Отеки при травмах

Осмотр воздушных линий электропередачи в процессе эксплуатации. Обход и осмотры воздушных линий Обследование опор

Система эксплуатационного обслуживания ВЛ включает техническое обслуживание и ремонт.

К техническому обслуживанию ВЛ относятся работы по систематическому и своевременному предохранению отдельных конструкций и деталей от преждевременного износа путем проведения профилактических измерений и устранения мелких повреждений и неисправностей, а именно:
- обходы и осмотры ВЛ;
- установка, замена и осмотр трубчатых разрядников;
- измерение сопротивления соединений проводов (болтовых, плашечных и болтовых переходных);
- контроль тяжения в оттяжках опор;
- проверка и подтяжка болтовых соединений и гаек анкерных болтов;
- осмотр конструктивных элементов ВЛ при приемке их в эксплуатацию;
- наблюдение за работами, проводимыми вблизи линии электропередачи сторонними организациями;
- замена отдельных элементов ВЛ и выправка отдельных опор;
- измерения и испытания, направленные на повышение уровня их технического обслуживания;
- мероприятия, связанные с охраной линий;
- чистка изоляции;
- вырубка деревьев (угрожающих разрастанием в сторону линий на недопустимые расстояния), обрезка сучьев на отдельных деревьях, расчистка участков трассы от кустарника;
- замена нумерации и предупредительных плакатов. Периодические обходы ВЛ проводятся с целью наблюдения за состоянием линии и ее трассы и выявления неисправностей, которые могут быть обнаружены при осмотре линии с земли.

Периодичность осмотров должна осуществляться не реже 1 раза в 6 мес. На участках линии, где часто наблюдаются повреждения, а также на линиях, подверженных загрязнению или воздействию каких-либо других внешних факторов, которые могут вызвать повреждения, сроки между периодическими обходами могут быть сокращены до одного месяца. Обходы ЛЭП осуществляет электромонтер. Кроме того, 1 раз в год производится осмотр ВЛ инженерно-техническим персоналом с целью определения объема ремонтных работ, проверки общего состояния линий лицами более высокой квалификации.

При осмотре опор ВЛ необходимо обратить внимание на их наклон поперек и вдоль линии, проседание грунта у оснований опор, отсутствие в креплениях деталей опор болтов и гаек, трещин сварных швов; определить состояние номеров, условных наименований линий, предупредительных плакатов по технике безопасности, количество и ширину раскрытия трещин железобетонных опор, ослабление и повреждение оттяжек опор, наличие на опорах птичьих гнезд.

При осмотре трассы ВЛ следует обращать внимание на наличие деревьев, различных предметов (лесоматериалы и др.). высоту зарослей. Особую опасность представляют несогласованные строительные и земляные работы, которые производятся под ВЛ и в охранной зоне, а также работы по сооружению и реконструкции линий электропередачи и линий связи в этой зоне.

При осмотре проводов и тросов обращают внимание на наличие оборванных или перегоревших жил, следов оплавления и разрегулировки проводов, набросов, усталостных разрушений в месте крепления провода, коррозии проводов и тросов, неисправности петель провода на анкерных опорах.

При осмотре изоляторов исследуют наличие следов перекрытия гирлянд и отдельных элементов, отклонение от нормального положения подвесных гирлянд вдоль линии, отсутствие замков или шплинтов в гирлянде, ржавление арматуры, загрязненность и сколы тарелок изоляторов, трещины в шапках изоляторов, наличие птичьего помета на гирлянде.

При осмотре арматуры необходимо проверять наличие гаек, шплинтов, шайб на деталях арматуры, следов перегрева на натяжных зажимах и соединителях; отсутствие коррозии зажимов и арматуры, вытяжку или проскальзывание проводов в зажимах.

При осмотре заземляющих устройств и средств защиты от атмосферных перенапряжений обращают внимание на состояние заземляющих спусков на опоре и указателей срабатывания разрядников.

После окончания обхода ВЛ электромонтер заполняет листок осмотра, куда заносит все выявленные дефекты и неисправности. В случае выявления дефектов аварийного характера электромонтер обязан сообщить об этом своему руководителю.

Листок осмотра сдается мастеру, который своей подписью удостоверяет взятие на учет обнаруженных дефектов. На основании собранных данных составляется план работы, в котором указываются сроки устранения дефектов.

При осмотрах с земли не удается проверить состояние верхней части опоры, узлов крепления гирлянд изоляторов с опорой и арматурой, а также и мест крепления грозозащитных тросов. Поэтому на ВЛ 10 кВ и выше не реже 1 раза в 6 лет производится верховой осмотр линий с выборочной проверкой состояния проводов и тросов в зажимах.

На линиях с пролетами более 120 м, не оборудованных защитой от вибрации, и на участках, проходящих по открытой местности выборочную проверку состояния провода и троса в зажимах рекомендуется производить 1 раз в 3 года, на остальных линиях - не реже 1 раза в 6 лет. На воздушных линиях 0,4- 10 кВ верховые осмотры проводятся по мере необходимости.

Внеочередные (специальные) осмотры ВЛ электропередачи производят при возникновении условий, которые могут вызвать повреждения линий, а также после автоматических отключений, даже если работа линии не нарушена.

К условиям, вызывающим повреждения, относятся: голо-ледно-изморозевые отложения, сильный туман, моросящий дождь или мокрый снег, пожары на трассе, сильный ветер, вскрытие рек и наступление ледохода.

Цель осмотров при гололедно-изморозевых отложениях - наблюдение за скоростью гололедообразования и размерами гололедных отложений для организации их своевременной плавки.

При интенсивном тумане, моросящем дожде или мокром снеге осматриваются участки ВЛ, подверженные интенсивному загрязнению. При увлажнении слоя загрязнения возрастает ток утечки по поверхности изолятора, что может привести к перекрытию изоляции. Опасность перекрытия может быть определена по силе потрескивания и характеру поверхностных разрядов.

При пожарах на трассе ВЛ следует принять необходимые меры, чтобы не допустить приближения огня к опорам. В случае больших лесных и торфяных пожаров персонал обязан определить их характер, скорость движения огня и направление его распространения, состояние опор линий и сообщить об этом своему руководителю.

При сильном ветре и морозах возможны повреждения, которые (если не принять соответствующие меры) могут привести к аварии (сильный наклон опоры, перемещение проводов в зажимах, разрегулировка проводов). Для осмотров в этих случаях рекомендуется применять вертолеты, самолеты и специальную технику.

Весной, при вскрытии рек и наступлении ледохода и половодья, организуется специальное наблюдение. В зависимости от результатов наблюдений принимают меры для защиты опор от повреждений (защита фундаментов, подрыв ледяных заторов и др.).

Целью внеочередных обходов после автоматического отключения линии является определение места и причины ее отключения, необходимости и объема ремонтных работ.

Страница 1 из 2

Осотов В. Н., Абрамов А. Б., Быков А. В.

Нормативный (расчетный) срок службы воздушных линий электропередачи (ВЛ) 35 - 220 кВ существенно превышает нормативный срок службы других видов электрооборудования. Элементы ВЛ в течение всего срока эксплуатации подвергаются коррозионному воздействию окружающей среды, приводящему к постепенному снижению их прочностных характеристик, а также динамическим воздействиям, вызывающим возникновение усталостных явлений, способствующих ускоренному старению этих элементов. Нормативный срок службы ВЛ с той или иной степенью точности определяется исходя из усредненных значений этих воздействий при условии строгого соблюдения регламента эксплуатационных работ, предписанных нормативно-техническими документами (НТД), например . Поскольку для каждой конкретной ВЛ реальные воздействия отличаются от расчетных, то естественно, что по истечении расчетного срока службы состояние (остаточный ресурс работоспособности) различных ВЛ будет различным. Поэтому для оценки истинного состояния ВЛ необходимо проведение комплекса диагностических процедур.
Диагностические работы по отдельным элементам и ВЛ в целом, регламентированные , как правило, достаточны для оценки текущего состояния ВЛ. Для прогнозирования остаточного срока службы ВЛ необходимо как применение дополнительных методов исследований, так и специальных алгоритмов анализа уже имеющейся информации .
В Свердловской энергосистеме силами базового участка по диагностике силового электрооборудования ЦИДН Свердловэлектроремонта и предприятиями электрических сетей в течение ряда лет ведется обследование состояния ВЛ 110-220 кВ со сроком службы более 40 лет. Как правило, обследуются участки ВЛ, расположенные в неблагоприятных эксплуатационных условиях. Хотя обследованные участки ВЛ имеют различное конструктивное исполнение, многие закономерности износа элементов ВЛ имеют общий характер. Далее, в качестве примера приводятся результаты обследования опор ВЛ 220 кВ после 40 - 44 лет эксплуатации (опоры типа “Рюмка”, болотистая местность).

Доля общего числа
Вид дефекта
опор,%
Элементы нижней части опор покрыты
наносами (грунт, мох и др.)
Коррозия элементов в нижней части 24
опор (до 25% сечения)
Трещины и разрушение сварных швов Нет
Коррозионное разрушение нижних эле-
ментов, залитых водой
Полный коррозионный износ заземляющих спусков (вырываются рукой) 15
Полное разрушение лакокрасочного покрытия 44

Опасный коррозионный износ нижних элементов опор, представляющий непосредственную угрозу работоспособности опоры в целом, обнаружен только на опорах, нижняя часть которых длительное время находилась под водой из-за изменения гидрологической обстановки на трассе по сравнению с первоначальной на момент строительства ВЛ. Существенный коррозионный износ нижних элементов опор, приближающийся к предельно допустимому , обнаружен только на тех опорах, где эти элементы за длительный период эксплуатации покрылись слоем наносов (земля, мох, дерн и т.п.). Характерным видом коррозии в этом случае является местная коррозия в виде питтингов на глубину 2-3 мм, уменьшающая площадь поперечного сечения этих элементов на 20% и более. Ускоренному образованию наносов способствует плохая вентиляция приземного слоя около опоры из-за наличия высокой травы и поросли. Представление о зависимости коррозии элементов нижней части опор от наличия наносов и условий естественной вентиляции в приземной зоне дает табл. 1.
Сплошная равномерная коррозия элементов опор выше приземного слоя незначительна (1 - 3%) и практически не зависит от защитных свойств оставшегося лакокрасочного покрытия (за последние 15-20 лет первоначальное лакокрасочное покрытие не восстанавливалось).
Язвенная коррозия металла встречается только на опорах, где не сохранилось лакокрасочное покрытие. В основном язвенной коррозии подвержены внутренние поверхности уголков решетки, где глубина язв составляет 0,1 -0,4 мм, а язвы занимают от 10 до 40% площади поверхности уголков решетки. Язвенная коррозия поясов опор выражена гораздо слабее.
При осмотре опор не выявлено трещин и обрывов элементов решетки из-за развития щелевой коррозии.

Таблица 1
Зависимость коррозии элементов нижней части опор от наличия наносов и условий естественной вентиляции в приземной зоне опор

При проверке прочности сварных соединений, где обнаружены следы щелевой коррозии, ударами молотка образования трещин не наблюдалось и узлы не разрушались.
На всех обследованных ВЛ коррозионный износ грозозащитного троса достиг аварийного уровня, что регулярно приводит к его обрывам. В ряде случаев это вызвало опасную деформацию нескольких опор, что потребовало их замены. Поэтому на этих ВЛ грозозащитный трос демонтирован в плановом порядке, хотя это и приводит к увеличению числа отключений ВЛ в грозовой период.
Наиболее сложной задачей при обследовании ВЛ является оценка состояния коррозионного износа металлоконструкций, расположенных под землей (U-образные болты, контуры заземления, металлические подножники опор). Абсолютный метод контроля - откопка и визуальный осмотр этих элементов, требует значительных трудозатрат и оправдан только в тех случаях, когда имеются косвенные доказательства опасной коррозии этих элементов. К основным факторам, определяющим коррозионную ситуацию на конкретном участке ВЛ, можно отнести:
значение удельного электрического сопротивления грунта в зоне расположения металлоконструкций;
значение и распределение естественного потенциала металлоконструкций в грунте;
значение и распределение градиентов электрического поля коррозионных и блуждающих токов;
значение наведенных токов, стекающих с металлоконструкций в землю.
Для выявления опор, где наиболее вероятны коррозионный износ подземных металлоконструкций, проводились следующие работы:
изучение проектной документации на ВЛ (распределение грунтов по удельному сопротивлению, характеристика трассы, конструкции анкерных устройств, заземляющих контуров и т.п.);
отбор проб грунта около опор и измерение удельного сопротивления его в лабораторных условиях;
измерение наведенных токов, стекающих по U- образным болтам и заземлению U-образных болтов;
измерение значения и определение характера изменения потенциалов U-образных болтов и градиентов электрического поля коррозионных и блуждающих токов;
бурение скважин около U-образных болтов (выборочно) и измерение потенциалов вдоль стенок скважины относительно U-образных болтов;

Таблица 2
Результаты полевых измерений и реального коррозионного состояния откопанных U-образных болтов, петель анкерных плит и контуров заземления опор (после 40 лет эксплуатации)

№ опоры	Удельное сопротив ление грунта, Ом-м	№ U-образ- ного болта	Значение потенциала конструкция - земля, мВ, среднее / максимальное, минимальное	Вероятность протекания через конструкцию блуждающих токов	Состояние U-образных болтов, петель анкерных плит и контуров заземления опор
				Маловероятно	Язвенных коррозионных поражений металла не обнаружено. Максимальный коррозионный износ 5 - 7%

				Вероятно	Заземляющий спуск прокорродировал и оторвался от контура заземления. Снижение площади поперечного сечения U-образных болтов из-за язвенной коррозии на 10 - 15%. Снижение площади поперечного сечения петель анкерных плит на 25 - 30%

				Большая вероятность	Заземляющий спуск прокорродировал и оторвался от контура заземления. Снижение площади поперечного сечения U-образных болтов на 20%

			5000/-400, -11 900		Заземляющий спуск прокорродировал и оторвался от контура заземления. Снижение площади поперечного сечения U-образных болтов на 25 - 30%
			3117/-70, -11 000
				Вероятно	Заземляющий спуск прокорродировал и оторвался от контура заземления. Снижение площади поперечного сечения U-образного болта № 1 на 25 - 30%, болта № 2 на 50%
				Большая вероятность

оценка результатов измерений и определение конкретных опор с наибольшей вероятностью на линия коррозионных повреждений подземных металлоконструкций; откопка U-образных болтов и оценка состояния их подземной части.

Данная информация может быть примером для составления отчетов по обследованию опор.

Пояснительная записка

к отчету по результатам обследования состояния железобетонных опор

Основание для проведения работ

Работы проводятся в рамках Договора № 07/11 на выполнение работ по ремонту, техническому обслуживанию и диагностическому обследованию объектов электросетевого хозяйства

Общие положения.

Состав диагностических работ:

Проверка состояния железобетонных опор неразрушающим ультразвуковым экспресс - методом

Проверка положения опор

Список линий и количество железобетонных опор, подлежащих диагностике:

ВЛ 220 кВ Д-1 Ульяновская - Загородная 169 опор

ВЛ 220 кВ Д-9 Лузино - Называевская 466 опор

ВЛ 220 кВ Д-13 Таврическая - Московка 130 опор

ВЛ 220 кВ Д-14 Таврическая - Московка 130 опор

ВЛ 220 кВ Л-225 Иртышская - Валиханово 66 опор

Всего подлежало обследованию 961 железобетонная опора.

Результаты обследования опор ВЛ.

Всего фактически было обследовано 1036 промежуточные железобетонные опоры

ВЛ 220 кВ Д-1 Ульяновская - Загородная 165 опор

ВЛ 220 кВ Д-9 Лузино - Называевская 504 опор

ВЛ 220 кВ Д-13 Таврическая - Московка 130 опор

ВЛ 220 кВ Д-14 Таврическая - Московка 130 опор

ВЛ 220 кВ Л-224 Иртышская - Мынкуль 53 опор

ВЛ 220 кВ Л-225 Иртышская - Валиханово 52 опор

Состояние центрифугированных стоек

ВЛ 220 кВ Д-1 Ульяновская - Загородная (165 шт.)

В нормальном состоянии находятся 54 центрифугированные стоки (32,7 %)

В рабочем 102 шт. (61,8%)

В ухудшенном 9 шт. (5,4%)

ВЛ 220 кВ Д-9 Лузино - Называевская (506 шт.)

В нормальном состоянии находятся 260 центрифугированные стойки (51,4 %)

В рабочем 170 шт. (33,6%)

В ухудшенном 42 шт. (8,3%)

В предаварийном 34 шт. (6,7%)

ВЛ 220 кВ Д-13 Таврическая - Московка (130 шт.)

В нормальном состоянии находятся 75 центрифугированных стоек (57,7 %)

В рабочем 48 шт. (36,9%)

В ухудшенном 5 шт. (3,8%)

В предаварийном 2 шт. (1,54%)

ВЛ 220 кВ Д-14 Таврическая - Московка (130 шт.)

В нормальном состоянии находятся 79 центрифугированная стойка (60,7 %)

В рабочем 39 шт. (30,0%)

В ухудшенном 11 шт. (8,46%)

В предаварийном 1 шт. (0,76%)

ВЛ 220 кВ Л-224 Иртышская - Мынкуль (53 шт.)

В нормальном состоянии находятся 37 центрифугированных стоек (69,8 %)

В рабочем 11 шт. (20,8%)

В ухудшенном 2 шт. (3,8%)

В предаварийном 3 шт. (5,7%)

ВЛ 220 кВ Л-225 Иртышская - Валиханово (52 шт.)

В нормальном состоянии находятся 31 центрифугированные стойки (59,6 %)

В рабочем 18 шт. (34,6%)

В ухудшенном 1 шт. (1,9%)

В предаварийном 2 шт. (3,8%)

Заключение

Обследованные железобетонные опоры ВЛ 220 кВ Омского предприятия МЭС Сибири находятся в рабочем состоянии, с некоторыми эксплуатационными отклонениями значений контролируемых параметров отдельных элементов от нормального состояния.

Основными видимыми дефектами железобетонных конических и цилиндрических стоек СК-5, СК-7 и СН-220, из которых выполнены железобетонные опоры большинства обследованных ВЛ, выявленными в ходе их обследования является:

Локальное оголение арматуры и незначительное продольное растрескивание бетона (рабочее состояние)

Наклоны центрифугированных стоек более допустимых пределов (ухудшенное состояние)

Наличие поперечных трещин в бетоне выше допустимого размера (предаварийное состояние).

Однако в ряде случаев инструментальный контроль не подтвердил предаварийную опасность имеющихся у стоек опор поперечных трещин. В связи с этим те опоры, у которых ещё имеется достаточный расчётный ресурс по несущей способности бетона и арматуры, и которые отнесены к предаварийному состоянию только по наличию поперечных трещин в опасном сечении стоек, в качестве ремонтно-профилактических работ были выбраны менее затратные мероприятия. Рекомендуемыми мероприятиям для некоторых таких опор вместо из замены стали: дополнительный контроль состояния 1 раз в 3 года, защита от ВОС (воздействия окружающей среды), установка временных металлических бандажей. Для проверки правильности отбраковки центрифугированных стоек железобетонных опор на основе данных инструментального контроля их состояния желательно проведение механических испытаний предельной несущей способности стоек в эксплуатации. Такие испытания уже проводились нами ранее (Приложение 1) и показали степень опасности тех или иных дефектов для несущей способности стоек.

Согласно Инструкции по эксплуатации ВЛ опоры, находящиеся в рабочем состоянии, требуют проведения косметического ремонта, а опоры, имеющие наклон выше допустимого предела (более 3,0 градусов), необходимо выправлять немедленно. Однако в некоторых случаях выправка железобетонных опор бывает нежелательной из-за её большего вреда, чем пользы. Речь идёт об изначально невертикальной установке железобетонной опоры в подготовленный котлован. Такое происходит, когда рельеф трассы ВЛ не даёт возможности получить строгую вертикальность котлована под установку железобетонной опоры, либо когда неверно установлены ригели (Рис. 1). В любом случае, если вертикальность опоры не обеспечена в период строительства ВЛ, и за время её эксплуатации не произошло существенного изменения значения первоначального наклона опоры, то приведение такой опоры в вертикальное положение, например, методом ОРГРЭС, может привести к преждевременному появлению у опоры поперечных трещин и ослаблению бетона опоры в зоне максимального изгибающего момента (Рис. 2). Правильнее в таких случаях либо организовывать наблюдение за наклонными опорами с целью определения тенденций и скоростей их наклона, либо переустанавливать опоры в новый котлован.

Рис. 1. Наклон опоры № 193 вдоль ВЛ 220 кВ Д-9 «Лузино - Называевская»

Известно, что случайные (или постоянные) эксцентриситеты от внешней нагрузки на опору воспринимаются арматурой железобетонной стойки, а сам бетон, в основном, несёт сжимающую нагрузку. Поэтому до тех пор, пока арматура железобетонной стойки способна обеспечивать предварительное напряжение бетона на уровне, существенно превышающем разрывное усилие, возникающее в бетоне из-за наклона стойки, опора способна выполнять свои рабочие функции без выправки.

Известно, также, что под слоем неповреждённого бетона коррозия арматуры невозможна из-за пассивации её поверхности под действием щелочного порового раствора бетона (водородный показатель раствора бетона рН составляет порядка 10-12).

Поэтому для поддержания долговечной работы железобетонной опоры, имеющей наклон и глубокие трещины, иногда важнее становится косметический ремонт повреждённого бетона с защитой его от воздействия окружающей среды. Например, пропиткой его поверхности и имеющихся трещин высокоадгезионными защитными материалами (типа Сибирь-ультра) и закрытием верхнего отверстия стойки от попадания внутрь неё атмосферной влаги.

Например, обследованные нами в 2010 году 274 шт. железобетонные опоры ВЛ 220 кВ «Тюмень-Тавда» (МЭС Западной Сибири), построенной в 1964 году с применением цилиндрических центрифугированных стоек СН-220, оцинкованных траверс и оцинкованных металлических крышек, закрывающих верхнее отверстие стойки, практически в полном составе сохранили свою несущую способность (рис 3). Хотя среди них были и наклонные стойки (Рис. 4).

Рис. 2. Поперечные трещины, возникшие в бетоне наклонно установленной центрифугированной стойки опоры № 875 ВЛ 225 из-за её выправки.

Рис. 3. Верх опоры № 45 ВЛ 220 кВ «Тюмень - Тавда» закрытый металлической оцинкованной крышкой с момента строительства ВЛ

Рис. 4. Виден наклон опоры № 44 ВЛ 220 кВ «Тюмень-Тавда»

Выводы

1. В каждом конкретном случае обнаружения наклона железобетонной опоры, превышающем допустимый предел, первоначально необходимо организовать за ней наблюдение с целью определения тенденций и скоростей наклона, а также развития имеющихся дефектов. В случае возникновения опасных тенденций или угроз необходимо либо переустановить опору в новый котлован, либо заменить её. Аналогичный подход может быть применён и к стойкам, имеющим ещё неразвившиеся (неопасные) поперечные трещины.

2. Предаварийное состояние некоторых стоек (менее 4,5% от обследованных) вызвано наличием поперечных трещин, появление которых связано как с выправкой опор, так и со сверхкритическими внешними воздействиями. Всего таких стоек насчитывается 42 штук, которые необходимо заменить до 2016 года. В том числе замене подлежат стойки опор № 9 на каждой ВЛ 220 кВ Д-13 и Д-14 и стойки опор № 74, 85, 120, 181 и 183 на ВЛ 220 кВ Д-1.

В течение года необходимо переустановить или заменить опору № 152 на ВЛ 220 кВ Д-9, имеющей наклон более 7 градусов, и установить на опорах № 172 и 350 этой ВЛ в зоне их интенсивного растрескивания металлические бандажи.

Техническое обслуживание воздушных линий электропередачи (ВЛ) включает проведение осмотров (различных видов), выполнение профилактических проверок и измерений, устранение мелких неисправностей.

Осмотры ВЛ подразделяются на периодические и внеочередные. В свою очередь периодические осмотры делятся на дневные, ночные, верховые и контрольные.

Дневные осмотры (основной вид осмотров) проводятся 1 раз в месяц. При этом состояние элементов ВЛ, в бинокль осматриваются верхние элементы линии. Ночные осмотры выполняют для проверки состояния контактных соединений и уличного освещения.

При проведении верховых осмотров ВЛ отключается и заземляется, проверяется крепление изоляторов и арматуры, состояние проводов, натяжение оттяжек и т. д. Ночные и верховые осмотры планируются по мере необходимости.

Контрольные осмотры отдельных участков линии осуществляет инженерно-технический персонал 1 раз в год с целью проверки качества работы электромонтеров, оценки состояния трассы, выполнения противоаварийных мероприятий.

Внеочередные осмотры проводятся после аварий, бурь, оползней, сильных морозов (ниже 40 о С) и других стихийных бедствий.

Перечень работ, проводимых при техническом обслуживании воздушных линий электропередачи включает:

проверку состояния трассы (наличие под проводами посторонних предметов и случайных строений, противопожарное состояние трассы, отклонение опор, перекосы элементов и др.);

оценку состояния проводов (наличие обрывов и оплавлений отдельных проволок, наличие набросов, величина стрелы провеса и др.);

осмотр опор и стоек (состояние опор, наличие плакатов, целостность заземления);

контроль состояния изоляторов, коммутационной аппаратуры, кабельных муфт на спусках, разрядников.

Проверка состояния трассы ВЛ

При осмотре трассы ВЛ электромонтер проверяет , просеку, разрывы.

Охранная зона L определяется прямыми 1 (рис. 1), отстоящими от проекции крайних проводов 2 на расстояние 1, которое зависит от номинального значения напряжения ВЛ (для ВЛ до 20 кВ включительно 1 = 10 м).

Рис. 1. Охранная зона

Просеки устраиваются при прохождении линии в лесных массивах и зеленых насаждениях. При этом ширина просеки (рис. 2) С = А+6м при h4м, где С - нормируемая ширина просеки, А - расстояние между крайними проводами, h - высота деревьев.

Рис. 2. Определение ширины просеки

В парках и заповедниках ширину просеки разрешается уменьшать, а в фруктовых садах при высоте деревьев до 4 м вырубка просеки необязательна.

Разрыв определяется расстоянием по горизонтали от крайних проводов линии при их наибольшем отклонении до ближайших выступающих частей здания или сооружения. Для ВЛ до 20 кВ разрыв должен быть не менее 2 м.

В охранной зоне запрещается размещение стогов сена и соломы, лесоматериалов и других горючих веществ, т. к. при воспламенении может произойти замыкание на землю. Вблизи проводов и опор запрещаются земляные работы, прокладка коммуникаций, дорог и т. д.

При прохождении ВЛ с деревянными опорами в местах, где возможны низовые пожары, вокруг каждой опоры в радиусе 2 м земля должна быть очищена от травы и кустарников или же применены железобетонные приставки.

Практика эксплуатации воздушных линий электропередачи показывает, что часто причиной аварий являются нарушения правил охраны линий и неправильные действия населения (набросы на провода посторонних предметов, влезания на опоры, запуск змеев, пользование в охранной зоне длинными жердями и т. п.). Аварийные ситуации могут возникнуть также при проезде автокранов, автовышек и другой техники высотой более 4,5 м под линиями электропередачи вне дорог.

При выполнении работ вблизи ВЛ с использованием механизмов расстояние от их выдвижных частей до проводов должно быть не менее 1,5 м. При пересечении дороги с ВЛ с обеих сторон устанавливаются сигнальные знаки с указанием допустимой высоты для транспорта с грузом.

Руководство организации, эксплуатирующей сети, должно проводить разъяснительную работу с производственным персоналом об особенностях работы вблизи воздушных линий электропередачи, а также среди населения о недопустимости нарушений правил охраны линий.

Проверка положения опор

При осмотре трассы ВЛ контролируется степень отклонения опор сверх допустимых норм от вертикального положения, вдоль и поперек линии. Причинами отклонения могут быть осадка грунта у основания опоры, неправильная установка ее, слабое крепление в местах сопряжения деталей, ослабление оттяжек и др. Наклон опоры создает дополнительное напряжение от собственного веса в опасных сечениях у земли и может привести к нарушению механической прочности.

Отклонение вертикальных частей опоры от нормального положения проверяют по отвесу (рис. 3) или с помощью геодезических приборов. Изменение положения горизонтальных частей проверяют на глаз (рис. 4) или с помощью теодолита.

Рис. 3. Определение положения опор

Рис. 4. Определение положения траверсы

При определении наклона по отвесу необходимо отойти от опоры на такое расстояние, чтобы нить отвеса проектировалась на вершине опоры. Наблюдая за нитью отвеса у поверхности земли, замечают какой-либо предмет. Замерив расстояние от него до оси основания опоры, определяют величину наклона. Более точные результаты при замерах получают с использованием специальных геодезических приборов.

Проверка состояния опор

При осмотрах железобетонных опор основное внимание должно быть уделено выявлению видимых дефектов. К таким дефектам относятся плохое сцепление арматуры с бетоном, односторонний сдвиг арматурного каркаса относительно оси ствола опоры.

В любом случае толщина защитной стенки бетона должна быть не менее 10 мм. Особенно тщательно обследуются трещины, так как при дальнейшей эксплуатации они приводят к коррозии арматуры и разрушению бетона преимущественно на уровне грунтовых вод. Для железобетонных опор допускается наличие не более 6 кольцевых трещин на один погонный метр шириной до 0,2 мм.

Следует иметь ввиду, что крен железобетонных опор вдоль и поперек линии способствует усилению трещинообразования, так как вследствие большого веса опоры вероятность перенапряжения ее увеличивается. Важна также правильная заделка опоры.

Плохая засыпка и трамбовка котлована способствует крену опоры, и она может сломаться. Поэтому в первый и второй годы после приемки в эксплуатацию особенно тщательно осматривают опоры и своевременно проводят их правку.

Механические повреждения железобетонных опор возможны при неправильной организации монтажных и восстановительных работ, а также при случайных наездах транспортных средств.

Главным недостатком деревянных опор является . Процесс разрушения дерева идет наиболее интенсивно при температуре порядка +20°С, влажности дерева 25 - 30 % и достаточном доступе кислорода. Наиболее быстро разрушаемые места - приставки у поверхности земли, стойки в торцевой части и в местах сочленения с пасынком и траверсой.

Основным средством борьбы с поражением древесины является пропитка материала опор антисептиками. При обслуживании воздушных линий электропередачи степень загнивания древесины деталей опор периодически контролируется. При этом определяются места загнивания и замеряется глубина распространения гнили.

В сухую и неморозную погоду опору простукивают для установления загнивания сердцевины. Чистый и звонкий звук характеризует здоровую древесину, глухой звук указывает на наличие загнивания.

Для проверки загнивания приставок их раскапывают на глубину 0,5 м. Величина загнивания определяется в наиболее опасных местах - на расстоянии 0,2 - 0,3 м ниже и выше уровня грунта. Измерения проводят прокалыванием деревянной опоры с фиксацией прилагаемого усилия. Опора считается здоровой, если на прокол первых слоев требуется приложить усилие, превышающее 300 Н.

Глубина загнивания определяется как среднее арифметическое трех измерений. Пораженный участок не должен превышать 5 см при диаметре опоры 20 - 25 см, 6 см при диаметре 25 - 30 см и 8 см при диаметре более 30 см.

В случае отсутствия прибора можно использовать обычный буравчик. В этом случае глубину загнивания определяют по внешнему виду стружки.

Для неразрушающего контроля наличия загнивания в деталях древесины опор в последнее время используется определитель загнивания. Этот прибор работает на принципе фиксации изменения ультразвуковых колебаний при прохождении через древесину. Индикатор прибора имеет три сектора - зеленый, желтый, красный, соответственно для определения отсутствия загнивания, незначительного и сильного загнивания.

В здоровой древесине колебания распространяются практически без затухания, а в пораженной части происходит частичное поглощение колебаний. Определитель состоит из излучателя и приемника, который прижимается к контролируемой древесине с противоположной стороны. С помощью определителя загнивания можно ориентировочно определить состояние древесины, в частности, для принятия решения о подъеме на опору для производства работ.

По завершению контроля, если делалось отверстие в древесине, оно закрывается антисептиком.

На ВЛ с деревянными опорами, кроме загнивания, может иметь место возгорание опор от действия токов утечки при загрязнениях и дефектах изоляторов.

Проверка проводов и тросов

После возникновения первых повреждений жил в проводе нагрузка на каждую из оставшихся возрастает, что ускоряет процесс их дальнейшего разрушения вплоть до обрыва.

При обрыве жил более 17 % общего сечения устанавливается ремонтная муфта или бандаж. Наложение бандажа в месте обрыва жил препятствует дальнейшему расплетению провода, однако при этом не восстанавливается механическая прочность.

Ремонтная муфта обеспечивает прочность до 90 % от прочности целого провода. При большем числе оборванных жил прибегают к установке соединителя.

Нормируют расстояние между проводами, а также между проводами и землей, проводами и любыми другими устройствами и сооружениями, находящимися в зоне трассы ВЛ. Так, расстояние от проводов до земли ВЛ 10 кВ должно быть 6 м (в труднодоступной местности - 5 м), до полотна шоссейной дороги - 7 м, до проводов связи и сигнализации - 2 м.

Замеры габаритов производятся при приемосдаточных испытаниях, а также в процессе эксплуатации при появлении новых пересечений и сооружений, при замене опор, изоляторов и арматуры.

Важной характеристикой, позволяющей контролировать изменение , является стрела провеса провода. Под стрелой провеса понимают расстояние по вертикали от наинизшей точки провеса провода в пролете до условной прямой линии, проходящей на уровне высоты подвеса провода.

Для измерения габаритов используются геодезические угломерные приборы, например, теодолит и штанги. Работа может выполняться под напряжением (используются изолирующие штанги) и со снятием напряжения.

При работе со штангой один из электромонтеров касается провода ВЛ концом штанги, другой замеряет расстояние до штанги. Проверка стрелы провеса может производиться путем глазомерного визирования. Для этого на двух смежных опорах закрепляются рейки.

Наблюдатель находится на одной из опор в таком положении, чтобы его глаза были на уровне рейки, вторая рейка перемещается по опоре до тех пор, пока низшая точка провисания не будет находиться на прямой, соединяющей обе визирные рейки.

Стрела провеса определяется как среднее арифметическое расстояние от точек подвеса проводов до каждой рейки. Габариты ВЛ должны удовлетворять требованиям ПУЭ. Фактическая стрела провеса не должна отличаться от проектной более чем на 5 %.

При измерениях учитывается температура окружающей среды. Фактические величины замеров приводятся к данным при температуре, обеспечивающей максимальное значение стрелы провеса, с помощью специальных таблиц. Измерение габаритов не рекомендуется проводить при ветре более 8 м/с.

Проверка состояния изоляторов

Анализ работы воздушных линий электропередачи показывает, что около 30 % повреждений ВЛ связано с отказами изоляторов . Причины выхода из строя разнообразны. Сравнительно часто имеет место перекрытие изоляторов во время грозы из-за потери электрической прочности нескольких элементов в гирлянде, при повышенных механических усилиях из-за гололеда и пляски проводов. Способствуют процессу загрязнения изоляторов плохие погодные условия. При перекрытии может происходить повреждение и даже разрушение изоляторов.

В процессе эксплуатации часто наблюдаются случаи появления кольцевых трещин на изоляторах из-за неправильной заделки и температурных перенапряжений от действия прямых солнечных лучей.

При внешнем осмотре проверяется состояние фарфора, наличие трещин, сколов, повреждений и загрязнений. Изоляторы признаются дефектными, если трещины, сколы занимают 25 % поверхности, оплавлена и обожжена глазурь, наблюдается стойкое загрязнение поверхности.

Для контроля исправности изоляторов разработаны достаточно простые и надежные методы.

Простейшим методом обнаружения пробитого изолятора является проверка наличия напряжения на каждом элементе гирлянды . Используется штанга длиной 2,5 - 3 м с металлическим наконечником в виде вилки. При проверке одним концом вилки касаются шапки одного изолятора, а другим соседнего. Если при отводе конца вилки от шапки искра не возникает - изолятор пробит. К этой работе допускаются специально обученные электромонтеры.

Более точный метод - измерение напряжения, приходящегося на изолятор . Изолирующая штанга имеет на конце разрядник с регулируемым воздушным промежутком. Накладывая вилку штанги на металлические шапки изоляторов, добиваются разряда. Величина промежутка указывает на значение напряжения пробоя. Отсутствие пробоя свидетельствует о неисправности изолятора.

На ВЛ со снятым напряжением для контроля состояния изоляторов проводят измерение сопротивления изоляции мегаомметром напряжением 2500 В. Сопротивление каждого изолятора не должно быть менее 300 МОм.

Для крепления проводов и изоляторов используется различная арматура: скобы, серьги, ушки, коромысла и т. д. Основная причина повреждения арматуры - коррозия. При наличии в атмосфере агрессивных компонентов процесс коррозии ускоряется. Арматура может также разрушаться за счет сплавления при перекрытии гирлянды изоляторов.

Обследование ЛЭП это комплекс мероприятий, направленных на получение полной информации о техническом состоянии линии. Обследование линий включает в себя несколько этапов. Первый этап называется подготовительным. На этом этапе производится сбор и обработка исходных данных, которые касаются объекта обследования.

Для анализа необходима некоторая информация. Это, например, проектные материалы, паспорт ВЛ и эксплуатационные данные (это информация о плановых осмотрах ВЛ, информация о ремонтах ВЛ, протокольные данные об испытаниях ВЛ и другие важные данные). Немаловажны и документы, которые связаны со строительством линий. Это могут быть акты на скрытые работы, акты приемки линий в эксплуатацию, информация об установке опор, проводов и тросов. Может понадобиться журнал авторского надзора и документы об отступлениях от проекта.

Второй этап обследования опор ВЛ и ЛЭП – визуальный и инструментальный контроль.

На этом этапе специалисты занимаются обследованием некоторых основных элементов воздушных линий электропередач. К ним относятся провода, опоры, фундамент, грозозащитные тросы, линейная изоляция, оттяжки опор, линейная арматура и заземляющие устройства. Более того, обследование ЛЭП дает возможность выявить текущее состояние габаритов проводов и тросов. Оценивается их отношение к поверхности земли, к телам опор, к другим объектам и, конечно же, между собой. При обследовании учитываются рекомендации персонала, который эксплуатирует ВЛ. Все оценочные действия проводятся с требованиями действующих норм и государственных стандартов.

По итогам оценки состояния линии электропередач и всех ее элементов возможны следующие заключения:

Конструкция или элемент по своему состоянию соответствуют всем нормам проекта и других нормативных и технических документов. Все элементы ВЛ являются исправными, не нуждаются в ремонте и могут и дальше эксплуатироваться.
Конструкция или отдельные ее элементы не соответствуют некоторым нормам, которые регулируются проектом или другими техническими и нормативными документами. Элемент признается работоспособным и таким, который требует ремонта. После проведения ремонтных работ конструкция или элемент могут эксплуатироваться далее.
Конструкция или элемент не могут эксплуатироваться. Они не являются работоспособными и не могут быть отремонтированы. Конструкция или отдельные ее элементы нуждаются в замене.
Конструкция или отдельные ее элементы соответствуют расчетным нагрузкам, которые были приняты при проектировании. Но они не соответствуют нагрузкам фактическим, которые были определены во время эксплуатации. Так, например, фактические гололедные нагрузки могут превышать те, которые были приняты во время создания проекта. Конструкции или элементы являются неработоспособными и нуждаются в реконструкции или замене.
Конструкция или ее элементы не нуждаются в ремонте или замене в том случае, если нормируемые критерии отбраковки не превышаются. Нагрузки на линию не изменились по сравнению с первоначальными, которые планировались во время создания проекта.

Комплексная оценка качества линии электропередач создается путем анализа отдельных элементов ВЛ. Это могут быть и фундаменты, и опоры, и провода, и арматуры, и изоляторы. Комплексная оценка технического состояния ВЛ основывается на коэффициентах дефектности отдельных элементов ВЛ. Произведённое инструментальное обследование ЛЭП является основой для составления таких документов, как акт, технический отчет и протокол, в которых представлена оценка ВЛ и ее отдельных элементов. В этих же документах указываются и некоторые рекомендации, которые касаются дальнейшей эксплуатации ВЛ и всех ее элементов.

Специалисты, которые занимаются обследованием ВЛ, помогут создать профессиональные и максимально четкие и конкретные рекомендации, которые помогут усилить ВЛ или ее отдельные элементы или отремонтировать их. Для создания акта, отчета и протокола необходимо также и тщательно изучение и анализ проектной документации, эксплуатационной документации и технической документации. Одним словом, обследование воздушных линий электропередач – это очень трудоемкий и длительный процесс, который включает в себя несколько основных этапов.

Провести удачное и качественное обследование линий электропередач могут только действительно высококвалифицированные специалисты, которые обладают необходимыми навыками и оборудованием.