной штанги. если снятие напряжения по производственным причинам невозможно, то указанные работы выполняют при соблюдении следую­щих условий:

          - перекладываемый кабель должен иметь температуру не ниже 5°с, это требование обусловлено повышением хрупкости его изоляции;

         - муфты на перекладываемом участке кабеля жестко закрепляют хомутами на досках;

         - работу выполняют в диэлектрических перчатках, а по­верх их для защиты от механических повреждений наде­вают брезентовые рукавицы;

       -  работу выполняют рабочие, имеющие опыт прокладки кабелей, под руководством лиц с группой по электро­безопасности не ниже v, а при напряжении кабелей до 1000 в — с группой не ниже iv.

         Подвеска и укрепление кабелей и муфт. открытые муфты (после укрепления на прочной доске) и кабели подвешивают с помощью проволоки или троса к пере­кинутым через траншею брусьям и закрывают короба­ми. одна из стенок короба выполняется съемной и за­крепляется без применения гвоздей. при подвешивании кабелей необходимо исключить возможность их смеще­ния, при этом запрещается использовать соседние кабе­ли, трубопроводы и т. п. на коробах, закрывающих от­копанные кабели, вывешивают плакат «стой! напряже­ние!».

         Вскрытие муфт, разрезание кабеля. перед вскрытием муфт или разрезанием кабеля удостоверяются в том, что эти операции будут производиться на том кабеле, на ка­ком нужно, что этот кабель отключен и выполнены тех­нические мероприятия, необходимые для допуска к рабо­там на нем.

        Определение кабеля, подлежащего ремонту, произво­дится прослеживанием, сверкой раскладки кабеля по чертежам и схемам, проверкой по биркам,  в случае прокладки кабеля открыто. при прокладке кабеля в зем­ле производят сверку его расположения в соответствии с чертежами прокладки. для этой цели предварительно откапывают контрольную траншею (шурф) поперек пуч­ка кабелей, позволяющую видеть все кабели.

         В тех случаях, когда нет уверенности в правильности определения подлежащего ремонту кабеля, применяется кабелеискательный аппарат с накладной рамкой.

        После того как найдены поврежденные муфты и уча­сток кабеля, необходимо убедиться в отсутствии на них напряжения. надо исходить из того, что маркировка мог­ла быть ошибочной, а показания кабелеискателя непра­вильны. поэтому, прежде чем разрезать кабель или вскрыть муфту, необходимо проколоть кабель специаль­ным приспособлением, состоящим из изолирующей штан­ги и стальной иглы, или режущим наконечником и убе­диться в отсутствии на нем напряжения. до прокола предварительно заземляют металлическую часть специ­ального приспособления, присоединяя его гибким про­водом к стационарному или временному заземлителю.

           Прокалывание кабеля производят ответственный ру­ководитель или допускающий, или производитель работы. при этом соблюдают следующие меры безопасности: закрывают кабель защитным экра­ном, надевают предохранительные очки и диэлектричес­кие перчатки и становятся на изолирующее основание сверху траншеи, как можно дальше от прокалываемого кабеля. только после прокалывания членам бригады разрешается приступать к разрезанию кабеля или вскры­тию муфты. в кабельных сооружениях устройство для прокола должно иметь дистанционное управление.

         Ремонт концевых муфт и заделок. перед началом ре­монта кабель отключают с двух сторон и заземляют его с той стороны, с которой не производятся работы. если несколько кабелей соединяют параллельно на общей сборке, при ремонте заземляют ремонтируемый кабель (с противоположного муфте и заделки конца) и общую сборку, которую также отключают от всех источников питания.

         Работа в колодцах и туннелях. в колодцах и тунне­лях могут скапливаться горючие или вредные газы, по­этому крышки колодцев открывают осторожно, чтобы не получились искры от ударов инструментом. запре­щается применять лом, кувалду и подобные им инстру­менты при открывании второй (внутренней) крышки ко­лодца. прежде чем спускаться в колодцы и туннели, пе­реносным газоанализатором проверяют, нет ли в них газа. использовать для проверки наличия газа открытый огонь запрещается, так как это может привести к взры­ву. для вытеснения вредных газов в колодцы до нача­ла работы вентилятором или компрессором нагнетают свежий воздух.

          При работе в тоннеле открывают два люка или две­ри. при длительных работах в колодцах, туннелях и кол­лекторах работающие делают перерыв в работе и выхо­дят на свежий воздух.

          В коллекторах и туннелях особую осторожность со­блюдают при работе с газовыми горелками, паяльными лампами и жаровнями. паяльные лампы разжигают, а состав и припой разогревают вне кабельных сооруже­ний. разогретый состав и расплавленный припой опус­кают в колодец в специальной закрытой посуде, прикре­пленной карабином к металлическому тросику.

         При работе в колодцах, туннелях и коллекторах в ка­честве светильников используют переносные аккумуля­торные фонари и лампы с защитной сеткой напряжени­ем 12 в. перед отысканием места повреждения кабеля прожиганием из колодцев, туннелей и коллекторов уда­ляют работающих. после прожигания .кабеля для пре­дотвращении пожара колодцы, туннели и коллекторы тщательно осматривают.

       Осмотр кабелей в колодцах и туннелях и работы на кабелях производят по наряду не менее чем два электро­монтера, один из которых имеет iii квалификационную группу. последний может работать в колодце самостоя­тельно при условии, что второй электромонтер дежурит «у открытого люка. если в колодце может быть газ, элек­тромонтер  обязан  пользоваться шланговым  противогазом.

         После окончания ремонтных или монтажных работ силовой кабель иногда испытывают в действующих элек­троустановках.

          Бригада, состоящая из двух человек (один — произво­дитель работ — должен иметь квалификацию не ниже iv группы, а второй — не ниже iii), производит испыта­ния.

         При испытаниях кабеля, если противоположный конец его расположен в запертой камере,  ячейке ру или помещении, на дверях или ограждении вывешивают плакат: «стой! под напряжением!». если двери этих камер, ячеек и помещений не заперты либо испытанию подвер­гается ремонтируемый кабель с разделанными на трассе концами, у дверей или концов кабеля выставляют охра­ну из включенных в наряд лиц. кенотронную установку включают после того, как все присутствующие при испы­тании предупреждены.

       По окончании испытания каждую жилу кабеля зазем­ляют через кенотронную установку для отвода накоплен­ного заряда в землю.

         Работа с паяльными лампами. этот вид работ отно­сится к категории пожароопасных. рабочее место при работе с лампой очищают от горючих материалов, а на­ходящиеся на расстоянии менее 5 м сгораемые конструк­ции надежно защищают металлическими экранами или поливают водой. Перед каждым разжиганием лампы проверяют ее исправность. она должна быть герметична и не иметь течи. нельзя заливать бензин в лампу, которая работает на керосине, это может привести к взрыву во время ра­боты. чтобы из лампы при нагревании не вытекало горю­чее, ее резервуар заполняют не более чем на ²/₃ объема. вблизи открытого огня не разрешается наливать в лам­пу горючее, выливать его, отвертывать пробку или раз­бирать лампу, так как случайная искра может вызвать взрыв резервуара или воспламенение горючего. чтобы разжечь лампу, необходимо разогреть ее горелку, при этом нельзя подавать горючее через горелку. после раз­жигания горелки лампу умеренно накачивают, а затем гасят, перекрывая доступ горючего к горелке. давление из резервуара лампы спускают через сливную пробку при погашенной лампе после полного остывания горелки.

         Работа с газовыми горелками. этот вид работ произ­водят рабочие в возрасте не моложе 18 лет, прошедшие специальное техническое обучение. до начала работ проверяют исправность баллонов и их вентилей, а также наличие паспортов со сроками периодических испытаний баллонов. для проверки в установке утечки газа венти­ли или места присоединения шлангов покрывают мыль­ной эмульсией. проверять места утечки огнем запреща­ется. вентиль открывают плавно на '/з оборота, после чего регулируют пламя газовой горелки.

 

          3.10   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.

     

 

        

 

Рисунок 3.10.1- схема кабельной линии в стальной трубе с циркуляцией и искусственным охлаждением масла:

 

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

        

         Успешно эксплуатируются также кабельные линии 110 — 500 кв высокого давления в стальных трубах с циркуляцией и искусственным охлаждением масла (рисунок 3.10.1). 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 roда 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.

 

 

                                        Список литературы

     

      1. правила устройств электроустановок. издание шестое, переработанное и дополненное с изменениями. – м.: главгосэнергонадзор, 1998.

      2. пособие для изучения правил технической эксплуатации электрических станций и сетей. – м.: нц энас, 2000.

         3. типовая инструкция по эксплуатации воздушных линий напряжением 35 – 800 кв. – м.: спо оргрэс, 1996.

         4. барг и.г., эдельман в.и. воздушные линии электропередачи: вопросы эксплуатации и надежности. – м.: энергоатомиздат, 1985.

         5. барг и.г. и др. ремонт воздушных линий электропередачи под напряжением. – м.: энергоатомиздат, 1989.

         6. ларина э.т. силовые кабели и кабельные линии. – м.: энергоатом издат, 1984.

        7. объем и нормы испытания электрооборудования. изд. шестое. – м.: энас, 1998.

       8. селивахин а.и., сагутдинов р.ш.  эксплуатация электрических распределительных сетей.- м.: высш. шк., 1990.

       9. сборник методических пособий по контролю состояния электрооборудования. – м.: ао  «фирма оргрэс»,1998.

      10. инструкция по эксплуатации изоляторов в районах с загрязненной атмосферой.– с-п.: ао ниипт, 1996.

 

 

 

                                                 Содержание

 

Введение……………………………………………………………………………

1 Организация эксплуатации и ремонта оборудования…………………………

1.1   Организация эксплуатации электрооборудования электрических

1.2   станций, подстанций и сетей…………………………………………

1.3   Структура и оперативное управление предприятиями электрических сетей………………………………………………………………

1.4   Планово предупредительный ремонт и неразрушающие методы контроля электрооборудования…………………………………………………..

2 эксплуатация и ремонт воздушных лини электропередачи…………………

2.1 Приемка воздушных линий в эксплуатацию…………………………

2.2 Охрана воздушных линий……………………………………………..

2.3 Расчистка трасс от древесно-кустарниковой растительности………

2.4 Осмотры воздушных линий……………………………………………

2.5 Эксплуатация линейных изоляторов………………………………….

2.6 Эксплуатация линейной арматуры……………………………………

2.7 Эксплуатация и ремонт вводов, тросов и контактных соединений..

2.8 Эксплуатация и ремонт опор вл…………………………………….

2.9 Борьба с гололедом………………………………………………….

2.10 Аварийно-восстановительные работы на вл…………………….

2.11 Техническое перевооружение, реконструкция и модернизация вл

2.12 Определение мест повреждений на вл…………………………..

2.13 Методы контроля состояния элементов вл……………………..

              3 Эксплуатация и ремонт кабельных линий……………………………

3.1 Приемка кабельных линий и сооружений в эксплуатацию………..

3.2 Организация эксплуатации кабельных линий……………………..

          3.3 Эксплуатационный надзор за кабельными линиями и сооружениями

          3.4 Контроль за нагревом кабелей……………………………………….

          3.5 Контроль за нагрузкой кабельных линий……………………………

3.6 Защита кабельных линий от коррозии………………………………

3.7 Определение мест повреждений в кабельных линиях………………

3.8 Повреждения кабельных линий и их ремонт……………………….

3.9 Безопасность труда при ремонте кабельных линий…………………

3.10 Эксплуатация маслонаполненных кабельных линий………………

          Список литературы…………………………………………………………

 

 

 

 

 

                           

Сергей Евгеньевич Соколов

Владимир Николаевич Сажин

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Эксплуатация и ремонт воздушных и кабельных линий

Учебное пособие

 

 

 

Редактор  Ж.М.Сыздыкова

доп. план 2006 г., поз. 11

 

 

 

 

 

сдано в набор

формат 60х84 1/16

бумага типографская №2

объем 5.0 уч.-изд. л.      тираж 100 экз.  заказ №                 цена         тенге.

подписано в печать

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Копировально- множительное бюро

Алматинского института энергетики и связи

Алматы, ул. Байтурсынова, 126