Технология ремонта и технического обслуживания электрических сетей (стр. 26 )

опоры ВЛ на пересечении должны располагаться возможно ближе к ЛС и PC, но не менее 7 м от них, при этом расстояние от проекций крайних проводов ВЛ до опор ЛС и PC не должно быть менее 15 м;

при расстояниях между проводами пересекающихся линий, приведенных в табл. 4.77, на деревянных опорах ВЛ, ограничивающих пролет пересечения ЛС и PC, должны устанавливаться трубчатые разрядники или защитные промежутки [4.20];

сопротивление заземляющих устройств трубчатых разрядников и защитных промежутков при токах промышленной частоты в летнее время должны быть не более значений, приведенных ниже:

Удельное сопротивление земли, Ом•м - до 1Более 0.

Сопротивление заземляющего устройства, Ом

При капитальном ремонте ВЛ 0,38-20 кВ (замена опор, ремонт или замена проводов, замена изоляторов) на пересечениях с улицами в соответствии с действующими ПУЭ должны соблюдаться следующие габариты проводов над землей:

для ВЛ 0,38 кВ - не менее 6 м, а при пересечении улиц ответвлениями к вводам в здания расстояние от проводов до тротуаров и пешеходных дорожек должно быть не менее 3,5 м; на стенах здания от проводов ввода до земли - 2,75 м;

для ВЛ кВ - не менее 7 м.

При пересечении ВЛ с железными дорогами габарит провода от головки рельсов согласно ПУЭ должен быть 7,5 м; при пересечении ВЛ (6-10 кВ) с электрифицированной железной дорогой расстояние от проводов ВЛ до несущего троса или контактного провода должно быть не менее 2 м, ВЛ 20 кВ - не менее 3 м.

При пересечении ВЛ кВ воздушных линий до 1 кВ расстояние до проводов пересекаемых ВЛ должно быть не менее 2 м от проводов ВЛ 6-10 кВ и не менее 3 м от проводов ВЛ 20 кВ.

Производство работ на переходах и пересечениях с опусканием проводов всегда связано с отключением пересекаемых ВЛ либо с ограничением движения по железным и шоссейным дорогам и рекам, а также с необходимостью в отдельных случаях сооружения временных защитных устройств для линий связи и линий до 1 кВ. Работы по замене опор, проводов и изоляторов на переходах и пересечениях в основном выполняются по картам организации труда за исключением отдельных случаев, когда необходимо сооружать временные защитные устройства или принимать другие дополнительные меры.

Ремонт и переустройство заземляющих устройств производят при выявлении явных повреждений или при значительном увеличении сопротивления против нормируемого ПУЭ. В эксплуатации имеют место следующие основные дефекты заземляющих устройств: ухудшение из-за коррозии контакта между заземлителем и заземляющим проводником, в местах соединений заземляющих проводников с нулевым проводом, крюками изоляторов на ВЛ 0,38 кВ, с заземляющими спусками; обрывы или повреждения заземляющих проводников у основания опор и КТП в земле; оголение заземляющего контура и разрушение в результате коррозии.

При обнаружении обрыва или глубокой местной коррозии, наличии раковины или вмятины заземляющие проводники должны быть отремонтированы сваркой. Для этих целей могут применяться сварочные агрегаты (типа АСБ-300-7 и др.), сварочные трансформаторы различных типов, а также термитная сварка в графитовых тиглях.

При обнаружении неудовлетворительного контакта между заземлителем и заземляющим проводником необходимо его восстановить: размонтировать старый зажим, зачистить контакты соединения, смазать техническим вазелином, установить плашечный зажим.

В случае сильного разрушения коррозией электродов заземления необходимо забить (погрузить, ввинтить) новые из круглой стали, некондиционных труб, стального уголка. В грунтах с хорошей проводимостью (глина, суглинок, супесь), как правило, достаточно забить несколько дополнительных электродов длиной 2,5 м. Количество необходимых заземлителей определяют расчетом. Для упрощения можно использовать следующие формулы определения сопротивления растеканию одиночного заземлителя, Ом:

сопротивление заземлителя из стержня длиной 2,5 м диаметром 20 мм

RС1 = 0,0037 ρ,

где ρ - удельное сопротивление грунта, Ом•м;

сопротивление заземлителя из трубы длиной lтр диаметром 50 мм:

Rтр = 0,9ρ/lтр;

сопротивление заземлителя из уголка 50 х 50 мм длиной 2,5 м:

Rуг = 0,00318 ρ;

сопротивление полосы 40 х 4 мм длиной L [16]

Rпол = 0,02ρ/l.

В качестве примера приведена технология ремонта повторного заземления нулевого провода ВЛ 0,38 кВ - наиболее часто выполняемой работы. Ремонт производится на отключенной и заземленной ВЛ. Перед подъемом на опору проверяют степень загнивания древесины или состояние железобетонной приставки (опоры), определяют возможность подъема на опору. При необходимости опору закрепляют растяжками. Электромонтер поднимается на опору, производит осмотр контактных соединений заземления на нулевом проводе и на крюке (траверсе); разболчивает зажимы, зачищает контакты соединения, смазывает техническим вазелином, устанавливает зажимы (болты) и восстанавливает контакты путем затяжки гаек и зажимов; спускается с опоры.

Устанавливают и заземляют сварочный аппарат. Откапывают заземляющее устройство, производитель работ (бригадир) проверяет качество сварных соединений; электромонтер-сварщик восстанавливает неисправные контакты с помощью сварки.

Замеряют сопротивление заземляющего устройства. При несоответствии сопротивления заземления требованиям ПУЭ в грунт вбивают дополнительно заземляющий электрод и соединяют со старым электродом. Вторично замеряют сопротивление заземляющего устройства. Замеры оформляют протоколом.

Засыпают заземляющий контур; собирают инструмент и убирают рабочее место [4.16].

Ремонт или замена линейных разъединителей 6-20 кВ. При эксплуатации имеют место следующие виды повреждений и дефектов на линейных разъединителях: повреждения изоляторов (пробои, сколы, трещины), разрушение армировки колпачков, подгорание контактов, разрегулировка и неодновременность вхождения ножей, поломка рукоятки привода, поломка тяги - скручивание трубы в результате коррозии и затирания вращающихся деталей в приводе и на раме разъединителя. Ремонт и замену линейных разъединителей производят на отключенной и заземленной ВЛ 6-20 кВ.

Замену поврежденного изолятора выполняют в следующей последовательности: отвертывают винты и снимают контактную пластину с колпачка поврежденного изолятора, отвертывают болты, крепящие основание изолятора к раме; снятый изолятор с помощью бесконечного каната опускают на землю, тем же канатом поднимают новый изолятор, который устанавливают на раму разъединителя; на колпачок изолятора привертывают контактную пластину с проводом. Проверяют вхождение ножа в неподвижную контактную пластину и при необходимости выполняют регулировку. Зачищают контактные поверхности на всех фазах и проверяют плотность прилегания контактов с помощью щупа толщиной 0,05 и шириной 10 мм - щуп не должен входить между ножом и неподвижной контактной пластиной глубже 5-6 мм. При необходимости увеличивают давление путем затяжки пружины. Покрывают тонким слоем контактные части смазкой ЗЭС или нейтральным техническим вазелином. Проверяют надежность крепления проводов к контактным пластинам разъединителя и при необходимости подтягивают гайки на контактных болтах. Опробуют работу разъединителя путем 2-3-кратного включения и отключения. При этом проверяют: одновременность включения ножей (разновременность допускается не более 3 мм - расстояние между ножом и контактной пластиной); отсутствие ударов ножа о неподвижную контактную пластину; вхождение ножа, который не должен доходить на 5-6 мм до упора контактной пластины; холостой ход привода и системы рычагов с тягами, который должен быть минимальным - не более 5° (т. е. после поворота рукоятки привода на угол 5° ножи должны приходить в движение).

В случае поломки рукоятки привода - нарушения сварного крепления - ее приваривают к фланцу и швы прокрашивают: Осматривают все трущиеся части привода и на разъединителе, очищают их от грязи и коррозии, промывают керосином или бензином и смазывают низкозамерзающими смазками.

Опробуют работу привода путем 3 -5-кратного включения и отключения разъединителя, одновременно проверяя нормальное включение и отключение ножей.

При поломке тяги привода разъединителя (скручивание или разрыв грубы, срез конического штифта) их заменяют на новые (труба 25 х 5 мм, конический штифт 6 х 36, ГОСТ 3*). После замены опробуют работу привода и разъединителя; если при опробовании выявляется большое сопротивление в результате коррозии трущихся частей в приводе и на раме разъединителя, их следует промыть и смазать. Если в результате работа привода не улучшается, следует заменить привод или разъединитель.

Разъединитель следует заменять после длительного срока службы, при наличии большого количества дефектов (повреждено более двух изоляторов штыревого типа, сильно оплавлены контакты, нарушены контакты подсоединения проводов, велика коррозия трущихся частей и др.). Замена разъединителей производится двумя электромонтерами вручную с применением приспособления для подъема груза на опору и ручной лебедки грузоподъемностью 0,5 т.

Ремонт сети уличного освещения. При эксплуатации сети уличного освещения наиболее часто повреждаются следующие элементы: светильники и детали их крепления, подводящие проводники (нарушение изоляции, обрывы), контакты присоединения проводников к проводам ВЛ 0,38 кВ. Ремонт и замену светильников, деталей их крепления, замену подводящих проводников выполняют по мере необходимости и, как правило, совмещают с выполнением ремонтов ВЛ 0,38 кВ. Восстановление контактов присоединения проводников светильников к проводам ВЛ 0,38 кВ производят по заявкам потребителей или при ремонтах ВЛ 0,38 кВ.

Ремонт и техническое обслуживание ВЛ 0,38 кВ с совместной подвеской проводов связи и радиотрансляции. Порядок выполнения ремонта и технического обслуживания ВЛ 0,38-10 кВ с совместной подвеской проводов определен правилами использования опор ВЛ для совместной подвески проводов электроснабжения (380 В) и проводного вещания (не выше 360 В).

Ответственность за состояние и правильную эксплуатацию опор ВЛ, а также за их своевременный и качественный ремонт несет организация - владелец линии. Ответственность за состояние, правильную эксплуатацию, своевременный и качественный ремонт проводов, установочной арматуры и других устройств, относящихся к этим проводам, несет организация - владелец проводов.

Ремонт опор ВЛ при совместной подвеске проводов производится силами, средствами и материалами организации - владельца линии.

Замена проводов, установочной арматуры и других устройств, относящихся к этим проводам, при ремонтах линий производится силами, средствами и материалами организации - владельца проводов.

При плановом капитальном ремонте ВЛ, связанном с заменой стоек (конструкций) опор, работы по переносу проводов проводного вещания (ПВ) и электроснабжения (ЭС) на новые опоры должны проводиться одновременно каждым владельцем объекта (ВЛ, проводов) своими силами и средствами, для чего владелец ВЛ извещает владельца проводов не менее чем за 2 мес о датах начала и окончания капитального ремонта. В случае, если владелец проводов не обеспечит перенос проводов на новые опоры в установленный срок капитального ремонта ВЛ, владелец последней вводит ВЛ в эксплуатацию без подвешенных проводов ПВ или ЭС.

При ремонте ВЛ, связанном с заменой стоек (конструкций) опор в аварийной ситуации, работы по переводу проводов ПВ и ЭС на новые опоры производит владелец ВЛ.

Работы по реконструкции и капитальному ремонту ВЛ должны выполняться по возможности без нарушений действия радиотрансляционной сети, а в случаях, когда это невозможно, необходимо обеспечивать выполнение работ таким образом, чтобы длительность бездействия радиотрансляционной сети была наименьшей.

Все работы по монтажу и эксплуатации проводов, установочной аппаратуры и других устройств, относящихся к этим проводам, должны производиться в соответствии с требованиями действующих правил, принятых у организации - владельца проводов. Ответственность за выполнение этих правил возлагается на организацию - владельца линии и организацию - владельца проводов.

Работы по ремонту, реконструкции и эксплуатации ВЛ с совместной подвеской проводов ЭС и ПВ должны производиться таким образом, чтобы была исключена возможность повреждений, разрушений, аварий, несчастных случаев с персоналом, обслуживающим ЭС и ПВ, а также абонентами ПВ. В случае, если повреждения или разрушения уже допущены, они должны немедленно устраняться предприятиями и организациями, по вине которых произошли указанные

повреждения или разрушения, за счет своих средств и материалов. Повреждения, происшедшие по вине посторонних лиц, а также повреждения, вызванные стихийными бедствиями, устраняются организациями - владельцем линии или владельцем проводов, каждым по своим сооружениям, своими силами и материалами.

Организации, эксплуатирующие ВЛ с совместной подвеской проводов ПВ и ЭС, обязаны производить обходы их в сроки, установленные в нормативно-технической документации, немедленно извещать друг друга о всех обнаруженных случаях повреждения опор, проводов, недопустимого сближения последних между собой, с какими-либо объектами, с землей и принимать меры к устранению повреждений на своих частях линии, в первую очередь таких повреждений, которые угрожают безопасности обслуживающего персонала, посторонних лиц, животных и птиц.

Организации, эксплуатирующие ВЛ с совместной подвеской проводов ПВ и ЭС, обязаны не реже 1 раза в 3 года производить совместное обследование этих линий с целью выявления дефектов и нарушений правил технической эксплуатации опор совместной подвески, проводов и мест пересечений этих ВЛ с линиями электропередачи.

О состоянии ВЛ с совместной подвеской проводов ПВ и ЭС и пересечений этих ВЛ с линиями электропередачи и выявленных нарушениях (изменении габаритов, неисправностях, вызванных несвоевременным ремонтом опор или проводов, и др.) должен составляться двусторонний акт. В акте указываются организация, ответственная за устранение дефектов, и сроки выполнения необходимых работ. Копии акта высылаются вышестоящим организациям.

Ремонт ТП, РП и СП. В соответствии с ПТЭ оборудование и распределительные устройства ТП, РП и СП должны в установленные сроки
подвергаться текущим и капитальным ремонтам.

При текущем ремонте ТП (комплекс № 2) выполняют ремонт силовых трансформаторов в следующем объеме:

наружный осмотр и при возможности устранение выявленных недостатков на месте;

чистка изоляторов и кожуха;

удаление грязи из расширителя, его промывка, проверка маслоуказателя, спускного крана и его промывка, взятие пробы масла;

замена силикагеля в воздухоосушителе и термосифонном фильтре (при необходимости);

доливка масла в трансформатор;

проверка надежности присоединения выводных контактов к шинам, наконечникам проводов или кабелей;

проверка состояния заземления бака трансформатора;

проверка состояния пробивного предохранителя (при его наличии);

измерение сопротивления изоляции [4.19].

Для удаления грязи из расширителя вывинчивают болт нижнего спускного отверстия и сливают осадки и загрязненное масло; расширитель промывают свежим чистым маслом, заливая его через верхнее отверстие в расширителе; завинчивают болт нижнего отверстия.

Для взятия пробы масла очищают спускной кран бака трансформатора от грязи сухими тряпками, открывают кран и в ведро или другой сосуд сливают 2-3 л масла для промывки спускного отверстия и слива возможных осадков (воды, шлама).

Банку для взятия пробы (стеклянную с притертой пробкой) дважды ополаскивают отбираемым маслом, заполняют и закрывают пробкой, прикрепляют к ней этикетку, на которой указывают дату и причину взятия пробы, наименование или номер ТП, РП и номер трансформатора, из которого взята проба, фамилию монтера.

Банки с маслом отвозят в лабораторию для испытания. Грязное масло сливают в бак или бидоны и отправляют в мастерские масляного хозяйства ПЭС или РЭУ для очистки, регенерации и сушки. После взятия проб доливают масло в трансформатор.

Силикагель и влагопоглощающее вещество в воздухоосушителе заменяют, когда большая часть силикагеля примет розовую окраску. Для их смены необходимо отвернуть болты, крепящие прозрачный колпачок к корпусу воздухоосушителя, насыпать старый силикагель, насыпать новый и установить колпачок на место; затем снимают верхний стальной колпачок воздухоосушителя и насыпают влагопоглощающее вещество.

Силикагель в термосифонных фильтрах заменяют, когда его цвет из голубого становится красным, даже черным, и при повышении кислотного числа масла против нормы (0,25 мг КОН на 1 г масла). Для смены силикагеля в термосифонном фильтре необходимо слить масло, снять крышку цилиндра, вынуть решетку (фильтр) с силикагелем. Высыпать старый и засыпать свежий силикагель, установить решетку в цилиндр, закрыть крышку, закрепить плотно болтами.

Отвернуть верхнюю пробку на крышке цилиндра для выпуска воздуха и заполнить маслом до верха; завернуть верхнюю пробку.

Проверка надежности присоединения выводных контактов к шинам, наконечникам проводов и кабелей заключается в опробовании затяжки гаек, крепящих шины и наконечники к выводам, гаечным ключом от руки (без дополнительных рычагов).

Присоединение алюминиевых шин должно осуществляться с применением усиленных стальных шайб.

Одновременно проверяют надежность присоединения проводника, заземляющего нулевой вывод трансформатора. Проверка заземления бака трансформатора заключается в проверке состояния контактов присоединения заземляющего проводника к специальному болтовому контакту на баке трансформатора и к магистрали заземления гаечным ключом от руки. В случае нарушения контактов в результате коррозии места присоединения должны быть зачищены металлической щеткой и надежно сболчены.

При наличии пробивного предохранителя на трансформаторе, питающем сеть с изолированной нейтралью (220/127 В), он должен осматриваться, очищаться от грязи, нагаров. Одновременно должны проверяться контакты присоединения проводников от нулевого вывода и корпуса трансформатора.

Сопротивление изоляции обмоток трансформатора измеряют мегаомметром на 2500 В и определяют через 15 с () и 60 с () после разворота рукоятки мегаомметра.

Измерения производятся по схемам и в последовательности, указанным в табл. 4.78.

Таблица 4.78. Последовательность измерения характеристик изолинии трансформаторов.

Последовательность измерений	Двухобмоточные трансформаторы
Обмотки, на которых производят измерения	Заземляемые части трансформаторов
1	НН	Бак, ВН
2	ВН	Бак, НН

При измерении выводы обмоток одного напряжения соединяются вместе; остальные обмотки и бак трансформатора должны быть заземлены [4.5].

При текущем ремонте сопротивление изоляции и отношение не нормируются. Сопротивление изоляции и отношение сравнивают с результатами предыдущего измерения или заводского протокола. При увлажнении изоляции абсолютное значение сопротивления изоляции и отношение уменьшаются.

Текущий ремонт разъединителей наружной установки на МТП, КТП и СП в соответствии с «Методическими указаниями по организации комплексного технического обслуживания и капитального ремонта распределительных электрических сетей напряжением 0,4-20 кВ» выполняется 1 раз в 3 года в следующем объеме: наружный осмотр и при возможности устранение выявленных дефектов; чистка изоляторов и подвижных частей; смазка шарнирных частей разъединителя и привода низкозамерзающей смазкой; чистка, проверка плотности прилегания, смазка контактов; проверка вхождения ножей на неподвижные контактные пластины, надежности крепления проводов к контактным пластинам, работы заземляющих ножей; проверка состояния заземления рамы и привода разъединителя, крепления рамы разъединителя и привода; опробование работы разъединителя; проверка состояния блокировочных замков и приспособлений для запирания привода, указателей положения привода и надписей (нумерации).

Текущий ремонт разъединителей производится на отключенной и заземленной ВЛ 6-20 кВ. Выполнение отдельных технологических процессов аналогично ремонту линейных разъединителей 6-20 кВ.

Ревизия средств грозозащиты при текущем ремонте ТП, РП и СП (комплекс № 2) выполняется в следующем объеме: верховой осмотр внешнего состояния разрядников и очистка фарфоровых покрышек; измерение сопротивления вентильных разрядников всех типов и токов проводимости вентильных разрядников серии РВС-15 и РВС-20; проверка крепления разрядников и контакта подключения его к проводам или аппаратам.

При осмотре внешнего состояния вентильных разрядников необходимо обращать внимание на чистоту поверхности фарфоровых покрышек (отсутствие грязи, железистых подтеков, трещин, следов перекрытий и оплавлений), состояние уплотнений между крышками и фарфором, состояние покраски крышки, крепление разрядников и состояние контактов. Фарфоровые покрышки очищают от пыли, грязи и железистых подтеков чистыми тряпками. Состояние уплотнений проверяют щупом [4.21].

Измерение сопротивления разрядников на номинальное напряжение 3 кВ и выше выполняется мегаомметром на напряжение 2500 В, а разрядников на номинальное напряжение менее 3 кВ - мегаомметром на напряжение 1 кВ [4.5]. Сопротивление разрядника не должно отличаться более чем на 30% от результатов измерения на заводе-изготовителе или предыдущих измерений в эксплуатации. Если при измерении мегаомметром обнаружено у разрядников РВС-15 и РВС-20 изменение сопротивления более чем на 30%, необходимо провести измерение тока проводимости разрядника. Ток проводимости не должен превышать 620 мкА (при температуре разрядника 20°С) при значении выпрямленного напряжения 16 и 20 кВ, приложенного соответственно к разряднику РВС-15 и РВС-20.

При капитальном ремонте ТП, РП, СП (комплекс № 3) выполняют работы, входящие в комплекс № 2, а также дополнительно следующие работы.

Ремонт шин и изоляторов РУ 6-20 к В, который заключается во внешнем осмотре шин, опорных и проходных изоляторов, замене дефектных изоляторов и проверке контактных соединений.

При болтовом соединении шин проверяют: наличие усиленных шайб на алюминиевых шинах; затяжку болтов гаечным ключом от руки (без дополнительных рычагов); плотность прилегания контактных поверхностей (щупом толщиной 0,02 и шириной 10 мм, который не должен проходить на глубину более 5-6 мм). При обнаружении поврежденного контакта его поверхности обрабатывают грубым напильником, зачищают стальной щеткой и надежно сболчивают. Сварные соединения шин проверяют на отсутствие трещин визуально и простукивая молотком.

Ремонт разъединителей внутренней установки: заменяют поврежденные изоляторы, зачищают контактные поверхности (ножей и неподвижных контактных стоек), проверяют надежность крепления шин к контактным пластинам разъединителя и плотность прилегания разъемных контактов. Плотность прилегания проверяют щупом толщиной 0,05 и шириной 10 мм; щуп не должен входить между ножом и неподвижным контактом глубже 5-6 мм.

Проверяют совпадение осей ножей и неподвижных контактных пластин; при несовпадении производят регулировку изменением положения неподвижных контактных пластин или ножей. Проверяют отсутствие ударов ножей об основание неподвижных контактов в конце хода; ножи не должны доходить на 5-6 мм до основания неподвижных контактов.

Проверяют одновременность включения и отключения трехполюсных разъединителей; при разновременности расстояние между неподвижными контактами и ножами не должно превышать 3 мм.

Шарнирные соединения и трущиеся поверхности разъединителя и привода смазывают низкозамерзающими смазками, а контактные части - смазкой ЗЭС или нейтральным техническим вазелином.

Производят опробование работы разъединителя путем 2-3-кратного включения и отключения. Холостой ход привода и системы рычагов (тяг) не должен превышать 5°. Уменьшение холостого хода достигается изменением длины тяги или угла поворота ножей и привода.

Ремонт выключателей нагрузки ВН-16 и других типов заключается в очистке изоляторов и всех деталей от пыли, замене изоляторов при обнаружении трещин или сколов, проверке контактных соединений, очистке дугогасительных контактов от оплавлений, замене вкладыша дугога-сительного устройства (после 200 отключений), проверке соединений вала выключателя с приводом. Смазываются все трущиеся и вращающиеся части привода и выключателя низкозамерзающей смазкой, а контактные - смазкой ЗЭС или техническим вазелином и производится проверка работы выключателя нагрузки. При этом проверяются: длина хода дугогасительных контактов в камере (ход должен составлять 160 мм), последовательность включения дугогасительных и главных контактов (при включении вначале должны замыкаться дугогасительные, а затем главные контакты), четкое отключение выключателей нагрузки с помощью отключающих пружин. При включении ВН-16 вручную необходимо проверить работу пружин при сжатии - витки внутренних пружин не должны попадать между витками наружных пружин и пружины не должны иметь перекосов. Для надежной фиксации положения пружин необходимо устанавливать фиксирующие колпачки на концы внешних пружин.

Ремонт предохранителей ПК(Н) и ПКТ заключается в проверке целости плавкой вставки (пробником или мегаомметром), очистке контактных поверхностей и изоляторов, проверке отсутствия трещин на колпачках, в армировке, фарфоровой (стеклянной) трубке; проверке действия замков на контактных пластинах и указателя срабатывания (для предохранителей ПК). Указатель срабатывания при нажатии пальцем на его головку должен свободно переместиться, а при отпускании пальца возвратиться на место. Кроме того, проверяют плотность и полноту засыпки патронов кварцевым песком (при встряхивании патронов не должно быть слышно шума) [4.19]. Проверяют также правильность установки предохранителя по номинальному току. На трубках предохранителей должны быть проставлены номинальные токи плавких вставок.

При обнаружении обрыва (перегорания) плавкой вставки, наличии трещин на трубках, колпачках или в армировке, а также при несоответствии по номинальному току патроны заменяют. Дефектные патроны отправляют в мастерские для перезарядки и ремонта.

Ремонт распределительных щитов 0,4 кВ комплектных и мачтовых трансформаторных подстанций (КТП и МТП) заключается в осмотре состояния ошиновки и вторичных цепей, изоляторов, автоматических выключателей, рубильников и предохранителей, очистке всей аппаратуры и изоляторов от пыли, проверке контактных соединений.

Надежность болтовых или винтовых соединений проверяют с помощью торцевых гаечных ключей или отвертки. При обнаружении подгоревших контактов их зачищают напильником или металлической щеткой и надежно сболчивают.

Проверяют целость плавкой вставки предохранителей ПН-2 и соответствие ее номинальному току. При необходимости заменяют на новые. Проверяют плотность вхождения патронов в контактные пинцеты. Проверяют соответствие номинальному току установленных автоматических выключателей, а также их механическую часть и состояние контактов. При наличии подгаров контакты зачищают надфилем. При несоответствии номинальному току автоматические выключатели заменяют на необходимые по току нагрузки присоединения (линии 0,38 кВ). Проверяют надежность контактов на рубильниках и при необходимости зачищают и подтягивают.

Проверяют состояние и работоспособность устройства автоматического управления уличным освещением, трансформаторы тока и приборы учета электроэнергии (при их наличии). При наличии устройств защиты типа ЗТ-0,4 проверяют состояние устройства, контактные присоединения, соответствие уставок защиты номинальному току присоединения с учетом пусковых токов электродвигателей, подключенных к соответствующей линии 0,38 кВ.

Исправляют замки, дверцы, петли. Окрашивают металлические корпуса и дверцы распределительных щитов. Обновляют нумерацию и надписи.

Если невозможно произвести ремонт (при большом количестве повреждений и значительной коррозии металлического корпуса), то распределительный щит заменяют на новый.

Технология выполнения капитального ремонта РУ 0,4 кВ закрытых ТП 6-20/0,4 кВ, выполненных из панелей ЩО-70, аналогична ремонту распределительных щитов МТП (КТП).

При неудовлетворительных результатах предварительного анализа трансформаторного масла - значительном увеличении кислотного числа против допустимого, наличии воды или механических примесей, снижения электрической прочности против допустимой нормы, при значительном уменьшении или утечке масла из трансформатора во время капитального ремонта ТП трансформатор должен быть заменен на новый или прошедший капитальный ремонт. Замененный трансформатор отправляют для ремонта в мастерские или на ремонтный завод.

Ремонт строительной части МТП заключается в замене загнивших деревянных деталей конструкции, ремонте или замене железобетонных приставок. Ремонт выполняется при полном снятии напряжения с МТП.

При эксплуатации МТП, выполненных из деревянных деталей, наиболее часто загнивают детали площадки обслуживания, приемные брусья и брусья, на которых установлены предохранители и силовые трансформаторы. При замене деталей площадки обслуживания сгнившие детали демонтируют, устанавливают новые, заранее заготовленные и пропитанные антисептиком. Для замены приемного бруса предварительно демонтируют глухие крепления проводов, отсоединяют проводники заземления, снимают разрядники и изоляторы. Затем демонтируют загнивший брус, опускают на землю; поднимают и устанавливают новый брус, устанавливают на нем изоляторы, разрядники, закрепляют провода, подсоединяют разрядники и проводники заземления.

При замене бруса, на котором установлены предохранители ПКН, необходимо вынуть патроны, отсоединить провода от предохранителей и заземляющие проводники, снять основания предохранителей; демонтировать загнивший брус, опустить на землю, поднять и установить новый брус; на установленном брусе с помощью хомутов закрепляют основания предохранителей, к которым подсоединяют проводники заземления; к контактным пластинам предохранителей подсоединяют провода и устанавливают патроны предохранителей.

Таблица 4.79. Перечень типовых карт организации труда на основные виды работ по ремонту распределительных электрических сетей.

Наименование	Разработчик	Номер карты
Замена стойки одностоечной опоры на железобетонной приставке с помощью спецоснастки на ВЛ 6-10 кВ	Энергонот Минэнерго СССР	1
Замена стойки одностоечной опоры на железобетонной приставке с применением буростолбостава на ВЛ 6-10 кВ	То же	2
Замена деревянной одностоечной опоры на железобетонную с помощью буростолбостава на ВЛ 6-10 кВ	» »	3
Замена деревянной А-образной опоры с помощью автокрана на ВЛ 6-10 кВ	» »	4
Замена деревянной А-образной опоры с помощью автокрана без замены железобетонных приставок на ВЛ 6-10 кВ	» »	5
Замена линейного разъединителя вручную на железобетонных опорах на ВЛ 6-10 кВ	» »	6
Замена линейного разъединителя вручную на деревянных опорах на ВЛ 6-10 кВ	» »	7
Замена деревянных траверс и подтраверсников А-образных опор на ВЛ 6-10 кВ	» »	8
Замена деревянной А-образной опоры ВЛ 6-10 кВ с углом поворота 65 и 90° без замены железобетонных приставок	» »	9
Замена А-образной деревянной опоры с помощью «падающей стрелы» без замены железобетонных приставок на ВЛ 6-10 кВ	» »	10
Замена деревянной опоры с подкосом на ВЛ 6-10 кВ	Минэнерго СССР	11
Замена проводов на ВЛ 6-10 кВ вручную	То же	12
Замена проводов на ВЛ 6-10 кВ с применением механизмов	» »	13
Замена деревянной опоры ВЛ 0,38 кВ вручную с заменой приставки	» »	14
Замена деревянной опоры вручную без замены железобетонной приставки на ВЛ 0,38 кВ	» »	15
Замена деревянной опоры с помощью буростолбостава на ВЛ 0,38 кВ	» »	16
Замена проводов вручную на ВЛ 0,38 кВ	» »	17
Замена наружных вводов (от опоры до здания)	» »	18
Ремонт повторного заземления нулевого провода ВЛ 0,38 кВ	» »	19
Демонтаж ВЛ 0,38 кВ с совместной подвеской проводов в населенной местности при условии 100%-ного загнивания опор с применением механизмов	» »	20

Для замены брусьев, на которых установлен трансформатор, его расшиновывают, отсоединяют проводник заземления и снимают с МТП с помощью автокрана или с помощью специального приспособления и ручной лебедки. Затем демонтируют старые брусья и устанавливают новые, после чего трансформатор устанавливают на место, подсоединяют проводники заземления и провода к выводам трансформатора.