Осмотры воздушных линий, профилактические измерения и проверки

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

 

 

 «БРАТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  УНИВЕРСИТЕТ»

 

 

 

 

Кафедра «Электроэнергетики и электротехники»

 

 

 

 

 

Реферат по дисциплине

«Эксплуатация систем электроснабжения»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Выполнил

студент группы ЭПзсп-12               ____________                  

 

 

 

Проверил

Доцент кафедры «ЭиЭ»                  ____________                  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Братск 2014

 

1. Осмотры воздушных линий, профилактические измерения и проверки.

 

Воздушные линии периодически осматривают электромонтеры по обходу трасс и инженерно-технический персонал. Периодичность осмотра воздушных линий напряжением выше 1000В в зависимости от местных условий и назначения линии устанавливает главный инженер электрической сети, но не реже 1 раза в 6 месяцев. Инженерно-технический персонал осматривает линии не реже 1 раза в год.

Верховые осмотры линий с выборочной проверкой состояния проводов в местах крепления их на опорах производят не реже 1 раза в 6 лет, внеочередные осмотры — при гололеде, после грозы, бури, автоматического отключения воздушной линии.

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.

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

Профилактические испытания, проверки и измерения проводят с целью определения состояния отдельных элементов линии и выявления дефектов, которые не могут быть обнаружены путем ее осмотра.

На ВЛ выполняются следующие профилактические проверки и измерения.

 Измерения габаритов линии и проверка разрегулировки проводов и тросов. Фактическая стрела провеса проводов и тросов не должна отличаться от расчетной более чем на ±5 %. Разрегулировка проводов любой фазы по отношению к другой, а также разрегулировка тросов допускается не более чем на 10 % проектного значения при условии соблюдения необходимого расстояния до земли и пересекаемых объектов. Расстояния от проводов ВЛ до земли и различных пересекаемых объектов в местах сближения с ними должны быть не менее установленных ПУЭ.

 Контроль соединения проводов. При эксплуатации состояние проводов, тросов и их соединений определяется  визуально при осмотрах ВЛ. Электрические  измерения болтовых соединений  ВЛ 35 кВ и выше производят 1 раз  в 6 лет, так как с течением времени  плотность затяжки болтов ослабевает, а контактные поверхности болтовых соединений подвергаются влиянию атмосферных условий.

 Если значения падения напряжения  или сопротивления болтового  соединения более чем в 2 раза  превышают значения на участке  целого провода, то производится ревизия соединения.

 Электрическое сопротивление  соединений проводов, выполненных  обжатием, опрессовкой, сваркой и  скруткой, не меняется с течением  времени и не превышает значения, равного 1,2 значения сопротивления  целого провода той же марки. Поэтому периодическая проверка состояния перечисленных типов соединений проводов и тросов в процессе эксплуатации не требуется.

 Контроль изоляторов. Измерение  сопротивления изоляции подвесных  и опорных многоэлементных изоляторов  производится в сроки, установленные системой планово-предупредительного ремонта, но не реже 1 раза в 6 лет (за исключением стержневых и подвесных изоляторов из закаленного стекла). Сопротивление каждого подвесного изолятора или элемента многоэлементного изолятора должно быть не менее 300 МОм. Контролируют многоэлементные изоляторы специальной штангой под напряжением.

 Измерение сопротивления заземления  опор и тросов, а также повторных  заземлений нулевого провода  производится не реже 1 раза в 10 лет на всех опорах с разрядниками и защитными промежутками, на опорах с электрооборудованием, а также на тросовых опорах линий 10 кВ и выше при обнаружении на них следов перекрытий или разрушений изоляторов электрической дугой. На остальных опорах производится выборочное измерение (2 % общего числа опор с заземлителями в населенной местности и на участке с наиболее агрессивными, оползневыми, выдуваемыми или плохо проводящими грунтами).

 Сопротивление заземляющих  устройств зависит от удельного  сопротивления грунта р. Например, для опор на напряжение свыше 1000 В, на которых подвешен трос или установлены устройства грозозащиты, а также для железобетонных и металлических опор 3—10 кВ, установленных в населенной местности, сопротивление заземляющего устройства при ро = 100 Омм равно 10 Ом, а при р>500 Омм (и до 1000 Ом м) — 20 Ом.

 Сопротивление заземляющих  устройств железобетонных и металлических  опор в сети с изолированной  нейтралью должно быть не выше 50 Ом. Измерение сопротивления заземляющих  устройств ВЛ напряжением до 1000 В производится на всех опорах с заземлителями грозозащиты и повторными заземлителями нулевого прохода. Измерение сопротивления остальных железобетонных и металлических опор производят выборочно (2 % общего числа опор).

  Для измерения сопротивления заземления опор применяют измеритель сопротивления заземления типа Ф4103. Прибор М-416 для измерения сопротивления заземляющих устройств использовать нельзя. Измерения рекомендуется проводить при наибольшем удельном сопротивлении грунта (летом в сухую погоду).

 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.

 Определение степени загнивания  деталей деревянных опор. Загнивание  деревянных опор зависит от  условий работы их деталей, качества  древесины и ее пропитки. Более  интенсивное загнивание происходит  в зоне переменной влажности (примерно 0,5—0,8 м ниже уровня земли). В наземной части наиболее подвержены загниванию места сочленения деталей.

 Проверка степени загнивания  производится не реже 1 раза в 3 года, а также перед подъемом  на опору. Кроме того, рекомендуется дополнительная особо тщательная проверка древесины, предназначенной к замене, во избежание смены деталей, которые еще обладают достаточным запасом прочности и могут быть заменены при следующем очередном ремонте линий.

 Проверка правильности установки  опор производится при капитальном ремонте, а также по результатам обхода и осмотра ЛЭП.

 Проверка тяжения в оттяжках  опор. Устойчивость опор с шарнирно  закрепленными стойками и оттяжками  определяется тяжением в оттяжках. В случае ослабления оттяжек  нарушается расчетная схема работы опоры, поэтому проверку их тяжения рекомендуется проводить после сдачи линии в эксплуатацию, когда в результате осадки и деформации неуплотненного грунта может измениться натяжение оттяжек, а в дальнейшем — по необходимости. Значение тяжения в оттяжках не должно отличаться от проектного более чем на 10 %.

 Внешние измерения позволяют  выявлять ослабление сечений  расчетных элементов металлических  опор коррозией, а также количество  и ширину трещин железобетонных  опор с ненапряженной арматурой. Внешние измерения производят по мере необходимости по местным инструкциям.

 На основании проверок металлических  опор устанавливают необходимость  возобновления их окраски. При  наличии сильного ржавления всех  проверенных опор возобновляется  защитное покрытие подножников опор на всем участке.

 Ширина раскрытия трещин  для железобетонных опор с  ненапряженной арматурой должна  быть не более 0,2 мм, количество  таких трещин должно быть не  более 6 на 1 м ствола опоры; количество  волосяных трещин не нормируется. В железобетонных опорах с напряженной арматурой появление трещин при эксплуатационных нагрузках не допускается. Ширина раскрытия трещин и их количество влияют на механическую прочность и долговечность службы опоры. Если трещины в бетоне доходят до арматуры, внешние нагрузки воспринимаются лишь последней и механическая прочность опоры снижается. Кроме того, влага по трещинам в бетоне поступает к арматуре, что приводит к появлению раковин от коррозии.

 Проверка срабатывания защиты  линии до 1 кВ с заземленной нейтралью. При замыкании фазного провода на нулевой в конце ВЛ 0,38 кВ должен срабатывать защитный аппарат, установленный в начале линии. Для проверки срабатывания защиты измеряется полное сопротивление петли, образуемой фазным и нулевым проводами («фаза — нуль»), и рассчитывается ток однофазного короткого замыкания или с помощью специальных приборов непосредственно измеряется ток однофазного короткого замыкания.

 

2. Испытание изоляции силовых трансформаторов

 

Измерение сопротивления изоляции обмоток трансформатора выполняется при помощи мегаомметра на напряжение 2500 В при температуре не ниже +10 0С.

Характеристики изоляции измеряются по схемам и в последовательности, указанным ниже:

НН –ВН + Бак       ВН –НН + Бак     ВН + НН –Бак

При измерении все выводы обмоток одного напряжения соединяют вместе, остальные обмотки и бак трансформатора должны быть заземлены.

Перед началом измерения все обмотки должны быть заземлены не менее чем на 5 минут, а между отдельными измерениями не менее чем на 2 минуты.

Допускается не заземлять испытуемую обмотку перед началом измерения, если эту обмотку ранее не подключали к источнику напряжения.

При измерении сопротивления изоляции отсчет проводят дважды: через 15 с и через 60 с после появления на трансформаторе напряжения, при котором проводят измерение.

Измерение сопротивления изоляции трансформаторов допускается проводить только через 15 с после появления на трансформаторе напряжения.

Для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно, мощностью до 10 МВА сопротивление изоляции обмоток должно быть не ниже следующих значений:

Температура обмотки, °С 10 20 30 40 50 60 70

R60сек., МОм 450 300 200 130 90 60 40

Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре обмоток 20-30 °С должно быть для трансформаторов с номинальным напряжением:

До 1 кВ включительно – не менее 100 МОм;

Более 1 кВ до 6 кВ включительно – не менее 300 МОм;

Более 6 кВ – не менее 500 МОм.

Дополнительным критерием оценки состояния изоляции является коэффициент абсорбции, который рассчитывают по формуле:

Каб=R60/R15,

где R60 и R15 – сопротивления изоляции, измеренные через 60 с и 15 с после появления на объекте напряжения, при котором проводили измерения.

Если коэффициент абсорбции Каб > 1,3, то трансформатор по сопротивлению изоляции считается годным к работе.

Измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем и прессующих колец относительно активной стали и электростатических экранов, относительно обмоток и магнитопровода производится в случае осмотра активной части. Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а изоляции ярмовых балок не менее 0,5 МОм. Измерения производятся мегаомметром на напряжение 1000 В.

 

Испытание повышенным напряжением промышленной частоты: