Технология ремонта и технического обслуживания электрических сетей (стр. 23 )

Рис. 4.12. Допустимая кратность перегрузки стационарных ТП (трансформаторов).

При использовании данных табл. 4.69 расчетную скорость ветра υ = 2 м/с следует принимать для районов, где скорость ветра при гололеде составляет до 15 м/с, и υ = 4 м/с для районов, где скорость ветра при гололеде превышает 15 м/с.

Длительность плавки гололеда зависит от размеров и плотности гололеда, его формы, тока плавки, скорости ветра и температуры воздуха. Время плавки гололеда и изморози определяется по соответствующим графикам, приведенным в «Руководящих указаниях по плавке гололеда на ВЛ до 20 кВ, проходящих в сельской местности». Плавка гололеда на отдельных участках сети не должна продолжаться более 1 ч.

Все элементы, входящие в электрическую схему плавки, должны быть рассчитаны на токи плавки с учетом допустимых перегрузок. Элементы оборудования, перегрузка которых превышает допустимую, должны быть заменены или зашунтированы на период плавки. Допустимая кратность перегрузок силовых трансформаторов на подстанции определяется в зависимости от предшествовавшего плавке режима нагрузки и времени плавки (рис. 4.12). Для коммутационных аппаратов (выключателей и разъединителей) в режиме плавки допускается нагрузка, превышающая номинальный ток в 1,5 раза.

Уставка тока срабатывания защиты ВЛ, на которой проводится плавка гололеда, должна превышать ток плавки на 20%.

Контроль за окончанием процесса плавки может осуществляться по времени плавки или визуально. Визуальное наблюдение за состоянием оплавления гололеда должно проводиться на участках ВЛ с наибольшими размерами отложений.

Техническое обслуживание ТП и РП. При техническом обслуживании проводят осмотры ТП и РП плановые по графику и внеочередные после отключения короткого замыкания. В процессе осмотров ТП и РП эксплуатационным персоналом электрических сетей или ОВБ проверяют: характер гудения трансформаторов и отсутствие посторонних звуков (разрядов, потрескивания), отсутствие течи масла, уровень масла и целость масломерного стекла, температуру масла в трансформаторах (при наличии термометров в закрытых ТП), состояние проходных изоляторов и контактов, состояние адсорбента (силикагеля); состояние разъединителей и предохранителей трансформаторов; в РУ 6-20 кВ закрытых ТП и РП - наличие схемы и соответствие ее действительности; состояние контактов (по наружному виду); отсутствие течи масла из выключателей, уровень масла и целость стекол масломерных указателей; состояние изоляторов (отсутствие трещин, сколов, оплавлений); состояние концевых заделок кабелей (отсутствие течи массы, трещин, целость фарфоровых втулок); отсутствие характерных звуков поверхностных разрядов при загрязнении и увлажнении изоляторов и кабельных заделок; состояние окраски шин, оборудования и панелей ячеек РУ; состояние контура защитного заземления; исправность патронов предохранителей; исправность и состояния сигнальных указателей срабатывания устройств релейной защиты и автоматики, положение переключателей ввода и вывода из работы автоматики (АПВ, АВР); исправность осветительной проводки и наличие освещения во всех помещениях закрытых ТП и РП; исправность устройств телемеханики и связи; показания измерительных приборов, контролирующих нагрузку и напряжение; наличие и состояние защитных средств, даты их испытаний; наличие предупредительных плакатов, нумерации и надписей; исправность дверей и запоров, состояние крыши, потолка, стен, пола закрытых ТП и РП, а также строительной части МТП и КТП; исправность вентиляции, состояние вентиляционных решеток; состояние подходов, подъездов и трасс кабельных линий [4.19].

Аварийные очаги, повреждения и неисправности угрожающего характера должны устраняться в кратчайшие сроки. Остальные дефекты заносят в журнал дефектов.

Замена и обновление предупредительных плакатов, нумерации и надписей в ТП, РП и СП выполняют по мере необходимости и совмещают с выполнением текущих или капитальных ремонтов строительной части, оборудования РУ и трансформаторов.

Измерения токов нагрузки и напряжений на трансформаторах и отдельных линиях в РП выполняют в периоды максимальных нагрузок персоналом по эксплуатации участка сети или ОВБ. На сборках и щитах до 1 кВ напряжение и токи нагрузки измеряются с помощью стационарных приборов или переносных вольтметров, специальных токоизмерительных клещей. На оборудовании напряжением выше 1 кВ токи нагрузки и напряжения измеряют только с помощью стационарных приборов, присоединенных через измерительные трансформаторы. Измерения напряжения и токов нагрузки переносными приборами производят 2 чел. При измерении напряжения вольтметром необходимо, чтобы предел шкалы в 1,5 - 2 раза превышал ожидаемое значение измеряемой величины. Вольтметром измеряют все линейные и фазные напряжения. В случае измерения токов нагрузки токоизмерительными клещами необходимо, чтобы предел шкалы амперметра превышал ожидаемое значение тока. Клещами охватывают провода или шины таким образом, чтобы ярмо и губки клещей не касались проводов, шин или разных фаз. Губки при измерении должны быть плотно соединены. Ток нагрузки измеряют на всех фазах и нулевом проводе.

По результатам измерений определяют загрузку трансформаторов и в соответствии с инструкцией по их эксплуатации намечают мероприятия по замене трансформаторов, имеющих недопустимую перегрузку, а также по устранению неравномерности нагрузки отдельных фаз.

По результатам замеров напряжений на трансформаторах и в сети до 1 кВ на удаленных вводах при недопустимых отклонениях напряжения принимают меры по переключению ответвлений на трансформаторах, реконструкции сети или применению специальных средств для регулирования напряжения [4.18]. При этом необходимо руководствоваться инструкцией по применению изменения № 1 к п. 2.3 ГОСТ *.

Допустимые отклонения напряжения в соответствии с указанной инструкцией и изменением № 2 к ГОСТ 13* приведены в табл. 4.70.

Таблица 4.70. Допустимые отклонения напряжения для потребителей в сельской местности.

Наименование потребителей	Отклонения напряжения
в нормальном режиме	в аварийных режимах и при ППР
Животноводческие комплексы и птицефабрики	От -5 до +5%	Допускается дополнительное понижение напряжения на 5 % при длительности не более суток
Другие потребители в сельской местности	От -7,5 до +7,5%

Доливка масла в трансформаторы и масляные выключатели осуществляется по мере необходимости. При этом заливаемое масло должно удовлетворять требованиям ПТЭ и Нормам испытания электрооборудования. Предельно допустимые значения показателей качества трансформаторного масла приведены в табл. 4.71.

Измерение сопротивлении заземления оборудования ТП, РП и СП должно проводиться не реже 1 раза в 10 лет.

Сопротивление заземляющих устройств должно быть: не более 4 Ом при мощности источника питания (ТП 6 - 20/0,4 кВ) более 100 кВ•А; 10 Ом при мощности источника питания (РП и СП) до 100 кВ•А.

Проверка и замена предохранителей в установках до 1 кВ производится по мере необходимости - при увеличении нагрузки на линии или при частых срабатываниях предохранителей. Для правильного выбора номинального тока предохранителя необходимо замерить ток нагрузки на присоединении и сопротивление петли фаза-нуль.

Опробование устройств автоматики и взаимодействия коммутационных аппаратов (масляных или вакуумных выключателей, выключателей нагрузки и других) выполняется в сроки согласно действующим положениям и инструкциям персоналом местной службы релейной защиты, автоматики и измерения или электролаборатории.

Таблица 4.71. Предельно допустимые значения показателей качества трансформаторного масла.

Показатель качества масла	Значение показателей масла
свежего сухого перед заливкой в оборудование	Непосредственно после заливки в оборудование	эксплуатационного всех марок
ГОСТ 982-80* (ТКп)	ГОСТ *	ТУ 75 (адсорбционной очистки)	ГОСТ 982-80* (ТКп)	ГОСТ *	ТУ 75 (адсорбционной очистки)
1 категория качества	с Государственным знаком качества	1 категория качества	с Государственным знаком качества
Наименьшее пробивное напряжение, кВ, для трансформаторов и аппаратов на напряжение:
до 15 кВ включительно	30	30	30	30	25	25	25	25	20
выше 15 кВ до 35 кВ включительно	35	35	35	35	30	30	30	30	30
Содержание механических примесей	Отсутствие(определение визуальное)
Содержание взвешенного угля (определяется только для масляных выключателей)	-	-	-	-	-	-	-	-	не более одного балла
Кислотное число, мгКОН на 1 г масла не более.	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,25
Содержание водорастворимых кислот и щелочей для трансформаторов мощностью:
более 630 кВ•А	Отсутствие										0,014 мгКОН
до 630 кВ•А	Отсутствие	-	-	-	-	не определяется
Температура, вспышки, 0С, не ниже	135	150	150	135	135	150	150	135	снижается не более 5 0С по сравнению с предыдущим анализом

Ремонт ВЛ 0,38-20 кВ. При ремонте деревянных опор на ВЛ 0,38-20 кВ наиболее часто выполняются следующие виды работ: замена стойки при сохранении имеющейся железобетонной приставки; установка железобетонной или деревянной приставки к деревянной опоре; установка деревянной опоры с железобетонной приставкой вместо дефектной опоры; замена подкосов на концевых и угловых опорах без приставок и с приставками; замена деревянных траверс и подтраверсных брусьев одностоечных и А-образных опор; замена А-образной опоры без замены и с заменой железобетонных приставок.

На работы по замене опор, а также замене траверс и подтраверсных брусьев разработаны типовые карты организации труда, в которых определены условия и формы организации труда, состав бригады, нормы времени, требования по технике безопасности, условия производства работ на ВЛ, необходимое материально-техническое оснащение, технологическая последовательность выполнения отдельных операций работы, эскизное расположение механизмов и приспособлений при производстве работы.

Подробное изложение технологии работ позволяет тщательно организовывать и выполнять работы. Ниже в качестве примера приведено описание технологии выполнения некоторых видов работ.

Технология замены стойки одностоечной опоры ВЛ 10 кВ с железобетонной приставкой при помощи автобурокрановой машины. До отключения ВЛ производят подготовку новой стойки и доставку ее на место установки: обрабатывают вершину стойки и плоскость припасовки к приставке; размечают и засверливают отверстия под крюки; при помощи специального ключа ввертывают крюки с изоляторами, при необходимости монтируют шунтирующий спуск. Выполняются операции по подготовке рабочего места в соответствии с ПТБ.

После установки автобурокрановой машины и проверки состояния опоры электромонтер поднимается на старую стойку и, застропив ее тяговым тросом машины, обрезает вязки проводов, начиная с верхнего; устанавливает на провода растяжки и отводит (оттягивает) провода от опоры. После

спуска монтера специальными ножницами срезают бандажи, крепящие дефектную стойку к железобетонной приставке. Опустив старую стойку крановым устройством автобурокрановой машины, тяговый трос крепят к новой стойке и, поднимая ее, устанавливают вместо демонтированной, после проверки по вертикали закрепляют стойку бандажами или хомутами к приставке [4.16].

Число витков проволоки бандажа в зависимости от ее сечения принимается равным: 12 при диаметре проволоки 4 мм, 10 при диаметре проволоки 5 мм, 8 при диаметре проволоки 6 мм. Все витки бандажа должны быть равномерно натянуты и должны плотно прилегать один к другому. Концы проволок должны быть забиты в древесину.

К изоляторам новой стойки крепят провода вязками или зажимами ЗАК-10. Затем выполняются покраска бандажей (хомутов) и надписи на опоре.

Технология установки железобетонной приставки к промежуточной деревянной опоре бурокрановой машиной. До отключения ВЛ приставки развозят по линии вместе с хомутами или бандажной проволокой. После отключения ВЛ (оформления допуска к работе) рядом с опорой бурят котлован. Рекомендуемые СНиП размеры заглубления промежуточных опор для ВЛ до 1 кВ приведены в табл. 4.72.

Для промежуточных опор ВЛ 6-20 кВ величина заглубления определяется в зависимости от типа опоры, ее высоты, марки проводов, характеристики грунта, способа копки котлована и составляет от 1,8 до 2,5 м. В особо гололедных районах величины заглубления увеличиваются на 10-20% [4.20].

После бурения котлована на опоре подготавливается плоскость для припасовки. Железобетонную приставку цепляют тяговым тросом кранового устройства выше центра тяжести и опускают в котлован. С помощью цепных стяжек приставку соединяют со стойкой. Засыпают яму и утрамбовывают грунт. Закрепляют стойку на приставке с помощью проволочных бандажей или хомутов. Снимают цепные стяжки. Выпиливают загнившую часть деревянной опоры у земли. При необходимости красят бандажи (хомуты).

Ремонт железобетонных опор, приставок, фундаментов. При капитальном ремонте выполняются следующие виды работ: заделка трещин, выбоин, сколов; установка ремонтных бандажей; выправка опор, имеющих наклоны и перекосы, превышающие допустимые; восстановление антикоррозионных покрытий металлических частей; замена отдельных опор и приставок [4.16].

Таблица 4.72. Размеры заглубления промежуточных опор (без ригелей) ВЛ до 1 кВ.

Грунт	Общее сечение проводов на опоре, мм2	Заглубление по высоте опоры над поверхностью земли, м
до 8,5	11-12	До 8,5	11-12
Откопка грунта	Разработка грунта бурением
Суглинок, супесь и глина, насыщенная водой	150	1,8	2,15	1,6	1,75
Глина, суглинок и супесь естественной влажности.	150	1,5	1,8	1,4	1,5
Лёс сухой, песок мокрый мелкий	300	1,9	2,2	1,6	1,8
Глина пластичная, глина с галькой и валунами, галька с песком и щебнем	150	1,35	1,6	1,2	1,3
Скальный грунт	300	1,7	2	1,4	1,6

Трещины шириной от 0,05 до 0,3 мм заделывают полимерцементной краской, которую готовят на месте работ. Состав (по массе): цемент марки 500 или %, поливинилацетатная эмульсия или латекс - 12%, вода -28%. Краску готовят не более чем на 3 - 4 ч работы. Поверхность опоры, подлежащую окраске, тщательно очищают от грязи и пыли стальной щеткой, а маслянистые пятна удаляют бензином, ацетоном или другим растворителем. Окраску производят в сухую погоду при температуре не ниже + 2°С. Краску наносят кистью гонким слоем (не более 0,1-0,15 мм); после высыхания первого слоя (примерно через 2 ч) наносят второй слой.