Технология ремонта и технического обслуживания электрических сетей (стр. 21 )

Ремонт приводов совмещается с ремонтом разъединителей. Он предусматривает очистку всех частей привода от пыли, грязи и застаревшей смазки, проверку и подтягивание болтов, доступных для осмотра без разборки привода, смазку. В зимнее время используют незамерзающую смазку ГОИ-54, НК-30 или АФ-70. Одновременно производят проверку хода и отсутствия заеданий в механизме привода.

Отремонтированный и отрегулированный разъединитель проверяют путем десятикратного включения и отключения, после чего контактные части повторно покрывают гонким слоем технического вазелина. При ремонте короткозамыкателей и отделителей большинство операций ремонта выполняют так же, как и при ремонте разъединителей.

Ремонтируя короткозамыкатель и отделитель, устраняют слабину всех тяг и рычагов механической части передачи привода, а также проверяют наличие на них крепежных деталей (шплинтов, контргаек и т. п.) и прочность крепления подвижных сочленений, состояние механизма ручного и автоматического приводов. Обнаруженные дефекты устраняют, а механизм смазывают солидолом или незамерзающей смазкой.

Контакты короткозамыкателей и отделителей очищают от оксидных пленок и смазывают нейтральным вазелином (без кислот и щелочей) с добавлением порошка графита (10-15 ч на 100 г вазелина).

Наладка привода короткозамыкателя и отделителя состоит в проверке работы привода на включение и отключение, проверке положения ножей и завода отключающей пружины реле для привода, регулировке сердечников электромагнитов и реле [4.13].

После окончания всех операций по ремонту проверяют одновременность включения ножей отделителя и плотность их вхождения в губки неподвижных контактов. Разновременность включения не должна превышать 3 мм.

Отрегулированные короткозамыкатель и отделитель включают и отключают не менее 5 раз вручную, а затем подают импульс тока на включение короткозамыкателя и отключение отделителя и наблюдают за правильностью действия подвижных деталей и механизма [4.14].

Перечень руководств, технологических карт, организационно-технологических карт и карт организации труда по ремонту электрооборудования распределительных устройств подстанций на напряжение кВ приведен в табл. 4.63.

4.4. ВОЗДУШНЫЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СЕТИ 0,38-20 кВ.

Основные положения. Воздушные распределительные электрические сети 0,3кВ представляют собой совокупность воздушных электрических линий кВ (ВЛ кВ), распределительных пунктов кВ (РП кВ), секционирующих пунктов (СП), трансформаторных подстанций 6-20/0,4 кВ (ТП 6-20/0,4 кВ) и воздушных электрических линий 0,38 кВ (ВЛ 0,38 кВ), служащих для передачи, преобразования и распределения электрической энергии переменного тока.

Технологические процессы ремонта и технического обслуживания ВЛ 0,3кВ определяются конструктивным выполнением и материалом опор, местом прохождения трасс, доступностью подъезда автотранспорта и спецмеханизмов, наличием определенных средств малой механизации и приспособлений.

В соответствии с ПТЭ [4.1] техническое обслуживание и ремонт ВЛ 0,3кВ выполняются с использованием специальных линейных машин, механизмов, такелажа, инструмента, приспособлений и транспортных средств. Для производства указанных работ в РЭС создаются бригады централизованного ремонта и эксплуатационные бригады.

При производстве однотипных массовых видов ремонтных работ на ВЛ 0,3кВ используются карты организации труда, при выполнении отдельных сложных видов ремонта разрабатываются проекты производства работ (ППР).

Карты организации труда и ППР предусматривают выполнение мер безопасности в соответствии с действующими ПТБ при эксплуатации электроустановок, а также другими правилами.

Технологические процессы ремонта и технического обслуживания ТП 6 - 20/0,4 кВ, РП кВ и СП определяются их конструктивным выполнением, удаленностью от базы района или участка электрической сети, •применяемыми средствами механизации работ. Для технического обслуживания и ремонта ТП, РП и СП в РЭС создается бригада централизованного ремонта. Бригада оснащается передвижной мастерской, оборудованной в специальном кузове на автомашине ГАЗ-66.

Мастерская должна быть оснащена установкой для испытания изоляции оборудования и защитных средств в РУ кВ, электросварочным аппаратом, промышленным пылесосом, мегаомметром, измерителем заземления, слесарным верстаком с установленными на нем параллельными тисками, электросверлильной машиной, электроточилом, сосудами для чистого и грязного масла и другими приспособлениями, инструментом, запчастями и материалами для производства технического обслуживания и ремонта оборудования ТП, РП и ячеек СП [4.19].

Основные требования директивных документов по ремонту и техническому обслуживанию воздушных распределительных сетей. В соответствии с [4.1] на ВЛ 0,38-20 кВ при техническом обслуживании проводятся работы по предохранению элементов от преждевременного износа путем выполнения профилактических осмотров, проверок, измерений, устранения повреждений и неисправностей. При капитальном ремонте ВЛ выполняется комплекс мероприятий, обеспечивающих поддержание или восстановление первоначальных эксплуатационных характеристик ВЛ в целом или отдельных ее элементов путем ремонта изношенных деталей и элементов или замены их более прочными и надежными, улучшающими эксплуатационные характеристики ВЛ.

Техническое обслуживание и ремонтные работы производятся, как правило, комплексным методом путем максимального их совмещения и сокращения продолжительности отключения ВЛ.

Плановый комплексный ремонт ВЛ 0,3кВ производится в следующие сроки1 :

на деревянных опорах - 1 раз в 3 года (комплекс № 2) и 1 раз в 6 лет (комплекс № 3 - капитальный ремонт);

на железобетонных опорах - 1 раз в 6 лет (комплекс № 3).

Эти сроки могут быть изменены руководством предприятия электросетей в зависимости от состояния ВЛ, определяемого на основании осмотров, измерений и проверок.

Первый раз ВЛ на деревянных опорах выводятся в ремонт в зависимости от результатов осмотров, профилактических измерений и проверок, но не позднее чем на шестой год эксплуатации.

Плановые работы по ремонту и реконструкции ВЛ, проходящих по сельскохозяйственным угодьям, проводятся по согласованию с землепользователями.

Состав комплексов приведен в § 2.5 настоящего справочника.

В соответствии с действующими ПТЭ при эксплуатации ТП 6 - 20/0,4 кВ, РП кВ выполняются следующие работы.

В распределительных сетях до 20 кВ включительно проводятся измерения нагрузок и напряжений трансформаторов не реже 2 раз в год - в период максимальных и минимальных нагрузок. Осмотр трансформаторов без их отключения проводится в установках без постоянного дежурства персонала в трансформаторных пунктах - не реже 1 раза в 6 мес. В зависимости от местных условий и состояния трансформаторов указанные сроки могут быть изменены главным инженером энергопредприятия.

Текущие ремонты трансформаторов (без РПН) с их отключением, установленных в местах усиленного загрязнения, проводятся в сроки, определенные местными инструкциями, всех остальных трансформаторов - по мере необходимости, но не реже 1 раза в 4 года. Капитальные ремонты трансформаторов проводятся по результатам испытаний и оценки их состояния. Профилактические испытания и измерения на трансформаторах проводятся в соответствии с действующими нормами испытания электрооборудования [4.5] и заводскими инструкциями.

Осмотр РУ без отключения производят:

на объектах с постоянным дежурством персонала - не реже 1 раза в 3 сут и, кроме того, в темноте для выявления наличия разрядов, коронирования и пр.- не реже 1 раза в месяц;

на объектах без постоянного дежурства персонала в ТП и РП - не реже 1 раза в 6 мес;

после отключения короткого замыкания.

При неблагоприятной погоде (сильный туман, мокрый снег, гололед и т. п.) или усиленном загрязнении ОРУ проводятся дополнительные осмотры.

Все замеченные неисправности записывают в журнал дефектов и неполадок с оборудованием, а в сетях, кроме того, сообщают вышестоящему инженерно-техническому персоналу.

Испытания электрооборудования проводят в соответствии с действующими нормами [4.5] не реже 1 раза в 6 лет.

Капитальный ремонт оборудования РУ проводят:

масляных выключателей - 1 раз в 6 - 8 лет при условии контроля характеристик выключателя с приводом в межремонтный период;

выключателей нагрузки, разъединителей и заземляющих ножей - 1 раз в 4-8 лет (в

зависимости от конструктивных особенностей).

Первый ремонт установленного электрооборудования проводят в сроки, указанные в технической документации завода-изготовителя.

Капитальный ремонт разъединителей внутренней установки, требующий снятия напряжения с шин, проводят по мере необходимости, а остальных аппаратов РУ (трансформаторов тока и напряжения, конденсаторов связи и т. п.) выполняют по мере необходимости по результатам профилактических испытаний и осмотров.

Текущие ремонты электрооборудования РУ, а также проверку его действия (опробование) проводят по мере необходимости в сроки, установленные главным инженером энергопредприятия. Внеплановые ремонты выполняют после использования коммутационного или механического ресурса оборудования.

Контроль изоляционного масла проводят в соответствии с действующими нормами [4.5]. Электрооборудование после капитального ремонта заливают изоляционным маслом, удовлетворяющим нормам на свежее сухое масло. Марку свежего трансформаторного масла выбирают в зависимости от класса напряжения оборудования. При необходимости допускается смешение свежих масел, предназначенных для одной или близких областей применения. Смесь масел, предназначенных для различных классов напряжения, заливают только в оборудование низшего класса напряжения. Сорбенты в термосифонных и абсорбентных фильтрах трансформаторов заменяют при превышении кислотного числа масла значения 0,1 мг КОН, а для трансформаторов мощностью свыше 630 кВ • А - при кислотном числе масла 0,1 мг КОН или при содержании водорастворимых кислот более 0,014 мг КОН. Содержание влаги в сорбенте перед загрузкой в фильтры не должно превышать 0,5%.

Планирование ремонта и технического обслуживания воздушных распределительных сетей. Исходя из установленных ПТЭ и рекомендуемых инструкциями по эксплуатации воздушных линий электропередачи, методическими указаниями по организации комплексного технического обслуживания и капитального ремонта распределительных электрических сетей напряжением 0,кВ, межремонтных сроков и состава эксплуатируемых электрических сетей 0,3кВ, составляют многолетние графики комплексного ремонта и технического обслуживания ВЛ, ТП, РП и СП на участках, в районах и предприятиях сетей. При составлении многолетних графиков комплексного ремонта учитывают выполнение работ по строительству ВЛ 0,38-20 кВ взамен пришедших в негодность и их реконструкцию.

Таблица 4.64. Многолетний график комплексного ремонта и технического обслуживания электрических сетей 0,38-20 кВ

_____________________________________РЭС.

Наименование или номер линии (участка), ТП, РП или ремонтируемого участка сети 0,38 кВ	Годы и комплексы выполняемых работ (КР-2 и КР-3)
19____г.	19____г.	19____г.	19____г.	19____г.	19____г.	19____г.	19____г.

Начальник_________________________________РЭС

Таблица 4.65. План-график комплексного ремонта и технического обслуживания электрических сетей 0,38-20 кВ на 19___г.

Наименование работ, линий, ТП, РП или ремонтируемых участков

Единица измерения

Количество по плану на год

Трудозатраты, чел-ч

январь

февраль

март

апрель

мая

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

на единицу измерения

всего

Многолетний график составляют с учетом обеспечения равномерного распределения объемов работ по годам, а также ожидаемого прироста сетей в результате строительства и приемки на баланс от сельскохозяйственных организаций. Рекомендуемая форма многолетнего графика комплексного ремонта и технического обслуживания электрических сетей 0,38-20 кВ приведена в табл. 4.64.

На основании многолетнего графика работ, результатов контрольных осмотров профилактических измерений и проверок ВЛ, ТП, РП и СП составляют годовой план-график работ по комплексному ремонту и техническому обслуживанию сетей 0,38-20 кВ по участкам и РЭС. Рекомендуемая форма годового плана-графика приведена в табл. 4.65.

Планы-графики составляют РЭС, рассматривают соответствующие службы пред-

приятий электрических сетей (ПЭС) и утверждают у главного инженера предприятия.

На основании объемов работ, предусмотренных планом-графиком, составляют сводный план (с разбивкой по месяцам), рабочие сметы на капитальный ремонт, определяют трудозатраты и сумму затрат на производство капитального ремонта. Затраты на капитальный ремонт электрических сетей 0,3кВ покрываются за счет амортизационных отчислений от основных фондов указанных сетей.

Нормы амортизационных отчислений, %, элементов электрических сетей 0,3кВ на капитальный ремонт приведены ниже:

ВЛ 0,38-20 кВ на железобетонных опорах 0,6.

ВЛ 0,38-20 кВ на деревянных опорах 1,7.

Силовое электротехническое оборудование и РУ подстанций 6-20/0,4 кВ 2,9.

Начиная с 01.01.88 г. финансирование всех видов ремонта (капитального, текущего и др.) будет осуществляться за счет средств фонда ремонта основных фондов, создаваемого в предприятиях и объединениях.

Одновременно с подготовкой плана составляют заявки на необходимые материалы, запчасти, оборудование, приспособления, средства малой механизации, приборы и защитные средства по технике безопасности для ремонта и технического обслуживания.

Исходя из годового плана-графика накануне каждого месяца составляют месячные планы-графики работ для каждых РЭС, участка, бригад централизованного ремонта (БЦР), оперативно-выездных и оперативно-эксплуатационных бригад (ОВБ и ОЭБ). Для бригад рекомендуется составлять календарные планы-графики.

При подготовке к работам по комплексному ремонту подбирают соответствующие карты организации труда, подают заявки на выделение необходимых средств механизации и проведение работ специализированными бригадами по проверке релейной защиты и автоматики, испытанию изоляции оборудования и др.

Номенклатура работ по техническому обслуживанию ВЛ 0,38-20 кВ включает: обходы и осмотры ВЛ; проверку загнивания деталей деревянных опор; проверку состояния железобетонных опор и приставок; измерение сопротивления заземляющих устройств и повторных заземлений нулевого провода; измерение сопротивления петли фаза - нуль на ВЛ 0,38 кВ; проверку расстояния от проводов до поверхности земли и различных объектов в местах пересечения; проверку электрической прочности подвесных фарфоровых изоляторов; проверку состояния разрядников и защитных промежутков; замеры нагрузок и напряжений; чистку трассы от деревьев, кустарников; противопожарную обработку площадок опор; проверку состояния указателей поврежденного участка, замену и обновление нумерации, знаков и плакатов на ВЛ; работу по охране ВЛ; обслуживание сети уличного освещения, смонтированной совместно с ВЛ; наблюдение за гололедообразования-ми и плавку гололеда.

Номенклатура работ по техническому обслуживанию ТП, РП, СП включает: осмотры, замену и обновление предупредительных плакатов, нумерации и надписей, измерение нагрузок и напряжений трансформаторов, доливку трансформаторного масла, измерение сопротивления заземления, проверку и замену предохранителей, опробование устройств автоматики [4.1, 4.19].

Номенклатура работ по ремонту ВЛ 0,3кВ включает: ремонт и замену деталей опор и опор целиком, установку приставок, ремонт железобетонных опор и приставок, выправку опор; ремонт, регулировку и замену проводов; замену изоляторов, арматуры и деталей крепления проводов к изоляторам; переустройство переходов и пересечений, ремонт и переустройство заземляющих устройств, ремонт или замену линейных разъединителей, ремонт сети уличного освещения, смонтированной совместно с ВЛ [4.1].

Номенклатура работ по ремонту ТП, РП и СП включает: текущий ремонт (комплекс № 2), состоящий из текущего ремонта силовых трансформаторов, разъединителей (на МТП, КТО и СП), ревизии средств грозозащиты, испытания кабельных вставок; капитальный ремонт (комплекс № 3), состоящий из работ по комплексу № 2, ремонта масляных выключателей, ремонта (замены) выключателей нагрузки, разъединителей и заземляющих ножей и приводов, ремонта и замены предохранителей, ремонта шин и замены изоляторов, ремонта измерительных трансформаторов тока и напряжения, разрядников, РУ (щитов), контакторных станций (станций управления) до 1 кВ, ремонт строительной части.

При ремонтах (плановых и внеплановых) выполняют работы по ремонту оборудования, у которого полностью использован коммутационный или механический ресурс, а также по ликвидации дефектов аварийного характера, выявленных при осмотрах.

Техническое обслуживание ВЛ 0,38-20 кВ. При техническом обслуживании проводят обходы и осмотры ВЛ 0,3кВ плановые и внеочередные (при образовании на проводах гололеда, при пляске и обрыве проводов, во время ледохода и разлива рек, при лесных и степных пожарах, стихийных бедствиях, а также после автоматического отключения ВЛ от релейной защиты и при появлении замыкания на землю) [4.1].

Плановые (периодические) осмотры выполняют по графику, утвержденному главным инженером предприятия электрических сетей. Рекомендуется чередовать выполнение плановых обходов и осмотров: 1 раз в год - электромонтерами и 1 раз - ИТР районов электрических сетей (контрольные обходы и осмотры).

При плановых обходах осматривают и выявляют состояние опор, проводов, траверс, изоляторов, разрядников, разъединителей, приставок, бандажей, хомутов, отбойных тумб, ледорезов, нумерации, надписей, плакатов, а также состояние

При обнаружении неисправностей аварийного характера производящий осмотр обязан сообщить об этом руководству и дежурному диспетчеру, используя все возможные средства связи или лично [4.15, 4.16]; такие повреждения и неисправности должны устраняться немедленно. О других неисправностях, обнаруженных при осмотре ВЛ, делается запись в листке осмотра (см. табл. 4.15).

Внеочередные осмотры ВЛ или их участков связаны, как правило, с нарушением нормального режима работы или отключением ВЛ и носят целенаправленный характер, их производят с применением специальных технических средств передвижения и поиска мест повреждения; при таких осмотрах выявляют также неисправности, угрожающие повреждению ВЛ или поражению людей.

Лица, производящие осмотры, обязаны немедленно докладывать о всех выявленных повреждениях ВЛ: гололедообразовании, пляске проводов, ледоходе, разливе рек, падении деревьев или веток на провода, набросах, следах наезда сельскохозяйственных машин, срыве проводов с изоляторов и др.- диспетчеру или руководству РЭС, используя для этого радиосвязь, телефонную и другие виды связи.

Верховые осмотры ВЛ 0,38-20 кВ проводят по мере необходимости и совмещают с комплексом работ № 3 с отключением линий и проверкой загнивания верхних деталей деревянных опор, закрепления крюков, штырей, траверс, изоляторов и проводов [4.16].

Проверку загнивания деталей деревянных опор на ВЛ 0,3кВ проводят у основания опор (цельностоечных опор, подкосов и приставок) на уровне земли, а на опорах с железобетонными приставками - в месте сочленения стойки с приставкой - первый раз через 3 - 6 лет после ввода ВЛ в эксплуатацию, далее - не реже 1 раза в 3 года [4.1]. Проверка древесины на загнивание состоит из осмотра и простукивания деталей, а также измерения величины загнивания в опасном сечении и в местах, наиболее подверженных загниванию [4.15, 4.16].

В энергосистемах для определения загнивания древесины применяют буравчики конструкции Бранта (Латвглавэнерго), приборы ПД-1 и ОЗД-1 (конструкции Мосэнерго), а также специальные молотки и различного рода щупы [4.16, 4.17]. Определение загнивания деревянных опор у основания производят без снятия напряжения с ВЛ, как правило, после полного просыхания поверх закапывают основания деревянной опоры на глубину не менее 50 см, а в песчаных грунтах - на глубинусм.

Загнивание вертикальных элементов опор измеряют в трех точках под углом примерно 120° в одном сечении. Следует исключать при измерениях установку буравчика или иглы приборов на сучках или трещинах и других дефектах деталей опоры.

При определении загнивания приборами Латвглавэнерго и ПД-1 древесина считается нормальной, если на прокалывание слоев древесины необходимо усилие более 300 Н. Меньшие усилия, фиксируемые приборами при вхождении буравчика (иглы) прибора в древесину, свидетельствуют о наличии загнивания проверяемой детали опоры [4.16]. Указанными приборами определяется также и глубина загнивания древесины; максимальное углубление буравчика (иглы) в древесину составляет 110 мм, а давление - 980 Н.

Прибор ОЗД-1 (определитель загнивания древесины), работающий на принципе зондирования деревянных деталей опор ультразвуковыми колебаниями, определяет наличие загнивания детали опоры и дает оценку возможности подъема на опору.

Наличие внутреннего загнивания может быть установлено ориентировочно также простукиванием молотком: признаком загнивания является глухой звук, здоровая древесина издает чистый звук. Простукивание рекомендуется производить в сухую, не морозную погоду.

В местах загнивания измеряют наружный диаметр проверяемой детали деревянным диаметромером или специальной лентой, проградуированной для измерения диаметров столбов [4.17]. Глубину загнивания пор определяют как среднее арифметическое трех измеренных значений.

Все данные о степени загнивания деталей, а также их диаметрах в местах загнивания заносят в ведомость. По результатам измерения загнивания и верховой ревизии устанавливают пригодность опоры для дальнейшей эксплуатации.

Диаметр древесины опор и приставок не должен быть менее определенных значений. Наименьший допустимый диаметр оставшейся здоровой части древесины деревянной опоры и приставки в опасном сечении определяют по формуле

где dp - расчетный диаметр опоры или приставки в опасном сечении, см. К - допустимый запас прочности в опасном сечении;

С - коэффициент износа [4.17].

Таблица 4.66. Допустимые в эксплуатации запасы прочности и коэффициенты износа деталей опор в опасном сечении.

Детали опор	Сосна, дуб, лиственница	Ель
К	С	К	С
Одностоечные опоры (стойки и приставки)	1,4	0,75	2	0,85
П - и А-образные опоры (стойки, приставки, подтраверсные брусья)	1,2	0,7	1,4	0,75
Траверсы всея типов опор	1,4	0,75	-	-

Таблица 4.67. Расчетные и наименьшие допустимые диаметры основных деталей опор ВЛ 0,38 кВ.