3. Технология эксплуатационных работ

Способы измерения габаритов и стрел провеса проводов. Наиболее точным и простым способом измерения габарита является непосредственное измерение под напряжением с помощью специальной изолирующей штанги. Один электромонтер в месте измерения одним концом штанги касается провода, другой монтер замеряет расстояние от нижнего конца штанги до поверхности земли (дороги, железнодорожного полотна и др.). Сумма длины штанги и этого измеренного расстояния определяет габарит. Габарит в месте пересечения двух линий определяется разностью габаритов каждой линии. Для измерения стрелы провеса с помощью штанги определяют габарит линии и расстояние от места крепления провода к изолятору до поверхности земли. Разница между измеренными величинами равна значению стрелы провеса провода (при прохождении трассы по ровной местности). Стрелу провеса измеряют также с помощью двух реек. Для этого электромонтеры по одному располагаются на двух опорах и устанавливают визирные рейки. По команде одного из монтеров или производителя работ обе рейки перемещают до такого положения, при котором низшая точка провода совпадает с прямой линией, соединяющей обе визирные рейки. Расстояние от места крепления провода до одной из реек составляет стрелу провеса. Правильное определение стрелы провеса достигается при одинаковом расстоянии обеих реек до мест крепления провода. Габарит ВЛ можно измерять также с помощью капроновых и хлопчатобумажных канатов, на которых через каждые 0,5 м нанесена маркировка.

Измерение габарита ЛЭП с помощью капронового каната ведут в такой последовательности. На опору, не доходя 2 м до уровня изолирующих подвесок, поднимается электромонтер и устанавливает блок бесконечного каната. Затем по этому канату он поднимает изолирующую штангу и в специальном чехле ролик с измерительным капроновым канатом. С помощью штанги ролик устанавливают на проводе, второй конец капронового каната держит второй электромонтер, находящийся на земле. После установки ролик с помощью капронового каната вторым электромонтером передвигается до места измерения габарита. По отметкам на канате определяется расстояние от ролика (проводов) до поверхности земли (рис. 16). После измерения ролик возвращается к опоре и снимается первым электромонтером с помощью изолирующей штанги.

Так как эти работы выполняются под напряжением, то к работе допускаются только специально обученные лица. Запрещается производство работ в сырую погоду.

Стрелу провеса и габарит линии определяют также с помощью оптических приборов (теодолита), однако их использование требует специального обучения. Для измерения габарита теодолит устанавливают на некотором расстоянии от оси ВЛ, определяют расстояние от места установки теодолита до проекции провода на поверхность земли (l) и измеряют угол φ между горизонталью и воображаемой линией, между трубкой теодолита и проводом.

В дальнейшем габарит определяют по формуле: H = h + ℓ∙tgφ, где ℓ – расстояние от места установки теодолита до проекции провода; φ – измеренный угол; h – высота расположения оптической трубки теодолита.

Для определения габарита линии используется также карманный высотомер, масса которого 120–150 г. Высотомер представляет собой коробку, в одно из оснований которой вставлено стекло с нанесенными на нем двумя рисками. На другом основании сделаны два отверстия. Для измерения габарита под проводом устанавливают колышек и отходят на такое расстояние, чтобы при визировании одна риска на стекле прибора совпала с проводом, а другая – с вершиной колышка.

Далее измеряют расстояние от места установки прибора до колышка и высоту колышка.

Измеренное расстояние делят на коэффициент высотомера (обычно он равен 2), прибавляют высоту колышка и получают габарит линии электропередачи.

Замеры необходимо производить в безветренную погоду, так как под действием ветра происходит отклонение проводов, что вносит погрешность в определение измеряемых величин. Кроме того, при измерениях обязательно записывают температуру наружного воздуха, чтобы внести в результаты измерений соответствующие поправки в зависимости от изменения температуры.

Регулировка стрел провеса проводов и тросов. Перед началом работ расчетом определяют длину вставки (или вырезки), необходимую для регулировки стрелы провеса. После отключения линии и подготовки рабочего места на опорах устанавливаются раскаточные ролики и провод из поддерживающих зажимов перекладывается в эти ролики по всему анкерному пролету. Затем на одной из анкерных опор провод расцепляется и опускается на землю с помощью такелажных приспособлений и тяговых механизмов. После этого в одном из пролетов производится либо вырезка, либо вставка с помощью соединителей. Марка провода вставки должна быть идентична марке провода линии. После этого провод вновь натягивается и крепится к анкерной опоре, а на промежуточных опорах производится перекладка проводов с роликов в поддерживающие зажимы.

Если длина вставки или вырезки незначительна (0,2–0,6 м), регулирование стрел провеса осуществляется за счет изменения крепления проводов на анкерных опорах. Для увеличения стрелы провеса добавляются изоляторы в гирлянду или изменяется конструкция арматуры, например между траверсой и натяжными гирляндами устанавливаются удлинители. Уменьшение стрелы провеса производится заменой сцепной арматуры на более короткую.

Регулировка стрел провеса на ВЛ 0,38–10 кВ не отличается от вышеизложенной. Как показывает опыт эксплуатации, регулировка проводов на этих линиях в основном производится в летнее время. При этом стрела провеса устанавливается на глазок, что в ряде случаев приводит к перетяжке провода и в дальнейшем к обрыву его в зимнее время.

Кроме того, для вязки проводов при регулировке стрел провеса на линиях 0,38–10 кВ необходимо использовать новые провода, так как при использовании старых не удается качественно выполнить вязку.

Ремонт проводов и тросов. При незначительном повреждении проводов оборванные единичные жилы провода закручивают или накладывают бандаж на провод в месте повреждения.

При большом числе оборванных жил производится замена дефектного участка провода. Для избежания раскручивания наружных проводов отрезок нового провода должен иметь то же направление свивки, что и ремонтируемый. Длина вставки должна быть не менее 5 м (для провода сечением до 50 мм²), 10 м (для провода сечением 70–95 мм²), 15 м (для провода сечением 120–185 мм²), 30 м (для проводов сечением 240 мм² и более). При указанных длинах вставок обеспечивается равномерное натяжение отдельных проволок.

При опускании провода механическое напряжение в нем постепенно возрастает до тех пор, пока провод не ляжет на землю. Тяжение в проводе возрастает в 1,5–1,8 раза и поэтому в месте повреждения может произойти разрыв. Для предотвращения обрыва провода, у которого повреждена стальная жила, сначала опускают провод в смежных пролетах, а затем в ремонтируемом пролете или предварительно усиливают место повреждения перемычкой.

Для ремонта провода при его повреждении в промежуточном пролете используется телескопическая вышка типа ТВ-26 с грузовой лебедкой.

При ремонте провода телескопическую вышку устанавливают в трех положениях.

Первое промежуточное (для установки монтажных приспособлений и такелажа) положение. Телескопическую вышку подводят задним ходом перпендикулярно оси линии к опоре, с которой предполагается опускать провод, и останавливают на расстоянии 3,0–3,5 м от опоры. Устанавливают телескопическую часть вышки в вертикальное положение, после чего подводят вышку.

Второе промежуточное (для опускания провода) положение. Телескопическую вышку отводят от опоры на расстояние, равное высоте опоры, и устанавливают на домкраты.

Стационарное (для монтажа вставки) положение. Телевышку подводят к месту монтажа вставки, располагают ее вдоль оси линии и устанавливают на домкраты.

Согласно технологии производства работ, ремонт провода с опусканием его на землю и монтажом вставки выполняют в такой последовательности:

· разгружают инструмент, приспособления и подготавливать рабочее место (проверяют отсутствие напряжения, устанавливают защитные заземления на опорах 2 и 5 (рис. 17);

· устанавливают телескопическую вышку в первое промежуточное положение у опоры 3, смежной с ремонтируемым пролетом, и укрепляют на опоре бесконечный канат;

· с помощью бесконечного каната поднимают на опору монтажные приспособления и закрепляют их на траверсе, к которой подвешен ремонтируемый провод;

· к стойке опоры на расстоянии 200 мм от уровня земли крепят нижний отводной блок (рис. 18);

· ходовой конец тягового каната пропускают через нижний отводной блок, после чего поднимают его на опору с помощью бесконечного каната, пропускают через верхний отводной блок и прикрепляют к гирлянде с помощью ваймы – специального хомута, который подводится под тарелку изолятора;

· устанавливают телескопическую вышку во второе промежуточное положение;

· переносят провод ремонтируемой фазы на вайму с помощью грузовой лебедки, после чего отцепляют гирлянду от траверсы;

· опускают провод с гирляндой на землю;

· в той же последовательности опускают провод с другой смежной опоры;

· заземляют провод в месте монтажа вставки;

· замеряют длину вырезаемого участка и отмечают места разрезания провода метками из бандажной проволоки;

· с двух сторон от вырезаемого участка на расстоянии 1,5 м от меток устанавливают два монтажных клиновых зажима;

· крепят блоки полиспаста к клиновым зажимам;

· устанавливают телевышку в стационарное положение;

· соединяют ходовой конец полиспаста с тяговым канатом;

· переносят тяжение с поврежденного участка провода на полиспаст и ставят тяговый механизм на тормоз (рис. 19);

· вырезают дефектную часть провода;

· измеряют длину вставки и вырезают ее (замер необходимо производить непосредственно по длине вырезанного участка провода с учетом длины концов провода для заделки в зажимах);

· монтируют вставку провода;

· снимают с провода монтажные приспособления, а затем переносное заземление в месте монтажа вставки;

· устанавливают телевышку во второе промежуточное положение возле одной из опор, смежной с ремонтируемым пролетом;

· поднимают провод с гирляндой на опору, восстанавливают крепление гирлянды с траверсой и снимают с опоры монтажные приспособления;

· поднимают провода на другую смежную опору;

· снимают защитные заземления;

· собирают и грузят на автовышку инструмент и приспособления.

Надежность работы отремонтированного участка зависит от качества выполнения соединения проводов. Существует несколько способов соединения проводов. Предварительно соединители очищают от грязи и смазки, их внутреннюю поверхность обрабатывают стальным ершом для удаления окиси, протирают сухой тряпкой и покрывают тонким слоем смазки ЗЭС или техническим вазелином. Таким же образом подготавливают концы проводов. После подготовительных работ производят соединения проводов. Наиболее распространено соединение с помощью обжатия или скручивания овальных соединителей. При соединении методом обжатия овальных соединителей концы проводов вводят в соединитель внахлестку, чтобы они выходили из соединителя на 40–50 мм (рис. 20). Если предусматривается соединение сваркой с помощью термитных патронов, следует выпускать провод из соединителя на 2/3–3/4 длины соединителя. Обжатие овальных соединителей производят с помощью монтажных клещей, показанных на рис. 21.

Перед обжатием проверяют соответствие маркировки вкладышей маркировкам соединителей, а также соответствие размера ручья вкладышей размеру монтируемого овального соединителя. На соединитель наносят риски, которые должны быть расположены в «шахматном порядке». Кроме того, первый и последний сжимы на соединителях производят со стороны обрезанных концов сращиваемых проводов. С помощью регулировочного винта устанавливают глубину обжатия.

Соединитель с введенными в него концами проводов вставляют в нижний вкладыш перпендикулярно рычагам клещей, и нажимным винтом сближают рычаги клещей до соприкосновения нижнего и верхнего вкладышей. В таком положении дается выдержка времени в 1 мин для фиксации высоты сжима. Глубина обжатия определяется по специальной таблице. Последние сжимы со стороны выхода проводов из соединителя не выполняются, что улучшает условия работы провода. При соединении сталеалюминиевых проводов марок АС-120, 150, 180 обязательно применяют алюминиевые распорки, которые располагаются между соединяемыми концами проводов. Применение распорки, имеющей двояковогнутую форму, способствует увеличению поверхности соприкосновения проводов и равномерному распределению усилия обжатия. При соединении сталеалюминиевых проводов сечением до 95 мм² не обеспечивается достаточная механическая прочность, так как стальной однопроволочный сердечник, воспринимающий более половины допускаемого усилия тяжения по проводу, не удается деформировать соединителем. Механическую прочность соединений сталеалюминиевых проводов, выполненных обжатием овальных соединителей, можно увеличить с помощью гидравлических прессов (марок МГП-12,МИ-2) вместо клещей МИ-19. Для получения надежных соединений многопроволочных стальных проводов рекомендуется устанавливать по два соединителя на каждое соединение.

В настоящее время более широкое применение нашло соединение проводов способом скручивания овального соединителя. Соединенные таким способом провода образуют винтовую линию (рис. 22). В таком соединении полнее используются механические и электрические характеристики самого соединителя. Для соединения способом скручивания применяются такие же овальные соединители, как и для соединений, выполненных способом обжатия. Для соединения проводов сечением до 50 мм² используют приспособления типа МИ-189, до 120 мм² – МИ-190, до 120 мм² и более – МИ-230 (рис. 23).

Приспособление состоит из следующих частей: основания, на котором установлены подвижный зажим и неподвижная стойка, планшайбы, которая свободно поворачивается в стойке, разъемных плашек, размещенных в планшайбе и подвижном зажиме и удерживающих соединитель с помощью болтов. В планшайбе имеются четыре отверстия для поворачивания ее в процессе скручивания.

Соединитель с введенными концами проводов устанавливают в подвижном зажиме и плашках планшайбы, при этом концы соединителя должны выходить за плашки не более чем на 10–15 мм. Устанавливают верхние части плашек, закрепляют их болтами и с помощью ломика поворачивают планшайбу. Затем переставляют ломик в следующее отверстие планшайбы и поворачивают ее опять. Количество поворотов планшайбы определяется по специальной таблице и для основного типа проводов равно 4,0–4,5.

Для соединения стальных канатов сечением более 50 мм², а также сталеалюминиевых и алюминиевых проводов сечением 240 мм² и более используются фасонные соединители, которые изготавливают двух типов. Для соединения многопроволочных проводов, выполненных из одного материала, используется фасонный соединитель, состоящий из толстостенной трубки фасонного сечения, из того же материала, что и провод, но имеющего несколько меньшую твердость, чем материал провода. Комбинированные биметаллические многопроволочные провода соединяются с помощью двух толстостенных трубок фасонного сечения, каждая из которых выполнена из того же материала, что и провода. Фасонные соединители предназначены для соединения проводов встык. Для этого каждый конец провода вводится до середины фасонного соединителя и путем опрессования гидравлическим прессом защемляется. При опрессовании фасонного соединителя происходит значительная деформация соединителя, поэтому их называют соединителями, прессуемыми «с овала на круг».

При соединении сталеалюминевых проводов первоначально стальные части проводов соединяют в стальной части соединителя путем опрессования. Первое опрессование производят в середине соединителя, затем производят опрессование попеременно от середины в обе стороны. После этого алюминиевый корпус соединителя надвигают на его стальную часть, при этом она должна быть расположена на равном расстоянии от торцов алюминиевого корпуса.

Симметричность расположения стальной части соединителя может быть проверена прибором контроля соединителей (ПКС), в котором использован принцип взаимодействия постоянного магнита со стальной частью соединителя. После контроля расположения стальной части соединителя на алюминиевом корпусе наносят отметки. Опрессование алюминиевого корпуса производят от каждой отметки по направлению к торцам алюминиевого корпуса. Для опрессования фасонных соединителей используют гидравлический пресс с ручным приводом МИ-1 или с приводом ПО-100 или ПОА-200 от двигателя внутреннего сгорания.

При выполнении сварного соединения в виде петли провода обезжириваются, торцуются, сгибаются в петлю и свариваются с помощью термитного патрона. Термитные патроны (рис. 24) представляют собой термитную массу, напрессованную на стальной кокиль с вкладышем. При сгорании термитной массы выделяется большое количество теплоты, вследствие чего происходит сварка проводов. Термитная сварка производится в специальных сварочных приспособлениях, в которых крепится термитный патрон и обеспечивается двусторонняя подача проводов по мере сгорания термитной массы и расплавления металла внутри кокиля термитного патрона. После установки проводов с термитным патроном в сварочном приспособлении и подготовки последнего к работе накладываются асбестовые шнуровые уплотнительные бандажи, необходимые для предотвращения вытекания расплавленного металла из зоны сварки. Патрон поджигается термитной спичкой. При сгорании термитной массы происходят расплавление металла вкладыша и подача провода, в результате которых в зоне сварки металл вкладыша и провода перемешивается. При сварке проводов сечением 120 мм² и более в термитных патронах просверливают вертикальное отверстие диаметром 6–16 мм по центру термитной массы до алюминиевого вклады­ша, в которое вводится присадка (прутки из электротехнического алюминия). Присадка плавится, и жидкий алюминий поступает в зону сварки. После сварки шлак сбивают с кокиля и с помощью отвертки и кусачек удаляют сам кокиль, сварное соединение очищается от наплывов и заусенцев.

К работе по термитной сварке проводов допускаются лица, обученные приемам сварки и могущие выполнить сварку самостоятельно.

При сравнительно небольших повреждениях проводов (например, из 19 проволочек в проводе повреждено три-пять проволочек) их ремонт производится без вырезки путем установки ремонтных муфт. Ремонтная муфта для проводов сечением до 185 мм² представляет собой разрезанный вдоль овальный соединитель, предназначенный для соединения проводов, сечение которых меньше сечения ремонтируемого провода. При ремонте, например, провода типа АС-120 марка овального соединителя, применяемого для изготовления муфты, берется типа СОАС-95. В случае повреждения провода от вибрации перед наложением ремонтной муфты поврежденные проволочки вырезают на расстоянии 0,5 м в обе стороны от места повреждения и в освободившиеся места вкладывают новые проволочки от провода той же марки. Ремонтные муфты устанавливают в местах разреза проволочек.

При монтаже ремонтную муфту разводят вдоль разреза, чтобы муфта свободно надевалась на провод. При установке муфты поврежденные проволочки должны находиться посередине муфты. С помощью молотка и подкладки (упора) заводят один край муфты под другой для опрессовки. До начала опрессования по краям муфты накладывают бандажи, чтобы муфта не смещалась. Для опрессования применяются прессы МГП-12 и МИ-2. Длина ремонтных муфт зависит от величины повреждения провода.

Для ремонта проводов используют также ремонтные зажимы, состоящие из корпуса и крышки, и в собранном виде представляют алюминиевую трубу. Для ремонта наиболее распространенных проводов (АС-95, АС-185 и др.) выпускают ремонтные зажимы РАС-3. Подготовка к соединению проводов с помощью ремонтных зажимов аналогична подготовке к соединению проводов овальными соединителями.

Контроль соединений проводов. При эксплуатации проводов необходимо определить сопротивления болтовых соединений. Так как болтовые соединения применяются в петлях проводов на анкерных опорах, то измерение сопротивления может производиться с опоры. Качество соединения определяется коэффициентом дефектности, который представляет отношение сопротивления провода в месте соединения к сопротивлению такого же по длине участка целого провода. При коэффициенте дефектности k > 2 болтовые соединения ВЛ 35 кВ должны пройти ревизию. Определение сопротивления контактного соединения произ­водят путем замера величины падения напряжения на участке провода с соединителем с помощью универсальной измерительной штанги (рис. 25).

Контроль изоляторов. Контроль изоляторов производят путем измерения напряжения на изоляторе с помощью изоли­рующей штанги и измерительной головки с переменным или постоянным искровым промежутком.

Электромонтер поднимается на опору и на расстоянии 2 м от уровня проводов устанавливает блок бесконечного каната, по которому на опору поднимается измерительная штанга. Электромонтер накладывает щуп головки измерительной штанги на шапки двух смежных изоляторов крайней изолирующей подвески (рис. 26). Пробой искрового промежутка при использовании штанги с постоянным искровым промежутком свидетельствует об исправности изолятора. Проверку изоляторов начинают от траверсы.

При применении штанги с переменным искровым промежутком накладывают щуп головки измерительной штанги на шапки двух смежных изоляторов, поворачивают штангу вокруг оси до пробоя искрового промежутка и по показанию стрелки прибора измерительной головки определяют напряжение пробоя. По окончании проверки изоляторов крайней изолирующей подвески с этой же стойки опоры производят проверку изоляторов средней изолирующей подвески. Затем измерительную штангу по бесконечному канату опускают на землю и поднимают к электромонтеру, находящемуся на второй стойке опоры. Второй электромонтер проверяет изоляторы второй крайней изолирующей подвески. Результаты измерений записывают в ведомость проверки линейной изоляции.

К этим работам допускаются специально обученные лица. При выявлении в гирлянде 50 % дефектных изоляторов дальнейшие измерения должны быть прекращены. При работах на анкерно-угловых опорах ВЛ 35 кВ запрещается производить измерения, устанавливая штангу между петлей провода и гирляндами изолирующей подвески.

Проверка сопротивления изоляторов на линиях может быть осуществлена с помощью мегаомметра при снятом напряжении. Кроме того, иногда используются специальные испытательные устройства, с помощью которых на линию подают повышенное напряжение.

Замену дефектных изоляторов или целиком гирлянды изоляторов осуществляют без опускания или с опусканием провода. Перед началом работ проверяют состояние опор. У металлических опор особое внимание обращают на наличие болтов крепления опоры к фундаменту, у железобетонных – на отсутствие трещин, сколов, у деревянных – на загнивание древесины.

Замена гирлянды изоляторов без опускания провода производится следующим образом. После подготовки рабочего места на траверсе около изолирующей подвески устанавливают верхний блок бесконечного каната.

По бесконечному канату электромонтер поднимает на траверсу блоки № 1 и № 2, полиспаст, лестницу, страхующую петлю и тяговый канат (рис. 27). У основания опоры устанавливается блок № 3. Ходовой конец полиспаста заряжают через блоки № 2 и № 3 и подают на тяговый механизм. Тяговый канат заряжают через блок № 1 и одним концом закрепляют за ремонтируемую изолирующую подвеску между вторым и третьим изоляторами, второй конец опускают на землю. В необходимых случаях к изолирующей подвеске привязывают оттяжку из хлопчатобумажного каната.

По команде производителя работ с помощью полиспаста подтягивают провод к опоре до ослабления гирлянды изоляторов. Ходовой конец полиспаста закрепляют за опору, и гирлянду отсоединяют от провода. После закрепления ходового конца каната полиспаста блок № 3 освобождается. Нижний конец капронового тягового каната, соединенного с гирляндой, заряжают в блок № 3, и на канат принимают нагрузку гирлянды. Затем гирлянда отсоединяется от траверсы и опускается на землю. С помощью тягового каната поднимается новая гирлянда, которая сначала крепится к траверсе, а затем к проводу. Затем этот канат убирается, нагрузка от провода с полиспаста переводится на изолирующую подвеску. Затем с опоры убирают все приспособления и инструмент.

Замена гирлянды изоляторов с опусканием провода производится в случае невозможности проведения работ с траверсы или со стойки опоры. На траверсе около гирлянды устанавливают блок № 1, около стойки опоры – блок № 2 и у основания опоры – блок № 3. Затем через эти блоки пропускают стальной канат, один конец которого с помощью захвата крепится к проводу, другой конец соединяется с тяговым механизмом. К изоляторам крепится оттяжка хлопчатобумажного каната. Стальной канат предварительно натягивается, и изоляторы привязываются к канату. После этого величину тяжения с помощью тягового механизма увеличивают до ослабления сцепной арматуры подвески, и подвеска отсоединяется от траверсы. Затем провод с подвеской опускается на землю, ремонтируется или заменяется на новый. Отремонтированная подвеска привязывается к стальному канату, вместе с проводом поднимается на опору и крепится к траверсе. Привязывание подвески к стальному канату в нескольких местах обеспечивает вертикальный подъем подвески и облегчает крепление ее к траверсе. После закрепления стальной канат ослабляется, и нагрузка от провода переходит на изолирующую подвеску.

На ЛЭП, где масса провода незначительна, возможна замена изоляторов с применением телескопической вышки. После допуска бригады к работе телескопическую вышку устанавливают под дефектной изолирующей подвеской, и два электромонтера влезают в корзину вышки. По бесконечному канату в корзину подаются инструмент, приспособления и новые изоляторы. По команде производителя работ корзина телескопической вышки поднимается до соприкосновения с проводом. При дальнейшем подъеме корзины ослабляется изолирующая подвеска. Страхующей петлей изолирующую подвеску подвязывают к траверсе опоры ниже дефектного изолятора. Заменяют дефектный изолятор. В случае, если телескопической вышкой невозможно поднять провод, используют полиспаст, который устанавливают между траверсой опоры и проводом.

Замена дефектных штыревых изоляторов на промежуточных опорах линий 0,38–10 кВ осуществляется без опускания провода. После демонтажа вязок специальным ключом старый изолятор снимают со штыря, заменяют полиэтиленовый колпачок. Перед установкой полиэтиленовый колпачок размягчают в горячей воде при температуре 85–90 °С, затем ударами деревянного молотка насаживают на крюк. После этого устанавливают новые изоляторы и закрепляют провода.

В настоящее время широкое распространение получают работы по замене изоляторов под напряжением. К таким работам допускаются только специально обученные лица.

Определение степени загнивания деревянных опор. Наличие загнивания устанавливают путем простукивания древесины молотком по всей длине стойки. В местах загнивания при ударах звук получается глухим. Для правильного определения наличия загнивания простукивание производят в сухую и не морозную погоду. Состояние пасынков проверяют, откапывая их на глубину 0,5–0,6 м. В местах проверки на загнивание измеряют наружный диаметр древесины матерчатой лентой. Для определения степени загнивания используются приборы, принцип действия которых основан на измерении усилия, с которым игла прокалывает древесину. На основании многочисленных измерений установлено, что игла проникает в загнившую древесину с усилием менее 300 Н (рис. 28). Прибор состоит из корпуса (3) с цилиндром (5), внутри которого перемещается игла (11) с указателем (7). На цилиндре (5) нанесена шкала, показывающая усилие, с которым игла входит в древесину. Величина хода цилиндра (5) в корпусе (3) равна величине углубления иглы. Вращая винт (2) ручкой (1), перемещают гайку (4) внутри корпуса. Прибор к опоре крепится с помощью цепи (9). Упор (12) обеспечивает устойчивость прибора при замерах. Для измерения степени загнивания вращением ручки углубляют иглу прибора в древесину и по шкалам определяют величину углубления иглы и усилие прокола. При наружном загнивании (усилие менее 300 Н) прокол продолжают до тех пор, пока усилие не станет больше 300 Н.

Более удобным является прибор, в основу которого положено определение механической прочности древесины при ввертывании буравчика (рис. 29). При заглублении буравчика (1) пружина (4) закручивается на угол, величина которого пропорциональна степени прочности древесины. На цилиндрической поверхности нанесены четыре одинаковые шкалы (5) (по 12 делений) условного сопротивления древесины смятию. Деления 1–3 соответствуют гнилой древесине, деление (4) соответствует незагнившей, но мягкой крупнослойной древесине (браковке не подлежит), деления (5), (6), (7) соответствуют древесине средней прочности, а (8–12) – древесине высокой прочности. Для определения видимого наружного загнивания производится прокалывание древесины нажатием. По рейке (2) (со шкалой) определяется глубина прокалывания, а по шкале (7) – у силие прокалывания.

Для неразрушающего контроля наличия загнивания в деталях деревянных опор может быть использован определитель загнивания древесины (ОЗД). Этот прибор работает по принципу фиксации изменения ультразвуковых колебаний при прохождении через древесину. В здоровой древесине ультразвуковые колебания распространяются практически без затухания, а в загнившей – происходит частичное поглощение колебаний. Определитель загнивания древесины состоит из излучателя и приемника, которые прижимаются к контролируемой древесине с противоположных сторон по сечению.

Индикатор прибора имеет три сектора: зеленый, желтый и красный. Положение стрелки в зеленом секторе означает, что древесина не имеет загнивания, положение стрелки в желтом секторе указывает на наличие незначительного загнивания, в красном – на наличие значительного загнивания. С помощью ОЗД возможно ориентировочно определить состояние древесины, поэтому этим прибором определяют допустимость подъема электромонтеров на опору для производства работ.

Загнивание пасынков и стоек замеряют с трех сторон под углом примерно 120°, а траверс – сверху и снизу. После измерений заполняют специальную ведомость, в которой указывают наружный диаметр места измерения, результаты замеров и данные линии (наименование линии, тип опоры, ее номер и др.). На основании результатов измерения решается вопрос о ремонте опоры линии электропередачи. В случае, если древесина опоры сгнила до такой степени, что эквивалентный диаметр опоры, определяемый расчетом, меньше минимально допустимого диаметра, опора или ее детали должны быть заменены. Величина эквивалентного диаметра для различных видов загнивания (поверхностное, внутреннее, неполное внутреннее) определяется специальными расчетами. Если величина эквивалентного диаметра больше минимального диаметра на 2–4 см, то детали опоры проверяют более часто, так как считается, что процесс загнивания начался и скорость его равна примерно 1 см в год. При проверке на загнивание подземной части опор часто наблюдается выщелачивание антисептирующих веществ и наличие в начальной стадии поверхностного загнивания древесины. Для продления сроков службы стоек опор (пасынков) в их наземной части устанавливают антисептический бандаж, который состоит из наружного водонепроницаемого слоя (синтетическая пленка, рубероид и др.) и внутреннего слоя из антисептической пасты. Перед наложением антисептика участок очищают от гнили, затем наносят кистью антисептическую пасту слоем 3–5 мм и на обработанный участок накладывают ленту из синтетической пленки или рубероида, которую фиксируют с помощью гвоздей, а верхний обрез бандажа обвязывается проволокой диаметром 1–2 мм. Другая технология работ предусматривает заготовку гидроизоляционных листов с заранее наложенным антисептиком. Эти листы доставляются на линию и ими обертываются откопанные и очищенные стойки опоры. Все швы и верхняя кромка бандажа замазываются лаком.

Выправка опор. Технология производства работ при выправке опор зависит от конструкций опор, наличия специального инструмента и механизмов.

Выправка промежуточных П-образных деревянных опор вдоль оси линии производится следующим образом. Перед выправкой деревянных опор необходимо проверить древесину на загнивание. После допуска бригады к работе два электромонтера по стойкам поднимаются до траверсы, проверяют траверсу на загнивание и устанавливают бесконечные канаты (рис. 30).

По бесконечным канатам на траверсу поднимают и устанавливают две цепные стяжки, которыми стягивают стойки с траверсой. В случае если выправка опор осуществляется с полной откопкой котлованов, со стороны крена опоры устанавливают тормозные оттяжки, которые крепятся с одного конца к месту сопряжения стоек с траверсой опоры, а со второго – к полиспасту. Полиспаст прикрепляют к якорю, установленному в земле. Для оттяжек используют хлопчатобумажный канат диаметром не мeнеe 20 мм. Затем поднимают тяговые канаты, которые одним концом петлей закрепляются за сопряжения стоек с траверсой опоры. Второй конец тягового каната сцепляют с тяговым механизмом. В качестве тягового каната используют стальной трос диаметром не менее 13 мм. В случае необходимости ослабляют крепление проводов в глухих поддерживающих зажимах. По команде производителя работ дается предварительная нагрузка на оттяжки и тяговые канаты. После этого с противоположной крену опоры стороны бурят или откапывают котлованы. По команде производителя работ натягивают тяговый канат и одновременно ослабляют тормозные оттяжки до момента установки опоры в вертикальное положение. По окончании выправки опор котлованы засыпают грунтом с подсыпкой и трамбовкой щебнем или гравием. После выправки придают гирляндам вертикальное положение, закрепляют провод в зажимах и подтягивают все крепежные болты и бандажи.

Во время работы тягового механизма запрещается электромонтерам находиться на опоре. Выправка опоры должна производиться плавно, без рывков. Запрещается производить выправку опор при загнивании древесины сверх допустимых норм.

Выправка перекоса деревянных промежуточных П-образных опор (рис. 31) осуществляется с помощью домкрата или телескопической вышки. При использовании телескопической вышки вместо корзины устанавливают специальную насадку с подъемным блоком (рис. 32). После допуска бригады к работе и проверки элементов опоры на загнивание к стойке опоры задним ходом подгоняют телескопическую вышку, выравнивают и заземляют ее.

Телескоп при подъеме к опоре устанавливается вертикально, но не выдвигается. Конец тягового каната грузовой лебедки телескопической вышки пропускают через подъемный блок и закрепляют к выправляемой опоре выше ее приставки. После этого предварительно натягивают тяговый канат и ослабляют старые бандажи. По команде производителя работ стойку опоры поднимают до нормального положения и устанавливают два цепных бандажа. Затем заменяют старые проволочные бандажи, снимают цепные бандажи, отвязывают тяговые канаты, снимают заземления с телескопической вышки, и вышка отъезжает от опоры. При проседании обоих стоек опоры выправку их производят поочередно.

При отсутствии телескопической вышки или невозможности ее подъезда к опоре выправка стоек опоры производится с помощью домкратов. Для выправки под торец просевшей стойки на шпалу устанавливают домкрат (рис. 33). Между выдвижным винтом домкрата и торцом стойки устанавливают деревянную прокладку и выдвигают винт домкрата до упора в торец просевшей стойки. Рядом с проволочными бандажами устанавливают цепные бандажи, которые затягиваются неплотно. После этого электромонтеру необходимо подняться на опору и проверить ее элементы на загнивание. С помощью домкрата производят подъем просевшей стойки и затягивают цепные бандажи. Затем заменяют старые проволочные бандажи, снимают цепные бандажи, убирают прокладки и домкрат.

Выправку железобетонной промежуточной одностоечной свободностоящей опоры поперек линии осуществляют с помощью телескопической вышки (рис. 34). К выправляемой опоре подъезжает телескопическая вышка. Телескоп устанавливается в вертикальное положение. Затем в корзину телевышки поднимается электромонтер, телескоп выдвигается. При подъеме корзины электромонтер обследует стойку опоры. Опора не должна иметь сверхдопустимого раскрытия трещин бетона, а также его сколов. После обследования телескоп опускается в исходное положение, телевышка отъезжает от опоры, а затем телескоп укладывается в транспортное положение. Для выправки опоры со стороны, противоположной ее крену, с помощью буровой установки вырывают котлован на глубину 1,0–1,5 м. Диаметр бура должен быть не менее половины диаметра стойки выправляемой опоры. После очистки котлована от грунта электромонтер закрепляет один конец тягового каната через деревянные подкладки к телу опоры на уровне 4 м от земли. Второй конец каната сцепляется с тяговым механизмом, который должен быть удален от опоры на расстояние не менее коэффициента 1,2 ее высоты. В дальнейшем плавно увеличивают нагрузку на тяговый канат и производят выправку опор, при которой вершина опоры перейдет за вертикальное положение на 20–30 см. В момент натяжения тягового троса члены бригады должны находиться на расстоянии не меньшем, чем высота опоры. Засыпку производят с послойной трамбовкой грунта.

В слабых грунтах на глубине 0,7 м перпендикулярно направлению выправки устанавливают железобетонный ригель. После закрепления опоры в грунте с нее снимают тяговый канат.

Измерение сопротивления заземления опор. Для измерения сопротивления заземления опор применяют измеритель сопротивления заземления типа М-416 (рис. 35). Измерения рекомендуется проводить при наибольшем удельном сопротивлении грунта (летом в сухую погоду). Измеренное значение сопротивления заземляющего устройства умножается на поправочные коэффициенты, учитывающие конфигурацию устройства, климатические условия и состояние почвы. Поправочные коэффициенты определяются по специальным таблицам, которые изложены в ПТЭ.

Для измерения сопротивления заземления металлических и железобетонных опор с грозозащитными тросами необходимо производить отсоединение и изоляцию троса от опоры, так как контур заземления данной опоры через трос электрически связан с контурами заземления других опор. Работа это трудоемкая, кроме того, требует соблюдения особых мер безопасности. Поэтому специалистами энергосистем разработан способ измерения сопротивления заземления без отсоединения троса с помощью прибора ИЗБОТ. В основу этого способа положен метод амперметра и вольтметра. При этом используется энергия, наведенная в тросах линии электропередачи за счет электромагнитной и электростатической связей между проводами линии электропередачи и тросом. При стекании электрического тока по опоре и через заземлитель в нем возникает падение напряжения, которое измеряется с помощью вольтметра. Для измерения величины стекающего тока используются специальные токоизмерительные клещи, сердечник которых должен охватывать тело опоры (рис. 36).

Вольтметр включается между заземляющим контуром (5) и специальным зондом (4). Измерение сопротивления заземляющих устройств опор прибором ИЗБОТ без отсоединения грозозащитного троса осуществляется следующим образом. Перед измерением необходимо проверить надежность соединения заземляющего контура с телом опоры и собрать схему измерения. На расстоянии 30 м от опоры перпендикулярно оси линии на глубину 0,5–0,6 м забивают заземляющий зонд и проводом присоединяют его к зажиму «зонд» измерительного устройства. К заземляющему контуру опоры прикрепляют струбцину с проводником, который присоединяют к зажиму «опоры» измерительного устройства. Стойку опоры охватывают токоизмерительными клещами, выходы которых присоединяют к амперметру измерительного устройства. Для работы на металлических опорах используется комплект из четырех токоизмерительных клещей. Далее вольтметром измеряют напряжение между заземлителем и зондом, а амперметром измеряют ток, стекающий по телу опоры в заземлитель. Измеренные значения напряжения и тока записывают в специальную ведомость и по ним определяют значение сопротивления контура заземления. В ведомости указываются дата проверки, номер опоры, сопротивление контура заземления, результаты осмотра, сведения о приборах, которыми производились измерения, и о лицах, проводивших измерения.

Проверка тяжения в оттяжках опор проводится с помощью индикатора типа ИН. В основу действия индикатора положен принцип определения натяжения в гибкой связи путем прогиба ее поперечной силой. Для измерения трос оттяжки накладывают на ролик и захват индикатора, затем силовой рычаг индикатора опирают на трос, создавая прогиб троса. Величина тяжения измеряется динамометром индикатором, который снабжен сменными роликами и захватами с различными диаметрами для измерения тяжения в тросах различного диаметра.

Регулирование величины натяжения в оттяжках производят закручиванием или откручиванием гаек натяжных устройств. Если полностью использована длина нарезной части болтов натяжного устройства, то производят перемонтаж оттяжки в клиновом зажиме.

Измерение сопротивления петли «фаза-нуль». Для измерения сопротивления цепи «фаза-нуль» в сети напряжением 380/220 В используют прибор типа М-417 (рис. 37). Принцип действия прибора основан на измерении падения напряжения на нагрузочном активном сопротивлении, величина которого заранее известна. Падение напряжения на нагрузочном сопротивлении – разность между фазным напряжением и падением напряжения в цепи «фаза-нуль» зависит от сопротивления петли «фаза-нулевой провод».

Перед измерением рукоятку «Калибровка» (2) необходимо поставить в крайнее левое положение, подключить зажимам (6, 8) соединительные провода, один из которых с помощью зажима (9) следует присоединить к нулевому проводу в конце линии 380 В, а другой – к фазному проводу. Во время подключения необходимо по технике безопасности напряжение снять, но если с прибором работают два лица с квалификационной группой не ниже третьей, допускается подключение под напряжением, но при этом необходимо пользоваться диэлектрическими перчатками. При подключении соединительных проводов и подачи напряжения должна загораться сигнальная лампа (5) (Z ≠ ∞), что свидетельствует о целостности цепи зануления. В случае если сигнальная лампа не загорится, необходимо прекратить измерения до отыскания места обрыва.

После проверки цепи зануления необходимо нажать кнопку «Проверка калибровки» (3) и с помощью рукоятки «Калибровка» (2) установить стрелку прибора на нуль, отпустить кнопку «Проверка калибровки» и нажать кнопку «Измерение» (4).

Если сопротивление петли «фаза-нулевой провод» более 2 Ом, в измеряемой цепи появляется опасное напряжение (более 36 В), поэтому в приборе предусмотрен автоматический контроль уровня напряжения. При появлении на корпусе на­пряжения более 36 В, при измерении загорается сигнальная лампа (1) (Z > 2 Ом), при этом измерение прекращается автоматически.

После измерения сопротивления петли «фаза-нулевой провод» подсчитывают ток однофазного короткого замыкания, находят отношение этого тока к номинальному току расцепителя автоматических выключателей и плавких вставок, защищающих данную линию.

Чистка изоляторов может производиться на отключенной ВЛ протиркой вручную или на линии под напряжением путем обмыва изоляторов струей воды. Для обмыва используется телескопическая вышка, в которой устанавливается вспомогательная стойка для ствола с насадкой, по которой под давлением подается вода для обмыва.

Для обмыва применяют воду, которая подвозится в автоцистернах и должна иметь удельное электрическое сопротивление не менее 700 Ом·см. Если обмыв изоляторов производится без отключения линии, к работе допускаются только специально обученные лица.

Ремонт железобетонных опор. Различают следующие дефекты железобетонных опор: поперечные трещины, раковины, щели, пятна на бетоне.

При наличии поперечных трещин в зависимости от их ширины и типа опоры производят окраску поверхности бетона в зоне трещин, заделку трещин полимерцементным раствором, установку бандажей и замену опоры.

Для центрифугированных или вибрированных опор с ненапряженной или напряженной стержневой арматурой при ширине трещин 0,3–0,6 мм производят окраску поверхности бетона химически стойкими красителями. Первоначально окрашиваемую поверхность промывают растворителем Р-4, затем грунтуют слоем лака марки ХСЛ и покрывают слоем смеси этого лака с цементом (они смешиваются в соотношении 1:1 по массе). После просушки наносится слой перхлорвиниловой эмали марки ХВ-1100.

Для приготовления полимерцементного раствора первоначально смешивают цемент с песком, затем добавляют эмульсию полимера и воду, которые тщательно перемешиваются. Состав полимерцементного раствора по массе (в процентах) зависит от того, для каких целей приготавливается раствор. Для шпатлевки при заделке трещин берется 5 % полимерной эмульсии, 28 % портландцемента марки 400–500, 56 % песка мелкозернистого и 10 % воды. При заделке раковин и сколов первоначально место заделки смачивают 10%-м раствором полимерной эмульсии, затем с помощью шпателя или мастерка полимерцементный раствор втирается в трещину. Через 1 ч место заделки смачивается водным раствором эмульсии, присыпается сухим цементом и заглаживается. Такую же технологию заделки полимерцементным раствором применяют при отслоении поверхностного слоя бетона толщиной 3–5 мм.

При ширине трещины более 0,6 мм или наличии раковин либо отверстий площадью до 25 см² (не более одной раковины или одного отверстия на опору) устанавливают железобетонный бандаж. Перед наложением бандажа поверхность опоры очищают от грязи и пыли, удаляют отслаивающийся бетон и поверхность опоры насекают зубилом. При ремонте опор с вертикальными трещинами устанавливают поперечную арматуру, а для ремонта опор с горизонтальными трещинами – продольную арматуру в виде стального каркаса (используют сталь диаметром 16 мм). После установки арматуры и опалубки вокруг опоры пространство между ними заполняется бетоном. Края бандажа должны на 20 см перекрывать зону разрушения бетона.

При наличии продольных трещин длиной более 3 м на всей поверхности бетона, раковин или отверстий площадью более 25 см² производят замену опоры.

Окраска металлических опор. Перед окраской поверхность должна быть очищена от остатков старой краски, грязи, пластовой и рыхлой ржавчины. Для этого используют скребки, стальные щеточки. На подготовленную поверхность наносят преобразователь ржавчины, который может быть приготовлен заранее или на месте производства работ. Для приготовления этого преобразователя используют ортофосфорную кислоту 40%-й концентрации и цинк в виде порошка, пыли и гранул, которые смешивают в соотношении 9:1. В посуду первоначально вливается ортофосфорная кислота и далее небольшими порциями добавляется цинк. Преобразователь ржавчины готовят за сутки до применения. Работы по нанесению преобразователя ржавчины производятся при температуре не ниже +5 ^оС. Преобразователь с помощью кисти наносят тонким слоем, достаточным для пропитки слоя ржавчины. Преобразователь ржавчины действует с течением времени, поэтому после его нанесения нужна выдержка 4–6 суток. Для окраски поверхности, обработанной преобразователем ржавчины, используют грунт – шпатлевку марки ЭП-00-10, эпоксикаменноугольный лак ЭКП-1, лак БТ-577, краску БТ-177. Применение конкретного типа красителя зависит от условий эксплуатации опор. Поверхность опор, как правило, красят в два слоя сверху вниз. Для окраски верхних частей опоры на ней устанавливают бесконечный канат, по которому поднимают ведро с краской, которое затем устанавливают в удобном для работы месте. На траверсах опоры ведро с краской устанавливают не ближе 1 м от места крепления гирлянд. Особую осторожность при окраске соблюдают при покраске металлоконструкций в месте закрепления изолирующей подвески. Для предотвращения попадания краски на изоляторы на шапку верхнего изолятора гирлянды устанавливают специальный щит.

Очистка трассы линий электропередачи производится с целью исключения аварий из-за падения деревьев на провода и перекрытия линий ветвями подрастающих деревьев, а также для защиты от пожаров. Очистка площадок опор производится для защиты сельхозугодий от сорной растительности, произрастающей на этих площадках. Применяется ручная механическая и химическая очистка трассы линии электропередачи. Работа по очистке трассы линии производится на основании годового плана – графика работ по расчистке трасс ВЛ.

При ручной очистке трассы из состава бригады формируются звенья по три человека. Перед выездом на трассу проводится специальный инструктаж и проверяется инструмент. К работе по вырубке и валке деревьев не допускаются лица моложе 18 лет. Обычно на место работы при большом ее объеме тягачом вывозят передвижной вагончик.

Перед вырубкой трассу в радиусе 50 м ограждают предупредительными знаками. Валку деревьев производят вдоль трассы. Первоначально вокруг дерева, подлежащего повалу, вырубают кустарник и подлесок, затем дерево закрепляют страхующей расчалкой на высоте 5–6 м от уровня земли с помощью штанги. В качестве страхующей расчалки используют капроновый канат диаметром 16 мм. Нижний конец расчалки закрепляют за ближайшее соседнее дерево у основания и производят подпил дерева со стороны падения ствола. Далее производят основной срез со стороны, противоположной направлению падения, на 3–4 см выше нижней плоскости подпила. Формы подпила зависят от диаметра деревьев. Если диаметр дерева d < 20 см, его подпиливают одним горизонтальным резом, перпендикулярным оси ствола.

Если диаметр дерева 20–30 см, то его подпиливают двумя горизонтальными резами. Если d > 30 см, то дерево подпиливают в форме «клина».

После подпила с помощью валочной вилки (при d < 10 см) или страхующей капроновой оттяжки, длина которой должна быть не менее двойной высоты дерева, или тягового троса и механизма производится валка дерева. Перед началом работ по валке все члены бригады, непосредственно не участвующие в работе, удаляются в безопасную зону. Запрещается валка деревьев при тумане, в метель, гололедицу, при видимости на расстоянии менее 50 м, при скорости ветра более 7,5 м/с. Расстояние между работающими бригадами должно быть не менее 50 м.

Механическая расчистка трасс выполняется с помощью бульдозера, кустореза, катка-кустореза. Для подборки валков и сгребания кустарника в кучу используются кустарниковые навесные грабли. Очистка трассы от завалов леса и пней производится с помощью специального корчевателя-собирателя, закрепленного на гусеничном тракторе.

Химическая очистка трассы осуществляется с помощью ручного ранцевого опрыскивателя типа ОПР-12 и моторных (тракторных) опрыскивателей ОН-400. Ручной и тракторный опрыскиватели применяются для химической очистки площадок опор в сухую безветренную погоду. Химическая обработка площадок опор производится весной при появлении всходов, а также в летне-осенний период интенсивного роста растений. Работа выполняется в противопылевом респираторе (или респираторе с противогазовым патроном) и в комбинезоне из брезентовой парусины или хлопчатобумажной ткани с кислотостойкой пропиткой, резиновых перчатках, сапогах и защитных очках.

Химическую расчистку трасс от древесно-кустарниковой растительности производят в период полного развития листьев.

Применение мощных опрыскивателей типа ОВТ-1А или авиации разрешается, если на границе обрабатываемой трассы или на самой трассе отсутствуют населенные пункты, заповедники, чувствительные сельскохозяйственные и лесные культуры, водоемы.

ГЛАВА ОДИННАДЦАТАЯ РЕМОНТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 11-1. НОМЕНКЛАТУРА СЕТЕЙ В данной главе приведены нормативы на ремонт электрических сетей следующих назначений: ВЛ до 35 кВ; кабельные линии наружной и внутренней прокладки напряжением до 10 кВ; внутрицеховые силовые сети до 1000 В, выполненные проводами различных марок и сечений; осветительные сети и вторичные цепи; магистральные сети из закрытых и открытых шинопроводов, шинные сборки и ошиновки РУ всех видов; заземляющие устройства и сети заземления. Разработка нормативов и определение видов ремонта электрических сетей представляет собой известную трудность, так как невозможно вполне определенно и однозначно принять их только по сечению проводников, не беря во внимание их назначение, напряжение, способ прокладки условия окружающей среды и другие факторы. Учет этих и других факторов позволит определить и принять для каждого конкретного случая трудоемкости ремонта и ремонтного цикла. Следует отметить, что определить тот или иной вид ремонта электрической сети без предварительного испытания и тщательного наружного осмотра невозможно. Поэтому руководству энергохозяйства предприятия следует систематически проводить профилактические испытания электрических сетей и по результатам испытаний определять необходимость проведения капитального или текущего ремонтов. Все работы, проводимые эксплуатационно-ремонтным персоналом по ремонту и техническому обслуживанию электрических сетей, должны выполняться в строгом соответствии с ПТЭ электроустановок потребителей и ПТБ гл. ЭП-1; ЭП-2, ЭП-З и ЭШ-З,

11-2. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ

Техническое обслуживание производится, как правило, без снятия напряжения. Для воздушных линий электропередачи (ВЛ) производятся следующие операции, предусмотренные ПТЭ и ПТБ, с периодичностью: для BЛ напряжением свыше 1000 В — периодические  осмотры в дневное и ночное время (п. 14 табл. ЭП-1-1), проверка противопожарного состояния трассы и окопа опор в зоне возможных пожаров (п. 20 табл. ЭП-1-1); для BЛ напряжением до 1000 В — ежемесячные осмотры (ЭП-2-18, б); внеочередные осмотры ВЛ независимо от их напряжений после аварий, ураганов, во время ледоходов, половодий, при пожарах вблизи BЛ, гололеде, морозе ниже 40СС, после тумана (на участках, подверженных сильному загрязнению) и при других ненормальных режимах, влияющих на конструктивную целостность элементов BЛ и резко осложняющих для их ликвидации отключения BЛ, принятие немедленных мер при аварийных ситуациях; постоянный контроль соответствия сетей фактическим нагрузкам; участие в приемке ВЛ после монтажа и ремонта. При осмотрах необходимо проверить: наличие обрывов и оплавления отдельных проволок, наличие набросов и устранение их, наличие под проводами посторонних предметов и случайных (воздвигнутых без согласования и разрешения) строений, стрелу провеса проводов, нагрев контактов (в ночное время), наличие боя, ожогов и трещин в изоляторах, наличие заземления крюков штыревых изоляторов, состояние установки опор (отклонение, перекосы элементов и т. д.), наличие и состояние предостерегающих плакатов и других постоянных знаков на опорах, наличие болтов, гаек, целостность отдельных элементов, сварных швов и заклепочных соединений на металлических опорах, состояние стоек железобетонных опор и железобетонных приставок; состояние разрядников, коммутационной аппаратуры на BЛ и кабельных муфт на спусках, наличие и целостность заземляющих проводов. Для кабельных линий предусматриваются: постоянный контроль за соответствием сечения кабелей фактическим нагрузкам, за отсутствием перегревов; участие в приемке кабелей после монтажа и ремонта; принятие немедленных мер при аварийных ситуациях; осмотры, предусмотренные ПТЭ и ПТБ с периодичностью: для кабелей, проложенных в земле, в сроки, установленные местными инструкциями, но не реже 1 раза в 3 мес., для кабелей, проложенных в коллекторах, туннелях, каналах, по стенам и конструкциям зданий и сооружений — не реже 1 раза в 3 мес., для кабелей в колодцах — 1 раз в год, для концевых муфт в линиях напряжением свыше 1000 В — 1 раз в 6 мес, в линиях до 1000 В — 1 раз в год. При осмотрах кабельных линий необходимо: произвести наружный осмотр всей трассы, мест пересечений трассы кабелей с другими коммуникациями, железными и шоссейными дорогами; обратить внимание на отсутствие провалов в траншеях с кабелями, в местах пересечения с канавами, кюветами, на отсутствие на трассе тяжелых громоздких предметов, на целостность покрытия кабельных каналов со съемными плитами, для чего произвести выборочное вскрытие плит, проверить чистоту каналов, раскладку и состояние креплений; проверить отсутствие осыпей грунта на трассах, проходящих по склонам местности; обратить особое внимание на состояние наружной поверхности и крепления кабелей, проходящих по мостам, дамбам, эстакадам, стенам зданий и другим подсобным сооружениям; осмотреть места выхода кабелей на стены зданий или на опоры линий электропередачи, проверить наличие защиты (и ее состояние) кабелей от механических повреждений, проверить состояние заземления кабелей и концевых муфт, исправность и состояние концевых муфт сухих разделок, а также их креплений, осмотреть места прохода кабелей через стены и подходы к распределительным пунктам, к токоприемникам, места подходов к кабельным колодцам, а также сохранность крышек на люках и целостность запоров на них; восстановить нарушенную маркировку кабелей, реперов, предупредительных надписей и плакатов; заполнить карту осмотра. Для внутрицеховых силовых и осветительных сетей и вторичных цепей предусматриваются: проверка прочности крепления мест механической защиты, мест ввода в аппараты, распределительные пункты защиты проводок в местах входа и выхода в трубы, состояние заземления трубных проводок; осмотр мест прохода сетей через стены и перекрытия, крепление и состояние конструкций, по которым проложены кабели и провода; восстановление нарушенной маркировки, надписей и предупредительных плакатов; осмотр изоляции электросетей, состояние паек, плотности соединений и штуцеров во взрывоопасных и пожароопасных помещениях, состояние экранирующих оболочек и защитных покрытий; устранение провеса сетей, мест с поврежденной изоляцией; постоянный контроль за отсутствием перегревов и за соответствием сетей фактическим нагрузкам; принятие необходимых мер вплоть до немедленного отключения сетей при аварийных ситуациях; осмотры сетей с заполнением карт осмотров в установленные местными инструкциями сроки; участие в приемке сетей после их монтажа и ремонта. Для силовых шинопроводов шинных сборок, шин —магистралей и ошиновок РУ всех видов производится: проверка плотности контактов отпаечных шпилей, штепсельных соединений, отсутствия их перегрева, подгара и коррозии контактов, исправление, подтяжка, зачистка при первом возможном профилактическом отключении, контроль изменения цвета термопокрытий и термопленок и соответствия сечения шин фактическим нагрузкам; проверка отсутствия деформаций, состояния креплений, изоляционных прокладок, клиц, изоляторов; проверка и восстановление целостности защитных кожухов и сеток, наличия и целостности их заземлений; проверка наличия и восстановление целостности маркировки, надписей, предупредительных плакатов, окраски шин и зачищенных мест для наложения переносных заземлений; принятие немедленных мер, вплоть до отключения, при возникновении аварийных ситуаций; производство осмотров: шины РУ на подстанциях с постоянным обслуживанием осматриваются ежесменно, а на подстанциях без постоянного обслуживания — по графику раз в 6 мес., на остальных объектах — 1 раз в месяц, включая проверку на всех объектах в темноте для выявления наличия разрядов, коронирования, свечения и т. п. По результатам производится заполнение карт осмотров. При необходимости в зависимости от местных условий графиком могут предусматриваться более частые осмотры. Для сетей заземления производятся осмотры с периодичностью, установленной местными инструкциями, но не реже 1 раза в месяц, с проверкой: целостности и надежности заземляющих проводников, сварных соединений, плотности и надежности болтовых соединений с заземленными аппаратами и оборудованием, наличия контргаек и контршайб, надежности приварки наконечников на гибких заземляющих проводников; отсутствия последовательного заземления оборудования и аппаратуры; наглядности прокладки заземлений, доступности для осмотра, целостности и соответствия окраски, антикоррозионных покрытий. В ходе осмотра устраняются замеченные дефекты и заполняется карта осмотра. Кроме плановых, производятся внеплановые осмотры заземления оборудования при их ремонтах и перестановках. При необходимости отключается оборудование, заземление которого недостаточно надежно. Осмотры как самостоятельная операция планируются лишь для ВЛ и сетей заземления и предусматривают производство всех операций технического обслуживания и, кроме того: для воздушных линий электропередачи — измерение сопротивления болтовых гшашечных соединений медных, алюминиевых и сталеалюминиевых проводов, проверка тяжения в оттяжках опор, проверка и подтяжка болтовых соединений и гаек, анкерных болтов металлических опор (пп. 12,6, 12,г, 21 и 23 табл. ЭШ-1-1 ПТЭ и ПТБ). Ежегодный осмотр и проверка по пп. 21 и 23 табл. ЭП-1-1 производятся в первые 2 года эксплуатации и далее 1 раз в 3 года или по мере надобности в зависимости от местных условий; для сетей заземления — измерение сопротивлений и выборочная проверка заземляющих устройств,

11-3. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ ТЕКУЩЕМ РЕМОНТЕ

В объем текущего ремонта входят операции технического обслуживания и осмотров и, кроме того: для воздушных линий  электропередачи — верховые осмотры ВЛ, измерение сопротивления  соединений проводов и при необходимости их усиление; проверка состояния деревянных опор, измерение глубины загнивания опор и деревянных деталей, возобновление, противогнилостных обмазок, при необходимости замена деревянных опор и деталей, ремонт опор, деталей и поддерживающих конструкций; проверка ржавления металлических опор и металлических траверс железобетонных опор, при необходимости их очистка и окраска; ревизия трубчатых разрядников со снятием их с опор, проверка тяжения в оттяжках опор, при необходимости подтягивание оттяжек, перетягивание отдельных участков цепи, подтяжка и регулирование провеса проводов, замена поврежденных изоляторов, удаление ржавчины на бандажах и хомутах, их замена и окраска; наружный осмотр линий, опор с устранением посторонних предметов на проводах, измерение сопротивления заземления и проверка его состояния, измерение расстояний от проводов до земли и пересекаемых сооружений в местах пересечений; определение стрелы провеса проводов; для кабельных линий — чистка кабельных каналов; ремонт и замена конструкций крепления кабелей, исправление их раскладки, рихтовка кабелей, устранение коррозии оболочек, ремонт кабельных каналов и траншей; замена отдельных плит перекрытия, засыпка и устранение завалов, просадок и подмывов, доливка кабельной мастики в кабельные муфты и воронки, окраска сухих разделок; проверка изоляции повышенным напряжением (для кабелей выше 1 кВ), проверка изоляции мегаомметром (для кабелей до 1 кВ), переразделка дефектных муфт, воронок, сухих разделок; для внутрицеховых силовых и осветительных сетей и сетей вторичной коммутации — замена отдельных участков сети с ветхой или поврежденной- изоляцией, а также с недостаточным сечением, протирка изоляторов; замена скоб и креплений, подтяжка сетей, упорядочение их раскладки; измерение сопротивления изоляции, перепайка наконечников, замена выключателей, розеток, разъемов. Для силовых шинопроводов, шинных сборок, магистральных шинопроводов, ошиновок РУ и сетей заземления текущий ремонт не предусматривается.

11-4. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ

В объем капитального ремонта входят операции текущего ремонта и, кроме того, следующие работы: для воздушных линий электропередачи — верховые проверки с выемкой проводов и тросов из зажимов, ревизией и заменой некондиционных проводов, тросов, подвесной и оттяжной арматуры, полная перетяжка линий; измерение электрической прочности и частичная замена фарфоровых изоляторов натяжных и подвесных гирлянд (первый раз в первый год эксплуатации); измерение сопротивления соединений медных, алюминиевых и сталеалюминиевых проводов, соединенных методом прессования и обжатия, ремонт соединений, выборочная проверка ржавления металлических подножников со вскрытием подножников, в зависимости от результатов производство их окраски или осмоления; измерение сопротивления заземления опор с выборочным вскрытием отдельных элементов заземления, проверка наличия трещин в железобетонных опорах и приставках; выправление и замена до 50% опор и их конструктивных элементов, полная перекраска опор и восстановление противогнилостных обмазок, испытание BЛ в соответствии с ПТЭ и ПТБ; для кабельных линий — выборочное вскрытие кабельных траншей, полное вскрытие каналов со съемными плитами, частичная или полная замена (по результатам проверки состояния и профилактических испытаний) участков кабельной линии; устройство дополнительной механической защиты в местах возможных повреждений кабелей, окраска кабелей и кабельных конструкций; испытание кабельной линии в объеме требований ПТЭ и ПТБ; для внутрицеховых силовых и осветительных сетей и вторичных цепей — частичная (не менее 30%) или полная замена проводов и кабелей сети; окраска труб, конструкций, скоб и других креплений; при необходимости повышение пропускной способности сетей увеличением их сечения; для силовых шинопроводов, шинных сборок, шин-магистралей и ошиновок РУ — рихтовка шин и ремонт контактных соединений, замена секций шинопровода или участка шин, секций ввода и вывода, защитных кожухов и сеток; замена изоляторов, изоляционных прокладок и клиц, ремонт креплений, проверка сопротивления изоляции; полная перекраска шин, несущих и защитных конструкций; для сетей заземления — выборочное вскрытие грунта, осмотр и при необходимости полная или частичная замена элементов заземляющего устройства, находящегося в земле, магистралей и проводников заземляющей сети и их окраска. Электрические сети всех назначений должны подвергаться послеремонтным испытаниям в объеме, установленном в ПТЭ (приложение А).

1-5. РЕМОНТНЫЙ ЦИКЛ И РЕМОНТНЫЕ НОРМАТИВЫ Для планирования по системе ППРОСПЭ трудовых и материальных затрат на текущий и капитальный ремонты электрических сетей в табл. 11-1 указана продолжительность ремонтного цикла, межремонтного и осмотрового периодов в зависимости от назначения и условий окружающей среды. В табл. 11-2 приведены нормы трудоемкости электрических сетей всех назначений. В зависимости от способа прокладки, напряжения и сечения к табл. 11-2 вводятся следующие поправочные коэффициенты: Для ВЛ напряжением 6—35 кВ 1,3 Для контрольных кабелей сечением: 2,5 мм²         1,2 4 мм³ 1,4 Для внутрицеховых сетей, проложенных по деревянным основаниям           0,75 Для внутрицеховых сетей, проложенных на высоте более 2,5 м           1,1 Трудоемкость осмотров, проводимых как самостоятельные операции ППРОСПЭ, составляет 25% трудоемкости ремонта, а для шинопроводов, ошиновок РУ, сетей заземления и заземляющих устройств 10% трудоемкости капитального ремонта. Трудоемкость технического обслуживания не зависит от сменности работы потребителей, поэтому планируется в размере 10% указанной в табл. 11-2 трудоемкости текущего ремонта всех проложенных электросетей, а для сетей заземления и заземляющих устройств, производство текущего ремонта для которых не планируется, в размере 3% указанной в таблице трудоемкости капитального ремонта. Таблица ll-l Продолжительность ремонтного цикла, межремонтного и межосмотрового периодов

Электрические сети	Продолжительность
	ремонтного цикла, лет	межремонтного периода, мес.	межосмот- рового периода, мес.
Воздушные линии электропередачи на деревянных опорах	10	36	12
То же на металлических и железобетонных опорах	15	36	12
Кабельные линии	20	12	12
Внутрицеховые в чистых и сухих помещениях	14	12	_
То же в помещениях с повышенной опасностью	10	8	_
То же выполненные скрытой проводкой	15	18	—
То же в помещениях особо опасных	3	6	—
Шинопроводы и ошиновки РУ	15	—	—
Сети заземления	15	"—	12 -
Заземляющие устройства электроподстанций	15	—	36

Таблица 11-2

Нормы трудоемкости ремонта

	Норма трудоемкости, чел-ч
Электрические сети	капитального ремонта				текущего ремонта
Воздушные линии до 1000 В на деревянных опорах, на 1000 м однолинейного провода сечением, мм2:
до 35	30				9
50	40				12
70	50				15
95 и более	60				18
Воздушные линии до 1000 В на металлических и железобетонных опорах, на 1000 м однолинейного провода сечением, мм2:
до 35	20				6
50	30				9
70	10				12
95 и более	50				15
Электрические сети			Норма трудоемкости, чел-ч
			капитального ремонта		текущего ремонта
Кабельные линии до 10 кВ, проложенные в земле, на 1000 м сечением, мм2:
16—35			50		15
50—70			75		23
95—120			90		27
150—185			120		36
240			160		48
Кабельные линии до 10 кВ, проложенные по кирпичным и бетонным основаниям, на 1000 м сечением, мм2
16—35			60		18
50—70			95		30
95—120			110		35
150—185			150		45
240			200		60
Кабельные линии до 10 кВ, проложенные в непроходных каналах и трубах, на 1000 м сечением, мм2:
16—35			80		24
50—70			120		36
95—120			145		45
150—185			190		55
240			250		95
Внутрицеховые силовые сети, проложенные в трубах, на 100 м провода с затягиванием одного провода сечением, мм2:
1,5—6			6		2
10—16			8		2,5
25—35			11		3,5
50—70			14		4,2
95—120			17		5
То же с затягиванием двух проводов сечением, мм2
1,5—6			9		3
10-16			11		3,5
25—35			14		4,2
50—70			20		6
95—120			25		7,5
То же с затягиванием трех проводов сечением, мм2:
1,5—6			12		3,6
10—16			14		4,2
25—35			17		5,1
50—70			26		8
95—120			33		10
			Норма трудоемкости, чел-ч
Электрические сети			капитального ремонта					текущего ремонта
То же с затягиванием четырех проводов сечением, мм2:
1,5—6			16					5
10—16			18					6
25—35			22					7
50—70			32					9
95—120			41					12
Внутрицеховые силовые сети, проложенные изолированным проводом по кирпичным и бетонным основаниям, на 100 м провода сечением, мм2:
1,5-6			18					6
10—16			24					8
25—35			30					10
50—70			36					12
Свыше 70			45					15
Осветительные сети из кабеля, провода, шнура по кирпичным и бетонным основаниям, на 100 м провода сечением мм2:			20
2x1,5-4								6
3x1,5-4			25					8
То же при скрытой проводке сечением, мм2:			30
2x1,5—4								4
3x2,5—4			36					6
Контрольный кабель сечением 1,5 мм2, проложенный в земле, на 1000 м кабеля с числом жил:
4—7			40					12
10—19			50					15
27—37			60					18
То же, проложенный в непроходном канале и трубах, с числом жил:
4—7			60					18
10—19			75					22
27-37			90					27
То же, проложенный по кирпичным и бетонным основаниям, с числом жил:
4—7			50					15
10—19			60					18
27—37			70					21
Открытые ошиновки и шинопроводы на 10м при токе, А:
600			8
1600			10
2400			13
4000			16					—
	Норма трудоемкости, чел-ч
Электрические сети	капитального ремонта				текущего ремонта
Закрытые шинопроводы магистральные на секцию длиной 3 м для тока, А:
1600	12				—
2500	15				—
4000	18				—
То же шинопроводы распределительные на секцию длиной 3 м для тока, А:
250	5				—
400	7				—.
650	9				—
Распределительные сети заземления на 100 м	8				—
Заземляющие устройства подстанций на один контур	50				—

Примечание. В нормах трудоемкости учтены станочные работы в размере 5%. Таблица 11-3 Норма складского резерва запасных частей» изделий и материалов

Изделия, материалы	Норма резерва	На какое количество, находящееся в эксплуатации
ВЛ
Провод голый, кг	60	1000 кг массы
		линии
Изоляторы подвесные,-шт.	15	200
То же штыревые высокого напряжения, шт.	15	200
То же низкого напряжения, шт.	20	300
Штыри для изоляторов, шт.	20	500
Крюки для изоляторов высокого напряжения, шт.	10	500
Крюки для изоляторов низкого напряжения, шт.	10	500
Кабельные линии
Кабель силовой, м.	30	1000 м линии
Муфты соединительные, комплектов	1	10 муфт
Гильзы соединительные, комплектов	1 2	10 гильз
Кабельные наконечники, комплектов		10 наконечников
Кабельные воронки, шт.	1	10 воронок
Изделия, материалы	Норма резерва	На какое количество, находящееся в эксплуатации
Внутрицеховые электросети
Провод установочный, м	50	1000 м линии
Кабели с резиновой и пластиковой изоляцией, м	40	1000 м
Изоляторы, шт.	10	500 м
Изоляционная лента, кг	1	1500 м линии
Эбонитовые трубки, кг	5	500 м
Установочные изделия, шт	10	200 точек каждого наименования
Кабель шланговый для передвижных установок, м	80	1000 м

Таблица 11-4 Норма расхода основных материалов на ремонт электрических сетей

Материалы		Норма расхода на 100 чел-ч трудоемкости ремонта и технического обслуживания
ВЛ
Голый провод \ кг		80
Изоляторы штыревые шт.		20
То же подвесные1, шт.		20
Сталь сортовая, кг		15
Проволока стальная мягкая, кг		0,3
Кабельные линии
Кабель всех назначений \ м *		40
Сталь сортовая, кг		2
Трубы газовые1, кг		9
Электроды, кг		0,1
Внутрицеховые силовые сети, выполненные изолированным проводом
Провод установочный, м		25
Кабель шланговый г, м		100
Сталь сортовая, кг		5
Электроды, кг		0,8
Проволока бандажная, кг		0,6
Трубы газовые г, кг		8
Прокат латунный, кг		2
Припой оловянно-свинцовый, кг		0,2
Лента изоляционная, кг		0,2
Лента киперная, м		15
Маслобитумный лак, кг		3
Краски масляная и эмалевая, кг		3
Материалы	Норма расхода на 100 чел-ч трудоемкости ремонта и технического обслуживания
Осветительные сети
Установочный провод и осветительный шнур, м	18
Кабель (АВРГ, СРГ и т.д.)1, м	6
Сталь сортовая, кг	2
Проволока стальная мягкая, кг	0,3
Электроды, кг	0,08
Трубы газовые1	2
Припой оловянно-свинцовый, кг	0,2
Лента изоляционная, кг	0,2
Патроны, шт.	10
Выключатели 6—15 А, шт.	10
Штепсельные розетки и вилки, шт.	3
Изоляторы, шт.	10
Краски масляные, эмалевые, кг	2
Силовые шинопроводы и шинные сборки
Шины медные, алюминиевые, кг	10/4
Изоляторы, шт.	5
Сталь среднесортовая, кг	25
Сталь тонколистовая, кг	10

* Планируется для капитального ремонта.

В табл. 11-3 приведены нормы складского резерва запасных частей и изделий в зависимости от протяженности находящихся в эксплуатации электрических сетей и их назначения. Нормы расхода основных материалов на ремонт и техническое обслуживание приведены в табл. 11-4 на 100 чел-ч трудоемкости ремонта и технического обслуживания.

Лекция № 12

 

 Тема «Ремонт контактной сети»

 

 

 

Система технического обслуживания и ремонта контактной сети

 

Устройство КС обслуживают дистанции контактной сети ЭЧК, имеющие эксплуатационную длину в пределах 50 км. 

 

В штате ЭЧК имеются: начальник, два старших электромеханика  (по КС и энергетике), ремонтные бригады КС, группа электромонтеров по энергетике, дежурные электромонтеры ДЭМ и водители.

 

В помещениях  ЭЧК  имеются склады, гаражи, мастерские.

 

Дистанция оснащается следующим транспортными средствами и оборудованием :

 

а) автомотриссы (АГВ, АДМ; ДМ, ДМС.)

 

б) восстановительная машина - летучка  ГАЗ-66, ГАЗ-63А

 

в) платформы двухосные и четырехосные.

 

г) изолированные съемные вышки.

 

д) стандартное оборудование мастерских.

 

ЭЧК обслуживается установленным штатом, в обязанности которого входят :

 

1. Выполнение видов всех ППР.

 

2. Восстановление повреждений .

 

3. Проведение кап. ремонта.

 

В основу эксплуатации положены следующие основные виды работ:

 

- техническое обслуживание (ТО);

 

- текущий ремонт (ТР);

 

- капитальный  ремонт (КР).

 

1). ТО включает в себя  все виды осмотров , проверок и измерений параметров КС. Осуществляется персоналом   ЭЧК , ЭЧ  и  ДЭЛ.

 

В результате выявленные неисправности и дефекты, угрожающие нормальной работе, устраняются немедленно. Остальные работы включают в объем текущего и кап. ремонтов. По результатам ведется книга осмотров и неисправностей КС.

 

2). ТР производят обязательный осмотр с заменой деталей, очисткой, смазкой.

 

3). КП предусматривает полное восстановление первоначальной технической  характеристики устройств с учетом необходимой модернизации для повышения надежности работы; ликвидацию мест с повышенной опасностью; обеспечивает скорость движения; внедрение прогрессивных узлов и конструкций.

 

Перед началом кап. ремонта выполняется следующие подготовительные работы :

 

1) Составление дефектной ведомости и сметы.

 

2) Комплектация ремонтных бригад .

 

3) Заготовка материала и оборудования.

 

4) Определение необходимых  технических требований к необходимым узлам и ремонтируемым объектам.

 

5) После окончания работ оформляется акт приемки -сдачи.

 

 

 

 

 

1.3.4. Организация контроля за износом контактного провода

 

 

 

  Интенсивность износа КП  зависит от: материала трущихся поверхностей, от смазки,  от токосъема, от  нажатия токоприемника,   качества  регулировки  КС  и  токоприемника.

 

Износ  бывает  электрический  и  механический.

 

Причина  электрического   износа  : искрение  и  испарение  меди   под  действием  разрядов.

 

Причина  механического  износа  :  неравномерное  нажатие  токоприемника.

 

Электрический  износ  зависит    от  плотности  тока ,   нестабильности  контакта .

 

Для улучшения токосъема применяют графитовую  смазку: сухую и жидкую.

 

Степень  износа определяется   тремя   способами:

 

1.   Измеряется  по высоте

 

2.   Измеряется по высоте от базовой линии

 

3.   Измеряется  по  ширине.

 

 

 

1.3.5. Методы обслуживания и ремонта контактной сети

 

 

 

Для обслуживания и ремонта КС применяют следующие методы:

 

1. Работы на  цепных  подвесках   под  напряжением  со съемной изолированной вышки ( лейтер)  без прекращения   движения  поездов.

 

2.  Работы  с  применением   дополнительных   изоляторов  или   специальных   методов 

 

 а) под  напряжением   изолируют   устройство  от   цепи  подвески  .  

 

 б)  заземляют   и проводят  работы.

 

  в) подключают  под  напряжение

 

3. С применением  теле и  дистанционного управления.

 

4.  Работа    на заземленном    участке    с проходом  ЭПС   с опущенным  токоприемником.

 

5. Сгущение графика    грузовых  поездов   в    нерабочее  время  и  разряжение их в  рабочее  время.

 

6.  Предусмотрение   в  графике движения   технологических  окон.

 

7.   Разработка  комплексного  графика проведения работ.

 

 

 

 

 

1.3.6. Организация восстановления контактной сети

 

 

 

Задача: ликвидация повреждения в кротчайший срок.

 

Основные требования изложены в «Инструкции  о порядке  восстановления  повреждении  КС электрифицированных ж/д».

 

В качестве   восстановительных   средств используются :  автоматрисса  с  краном,   четырехосная   платформа,  лейтер.(  изолированная   съемная   вышка) и другое имеющееся оборудование.

 

При  восстановлении  КС допускается упрощенные схемы питания ,   используется    временные опоры  , блочные  фундаменты. При крупных разрушениях работает восстановительный поезд. На ЭЧК необходимо иметь неснижаемый запас материала согласно нормативам.

 

 

 

 

 

1.3.7. Система технического обслуживания и ремонта тяговых подстанций, пс, ппс

 

 

 

В ЭЧ принята следующая система обслуживания ТП , ПС и ППС:

 

1.  Плавно-предупредительные  ремонты  (ППР),   состоящие  из  текущих   осмотров,     текущих  ремонтов  и   кап.ремонтов.

 

Объем  работы  нормируется  ПТЭ.

 

2 Внеочередные  ремонты  .

 

 

 

1.3.8. Характеристика планово-предупредительных ремонтов

 

 

 

     Периодические  осмотры производит   начальник  и  электромеханики. Выявленные   неисправности  либо устраняют немедленно , либо включают в объем предстоящего ремонта. Записи о всех неисправностях ведутся в книге неисправности оборудования.

 

     В  объем текущего    ремонта входит  ревизия оборудования:  подтяжка  креплений,  зачистка,  проверка   контактов,  очистка  и смазка   трущихся  поверхностей,  проверка  изоляции.

 

ТР отличается   от  ТО тем,  что  при  ремонте необходимо  отключение, производится  один  раз  в год  или   по мере  необходимости.

 

     Профилактические   испытания   выполняется  для  оценки   состояния  оборудования. На основании  анализа полученных данных и сравнения  их с  предыдущими   и техническими нормами  убеждаются  в отсутствии недопустимых отклонений параметров и определяют необходимость ремонтного вмешательства.

 

    Капитальный ремонт  предусматривает полное восстановление первоначальных технических характеристик, а также выполнение мероприятий направленных на увеличение длительности работы , модернизацию его отдельных узлов.

 

При КР оборудование    отключается, разбирается   и   вскрывается    полностью    или  частично  . Одновременно выполняют все работы, входящие в объем  текущих  ремонтов и  профилактических  испытаний. Все   работы   сдаются  по  акту. Приемку оборудования осуществляют комиссионно после  проведения испытаний.

 

 

 

1.3.9. Система технического обслуживания и ремонта тяговой подстанции

 

 

 

     Для  ТП, ПС и ППС наиболее рационально использовать два метода ТО и ремонта:

 

     Кустовой метод обслуживания. На одной из подстанции создается комплексная бригада для производства всех видов ремонта . На каждой из подстанции , входящих в «куст» остается эксплуатационный штат 2-3 человека.

 

     Централизованное обслуживание. Целесообразно использовать на  телеуправляемых участках. Все виды ППР выполняют специализированные комплексные бригады РРЦ .

 

       Существуют следующие методы оперативного обслуживания:

 

n   дежурство двух лиц оперативного персонала (дежурство в два лица). Применяется на особо важных опорных подстанциях или ТП старого типа ;

 

n   дежурство одного лица ( дежурство в одно лицо). Применяется на опорных подстанциях причем дежурный не может принимать участие в ремонтных работах;

 

n   дежурство оперативного персонала на дому . Дежурный находится на подстанции в аварийных случаях и во время ремонта ;

 

n   обслуживание оперативно-ремонтным персоналом. Подстанция оборудована телеуправлением.

 

 

 

 

 

 

Лекция № 13

 

Тема «Ремонт контактной сети»

 

      Основная задача  диагностики - повышение надежности работы устройств   электроснабжения  (ЭЛС).

 

     Повышение надежности достигается значительными материальными затратами. Основной системой  ТО и ремонта является ППР, предупреждающая в основном постепенные отказы  (износы).  Для повышения надежности следует снижать межремонтный интервал,  а для снижения затрат на ремонт этот период следует увеличить,  что и является основным противоречием. Задачей является нахождение межремонтного интервала , при котором удовлетворяющий эксплуатацию уровень надежности будет достигнут с экономически оправданными материальными затратами. Однако устройства не могут работать без отказов , т.е. без ремонтов . 

 

     Для обнаружения неисправностей могут использоваться специальные контрольные приборы или устройства  диагностики.

 

     Средствами диагностики являются контрольные и измерительные приборы, инструменты, стенды и комплексные сочетания их.

 

     Методами  диагностики  является   объективная  оценка  диагностических     параметров    с   целью  выявления     возможности надежной  работы  .

 

     Средства  диагностики    аналогичны   средствам  контроля, но их роль и назначение в системе ремонтов различны.  Средства контроля получают однозначную  оценку состояния и выносят решение о пригодности. Средства диагностики позволяют оценку состояния сопоставить с диагностическим параметром и получить прогноз работоспособности. Основная сложность состоит в выработке диагностических параметров и граничные значения.

 

     Диагностирование может быть функциональным поэлементным  и зависит от выбора диагностического параметра , а также роли и места в системе ремонтов. В идеальном случае диагностика может позволить осуществлять ремонт по потребности , однако в настоящее время используется в процессе ремонта (перед или после).

 

     

 

1.4.1.Техническая диагностика.

 

 

 

     Контроль рабочих параметров, характеризующих техническое состояние  может  быть  прямым  и косвенным.

 

     Выходные  рабочие  процессы   и  сопутствующие    процессы (нагрев,  шум,  вибрация)  называется  диагностическими  признаками, а их количественные оценки - диагностическими параметрами.

 

     Технологический  процесс   технического  контроля    по диагностическим  параметрам   называется  диагностированием (диагностикой).

 

     Область  знаний ,  изучающую  техническое состояние объектов, их  диагностические признаки,  связи  диагностических и рабочих параметров, методы и средства контроля   называется  технической  диагностикой .

 

     Отличие  диагностики:

 

 1.  Контроль без   разборки.

 

  2.  Прогноз остаточного  ресурса - прогнозирование   безотказной  работы   при  диагностировании называется  определением  вероятностного  срока   службы   до предельного  состояния.

 

  Требования  к    диагностическим   параметрам:

 

 Простота  контроля, однозначность, воспроизводимость, чувствительность.

 

      Процесс диагностирования также требует средств и актуальным становится вопрос технико-экономической эффективности диагностирования, учитывающий :

 

“-”  затраты  на устройства   диагностирования.

 

“+”  эффект  от  повышения   надежности,  снижение  затрат  на  ремонт.

 

 

 

1.4.2. Алгоритм разработки устройств диагностики

 

 

 

     1.  Анализ  процесса   ТО  и  ремонта   с  целью  отбора   надлежащих ремонту  параметров    диагностирования.

 

     2.  Выявления  диагностических параметров, способных  выявлять    связь  между  ними.

 

3 . Выбор   и разработка   методов  контроля  и изменения    диагностических параметров.

 

4.  Объединение  контролируемых  параметров    в    группы  по организационно- технологическим  признакам   и  разработку   контрольно-диагностических стендов.

 

 

 

1.4.3.Устройства комплексной диагностики

 

 

 

     Эти устройства должны обеспечивать:

 

1.  Получение  объективной  оценки  состояния  .

 

2.  Переход     к   выполнению  профилактического  ремонта  по по - требностям.

 

3.  Выявления  узлов , приближенным к  предельному  состоянию.

 

4.  Оценку  сроков безотказной работы  объектов.

 

5. Сокращение  трудозатрат.

 

 

 

 

 

 

Лекция № 14

 

Тема «Ремонт электрооборудовании тяговых подстанции»

 

     Условия работы  КС является  нестабильный режим.

 

     Для оценки состояния и работоспособности надо проверять:

 

1. Износ контактных  проводов

 

2.  Нагрев контактных  проводов и токоведущих  зажимов.

 

3.  Высоту  контактного провода.

 

4. Зигзаг и  выносы контактного  провода.

 

5. Отрывы   токоприемника.

 

6 .Подбои (удары)

 

7. Углы наклонов фиксаторов

 

8. Разницу в высотах подхватываемых проводов на сопряжении и стрелках.

 

9. Статическое и динамическое нажатие токоприемника на контрольный провод.

 

10. Наличие местного отжига контактных проводов.

 

11. Состояние изоляторов.

 

12. Состояние изоляторов искровых промежутков или диодных заземлителей.

 

 

 

1.4.5.Контроль износа и нагрева контактного провода

 

 

 

Контроль износа  КП представляет определенную сложность:

 

-контролируемый  объект  перемещается в плане и по высоте;

 

-измерительное устройство перемещается вдоль провода с большой скоростью;

 

-надо определить размер поверхности износа  2-х ( 4-х) близко расположенных проводов с расстоянием между ними  30-600 мм.

 

      Измерение износа  может осуществляться следующими способами:  индукционным,  контактным, оптическим, механическим, голографическим.

 

    Для оценки нагрева существует прибор ИКТ-5м  разработки РИИЖТа  и  ВНИИЖТа , оценивающий инфракрасное излучение.

 

Для  контроля отрыва токоприемников используется прибор ДКИ-2 и ДКИ-3 (РИИЖТ) 

 

    

 

 

 

1.4.6. Диагностика токоприемников

 

     Для диагностики токоприемников необходимо использовать автоматизированное устройство, контролирующее следующие параметры:

 

нажатие на контактный провод, состояние  накладки, эластичность кареток, перекос токоприемников.

 

     При этом должно фиксироваться: дефекты, номер электровоза, время проверки и отклонение от нормы.

 

     Существуют различные установки для контроля нажатия токоприемников, работающих в локомотивных депо.  Одна из установок  разработана в КазАТК.

 

    

 

 

 

 

 

1.4.7. Диагностика опор

 

 

 

Для оценки состояния опор основным способом является откопка и визуальный контроль. Существуют и методы диагностирования без откопки: вибрационный , электрохимический , индуктивный .

 

 

Лекция № 15

 

Тема «Оперативно-техническая документация»

 

Отказы  оборудования ТП могут быть вызваны  износом , старением или же носить случайный характер. Помимо выполнения ППР  для обеспечения нормальной работы оборудования необходимо использовать устройства диагностики, удовлетворяющие требованиям: обеспечивать проверку правильности функционирования, оценивать исправность устройств в ожидании.

 

Быстродействующие выключатели.  Необходимо использовать сумматоры  It, характеризующие ресурс дугогасительной камеры , и приборы характеризующие состояние изоляции в зоне разрыва дуги.

 

Полупроводниковые преобразователи. Необходимы приборы:  устройство для контроля распределения тока между параллельными группами вентилей, устройства для контроля термоциклов (система УКТЦ) , прибор для измерения теплового сопротивления ИТСВ-1 (ВНИИЖТ) , прибор для контроля класса вентиля, контроль нагрева вентилей (термоиндикаторная краска).

 

Масляные выключатели. В наиболее тяжелом режиме работают выключатели фидеров КС. Используют сумматор тока ФСТКЗ-76, устройство контроля за состоянием  масла .

 

Компенсирующие устройства. Наименее надежен конденсатор для предотвращения повреждения которого используют установку контроля их старения по общей наработке . Оценка старения может проводиться тремя методами : по  сумме  перегрузок    и  их  длительности; по температуре нагрева и достижение предельной; по величине Ut

 

Трансформаторы. Наиболее приемлемым  диагностическим параметром является показатели трансформаторного масла. Анализ масла может быть полным, сокращенным   или же хроматографическим  (по спектру определяют наличие того или иного элемента на хроматографе ЛХМ - 8МД). Желательно иметь устройство, автоматически производящее экспресс - анализ масла.

 

Система защиты и автоматики. Системы защиты автоматики  работают в ждущем режиме и часто не имеют контроля исправности.

 

Система защиты должна  обеспечивать выполнение требований:

 

  -объект не выводится из рабочего режима;

 

  -контроль должен быть дискретным или  постоянным;

 

  -срабатывание защиты должно иметь приоретет  перед контролем;

 

  -сигналы о предельных состояниях передаются немедленно;

 

  - результат контроля регистрируют и передают по запросу.

 

      Средства диагностики м.б. встроеными или переносными.

 

 

 

 Автоматизированная система контроля и управления

 

 

 

Основное назначение системы  АСУЭ  - оптимизация работы устройств электроснабжения (регулирование напряжения, снижение потерь, оценка работоспособности и сотояния устройств). Система АСУЭ должна состоять из трех подсистем, решающих следующие задачи:

 

АСП  - на тяговой подстанции

 

n   давать информацию об оставшемся ресурсе для постоянно работающего оборудования;

 

n   обеспечивать контроль исправности  оборудования в режиме  ожидания;

 

n   передавать  сигналы о блокировке  выключаателей, указывая место повреждения;

 

n   выдавать информацию  об опасных режимах;

 

n   оценивать старение оборудования;

 

n   контролировать правильность сборки и разборки схем .

 

 

 

АСЭЧ - на  энергодиспетчерском пункте  участков

 

n   осуществляет автоматическое регулирование напряжения;

 

n   обеспечивает сигнализацию о параметрах и режимах;

 

n   выдает рекомендации о допустимых  режимах.

 

АСЭ - на центральном энергодиспетчерском  пункте

 

n   сигнализирует  об отключении ТП, ПС, ЛЭП, трансформаторов, 

 

n   понижении напряжения, частоты;

 

n   по запросу выдает схемы положения на объектах с повреждениями, переговоры при ликвидации аварии;

 

n   по запросу выдает рекомендации о режимах движения при нарушении внешнего энергоснабжения, о мероприятиях по снижению ущерба.

 

 

 

Внедрение автоматизированных систем управления позволяет повысить надежность системы электроснабжения.