Раздел четвертый

Раздел четвертый
ТЕХНОЛОГИЯ РЕМОНТА И ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
4.1. ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ 35 кВ И ВЫШЕ
Основные положения. При эксплуатации воздушных линий электропередачи (ВЛ) должны
проводиться техническое обслуживание и капитальный ремонт, направленные на обеспечение их
надежной работы. При техническом обслуживании производятся работы по предохранению ВЛ от
преждевременного износа путем выполнения профилактических проверок и измерений и
устранения повреждений и неисправностей. При капитальном ремонте ВЛ должен быть вы полнен
комплекс мероприятий, направленных на поддержание или восстановление первоначальных
эксплуатационных характеристик ВЛ в целом или отдельных ее элементов путем ремонта
изношенных деталей и элементов или замены их более прочными и экономичными,
улучшающими эксплуатационные характеристики линий.
Должны содержаться в исправном состоянии:
 сигнальные знаки на берегах в местах пересечения линии с судоходной или сплавной
рекой, каналом или водохранилищем, установленные согласно «Правилам плавания по
внутренним водным путям СССР»;
 устройства светоограждения, установленные на опорах в соответствии с требованиями
«Правил маркировки и светоограждения высотных препятствий»;
 постоянные знаки, установленные на опорах ВЛ.
На участках ВЛ, подверженных интенсивному загрязнению, должна применяться специальная или
усиленная изоляция и при необходимости выполняться чистка изоляции, замена загрязненных
изоляторов или должны применяться гидрофобные покрытия.
На ВЛ выше 1 кВ, подтвержденных интенсивному гололедообразованию, должна существовать
плавка гололеда электрическим током. Предприятие электрических сетей организовывает
наблюдение за процессом гололедообразования на ВЛ в целях своевременною включения схем
плавки гололеда.
Капитальный ремонт может проводиться с отключением линии или одной фазы (пофазный
ремонт), а также без снятия напряжения.
На подстанциях и предприятиях электрических сетей должны быть схемы защиты от
перенапряжений каждого распределительного устройства; кроме того, должны иметься сведения о
наиболее поражаемых молнией участках ВЛ, об участках с плохо проводящими грунтами, о
загрязняемой изоляции, о пересечениях линий электропередачи между собой, с линиями связи,
радиотрансляции и автоблокировочными линиями железных дорог. Ежегодно перед т розовым
сезоном должна проводиться проверка состояния за щиты от перенапряжений распределительных
устройств и линий электропередачи и обеспечиваться готовность защиты от грозовых и
внутренних перенапряжений. Верховой осмотр без снятия напряжения, а также дополнительные
осмотры и проверки трубчатых разрядников, установленных в зонах интенсивного загрязнения,
должны выполняться по местным инструкциям.
Характерные неисправности на ВЛ. На рушения и неисправности на трассах и просеках: наличие
в охранной зоне ВЛ скирд хлеба, ометов соломы, стогов сена, штабелей торфа, лесо- и
пиломатериалов, складирование кормов и удобрений, топлива и других горючих материалов, раз
ведение огня; наличие на краю просеки от дельных деревьев, угрожающих падением на провода
ВЛ; недостаточная ширина просеки по трассе ВЛ; наличие под проводами деревьев и кустарников
высотой 4 м и более; наличие растительности в зоне радиусом до 2 м, прилс1ающей к опоре:
отсутствие или неисправное состояние защиты оснований опор от ледохода, от размывания
основания опоры талыми и дождевыми водами, от песковыдувания; неисправное состояние дорог,
мостков и т. п.; отсутствие или неисправное состояние сигнальных знаков на переходах через
судоходные реки и автомобильные дороги, си шальных 01 ней на высоких опорах, отбойных тумб
для защиты опор от наездов транспортом, габаритных ворот на пересечениях с
железнодорожными путями.
Неисправности опор и фундаментов: отсутствие условных обозначений, нумерации опор,
предупредительных плакатов; наклон опор вдоль или поперек линии сверх допустимых норм,
деформация отдельных частей опоры, отсутствие соосности стоек и подножников у опор с
оттяжка ми; заглубление фундаментов опор, стоек железобетонных опор или приставок
деревянных опор менее предусмотренного проектом; отсутствие или неправильная установка
ригелей, предусмотренных проектом; неудовлетворительная трамбовка грунта при установке
опор; оседание или вспучивание грунта вокруг фундамента, оседание или выдавливание
фундамента; трещины и повреждения приставок и фундаментов; неплотное прилегание пяты
опоры к поверхности фундамента, несоответствие диаметра гаек диаметрам анкерных болтов,
приварка послед них к пяте опоры вместо крепления гайками, отсутствие гаек на анкерных
болтах; коррозия деталей опоры и металлических подножников. дефекты заклепочных и болтовых
соединений; деформация элементов опоры и дефекты сварных швов; неисправности крепления
деталей деревянных опор; отсутствие болтов и гаек, недостаточная длина нарезки болтов, обрыв
или ослабление проволочных бандажей, отсутствие шпонок и клиньев, ослабление болтовых
соединений, некачественное крепление крон штейнов: загнивание деталей опор; обгорание и
расщепление деталей опор; отсутствие защиты фундамента от песковыдувания и от действия
агрессивных вод: отсутствие бетонирования анкерных колодцев на монолитных бетонных
фундаментах; ослабление и повреждение оттяжек опор, внутренних связей железобетонных опор,
нарушение креплений оттяжек к опоре и к фундаментам, неисправность устройств регулирования
длины оттяжек; наличие на опорах птичьих гнезд и других посторонних предметов, создающих
угрозу отключения ВЛ.
Неисправности на проводах, молниезащитных тросах и контактных соединениях: наличие
набросов, оборванных (лопнувших) или перегоревших проволок, следов перекрытия, оплавления
или вспучивания верхнего повива («фонари»); разрегулировка проводов фаз, разрегулировка
проводов в одной расщепленной фазе; изменение стрел провеса и расстояний от проводов ВЛ до
земли, до пересекаемых объектов, между фазами до значений, отличных от допустимых; наличие
коррозии проводов и тросов; повреждения проводов и тросов у зажимов, дистанционных
распорок, гасителей пляски; отсутствие гасителей вибрации, предусмотренных проектом ВЛ, или
их смещение от места установки; неисправности в креплениях и соединениях проводов и тросов;
образование трещин в корпусе зажима или соединителя, отсутствие болтов и шайб, отвинчивание
гаек, отсутствие или выползание шплинтов, неправильный монтаж зажимов или соединений,
следы перегрева контакта зажима (соединителя), вытяжка провода из зажима или соединителя,
приближение петли к элементам анкерных и угловых опор, значительная изогнутость петли,
ослабление крепления (вязки) провода к штыревым изоляторам, проскальзывание провода в вязке,
дефекты сварки, наличие нестандартных зажимов.
Неисправности в подвесках и арматуре: механические повреждения фарфора или стекла
изоляторов (скол части тарелок изолятора, появление трещин); следы перекрытия гирлянд и
отдельных изоляторов (повреждение глазури, разрушение фарфора, стекла, следы оплавлений на
армировке изоляторов и арматуре гирлянд); наличие дефектных (негодных) изоляторов;
загрязненность изоляторов, вызывающая при сырой погоде сильное коронирование; отклонение
изолирующих поддерживающих подвесок от проектного положения сверх допустимого значения;
неправильная насадка штыревых изоляторов на штыри, крюки; вы ползание стержня из головки
изолятора, наличие погнутых стержней изоляторов, наличие трещин на шапке изолятора;
отсутствие гаек, замков или шплинтов; коррозия арматуры и шапок изоляторов; трещины в
арматуре, перетирание или деформация от дельных деталей арматуры; повреждение защитных
рогов и колец, координирующих промежутков, изменение расстояния между рогами до величины,
меньшей или большей допустимой; разгибание штырей и крюков (для крепления штыревых
изоляторов), наличие трещин в них.
Неисправности заземляющих устройств: повреждения или обрывы заземляющих спусков на опоре
и у земли; не удовлетворительный контакт в болтовых соединениях молниезащитного троса с
заземляющими спусками или телом опоры; неудовлетворительный контакт соединения
заземлителя с телом опоры (арматурой железобетонной опоры); превышение сверх допустимого
значения сопротивления заземления опоры; отсутствие скоб, прикрепляющих заземляющие
спуски к опоре; разрушение коррозией контура заземляющего устройства; выступание
заземлителей над поверхностью земли; дефекты в установке трубчатых разрядников на опорах,
несоответствие размера внешнего искрового промежутка заданному, плохое закрепление рогов
разрядников, неправильная установка разрядника (возможность попадания влаги внутрь
разрядника, неправильное расположение зон срабатывания — выхлопа газов — разрядников
смежных фаз), загрязнения. трещины и другие повреждения таковою покрытия разрядников,
смешение разрядников от проектною положения, отсутствие или неисправность указателей
срабатывания разрядника, наличие оплавлений па электродах внешнего искрового промежутка
разрядника.
Основные требования директивных документов к техническому обслуживанию и ремонту ВЛ.
Ниже приводятся требования директивных документов для различных элементов ВЛ в
зависимости от условий эксплуатации.
Фундаменты и подножники. Допуски па установку сборных фундаментов и свай приведены в
табл. 4.1.
Таблица 4.1. Допуски на установку сборных фундаментов и свай*
Наименование
Допуски
Свободно
Опоры
стоящие опоры оттяжками
дна 10
10
Расхождение
уровней
котлованов, мм
Расстояние
между
осями ±20
подножников в плане, мм
с
±50
Разность вертикальных отметок 20*1
верха подножников. мм
20
Угол наклона продольной оси 0,5
стопки подножника, град
±1,5
Угол наклона оси U-образного анкерною болта, град
±2,5
Смещение центра подножника в плане, мм
50
* СНиП III-33-766 и СНиП III-18-75
*1 Укачанная разность отметок должна быть компенсирована при монтаже опоры с помощью стальных прокладок
Отклонения от проектных размеров анкерных болтов, заложенных в монолитный фундамент, не
должны превышать расстояния по горизонтали между осями болтов, устанавливаемых для
крепления одной ноги опоры ±10 мм; разность между верхними отметками анкерных болтов равна
20 мм.
Дно котлованов под анкерные плиты, служащие для крепления тросовых оттяжек, должно быть
выровнено шаблоном по проектному уклону. Отклонение от значения проектного уклона
допускается в пределах 10%. Глубина заложения фундаментов должна соответствовать проекту.
При полностью обводненных грунтах по согласованию с проектной организацией допускается
уменьшение глубины заложения фундаментов при условии устройства обвалования.
Высота засыпки котлованов после установки сборных фундаментов должна приниматься с учетом
возможной осадки грунта. При устройстве обвалования фундаментов, выступающих над
поверхностью земли, от кос должен иметь крутизну (отношение вы соты откоса к основанию) не
более 1:1,5. Уменьшение диаметра анкерных болтов, а также наличие зазоров между пятой опоры
и фундаментом не допускается.
Опоры. На опорах ВЛ на высоте 2,5 — 3 м должны быть следующие постоянные знаки:
 порядковый номер и год установки — на всех опорах; на ВЛ 750 кВ, кроме того, на всех
опорах, установленных в труднодоступной местности, и на каждой пятой опоре о других
местностях в верхней их части должен быть установлен знак с порядковым номером опоры
размером не более 400 х -х 500 мм;

номер ВЛ или ее условное обозначение — на концевых опорах, на первых опорах
ответвления от ВЛ, на опорах в месте пере сечения ВЛ одного напряжения, на опорах,
ограничивающих пролег пересечения с железными дорогами и автомобильными дорогами I
—V категорий, а также на всех опорах участков трассы с параллельно идущими ВЛ, если
расстояние между их осями менее 200 м. На двухцепных и многоцепных опорах ВЛ, кроме
того, должна быть обозначена цепь;
 расцветка фаз — на концевых опорах, на опорах, смежных с транспозиционными, на всех
транспозиционных опорах ВЛ 750 кВ, на первых опорах ответвлений от ВЛ;
 предупредительные плакаты — на всех опорах ВЛ в населенной местности:
 плакаты, на которых указаны расстояния от опоры ВЛ до кабельной линии связи,— на
опорах, установленных на расстоянии менее половины высоты опоры до этих кабелей;
 на стойках железобетонных опор несмываемой краской должна быть нанесена заводская
маркировка с указанием проектного шифра стойки и кольцевые полосы (выше уровня
грунта) с указанием расстояния от полосы до заглубленного конца стойки.
Опоры ВЛ, представляющие опасность для полетов самолетов и вертолетов, должны иметь
сигнальное освещение (светоограждение) и дневную маркировку (окраску).
Допуски на отклонения опор ВЛ от проектного положения приведены в табл. 4.2.
Допустимые прогибы элементов металлических опор и металлических элементов железобетонных
опор приведены в табл. 4.3.
Металлические опоры вновь сооруженных ВЛ должны быть защищены от коррозии оцинковкой
или лакокрасочным покрытием.
Уменьшение поперечного сечения рас четных элементов металлических опор и металлических
деталей деревянных и железобетонных опор в результате коррозии не должно превышать 20%
площади элемента.
Для железобетонных стоек опор могут допускаться следующие отклонения: по длине стойки + 25
мм; по толщи не стенки ± 5 мм; смещение закладных частей по вертикальным отметкам + 10 мм;
по кривизне стойки вдоль оси — не более 2 мм на 1 м.
Толщина защитного слоя бетона должна быть:
 для продольной рабочей арматуры (не напрягаемой и напрягаемой, натягиваемой на упоры)
— не менее диаметра стержня или каната арматуры;
 для поперечной, распределительной и конструктивной арматуры — не менее диаметра
указанной арматуры и не менее 10 мм при толщине конструкции до 250 мм.
Поверхность элементов железобетонных опор, подножников, свай, предназначенных для
установки в агрессивном грунте, должна иметь заводское гидроизоляционное покрытие. Для
установки в грунт высокой степени агрессивности железобетонные изделия должны изготовляться
на сульфатостойком цементе.
Допуски по отдельным видам дефектов железобетонных опор ВЛ, находящихся в эксплуатации, и
необходимый вид ремонта опор приведены в табл. 4.16.
Деревянные детали опор должны быть изготовлены из сосны или лиственницы. Для элементов
опор ВЛ 35 кВ, кроме траверс и приставок, допускается применение ели и пихты. Для опор ВЛ
следует применять бревна, пропитанные антисептиком, из леса не ниже третьего сорта.
Допускается применение непропитанных бревен из лиственницы влажностью не более 25%.
Детали опор разрешается изготовлять как из круглого, так и из пиленого леса.
Диаметры деталей деревянных опор должны приниматься по проекту, но не менее приведенных в
табл. 4.4.
Таблица 4.2. Допустимые отклонения опор
Наименование
Предельное значение отклонения
опоры
деревян металли
железобетонной
ной
чес кий
Отклонение опоры от вертикальной 1:100
1:200
1 : 100 (кроме
оси вдоль и поперек ВЛ (отношение
портальных
отклонения верхнего конца стойки
опор) 1:150 (для
опоры к ее высоте)
одностоечных
опор)
Отклонение опоры поперек оси ВЛ
(выход из створа), мм: для
деревянных
и
одностоечных
железобетонных опор при длине
пролета, м:
до 200
более 200
для одностоечных металлических
опор при длине пролета, м:
до 200
от 200 до 300
более 300
для портальных металлических
опор на оттяжках при длине
пролета, м:
до 250
более 250
для портальных железобетонных
опор
Отклонение опоры вдоль оси ВЛ от
проектного пикета, м
Уклон траверсы (отклонение от
горизонтали)
Разворот траверсы относительно
линии, перпендикулярной оси ВЛ
(для угловой опоры относительно
ВЛ, перпендикулярной биссектрисе
угла
поворота
трассы),
для
одностоечных опор
Смещение конца траверсы от
линии,
перпендикулярной
оси
траверсы, мм
Разность отметок траверс в местах
крепления их к стойкам портальной
опоры, мм
Смещение стоек портальной опоры
против проектной оси трассы, мм
Отклонение
от
проектного
расстояния
между
стойками
портальной опоры, мм
Разность отметок между местом
сопряжения траверс (стыков) и
осями болтов, служащих для
крепления
траверс
к
стойке
портальной опоры, мм
Отклонение
оси
траверсы
портальной опоры с тросовыми
оттяжками
от
горизонтальной
линии при длине траверсы, м:
до 15
долее 15
100
200
-
100
200
-
100
200
300
-
-
200
300
-
1
200
±5
±5
±5
1:50
-
5°
100 мм
1:100
(для
одностоечных
опор)
100
мм
(горизонтальное
смещение
траверсы
-
100
-
-
-
80
-
-
±50
-
-
±100
-
-
50
-
1:150
1:250
-
Отклонение от проектных размеров всех деталей собранной деревянной опоры допускается в
пределах по диаметру: — 1 ÷ +2 см, по длине: 1 см на каждый метр длины. Минусовой допуск при
изготовлении траверс не допускается.
Все детали опоры должны быть плотно пригнаны друг к другу. Зазор в местах вру бок и стыков не
должен превышать 4 мм. Зарубы и затесы не должны превышать 10% диаметра бревна. Глубина
врубок не должна отличаться от проектного значения более чем на 5 мм.
Бандажи для сопряжения приставок (па сынков) со стойкой опоры должны выполняться из мягкой
оцинкованной проволоки диаметром 4 мм. Допускается применение для бандажей
неоцинкованной проволоки диаметром 5 — 6 мм (при условии покрытия ее асфальтобитумным
лаком).
Таблица 4.3. Допустимые прогибы элементов металлических опор и металлических
деталей железобетонных опор
Наименование
Предельное значение допуска
Прогиб траверсы металлических и
железобетонных опор
Стрела прогиба (кривизна) стойки,
подкоса металлической опоры
Прогиб поясных уголков металлических
опор, мм, в пределах панели и элементов
решетки в любой плоскости при длине
панели (или раскоса):
до 1 м
от 1 до 2 м
1:300 длины траверсы
от 2 м и более
Не более 5
1:750 длины стойки или подкоса,
но более 20 мм
Не более 2
Не более 3
Отклонение от проектной длины стоек и
подкосов металлической опоры, мм, при
длине стойки или подкоса:
до 10 м
±15
более 10 м
±30
Таблица 4.4
ВЛ 110-220 кВ
ВЛ 35 кВ
Диаметры основных деталей 18
16 (для приставок 18)
опор
(стоек, приставок, траверс), см
Диаметры
вспомогательных 14
14
деталей
опор, см
Число витков бандажа, если нет указаний в проекте, должно приниматься равным: 12 при
диаметре проволоки 4 мм; 10 при диаметре проволоки 5 мм; 8 при диаметре проволоки 6 мм. Все
витки бандажа должны быть равномерно натянуты и должны плотно прилегать друг к другу. При
обрыве одного витка весь бандаж следует заменить новым. Концы проволок бандажа следует
забивать в дерево на глубину 20—25 мм. Сопряжение приставок со стойками может выполняться
также с применением стяжных (на болтах) хомутов. Каждый бандаж (хомут) должен сопрягать не
более двух деталей опор.
Болты для соединения деталей опор должны плотно входить в отверстия. Оси болтов должны
быть перпендикулярны плоскости соединяемых элементов, нарезная часть болтов не должна
входить, в тело соединяемых элементов более чем на 1 мм. Головки болтов и гаек должны плотно
соприкасаться с плоскостями соединяемых элементов и шайб, выступающая часть болта
должна быть не менее 40 и не более 100 мм. Гайки должны быть затянуты до отказа и закреплены
от самоотвинчивания контргайками или забивкой резьбы (закернением) на глубину не менее 3 мм;
на выступающих концах болтов, находящихся на высоте до 3 м от уровня земли, следует
закернить резьбу. Шайбы должны устанавливаться под гайками в количестве одной-двух; врубки
под шайбы не допускаются; в случае нехватки резьбы допускается устанавливать (кроме шайбы
под гайку) одну шайбу под голову болта; при косых опорных плоскостях следует применять косые
шайбы; шайба должна быть размером не менее 60 х 60 х 5 мм.
Отверстия для крепления подвесок и штыревых изоляторов должны выполняться по диаметру
соответствующих деталей.
Деревянная деталь опоры должна браковаться, если измеренный диаметр здоровой части
древесины Dи (или эквивалентный диаметр при внутреннем загнивании) меньше или равен норме
браковки Dб, т. е. Dи <= Dб.
Норма браковки в расчетном (опасном) сечении определяется исходя из значения допустимого
диаметра здоровой части древесины D0, среднегодового снижения диаметра здоровой части
загнившей древесины V, см/год, и времени Т, лет, до следующего ремонта с заменой древесины по
формуле:
D6 = D0 + VT, (4.1)
Среднегодовое снижение диаметра здоровой части загнившей древесины должно определяться по
опыту эксплуатации. При отсутствии данных опыта эксплуатации
Таблица 4.5. Эксплуатационные коэффициенты запаса прочности и коэффициенты
износа деревянных опор
Опора (деталь)
Сосна,
Ель и пихта
лиственница
К0 С при С при К0 С при С при
нор- аванор- авамаль- риймаль- рийном
ном
ном ном
ререрережиме жиме
жиме жиме
Одностоечные опоры (стойки и 1,4 0,75 0,9
2
0,85 1
приставки)
П- и А-образные опоры (стойки, 1,2 0,7
0,85 1,4 0,75 0,9
приставки)
Сложные
опоры
(стойки, 1
0,65 0,8
1,3 0,72 0,85
приставки,
раскосы,
подтраверсные брусья)
Траверсы опор всех типов
1,4 0,75 0,9
Прочие детали
1
0,65 0,8
1,2 0,7
0,85
рекомендуется принимать в расчет 1 см/год в местах со среднегодовой температурой до 4°С и
влажностью 75% и 1,5 см/год в более теплых и влажных местах.
При наличии загнивания допустимый диаметр здоровой части древесины деталей опор в
расчетном опасном сечении определяется по формуле:
K0
D0  Dрасч
 CDрасч , (4.2)
K расч
где Dрасч — расчетный диаметр в опасном сечении, принимаемый по чертежу опоры, см; К0 —
допустимый эксплуатационный за пас прочности древесины (табл. 4.5); Красч — расчетный запас
прочности древесины, принимаемый исходя из значения временного сопротивления, равного 420
даН/см2 (420 кг/см2); С — коэффициент износа (см. табл. 4.5).
Минимальная величина D0, см , приведена ниже:
Стойки и приставки
Траверсы.....
Для ВЛ 110 кВ и выше Для ВЛ 35 кВ
16
12
14
10
При отсутствии проектных данных опоры или применении типовых опор с параметрами, не
соответствующими данной линии, Врасч должен быть определен расчетным путем по
действительным характеристикам линии (пролету, сечению проводов и молниезащитных тросов,
климатическим условиям).
Для промежуточных опор, расположенных на участках трассы ВЛ, проходящих по лесистой
местности и ущельям, значение К0 для всех деталей опор, кроме траверс, может быть снижено до
1, значение коэффициента износа С может быть снижено в нормальном режиме до 0,65.
Для всех промежуточных опор с выпускающими поддерживающими зажимами, а также для опор с
глухими поддерживающими зажимами (за исключением опор, установленных на пересечениях и в
населенной местности) Орасч и соответственно D0 определяются только по условиям нормального
режима работы ВЛ.
Для установленных на пересечениях и в населенных местностях промежуточных опор с глухими
поддерживающими зажимами, а также для всех анкерных и угловых опор Dрасч и D0 определяются
по условиям как нормального, так и аварийного режима работы ВЛ, и из полученных значений D0
принимается большее.
При наличии загнивания древесины не в расчетных, опасных сечениях допустимый диаметр в этих
местах следует определять следующим образом:
 для одностоечных и П-образных опор без ветровых связей — по формуле:
Dox = D0 ± eX, (4.3)
где D0X — допустимый диаметр в сечении, где обнаружено загнивание, см; X — расстояние
между сечением, где обнаружено загнивание, и расчетным опасным сечением детали, м; е
— естественная конусность столба, см/м;
 для П- и АП-образных опор с ветровыми связями на участках стоек между узлами
крепления связей и распорок D0X принимается постоянным и равным D0 в ближайшем
расчетном опасном сечении данной детали;
 для приставок и участков стоек выше уровня крепления связей и распорок, а также для
консольных частей траверс D0X определяется по аналогии с одностоечными опорами;
 для участков траверс между двумя стойками D0X принимается постоянным и равным D .
Оттяжки опор должны быть покрыты смазкой ЗЭС.
Стяжение в тросовых оттяжках опор при скорости ветра не более 8 м/с и отклонении опор в
пределах допусков должно соответствовать проекту: для опор до монтажа проводов и
молниезащитных тросов — в пределах 20 — 30 кН (2 — 3 тс); при подвешенных проводах и
молниезащитных тросах — в пределах 20-50 кН (2-5 тс).
При эксплуатации ВЛ в зависимости от вида ремонта допускается уменьшение площади
поперечного сечения троса оттяжки:
 до 10% при закреплении оборванных проволок бандажами;
 более 10 до 20 % при установке ремонтных зажимов (с помощью гидравлического пресса).
При уменьшении сечения более 20 % оттяжка должна быть заменена.
Провода, молниезащитные тросы и их соединения. При эксплуатации ВЛ допускается
уменьшение площади поперечного сечения проводов и тросов из одного мате риала
(алюминиевых, медных, бронзовых, стальных, из сплавов) и проводящей части комбинированных
проводов и тросов (алюминия в сталеалюминиевых, бронзы в сталебронзовых, алюминиевого
сплава в проводах типа АЖС) до 17 —34% в зависимости от вида необходимого ремонта,
выполняемого без вырезки поврежденного участка провода (см. также «Ремонт проводов и
молниезащитных тросов»).
При повреждении провода или троса больше, чем указано выше, а также при обрыве хотя бы
одной проволоки сердечника комбинированного провода (троса) необходимо вырезать
поврежденный участок провода.
Фактическая стрела провеса провода или троса не должна отличаться от проектного значения
более чем на ±5% (с учетом температуры воздуха в момент замера).
Изоляционное расстояние по воздуху между проводами петель и телом опоры, а также расстояние
между проводами ВЛ в местах их пересечения между собой при транспозиции на опоре,
ответвлениях и пере ходе с одного положения проводов на другое не должны отличаться от
проектных значений более чем на -10%.
Разрегулировку проводов различных фаз относительно друг друга, а также разрегулировку тросов
следует допускать не более 10 % проектного значения стрелы провеса провода (троса).
Разрегулировка проводов в расщепленной фазе не должна превышать 20 % расстояний между
отдельными проводами в фазе для В Л до 500 кВ и 10 % для В Л 750 кВ, а угол разворота
проводов в фазе не должен превышать 10°.
В пролетах пересечения ВЛ, находящихся в эксплуатации, с другими ВЛ и линиями связи
допускается установка на каждом про воде или тросе пересекающей ВЛ не более двух
соединителей. Количество соединений проводов и тросов на пересекаемой ВЛ не
регламентируется.
Минимальное расстояние от соединительного зажима до поддерживающего или натяжного
зажима должно быть не менее 25 м.
Расстояние между соединительными (ремонтными) зажимами должно быть не менее : 5 м — для
проводов (тросов) сечением* до 50 мм2; 10м — сечением 95 мм2; 15м — сечением 185 мм2; 30 м —
сечением 240 мм2 и более.
Прочность заделки проводов и молниезащитных тросов в соединительных и на тяжных зажимах,
установленных в пролетах ВЛ, должна составлять не менее 90 % пре дела прочности провода или
троса.
Соединительные и натяжные зажимы проводов и молниезащитных тросов должны
отбраковываться, если: монтаж зажимов вы полнен с нарушением указаний по их монтажу,
геометрические размеры (длина и диаметр спрессованной части) не соответствуют требованиям
указаний по монтажу зажимов; на поверхности соединителя имеются трещины, следы
значительной коррозии или механические повреждения; кривизна спрессованного соединителя
превышает 3 % его длины; стальной сердечник спрессованного соединителя расположен
несимметрично по отношению к алюминиевому корпусу; наблюдается свечение или изменение
цвета соединителя от нагрева током нагрузки ВЛ.
Прессуемые зажимы должны иметь диаметр после опрессования, не более чем на 0,3 мм
превышающий диаметр матрицы, а диаметр матрицы не должен превышать ее номинальный
диаметр более чем на 0,2 мм.
Сварные соединения должны браковаться, если пережжен наружный повив провода, нарушена
сварка при перегибе проводов руками, образовалась усадочная раковина в месте сварки глубиной
более Уз диаметра провода, но не более 6 мм для сталеалюминиевых проводов сечением 150 —
600 мм2.
* Для комбинированных проводов или тросов сечение приведено по токоведущей части.
Болтовые соединения на действующей ВЛ должны браковаться, если падение напряжения
Таблица 4.6. Проектные значения сопротивления заземляющих устройств опор
Наименование
заземляемого Удельное
Наибольшее
объекта
эквивалентное
сопротивление
сопротивление
заземляющего
земли
устройства, Ом
ρ, Ом∙м
Опоры
железобетонные,
металлические, деревянные, на
которых
подвешен
молниезащитный
трос
или
установлены
устройства
грозозащиты, а также все опоры
железобетонные и металлические В
Л 35 кВ в населенной местности
До 100
10
Более 100 и до 500 15
Более 500 и до 1000 20
Более 1000 и до 5000 30
Более 5000
6∙10-3 ρ
Электрооборудование на опорах ВЛ 35 кВ
Разрядники и защитные промежутки
на подходах ВЛ к подстанциям с
вращающимися машинами
-
10
5
или сопротивление на участке соединения более чем в 2 раза превышает падение напряжения или
сопротивление на участке целого провода той же длины.
На соединителях, смонтированных методом скручивания, число витков должно быть от 4 до 4,5.
Неисправный участок провода или молниезащитного троса должен быть заменен отрезком нового
провода (троса) той же марки, что и поврежденный,
Заземляющие устройства. Проектные значения сопротивления заземляющих устройств опор ВЛ
приведены в табл. 4.6. Отклонение от проектного значения сопротивления заземляющего
устройства опоры не должны превышать 10 %. Заземлитель должен быть заменен, если разрушено
более 50 % его сечения.
Сечение заземляющих спусков на опоре ВЛ должно быть не менее 35 мм 2, а диаметр спусков из
проволоки — не менее 10 мм; до пускается применение стальных оцинкованных
однопроволочных спусков диаметром не менее 6 мм.
На ВЛ с деревянными опорами рекомендуется болтовое соединение заземляющих спусков; на
металлических и железобетонных опорах соединение заземляющих спусков может быть
выполнено как сварным, так и болтовым.
Трубчатые разрядники и защитные промежутки. Значение внешнего искрового промежутка
трубчатых разрядников и защитного промежутка не должно отличаться от проектного. Значение
внутреннего искрового промежутка не должно отличаться от проектного более чем на + 5 мм.
Наружная поверхность разрядника не должна иметь ожогов электрической дугой, трещин,
расслоений и царапин глубиной более 0,5 мм на длине более трети расстояния между
наконечниками.
Линейная арматура должна браковаться и подлежать замене, если: поверхность арматуры
покрыта сплошной коррозией, а площадь опасных сечений ослаблена более чем на 20 %; в деталях
арматуры имеются трещины, раковины, оплавы, изгибы; форма и размеры деталей не
соответствуют чертежам; оси и другие детали шарнирных сочленений имеют значительный износ
и их раз меры отличаются от проектных более чем на 10%;
Сцепление изоляторов подвесок должно быть зафиксировано при помощи замков, замки в
изоляторах должны быть расположены входными концами в сторону стойки опоры у
поддерживающих подвесок и входными концами вниз — у натяжных подвесок. Все детали
сцепной арматуры должны быть зашплинтованы. Пальцы должны быть установлены головкой
вверх и должны иметь навернутую гайку. Использование в эксплуатации замков изоляторов и
шплинтов в арматуре, имеющих размеры, отличающиеся от указанных на чертежах, а также
покрытых коррозией и потерявших упру гость, не допускается. Такие замки и шплинты должны
быть заменены при верховых осмотрах и проверках или при очередном капитальном ремонте ВЛ.
Расстояние между осью гасителя вибрации и осью поддерживающего зажима или шарнира
натяжного зажима не должно отличаться от проектного значения более чем на ± 25 мм.
Разворот коромысла подвесного зажима проводов расщепленной фазы допускается до 5°.
Расстояние между группами дистанционных распорок не должно отличаться от проектного более
чем на 10%. Расстояние между рогами искровых промежутков на молниезащитных тросах не
должно отличаться от проектного более чем на ± 10 %.
Крепление проводов на штыревых изоляторах должно производиться вязальной проволокой из
того же металла, что и провод. При этом алюминиевая проволока должна иметь диаметр 2,5 — 3,5
мм, а стальная — 2 — 2,7 мм.
Линейная изоляция. Количество и тип изоляторов на ВЛ должны быть выбраны в соответствии с
проектом ВЛ, требования ми ПУЭ и «Инструкции по проектированию изоляции в районах с
чистой и загрязненной атмосферой» (М.: СПО «Союзтехэнерго», 1984 г.), а также с учетом
местных условий в части загрязнения изоляции.
Фарфоровые изоляторы должны браковаться и подлежать замене, если: имеются радиальные
трещины, бой фарфора изолятора более 25 % объема фарфора, оплавления или ожоги глазури,
стойкое загрязнение поверхности фарфора, трещины, искривления и выползания стержней
изоляторов, трещины в чугунных шапках изоляторов; они не выдерживают напряжения при
измерении изоляторов штангой, выдерживают не более 50 % значения напряжения, нормально
приходящегося на изолятор с учетом места его установки в гирлянде; при испытании
повышенным напряжением 50 кВ частотой 50 Гц от постороннего источника изолятор
пробивается или перекрывается при приложении испытательного напряжения в течение 1 мин;
при проверке мегаомметром на напряжении 2500 В сопротивление сухих изоляторов менее 300
МОм.
Изоляторы, имеющие незначительные повреждения фарфора (сколы ребер или краев «тарелки» и
т. п.), а также незначительные следы перекрытия на поверхности фарфора, могут быть оставлены в
эксплуатации по решению главного инженера ПЭС после контрольных измерений изоляторов.
Стеклянные изоляторы должны браковаться и подлежать замене: при разрушении стекла, при
появлении на поверхности стекла волосяных трещин, при стойком загрязнении поверхности
стекла.
Выявленные на ВЛ неисправные изоляторы подлежат замене в следующие сроки:
при наличии в гирлянде изолирующей подвески свыше 30 % неисправных изоляторов — в
срочном порядке;
при наличии в гирлянде изолирующей подвески свыше 20 до 30 % неисправных изоляторов — в
течение ближайших трех месяцев;
при наличии в гирлянде изолирующей подвески до 20 % неисправных изоляторов — при
очередном капитальном ремонте.
Значение допустимого отклонения поддерживающих изолирующих подвесок от проектного
положения вдоль ВЛ должно быть не более: 50 мм для В Л 35 кВ; 100 мм для ВЛ ПО кВ; 150 мм
для ВЛ 150 кВ; 200 мм для ВЛ 220 кВ и выше.
Разность длины различных цепей (ветвей) натяжных изолирующих подвесок одной фазы с общим
узлом крепления к траверсе допускается не более ± 1 % длины подвески.
Расстояния от проводов ВЛ до поверхности земли при нормальном режиме работы ВЛ в
ненаселенной местности должны быть не менее приведенных в табл. 4.7. Наименьшие расстояния
определяются при наибольшей стреле провеса провода при высшей температуре воздуха без учета
нагрева провода электрическим током или при гололеде без ветра.
Расстояния по горизонтали от крайних проводов ВЛ при неотклоненном их положении до
ближайших частей отдельно стоящих зданий и сооружений должны быть не менее: 10 м- для ВЛ
150-220 кВ; 30 м - для ВЛ 330 — 500 кВ. В отдельных случаях по согласованию с
заинтересованными организация ми допускается уменьшение указанных выше расстояний, однако
они должны быть не менее приведенных в табл. 4.8.
Расстояния от проводов ВЛ до поверхности земли в населенной местности при наибольшей стреле
провеса (без учета нагрева провода электрическим током) должны быть не менее приведенных в
табл. 4.8.
Таблица 4.7. Наименьшие расстояния от проводов ВЛ до поверхности земли
в населенной местности
Характеристика местности
Наименьшее расстояние, м, при
напряжении ВЛ, кВ
До
150
220 330
500
110
Ненаселенная местность
6
6,5
7
7,5
8
Труднодоступная местность
5
5,5
6
6,5
7
Недоступные склоны гор, скалы, 3
утесы и т.п.
Районы тундры, степей с почвами, 6
непригодными для земледелия и
пустынь
3,5
4
4,5
5
6
6,5
6,5
7
Таблица 4.8. Наименьшие расстояния от проводов ВЛ до поверхности земли, зданий и
сооружений в населенной местности
Наименьшее
расстояние,
м,
при
Условия
Место
напряжении ВЛ, кВ
работы ВЛ
измерения
до 35 110
150
220
330
500
В
До
7
7
7,5
8
8
8
нормальном поверхности
ре жиме
земли
До зданий и 3
4
4
5
6
сооружении
При обрыве До
про вода в поверхности
соседнем
земли
пролете
4,5
4,5
5
5,5
6
-
Таблица 4.9. Наименьшие расстояния между проводами или между проводами и
тросами пересекающихся ВЛ на металлических и железобетонных опорах, на деревянных
опорах при наличии грозозащитных устройств, м
Длина ВЛ
При расстоянии от места пересечения до ближайшей опоры ВЛ, м
30
50
70
100
120
150
При пересечении ВЛ 500-330 кВ между собой и с ВЛ более низкого напряжения
До 200
300
450
5
5
5
5
5
5,5
5
5,5
6
5,5
6
7
6,5
7,5
7
8
При пересечении ВЛ 220-150 кВ между собой и с ВЛ более низкого напряжения
До 200
300
450
4
4
4
4
4
4
4
4
5
4
4,5
6
5
6,5
5,5
7
При пересечении ВЛ 110-20 кВ между собой и с ВЛ более низкого напряжения
До 200
300
3
3
3
3
3
4
4
4,5
5
-
Расстояние по горизонтали от крайних проводов ВЛ при наибольшем их отклонении до
ближайших выступающих частей зданий должны быть не менее: 4м — для ВЛ 35-110 кВ, 5 м -для
ВЛ 150 кВ, 6 м - для ВЛ 220 кВ, 8 м - для ВЛ 330 кВ и Юм — для ВЛ 500 кВ. Допускается
уменьшение указанных расстояний при приближении ВЛ к глухим стенам производственных
зданий и сооружений, выполненных из несгораемых материалов. При этом любое рас
стояние между проводом и зданием (сооружением) должно быть не менее приведенных в табл.
4.8.
Расстояния между ближайшими проводами и тросами пересекающихся ВЛ на металлических и
железобетонных опорах, а также на деревянных опорах при наличии грозозащитных устройств
при температуре окружающего воздуха 15°С без ветра должны быть не менее приведенных в табл.
4.9.
Допускается сохранение опор пересекаемых ВЛ напряжением до 110 кВ под про водами
пересекающих ВЛ, если расстояние по вертикали от проводов пересекающей ВЛ до верха опоры
пересекаемой ВЛ на 4 м больше значений, приведенных в табл. 4.9.
На ВЛ с деревянными опорами, не защищенных тросами, на опорах, ограничивающих пролеты
пересечения, должны устанавливаться трубчатые разрядники на обеих пересекающихся ВЛ. На
ВЛ напряжением 35 кВ (и ниже) допускается применять вместо трубчатых разрядников защитные
промежутки; при этом для ВЛ должно быть предусмотрено автоматическое повторное включение
(АПВ). Защитные промежутки на одностоечных и А-образных опорах с деревянными траверсами
выполняются в виде заземляющего спуска и заканчиваются бандажами на расстоянии 75 см (по
дереву) от точки крепления нижнего изолятора. На П- и АП-образных опорах заземляющие спуски
прокладываются по стойкам П-образной грани опоры до траверсы.
Если расстояние от места пересечения до ближайших опор пересекающихся ВЛ составляет не
более 40 м, разрядники или защитные промежутки устанавливаются только на ближайших опорах.
Установка трубчатых разрядников и защитных промежутков не требуется для: ВЛ с
металлическими и железобетонными опорами; ВЛ с деревянными опорами при
Участки ВЛ
Таблица 4.10. Наименьшее расстояние по горизонтали между ВЛ
Наименьшее
расстояние,
м,
при
напряжении ВЛ, кВ
35
110
150
220
330
Участки нестесненной трассы, между Высота наиболее высокой опоры
осями ВЛ
Участки стесненной трассы и подходы к
подстанциям:
между
крайними
проводами
в 4
неотклоненном положении
от отклоненных проводов одной ВЛ до 4
опор другой ВЛ
500
1
5
6
7
10
15
4
5
6
8
10
1 При сближении ВЛ 500 кВ между собой и с ВЛ более низких напряжений — высота наиболее высокой опоры, но не менее 50 м.
Таблица 4.11. Наименьшие расстояния при пересечении и сближении ВЛ с железными
дорогами
Пересечение или сближение
Наименьшее расстояние, м, при
напряжении ВЛ, кВ
35-110
150
220
330
500
7,5
8
8,5
9
9,5
6,5
7
7,5
8
8,35
6
4,5
6,5
5
6,5
5
7
5,5
-
При пересечении
Для неэлектрифицированных железных дорог
от провода до головки рельса в нормальном
режиме ВЛ по вертикали:
железных дорог широкой колеи общего и не
общего пользования1 и узкой колеи общего
пользования
железных дорог узкой колеи не общего
пользования
От провода до головки рельса при обрыве
провода ВЛ в смежном пролете по вертикали:
железных дорог широкой колеи
железных дорог узкой колеи
Для электрифицированных или подлежащих Как при пересечении ВЛ между
электрификации железных дорог от провода собой в соответствии с табл. 4.9
ВЛ до наивысшего провода или несущего троса
в нормальном режиме по вертикали
То же, но при обрыве провода в соседнем 1
пролете
2
2
2,5
3,5
2,5
2,5
3,5
4,5
При сближении
Для неэлектрифицированных железных дорог
на участках стесненной трассы от отклоненного 2,5
провода ВЛ до габарита приближения строений
по горизонтали
Для электрифицированных или подлежащих Как при сближении ВЛ между
электрификации
железных
дорог
на собой в соответствии с табл. 4.10
стесненных участках трасс от крайнего провода
ВЛ до крайнего провода, подвешенного с
полевой стороны опоры контактной сети, по
горизонтали
То же, но при отсутствии проводов с полевой Как при сближении
стороны опор контактной сети
сооружениями
ВЛ
с
1 Железные дороги в зависимости от их назначения разделяются на:
железные дороги общего пользования, служащие для перевозки пассажиров и грузов по установленным для всех тарифам;
железные дороги необщего пользования, связанные непрерывной рельсовой колеей с общей сетью железных дорог и служащие только для хозяйственно-производственных перевозок
учреждений, предприятий и организаций, которым эти подъездные пути подчинены.
расстояниях между проводами ВЛ, пересекающихся между собой и с ВЛ более низких
напряжений, не менее: 7 м — при напряжении 330-500 кВ; 6 м-150-220 кВ;
5 м — 35—ПО кВ. При параллельном прохождении и сближении ВЛ расстояния по горизонтали
должны быть не менее указанных в табл. 4.10.
Таблица 4.12. Наименьшие расстояния при сближении и пересечении ВЛ с
автомобильными дорогами
Пересечение или сближение
Наименьшее расстояние, м, при
напряжении ВЛ, кВ
35-110 150
220
330
500
Расстояния по вертикали:
от провода до полотна дороги:
в нормальном режиме ВЛ
7
7,5
8
8,5
9
при обрыве провода в соседнем 5
пролете
5,5
6
-
от провода до транспортных 2,5
3
3,5
средств в нормальном режиме ВЛ
Расстояние по горизонтали:
от основания опоры до бровки Высота опоры
земляного полотна дороги при
пересечении
4
4,5
то же, но
следовании
при
5,5
параллельном Высота опоры плюс 5 м
то же, но на участках стесненной
трассы
от любой части опоры до подошвы
насыпи дороги или до наружной
бровки
кювета :
при пересечении дорог I и II 5
категорий
5
5
10
10
при пересечении дорог остальных 2,5
категорий
2,5
2,5
5
5
при параллельном следовании от
крайнего
провода
при 4
неотклоненном
положении
до
бровки земляного полотна дороги
5
6
8
10
Расстояния при пересечении и сближении ВЛ с железными дорогами от проводов до различных
элементов железной дороги должны быть не менее приведенных в табл. 4.11. Расстояния по
вертикали от проводов до различных элементов железных дорог обще го пользования, а также до
наивысшего про вода или несущего троса электрифицированных железных дорог определяются в
нормальном режиме ВЛ при наибольшей стреле провеса с учетом дополнительного нагрева
проводов электрическим током. При отсутствии данных об электрических нагрузках ВЛ
температура проводов принимается равной + 70 °С.
В аварийном режиме расстояния проверяются при пересечениях ВЛ с проводами сечением менее
185 мм2 для условий среднегодовой температуры, без гололеда и ветра. При сечении проводов 185
мм2 и более проверка в аварийном режиме не требуется.
Расстояния при пересечении и сближении ВЛ с автомобильными дорогами должны быть не менее
приведенных в табл. 4.12.
Во всех случаях сближения ВЛ с криво линейными участками автодорог, проходящих по насыпям,
минимальные расстояния от проводов ВЛ до бровки дороги должны быть не менее указанных в
табл. 4.12 рас стояний по вертикали.
Расстояния по вертикали в нормальном режиме проверяются при наибольшей стреле провеса без
учета нагрева проводов электрическим током. В аварийном режиме расстояния проверяются для
ВЛ с проводами сечением менее 185 мм2 при среднегодовой температуре, без гололеда и ветра.
Для ВЛ с проводами сечением 185 мм2 и более проверка по аварийному режиму не требуется.
Техническое обслуживание ВЛ. Техническое обслуживание ВЛ составляет ряд работ, краткое
описание и характеристики которых приводятся ниже.
Осмотры ВЛ. При эксплуатации ВЛ должны проводиться их периодические и внеочередные
осмотры.
Периодические осмотры проводятся в дневное время для детальной и тщательной проверки
состояния всех элементов ВЛ и ее трассы, графики периодических осмотров утверждаются
главным инженером ПЭС. Периодические осмотры производятся без подъема на опоры, с
подъемом на высоту (верховые осмотры), с выборочной проверкой состояния проводов и тросов в
зажимах и дистанционных распорках. Верховые осмотры ВЛ проводятся для выявления не
исправностей крепления подвесок, проводов, молниезащитных тросов, верхней части опор,
изоляторов и степени их загрязнения, правильности и надежности крепления гасителей вибрации,
трубчатых разрядников, закрепления оттяжек и т. п. Верховые осмотры с выборочной проверкой
состояния проводов, тросов в зажимах и дистанционных распорках производятся с выемкой
проводов (тросов) из зажимов.
Периодические осмотры ВЛ производятся также ИТР с выборочными измерениями изоляции,
соединений проводов и тросов, загнивания древесины. Осмотры В Л (или их участков)
производятся ИТР и после окончания капитального ремонта ВЛ.
При внеочередных осмотрах выявляются неисправности, которые могут возникнуть после
стихийных явлений или в условиях, приводящих к повреждениям ВЛ (сверхрасчетный гололед,
ледоход и разливы рек на участках ВЛ, находящихся в поймах, пожары вблизи ВЛ, ураганы,
оползни, обвалы, пляска проводов и тросов, туманы и моросящие дожди в зонах загрязнения и т.
п.). Вне очередные осмотры производятся также после автоматического отключения ВЛ от
действия релейной защиты; по усмотрению руководства ПЭС (РЭС) они могут быть проведены и
после успешного повторного включения. Внеочередные осмотры ВЛ после автоматических
отключений следует производить с учетом показаний приборов определения мест повреждений и
данных релей ной защиты.
При выполнении внеочередного осмотра после отключения ВЛ или успешного повторного
включения ВЛ основное внимание должно быть обращено на выяснение причины отключения или
появления «земли» и на определение места и объема повреждения. При этом необходимо
тщательно осмотреть места пересечения отключившейся ВЛ с другими ВЛ и линиями связи с
целью обнаружения следов оплавления на них и отметить неисправности, угрожающие целости
ВЛ или жизни людей.
Внеочередные ночные осмотры производятся для выявления коронирования, опасности
перекрытия изоляции или возгорания деревянных опор при сырой погоде (мелком моросящем
дожде, тумане, мокром снегопаде) на участках ВЛ, подверженных интенсивному загрязнению, для
контроля исправности световых сигнальных знаков, установленных на переходных опорах.
По интенсивности коронирования изоляторов определяется степень их загрязненности. Наличие
на изоляторах разрядов желто го или белого цвета, временами охватывающих всю гирлянду
изолирующей подвески, является признаком приближающегося перекрытия и требует принятия
срочных мер по очистке или замене изоляции. При ночных осмотрах ВЛ 35 — 110 кВ в случае
достаточной токовой нагрузки могут быть выявлены также неисправные контактные соединения.
При обнаружении на переходных опорах отсутствия свечения сигнальных знаков должен быть
произведен внеочередной ремонт: исправление электропроводки, замена неисправных
светильников и т. д.
Осмотры (периодические и внеочередные) производятся пешком, а также с использованием
наземных транспортных средств, самолетов, вертолетов. Лица, производящие осмотры, обязаны
принять на месте все возможные меры для устранения обнаруженных нарушений Правил охраны
электрических сетей и принятых в развитие указанных правил решений местных Советов
народных депутатов, а также немедленно доложить руководству или дежурному диспетчеру ПЭС
(РЭС) о неисправностях, могущих привести к повреждению ВЛ.
Проверка расстояний от проводов (тросов) до поверхности земли, различных объектов,
измерение стрел провеса. Расстояния могут измеряться: без снятия напряжения при помощи
геодезического угломерного инструмента (теодолита), специальных оптических приборов,
высотомеров, изолирующих штанг и канатов; со снятием напряжения при помощи рулетки, каната
или рейки.
Измерение стрелы провеса проводов (тросов) может быть произведено путем глазомерного
визирования следующим способом.
На стойках двух смежных опор закрепляют по одной рейке на расстоянии по вертикали от точки
крепления провода, равном расчетному значению стрелы провеса провода (определяемому по
монтажным таблицам) в проверяемом пролете при данной температуре. Если низшая точка
провисания провода находится выше или ниже прямой линии, соединяющей обе визирные рейки,
провод смонтирован с отклонением от заданного тяжения (соответственно с перетяжкой или
недотяжкой). Для определения фактической стрелы провеса обе рейки перемещаются вверх или
вниз до положения, когда низшая точка провода совпадает с прямой, соединяющей обе рейки.
Значение стрелы провеса определяется как среднее арифметическое расстояние по вертикали от
точек подвеса провода до каждой рейки. Сравнением полученных данных со значением стрелы
провеса по монтажным кривым или таблицам определяется отклонение от требуемого значения.
Расстояния от проводов до зданий и сооружений, расположенных вблизи ВЛ, должны измеряться
от проекции крайнего про вода при наибольшем его расчетном отклонении до ближайших
выступающих частей этих зданий и сооружений.
Все измерения не разрешается производить при скорости ветра более 10 м/с.
Рис. 4.1. Опасные сечения деревянных опор:
а — одностоечная опора с подкосом; б — П-образная опора без приставок; в — П-образная опора с
приставками ; г — П-образная опора с раскосами; А — на глубине 30 — 40 см ниже уровня земли; Б — на
уровне земли; В — на траверсе в месте сочленения ее со стойкой; Г — у верхних бандажей; Д — в местах
закрепления раскосов, распорок и подкосов
Проверка положения опор. Отклонения вертикальных частей опоры от нормального положения
следует проверять по отвесу или геодезическими инструментами; положение горизонтальных
частей опоры проверяют или на глаз, или геодезическими инструментами.
Тяжение в оттяжках опор следует измерять при помощи приборов, например индикатора
натяжения ИН, измерителя тяжения в оттяжках ИТ, динамометров, врезанных в оттяжку, или
косвенно — методом свободных колебаний.
Проверка антикоррозионного покрытия металлических опор и подножников. При проверке
антикоррозийного покрытия металлических опор и подножников необходимо выявить степень
коррозии металла. В первую очередь проверке подлежат узлы и горизонтальные элементы опор, а
также места крепления опор к фундаментам и верхние части металлических подножников.
Особое внимание следует уделить опорам вблизи морских побережий, в зонах химических уносов
электростанций, металлургических, особенно химических производств. Для определения
состояния металла опор поврежденные места очищают от ржавчины, после чего штангенциркулем
или кронциркулем измеряют оставшееся сечение детали. Сравнивая результаты замеров с
проектными сечениями деталей, определяют значение износа.
Проверка загнивания древесины опор. Проверка древесины на загнивание состоит из: осмотра и
простукивания деталей по всей их длине; измерения глубины загнивания в опасном сечении и в
местах, наиболее подверженных загниванию (рис. 4.1).
Осмотром определяется наличие наружного кругового загнивания древесины и местного
загнивания — отдельных очагов гнили и трещин, где может возникнуть глубокое и быстрое
загнивание. Простукиванием определяется .наличие загнивания сердцевины: чистый, звонкий звук
характеризует неповрежденную древесину, глухой звук указывает на наличие в ней загнивания.
Простукивание следует производить в сухую погоду при положительной температуре воздуха.
Глубину загнивания древесины следует определять специальными приборами, в том числе
щупами, полым буравчиком.
Измерения глубины загнивания деталей, расположенных вертикально или наклонно (приставки,
стойки, подкосы, раскосы), следует производить в трех точках окружности под углом 120°, а
деталей, расположенных горизонтально (траверсы, распорки
и т. п.), — в двух точках окружности (сверху — в месте наибольшего загнивания и снизу —
против первого).
Первое измерение по окружности вертикально расположенных деталей производится в месте
предполагаемой (после осмотра и простукивания) наибольшей глубины загнивания.
Средняя глубина наружного загнивания определяется как среднее, арифметическое значений
глубин загнивания, полученных при измерении в данном сечении. Диаметр оставшейся здоровой
части древесины определяется вычитанием удвоенного значения среднего наружного загнивания
из значения фактического диаметра детали.
Одновременно с измерениями загнивания древесины проверяют затяжку проволочных бандажей, а
также коррозионное со стояние всех металлических частей.
Проверка состояния проводов, молниезащитных тросов, контактных соединений. Проверку
состояния проводов (тросов) и контактных соединений следует производить: внешним осмотром;
измерением геометрических размеров вновь установленных соединений измерительными
инструмента ми; при помощи индикаторов положения стальных соединителей проводов ИПС (при
бором для контроля соединителей ПКС); электрическими измерениями болтовых соединений
проводов.
Электрические измерения болтовых соединений проводов заключаются в измерении
сопротивления соединения и участка целого провода или падений напряжения на соединении и
целом участке провода. Измерения должны производиться при помощи измерительных приборов,
штанг. При измерении падения напряжения ножевые наконечники штанги нужно располагать так,
чтобы контролируемое соединение находилось между ножами наконечника.
Сопротивление и падение напряжения на участке целого провода следует измерять на расстоянии
более одного метра от соединения. Измерение сопротивлений следует производить с отключением
ВЛ, падений напряжений — без снятия напряжения с ВЛ.
Измерения падения напряжения на со единении можно производить непосредствен но с опор ВЛ,
автовышек или специальных приспособлений.
Проверка состояния подвесок и арматуры. Проверку состояния подвесок, в том числе
изолирующих поддерживающих и натяжных подвесок, арматуры следует производить внешним
осмотром и проверкой электрической прочности фарфоровых подвесных тарельчатых изоляторов.
При проверке фарфоровых подвесных тарельчатых изоляторов определяются внутренние
повреждения изоляции, а также повреждения поверхности, не выявленные внешним осмотром.
Проверка производится: под напряжением с применением измерительных штанг с переменным
или постоянным искровым промежутком, с использованием киловольтметра и других
измерительных приборов; со снятием напряжения с ВЛ с применением мегаомметра или
специальных испытательных устройств (с подачей повышенного напряжения 50 кВ часто той 50
Гц на каждый изолятор).
При проверке фарфоровых подвесных тарельчатых изоляторов с применением штанг измерения
должны начинаться от изолятора гирлянды, расположенного у траверсы, и вестись к изолятору,
расположенному у провода. При выявлении в гирлянде 50 % неисправных (дефектных)
изоляторов дальнейшие измерения должны быть прекращены.
Снятые с ВЛ неисправные изоляторы не зависимо от того, каким методом они от бракованы,
рекомендуется направлять в лабораторию для контрольной проверки и определения причин их
неисправности. При отправке в лабораторию на изолятор вешается бирка с данными о
наименовании ВЛ, типе подвески (натяжная, поддерживающая), номере изолятора в гирлянде,
считая от траверсы, годе установки изолятора.
Проверка заземляющих устройств опор, трубчатых разрядников, защитных промежутков.
Проверку заземляющих устройств опор, трубчатых разрядников, защитных промежутков следует
производить внешним осмотром и измерением сопротивления заземляющих устройств.
Измерение сопротивления заземляющих устройств опор может выполняться: со снятием или без
снятия напряжения с ВЛ и предварительным отсоединением молниезащитного троса от тела
опоры (если он подвешен на ней без изоляторов) при по мощи приборов, например, типа МС-07,
МС-08, М-416; без снятия напряжения и без отсоединения молниезащитного троса от тела опоры
(независимо от схемы подвески его на опоре — с изоляторами или без них) при помощи приборов
ИЗБОТ и аналогичных. Измерение сопротивления заземляющих устройств следует производить в
сухую по году, в периоды наибольшего просыхания грунта.
При осмотре трубчатых разрядников и защитных промежутков должно отмечаться срабатывание
разрядников и изменение защитных промежутков.
Наблюдение за образованием гололеда. При наблюдении за образованием гололеда необходимо
учитывать следующее: гололед на проводах, молниезащитных тросах и опорах ВЛ образуется в
холодное время года в результате оседания на них переохлажден ной воды, находящейся в воздухе
в виде тумана, измороси, дождя, или налипания мокрого снега; образование гололеда может
происходить интенсивно в течение непродолжительного времени.
Для своевременного обнаружения образования на ВЛ опасных гололедных отложений
необходимо вести специальные наблюдения на ВЛ или специальных гололедных постах.
Гололедный пост для наблюдения оборудуется гололедным станком и двумя экспериментальными
пролетами. Гололедный пост должен быть расположен на открытом месте, вдали от построек и
насаждений.
При наблюдении за образованием гололеда следует фиксировать: вид отложения, диаметр
(большой и малый) отложения, массу отложения, метеорологические условия — температуру
воздуха, направление и скорость ветра, атмосферные явления. Измерения гололедных нагрузок
следует производить при помощи специальных приборов — гололедографов или
непосредственным взвешиванием и измерением образцов гололеда. Скорость ветра измеряется
при помощи анемометров или других приборов.
К наблюдению за образованием гололеда следует приступать: по указанию диспетчера,
получившего соответствующие предупреждения от метеорологической станции; с момента
фактического образования гололеда на обслуживаемом участке. Измерения, проводимые при
наблюдениях, должны производиться через короткие промежутки времени в зависимости от
скорости нарастания гололеда и метеорологических условий. Результаты немедленно сообщаются
диспетчеру ПЭС (РЭС) или РЭУ (ПЭО) для принятия мер по удалению гололеда.
Планирование и организация ремонта и технического обслуживания ВЛ. При техническом
обслуживании и капитальном ремонте ВЛ следует применять один из следующих методов:
комплексный, т. е. одной или несколькими бригадами, выполняющими полный объем работ на
данной ВЛ (участке ВЛ) в течение возможно более короткого срока;
по видам работ, т. е. специализированными бригадами, выполняющими однотипные работы на
одной или нескольких параллельных ВЛ, например, замену приставок и выправку опор под
напряжением, окраску металлических опор, расчистку трасс от за рослей и т. д.
Выбор метода выполнения работ дол жен производиться ИТР службы линий и территориальных
производственных под разделений ПЭС (РЭС), исходя из необходимости обеспечения наиболее
высокой производительности труда, лучшего использования машин и механизмов, наименьшей
продолжительности отключения ВЛ, с учетом объемов выполняемых работ, состояния трассы ВЛ
и оснащения средствами механизации.
Работы по ликвидации аварий и техническому обслуживанию ВЛ могут производиться в любой
период без согласования с землепользователем, но с уведомлением его о проводимых работах.
После выполнения указанных работ ПЭС, в ведении которого находятся ВЛ, должно привести
земельные угодья в состояние, пригодное для использования по целевому назначению, а также
возместить землепользователям убытки, причиненные при проведении работ.
Для обеспечения планирования работ должны составляться многолетние, годовые и месячные
планы и графики ремонта и технического обслуживания ВЛ.
Годовые планы работ по ремонту и техническому обслуживанию ВЛ составляются службой линий
или руководством РЭС на основании многолетних графиков. Годовые объемы капитального
ремонта и источники его финансирования по предприятию электрических сетей в целом
утверждаются энергоуправлением (объединением).
Годовые планы работ на ВЛ рекомендуется оформлять в виде:
планов-графиков работ по техническому обслуживанию и ремонту каждой ВЛ;
сводных планов (в денежном выражении) для ВЛ каждого класса напряжения с разбивкой по
месяцам, с указанием сводных объемов основных работ по капитальному ремонту.
Планы-графики составляются в нескольких экземплярах (для мастера бригады централизованного
обслуживания, службы линий, планового отдела и вышестоящей организации) и утверждаются
ПЭС.
При составлении планов и планов-графиков комплексных работ должен учитываться сезонный
характер отдельных видов работ. Объемы работ по техническому обслуживанию и капитальному
ремонту на ВЛ определяются на основании результатов измерений, проверок и осмотров.
Конструктивные изменения опор и других элементов ВЛ, а также способа закрепления опор в
грунте должны производиться только при наличии технического обоснования и с разрешения
главного инженера ПЭС.
Все изменения на существующих ВЛ, а также технические данные новых объектов , после их
приемки подлежат немедленному занесению в техническую документацию.
Ежемесячно в сроки, установленные руководством ПЭС, мастерами бригад централизованного
обслуживания ВЛ и инженерно-техническим персоналом службы линий или территориальных
производственных подразделений производится сдача-приемка выполненных объемов работ по
каждой линии с соответствующим оформлением в планах-графиках и оценкой их качества.
Плановый отдел на основании принятых службой линий объемов работ ежемесячно составляет
сводный отчет в денежном выражении с указанием физических объемов выполненных основных
работ по капитальному ремонту и представляет его в вышестоящую организацию.
Перечень и сроки проведения работ, выполняемых при техническом обслуживании ВЛ, приведены
в табл. 4.13.
Осмотры, профилактические проверки и измерения производятся для выявления нарушений и
неисправностей, возникающих на ВЛ и трассах. Они должны производиться комплексно,
одновременно на одной или не скольких параллельно идущих ВЛ, если по технологическим
требованиям это возможно. Измерения загнивания деталей деревянных опор выполняются в
летнее время и по возможности совмещаются с другими работами по техническому
обслуживанию данной ВЛ.
Работы по техническому обслуживанию ВЛ выполняются электромонтерами ПЭС (РЭС), за
исключением выборочных осмотров и осмотров ВЛ после капитального ремонта, которые
выполняются ИТР.
Перечень рекомендуемых форм документации по ВЛ приведен в табл. 4.14.
Результаты осмотров, проверок и измерений, проведенных на ВЛ и ее элементах, должны быть
записаны в листках осмотра, ведомостях и журналах, формы которых приведены в табл. 4.15 —
4.29.
Неисправности, обнаруженные при осмотре ВЛ, включая и выявленные предыдущими осмотрами,
но неустраненные, должны быть подробно и четко записаны лицом, производящим осмотр, в
листок осмотра (см. табл. 4.15), который по окончании осмотра передается мастеру.
Отмеченные в листке осмотра неисправности должны быть занесены в журнал неисправностей
(см. табл. 4.23). Мастер выносит решение о сроке и способе ликвидации неисправности, а при ее
устранении отмечает да ту устранения. В этот журнал должны быть внесены замечания,
сделанные при осмотрах ВЛ инженерно-техническими работниками. На основе ведомостей и
журналов неисправностей следует определять объемы работ по капитальному ремонту ВЛ.
Капитальный ремонт ВЛ или отдельных
ее участков должен производиться в сроки, установленные в зависимости от конструкции ВЛ,
технического состояния ее элементов и условий эксплуатации — природных условий,
агрессивности атмосферы и грунтовых вод, состояния грунтов и др., с периодичностью более 1
года, но не реже 1 раза в 6 лет.
Замена всех опор в течение одного капитального ремонта ВЛ не допускается. В от дельных
случаях разрешается для ВЛ, сооруженных на деревянных опорах и эксплуатируемых в
неблагоприятных условиях (на заболоченных участках и т. п.), сплошная за мена опор на
отдельных участках ВЛ. Длина участков, на которых разрешается сплошная замена опор при
очередном капитальном ремонте, не должна превышать 15% протяженности ВЛ (включая
отпайки). Общее количество заменяемых деревянных опор не должно превышать 30% количества
установленных на ВЛ опор.
В тех случаях, когда проведение капитального ремонта ВЛ или отдельного участка ее
экономически нецелесообразно, должны осуществляться только работы по под держанию
отдельных элементов ВЛ в со стоянии, обеспечивающем ее нормальную эксплуатацию в течение
соответствующего периода. К таким случаям относятся: намечаемый перенос ВЛ в связи с
предстоящим строительством на одном из участков трассы предприятий, отдельных сооружений и
зданий; проектируемая или предполагаемая реконструкция ВЛ.
Ремонтные работы на ВЛ должны про изводиться по специальным инструкциям (типовым,
местным), или по технологическим картам, или по схемам , производства (проектам организации)
работ, утвержденным главным инженером ПЭС.
Определение необходимого числа бри гад, транспортных средств и механизмов, распределение
отдельных видов работ между бригадами возлагается на лицо инженерно-технического персонала,
руководящее выполнением капитального ремонта ВЛ.
Каждая бригада, работающая на ВЛ, должна производить по возможности весь комплекс
ремонтных работ. Капитальный ремонт ВЛ или ее участков должен выполняться в короткие сроки,
в полном объеме и без недоделок. При работах с отключением ВЛ все подготовительные работы
должны быть выполнены до отключения линии. По окончании капитального ремонта В Л
мастерами и ИТР ПЭС (РЭС) должна быть произведена приемка объема и качества выполняемых
работ с составлением акта.
Таблица 4.13. Перечень работ, выполняемых при техническом обслуживании ВЛ, и
сроки их проведения
Наименование работ
Сроки проведения
Примечание
Осмотры
Периодические
дневное время:
осмотры
в
По графикам, утвержденным
главным инженером ПЭС
осмотр без подъема на опоры
Не реже 1 раза в 6 мес
верховые
осмотры
с Не реже 1 раза в 6 лет
выборочной
и
тросов в
зажимах и дистанционных
распорках
При
обнаружении
повреждения
проводов
производится
сплошная
проверка
с
выемкой
проводов
из
поддерживающих зажимов
выборочные
осмотры, Не реже 1 раза в год
выполняемые ИТР
осмотры ВЛ (или их участков), После
каждого
на
которых
производился капитального ремонта
капитальный ремонт ИТР
Внеочередные осмотры:
после стихийный явлений или
в
условиях,
угрожающих
повреждениям ВЛ
после
автоматического
отключения ВЛ от действия
релейной
защиты
после По
успешного
повторного необходимости
включения ВЛ
ночные
То же
По
решению
главного
инженера ПЭС, начальника
мере службы линии, начальника
РЭС, диспетчера ПЭС (РЭС)
Профилактические проверки и измерения
Проверка противопожарного При осмотрах ВЛ
состояния трассы в зоне
возможных пожаров
Проверка
расстояний
от По
мере
проводов
до
поверхности необходимости
земли и различных объектов,
до пересекаемых сооружений
Проверка положения опор
То же
Проверка
и
подтяжка » »
бандажей,
болтовых
соединений и гаек анкерных
болтов опор
Выборочная
проверка Не реже 1 раза в 6 лет
состояния фундаментов опор и
U-образных болтов опор на
оттяжках со вскрытием грунта
Проверка
железобетонных
приставок
состояния То же
опор
и
Проверка
состояния » »
антикоррозийного
покрытия
металлических опор и траверс,
металлических подножников и
анкеров оттяжек с выборочным
вскрытием грунта
Одновременно с верховыми
осмотрами ВЛ
Проверка загнивания деталей 1 раз через 3-6 лет
деревянных опор
после ввода ВЛ в
эксплуатацию, далеене реже 1 раза в 3 года,
а
также
перед
подъемом на опору
или сменной детали
Сроки
проверки
могут
изменяться
главным
инженером
ПЭС,
начальником
РЭС
на
основании
опыта
эксплуатации
Проверка тяжения в оттяжках
опор
Проверка состояния проводов,
молниезащитных тросов и
контактных соединений
По
мере
необходимости
При осмотрах ВЛ, После установки новых
после монтажа новых контактных
соединений
соединений
должны быть проведены
измерения
их
геометрических размеров
Проверка
состояния
контактных
болтовых
соединений
проводов
электрическими измерениями
Контактные
болтовые
соединения, измерения по
которым
показали
их
неудовлетворительное
состояние, должны пройти
ревизию
Проверка изоляторов:
проверка
фарфоровых
стеклянных изоляторов
проверка
прочности
тарельчатых
изоляторов
и При осмотрах ВЛ
Проверка
визуально
производится
электрической В
первый
год Проверка
производится
подвесных эксплуатации,
в дополнительно к визуальной
фарфоровых дальнейшем — не реже проверке
1 раза в 6 лет
Проверка
заземляющих
устройств опор:
на опорах всех типов
При осмотрах ВЛ, после
капитального
ремонта
или
реконструкции
заземляющего
устройства
измерения
сопротивления
заземляющих устройств опор
ВЛ 110 кВ и выше с
молниезащитными тросами
После
обнаружения следов перекрытий или
разрушений
изоляторов
электрической дугой
выборочное
измерение Не реже 1 раза в 10 лет
сопротивления заземляющих
1 раз в 6 лет
устройств железо бетонных и
металлических опор в на
селенной
местности,
на
участках ВЛ с наиболее
агрессивными, оползневыми,
Измерения производятся на
2% опор с заземлителями, со
вскрытием
грунта
для
осмотра
элементов
заземлителя, находящихся в
земле,
в
периоды
наибольшего просыхания
выдуваемыми или плохо про
водящими грунтами
Проверка
разрядников
промежутков
и
трубчатых При осмотрах ВЛ
защитных
Трубчатые разрядники 1 раз
в 3 года должны быть сняты
с опор для проверки
Отдельные работы
Вырубка отдельных деревьев По
(угрожающих падением на ВЛ необходимости
или разрастанием в сторону ВЛ
на недопустимые рас стояния),
обрезка сучьев
Восстановление
знаков
и То же
плакатов на отдельных опорах
мере
Замена отдельных элементов » »
ВЛ (утративших в период
между
очередными
капитальными
ремонтами
нормативные характеристики),
выправка отдельных опор,
замена трубчатых разрядников,
подтяжка
болтовых
соединений
Технический
надзор
проведением
работ
сооружении ВЛ
за При
сооружении Технический надзор должен
при новых ВЛ
производиться
в
соответствии
с
положениями,
при
веденными
в
типовой
инструкции по эксплуатации
ВЛ
Наблюдение за образованием При
атмосферных
гололеда
условиях,
способствующих
образованию гололеда
Охрана ВЛ
По
мере
необходимости
Таблица 4.14. Перечень рекомендуемых форм документации по ВЛ
Наименование
Номер Требовани Где и кем заполняется Куда
Срок
документа
формы я
к
представ хранения
ведению
ляется
форм
Паспорт
В службе линий
воздушной линии Обязате- предприятия (района, Постоянно
электропередачи
льно
участка)
монтером
или ИТР
Листок
ВЛ
осмотра Табл.
4.15
Ведомость
(журнал)
измерений
загнивания
деталей
деревянных
опор на ВЛ
Ведомость
измерения
болтовых
соединений
проводов на ВЛ
Ведомость
проверки
линейной
изоляции на
ВЛ
Ведомость
проверки и
измерений
сопротивления
заземления опор
ВЛ
Ведомость
измерений
габаритов и стрел
провеса провода
(троса)
на ВЛ
Ведомость
измерений
тяжения
в
оттяжках опор
на ВЛ
Журнал
неисправностей
ВЛ
Журнал
учета
работ на ВЛ
Ведомость
неисправностей,
подлежащих
устранению
при
капитальном
плановом ремонте
ВЛ
Месячный планотчет работ на ВЛ
То же
На трассе ВЛ лицом, В район 1 год
производящим осмотр (участок)
ВЛ
Табл.
4.16,
4.17
»»
На
трассе
ВЛ То же
производителем работ
Табл.
4.18
»»
То же
»»
До следующей
проверки
Табл.
4.19
»»
То же
»»
То же
На
трассе
ВЛ
производителем работ
(из числа линейного » »
персонала
или
персонала
службы
грозозащиты
и
изоляции)
Постоянно
Табл.
4.20
»»
Табл.
4.21
»»
На
трассе
ВЛ » »
производителем работ
Постоянно
Табл.
4.22
Рекомендуется
На трассе ВЛ производителем работ
»»
До
следующей
проверки
Табл.
4.23
Обязательно
В районе (участке)
мастером
В район Постоянно
(участок)
Табл.
4.24
То же
То же
-
3 года
Табл.
4.25
Рекомендуется
»»
В предприятие
6 лет
Табл.
4.26
То же
»»
То же
2 года
»»
Годовой
планграфик работ на
ВЛ
Годовой
планотчет работ на ВЛ
Многолетний
график
капитальных
(комплексных)
ремонтов ВЛ
Табл.
4.27
»»
»»
»»
3 года
Табл.
4.28
»»
»»
»»
То же
Табл.
4.29
»»
В службе линий ИТР
»»
6 лет
При капитальном ремонте ВЛ выполняются следующие виды работ:
работы на трассе ВЛ: расчистка трассы (очистка просек от кустарника, порубочных остатков,
хвороста, сучьев, зарослей, сваленных деревьев), поддержание ширины про секи в размере,
установленном проектом ВЛ, вырубка вне просеки деревьев, угрожающих падением на провода,
предохранение опор от низовых пожаров, работы на трассе ВЛ, связанные с устройством проездов
по трассе, планировка грунта у опор, подсыпка и под-трамбовка грунта у основания опор,
установка и ремонт отбойных тумб у опор, расположенных у обочины дорог, ремонт
ледозащитных сооружений в поймах рек;
ремонт железобетонных опор: заделка трещин, выбоин, установка ремонтных бандажей, защита
бетона подземной части от действия агрессивной среды, замена от дельных опор, ремонт и замена
оттяжек и узлов крепления, ремонт подземной части опор (фундаментов), усиление заделки опор в
грунте, выправка опор, устранение перекосов траверс, окраска металлических узлов и деталей
опор, усиление или замена металлических узлов и деталей, потерявших несущую способность;
ремонт металлических опор: окраска металлоконструкций опор и металлических подножников,
замена элементов опор, потерявших несущую способность, их усиление, выправка, замена
отдельных опор, ремонт фундаментов, ремонт и замена оттяжек и узлов их крепления;
ремонт деревянных опор: замена опор, замена деталей опор, установка приставок, защита деталей
опор от загнивания, выправка опор, замена и окраска бандажных и болтовых соединений деталей
опор;
ремонт проводов, молниезащитных тросов: установка и замена соединителей, ремонтных
зажимов и бандажей, сварных соединений, закрепление оборванных проволок, подмотка лент в
зажимах, вырезка или заме на неисправных участков провода (троса), перетяжка (регулировка)
проводов (тросов), замена провода (троса);
ремонт линейной изоляции: замена неисправных изоляторов, установка и замена изоляторов,
увеличение количества изоляторов в изолирующих подвесках, замена одних типов изоляторов на
другие (на грязестойкие, а фарфоровых — на стеклянные и т. д.), чистка и обмыв изоляторов;
ремонт линейной арматуры: установка и замена арматуры, замена неисправной арматуры,
установка гасителей вибрации, за мена поддерживающих и натяжных зажимов, распорок;
ремонт трубчатых разрядников: установка и замена разрядников;
ремонт заземляющих устройств: ремонт контуров заземления, включая замену отдельных
контуров, уменьшение сопротивления заземления, ремонт или замена заземляющих спусков и
мест присоединения их к заземляющему контуру;
специальные работы: переустройство переходов, пересечений и подходов к подстанциям, ремонт
светоограждений опор.
Законченные работы капитального ремонта должны ежемесячно приниматься
службой линий или техническим руководством предприятия электрических сетей, о чем делается
отметка в плане-графике, находящемся у мастера по линии и в службе линий или в плановом
отделе предприятия.
При выполнении работ, не предусмотренных планом-графиком, делается соответствующая
отметка или дополнение в плане-графике.
Помимо отметок в планах-графиках все работы, произведенные на ВЛ, следует оформлять
записью в журнале учета работ на ВЛ.
Ежегодно в паспорте линии должны быть отражены все основные выполненные работы (замена
опор, проводов и тросов и т. п.) и изменения характеристики ВЛ (но вые пересечения,
переустройства и т. п.).
Капитальный ремонт ВЛ. Объем работ при капитальном ремонте определяется техническим
состоянием ВЛ, оцениваемым на основании проверок ее элементов при техническом
обслуживании.
РЭУ, ПЭО_______________________________________________
(наименование)
Предприятие _____________________________________________
(наименование)
Район (участок)_____________________________________________
(наименование)
Таблица 4.15. Листок осмотра
ВЛ _________________кВ_____________________________________
(наименование)
Вид осмотра_________________________________________________
Номер
пролета
опоры, Замеченные
неисправности
Осмотр произведен от опоры №______ до
опоры №_________ « » _______________
19_____ г. ____________________________________________
(ф.и.о., подпись)
Листок осмотра принял_________________________________
(подпись)
« » ________________19___г.
РЭУ, ПЭО__________________________________________________
(наименование)
Предприятие ________________________________________________
(наименование)
Район (участок)_______________________________________________
(наименование)
Таблица 4.16. Ведомость (журнал) измерений загнивания деталей деревянных опор на
ВЛ__________кВ______________________________
(наименование)
Опора № ______________
Минимально допустимые диаметры, см, в опасных
сечениях:
траверсы____________
Тип опоры____________________
стойки ___________
Тип поддерживающего зажима ________
приставки_____________
Марка провода и молниезащитного троса____
Наименование
детали
Фактичес- 19... г Диаметр 19... г.
Номер Год Номер кий
Замеры неповре Замеры
детали уста- сече- наружный 1 2 3 жденной 1 2 3
новки ния
диаметр,
части,
см
см
Траверса
Стойка
Приставка
внутренняя
Приставка
наружная
Продолжение табл. 4.16
Наименование
детали
Диаме
тр
непов
режде
нной
части,
см
19... г.
Замер
ы
1 2 3
Диаме
тр
непов
режде
нной
части,
см
19... г.
19... г.
Замер
Замеры
Диаметр
ы
неповре
1 2 3 жденой 1 2 3
части, см
Диаметр
неповре
жденной
части,
см
Траверса
Стойка
Приставка
внутренняя
Приставка наружная
Данные по прочим деталям опоры
Производитель работ_____________________________________________________
(ф.и.о., подпись)
Год
Таблица 4.17. Оборотная сторона ведомости (журнала) измерений загнивания деталей
деревянных опор
Заключение
по
результатам Фамилия,
имя,
измерений
отчество
19..
РЭУ, ПЭО__________________________________________________
(наименование)
Предприятие ________________________________________________
(наименование)
Район (участок)_______________________________________________
(наименование)
Таблица 4.18. Ведомость измерения болтовых соединений проводов на
ВЛ______кВ__________________________________________
(наименование)
Способ измерений___________________________________________________
Фаза,
номер
Тип
Номер
прово- Марка соедин
№ Дата опоры
да
и провода ения
п/п
соединения
Показания прибора Отношение
падений
Заключ
на
на
напряжения
ение
соединени проводе на
и
соединении
и проводе
Примечания: 1. При измерениях в ведомость следует вписывать только неисправные соединения.
2. Соединения нумеруются в следующей последовательности: от опоры с меньшим номером к опоре с большим
номером; при горизонтальном расположении проводов — слева направо по ходу ВЛ, а при вертикальном — сверху
вниз.
Производитель работ_______________________________________________
(ф.и.о., подпись)
Заключение составил_______________________________________________
(ф.и.о., подпись, дата)
РЭУ, ПЭО__________________________________________________
(наименование)
Предприятие ________________________________________________
(наименование)
Район (участок)_______________________________________________
(наименование)
Таблица 4.19. Ведомость проверки линейной изоляции на ВЛ____
кВ__________________
(наименование)
Способ проверки_____________________________________________________
Дата
Номер опоры с Номер Номер
Тип
Характер Заключе
проверки неисправным фазы, изолятора изолятора неисправ ние
изолятором
подвес
ности
ки
Изоляция проверена на участке от опоры №_________до опоры №___________
Не проверены____________________________
(№ опор, причина)
Всего проверено_______шт. изоляторов, в том числе типа_____________шт., типа___________шт.,
типа________шт. Всего дефектных________шт. изоляторов, в том числе типа________шт.,
типа________шт., типа________шт.
Примечания: 1. Счет подвесок — слева направо и сверху вниз, ориентируясь по направлению
возрастания нумерации опор.
2. Счет изоляторов в подвеске — от траверсы.
3. Условные обозначения неисправностей: перекрытый электрической дугой — П, битый — Б,
дефектный, нулевой — 0.
Производитель работ___________________________________________
(ф.и.о., подпись)
Заключение составил ___________________________________________
(ф.и.о., подпись, дата)
РЭУ, ПЭО__________________________________________________
(наименование)
Предприятие ________________________________________________
(наименование)
Район (участок)_______________________________________________
(наименование)
Таблица 4.20. Ведомость проверки и измерений сопротивления заземления опор
ВЛ________ кВ__________________________________________________
(наименование линии)
Дата
Сопротивление заземления,
Номер Ом
опоры
фактически по норме
Удельное
сопротивление Заключе
земли,
Ом∙м, ние
фактически
Сопротивление заземления проверено на участке от опоры №______ до опоры №.______
Не проверены________________________________________________________________
(№ опор, причина)
Всего проверено___________ шт. опор
Неисправно_______________ шт. опор
Производитель работ___________________________________________
(ф.и.о., подпись)
Заключение составил ___________________________________________
(ф.и.о., подпись, дата)
РЭУ, ПЭО__________________________________________________
(наименование)
Предприятие ________________________________________________
(наименование)
Район (участок)_______________________________________________
(наименование)
Таблица 4.21. Ведомость измерений габаритов и стрел провеса провода (троса) на
ВЛ______кВ________________________________________________
Заключение
Стрела провеса с учетом
поправки на расчетную
температуру, м
Наименьшее допустимое
расстояние, м
Габарит
учетом
с
поправки на расчетную
температуру, м
Температура воздуха, °С
Измеренный габарит, м
от
до
Расстояние
пересечения
ближайшей опоры, м
Наименование
пересекаемого объекта
Марка провода, троса
Дата
Пролет между опорами №
(наименование)
Производитель работ___________________________________________
(ф.и.о., подпись)
Заключение составил ___________________________________________
(ф.и.о., подпись, дата)
РЭУ, ПЭО__________________________________________________
(наименование)
Предприятие ________________________________________________
(наименование)
Район (участок)_______________________________________________
(наименование)
Таблица 4.22. Ведомость измерений тяжения в оттяжках опор на
ВЛ_____кВ____________________________________________________________
(наименование)
Тип опоры:
Схема расположения оттяжек
Начальное тяжение по проекту:
Дата
Измеренное
тяжение, кН Заключение
(тс)
Номер
Номер опоры
оттяжки
Производитель работ___________________________________________
(ф.и.о., подпись)
Заключение составил ___________________________________________
(ф.и.о., подпись, дата)
РЭУ, ПЭО__________________________________________________
(наименование)
Предприятие ________________________________________________
(наименование)
Район (участок)_______________________________________________
(наименование)
Таблица 4.23. Журнал неисправностей ВЛ
Место и сущность неиспДата
равности, обобнаруженаруженной
ния неисппри
осмотравности
рах, замерах
и ревизиях
Мероприятия по устранению
неисправности
Срок устранения,
подпись
Подпись
Дата выпопроизводилнения
теля работ
мероприяили мастетий
ра
РЭУ, ПЭО__________________________________________________
(наименование)
Предприятие ________________________________________________
(наименование)
Район (участок)_______________________________________________
(наименование)
Таблица 4.24. Журнал учета работ на ВЛ
Подпись мастера
Наименование и количество
машин
и
механизмов,
использованных при работе
Время начала и окончания
работы
Количество
Единица измерения
Наименование выполненной
работы
Производитель работ и состав
бригады (ф.и.о., разряд),
производившей работы
Место работы (наименование
ВЛ, номер опоры или пролета
между опорами)
Дата
№ п/п
РЭУ, ПЭО__________________________________________________
(наименование)
Предприятие ________________________________________________
(наименование)
Район (участок)_______________________________________________
(наименование)
Таблица 4.25. Ведомость неисправностей, подлежащих устранению при капитальном
плановом ремонте ВЛ_________кВ__________________________________
(наименование)
№ Наименование
п/п. работ
Единица
измерения
Количество
Номер
и
тип
опоры, пролета
Мастер_____________________________________________________________
(ф.и.о., подпись, дата)
РЭУ, ПЭО_____________________________
Утверждаю:
(наименование)
____________________________
Предприятие ___________________________
(наименование)
_____________________________
Район (участок)______________________
(наименование)
________________________
«___» _______________ 19___ г.
Таблица 4.26. Месячный план-отчет работ на ВЛ
___________________________________________________________________ 19___г.
№ Наиме Наиме
п/п. но
но
вание вание
(но- рабомер) ты
линии
Единица
измере ния
Норма
на
единицу,
чел-ч
План
Ко- Номер
ли опочес ры,
тво пролета
Затра
ты,
челч
Отчет
Ко- Номер
ли опочес ры,
тво пролета
При
За- метра ча
ты, ние
челч
Итого: затраты на техническое обслуживание
затраты на ремонтные работы
Всего
Начальник службы, района (участка)_____________________________
(ф.и.о., подпись, дата)
Мастер______________________________________________________
(ф.и.о., подпись, дата)
РЭУ, ПЭО_____________________________
(наименование)
Утверждаю:
____________________________
Предприятие ___________________________
(наименование)
_____________________________
Район (участок)______________________
________________________
(наименование)
«___» _______________ 19___ г.
Таблица 4.27. Годовой план-график работ на ВЛ____________кВ
___________________________________________________________ на 19___г.
(наименование)
План
Количество по месяцам
Всего
Затраты,
чел-ч
Июль
Август
Сентябрьь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
Норм
а на
едини
цу,
чел- ч
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Наименован Един
ие работы
ица
измерен
ия
Начальник службы, района (участка)_____________________________
(ф.и.о., подпись, дата)
Мастер______________________________________________________
(ф.и.о., подпись, дата)
Работы на трассе линии. Трассы ВЛ в лесистой местности должны периодически расчищаться от
древесно-кустарниковой растительности. Такие работы выполняются, как правило, с применением
механизмов. Для расчистки трасс от древесно-кустарниковой растительности лиственных пород
(береза, осина, ольха, ива, лещина) может быть применен химический способ. Расчистка
химическим способом производится согласно специальным инструкциям. Может быть применен
комбинированный способ расчистки трасс — химическая обработка с последующей уборкой
остатков зарослей механизмами.
На трассах ВЛ, проходящих через зеленые массивы (заповедники, сады, парки, зеленые зоны
вокруг населенных пунктов, ценные лесные массивы, защитные полосы вдоль железных и
автомобильных дорог, водных пространств), периодически должна, подрезаться крона деревьев,
расположенных на краю трассы. Расстояние от проводов при их наибольшем отклонении до кроны
деревьев по горизонтали должно быть не менее: 3 м — для ВЛ 35—110 кВ, 4 м — для ВЛ 150-220
кВ, 5 м - для ВЛ 330-750 кВ.
При вырубке деревьев на трассе ВЛ следует обращать внимание на то, чтобы высота пней была
минимальной, а сами пни были очищены от коры. Срубленные деревья, валежник и сучья должны
быть сложены вне охранной зоны или на краю трассы.
Вокруг каждой опоры на деревянных приставках в местах, где имеется опасность низовых
пожаров, должна быть вырыта канава глубиной 0,4 м, шириной 0,6 м, отстоящая от опоры на
расстоянии 1,5 — 2 м. В радиусе 2 м от опоры трава и кустарники могут быть удалены
химическим способом. Перечень участков ВЛ, где необходимо проведение противопожарных
мероприятий, должен утверждаться главным инженером ПЭС.
РЭУ, ПЭО_____________________________
Утверждаю:
(наименование)
____________________________
Предприятие ___________________________
(наименование)
_____________________________
Район (участок)______________________
________________________
(наименование)
«___» _______________ 19___ г.
Норма на единицу, челч
Количество, челч
Затраты
Выполнение
План
Выполнение
Выполнение
План
Выполнение
План
Годовой
Годовой
Количество по кварталам
план
отчет
При
мечаI
II
III квар IV квар
квартал квартал тал
тал
Коли- Затра- ние
чество чел-ч
План
Единица измерения
Наименование
№ п/п
Таблица 4.28. Годовой план-отчет работ на ВЛ______________________________
на__________________________________________________________________19___г.
Итого: затраты на техническое обслуживание
затраты на ремонтные работы
Всего
Начальник службы, района (участка)_____________________________
(ф.и.о., подпись, дата)
РЭУ, ПЭО_____________________________
(наименование)
Утверждаю:
____________________________
Предприятие ___________________________
(наименование)
Район (участок)______________________
(наименование)
_____________________________
________________________
«___» _______________ 19___ г.
Таблица 4.29. Многолетний график капитальных (комплексных) ремонтов ВЛ
Напря Про- Год
Год
Годы
Наижетя
ввода послед№ мено
него
ние, жен- в
19... 19... 19... 19... 19... 19...
п/п. вание
ность эксп- капитакВ
линии
ВЛ,
луа
ль ного
км
тацию ремонта
Начальник службы, района (участка)_____________________________
(ф.и.о., подпись, дата)
Ремонт железобетонных опор, приставок, свай и фундаментов. Объем ремонта железобетонных
опор, свай, приставок и фундаментов определяется при осмотрах ВЛ, а также выборочным
вскрытием подземной части опор на глубину 0,5 — 0,7 м. Классификация дефектов и виды
ремонта железо бетонных опор приведены в табл. 4.30.
Характеристики дефектов и способы ремонта приведены для опор, находящихся в неагрессивной
среде. Дефектные опоры, расположенные в агрессивной среде, подле жат ремонту независимо от
величины дефекта, при этом ремонт должен производиться химически стойкими
антикоррозионными покрытиями.
Заделка трещин, щелей, раковин, отверстий. Ширину трещин следует определять при помощи
микроскопа Бринелля или лупы Польди, снабженных шкалой с ценой деления 0,1 мм. Предельная
прочность бетона опоры определяется с помощью эталонного молотка Кашкарова.
При обнаружении агрессивного действия внешней среды на бетон опор, в результате которого
произошло шелушение поверхности, образование волосяных трещин, ржавых пятен и потеков,
растрескивание бетона вдоль арматуры, необходимо произвести определение степени
агрессивности среды, привлекая для этой цели специальные лаборатории. Атмосфера является
агрессивной по отношению к железобетону, если в ней содержатся кислые газы, вызывающие
коррозию арматуры или бетона, в количестве более 0,01 мг/л.
Для ремонта железобетонных опор рекомендуется применять полимерцементные растворы и
краски. Полимерцементные растворы приготовляются смешиванием цемента и песка с
последующим добавлением эмульсии полимера и воды; раствор во время приготовления
тщательно перемешивается. Составы полимерцементных растворов приведены в табл. 4.31.
Полимерцементный раствор следует применять в течение 2 ч после приготовления. При заделке
раковин и сколов полимерцементный раствор втирается с помощью шпателя или мастерка в
трещину, смоченную предварительно 10%-ным раствором эмульсии. Спустя 1 ч место заделки
смачивается водным раствором эмульсии, присыпается сухим цементом и заглаживается
гладилкой.
В агрессивной среде мелкие трещины на поверхности бетона должны окрашиваться химически
стойкими перхлорвиниловыми материалами (например, лаком марки ХСЛ). Окрашиваемая
поверхность промывается растворителем Р-4, грунтуется слоем лака ХСЛ и затем покрывается
слоем смеси лака марки ХСЛ с цементом, смешиваемым в соотношении 1 : 1 по массе. После
просушки обоих слоев наносится слой перхлорвиниловой эмали марки ХВ-1100 (бывш. ПХВ-32
или ПХВ-23).
Установка бандажей. Железобетонные бандажи, применяемые для ремонта опор с вертикальными
трещинами, должны иметь поперечную рабочую арматуру, а для ремонта опор с горизонтальными
трещина ми — продольную рабочую арматуру. Края бандажа должны на 20 см перекрывать зону
разрушения бетона. В месте наложения бандажа поверхность бетона опоры насекается зубилом.
Рабочую арматуру бандажа рекомендуется выполнять из стали периодического профиля
диаметром 16 мм, поперечную (нерабочую) — из катанки диаметром 5 — 7 мм; толщина
бетонного слоя должна быть 8—10 см. Пространство между поверхностью опоры и опалубкой
заполняется бетоном. В местах больших сколов бетона (с обнажением арматуры) крепится
арматурная сетка, которая затем заполняется бетоном.
Перед нанесением защитных покрытий или заделкой дефектов поверхность бетона следует
очистить от грязи и пыли, а отслоения бетона удалить. Очистку поверхности бетона и обнаженной
арматуры следует производить стальными щетками или скребка ми; масляные пятна удаляются
ветошью, смоченной в бензине, ацетоне или других растворителях.
Выправка опор. Выправка промежуточных одностоечных свободностоящих одноцепных и
двухцепных опор, имеющих наклон поперек ВЛ, производится созданием тяжения в сторону,
противоположную наклону опоры, с помощью тягового механизма, обеспечивающего плавное
увеличение усилия, прилагаемого к тяговому тросу. Механизм должен быть удален от опоры,
подлежащей выправке, на расстояние не менее 1,2 ее высоты. Тяговый трос крепится на опоре на
высоте около 4 м от уровня земли.
По окончании выправки вершина опоры должна перейти на 20 — 30 см за вертикальное
положение. До начала работ по выправке опоры со стороны, противоположной наклону опоры,
откапывается узкий котлован по диаметру стойки глубиной 1,2—1,5 м. При откапывании грунта
экскаватором котлован должен быть ориентирован вдоль линии, возможно ближе к стволу опоры,
чтобы избежать чрезмерного нарушения грунта в плоскости действия тягового усилия.
Конструкция
опоры
Трещины в бетоне
Центрифугированн
ая
или
вибрированная
опора
с
ненапряженной или
напряженной
стержневой
арматурой
Таблица 4.30. Дефекты железобетонных опор, их заделок и виды ремонта
Характеристика дефекта
Вид ремонта
Поперечные трещины шири Ремонт не требуется
ной менее 0,3 мм
То же шириной от 0,3
до 0,6 мм
Окраска
поверхности
бетона
в
зоне
образования трещин или
заделка
полимерцементным
раствором
То же шириной более 0,6 Установка бандажа
мм
То же по всей поверхности Замена опоры
бетона
Центрифугированн Поперечные трещины шири Ремонт не требуется
ая
или ной до 0,05 мм
вибрированная
опора
с То же шириной от 0,05 до Окраска
поверхности
напряженной
0,3 мм
бетона в зоне трещин
арматурой
из
высокопрочной
То же шириной более 0,3 Установка бандажа
проволоки (в виде мм
отдельных
проволок
или То же по всей поверхности Замена опоры
прядей)
бетона
Центрифугированн
ая
или
вибрированная
опора
любой
конструкции
Продольные
трещины Ремонт не требуется
шири ной раскрытия до
0,05 мм независимо от
количества
То же шириной раскрытия Окраска
поверхности
от 0,05 до 0,3 мм бетона
в
зоне
независимо от количества образования трещин
трещин
То же шириной от 0,3 до Заделка
трещин
0,6 мм, но не более двух полимерцементным
трещин в одном сечении
раствором
То же шириной более 0,3
мм при количестве трещин Установка бандажа
более двух в одном сечении
То же при длине трещин
более 3 м
Замена опоры
Раковины, щели, пятна на бетоне
Центрифугированн Темные
полосы,
ая
или расположенные по виткам
вибрированная
поперечной арматуры
опора
любой
конструкции
Оголена
поперечная
арматура на длине не более
1,5 — 2 м вдоль опоры
Окраска
бетона в
выступают
полосы
поверхности
зоне, где
темные
Очистка арматуры от
ржавчины.
Окраска
поверхности бетона, где
выступает
поперечная
арматура
Пористый бетон или узкая Заделка
щель вдоль стойки
полимерцементным
раствором
Пятна и потеки цвета Окраска
поверхности
ржавчины,
бетона в зоне потеков и
свидетельствующие
о пятен
наличии
в
бетоне
инородных
включений
(глины, руды)
Шершавая
поверхность Заделка
бетона
вследствие полимерцементным
отслоения поверхностного раствором
слоя толщиной 3 — 5 мм
Раковины размером 10x10 То же
мм и глубиной 10 мм
Раковины или отверстия
Установка бандажа
площадью до 25 см2 (не
более одной раковины или
одного отверстия на опору
при толщине бетонной
стенки в зоне отверстия не
менее проектной)
Раковины или отверстия Замена опоры
площадью до 25 см2 более
одного
Отверстие площадью до 25
см2 при толщине бетонной
стенки в зоне отверстия
менее проектной
Замена опоры, если при
простукивании
происходит скалывание
бетона и увеличение
площади отверстия
Раковина или отверстие
площадью более 25 см2
Замена опоры
Отклонение опор
Центрифугированн
ая
или
вибрированная
опора
любой
конструкции
Отклонение
стойки Выправка опоры
одностоечной
свободностоящей опоры от
вертикальной
оси
на
величину, превышающую
нормативное значение
Отклонение одностоечной Выправка
опоры
опоры с оттяжками от регулированием тяжения
вертикальной оси вдоль и в оттяжках
попе рек линии
Ослабление
тяжения Регулировка оттяжки до
тросовых оттяжек
нормального
тяжения.
Ремонт крепления и
регулирующих устройств
Искажение геометрической Выправка
опоры
формы портальной опоры регулированием тяжения
на оттяжках
в оттяжках
Искривление
стоек Выправка
опоры
одностоечных
установкой оттяжки в
свободностоящих опор
сторону,
противоположную
прогибу
Искривление
стоек Ремонт не требуется
железобетонной опоры 330
кВ типа ПО-330, ПГ-330,
ПУ-330 при стреле прогиба
менее 10 см
То же при стреле прогиба Выправка
опоры
более 10 см
регулированием тяжения
в оттяжках
Заделка опор
Центрифугированная
или
вибрированная
опора
любой
конструкции
Грунт в заделке опор не
уплотнен,
котлован
неполностью
засыпан
грунтом.
Признаки
коррозии
арматуры
в
фундаментной части опоры
Очистка фундаментной
части опоры от грязи и
восстановление
гидроизоляции. Досыпка
и послойное уплотнение
грунта
в
пазухе
котлована
Опора заделана в грунт на
глубину менее проектной.
Ригели
находятся
на
поверхности
Обваловка
опоры
с
досыпкой грунта выше
проектной
отметки
заделки на 30—40 см.
Уплотнение досыпанного
грунта
Сколы бетона оголовника Расчистка места скола,
фундамента
вы правка арматуры,
установка опалубки по
форме
оголовника,
бетонирование
Эмульсия
12 5
поливинилхлоридацетатная
Портландцемент 59,5 28
марки 400-500
Песок
56
мелкозернистый
(до 0,3 мм)
4,3
для заделки отколов,
пустот и других дефектов
для шпаклевки при заделке крупных
трещин
для окраски
Наименование
компонента
раковин,
Таблица 4.31. Состав полимерцементных растворов
Состав полимерцементного
раствора по массе, %, при
соотношении цемента
к песку
1:0 1:2 1:3 1:4 1:3 1:4
3,5
4,5 3,5
21,5 17
22 18
64,5 69
-
-
Песок
обыкновенный
(до 3 мм)
Вода
-
-
28,5 10
-
-
66 72
9,7
10,5 7,5 6,5
Выправке подлежат опоры при угле наклона стойки более 1° (т. е. при отклонении вершины опоры
от вертикального положения более чем на 25 — 40 см при длине стоек от 16 до 26 м). При наклоне
стойки опоры на угол более 3° от вертикали выправка должна производиться немедленно. В
скальных и мерзлых грунтах выправка опор запрещается.
Выправка опоры с оттяжками производится следующим образом: опор с тросовыми оттяжками —
изменением длины и тяжения в тросах оттяжек путем подтягивания гаек анкерных U-образных
болтов; опор с оттяжками из круглой стали (стержневой арматуры) — регулированием длины
оттяжек с помощью талрепов.
Ремонт оттяжек. Все виды оттяжек опор (в том числе оттяжки внутренних связей опор,
шпренгельные оттяжки траверс и др.) независимо от их конструктивного выполнения (из тросов,
из круглой стали) должны быть натянуты без видимой слабины.
Тросовые оттяжки в зависимости от степени уменьшения сечения троса подвергаются следующим
видам ремонта: при обрыве до 10% проволок — установке бандажа; от
10 до 20% проволок — установке ремонтных зажимов; более 20% проволок — замене оттяжки.
Тросы оттяжек и элементы крепления их к опоре и анкерным болтам должны периодически
смазываться смазкой ЗЭС (ТУ 38 101 474-74), оттяжки из круглой стали — окрашиваться. Для
смазки оттяжек используются специальные аппараты. Заводскую смазку перед использованием
необходимо разжижить сольвентом (ГОСТ 1928 — 79) или уайт-спиритом Р-4 (ГОСТ 7827 — 74*)
в массовом соотношении 1 часть смазки на 0,3 части растворителя с использованием
гомогенизирующей установки. Аппарат протягивается по оттяжке посредством капроновых
канатов двумя электромонтерами, один из которых находится на опоре.
Ремонт металлических опор. Замена, усиление, выправка элементов опор. Элементы опор,
потерявшие из-за коррозии более 20% поперечного сечения, должны быть заменены или усилены.
Элементы опор, получившие в процессе эксплуатации прогибы выше допустимых значений,
должны быть заменены либо выправлены с помощью домкратов или стяжных болтов. Заменяемые
поврежденные участки пояса или решетки опоры вырезаются, на их место накладываются
равнопрочные отрезки металла необходимого профиля и длины, которые соединяются с поясами
или решеткой сваркой или на болтах. При сварке соединений запрещается накладывать
поперечные сварные швы. Длина швов, размеры и количество болтов должны быть определены
расчетом. Обнаруженные в сварных швах трещины должны быть заварены.
Ослабленные заклепочные соединения должны быть усилены расклепкой или заменой заклепок, а
ослабленные болтовые соединения — подтягиванием гаек.
Заваренные места, накладки и другие вновь установленные детали должны быть очищены от
коррозии и окрашены.
Окраска металлоконструкций. Металлические опоры и подножники перед окраской должны быть
тщательно очищены от пластовой и рыхлой ржавчины, остатков старой краски и грязи
металлическими щетками и специальными металлическими скребками и протерты от пыли
ветошью, смоченной сольвентом. Особое внимание при очистке следует обратить на узлы
соединения отдельных деталей опор и подножников, а также на места крепления опор к под
ножникам и фундаментам.
Подготовка поверхности под окраску может производиться путем обработки ржавчины
химическими реактивами — преобразователями ржавчины. Преобразователь наносят на
очищенную от пластовой ржавчины поверхность тонким слоем кистью (лучшие результаты
получают при использовании кистей № 28 и 30) при температуре не ниже 5°С в сухую погоду.
Преобразователь готовят за сутки до использования путем смешивания ортофосфорной кислоты
40%-ной концентрации с цинковой стружкой в соотношении по массе 9:1. Время сушки—от 4 до 6
сут, окраску производят не позднее 10 сут после нанесения преобразователя. Может быть
применен готовый преобразователь ржавчины.
Таблица 4.32. Лакокрасочные материалы для защиты металлических опор от
коррозии
Рабочая
вязкость по
Время
Условия
вискозиметру Растворите- сушки
Число
Материал
эксплуатаци
ВЗ-4, с
слоев
ль
покры
и
тия, ч
под
для
кисть рас
пыли
теля
Эпоксидная
грунт1
30-35
20
Р-40, этил48
Зона химза
шпат левка ЭП-00-10
целлозольв
водов и
или № 646
пром(только для
предприятий
1
45-50
первого
слоя)
Эпоксидная
грунт1
30-35
Р-40, № 646,
48
Зона промшпат левка ЭП-00-10
этилцеллопредприятий
Эпоксикаменноугользольв
ный лак ЭКП-1 с
1
50-60
20
Р-40
72
наполнителем
Эпоксидная
грунт1
30-35
Р-40, № 646,
48
Нормальные
шпатлевка ЭП-00-10
этилцеллоатмосферзольв
ные условия
Лак БТ-577
1
35-40
Сольвент
24
Эпоксикаменноуголь1
50-60
Р-40
48
То же
ный лак ЭКП-1 с
наполнителем
Лак БТ-577
1
35-40
Сольвент
24
Лак БТ-577
Краска БТ-177
1
1
35-40
35-40
20
-
Сольвент
Сольвент
24
24
То же
Для окраски следует применять атмосферостойкие красители на натуральных маслах, на
эпоксидной основе, перхлорвиниловые лаки, эмали. Допускается применение лаков на битумной
основе (БТ-577), которые наносятся на опору не менее чем в два слоя. В качестве второго слоя
используется алюминиевая краска БТ-177, представляющая собой смесь лака БТ-577 с
алюминиевой пудрой при соотношении по массе:
лак —85%, пудра—15%. Растворитель добавляется до получения нужной вязкости.
Для защиты опор от коррозии по преобразователю ржавчины могут быть использованы
лакокрасочные материалы, приведенные в табл. 4.32.
Смешивание битумного лака с алюминиевой пудрой должно производиться непосредственно
перед окраской в количестве, необходимом для использования за одну смену. Очистка и окраска
опор производятся, как правило, сверху вниз. При окраске верхних частей опор на ВЛ,
находящихся под напряжением, следует соблюдать особую осторожность при работе на угловых
опорах, на средней и нижней траверсах двухцепных опор, на опорах типа «рюмка». Ведра с
краской на траверсах подвешиваются не ближе 1 м от места крепления изолирующих
поддерживающих подвесок. При окраске концов траверс промежуточных опор для
предотвращения попадания краски на изоляторы на шапку верхнего изолятора подвески
надевается специальный поддон (экран).
Металлические подножники перед окраской должны быть очищены от земли и коррозии
металлическими скребками и щетками, а затем просушены. Подножники покрываются битумным
лаком, применяемым для окраски опор (без пудры), не менее 2 раз. Подножники окрашиваются,
как правило, на глубину 0,7 — 1 м (в зависимости от уровня грунтовых вод). При необходимости
окраски подножников на полную глубину необходимо соблюдение следующих требований: при
установке опоры на четырех подножниках одновременно может быть отрыто не более двух
подножников, расположенных по диагонали; при установке опоры на од ном подножнике
последний может быть отрыт после укрепления опоры расчалками. Окраска подножника
производится снизу вверх; покрытию подлежат также пяты опоры и анкерные болты,
расположенные на уровне земли.
После высыхания покрытия в течение 14 — 24 ч (в зависимости от свойств покрытия,
температуры и влажности воздуха) котлован засыпают; засыпка котлована должна
сопровождаться тщательной трамбовкой грунта. При этом надо следить, что бы с землей в
котлован не попадали камни, которые могут повредить антикоррозионное покрытие.
Окраска опор и подножников должна производиться краскораспылителем или вручную кистями,
ровным слоем, без пузырьков и подтеков. Работы по окраске опор и подножников должны, как
правило, выполняться одновременно. Не допускается окраска влажных частей опоры и окраска
опоры при температуре воздуха ниже 5°С.
Выправка металлических опор. Опоры, имеющие недопустимые наклоны, выправляются
прокладками под «башмаки» опоры. Прокладки применяются так же для устранения неплотного
прилегания пят опор к фундаментам. Суммарная высота прокладок не должна превышать 40 мм.
Если при выправке опор необходимо одновременно освободить анкерные болты более чем на
одной «ноге», опору следует предварительно укрепить расчалками.
Выправка металлических опор с оттяжками производится аналогично выправке железобетонных
опор с оттяжками.
Ремонт деревянных опор. Замена опор, деталей опор, установка приставок. Неисправные
(отбракованные) детали деревянных опор должны быть заменены новыми или усилены путем
установки накладок. При замене приставок (опор) рекомендуется применение железобетонных
приставок, свай (железобетонных опор). До вывоза на трассу ВЛ должно быть проверено качество
деревянных и железобетонных деталей, предназначенных для замены неисправных, и их
соответствие проектным параметрам и нормам. Перед заменой каждой детали опоры она должна
быть повторно проверена на загнивание.
Защита деталей опор от загнивания. Рекомендуется в условиях эксплуатации проводить
дополнительную пропитку (допропитку) древесины диффузионным методом водорастворимым
антисептиком Донолит УА, Доводит УАЛЛ и др., обеспечивающими быстрое проникновение
солей антисептика в древесину. Допропитку следует производить до появления массового
загнивания деталей опор. Если при проверке обнаружено загнивание древесины, то независимо от
количества опор, имеющих загнивание, допропитку следует провести на всех опорах ВЛ.
Допропитывать не следует опоры, имеющие внешнее загнивание более 0,1 диаметра, опоры с
сильным внутренним загниванием или глубиной червоточин более 2 см.
Работы по допропитке опор следует проводить в теплое время года, по возможности сразу после
весенних паводков, а на участках с болотистыми грунтами — летом, когда уровень почвенногрунтовых вод наиболее низкий.
Допропитке должны подвергаться следующие детали опор: подземная часть опор на глубину 0,5
— 0,6 м; надземная часть опор на высоте 0,1 —0,2 м от уровня грунта; вершина стоек и приставок
опор; трещины на всех де талях опор; места сочленения отдельных деталей опор.
Допропитку подземной и надземной частей опоры и мест сочленения деталей следует выполнять
путем установки антисептических бандажей, допропитку вершин стоек и приставок — нанесением
антисептической пасты.
Антисептические бандажи изготовляются двухслойными: внешний слой — из перга мина,
полиэтиленовой пленки или рубероида, внутренний — из мешковины или одно родной ткани с
нанесенной на нее антисептической пастой.
Перед установкой бандажей детали должны быть очищены от земли и гнили. Бандаж должен
плотно прилегать к опоре; внешний слой бандажа должен быть обтянут проволокой или битумной
лентой.
Покрытые антисептической пастой вершины стоек и приставок следует защищать от чрезмерного
увлажнения и выщелачивания антисептика пластмассовыми, шиферными
Характер повреждения
Таблица 4.33. Ремонт провода и молниезащитного троса
Вид ремонта
Уменьшение площади поперечного Закрепление
оборванных
или
сечения монопроводов и тросов или поврежденных проволок бандажами
проводящей
части
комбинированных проводов до
17%, но не более четырех проволок
То же до 34%
Установка
ремонтных
зажимов,
монтируемых методом опрессования
Повреждение
с
уменьшением Вырезка и замена поврежденного
площади
поперечного
сечения участка проводом (тросом) той же
более 34%, а также обрыв хотя бы марки
одной
проволоки
сердечника
комбинированного провода (троса)
или жестяными колпачками с отверстиями для прохождения дождевой воды, что способствует
растворению антисептика и проникновению его в древесину. Колпачки должны быть жестко
закреплены на древесине.
Выправка деревянных опор. Выправка накренившейся вдоль или поперек линии опоры
производится следующим образом. Опору проверяют на загнивание и при необходимости
усиливают ослабленные элементы. При выправке без снятия напряжения тяговые тросы и оттяжки
укрепляют на 2 — 2,5 м ниже уровня проводов. Откопав основание опоры на 1 — 1,5 м (в
зависимости от глубины закопки пасынков и характера грунта), создают нагрузку на тяговые
тросы лебедкой или другим тяговым механизмом. Выправку производят до тех пор, пока вершина
опоры не пройдет за вертикаль на 8 — 10 см. После этого засыпают котлованы и трамбуют их, а в
слабых грунтах устанавливают ригели.
Устранение перекоса, вызванного опусканием стойки в бандажах, может производиться подъемом
этой стойки домкратным устройством, которое крепится на пасынке (приставке). После подъема
устанавливаются бандажи. При неправильном заглублении свай или пасынка перекос устраняют
одним или двумя домкратами, установленными на специальных подкладках (шпалах); после
подъема пасынка на необходимую высоту на нем крепится ригель, препятствующий обратному
погружению. Подобные работы могут производиться с использованием вместо домкратных
устройств передвижных механизмов (автокрана, телескопической вышки) при условии контроля
механических нагрузок динамометром.
Установка (замена) и окраска бандажных и болтовых соединений деталей опор. В целях
предупреждения возгорания опор, особенно в районах с загрязненной атмосферой, необходимо
производить подтяжку болтов, при необходимости установку (замену) шайб и подгонку врубок в
соединяемых деталях. При недостаточности этих мер (в сочетании с заменой дефектных и чисткой
загрязненных изоляторов) соединения деталей опор и места крепления изолирующих подвесок
необходимо шунтировать бандажами из проволоки диаметром не менее 2 мм, укрепляемой
зигзагом по окружности бревен 12 гвоздями длиной 50 — 70 мм. Во избежание коррозии
шунтирующие бандажи следует покрывать битумом.
Ремонт проводов и молниезащитных тросов. Виды ремонта провода и молниезащитного троса в
зависимости от характера их повреждения приведены в табл. 4.33.
При одновременном обрыве и местном повреждении проволок принимается, что местное
повреждение трех проволок соответствует обрыву двух проволок. Местным повреждением
проволок, подлежащих ремонту, считается вмятина на глубину, превышающую половину
диаметра проволоки.
Ремонт провода (троса) в поддерживающем зажиме. При обрыве двух-трех проволок провода или
молниезащитного троса в поддерживающем зажиме концы этих проволок следует вырезать на
длине 1 м (по 0,5 м в обе стороны от оси зажима). В освободившиеся от проволок места
необходимо вложить отрезки проволок длиной 1 м и затем закрепить их по концам двумя
проволочными бандажами. При массовых повреждениях провода или молниезащитного троса в
местах крепления их в поддерживающих зажимах от вибрации или коррозии рекомендуется
производить перемонтаж (сдвиг) провода или троса во всем анкерном пролете, так чтобы
поврежденные места вышли из поддерживающих зажимов.
При массовых повреждениях проводов в местах установки дистанционных распорок необходимо
произвести ремонт поврежденных участков, изменить места установки распорок и надежно
затянуть болтовые соединения распорок.
Перетяжка и перемонтаж проводов (тросов). Если стрелы провеса проводов или молниезащитных
тросов отличаются от допустимых, должна быть произведена перетяжка проводов (тросов). На ВЛ
со штыревыми изоляторами перетяжка проводов должна быть произведена и в тех случаях, когда
под действием различных нагрузок на провода (гололед и др.) происходит проскальзывание его в
вязках.
В случае необходимости перемонтажа проводов или молниезащитных тросов в анкерном пролете
(для увеличения или уменьшения стрел провеса) следует произвести соответственно вставку или
вырезку отрезка провода (троса), длина которого определяется по формуле:
a
8n 2
( f тр  f 2 ), (4.4)
3lпр
где а — длина вставки или вырезки, м; п — количество промежуточных пролетов в данном
анкерном пролете; lпр — длина приведенного пролета, м; l — фактическая стрела провеса, м; lтр —
требуемая стрела провеса, м.
При этом длины вставок должны быть не меньше: для проводов сечением до 50 мм2 — 5 м, от 70
до 95 мм2 — 10 м, от 120 до 185 мм2 -15. м, от 240 мм2 - 30 м.
Если длина вставки или вырезки оказывается незначительной, то регулирование стрел провеса
следует произвести, не нарушая целости провода,— изменением длины натяжных подвесок.
Перемонтаж проводов сечением 120 мм2 и более необходимо производить с перекладкой проводов
на промежуточных опорах в монтажные ролики.
Термитная сварка1 алюминиевых и сталеалюминиевых неизолированных проводов
1 Типовая инструкция по сварке неизолированных проводов с помощью термитных патронов ТИ 34 -70-005-82. (М.:
СПО «Союзтехэнерго», 1982).
Таблица 4.34. Область применения термитной сварки неизолированных проводов ВЛ
Место
Способ
монтажа Рекомендации
по
расположения Тип
и
сечение
контактного
применению
сварного
проводов
cоединения
термосварки
соединения
В петлях ВЛ Сталеалюминиевые
Механическая
Следует применять
2
сечением до 240 мм
прочность
обеспечивается
термосваркой
Сталеалюминиевые
То же
Следует применять
2
сечением 300 мм и
(контроль качества
более
усиленный)
Алюминиевые
То же
сечением
16-800 мм2
Медные сечением 25 То же
— 150 мм2
Следует применять
То же
В
пролетах Сталеалюминиевые
ВЛ
сечением до 185 мм2
Механическая
прочность
соединения
обеспечивается
скручиванием
проводов в
овальных
соединителях
Сталеалюминиевые
Механическая
сечением 240 мм2 и прочность
более
соединения
обеспечивается
опрессовкой
соединителях САС
Алюминиевые
Механическая
сечением
прочность
2
16-240 мм
обеспечивается
скручиванием
овальных
соединителях
Медные сечением 25 Механическая
— 150 мм2
прочность
обеспечивается
опрессованием
овальных
соединителях
Возможно
применение
повышения
надежности
контакта
для
То же
в
То же
в
Следует применять
в
Таблица 4.35. Наиболее распространенные способы замены гирлянд и отдельных
изоляторов
Способ ремонта
ВЛ 35 кВ
ВЛ 110 кВ и
выше
С использованием автомашины с лебедкой или
другого тягового механизма без опускания
провода на землю (на ВЛ 35 кВ — без трапа,
на ВЛ 110 кВ и выше — с применением
специального трапа или лестницы)
На
анкерноугловых
и
промежуточных
опорах
На
анкерноугловых
и
промежуточных
опорах
То же с опусканием провода на землю
На
промежуточных
опорах
На
промежуточных
опорах
С
использованием
только
стяжного Преимущественно На
анкерно1
устройства с наймами или без найм (на ВЛ 35 на
анкерно- угловых
и
кВ-без трапа, на ВЛ ПО кВ и выше — с угловых опорах промежуточных
применением
специального
трапа
или
опорах
лестницы)
С использованием только телескопической На
вышки
промежуточных
опорах
На
промежуточных
опорах ВЛ 110
кВ
С использованием стяжного устройства и На
анкернотелескопической вышки
угловых
и
промежуточных
опорах
С использованием стяжного устройства, Не применяется
автомашины с лебедкой или линейной
автомашины, трапа и монтажной стрелы
На
анкерноугловых
и
промежуточных
опорах
То же
С использованием стяжного устройства, То же
автомашины с лебедкой, телескопической
вышки
Преимуществен
но
на
промежуточных
опорах ВЛ 110330 кВ
С использованием автомашины с лебедкой, » »
второй автомашины, трапа или лестницы и
монтажной стрелы
На
анкерноугловых
и
промежуточных
опорах
1 В качестве стяжного устройства, как правило, используются стяжной болт (винт) или два стяжных болта; может
использоваться полиспаст или ручная лебедка.
(ГОСТ 839 — 80Е) производится термитными патронами типа ПАС (ГОСТ 18492-79 Е) или ПА
(ТУ 24-547-80), медных проводов — патронами типа ПМ (ТУ 84-496-74) (табл. 4.34).
Монтаж скручиванием осуществляется на алюминиевых и сталеалюминиевых проводах сечением
от 10 до 185 мм2 и стальных проводах сечением до 50 мм2. Концы проводов должны выступать из
соединителя по 10 — 20 мм. Скручивание производится в направлении свивки провода. Число
оборотов скрутки для проводов: алюминиевых и сталеалюминиевых — 4 — 4,5; стальных — 2 —
2,5.
Смазка стальных проводов и молниезащитных тросов рекомендуется для защиты от коррозии с
целью продления срока их службы. Заводскую смазку ЗЭС (ТУ 38 101 474-74) перед
использованием необходимо разжижить растворителем — сольвентом (ГОСТ 1928 — 79) или
уайт-спиритом Р-4 (ГОСТ 7827-74*) в массовом соотношении 1 часть смазки на 0,4 части
растворителя с использованием гомогенизирующей установки.
Расход смазки, наносимой при помощи
аппаратов АСТ-3, АСТ-4, АСТ-5, ШМ и др., на 1 км троса (провода) сечением: 50 мм2 — 14-18 кг,
70 мм2-20-25 кг, 95 мм2-27 — 34 кг. Смазка троса (провода) производится при температуре
воздуха не ниже -10 "С.
Для проведения работ по смазке молниезащитного троса без снятия напряжения в комплекте с
аппаратами должны использоваться специальные изолирующие тяги.
Чистка и ремонт изоляции. При капитальном ремонте выполняются следующие виды работ:
 замена выявленных при измерениях и обходах дефектных изоляторов;
 увеличение количества изоляторов в изолирующих подвесках;
 замена изоляторов одного типа изоляторами другого типа;
 изменение способа крепления изолирующих подвесок (гирлянд) на опоре (например,
замена поддерживающих гирлянд на гирлянды с полуанкерным креплением — Л- или Vобразные);
 чистка и обмыв изоляции;
 ремонт арматуры изолирующих подвесок.
Таблица 4.36. Перечень технологических, организационно-технологических карт и
типовых карт организации труда на техническое обслуживание и ремонт воздушных линий
Наименование карты
Осмотры, профилактические измерения
Измерение изоляторов подвесных и натяжных
гирлянд на деревянных опорах ВЛ 35 — 220
кВ измерительной штангой
Проверка изоляторов ВЛ 35, 110 кВ
измерительной штангой с применением
телескопической вышки под напряжением
Проверка изоляторов ВЛ 35, 110 кВ
измерительной штангой с железобетонных
опор под напряжением
Измерение
изоляции
изоляторов
измерительной штангой типа ШИУ-220 на ВЛ
110 кВ
Измерение
изоляции
изоляторов
измерительной штангой типа ШИУ-220 на ВЛ
35 кВ с использованием телескопической
вышки
Проверка
соединительных
прессуемых
зажимов с помощью прибора ПКС или ИПС
Контроль
болтовых
соединителей
на
проводах ВЛ 35, 110 кВ с телескопической
вышки под напряжением
Ревизия проводов ВЛ 35, 110 кВ на
промежуточных одноцепных железобетонных
опорах со снятием напряжения
Замер загнивания деталей деревянных опор
ВЛ 35 — 220 кВ
Измерение сопротивления заземления опор
ВЛ 35, 110 кВ с отсоединением тросов на
опоре под напряжением
Измерение сопротивления заземления опор
ВЛ 35, 110 кВ с отсоединением контура
заземления под напряжением
Замер расстояний от проводов ВЛ 35 — 110
кВ до земли с помощью капронового каната
Ремонт опор, оттяжек опор Деревянные опоры
Замена стоек промежуточных П-образных
опор ВЛ 35 — ПО кВ при помощи
телескопической вышки
Замена стоек промежуточных П-образных
опор ВЛ 35 — 110 кВ с применением
вспомогательной стойки
Замена стоек анкерно-угловых АУ-образных
и концевых опор ВЛ 35 — 110 кВ с
применением вспомогательной стойки
Замена траверс промежуточных П-образных
деревянных опор ВЛ 35—110 кВ с
применением головных роликов
Замена траверс анкерных АУ-образных
деревянных опор ВЛ 35-110 кВ
Замена двойных траверс анкерно-угловых
АУ-образных деревянных опор В Л 35—110
электропередачи напряжением 35 кВ и выше
Разработчик
Номер карты
ПО
«Союзтехэнерго»
5, выпуск 3*
Энергонот
1*1
Энергонот
2
Мосэнерго
64*2
Мосэнерго
65
ПО
«Союзтехэнерго»
Энергонот
3, выпуск 3
Энергонот
7
ПО
«Союзтехэнерго»
Энергонот
4, выпуск 3
Энергонот
5
ПО
«Союзтехэнерго»
7, выпуск 3
ПО
«Союзтехэнерго»
5, выпуск 1
ПО
«Союзтехэнерго»
6, выпуск 1
ПО
«Союзтехэнерго»
7, выпуск 1
ПО
«Союзтехэнерго»
8, выпуск 1
ПО
«Союзтехэнерго»
ПО
«Союзтехэнерго»
9, выпуск 1
6
4
10, выпуск 1
кВ без разрезания петель и опускания
проводов
Замена
деревянных
пасынков ПО
железобетонными на промежуточных П- «Союзтехэнерго»
образных и анкерных А-образных опорах В Л
35 — 110 кВ с применением телескопической
вышки и вспомогательной стойки
Замена раскосов анкерно-угловых АУ- ПО
образных деревянных опор ВЛ 35-110 кВ
«Союзтехэнерго»
Замена раскосов (ветровых связей) на Энергонот
промежуточных П-образных опорах ВЛ 35,
ПО кВ, под напряжением
Замена двойных подтраверсных брусьев на Энергонот
АП-образных деревянных опорах ВЛ 35, ПО
кВ с использованием стяжного болта, под
напряжением
Замена двойных подтраверсных брусьев на Энергонот
АП-образных деревянных опорах ВЛ 35, 110
кВ с использованием механизма, под
напряжением
Перенос П-образных опор ВЛ 35 — 110 кВ на ПО
новые пасынки
«Союзтехэнерго»
Выправка поперек линии промежуточных П- ПО
образных деревянных опор ВЛ 35—110 кВ
«Союзтехэнерго»
Выправка
перекоса
деревянных ПО
промежуточных П-образных опор с помощью «Союзтехэнерго»
механизма (стойки просели в бандажах,
наклон вдоль оси линии отсутствует)
Выправка
перекоса
деревянных ПО
промежуточных опор с помощью домкрата «Союзтехэнерго»
(стойки просели в бандажах, наклон вдоль
линии отсутствует)
Металлические опоры
Окраска стоек металлических опор ВЛ 35, Энергонот
110 кВ вручную кистью под напряжением
Окраска металлических опор ВЛ 35 кВ типов Мосэнерго
«Рюмка» Л-212 и Л-213 и им подобных
Окраска опор ВЛ 110 кВ анкерных АКБ-4, Мосэнерго
АКБ-5, АКБ-6, промежуточных ПКБ-1, ПКБ2, ПКБ-4, ПКБ-6
Окраска опор ВЛ 110 кВ анкерных У2, У6, Мосэнерго
У2М, У6М, УС 110-6, .промежуточных П2,
П4, П6
Окраска опор ВЛ 110 кВ анкерных АТ-1, АТ- Мосэнерго
2,
СТ-16,
СТ-20,
СТ-25,
УТ-30,
промежуточных ПТ-1, ПТ-2
Окраска опор ВЛ 110 кВ типов «Рюмка- Мосэнерго
анкерная» Л 226, «Рюмка — промежуточная»
Л 227
Окраска опор ВЛ 110 кВ анкерных AM- 102, Мосэнерго
AM- 103, АМ-103Г АМ-109Г, УМ-102, АМ109Г + 6,8, промежуточных ПМ-102, ПМ-103,
ПМ-109Г
Окраска опор ВЛ 220 кВ анкерных типов Мосэнерго
11, выпуск 1
12, выпуск 1
13
14
15
15, выпуск 3
14, выпуск 3
16, выпуск 3
17, выпуск 3
23
80
66
67
68
69
70
71
«Рюмка», «Рюмка» А + 4, «Рюмка» АС 35,
промежуточных типов «Рюмка», «Рюмка» П
36
Окраска опор ВЛ 220 кВ типов анкерная Мосэнерго
портальная, анкерная портальная У-30,
анкерная портальная А + 8, промежуточная
портальная, промежуточная портальная П21
Окраска опор ВЛ 220 кВ анкерных типов УЗЗ, Мосэнерго
У34, У220-3
Окраска опор ВЛ 220 кВ анкерных У38, У39, Мосэнерго
У38М, У39М, промежуточных П 26, П 27, П
28, промежуточной угловой ПУ32
Окраска промежуточной опоры типа П ВЛ Мосэнерго
500 кВ
Окраска промежуточной опоры типа 110 ВЛ Мосэнерго
500 кВ
Окраска анкерной опоры типа У-0 + 1 5 ВЛ Мосэнерго
500 кВ
Сборка
и
установка
П-образной ПО
промежуточной металлической опоры на «Союзтехэнерго»
оттяжках ВЛ 500 кВ
Сборка и установка промежуточной опоры ПО
ВЛ 500 кВ портального типа
«Союзтехэнерго»
Железобетонные опоры
Выправка промежуточной железобетонной ПО
опоры типа СК, СН и СВ ВЛ 35-110 кВ
«Союзтехэнерго»
Сборка
и
установка
промежуточной ПО
железобетонной одностоечной опоры ВЛ «Союзтехэнерго»
35—110 кВ
Сборка
и
установка
промежуточной ПО
железобетонной одностоечной опоры ВЛ «Союзтехэнерго»
35—110 кВ с помощью падающей стрелы
Сборка
и
установка
промежуточной ПО
«Союзжелезобетонной опоры ВЛ 500 кВ на техэнерго»
оттяжках
Сборка
и
установка
промежуточной ПО
железобетонной опоры ПВС-500
«Союзтехэнерго»
Оттяжки опор
Замена или ремонт U-образных болтовых и ПО
нижних узлов крепления оттяжек опор В Л 110 «Союзтехэнерго»
— 500 кВ
Замена оттяжек и ремонт верхних узлов ПО
крепления оттяжек промежуточных опор ВЛ «Союзтехэнерго»
500 кВ
Регулировка тросовых оттяжек на портальных ПО
опорах ВЛ 220-500 кВ
«Союзтехэнерго»
Замена тросовой оттяжки промежуточных опор ПО
ВЛ 750 кВ
«Союзтехэнерго»
Измерение и подтяжка тросовых оттяжек на Энергонот
опорах ВЛ 35, 110 кВ
Смазка
оттяжек
промежуточных
опор Энергонот
портального типа на ВЛ 220 кВ под
напряжением
72
73
74
75
76
77
15, выпуск 2
18, выпуск 2
20, выпуск 1
18, выпуск 3
19, выпуск 3
16, выпуск 2
17, выпуск 2
13, выпуск 1
14, выпуск 2
2, выпуск 3
28, выпуск 4
8
22
Ремонт проводов, молниезащитных тросов, арматуры проводови тросов
Термитная сварка проводов в шлейфах Мосэнерго
79
анкерных и угловых опор ВЛ 35 — 500 кВ без
применения телескопической вышки
Термитная сварка провода в петлях анкерных ПО
6, выпуск 3
опор ВЛ 35—110 кВ с телескопической вышки «Союзтехэнерго»
Термитная сварка проводов в петлях анкерно- ПО
6, выпуск 4
угловых опор ВЛ 750 кВ
«Союзтехэнерго»
Термитная сварка проводов в шлейфах Энергонот
3
анкерных одноцепных опор ВЛ 35, 110 кВ с
телескопической
вышки
со
снятием
напряжения
Термитная сварка проводов в шлейфах Энергонот
9
анкерных опор ВЛ 35, 110 кВ с опоры со
снятием напряжения
Ремонт провода в пролете между анкерной и Мосэнерго
90
промежуточной опорами на отключенной цепи
двухцепной ВЛ 110 кВ с металлическими
опорами с опусканием провода на землю с
применением автомашины с лебедкой
Ремонт провода в пролете между анкерной и ПО
1, выпуск 1
промежуточной опорами на отключенной цепи «Союзтехэнерго»
двухцепной ВЛ 35 — 110 кВ с металлическими
и железобетонными опорами с опусканием
провода до земли
Ремонт провода в промежуточном пролете на ПО
2, выпуск 1
отключенной цепи двухцепной ВЛ 35 — 110 «Союзтехэнерго»
кВ с металлическими и железобетонными
опорами с опусканием провода на землю
Ремонт провода одноцепных ВЛ 35 — 110 кВ с ПО
3, выпуск 1
металлическими и железобетонными опорами «Союзтехэнерго»
Ремонт провода в промежуточном пролете ВЛ ПО
4, выпуск 1
35—110 кВ с деревянными опорами с «Союзтехэнерго»
опусканием провода на землю
Ремонт провода расщепленной фазы 3-х АСО ПО
1, выпуск 2
500
в
промежуточном
пролете
на «Союзтехэнерго»
металлических и железобетонных опорах ВЛ
500 кВ
Ремонт провода и грозозащитного троса при ПО
2, выпуск 2
замене промежуточной П-образной опоры ВЛ «Союзтехэнерго»
500 кВ
Ремонт провода сечением до 185 мм2 в Энергонот
10
соддерживающих зажимах одноцепных опор
ВЛ 35, 110 кВ с применением овальных
соединителей,
монтируемых
методом
скручивания
Ремонт провода сечением до 240 мм2 в Энергонот
11
поддерживающих зажимах одноцепных опор
ВЛ 110 кВ с применением прессуемых
соединительных
зажимов
со
снятием
напряжения
Ремонт провода ВЛ 750 кВ с монтажом вставки ПО
7, выпуск 4
«Союзтехэнерго»
Наложение бандажа на провод ВЛ 750 кВ с ПО
5, выпуск 4
опорами ПРС в середине пролета средней фазы
Замена секции жесткой петли на анкерноугловой опоре ВЛ 750 кВ
Замена распорок на проводах ВЛ 500 кВ
«Союзехэнерго»
ПО
«Союзехэнерго»
ПО
«Союзтехэнерго»
ПО
«Союзтехэнерго»
ПО
«Союзтехэнерго»
ПО
«Союзехэнерго»
ПО
«Союзехэнерго»
Энергонот
Замена дистанционных распорок на проводах
ВЛ 750 кВ
Замена натяжного зажима на анкерной опоре
ВЛ 750 кВ
Замена поддерживающего зажима на средней
фазе опоры ПРС ВЛ 750 кВ
Замена
поддерживающего
зажима
на
промежуточной опоре ВЛ 750 кВ
Замена гасителей вибрации на проводах
промежуточных опор ВЛ 35, 110 кВ с
телескопической
вышки
со
снятием
напряжения
Замена балласта на проводах ВЛ 750 кВ
ПО
«Союзтехэнерго»
Ремонт грозозащитного троса в пролете ПО
промежуточных опор ВЛ 35 — 220 кВ с «Союзехэнерго»
опусканием его на землю
Ремонт грозозащитного троса ВЛ 500 кВ с ПО
опусканием его на землю в промежуточном «Союзтехэнерго»
пролете вдали от анкерных опор
Ремонт грозозащитного троса ВЛ 500 кВ с ПО
опусканием его на землю с анкерной опоры
«Союзтехэнерго»
Установка бандажа на грозозащитный трос ВЛ ПО
500 кВ с использованием веревочной лестницы «Союзехэнерго»
без опускания троса на землю
Регулировка
искровых
промежутков ПО
«Союзгрозозащитного троса на ВЛ 220 — 500 кВ техэнерго»
(трос заземлен с одной стороны анкерного
пролета наглухо, а с другой — через искровой
промежуток)
Ремонт грозозащитного троса ВЛ 750 кВ с ПО
монтажом вставки в пролете анкерная опора — «Союзтехэнерго»
промежуточная опора
Установка бандажа на грозозащитный трос ВЛ ПО
750 кВ в середине пролета
«Союзтехэнерго»
Замена гасителей вибрации на грозозащитных ПО
тросах ВЛ 750 кВ
«Союзехэнерго»
Замена разрядных рогов на натяжной гирлянде ПО
грозозащитного троса ВЛ 750 кВ
«Союзехэнерго»
Замена балласта на грозозащитном тросе ВЛ ПО
750 кВ
«Союзтехэнерго»
Демонтаж грозозащитного троса на ВЛ 500 кВ Мосэнерго
в анкерном пролете
Монтаж грозозащитного троса на ВЛ 500 кВ в Мосэнерго
анкерном пролете
Нанесение антикоррозионной смазки на Мосэнерго
грозозащитные тросы ВЛ 110 кВ с опорами:
анкерными
АКБ-4,
АКБ-5,
АКБ-6;
промежуточными ПКБ-1, ПКБ-2, ПКБ-4, ПКБ-
4, выпуск 4
13, выпуск 2
9, выпуск 4
10, выпуск 4
16, выпуск 4
15, выпуск 4
12
21, выпуск 4
19, выпуск 1
3, выпуск 2
4, выпуск 2
5, выпуск 2
1, выпуск 3
24, выпуск 4
25, выпуск 4
26, выпуск 4
27, выпуск 4
28, выпуск 4
88
89
81
6
Нанесение антикоррозионной смазки на Мосэнерго
грозозащитные тросы ВЛ 110 кВ с опорами:
анкерными У2, У6, У2М, У6М, УС 110-6;
промежуточными П2, П4, П6
Нанесение антикоррозионной смазки на Мосэнерго
грозозащитные тросы ВЛ 110 кВ с опорами:
анкерными АМ-102, АМ-103, АМ-109Г, УМ102, АМ-109Г + 6,8; промежуточными ПМ-102,
ПМ-103, ПМ-109Г
Нанесение антикоррозионной смазки на Мосэнерго
грозозащитные тросы ВЛ 110 кВ с опорами:
анкерными АТ-1, АТ-2, СТ-16, СТ-20, СТ-25,
УТ-30; промежуточными ПТ-I, ПТ-2
Нанесение антикоррозионной смазки на Мосэнерго
грозозащитные тросы ВЛ 220 кВ на опорах
типа: анкерные «Рюмка», «Рюмка» А + 4,
«Рюмка» АС 35; промежуточные «Рюмка»,
«Рюмка» П36
Нанесение антикоррозионной смазки на Мосэнерго
грозозащитные тросы ВЛ 220 кВ с опорами:
анкерными
У38,
У39,
У38М,
У39М;
промежуточными П 26, П 27, П 28, ПУ32
Нанесение антикоррозионной смазки на Мосэнерго
грозозащитные тросы ВЛ 220 кВ с опорами
типа: анкерные — портальная, портальная А Ч8, портальная У-30; промежуточные —
портальная и П21
Нанесение антикоррозионной смазки ЗЭС на Мосэнерго
грозозащитные тросы ВЛ 500 кВ
Смазка грозозащитного троса аппаратом ACT Энергонот
на ВЛ 35, 110 кВ под напряжением
Смазка грозозащитного троса аппаратом ACT Энергонот
на ВЛ 220 кВ и выше со снятием напряжения
Чистка и ремонт изоляции
Замена гирлянды или отдельных изоляторов Мосэнерго
на анкерных и угловых деревянных опорах
ВЛ 35 кВ с применением автомашины с
лебедкой или другого тягового механизма
Замена гирлянды или отдельных изоляторов Мосэнерго
на анкерных и угловых деревянных опорах
ВЛ 35 кВ с применением стяжного
устройства
Замена гирлянды или отдельных изоляторов Мосэнерго
на деревянных анкерных и угловых опорах
ВЛ 35 кВ с применением автовышки и
лебедки, установленной в кузове
Замена гирлянды или отдельных изоляторов Мосэнерго
на деревянных анкерных и угловых опорах
ВЛ 35 кВ с применением телескопической
вышки и стяжного устройства
Замена гирлянды или отдельных изоляторов Мосэнерго
на деревянных промежуточных опорах ВЛ 35
кВ с применением автомашины с лебедкой
82
83
84
85
86
87
78
20
21
1
2
3
4
5
или другого тягового механизма без
опускания провода на землю
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на промежуточных деревянных опорах ВЛ 35
кВ с применением телескопической вышки
Замена гирлянды и отдельных изоляторов на
промежуточных деревянных опорах ВЛ 35 кВ
с применением стяжного устройства и
телескопической вышки
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на двухцепных деревянных промежуточных
опорах ВЛ 35 кВ с применением
телескопической вышки
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на двухцепных деревянных промежуточных
опорах ВЛ 35 кВ с применением стяжного
устройства и телескопической вышки без
опускания провода на землю
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на одноцепных угловых и анкерных
металлических опорах ВЛ 35 кВ с
применением стяжного устройства или
полиспаста
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на одноцепных анкерных и угловых
металлических опорах ВЛ 35 кВ с
применением автомашины с лебедкой или
другого тягового механизма
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на одноцепных анкерных и угловых
металлических и железобетонных опорах ВЛ
35 кВ с применением стяжного стройства и
телевышки
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на двухцепных анкерных и угловых
металлических опорах ВЛ 35 кВ с
применением стяжного устройства
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на двухцепных анкерных и угловых
металлических опорах ВЛ 35 кВ с
применением автомашины с лебедкой или
других тяговых механизмов
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на
одноцепных
промежуточных
металлических опорах ВЛ 35 кВ с
применением автомашины с лебедкой или
другого тягового механизма без опускания
провода на землю
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на
одноцепных
промежуточных
металлических и железобетонных опорах ВЛ
35 кВ с применением телескопической
вышки
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
Мосэнерго
6
Мосэнерго
7
Мосэнерго
8
Мосэнерго
9
Мосэнерго
10
Мосэнерго
11
Мосэнерго
12
Мосэнерго
13
Мосэнерго
14
Мосэнерго
15
Мосэнерго
16
Мосэнерго
17
на
одноцепных
промежуточных
металлических опорах ВЛ 35 кВ с
применением автомашины с лебедкой или
другого тягового механизма с опусканием
провода на землю
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на
одноцепных
промежуточных
металлических и железобетонных опорах ВЛ
35 кВ с применением стяжного устройства и
телескопической вышки
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на
одноцепных
промежуточных
металлических и железобетонных опорах ВЛ
35 кВ с применением телескопической
вышки и лебедки, установленной в кузове,
без опускания провода на землю
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на
двухцепных
промежуточных
металлических опорах ВЛ 35 кВ с
применением автомашины с лебедкой или
другого тягового механизма с опусканием
провода на землю
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на
двухцепных
промежуточных
металлических опорах ВЛ 35 кВ с
применением автомашины с лебедкой или
другого тягового механизма без опускания
провода на землю
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на
двухцепных
промежуточных
металлических и железобетонных опорах ВЛ
35 кВ с применением телескопической
вышки
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на
двухцепных
промежуточных
железобетонных опорах ВЛ 35 кВ с помощью
автомашины с лебедкой или другого тягового
механизма без опускания провода на землю
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на
двухцепных
промежуточных
железобетонных опорах ВЛ 35 кВ с помощью
автомашины с лебедкой или другого тягового
механизма с опусканием провода на землю
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на
двухцепных
промежуточных
металлических и железобетонных опорах ВЛ
35 кВ с применением телескопической
вышки и лебедки, установленной в кузове,
без опускания провода на землю
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на
двухцепных
промежуточных
металлических и железобетонных опорах ВЛ
35 кВ с применением стяжного устройства и
телескопической вышки
Мосэнерго
18
Мосэнерго
19
Мосэнерго
20
Мосэнерго
21
Мосэнерго
22
Мосэнерго
23
Мосэнерго
24
Мосэнерго
25
Мосэнерго
26
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на анкерных и угловых деревянных опорах
ВЛ 110 кВ с применением телескопической
вышки и лебедки, установленной в кузове
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на анкерных и угловых деревянных опорах
ВЛ 110 кВ с применением стяжного
устройства, трапа, монтажной стрелы и
автомашины
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на анкерных и угловых деревянных опорах
ВЛ 110 кВ с применением стяжного
устройства и телескопической вышки
Замена отдельных изоляторов в гирляндах на
угловых и анкерных деревянных опорах ВЛ
110 кВ с применением вайм со стяжными
болтами и трапа
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на анкерных и угловых деревянных опорах
ВЛ ПО кВ с применением автомашины с
лебедкой, трапа, монтажной стрелы и
автомашины
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на промежуточной деревянной опоре ВЛ 110
кВ с применением автомашины с лебедкой
или другого тягового механизма, монтажной
лестницы,
стяжного
устройства
без
опускания провода на землю
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на промежуточной деревянной опоре ВЛ 110
кВ с применением автомашины с лебедкой
или другого тягового механизма и ваймы, с
опусканием провода на землю
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на деревянной промежуточной опоре ВЛ 110
кВ с применением телескопической вышки и
стяжного устройства
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на промежуточной деревянной опоре ВЛ 110
кВ с применением телескопической вышки и
лебедки, установленной в кузове, без
опускания провода на землю
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на промежуточных деревянных опорах ВЛ
100 кВ с применением телескопической
вышки
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на анкерных и угловых одноцепных
металлических опорах ВЛ 110 кВ с
применением телескопической вышки и
стяжного устройства
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на анкерных и угловых одноцепных
металлических опорах ВЛ 110 кВ с
Мосэнерго
27
Мосэнерго
28
Мосэнерго
29
Мосэнерго
30
Мосэнерго
31
Мосэнерго
32
Мосэнерго
33
Мосэнерго
34
Мосэнерго
35
Мосэнерго
36
Мосэнерго
37
Мосэнерго
38
применением автомашины с лебедкой или
другого тягового механизма, стяжного
устройства, трапа и стрелы
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на анкерных и угловых одноцепных
металлических опорах ВЛ 110 кВ с
применением телескопической вышки и
лебедки, установленной в кузове
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на анкерных и угловых одноцепных
металлических опорах ВЛ 110 кВ с
применением автомашины с лебедкой, трапа
Замена отдельных изоляторов на анкерных и
угловых двухцепных металлических опорах
ВЛ 110 кВ с применением вайм, стяжных
устройств, телескопической вышки
Замена гирлянд изоляторов на угловых и
анкерных одноцепных металлических опорах
ВЛ 110 кВ с применением телевышки,
автомашины с лебедкой и стяжного болта
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на анкерных и угловых двухцепных
металлических опорах ВЛ 110 кВ с
применением трапа и автомашины с лебедкой
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на анкерных и угловых двухцепных
металлических опорах ВЛ 110 кВ с
применением
стяжного
устройства
и
телескопической вышки
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на двухцепных анкерных и угловых
металлических опорах ВЛ 110 кВ с
применением стяжного болта, лебедки,
автомашины и монтажной стрелы (балочки)
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на двухцепных анкерных и угловых
металлических опорах ВЛ 110 кВ с
применением телескопической вышки и
лебедки, установленной в кузове
Замена гирлянд или отдельных изоляторов на
одноцепных промежуточных металлических
опорах ВЛ 110 кВ с применением лебедки,
автомашины и ваймы с опусканием провода
на землю
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на
одноцепных
промежуточных
металлических опорах ВЛ 110 кВ с
применением лебедки, автомашины и ваймы
без опускания провода на землю
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на
одноцепных
промежуточных
металлических опорах. ВЛ 110 кВ с
применением автомашины и телевышки без
опускания провода на землю
Мосэнерго
39
Мосэнерго
40
Мосэнерго
41
Мосэнерго
42
Мосэнерго
43
Мосэнерго
44
Мосэнерго
45
Мосэнерго
46
Мосэнерго
47
Мосэнерго
48
Мосэнерго
49
Замена отдельных изоляторов гирлянды на
двухцепных промежуточных металлических
опорах ВЛ 110 кВ с применением вайм и
стяжных болтов
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на
двухцепных
промежуточных
металлических и железобетонных опорах ВЛ
110 кВ с применением телескопической
вышки без опускания провода на землю
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на
двухцепных
промежуточных
металлических и железобетонных опорах ВЛ
110 кВ с применением стяжного устройства и
телескопической вышки без опускания
провода на землю
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на
двухцепных
промежуточных
железобетонных опорах ВЛ 110 кВ с
помощью автомашины с лебедкой или
другого тягового механизма без опускания
провода на землю
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на
двухцепных
промежуточных
железобетонных опорах ВЛ 110 кВ с
применением автомашины с лебедкой или
другого тягового механизма и ваймы с
опусканием провода на землю
Замена гирлянды или отдельных изоляторов
на
двухцепных
промежуточных
железобетонных опорах ВЛ 110 кВ с
помощью
автомашины
и
стяжного
устройства без опускания провода на землю
Замена
гирлянд
изоляторов
на
промежуточных металлических опорах ВЛ
220 кВ типа П220-2, П 26, П 27 и им
подобных с применением автомашины и
ваймы в пролетах, имеющих пересечения
Замена отдельных изоляторов гирлянд на
унифицированных стальных промежуточных
опорах ВЛ 220 кВ типа П 23, П 220-1, П220-3
и им подобных с применением двух стяжных
болтов и вайм
Замена
гирлянд
изоляторов
на
унифицированных стальных промежуточных
опорах ВЛ 220 кВ типа П 23, П220-1, П220-3
и им подобных с применением стяжного
болта и автомашины
Замена
гирлянд
на
промежуточных
металлических опорах ВЛ 220 кВ типа П2202, П26, П27 и им подобных с применением
автомашины и ваймы в пролетах без
пересечений
Замена отдельных изоляторов на анкерных
металлических опорах ВЛ 220 кВ типа
Мосэнерго
50
Мосэнерго
51
Мосэнерго
52
Мосэнерго
53
Мосэнерго
54
Мосэнерго
55
Мосэнерго
56
Мосэнерго
57
Мосэнерго
58
Мосэнерго
59
Мосэнерго
62
«Портальная», «Портальная У-30», «Рюмка»
и им подобных с применением вайм и
стяжных болтов
Замена натяжных гирлянд изоляторов на
анкерных опорах ВЛ 220 кВ типа У220-1,
У220-3, УЗЗ, У34 и им подобных с
применением стяжного болта и автомашины
Замена изоляторов на анкерно-угловых
опорах ВЛ 35 — 220 кВ с применением трапа
и опусканием гирлянды изоляторов на землю
Замена изоляторов на промежуточных опорах
ВЛ 35 — 220 кВ с опусканием провода с
гирляндой изоляторов на землю
Замена изоляторов на промежуточных
деревянных, железобетонных, металлических
опорах ВЛ 35 — 220 кВ без опускания
провода на землю
Замена
гирлянд
изоляторов
на
промежуточных металлических опорах ВЛ
500 кВ типа ПБ-1, ПБ-2, ПБ-3, ПБ-4, ПБ-5 и
им подобных с применением автомашины и
монтажной стрелы
Замена гирлянд изоляторов на анкерноугловых металлических опорах ВЛ 500 кВ с
раздельным креплением гирлянд типа У- 15,
У-30, У-45, У-60, У2 и им подобных с
применением двух (или одной) машин и
полиспаста
Замена гирлянд изоляторов на анкерноугловой металлической опоре ВЛ 500 кВ с
применением стяжного винта и механизма
Замена
гирлянд
изоляторов
на
промежуточной металлической опоре ВЛ 500
кВ с применением двух винтовых стяжек и
механизма
Замена изоляторов в гирлянде анкерноугловой опоры ВЛ 500 кВ с применением
двух винтовых стяжек без опускания
гирлянды на землю
Замена изоляторов в гирлянде анкерноугловой опоры ВЛ 500 кВ с применением
стяжного винта и механизма без опускания
гирлянды на землю
Замена
изоляторов
в
гирлянде
промежуточной опоры ВЛ 500 кВ без
опускания проводов на землю
Замена
изоляторов
крепления
грозозащитного троса на анкерно-угловой
опоре ВЛ 500 кВ
Замена
изоляторов
крепления
грозозащитного троса на промежуточной
опоре ВЛ 500 кВ
Обмыв изоляции ВЛ 500 кВ непрерывной
струей воды
Мосэнерго
63
ПО «Союзтехэнерго» 16, выпуск 1
ПО «Союзтехэнерго» 17, выпуск 1
ПО «Союзтехэнерго» 18, выпуск 1
Мосэнерго
60
Мосэнерго
61
ПО «Союзтехэнерго» 6, выпуск 2
ПО «Союзтехэнерго» 7, выпуск 2
ПО «Союзтехэнерго» 8, выпуск 2
ПО «Союзтехэнерго» 9, выпуск 2
ПО «Союзтехэнерго» 10, выпуск 2
ПО
техэнерго»
«Союз- 11, выпуск 2
ПО «Союзтехэнерго» 12, выпуск 2
ПО «Союзтехэнерго» 20, выпуск 2
Замена изоляторов в поддерживающей
двухцепной гирлянде на промежуточных
опорах ВЛ 750 кВ
Замена изоляторов поддерживающей Vобразной двухцепной гирлянды средней фазы
на опорах ПРС ВЛ 750 к
Замена изоляторов поддерживающей Лобразной гирлянды жестких петель анкерноугловых опор ВЛ 750 кВ
Замена изоляторов в поддерживающей
одноцепной гирлянде ВЛ 750 кВ
Замена изоляторов оттяжной одноцепной
гирлянды на транспозиционной опоре ВЛ 750
кВ
Замена дефектных изоляторов в оттяжных
гирляндах перекрестных петель ВЛ 750 кВ
Замена
сцепной
арматуры
крепления
одноцепной поддерживающей гирлянды к
траверсе
Замена
изоляторов
в
натяжной
четырехцепной гирлянде на анкерных опорах
ВЛ 750 кВ
Замена изоляторов в поддерживающей
гирлянде троса на промежуточных опорах ВЛ
750 кВ
Замена изоляторов в натяжной гирлянде
троса на анкерных опорах ВЛ 750 кВ
Работы на трассах ВЛ
Химическая очистка площадок опор ВЛ 35 —
500 кВ от травянистой растительности с
помощью ручной ранцевой аппаратуры
Химическая очистка площадок опор ВЛ 35 —
500 кВ от травянистой растительности с
помощью моторных опрыскивателей
Механическая расчистка трасс ВЛ 110 — 750
кВ от кустарника с помощью бульдозера и
кустореза
Расчистка трасс ВЛ 35 — 750 кВ от завалов
леса, пней и повреждение поверхностного
слоя почвы (минерализация) с помощью
корчевателя-собирателя
Подборка валков и сгребание кустарника в
кучи с помощью навесных граблей после
механической расчистки трасс ВЛ 35 — 500
кВ кусторезом
Химическая расчистка трасс ВЛ 35 — 750 кВ
от древесно-кустарниковой растительности с
помощью авиации (однократная)
Химическая расчистка трасс ВЛ 35—750 кВ
от древесно-кустарниковой растительности с
помощью
наземной
аппаратуры
(однократная)
Прочие работы
Замена
(установка)
разрядников
на
ПО «Союзтехэнерго 11, выпуск 4
ПО «Союзтехэнерго» 12, выпуск 4
ПО «Союзтехэнерго» 13, выпуск 4
ПО «Союзтехэнерго» 14, выпуск 4
ПО «Союзтехэнерго» 17, выпуск 4
ПО «Союзтехэнерго» 18, выпуск 4
ПО «Союзтехэнерго» 19, выпуск 4
ПО «Союзтехэнерго» 20, выпуск 4
ПО «Союзтехэнерго» 22, выпуск 4
ПО «Союзтехэнерго» 23, выпуск 4
ПО «Союзтехэнерго» 14, выпуск 1
ПО «Союзтехэнерго» 15, выпуск 1
ПО «Союзтехэнерго» 9, выпуск 3
ПО «Союзтехэнерго» 10, выпуск 3
ПО «Союзтехэнерго» 11, выпуск 3
ПО «Союзтехэнерго» 12, выпуск 3
ПО «Союзтехэнерго» 13, выпуск 3
ПО «Союзтехэнерго» 8, выпуск 3
деревянных анкерных опорах ВЛ 35-110 кВ
Замена
трубчатых
разрядников, Энергонот
16
установленных на стойках металлических
опор ВЛ 35, 110 кВ, под напряжением
Замена
трубчатых
разрядников, Энергонот
17
установленных на стойках деревянных опор
ВЛ 35, ПО кВ, под напряжением
Установка трубчатых разрядников на стойках Энергонот
18
металлических промежуточных и анкерных
опор ВЛ 35, 110 кВ портального типа под
напряжением
Установка трубчатых разрядников на стойках Энергонот
19
деревянных опор ВЛ ПО кВ под
напряжением
Наложение переносного заземления на ПО «Союзтехэнерго» 1, выпуск 4
провода ВЛ 750 кВ у промежуточных опор
Наложение
переносного
заземления, ПО «Союзтехэнерго» 2, выпуск 4
разработанного РЭУ Винницаэнерго, на
провода ВЛ 750 кВ у промежуточных опор
Наложение переносного заземления на ПО «Союзтехэнерго» 3, выпуск 4
провода ВЛ 750 кВ у анкерных опор
Наложение переносного заземления на ПО «Союзтехэнерго» 4, выпуск 4
провода ВЛ 750 кВ с опорами ПРС и в петлях
опор типа АУ
Способы замены гирлянд и отдельных изоляторов приведены в табл. 4.35. Выбор способа
обусловлен оснащенностью бригады механизмами и приспособлениями, подготовленностью
бригады к ремонту соответствующим способом, наличием в ремонтируемом пролете переходов и
пересечений, количественным составом бригады, классом напряжения линии, типом опоры,
маркой провода, длиной пролета и т.д.
Чистка изоляторов. При интенсивном загрязнении изоляторов изолирующих подвесок (солевыми
отложениями, уносами промышленных предприятий) рекомендуется производить периодическую
чистку изоляции.
Сроки периодической чистки изоляторов должны устанавливаться главным инженером ПЭС в
зависимости от интенсивности и характера загрязнения, а также атмосферных условий.
Чистка изоляторов может производиться: вручную при снятом напряжении или путем обмыва
изоляторов непрерывной струей воды под напряжением или при снятом с ВЛ напряжении.
Обмыв изоляторов производится непрерывной струей воды сопротивлением не ниже 700 Ом • см
(удельной проводимостью не выше 1430 мкСм/см). Обмыв изоляторов¹ должен производиться
установками, обеспечивающими необходимые параметры струи воды.
Перечень технологических карт на техническое обслуживание и ремонт ВЛ приведен в табл. 4.36.
________
1 Типовая инструкция по обмыву изоляторов ВЛ до 500 кВ включительно под напряжением непрерывной струей воды. (М.: СПО «Союзтехэнерго», 1982.)
4.2. СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ 6 кВ И ВЫШЕ
Основные положения. Поддержание трансформаторов электрических сетей в должном
техническом состоянии осуществляется путем планомерно проводимых технических и
организационных мероприятий, т.е. системой планово-предупредительного ремонта (ППР),
включающей работы по уходу, межремонтному обслуживанию, проведению текущих и
капитальных ремонтов [4.1].
По объему работ ремонты разделяются на:
 техническое обслуживание - мелкий ремонт, не требующий отключения трансформатора;
 текущий ремонт - ремонт отключенного трансформатора без его вскрытия и выемки
активной части из бака либо без слива масла из бака трансформатора ниже уровня крышки;
 капитальный (средний) ремонт по типовой номенклатуре - ремонт без разборки активной
части; может включать при необходимости сушку активной части;
 капитальный ремонт со снятием и установкой обмоток - в зависимости от состояния
обмоток их меняют, ремонтируют или оставляют в прежнем исполнении; при
необходимости производят также полную переборку пластин остова с их полной или
частичной переизолировкой.
Место ремонта трансформаторов (отправка на завод, выполнение непосредственно на
подстанциях, имеющих башни с грузоподъемным устройством, или в машинных залах
электрических станций) в конкретных случаях, определяется технико-экономическим
обоснованием.
Основные требования директивных и нормативных документов по техническому обслуживанию и
ремонту трансформаторов.
Техническое обслуживание и ремонты силовых трансформаторов в процессе их эксплуатации
должны производиться в соответствии с требованиями действующих директивных документов ПТЭ, руководящих технических материалов, технологических указаний, инструкций по
эксплуатации и ремонту, стандартов, технических условий.
Осмотры трансформаторов без их отключения должны производиться в следующие сроки:
 в установке с постоянным дежурным персоналом или с местным персоналом: главных
трансформаторов подстанций; основных и резервных трансформаторов собственных нужд
и реакторов - 1 раз в сутки; остальных трансформаторов - 1 раз в неделю;
 в установке без постоянного дежурного персонала - не реже 1 раза в месяц, а в
трансформаторных пунктах - не реже 1 раза в 6 мес.
В зависимости от местных условий и состояния трансформаторов указанные сроки могут быть
изменены главным инженером энергопредприятия.
Текущие ремонты трансформаторов (без РПН) с их отключением должны производиться в
следующие сроки:
 главных трансформаторов подстанций, а также основных и резервных трансформаторов
собственных нужд - не реже 1 раза в 2 года;
 трансформаторов, установленных в местах усиленного загрязнения, по местным
инструкциям;
 остальных трансформаторов - по мере необходимости, но не реже 1 раза в 4 года.
Текущие ремонты трансформаторов и автотрансформаторов с РПН проводят ежегодно.
Внеочередной текущий ремонт переключающего устройства трансформатора проводят после
определенного количества операций по переключению в соответствии ,с указаниями заводских
инструкций или по результатам испытаний. Текущие ремонты системы охлаждения Д, ДЦ и Ц
должны производиться ежегодно.
Капитальные (средние) ремонты трансформаторов должны производиться:
 трансформаторов 110 кВ и выше и мощностью 180 MB/А и более первый раз - не позже
чем через 12 лет после включения в эксплуатацию с учетом результатов профилактических
испытаний, а в дальнейшем - по мере необходимости в зависимости от результатов
измерений и состояния трансформаторов. При наличии нескольких трансформаторов,
идентичных по конструкции, мощности, напряжению, необходимость их ремонта
определяется по результатам ремонта первых образцов (не менее двух) и в зависимости от
результатов измерений и состояния трансформаторов;
 остальных трансформаторов - по результатам испытаний и оценки их состояния.
Капитальные ремонты со сменой обмоток трансформаторов 110 кВ и выше мощностью 80 MB А и
более должны выполняться только в заводских условиях; в порядке исключения допускается
производить ремонт в условиях, приближенных к заводским, с выполнением мероприятий,
предусмотренных проектом организации ремонта, утвержденным Главтехуправлением.
Профилактические испытания трансформаторов производятся в следующие сроки:
 при текущем ремонте: трансформаторов и автотрансформаторов с РПН - ежегодно;
внеочередные испытания устройств РПН - в соответствии с заводскими инструкциями;
трансформаторов без РПН (главных трансформаторов подстанций, основных и резервных
трансформаторов собственных нужд) - не реже 1 раза в 2 года; трансформаторов,
установленных в местах усиленного загрязнения атмосферы в соответствии с местными
инструкциями; остальных трансформаторов - не реже 1 раза в 4 года;
 при капитальном (среднем) ремонте - в соответствии со сроками (периодичностью)
проведения средних ремонтов;
 между капитальными ремонтами в соответствии с местными инструкциями.
Техническое обслуживание трансформаторов.
При техническом обслуживании трансформаторов в процессе эксплуатации производят осмотры и
мелкий ремонт трансформатора, не требующий его остановки и отключения от сети и
потребителя, а также текущий ремонт отключенного трансформатора без его вскрытия [4.2].
Периодические осмотры трансформаторов производятся в следующем объеме: проверка состояния
фарфоровых изоляторов и покрышек вводов (наличие или отсутствие трещин, сколов фарфора,
загрязнений, течи масла через уплотнения), целости и исправности манометров в системе
охлаждения, азотной защиты и на герметичных вводах, термосигнализаторов и термометров,
маслоуказателей, газовых реле, мембраны выхлопной трубы, положения автоматических отсечных
клапанов на трубе к расширителю, состояния индикаторного силикагеля в воздухоосушителях,
состояния фланцевых соединений маслопроводов системы охлаждения, бака и всех других
составных частей, отсутствия течей масла и механических повреждений на трансформаторе и его
составных частях: проверка исправности действия системы охлаждения и нагрева трансформатора
по показаниям приборов, уровня масла в расширителе бака и расширителях вводов, давления
масла в герметичных вводах, показаний счетчика переключений у трансформаторов, снабженных
устройством РПН, отсутствия постороннего шума в трансформаторе; у трансформаторов,
имеющих охлаждение с принудительной циркуляцией масла (ДЦ или Ц) - периодический
контроль по манометрам давления масла и воды в системе охлаждения.
Текущий ремонт трансформаторов производится в следующем объеме: наружный осмотр и
устранение дефектов, поддающихся ликвидации на месте; чистка изоляторов и бака; спуск грязи
из расширителя, доливка масла, проверка маслоуказателя; смена сорбента в фильтрах; проверка
спускного крана и уплотнений; осмотр и чистка охлаждающих устройств, проверка (замена)
подшипников двигателей системы охлаждения и вентиляторов; проверка защит и разрядников на
трансформаторах с устройством РПН; проверка мембраны выхлопной трубы, осмотр и проверка
вводов; отбор и проверка проб масла; проверка устройств защиты масла от старения и окисления;
проведение измерений и испытаний.
У трансформаторов с РПН производятся внеочередные ремонты регулирующего устройства в
соответствии с указаниями заводских инструкций. У маслонаполненных негерметизированных
вводов при ремонте производится отбор пробы масла, замена масла в масляном затворе, доливка
масла, смена сорбента в воздухоосушительном фильтре и измерение при необходимости тангенса
угла диэлектрических потерь ввода.
Профилактические испытания трансформаторов проводятся в объеме, установленном в системе
ППР электрооборудования.
С целью выявления возникающих дефектов в активной части трансформатора на ранней стадии
развития рекомендуется применять анализ растворенных газов в масле с помощью
хроматографии.
Очистка и регенерация трансформаторного масла. В процессе эксплуатации трансформаторов
производят очистку масла в них с помощью фильтр-пресса, вакуумных сепараторов с
применением сорбентов.
При очистке масла под напряжением должны соблюдаться следующие условия:
 вакуумный сепаратор или фильтр-пресс к трансформатору присоединяют гибкими
шлангами (металлическими или из маслоупорной резины) с надежными соединениями;
 до начала очистки масла заполняют сухим маслом всю аппаратуру (фильтр-пресс и
сепаратор) и маслопроводы; масло должно забираться внизу бака и поступать обратно в бак
через расширитель трансформатора;
 сепаратор (фильтр-пресс) и маслопроводы надежно заземляют;
 у сепаратора (фильтр-пресса) устанавливают постоянное дежурство персонала;
 газовую защиту переводят с действием на сигнал, остальные защиты от внутренних
повреждений трансформатора переводят с действием на отключение;
 воздух, скапливающийся в газовом реле при очистке, выпускают периодически сразу после
появления сигнала от газового реле; при появлении воздуха в газовом реле,
свидетельствующем об имеющихся подсосах воздуха в схеме обработки масла, необходимо
прервать процесс обработки масла и устранить неплотности в схеме обработки.
Очистку масла под напряжением проводят и оформляют согласно требованиям ПТБ.
Непрерывную регенерацию осуществляют естественной циркуляцией масла через термосифонный
фильтр на основе термосифонного эффекта, а в адсорбционном фильтре - принудительной
циркуляцией масла. Фильтры заполняют сорбентом (силикагелем, активной окисью алюминия и
др. кроме цеолита).
Сорбент в термосифонном фильтре заменяют в том случае, если в пробе масла, отбираемой не
реже 1 раза в 3 года, выявлено увеличение кислотного - числа выше 0,15 мг КОН.
Сорбент в адсорбционном фильтре (в системе ДЦ или Ц) заменяют впервые после 1 года
эксплуатации, а затем - если в пробе масла, отбираемой не реже 1 раза в 3 года, выявлено
увеличение кислотного числа выше 0,15 мг КОН.
Замена масла во вводах без их демонтажа с трансформатора производится при текущем ремонте
методом вытеснения свежим маслом или азотом, заменой масла под вакуумом и т. п. [4.3].
На рис. 4.2 приведена схема замены масла во вводе методом вытеснения, получившим широкое
применение в эксплуатации
Рис. 4.2. Схема замены масла методом вытеснения: 1,5 - вентили; 2 - бак с чистым маслом; 3 маслоуказатель; 4 - воздухоосушительный фильтр; 6 - нагреватель
и выполняемом в следующей последовательности.
Подготовляется емкость для масла, которая должна быть в 3 - 4-раза больше объема масла ввода,
снабжена воздухоосушителем на дыхательной трубке и иметь в нижней части штуцер с краном
для присоединения шланга. Свежее, удовлетворяющее нормам масло заливается в емкость и
подогревается до температуры 60 - 80°С; нагрев масла осуществляется подогревателями,
исключающими его окисление; перепад температур масла емкости и ввода не должен превышать
30 °С. Емкость с подогретым маслом располагается выше уровня расширителя ввода.
Заменяется масло в гидравлическом затворе ввода, для чего оно сливается через пробку слива;
через дыхательный вывод затвор промывается небольшим количеством масла, закрывается пробка
слива и затвор полностью заполняется маслом, отверстие закрывается пробкой с уплотнением;
пробка отверстия для выпуска воздуха из расширителя ввода заменяется штуцером с надетым на
него шлангом от емкости со свежим маслом, ввод полностью заливается. К маслоотборному
устройству ввода подсоединяется шланг с вентилем, связанным со свободной емкостью,
открываются запорное устройство маслоотбора и вентили 1 и 5 (см. рис. 4.2) для непрерывного
потока масла через ввод. Необходимо следить, чтобы ввод был постоянно заполнен маслом, и не
допускать опустошения емкости 2. Через ввод пропускается трехкратный объем масла,
перекрываются вентили 5 и 1, а также запорное устройство маслоотбора и снимается шланг
с вентилем. Производится вакуумирование ввода при остаточном давлении не более 1330 Па в
течение: 2 ч для вводов 110 кВ, 6 ч - для вводов 220 кВ, 10 ч - для вводов 330 кВ и выше;
снимается вакуум. Ввод испытывается гидравлическим давлением. Устанавливается нормальный
уровень масла во вводе и гидрозатворе. Взамен глухих пробок у вводов 220 - 500 кВ
устанавливается дыхательный вывод. У вводов 110-150 кВ дыхательное отверстие оставляется
открытым. Отверстие для доливки масла закрывается пробкой с уплотнением. Производится
оценка состояния внутренней изоляции вводов - измеряются сопротивление изоляции, tgδ,
отбирается проба масла.
Вводы ПО кВ при удовлетворительных результатах измерения могут быть поставлены под
напряжение через 30 мин, вводы 220кВ - через 1 ч, вводы 330 - 500 кВ - через 2 ч после снятия
вакуума. Операция по замене масла, промывке внутренней изоляции вводов является трудоемкой;
она может производиться несколько раз в зависимости от степени старения масла.
Текущий ремонт устройств РПН. Текущие ремонты устройств переключения с выводом их из
работы проводят совместно с текущими ремонтами трансформаторов не реже 1 раза в год или
после определенного числа переключений, указанного в заводской инструкции.
Внеочередные осмотры контакторов переключающих устройств проводят в сроки, указанные в
заводской инструкции.
При загрязнении и увлажнении масла контактора, установленного на опорном изоляторе, при
текущем ремонте проводят его ревизию. Бак контакторов полностью освобождают от масла, части
контактора и бак заполняют чистым сухим маслом. Проводят осмотр, ревизию и смазку элементов
привода переключающего устройства.
Масло в баках контакторов заменяют при снижении его пробивного напряжения ниже 25 кВ в
контакторах устройств РПН класса напряжения 10 кВ, ниже 30 кВ в устройствах РПН класса
напряжения 35 кВ и ниже 35 и 40 кВ в устройствах РПН классов напряжения соответственно 110 и
220 кВ. Замену масла и промывку контактора производят по заводским инструкциям.
Средний ремонт трансформаторов включает организационные и технические мероприятия,
вскрытие трансформатора, осмотр и мелкий ремонт активной части, деталей и сборочных единиц
трансформатора.
Организация ремонта трансформатора. В подготовку к ремонту трансформатора
входят работы по проверке и комплектованию технической документации, инструмента,
приспособлений, оборудования, материалов и ремонтных площадок. В зависимости от вида
ремонта, его сложности и особенностей, условий и места проведения определяется объем
подготовительных работ и обеспечение ремонта необходимой технической документацией:
эксплуатационной, заводской и ремонтной, разрабатываемой ремонтной организацией (проект
организации работ, проект реконструкции или модернизации, ППР).
Приемка в ремонт трансформатора оформляется актом. Трансформатор сдают в ремонт полностью
в рабочем состоянии со всей технической, ремонтной и эксплуатационной документацией, а также
с комплектом необходимых для ремонта запасных частей, деталей, материалов, инвентарной
оснастки и оборудования для выполнения ремонта.
Выдача трансформатора из ремонта оформляется актом с передачей заказчику отчетной
технической документации, протоколов испытаний и измерений.
Условия пребывания активной части трансформатора на воздухе. Началом осмотра активной
части считается: для трансформаторов, транспортируемых с маслом начало слива масла; для
трансформаторов, транспортируемых без масла, вскрытие крышки или любой заглушки.
Осмотр активной части или капитальный ремонт считается законченным с момента герметизации
бака или начала вакуумирования перед заливкой маслом. Кратковременное вскрытие какой-либо
заглушки и установка термометра для измерения температуры при прогреве не учитываются при
определении продолжительности пребывания активной части на воздухе.
Вводимые в эксплуатацию трансформаторы до 35 кВ включительно осматриваются в
соответствии с действующими заводскими инструкциями. Трансформаторы 35 кВ, проходящие
капитальный ремонт, и все трансформаторы 110 - 750 кВ при монтаже и капитальном ремонте
осматриваются в соответствии с указаниями, приведенными ниже.
Температура активной части в процессе всего периода разгерметизации должна превышать
температуру точки росы окружающего воздуха (на ремонтной площадке) не менее чем на 5°С и во
всех случаях должна быть не ниже 10 °С. Если естественные условия окружающей среды не
обеспечивают этого требования, то трансформатор перед осмотром следует нагреть. Температура
активной части в процессе осмотра определяется любым термометром (кроме ртутного),
устанавливаемым на верхнем ярме.
Вскрытие предварительно прогретой активной части трансформатора, должно производиться при
устойчивой ясной погоде без осадков.
Продолжительность работ, связанных с разгерметизацией бака, не должна превышать значений,
приведенных в табл. 4.37. Если время осмотра превышает указанное в таблице, но не более чем в 2
раза, должна быть проведена контрольная подсушка трансформатора.
При относительной влажности окружающего воздуха более 85% трансформатор допускается
осматривать только в закрытом помещении или во временном сооружении (тепляке), где можно
создать необходимые условия для осмотра. При осмотре активной части трансформатора с
продувкой сухим воздухом от установок типа «Суховей» общая продолжительность работ не
должна превышать 100 ч и определяется специальной инструкцией завода-изготовителя.
 Основные технологические операции среднего ремонта трансформаторов. При среднем
ремонте трансформаторов основные типовые технологические операции выполняют в
следующей последовательности [4.4-4.6]:
 отсоединяют шины и спуски от вводов, силовые и контрольные кабели от двигателей и
приборов, заземление трансформатора. Кабели маркируют; проводят тщательный внешний
осмотр трансформатора и составляют опись дефектов, подлежащих устранению при
ремонте;
 проверяют изоляционные характеристики трансформатора для последующего сравнения их
с показателями после ремонта;
 сливают из расширителя масло, проверяют при этом работу маслоуказателя и газового
реле, перекрывают кран между расширителем и баком;
 снимают вводы и навесные охладители, сливают масло из бака трансформатора на 150 - 200
мм ниже уровня крышки. Перекрывают краны и задвижки между охладителями и баком
трансформатора, сливают из охладителей масло, снимают их и вводы с трансформатора,
устанавливают заглушки на плоских кранах, задвижках и фланцах трансформатора. При
невозможности доставки трансформатора на место ремонта в собранном виде производят
демонтаж охладителей и вводов. Заполняют охладители маслом и устанавливают заглушки;
 наносят разметку на всех рельсах и катках в местах их сопряжения, приподнимают
трансформатор домкратами, убирают подкладки и опускают трансформатор на рельсы.
Заряжают тросом полиспаст и закрепляют его за якорь и трансформатор, проверяют стыки
на крестовинах рельсовых путей. Доставляют трансформатор на ремонтную, площадку со
скоростью, не превышающей 8 м/мин, и устанавливают по уровню, выверяя
горизонтальность рамы бака;
Таблица 4.37 Продолжительность пребывания активной части
трансформатора на воздухе
Напряжение Мощность Допустимая продолжительность, не более, ч, при температуре воздуха вы
трансформато трансформ Относительная Ta,ч>Tt,р Прогрев активной части до Применение
ра кВ
атора MB - влажность
На 0 С температуры, 0 С
установки
A
воздуха, %
«Суховей»
До 75 До 85
До
35 До 6,3
включительно
24
16
-
На 10°С выше температуры окружающего воздуха
110-220
10 и более 12
До 80
12
8
8
5
110-500
80 и более 32
20
5
То же
На 10°С выше температуры окружающего воздуха
60-80
Рекомендуется
110-330
До 400
110-750
100
более
12
20
 100
10
5
5
-
16
32
и-
Примечание: Ta,ч –температура активной части; Tt,р – температура точки росы
 испытывают трансформатор на ремонтной площадке;
 устанавливают по габаритному чертежу трансформатора схемы строповки
элементов арматуры, вводов, бака и других составных частей
трансформатора;
 сливают частично масло до уровня 150 - 200 мм от верха крышки (верхней
части бака); демонтируют газоотводные трубы, краны, задвижки,
расширитель, выхлопную трубу, клапаны; устанавливают заглушки;
 определяют условия вскрытия и допустимую продолжительность
пребывания активной части трансформатора на воздухе при осмотре в
зависимости от условий окружающей среды;
 прогревают трансформатор методом постоянного тока или другим
методом до температуры верхних слоев масла 60 –80 0С;
 сливают масло из бака с подсосом воздуха через воздухоосушитель,
установленный ранее при частичном сливе масла;
 снимают высоковольтные маслонаполненные вводы. Герметичные вводы
ГБМТ с баками давления снимают вместе с баками, предохраняя
соединительную трубку от повреждений и резких изгибов (радиус изгиба
должен быть не менее 90 мм);
 снимают трансформаторы тока с бакелитовыми цилиндрами и
устанавливают их нижней частью в емкость с маслом;
 снимают вводы НН, отсоединив гибкие соединения через специальные
люки или, разболтав контактную часть, демонтируют фарфоровые
покрышки у разборных вводов (у трансформаторов, активная часть
которых связана с крышкой, вводы ВН и НН до вскрытия трансформатора
не снимают);
 ввертывают до упора домкратные винты для фиксации переключающего
устройства погружного типа, отсоединяют крепление переключающего
устройства от бака трансформатора;
 производят маркировку отводов, отсоединяют их от переключателей
Применение
обязательно














напряжения и закрепляют за активную часть, отсоединяют распорные
болты, валы переключающих устройств, предварительно нанеся риски на
муфты сцепления;
разболчивают крышку трансформатора или верхнюю часть бака, отпуская
равномерно болты, начиная с середины боковых сторон;
снимают крышку, поднимают активную часть или снимают верхнюю часть
бака. Подъем производят в строгом соответствии с указаниями
габаритного чертежа, при этом следят за образованием по всему периметру
зазора между баком и активной частью; подъем с перекосом запрещается;
устанавливают активную часть на деревянных подкладках, выложенных
горизонтально по уровню; запрещается производить работы, если активная
или верхняя часть бака находится «на весу»;
устанавливают временные стеллажи, обеспечивающие удобные и
безопасные условия при ревизии активной части и при проведении работ
на съемной части бака;
измеряют отношение  С/С прибором ЕВ-3 или ПКВ-7;
проверяют затяжку доступных стяжных шпилек ярм. креплений отводов,
барьеров, переключателей и других элементов активной части. Замеченные
ослабления устраняют подтяжкой гаек;
проверяют затяжку винтов и домкратов осевой прессовки обмоток; на
время затяжки домкратов внутренних обмоток в случае необходимости
разрешается вывернуть мешающие затяжке прессующие винты наружных
обмоток. Эти винты затягивают при прессовке наружных обмоток.
Подтягивание винтов и домкратов производят равномерно по всей
окружности, затягивают контргайки;
проверяют затяжку, подтягивают разъемные соединения отводов,
затягивают контргайки;
проверяют состояние прессовки остова и при необходимости проводят
подпрессовку
ярма.
Выявляют
места
перегрева,
забоин
и
шлакообразования. Заменяют дефектную изоляцию стяжных шпилек
(полубандажей), восстанавливают в доступных местах разрушенную
межлистовую изоляцию пластин активной стали конденсаторной бумагой
или
бакелитовым
лаком.
Выправляют
забоины
и
удаляют
шлакообразования;
осматривают
изоляцию
доступных
частей
обмоток,
отводов,
переключателей, цилиндров, вводов и других изоляционных элементов.
Устанавливают наличие следов электрических разрядов, проверяют цвет и
механическую прочность изоляции и принимают решение о дальнейшей
эксплуатации трансформатора. Замеченные повреждения устраняют;
осматривают
состояние
доступных
контактных
поверхностей
переключателей.
удаляют подагры с контактных поверхностей или заменяют контакты;
проверяют схему заземления активной части в соответствии с чертежом и
производят измерения: сопротивления изоляции стяжных шпилек,
бандажей и полубандажей ярм относительно активной стали и ярмовых
балок; сопротивления изоляции прессующих колец относительно активной
стали и ярмовых балок; сопротивления изоляции ярмовых балок
относительно
активной
стали;
сопротивления
изоляции
электростатических экранов относительно обмоток и активной стали (если
предусмотрены конструкцией). Проверяют исправность цепи между
заземляющими шинами экранов, устанавливают на место и закрепляют
заземление экранов;
измеряют отношение  С/С в конце ревизии перед опусканием активной
части или установкой верхней части бака; приращения  С/С, измеренные
в конце и начале ревизии (приведенные к одинаковой температуре), не
должны превышать значений, указанных в табл. 4.38;
промывают активную часть струей горячего трансформаторного масла,
которое должно соответствовать предъявляемым требованиям;
удаляют остатки масла со дна бака.

Таблица 4.38. Наибольшие допустимые значения  С/С изоляции обмоток
трансформаторов110 кВ и выше без масла
Показатель
Значения  С/С %, при температуре обмотки, °С
10
 С/С Приращение отношений 8
 С/С измеренных в начале и в 3
конце ремонта и приведенных
к одной температуре
20
30
40
50
12
4
18
5
29
8,5
44
13
Примечание. Значения  С/С относятся ко всем обмоткам трансформатора.













промывают и очищают доступные внутренние части бака;
параллельно с работами на активной части ремонтируют основные
наружные составные части трансформатора: крышку, бак, расширитель,
предохранительные устройства, вводы, систему охлаждения;
опускают активную часть в бак, устанавливают крышку или ставят на
место верхнюю часть бака;
восстанавливают заземление активной части на бак (если предусмотрено
конструкцией), восстанавливают схему отводов;
герметизируют разъемы крышки или верхней части бака. Резиновые
прокладки уплотнений рекомендуется предварительно приклеивать
резиновым клеем к раме разъема. При разделке стыков прокладок концы
на длине 60 - 70 мм полностью срезают. Середину стыка располагают
против одного из болтов. При уплотнении разъемов подтягивают или
отпускают болты одновременно по всему периметру, даже если
неплотность по разъему разная. Затяжку считают нормальной, когда
прокладка зажата на 2/3 первоначальной толщины;
устанавливают и уплотняют карманы вводов высокого напряжения;
устанавливают на бак и закрепляют трансформаторы тока;
устанавливают и закрепляют вводы ВН, подсоединяют отводы к вводам
так, чтобы конус изоляции отвода вошел в экран вводной траверсы и
стропов различной длины. При установке вводов необходимо
предусмотреть меры против их опрокидывания;
устанавливают коробки вводов НН и вводы НН, подсоединяют к ним
отводы. Установку вводов НН и подсоединение к ним отводов производят
после заливки трансформатора маслом до уровня верхних ярмовых балок;
устанавливают пофазно изоляционные валы с приводом переключателей в
соответствии с маркировкой. Закрепляют привод переключателя и
выполняют его герметизацию. Проверяют по таблице, приведенной в
чертеже отводов. Особое внимание обращают на согласование положения
привода и переключателя;
устанавливают на люки и крышки постоянные заглушки и уплотняют их;
подготавливают трансформатор к вакуумированию. Устанавливают на бак
задвижки и краны, временный маслоуказатель, подсоединяют
трубопроводы временной масло вакуумной системы;
проверяют бак трансформатора на натекание, для чего включают







вакуумный насос, открывают вентиль вакуум провода на крышке бака
трансформатора и равномерно ступенями по 0,013 МПа через каждые 15
мин устанавливают в баке вакуум с остаточным давлением 0,001 МПа.
Закрывают вентиль вакуум провода на крышке трансформатора.
Трансформатор считается герметичным, если абсолютное давление внутри
бака не превышает 0,003 МПа;
вакуумируют и заливают маслом (табл. 4.39). Вакуумирование бака
разрешается выполнять при установленных вводах или усиленных
заглушках на патрубках, карманах, коробках вводов и т. д.
Трансформаторы до 35 кВ включительно и трансформаторы 110кВ, баки
которых не рассчитаны на полный вакуум, заполняют без вакуумирования
при атмосферном давлении с помощью центрифуги, фильтр-пресса или
цеолитовой установки маслом с температурой не ниже 10°С до уровня
несколько выше верхнего ярма;
устанавливают расширитель, выхлопную трубу и газоотводящую систему,
собирают и подсоединяют навесные охладители, термосифонные фильтры,
присоединяют к расширителю воздухоосушитель и трубопровод для
доливки масла;
устанавливают приборы газовой защиты и сигнализации. Собирают и
подсоединяют систему масляной защиты к расширителю;
доливают трансформаторы и заполняют маслом системы охлаждения через
расширитель со скоростью не более 4 т/ч до уровня максимальной отметки
маслоуказателя расширителя;
испытывают бак трансформатора на маслоплотность избыточным
давлением столба масла высотой 0,6 м над высшим рабочим уровнем
масла в расширителе в течение 3 ч при температуре масла не ниже 10 °С.
При доливке и испытании избыточным давлением трансформаторов с
азотной или пленочной защитой руководствуются указаниями технической
документации;
испытывают трансформатор; при необходимости подсушивают;
перекатывают трансформатор и устанавливают на фундамент так, чтобы
крышка имела подъем 1 - 1,5% по направлению к газовому реле, если в
сопроводительной документации нет специальных указаний и уклон не
предусмотрен конструкцией бака;
присоединяют выносную систему охлаждения к трансформатору;
Таблица 4.39. Вакуумирование и заполнение маслом трансформаторов
Технологическа Класс
Остаточное Продолжительност Температур Примечание
я операция
напряжения
давление в ь операции, ч
а масла, °С
трансформатора баке, МПа
, кВ



Вакуумировани 110-150
е
220-750
трансформатора
перед
заполнением
маслом
0,001
0,001
2
20
Заполнение
110-150
трансформатора 220-750
маслом
0,001
0,001
Скорость
заполнения
более 3 т/ч
Выдерживание 110-150
трансформатора 220-750
под вакуумом и
пропитка
изоляции
0,001
0,001
6
10
Снижается
Снятие вакуума 110-150
и
пропитка 220-750
изоляции
при
атмосферном
давлении
-
3
5
То же
-
>10
не 45-60
доливают масло в трансформатор и в систему охлаждения через
расширитель со скоростью не более 4 т/ч с последующим отстоем в
течение 12 ч, при этом руководствуются инструкциями заводаизготовителя;
выпускают воздух из трансформатора, вводов и охладителей, включают
масляные насосы системы охлаждения, проверяют правильность вращения
роторов маслонасосов по манометрам. При закрытой заслонке давление по
манометру должно быть не менее 0,13 МПа;
проверяют направление вращения крыльчаток вентиляторов, при этом
поток воздуха, создаваемый крыльчаткой, должен быть направлен в
Для
б
трансформато
,
рассчитанных
полный вак
допустимое
значение
остаточного
давления
приводится
сопроводител
й
техниче
документаци
при
отсутствии
устанавливае
0,054 МПа
трансформато
110 - 220 кВ
Температуру
скорость
поступления
масла
в
контролирова
процессе
заливки
Температура
активной ч
трансформато
залитого мас
изменяется
зависимости
температуры
окружающей
среды
Снимать вак
необходимо
подачей воз
в
трансформато
через
силикагелевы
осушитель
сторону пучка охлаждающих трубок охладителя;
проверяют работу фильтров системы охлаждения. Разница избыточного
давления на выходе и входе масла в фильтрах должна быть не более 0,2
МПа;
 включают циркуляцию масла в трансформаторе не менее чем на 8 ч, затем
отключают и дают маслу отстояться в течение 12 ч;
 оформляют документацию на ремонт.
Определение необходимости контрольной подсушки или сушки трансформаторов
после капитального ремонта [4.5].Трансформа торы, прошедшие капитальный
ремонт, могут быть включены в работу без контрольной подсушки или сушки при
соблюдении условий проведения ремонта и времени пребывания активной части
на воздухе в соответствии с требованиями табл. 4.37, а также при соответствии
изоляционных характеристик масла и обмоток установленным требованиям. При
сравнении характеристик изоляции до и после капитального ремонта следует
также учитывать влияние качества масла на характеристики изоляции.
При включении трансформаторов после капитального ремонта без контрольной
подсушки или сушки должны соблюдаться следующие условия:
для трансформаторов до 35 кВ включительно мощностью до 1000 кВ А
сопротивление изоляции за время ремонта не должно снижаться более чем на 40%
или быть не ниже данных, указанных в табл. 4.40, пробивное напряжение масла
должно соответствовать требованиям, указанным в табл. 4.41;

Таблица 4.40. Наименьшие допустимые сопротивления изоляции R60
обмоток трансформатора в масле
Номиналь Значения R60 ,
ное
обмотки, °С
напряжен
ие
10
20
30
обмотки
ВН, кВ
До 35
110
450
900
300
600
200
400
МОм,
при
температуре
40
50
60
70
130
260
90
180
60
120
40
80
Не нормируется
Выше 110
Примечание. Значения, указанные в таблице, относятся ко всем обмоткам
трансформатора.
 для трансформаторов 35 кВ мощностью выше 1000 до 10000 кВ • А
включительно сопротивление изоляции за время ремонта не должно
снижаться более чем на 40% или
быть не ниже данных, указанных в табл. 4.40, отношение R60/R15 при
температуре 10 - 30 °С не должно быть менее 1,3, а характеристики масла должны
соответствовать требованиям, указанным в табл. 4.41;
 для трансформаторов 35 кВ мощностью более 10000кВ-А сопротивление
изоляции после ремонта не должно быть ниже значений, указанных в табл.
4.40, tg  или С2/С50 не должны превышать значений, приведенных в табл.
4.42 и 4.43, отношение R60/R15 при температуре 10-30°С должно быть не
менее 1,3, а характеристики масла должны соответствовать требованиям,
указанным в табл. 4.41. Измерение характеристик изоляции R60, tgδ, C2/C50
и  С/С производится по схемам табл. 4.44;
 для трансформаторов 110 кВ и выше приращения  С/С не должны
превышать значений, приведенных в табл. 4.38. Сопротивление изоляции
за время ремонта не должно снизиться более чем на 30%, а его значение
должно быть не ниже указанных в табл. 4.40, tgδ или С2/С50 не должны
увеличиться соответственно более чем на 30% и 20%, а их абсолютные
значения - не должны превышать указанных в табл. 4.42 и 4.43; отношение
R60/R15 при температуре 10 - 30 °С должно быть не менее 1,3, а
характеристики масла должны соответствовать требованиям, указанным в
табл. 4.41.
При рассмотрении условий включения трансформаторов без контрольной
подсушки или сушки необходимо, чтобы характеристики масел, заливаемых в
трансформаторы, соответствовали требованиям [4.5].
При заливке после ремонта трансформаторов маслом с другими, чем у слитого
масла, характеристиками может наблюдаться изменение значений сопротивления
изоляции и tgδ, что должно учитываться при комплексной оценке состояния
изоляции трансформатора введением поправок на изменение tgδ масла.
Характеристики изоляции R60, tgδ, С2/С50 должны измеряться при одной и той же
температуре или приводиться к одной базовой температуре.
Контрольную подсушку обмоток трансформатора проводят в следующих случаях:
 при появлении признаков увлажнения масла или твердой изоляции,
установленных осмотром или измерениями на трансформаторах,
проходящих капитальный ремонт;
 при продолжительности пребывания на воздухе активной части
трансформатора больше времени, указанного в табл. 4.37.
 при несоответствии нормам характеристик изоляции, измеренных при
капитальном ремонте трансформатора.
Сушку обмоток трансформатора производят в следующих случаях:
 если контрольной подсушкой характеристики изоляции не приведены в
соответствие с требованиями;
 если продолжительность пребывания на воздухе активной части
трансформатора при капитальном ремонте более чем вдвое превышает
время, указанное в табл. 4.37.
Ремонт деталей и сборочных единиц трансформаторов. В процессе капитального
ремонта трансформаторов выполняется ремонт деталей и сборочных единиц
активной части и основных наружных составных частей.
Технологические операции ремонта магнитной системы [4.7]. Устранение
повреждений изоляции и кромок пластин электротехнической стали. Ярмо
частично распрессовывают и между пластинами прокладывают телефонную
(конденсаторную) бумагу или обрабатывают с помощью кисти бакелитовым
лаком с последующей пропиткой. Для устранения забоин кромок пластин
электротехнической стали в распрессованное ярмо вбивают несколько
текстолитовых, деревянных или металлических с полосами электрокартона
клиньев. Выпрямляют загнутые кромки пластин, прокладывают между ними
листы изоляции из кабельной или телефонной бумаги и вновь спрессовывают
ярмо.
Устранение очагов прогара и оплавлений активной стали. Работы проводятся без
разборки магнитной системы. Наружные дефекты пластин стали устраняют
карборундовым камнем, насажанным на вал электросверлильной машинки, или
путем вырубания острым зубилом. Распрессовывают частично ярмо, пластины на
поврежденном участке отделяют друг от друга, снимают заусенцы с кромок
пластин напильником или шабером, очищают участок от старой изоляции и
металлических опилок, изолируют пластины друг от друга телефонной или
кабельной бумагой и вновь спрессовывают ярмо.
Таблица 4.41. Область применения и предельно допустимые значения
показателей качества трансформаторного масла
Показатели качества масла Область применения
Масло
марок п
эксплуа
До 220 кВ
До 500 кВ
До 750 кВ
ГОСТ1012176
ГОСТ 982 - ТУ-38-101- ГОСТ 982
68(ТКП)
281-75
68(Т-750)
-
До
После До После До
Посл До
После
залив заливк зали заливк залив е
заливк заливк
ки
и
вки и
ки
зали и
и
вки
Минимальное
пробивное
напряжение в стандартном
маслопробойнике, кВ, для
трансформаторов
на
напряжение:
до 15 кВ
от 15 до 35 кВ
от 60 до 220 кВ
от 330 до 500 кВ
750 кВ
tg 
при
напряжении
электрического поля 1 кВ,
%, не более:
при 200 С
при 700 С
при 900 С
Кислотное число, мг КОН
на 1 г масла, не более
30
35
45
-
25
30
40
-
30
35
45
55
-
25
30
40
50
-
30
35
45
55
-
25
30
40
50
-
55
65
50
60
20
25
35
45
55
0,2
2
0,02
0,3
2,5
0,02
0,2
1,5
2,6
0,02
0,3
2
0,02
1
0,03
1,5
0,03
0,3
0,5
0,01
0,5
0,7
0,01
7 *1
0,25
Содержание
водорастворимых кислот и
щелочей, мг КОН
Отсутствуют
Содержание механических
примесей
Температура
вспышки, 150
определяемая в закрытом
тигле, °С, не ниже
0,014*2
Отсутствуют
150
135
135
135
135
135
135 Снижен
более ч
0
С
сравнен
предыд
значени
Температура застывания, -45
°С, не выше (проверяют для
трансформаторов,
работающих в районах с
холодным климатом)
Общая
стабильность
против окисления (ГОСТ
981-75*):
Количество осадка после Отсут
окисления, %, не более
ствуе
т
кислотное
число 0,1
окисленного масла, мг КОН
на 1 г масла, не более
Натровая проба, баллы, не 1
более
Влагосодержание, %: для
трансформаторов,
0, 002
оборудованных
воздухоосушителем
-
-45
-
-50
-
-55
-
Отсутс 0, 01 твует
0,02
-
Не
нормир
-
0,1
-
0,2
-
Отсут ствуе
т
0,03
1
1
1
1
1
1
»
1
-
То же
0, 0025 0, 002 0,0025 0, 002 0,0025 0, 002 0,00 25
Для
трансформаторов, 0,001 0,001
оборудованных азотной и
пленочной защитами
0,001 0,001
0,001 0,001
0,001 0,00 0,002
1
Газосодержание, %, для 0,1
трансформаторов,
оборудованных азотной
и пленочной защитами
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
1.Для трансформаторов до 220 кВ. Для трансформаторов 330-500 кВ
tg  эксплуатационного масла должно быть не более 5%, для трансформаторов 750
кВ - не более 2%.
2. Для трансформаторов мощностью более 630 кВ А и маслонаполненных вводов.
Для трансформаторов мощностью менее 630 кВ А содержание водорастворимых
кислот и щелочей в эксплуатационном масле должно быть не более 0,03 мг КОН.
Для трансформаторов, оборудованных пленочной защитой масла.
Примечание. При
использовании новых типов масел необходимо
руководствоваться требованиями соответствующих ТУ.
Таблица 4.42. Наибольшие допустимые значения tg  изоляции обмоток
трансформаторов в масле
Характеристика
трансформатора
Значение tg  , % при температуре обмотки, °С
10
1,8
35 кВ мощностью более
10000 кВ А и 110 -150 кВ
всех мощностей
220 кВ всех мощностей
1
20
2,5
30
3,5
40
5
50
7
60
10
70
14
1,3
1,6
2
2,5
3,2
4
Примечание. Значения, указанные в таблице, относятся ко всем обмоткам
трансформатора.
1*3
Таблица 4.43. Наибольшие допустимые значения С2/С50 изоляции
обмоток трансформаторов в масле
Напряжение обмотки ВН, Значение С2/С50 при температуре обмотки, °С
кВ
10
20
30
40
50
60
До 35
110-150
Выше 150
1,2
1,1
1,3
1,2
1,4
1,3
1,5
1,4
1,6
1,5
1,7
1,6
70
1,8
1,7
Не нормируется
Замена дефектной изоляции стяжных шпилек (полубандажей). Поврежденную
бумажно-бакелитовую трубку заменяют новой или изготовляют ее из кабельной
бумаги толщиной 0,12 мм. При намотке на шпильку бумагу пропитывают
бакелитовым лаком и запекают при температуре не выше 105°С в течение 3 - 4 ч.
Толщина стенок изоляционных трубок для диаметров шпилек должна быть: от 12
до 25 мм-2-3 мм, от 25 до 30 мм - 3-4 мм, более 50 мм - 5-6 мм.
Таблица 4.44. Схемы измерения характеристик изоляции трансформаторов
Последовательнос Двух обмоточные трансформаторы
ть измерений
Обмотки,
на Заземляемые
которых проводят части
измерения
трансформатора
1
2
3
4
5
НН
ВН
(ВН + НН)1
-
Бак, ВН
Бак, НН
Бак
-
Трехобмоточные трансформаторы
Обмотки,
на Заземляемые
которых проводят части
измерения
трансформатора
НН
СН
ВН
(ВН + СН)*
(ВН + СН + НН)*
Бак, СН, ВН
Бак, НН, ВН
Бак, НН, СН
Бак, НН
Бак
Измерения обязательны только для трансформаторов мощностью 16000 кВ • А и
более.
Длину трубки выбирают равной толщине ярма или удлиненной на 5 - 6 мм.
Изолирующие шайбы и прокладки изготовляют из электрокартона толщиной не
менее 2 мм. Поврежденную изоляцию полубандажей заменяют полосой
электрокартона необходимой толщины. После замены трубок или полубандажей
проводят измерение сопротивления изоляции мегомметром на напряжение 1000 2500 В. Сопротивление изоляции не нормируется.
Замена дефектных шинок-заземлений. При наличии подгорав и других
повреждений шинки заменяют другими того же сечения, пролуженными
оловянистым припоем, и устанавливают в соответствии с заводской схемой
заземления магнитной системы.
Разборка магнитной системы трансформатора и переизолировка пластин
электротехнической стали. При необходимости ремонта с полной разборкой
магнитной системы ярма и стержни распрессовывают и расшлихтовывают,
укладывая пластины. на стеллажи отдельными стопками по позициям и пакетам,
одновременно проводя отбраковку дефектных пластин. При необходимости
производят удаление старой изоляции с пластин электротехнической стали, для
чего при химическом способе пластины с лаковой или бумажной изоляцией
погружают в 20 -25%-ный раствор едкого натра (каустической соды) или
тринатрийфосфата, подогретого до 60 - 80 °С, перемешивая его паром или
горячим воздухом. Затем пластины вынимают из раствора, промывают в горячей
воде при температуре 90 - 95°С, сушат и направляют для изолировки.
Механическую чистку пластин от изоляции производят стальными
кардолентными щетками на специальном станке. Отжиг пластин стали для
удаления бумажной изоляции осуществляют на специальной установке при
температуре 350-500 °С. Нанесение и запекание лаковой пленки на пластинах
производят на лакировальном станке. Толщина лакового покрытия на две стороны
должна быть не более: при однократном покрытии - 0,01 ± + 0,004 мм; при
двукратном - 0,02 + ± 0,006 мм.
Пластины стали изолируют смесью из 90% лака КФ-965 и 10% чистого
фильтрованного керосина или уайт-спирита, сушат при температуре 450 -600 °С в
течение 40 - 45 с. Незначительные повреждения лаковой пленки восстанавливают
лакировкой глифталевым лаком 1154с применением растворителей - бензола или
бензина. Сушку производят при 25 °С в течение 7 ч.
Сборка магнитной системы. На рабочее место доставляют полный комплект
изолированных пластин, изоляционных деталей, стяжных шпилек с гайками и
шайбами, полу бандажей, крепежных деталей, приспособлений и инструмента.
Сборку магнитной системы в зависимости от ее габаритных размеров производят
на металлических столах, приспособлениях или кантователях, на которых
производилась их разборка или кантовка в горизонтальное положение.
Технологические операции ремонта обмоток [4.6]. Поступающие в ремонт
обмотки имеют различные повреждения, размер которых определяет объем и
способы их устранения.
Устранение повреждений изоляции витков обмоток. Виток с поврежденной
изоляцией оттягивают фибровым или металлическим клином, место повреждения
зачищают, устраняют заусенцы, подрезают изоляцию. Изолируют полосами
лакоткани ЛХММ-105 или кабельной, телефонной бумаги и бакелитового лака с
полуперекрытием на толщину в соответствии с заводским исполнением и с
перекрытием места повреждения изоляции с обеих сторон не менее чем на 10 мм.
Устанавливают изолированный виток на прежнее место, покрывают место
наложения дополнительной изоляции лаком МЛ-92 или ГФ-95. В случае
повреждения изоляции витка в удаленной части катушки между витками
закладывают электрокартонную полоску толщиной 0,3 - 0,5 мм.
Восстановление поврежденной изоляции отводов. Поврежденную изоляцию с
обоих концов от места повреждения срезают на конус, длина которого должна
быть не менее десятикратной толщины изоляции отвода. Накладывают на отвод с
полуперекрытием новую изоляцию полосами из лакоткани марки ЛХММ-105
шириной 30 мм, предварительно высушенными при температуре 80 -90°С в
течение не менее 10 ч.
Замена нескольких витков двухслойных цилиндрических обмоток. Обмотку
закрепляют на шаблоне, установленном на намоточном станке ТТ-20 или ТТ-22.
Снимают (разрезают, разматывают) бандаж наружного слоя, устанавливают
временный бандаж с таким расчетом, чтобы обмотка не распустилась после
удаления дефектных заменяемых витков. Осторожно снимают опорное кольцо;
если оно повреждено, то изготовляют новое (по образцу). Распускают витки и
отрезают провод от места повреждения с некоторым запасом по длине.
Если вместе с проводом подгорели опорные рейки, то обгоревшие места срезают
до чистого картона; взамен устанавливают новые полоски на провяленном
бакелитовом лаке.
Подготавливают место пайки проводов и припаивают новый провод (провода)
достаточной длины для домотки обмотки и вывода конца. Доматывают обмотку,
закрепляют крайние витки, опорное кольцо и выводной конец.
Снимают временный бандаж и, если обмотка была пропитана и запечена,
домотанные витки промазывают жидким бакелитовым лаком. Накладывают
общий бандаж на всю обмотку и также промазывают жидким бакелитовым лаком.
Если обмотка намотана в два и больше параллельных провода, места паек
сдвигают относительно друг друга с шагом 100 - 150 мм.
Аналогично выполняют частичную перемотку многослойных цилиндрических
обмоток, намотанных круглым проводом.
Технологические операции ремонта переключающих устройств. В процессе
эксплуатации трансформаторов детали переключающих устройств изнашиваются
и повреждаются. При ремонтах восстанавливают их работоспособность.
Ремонт переключающих устройств ПБВ [4.6]. При проведении ремонта
проверяют состояние подвижных и неподвижных контактов; удаляют
незначительные подгары с контактных поверхностей колец стержней мелкой
стеклянной бумагой, протирают поверхности чистой технической салфеткой,
смоченной в бензине или ацетоне. При значительных повреждениях (обгаре и
оплавлениях) контакты заменяют новыми заводского изготовления, а при их
отсутствии изготовляют по образцу поврежденных (учитывая их износ); удаляют
с контактной поверхности переключателя налет желтоватой пленки, протирая ее
технической салфеткой, смоченной в ацетоне или очищенном бензине.
Подтягивают все крепежные детали, заменяют поврежденные пружины,
изоляционные детали и прокладки. Заменяют сальниковую набивку из
асбестового шнура, пропитанного техническим вазелином.
Проверяют усилие пружин подвижных контактов, которое должно быть в
пределах 20 - 50 Н; проверку проводят динамометром или специальным щупом с
тензометрическими датчиком. При необходимости производят замену контактных
колец переключателей типа П-6 без снятия и разборки переключателя простым
приспособлением (двух плоских крючков): с помощью двух тяг ось колец
оттягивают из паза коленчатого вала до ее выхода из паза. После ремонта
переключателя проверяют легкость прохождения контактов при всех положениях
переключателя.
Ремонт переключающих устройств РПН [4.6]. В процессе ремонта проверяют
состояние контактных поверхностей контактов избирателя ступеней, контакторов
и электрической части приводного механизма.
Контакты всех элементов переключающего устройства, имеющие легкие
оплавления, очищают и опиливают, устраняют подгары и наплывы металла. При
значительных повреждениях контакты заменяют новыми. Глубина раковин на
контактной поверхности не должна превышать 0,3 мм, площадь обгара контактов
- 10% площади поверхности. Проверяют смещение подвижных и неподвижных
дугогасительных контактов относительно друг друга в вертикальном и
горизонтальном направлениях; оно не должно превышать 1 мм. Регулируют
степень нажатия (давление) контактов избирателей и контакторов. Давление
контактов в устройствах РПН типа РНТ и РНО в замкнутом состоянии должно
быть 0,5—0,6 МПа
(5 - 6 кгс/см2-) (разница в давлении между спаренными контактами одной фазы не
должна превышать 0,03 МПа); контактов избирателей и предызбирателей - 0,5 0,6 МПа, основных контактов контактора - 0,8-1 МПа.
Давление контактов в устройствах РПН типа РНОА должно быть: главных - 2 2,4 МПа; вспомогательных - 1,8 - 2,2 МПа; дугогасительных - 1,4 - 1,5-МПа.
Давление контактов в устройствах РПН типа PC должно быть: главных -2 - 2.3
МПа; вспомогательных - 1,4 - 1,5 МПа.
Снимают круговую диаграмму последовательности действия контактов
избирателя и контактора при прямом и обратном ходе, которая должна
соответствовать заводским нормам.
Снимают осциллограмму работы контактов устройств РПН с активными
токоограничивающими сопротивлениями, которая должна соответствовать
заводским нормам.
Ремонт основных наружных составных частей трансформатора [4.4, 4.6].
Параллельно с ремонтом активной части производят осмотр, ремонт и подготовку
к последующей установке всех наружных составных частей трансформатора.
Ремонт бака и крышки начинают с проверки состояния сварных швов. Места течи
очищают от грязи, обезжиривают ацетоном или бензином и заваривают
электродуговой сваркой (желательно постоянным током), а на ребре и стенке бака
- газосваркой. Специальными эпоксидными смолами производят заделку трещин.
Металлическими щетками удаляют шлак и зачищают сварные швы. Проверяют
качество шва, для чего с наружной или внутренней поверхности бака сварочный
шов покрывают мелом, а с противоположной смачивают керосином. Отсутствие
пятен на забеленной поверхности свидетельствует о хорошем качестве шва.
Проверяют и восстанавливают поврежденную резьбу отверстий и гнезд, упорного
бортика на разъеме бака и устраняют неисправности. При необходимости
устраняют погнутости и вмятины корпуса бака. Очищают и обезжиривают
внутреннюю поверхность, красят маслостойкой эмалью 624С, 1201, ВЛ-515 или
ФЛ-ОЗК, сушат в течение 5 ч при температуре 15 - 20 °С. Соприкосновение
окрашенных участков с маслом допускается не ранее чем через 24 ч после
окончания сушки. Наружную поверхность красят эмалью ПФ-115 (серого цвета)
после сушки и пропитки активной части маслом, предварительно зашпаклевав и
загрунтовав сварные швы.
Ремонт расширителя производят в следующей последовательности. Отвертывают
болты боковых люков расширителя, а при их отсутствии вырезают одну из
боковых стенок. Проводят осмотр внутренней и внешней поверхностей и
определяют состояние расширителя. Ремонтируют при необходимости указатели
уровня масла. Проводят очистку внутренней и внешней поверхностей от
загрязнений и коррозии салфетками, смоченными в бензине, сушат и красят
маслостойкой эмалью 624С, 1201 или НЦ-51-23 внутреннюю поверхность
расширителя. Вырезают новую стенку и приваривают или привертывают к
корпусу расширителя. После испытания на герметичность красят наружную
поверхность расширителя. Осматривают устройство азотной или пленочной
защиты и проверяют его на герметичность. Обнаруженные повреждения мягких
резервуаров азотной защиты устраняют путем наложения заплат из однотипного
материала (прорезиненной ткани). При серьезных повреждениях (разрывах)
гибких оболочек пленочной защиты их устраняют или оболочку заменяют.
Разбирают, чистят и собирают отстойник. Разбирают, чистят и промывают
растворителем маслоуказатель, собирают и проверяют сообщаемость
маслоуказателя с расширителем. Разбирают (при наличии) стрелочный
маслоуказатель, проверяют состояние узлов кинематической системы, собирают,
проверяют его работу в собранном виде и устанавливают на расширитель.
Разбирают воздухоосушитель, очищают внутреннюю и наружную поверхности,
собирают, заполняют сухим крупнозернистым силикагелем. По окончании
ремонта испытывают на герметичность столбом масла высотой 1,5 м в течение 20
мин.
Ремонт выхлопной трубы. При ремонте трубу разбирают, очищают внутреннюю
поверхность от ржавчины и красят эмалью 624С или 1201. Стеклянный диск
протирают от грязи и налета масла. Поврежденный диск заменяют. Для дисков
диаметром 150 - 200 мм применяют стекло толщиной 2,5 - 3 мм, при диаметре 250
мм и выше - 4 - 4,5 мм. При отсутствии стекла можно применять медную фольгу
толщиной 0,1-0,15 мм, окрашенную с обеих сторон эмалью 624С. Уплотняющие
резиновые прокладки промазывают клеем или бакелитовым лаком.
Ремонт предохранительных клапанов. Доставленные на место ремонта клапаны
разбирают, очищают и притирают уплотняющие поверхности. Проверяют с
помощью динамометра работу клапанного механизма. Уплотнения заменяют
новыми.
Рис. 4.3. Промывка и проверка маслоплотности радиаторов:
а - промывка; б - опрессовка; 1 - радиатор; 2 - труба для выхода воздуха; 3 маслоподогреватель; 4 - фильтр-пресс; 5 - труба для создания столба
Рис. 4.4. Схема промывки и испытаний системы охлаждения типа ДЦ:
1 - воздухоосушитель; 2 - маслоподогреватель; 3 - маслоочистительная установка
с насосом; 4 - сетчатый фильтр; 5 - масляный насос (ЭЦТ) рабочий; 6 промываемые элементы системы охлаждения; 7 кран отбора проб масла; 8 - бак
вместимостью не менее 3,5 м3; 9 - маслопровод диаметром 120 мм в системе
промывки; 10 - маслопровод в системе подогрева и очистки масла; 11 - манометр
с избыточным давлением от 0 до 10 ат; 12 - 15 - задвижки; 16 - маслоуказатель
Ремонт отсекателя. При ремонте отсекатель разбирают, промывают и протирают.
Собирают отсекатель и проверяют на срабатывание. При необходимости меняют
уплотнения. Разбирают газоотводной трубопровод, очищают и промывают трубы
трансформаторным маслом и герметизируют.
Ремонт радиаторов. Внешним осмотром устанавливают состояние мест сварки,
уплотнений и наружной окраски. Проверяют работу кранов. Плотный наружный
слой загрязнений на радиаторах удаляют ультразвуковой очисткой или 10-15%ным щелочным раствором (каустической содой) в специальных ваннах с
последующим погружением в ванну с проточной водой. Перед промывкой
испытывают радиатор на герметичность сжатым воздухом давлением 0,2 МПа в
течение 5 - 10 мин. Внутреннюю поверхность радиатора в случае загрязнения или
наличия ржавчины промывают с использованием фильтр-пресса горячим маслом
в течение 1 - 1,5 ч (рис.4.3).Температура масла 60 - 70 °С. При необходимости
заварки дефектных мест ее производят электросваркой тонким электродом (или
применяют замазки из пластмасс или эпоксидных смол). Радиаторы испытывают
на герметичность столбом масла высотой, равной высоте столба масла от нижней
точки подвешенного радиатора до верхней точки расширителя плюс 0,5 м, или с
помощью ручного пресс - насоса в течение 15 мин. После промывки и испытаний
на фланцы радиаторов устанавливают заглушки или деревянные пробки, красят
наружную поверхность радиаторов. Уплотнения сливных пробок выполняют из
льняного волокна или асбестового шнура, пропитанного бакелитовым лаком и
подсушенного на воздухе. Проверяют работу кранов, заменяют при
необходимости уплотнение сальника и неисправные краны.
Ремонт охладителей системы охлаждения типа ДЦ. При ремонте охладителей
вскрывают верхнюю и нижнюю коробки (коллекторы), тщательно очищают,
обезжиривают и заваривают места течи в сварных швах трубки с трубной
пластиной. Прочищают внутреннюю поверхность трубок, проверяют перегородки
ходов и устанавливают верхнюю и нижнюю крышки охладителя, предварительно
очистив их. Испытывают охладители сухим трансформаторным маслом по схеме,
приведенной на рис. 4.4. Заполняют охладитель прогретым до 60 °С маслом и
поднимают с помощью маслонасоса избыточное давление до 0,21 МПа,
перекрывают задвижку и отключают маслонасос. После испытания охладитель
промывают горячим трансформаторным маслом с очисткой его через фильтры
ФОС-30, ФОС-60 или ФГН по схеме рис. 4.4 до отсутствия на фильтровальной
ткани следов ржавчины и грязи и до постоянного значения электрической
прочности масла не ниже 45 кВ
Ремонт адсорбных фильтров, маслопроводов, арматуры. При ремонте фильтр
разбирают и удаляют отработанный сорбент, очищают, обезжиривают и красят.
Промывают фильтр трансформаторным маслом, подогретым до 50 - 60 °С, и
испытывают его на герметичность избыточным давлением масла 0,2 МПа в
течение 30 мин. Засыпают фильтр отсеянным от пыли силикагелем и промывают
его через фильтр-пресс; силикагель, поставляемый в негерметичной упаковке,
перед засыпкой прокаливают слоем 150 мм при температуре 500-600 °С.
Выполняют ремонт маслопроводов, арматуры системы охлаждения. При этом
разбирают и чистят задвижки, клапаны и краны, производят внутреннюю и
наружную очистку поверхностей труб и протирку их техническими салфетками
без ворса. Производят притирку клапанов, замену резиновых и сальниковых
уплотнений. Промывают в течение 1 ч внутренние поверхности труб
трансформаторным маслом, подогретым до 50-60°С.
Ремонт бессальникового электронасоса ЭЦТ. Насос осматривают и вскрывают,
проверяют биение вала, состояние подшипников, крепления рабочего колеса,
наличие натиров и заусенцев на корпусе и колесе, проверяют исправность
подшипников и заменяют негодные. Измеряют сопротивление изоляции
статорных обмоток двигателя мегаомметром - оно должно быть не менее 0,5
МОм. Собирают насос, проверяют вращение двигателя вручную и опробывают
его перекачиванием трансформаторного масла во временный бак, испытывают
электронасос на герметичность опрессовкой трансформаторным маслом с
температурой 80°С, давлением 0,65 МПа в течение 10 мин. Измеряют вибрацию
корпуса насоса. Красят наружную поверхность эмалью ПФ-115, предварительно
обезжирив ее. Сушат после покраски в течение 5 ч при температуре 15 - 20 °С.
Ремонт вентиляторов и крыльчаток. При ремонте проверяют зазор между
крыльчатками вентиляторов и диффузорами по всему периметру - он должен
быть равномерным и не должен превышать 1,5% диаметра. Заменяют
амортизационные прокладки под лапками электродвигателей. Очищают
вентиляторы от пыли и загрязнений, измеряют мегаомметром на 500 В
сопротивление изоляции статорных
обмоток электродвигателей (пофазно). Проверяют состояние доступных мест паек
и контактов.
Включают электродвигатель и измеряют вибрацию в трех точках вибрографом
ВР-1. При значении вибрации, превышающей 0,06 мм, проверяют биение
лопастей вентиляторов в осевом направлении, снимают вентилятор и производят
его статическую и динамическую балансировку.
Проверяют состояние подшипников и заменяют их смазку. Непригодные
подшипники заменяют. Собирают вентилятор и проверяют повторно его
вибрацию.
Ремонт термосифонного фильтра. До начала ремонта из термосифонного фильтра
выгружают отработанный сорбент, затем его разбирают. Очищают внутреннюю
поверхность фильтра, патрубков, сетки и решетки от загрязнений, промывают
чистым сухим трансформаторным маслом, проверяют на отсутствие течей и
засыпают в фильтр свежий сорбент (силикагель марки КСМ с размером зерен от
2,7 до 7 мм), предварительно просушенный нагревом до 140 °С в течение 8 ч или
до 300 °С в течение 2 ч. При необходимости внутреннюю поверхность фильтра
покрывают нитроэмалью 624С.
Ремонт фарфоровых вводов. Технология ремонта приведена в табл. 4.45.
Обработка изоляции трансформаторов при ремонте 14.81. Надежная работа
трансформаторов после ремонта в значительной степени определяется качеством
изоляции, обеспечиваемым в процессе ремонта различными способами ее
обработки.
Вакуумирование трансформаторов производится перед заливкой маслом для
удаления воздуха из бака, а также адсорбированных изоляцией в процессе
разгерметизации влаги и газа. Подсоединение оборудования и приборов для
вакуумирования трансформаторов показано на рис. 4.5. Технологический процесс
вакуумирования приведен в табл. 4.39. Схема вакуумирования должна быть
собрана таким образом, чтобы в процессе создания вакуума не повредились от
разности давлений отдельные детали и составные части трансформатора: полости
баков навесных устройств РПН, полости контакторов и другие, которые должны
быть соединены с баком трансформатора при помощи вакуумпроводов.
Заливка трансформаторов маслом. Применяемое для заливки трансформаторов
масло должно отвечать требованиям, приведенным в табл. 4.41. У
трансформаторов сравнительно небольших мощностей, оборудованных
системами охлаждения М и Д, влагосодержание масла не проверяют.
При вакуумной заливке для подачи масла в бак трансформатора не рекомендуется
применять фильтр прессы и центрифуги, имеющие сообщение с окружающим
воздухом. Маслопровод должен быть масло плотным и выдерживать полный
вакуум.
Нагрев трансформаторов производят в следующих случаях: перед
разгерметизацией трансформатора для предохранения изоляции от недопустимого
увлажнения, перед измерением параметров изоляции (R60 и tg  ) при
температурах, указанных в паспорте трансформатора, при проведении подсушки
и сушки изоляции трансформатора. Для измерения параметров изоляции
трансформаторов ее нагревают до температуры, отличающейся не более чем на
5°С от температуры, при которой производились измерения на заводе.
Подсушка изоляции трансформаторов. Технологический процесс подсушки с
нагревом изоляции маслом и вакуумированием обеспечивает удаление влаги,
адсорбированной только поверхностными слоями изоляции. Принципиальная
схема подсоединения оборудования и приборов для проведения подсушки
показана на рис. 4.6.
Подсушка изоляции производится в масле (с нагревом методом постоянного тока
или другими методами), уровень которого в баке трансформатора до начала
нагрева должен быть на 150 - 200 мм ниже крышки трансформатора по
технологии, изложенной в табл. 4.46.
Таблица 4.45. Технология ремонта фарфоровых вводов напряжением
до 35 кВ включительно
Наименование
ремонтных
операций
Способ выполнения
Примечание
Проверка
состояния
фарфоровых
вводов
Осмотреть
шпильки,
фланцы,
фарфор,
колпачки. Проверить отсутствие течи масла в
армировочных швах. Для выявления трещин в
фарфоре опустить его на несколько часов в
масло, затем поверхность тщательно обтереть
тряпками и опылить мелом. Прогреть фарфор
до температуры 40 - 50 °С. Трещины
обозначатся следами выступающего из них
масла
При наличии сколов фарфора
площадью более 3 см 2 или
глубине царапин более 0,5 мм,
ожогов
на
глазури
от
электрической дуги, трещин
фланца, обоймы или кольца,
течи
масла
вводы
переармируют
Ремонт
фарфоровых
покрышек
Очистить поврежденные места фарфора от
загрязнений, обезжирить, высушить и покрыть
клеем БФ-4, бакелитовым или глифталевым
лаком. Провести термическую обработку слоя
при температуре 55 - 60 °С в течение 15 мин
Выдержать покрытие при
комнатной температуре в
течение 1 ч. Повторить
покрытие и его обработку 2
раза.
Последний
слой
обработать при температуре
30-90°С в течение 1 ч
Устранение
Забитую резьбу на гайках исправить дефектов резьбы прогонкой метчиком, на стержне - плашкой
стержня и гаек
Удаление старой Нагреть фарфор изолятора в термошкафу до
армировочной
температуры 400 - 500 °С или с помощью
замазки
автогенной горелки до 100°С, а фланец - до
такого состояния, при котором армировка
начнет трескаться и высыпаться. Легкими
постукиваниями
молотка
по
фланцу
освободить его от изолятора
Армировка
Колпачок ввода с ввернутым и впаянным в
ввода
него стержнем установить в вертикальное
положение, уложить в него резиновую
прокладку, вставить изолятор, установить
резиновую прокладку и фланец, на конец
стержня надеть гетинаксовую и стальную
шайбы, навернуть
и
затянуть
гайку.
Фарфоровый изолятор и фланец ввода плотно
сжать скобой. Заполнить зазор между фланцем
и изолятором, цементирующим составом
(замазкой). После застывания очистить ввод от
подтеков и смазать поверхность шва эмалью
1201 или 624С
Если на изоляторе обнаружен
существенный дефект, его
заменяют новым
Частичный
ремонт
армировочного
шва
Расчистить зубилом поврежденный участок
шва и залить цементирующим составом,
состоящим (по массе) из 140 частей магнезита,
70 частей фарфорового порошка и 170 частей
раствора хлористого магния. После застывания
поверхность шва покрыть эмалью 1201 или
624С
Армировочный
шов
ремонтируют,
если
разрушение шва менее 30%
относительно
длины
окружности. Состав пригоден
к использованию в течение 20
мин
Проверка ввода Испытать
ввод
на
герметичность
на
трансформаторным маслом при 60 - 70 °С в
герметичность течение 1 ч при избыточном давлении масла
0,15 - 0,2 МПа. Паяные и сварные детали ввода
спрессовать и проверить на просачивание
мыльным раствором
При испытании ввода для
создания
избыточного
давления
пользуются
гидравлическим прессом
Электрические Испытать ввод на пробой переменным током
испытания ввода частотой 50 Гц повышенного напряжения в
течение 1 мин. При этом внутренняя полость
ввода должна быть заполнена сухим
трансформаторным маслом с пробивным
напряжением не менее 35 кВ
Испытательное
напряжение
для вводов: 6 кВ - 32 кВ; 10 кВ
- 42 кВ; Для заполнения
внутренней полости ввода
маслом его монтируют на
фланце
технологического
бачка, заполненного маслом.
Операции
армировки
производят в помещении с
температурой
25
°С.
Переармированный
ввод
выдерживают до монтажа не
менее 48 ч при комнатной
температуре.
Замазку
применяют
глетоглицериновую
или
магнезитовую
После подсушки и заливки маслом измеряют параметры R60/R15, tg  , C2/C50 изоляции,
которые должны удовлетворять требованиям, приведенным в табл. 4.40, 4.42 и 4.43.
Для трансформаторов мощностью более 80 MB А на напряжение ПО кВ и выше определяют
также влагосодержание установленных образцов изоляции; результаты подсушки
считаются удовлетворительными, если влагосодержание образцов толщиной 1 мм не
превышает 1 %; при получении неудовлетворительных результатов процесс подсушки
необходимо повторить или произвести сушку изоляции.
Низкотемпературная подсушка изоляции - это удаление влаги из изоляции без нагрева
трансформатора в условиях среднего вакуума при помощи низкотемпературного
конденсатора паров воды (ловушки).
Для низкотемпературной подсушки изоляции трансформаторов применяют установки типа
«Иней» и «Литое».
Рис. 4.5. Схема вакуумной заливки маслом трансформатора:
1 - установка для осушки масла; 2 - маслоподогреватель; 3 - стрелочный вакуумметр; 4 датчик прибора для измерения вакуума; 5 - маслоуказательное стекло; 6 - обратный клапан;
7 - вакуумный насос; 8 - вакуумметр для контроля уровня масла в баке
Установка «Литое», разработанная трестом «Электроюжмонтаж», более совершенна, чем
установка «Иней»: исключается применение льда; обеспечиваются непрерывность
проведения измерений влажности, автономность в работе, не применяются токсичные и
пожароопасные материалы.
Установка «Литое» предназначена для вакуумирования и сушки (подсушки) твердой
изоляции силовых трансформаторов 110- 750 кВ всех мощностей при монтаже,
обслуживании и ремонте на подстанциях. Применяется для трансформаторов, баки которых
выдерживают вакуум 0,098 МПа. Сушка сильно увлажненных трансформаторов происходит
при помощи установки «Литое» с нагревом трансформатора горячим маслом, заливаемым в
количестве 5 -8 т в бак трансформатора. Нагрев масла осуществляется герметичным
электронагревателем мощностью 80 - 200 кВт.
Рис. 4.6.Схема подсушки изоляции трансформатора с нагревом изоляции маслом
вакуумированием:
1-вакуумный насос типа ВН-6 или ВН-4; 2 - мановакуумметр; 3 - технологический бачок; 4 маслонасос типа ЦНГ-68; 5-обратный клапан; 6 - емкость для слива масла (вместимость
емкости не менее вместимости бака трансформатора)
Таблица 4.46. Технологический процесс подсушки изоляции силовых
трансформаторов
Технологи
ческие
операции и
последоват
ельность
их
выполнени
я
Температура, 0С
Вер Актив Мас
хни ной
ла
х
части
при
слое
зали
в
вке
масл
а
Остаточ
ное
давлени
е масла
в баке,
МПа
Про
дол
жит
ельн
ость
опер
ации
(мин
има
льна
я), ч
Напряжени Мощность
е
трансформатор
трансформа а, МВ А
тора, кВ
Примечания
Частичный слив масла
из
трансформ
атора
Прогрев
80
трансформ
атора до 80
°С
-
-
-
-
-
-
Слив
масла
производить
до
уровня 150 - 200 мм
ниже крышки бака
-
-
-
-
-
-
Подсушка
изоляции
80
-
-
Без
вакуума
48
До 35
Все мощности
80
-
-
48
110
До 80
54
72
54
72
72
110-150
110-150
220-330
220-330
400-750
От 80 до 400
400 и более
До 200
200 и более
Все мощности
Скорость нарастания
температуры верхних
слоев масла должна
быть: 8-5°С в час -до
20°С; 5-3°С в час от
20 до 50 °С; 3-2 °С в
час от 50 до 80 °С.
Температуру
контролировать
по
термометрам
сопротивления
или
термосигнализаторам,
установленным
в
верхних слоях масла
Через каждые 12 ч
подсушки в течение 4
ч
обеспечить
циркуляцию
масла
шестеренчатым
масляным
насосом
подачей не менее 4
м3/ч;
периодически
измерять
характеристики
изоляции и масла
Производить
непрерывную
циркуляцию масла в
баке трансформатора
насосом ЭЦТ или
ЦНГ-68 по схеме низ верх
бака;
периодически
измерять
То же
80
-
-
0,001
0,001
0,001
0,001
0,001
Отключени е прогрева
и
слив масла
из
трансформ атора
-
-
-
-
Охлаждени
е
трансформ
атора
-
Заполнение трансформ
атора
маслом
-
Без
вакуума
-
35
Все мощности
-
110
До 80
То же
Без
снятия
вакуума
-
110-750
80 и более
До 20- 25
До 20- 25
До 20 - 25
Без
вакуума
-
35
Все мощности
-
110
До 80
То же
Без
снятия
вакуума
20
110-750
80 и более
-
10
Без
вакуума
-
35
Все мощности
-
10
4560
0,001
0,001
-
110-150
220-750
То же
»»
-
-
характеристики
изоляции и масла
При невозможности
слива
масла
под
вакуумом
провести
слив
масла
с
одновременным
заполнением
трансформатора
сухим азотом (или
воздухом
через
силикагелевый
фильтр)
-
Скорость заполнения
маслом - не более 3
т/ч;
Масло должно быть
новым, чистым и
сухим
и
удовлетворять
требованиям
норм
(см. табл. 4.41)
Сушка трансформаторов. Сушку активной части трансформаторов при ремонтах в условиях
эксплуатации производят без масла и, как правило, в собственном баке с нагревом методом
индукционных потерь и дополнительным обогревом дна бака закрытыми электронагревателями.
Сушку производят с максимальным вакуумом иди без вакуума в зависимости от класса
напряжения и мощности трансформатора [4.6, 4.8].
При подготовке к сушке и последующей заливке маслом выполняют следующие работы.
 Удаляют остатки масла со дна бака, вытирают бак насухо и устанавливают с наклоном в
сторону маслосливного отверстия на дне бака. Для контроля за температурным режимом
сушки на активной части трансформатора устанавливают температурные датчики в
следующих местах (рис. 4.7):
 в масляном канале верхнего ярма магнитопровода среднего стержня для трехфазных
трансформаторов или любого из стержней для однофазных трансформаторов - 2 шт. Если
установка термодатчиков в этих местах невозможна, допускают установку их между
изолирующим цилиндром и стержнем магнитопровода, при этом обеспечивают контакт
термодатчика с магнитопроводом. Глубина установки датчиков должна быть не менее 350
мм;
 на нижнем ярме магнитопровода между фазами для трехфазных трансформаторов или
между стержнями для однофазных трансформаторов - 1 шт.;
 на изоляции, находящейся на наименьшем расстоянии от патрубка, через который подается
подогретый воздух в процессе сушки 1 шт.;
 в патрубке, через который подается нагретый воздух в бак, и в патрубке, через который
откачивается парогазовая смесь по 1 шт.;
 между активной частью и стенкой бака на середине расстояния между ними - 2 шт.; эти
датчики контролируют температуру воздуха в баке;
 на активной части трансформатора, на середине высоты наружной поверхности
перегородки в местах наименьшего удаления ее от бака - 2 шт.; при отсутствии
перегородки датчики устанавливают в дистанционных прокладках обмоток;
на макете изоляции, если он применяется для оценки качества сушки трансформатора, на
бакелитовых цилиндрах вводов и других изоляционных деталях и узлах в местах наименьшего
расстояния их от стенок бака, если сушка их производится совместно с изоляцией трансформатора
- по 1 шт. В трансформаторах до 35 кВ включительно и 110 кВ мощностью до 80 MB А
количество термодатчиков устанавливается в зависимости от габаритов трансформатора (рис. 4.8).
Термодатчики должны иметь надежную изоляцию и располагаться на расстоянии не менее 350 мм
от неизолированных токоведущих участков активной части трансформатора.
Опускают активную часть в бак, устанавливают крышку или верхнюю часть бака, бак
герметизируют (при сушке под вакуумом), сболчивая одновременно с двух сторон, начиная с
середины разъема.
Рис. 4.7. Установка термодатчиков на активной части и на баке трансформатора:
1-бак трансформатора; 2-активная часть; 3-труба к вакуумному насосу; 4-труба для подсоса
воздуха; 1-18-места установки термодатчиков
Рис. 4.8. Установка термодатчиков при сушке трансформатора без вакуума:1-бак трансформатора;
2-активная часть; 3-теплоизоляция;4- намагничивающая обмотка; 5-вытяжная труба; 1-11термодатчики
Пропускают провода термодатчиков через один из люков в крышке бака между двумя резиновыми
прокладками, обеспечивающими герметичность бака при вакууме; длина проводов должна быть
не менее 15 м.
Утепляют бак и крышку бака трансформатора, используя в качестве теплоизоляции асбестовое
полотно, листовой асбест или другой негорючий материал; толщина слоя теплоизоляции бака
должна быть при отрицательных температурах не менее 15 мм, а при положительных - не менее 10
мм; толщина тепловой изоляции крышки должна быть вдвое больше.
Устанавливают вертикальные стойки (Деревянные или шиферные) и наматывают
намагничивающую обмотку, располагая половину витков на 1/3 высоты от дна бака, а половину на остальной высоте бака при однофазной обмотке и равномерно по высоте при трехфазной
обмотке; устанавливают под, бак электропечи донного подогрева. Собирают и подсоединяют к баку трансформатора вакуум-провод (при сушке под вакуумом) и маслопровод, установив между
фланцами прокладки из маслостойкой резины.
Снаружи на баке трансформатора термодатчики (ртутные или спиртовые термометры)
устанавливают в следующих местах:
 на стенке бака между балками жесткости по высоте бака в двух точках -2 шт.;
 посредине крышки бака под теплоизоляцией - 1 шт.;
 на наружной поверхности дна бака над нагревателями - 3 шт.;
 на угловых балках жесткости по высоте в двух-трех точках - 3 шт.;
 в месте наибольшего нагрева бака - 1 шт.
Места наибольшего нагрева определяются переносным термодатчиком после включения нагрева.
Закорачивают и присоединяют к соответствующим временным вводам концы одноименных
обмоток ВН, СН и НН; провода располагают на расстоянии не менее 100 мм от заземленных
частей и между собой. Устанавливают в удобных для наблюдения местах, приборы для измерения
остаточного давления в баке трансформатора, подсоединив их к верхней части бака
трансформатора.
Рис. 4.9. Принципиальная схема расположения оборудования и приборов при вакуумной сушке
изоляции индукционным методом нагрева:
1-бачок слива масла; 2 - бак трансформатора; 3 - намагничивающая обмотка; 4 - кран для заливки
масла; 5 - стрелочный вакуумметр; 6 - датчик прибора ВТ-3 или ВСБ-1; 7 - выводы термодатчиков;
8-временный вывод; 9 - кран вакуум провода; 10 - охлаждающая колонка; - прибор для измерения
температуры; 12 - вакуум-насос; 13 - емкость для отбора конденсата; 14 - воздухоочистительный
фильтр; 15 - печи нагрева; 16 -вход воды; 17 - выход воды1
Подсоединяют к соответствующим задвижкам трубопроводы системы вакуумирования и заливки
масла, вакуумный насос, охладительную колонку, фильтр для обеспечения циркуляции в баке
очищенного подогретого воздуха и бачок для слива из бака остатков масла в процессе сушки,
располагаемый на расстоянии не менее 2 м от трансформатора (рис. 4.9).
Проверяют бак трансформатора на герметичность: бак считается герметичным, если натекание не
превышает 667 Па (5 мм рт.ст.), при большем натекании устанавливают и устраняют причины.
Сушку трансформатора производят по технологии, изложенной в табл. 4.47 и 4.48, а осмотр и
отделку активной части после сушки выполняют в последовательности, изложенной в табл. 4.49.
Испытания трансформаторов при ремонте и техническом обслуживании. При каждом ремонте
трансформатора обязательно должны проводиться испытания: после отключения перед ремонтом
- приемочные, в процессе ремонта - операционные (промежуточные) и после ремонта при сдаче
трансформатора - сдаточные.
При техническом обслуживании проводятся профилактические испытания.
Объем испытаний определяется характером выполняемого ремонта и наличием испытательных
средств [4.5, 4.9].
Объем профилактических испытаний трансформаторов при техническом обслуживании включает:
наружный осмотр, при котором проверяют состояние индикаторного силикагеля, температуру
верхних слоев масла, изменение уровня масла в трансформаторе; отбор и испытание пробы масла
(из бака трансформатора и маслонаполненных вводов - на сокращенный химический анализ и
электрическую прочность, из баков контакторов устройств РПН - на электрическую прочность);
контроль состояния изоляции (измерение сопротивления изоляциий, определение коэффициента
абсорбции и  tg  5); измерение сопротивления обмоток постоянному току, осмотр устройств
охлаждения.
Объем испытаний при капитальном (среднем) ремонте. До разборки трансформатора производятся
следующие предварительные испытания и проверки:
 испытание пробы масла из трансформатора и вводов на электрическую прочность,
 сокращенный химический анализ и определение tg  измерение характеристик изоляции
(/R60, R60/ R15,  tg, С2/С50);
 измерение потерь холостого хода при малом напряжении;
 измерение сопротивления постоянному току обмоток на всех ступенях переключения;
 проверка последовательности работы устройств РПН.
 В процессе ремонта активной части проводятся следующие промежуточные испытания:
 измерение  С/С обмоток;
 измерения сопротивления изоляции прессующих колец, доступных стяжных шпилек и
полубандажей магнитной системы;
 измерение сопротивления изоляции ярмовых балок при снятых заземления;
 испытание изоляции стяжных шпилек полубандажей, прессующих колец и ярмовых балок
приложенным напряжением;
 измерение сопротивления межлистовой изоляции пластин магнитной системы постоянному
току;
 контрольное измерение сопротивления изоляции обмоток (не обязательно);
 испытание реакторов трансформаторов с РПН;
 измерение силы контактного давления переключающего устройства РПН;
 испытание давлением столба трансформаторного масла бака, радиаторов и расширителя
после заварки или заделки дефектных мест;
 измерение сопротивления изоляции и испытание приложенным напряжением обмоток
электродвигателей системы охлаждения;
 измерение tg  и испытание повышенным напряжением демонтированных вводов до и
после их ремонта;
 измерение  С/С обмоток перед заливкой маслом.
После сборки трансформатора и заполнения его маслом производятся приемо-сдаточные
испытания:
 наружный осмотр трансформатора;
 испытание пробы масла из трансформатора на электрическую прочность, сокращенный
химический анализ и определение tg  ; измерение потерь холостого, хода при малом
напряжении;
 проверка устройств РПН (снятие круговой диаграммы переключающих устройств с
токоограничивающими реакторами, снятие круговой диаграммы и осциллограммы у
переключающих устройств с активными сопротивлениями, измерение силы контактного
нажатия контактов);
Таблица 4.47. Параметры процесса сушки и обработки изоляции трансформаторов
под вакуумом в собственном баке
Технологические
операции и их
последовательность
Прогрев воздуха в
баке
трансформатора
Температурны Режим вакуумирования
й режим
Продолжительность
технологической операции
Пр
Подъем
100°С
Не менее 24 ч
Прогрев активной
части
до
необходимой
температуры
Прогрев
ведется
до
достижения
температуры:
на остове - не
менее 85 °С; на
изоляции - 85105 °С; на
крышке,
стенках и дне
бака - не более
115°С
Через каждые 2 ч прогрева
создавать
на
30
мин
остаточное давление 0,7448
МПа (560 мм рт. ст.) с подачей
в
бак
трансформатора
нагретого до 50 °С воздуха из
поддонного пространства
Минимальное время прогрева для
трансформаторов: 500 - 750 кВ
всех мощностей - 160 ч; 220 - 330
кВ более 200 MB- А - 160 ч; 220330 кВ до 200 MB- А- 120 ч; 110150 кВ более 80 MB- А - 120 ч;
150 кВ до 80 MB- А -80 ч; ПО кВ
более 16 до 80 MB- A -70 ч; 110
кВ более 6,3 до 16 MB- A -60 ч;
110 кВ до 6,3 MB- A -50 ч
По
дол
Ко
дву
Рег
по
что
по
Ме
вит
экр
изм
нам
Окончание
прогрева
и
создание
предельного
вакуума
после
прогрева активной
части до 95 - 105 °С
Воздух в баке 90-95°С;
на
активной части
- не более 105
°С, на баке - не
более 115°С
Создается
вакуум
с
остаточным давлением 0,00667
МПа (5 мм рт. ст.), 0,54530
МПа (410 мм рт. ст.)
Остаточное давление создается
равномерно со скоростью 0,133
МПа (100 мм рт. ст.) за 15 мин до
необходимого значения
У
по
нео
пр
чер
воз
Остаточное давление должно
быть 0,00667 МПа (5 мм рт.
ст.), 0,54530 МПа (410 мм рт.
ст.)
С
момента
достижения
предельного
значения
остаточного
давления
продолжительность
сушки
должна быть не менее: 12 сут трансформаторов 330 - 750 кВ и
10 сут - трансформаторов 150-220
кВ и 110 кВ, сушка которых
производится
при
полном
вакууме; 9 сут с постоянной
подачей
воздуха
в
бак
трансформатора из поддонного
пространства
-
Су
вы
кол
С
пр
ост
пр
изм
до
С
Сушка
предельном
значении
остаточного
давления
при То же
Окончание сушки
Отключение
прогрева
охлаждение
активной части
до При атмосферном давлении
Изоляция 100
°С
Снижение
и температуры
активной части
до 65 - 85 °С
То же
Вакуумирование
при остаточном давлении 0,00667
МПа (5 мм рт. ст.), 0,54530
МПа (410 мм рт. ст.)
Ст
теч
Ох
пр
сня
Промывка дна бака Продолжается То же
процесс
охлаждения до
65-85°С
-
Не
сух
сли
Заливка
масла,
отвечающего
требованиям табл.
4.41
Обработка
изоляции активной
части и масла
Пропитка активной
части
при
атмосферном
давлении
Заливка со скоростью не более 3 Ма
т/ч при температуре масла 50 - 60 от
°С
кон
ма
10 ч - трансформаторов 110 - 150 кВ, 20 ч - трансформаторов 220 750 кВ
Продолжительность пропитки: 12 Ва
ч - трансформаторов 110 - 150 кВ, тра
24 ч - трансформаторов 220 - 750 чер
кВ
65-85°С
»»
Процесс
охлаждения
»»
-
Производится срыв вакуума
Измерение
характеристик
изоляции
после
пропитки
При атмосферном давлении
-
Из
ме
нап
Слив масла из трансформатора и
ревизия активной
части
-
-
См
Примечание. В процессе прогрева и сушки активной части трансформатора следует контролировать и каждый час записывать в журнал сушки результаты измерения изоляционных
характеристик, тока, напряжения, температуры окружающей среды, активной части и бака, количества выделенного конденсата, а также показания вакуумметра.
Таблица 4.48. Параметры сушки трансформатора без вакуума в собственном баке
Технологические
Температурный режим Продолжительность
операции
и
их
операции
последовательность
технологической Примечание
Прогрев воздуха в Подъем до 100°С
трансформаторе
-
При атмосфе
Прогрев активной
части
до
необходимой
температуры
Минимальное
время
прогрева:
для
трансформаторов до 35 кВ включительно:3 ч мощностью до 100 кВ - А, 5-8 ч - выше 100 до
6300 кВ А, 10-25 ч - выше 6300 кВ - А; для
трансформаторов 110 кВ: 25 ч - мощностью до
6,3 MB- A, 30 ч - от 6,3 до 16 MB- А, 35 ч - от
16 до 80 MB- А, 60 ч - от 80 MB- А и более
Во время пр
люк для выт
воздуха до
достижения
установить в
диаметром 5
нижней част
для проточн
асбестовой т
Сушка
части
На остове - не менее 85
°С; на изоляции - 85105°С;
на
крышке,
стенках и дне бака 115°С
активной Воздух в баке 95 - 105 Сушка
производится
круглосуточно. Подачу возд
при °С на активной части Продолжительность сушки должна быть не производить
атмосферном
обмоток - 95- 105 °С;
давлении
с остова - не менее 90 °С;
продувкой
стенок бака, крышки и
воздухом
из дна - 110 - 115 °С.
поддонного
Температура входящего
пространства
в бак воздуха - 110трансформатора
115°С;
температура
выходящего из бака
воздуха - 85 - 90°С
менее 16 ч для трансформаторов до 35 кВ
включительно мощностью до 1,6 MB -А.
Продолжительность
сушки
снижается
применением термодиффузии - охлаждения
внешних слоев изоляции. Рекомендуется в
течение 4 - 6 ч провести большой срыв
температуры с подъемом активной части из
бака (для трансформаторов I - III габаритов)
или крышки (верхней части бака) для
трансформаторов IV габарита и выше
закрытыми с
через силика
Замещение
пределах 0,
термодиффуз
установивше
производитс
части прод
воздухоосуш
до 50 - 40 °С
ниже 70 - 65
снова нагре
сравнивают
повторяют
результатов
температуры
записывают
результаты и
R60 для
включительн
110 кВ
Окончание сушки
Сушка считается законченной, если в течение
5 - 6 ч для трансформаторов до 35 кВ
включительно и до 48 ч для трансформаторов
110 кВ (в зависимости от их мощности) при
постоянном
значении
температуры
характеристики изоляции не изменяются
Значение tg 
ориентирово
температуре
16%. Измере
более 220 В
Отключение
прогрева
охлаждение
активной части
На остове - не менее 85
°С, на изоляции - 85105°С,
на
крышке,
стенках и дне бака 115°С
Снижение температуры Продолжительность охлаждения зависит от Охлаждение
и до 70-80°С
температуры окружающего воздуха
естественным
Заливка масла
То же до 60-70°С
Пропитка активной Процесс охлаждения
части маслом
Слив
масла
из трансформатора и
ревизия активной
части
Примечание.
Для
трансформаторов
до 35 кВ включительно
Продолжительность операции зависит от
размеров трансформатора и скорости заливки,
которая не ограничивается
3 ч - трансформаторов до 35 кВ включительно,
12 ч трансформаторов 110 кВ
Заливка мас
производитс
полного закр
Пропитка
давлении
-
См. табл. 4.4
пропитку активной
части
маслом перед ревизией
в
ремонтной практике,
как,
правило не
производят.
измерение характеристик изоляции трансформатора (R60, R60/R15, tg  ,C2/C50,  С/С);
испытание изоляции приложенным напряжением (при наличии испытательного
оборудования);
 измерение коэффициента трансформации на всех ступенях переключения;
измерение сопротивления постоянному току обмоток на всех ступенях переключения;
 испытание трансформатора включением толчком на номинальное напряжение.
Объем испытаний и проверок при капитальном ремонте трансформатора со сменой обмоток
включает промежуточные и окончательные испытания.
При промежуточных испытаниях выполняются следующие работы:
 испытание в процессе лакировки пластин магнитной системы трансформатора (контроль
толщины лаковой пленки, измерение электрического сопротивления лаковой пленки);
 испытание магнитопровода после его сборки (испытание приложенным напряжением
изоляции стяжных шпилек или металлических бандажей в стержнях, изоляции ярмовых
балок, стяжных шпилек и полубандажей относительно активной стали и между собой;
измерение сопротивления постоянному току межлистовой изоляции активной стали,
проверка правильности выполнения заземления; возбуждение магнитной системы
номинальным магнитным потоком для определения местных перегревов, распределения
напряжений по пакетам, тока и потерь холостого хода);
 предварительное испытание обмоток в запрессованном состоянии до установки их на
стержни магнитной системы (проверка на отсутствие замыканий параллельных проводов
между собой и на отсутствие обрывов, проверка на отсутствие витковых замыканий,
измерение сопротивления обмоток постоянному току на всех регулировочных
ответвлениях);
 предварительное испытание после установки обмоток и зашихтовки верхнего ярма
(испытание изоляции стяжных шпилек, ярмовых балок, полубандажей, прессующих колец
на отсутствие замыканий на активную сталь магнитной системы; опыт холостого хода на
малом напряжении для проверки на отсутствие витковых замыканий, определение
коэффициента трансформации каждой пары обмоток на всех стержнях; определение
группы соединений обмоток по временно собранной схеме; проверка равенства чисел
витков в параллельных ветвях обмоток напряжений обмоток НН однофазного
трансформатора и схемы соединения обмоток; определение коэффициента трансформации
на всех рабочих ответвлениях; измерение сопротивления постоянному току межлистовой
изоляции пластин магнитной системы);
Таблица 4.49. Осмотр и отделка активной части после сушки (4.6)
Наименование и содержание операций Технические требования и указания по выполнению
операции
Слив
масла
из
трансформатора. Подставки предварительно протирают чистой ветошью
Разболчивание крышки или верхней они должны иметь одинаковую высоту. Активную част
части бака, установка активной части на устанавливают строго горизонтально по уровню
площадку, демонтаж термопар
Осмотр активной части и работы на
ней:
затяжка крепежа ярм магнитной Затяжку производят равномерно, начиная от середины
системы трансформатора заданным ярма для предупреждения перекоса ярм
усилием
ослабление деталей крепления верхних Опрессовку начинают с прессующего кольца обмотк
концов обмоток, подпрессовка обмоток среднего стержня магнитной системы трансформатора
в
зависимости
от
габарита При необходимости высоту обмоток выравнивают д
трансформатора
гидравлическими номинальной путем укладки предварительно высушенно
устройствами
или
прессующими изоляции.
Опрессовку
ключами
производя
винтами и вертикальными стяжными одновременно по двум диаметрально противоположны
шпильками до требуемого осевого сторонам обмотки
размера и затяжка контргаек
отсоединение шинок заземления на Работы по проверке сопротивления изоляции, их объем


ярмовых балках, проверка наличия
изоляции между узлами заземлений,
установка шинок заземлений затяжка и
предохранение от самоотвинчивания
резьбовых
соединений
деталей
крепления отводов, переключателей и т.
д.
последовательность и способы проведения изложены
основных технологических операциях среднего ремонт
трансформаторов. Удаляют бумажные жгуты межд
прессующими кольцами и стержнями Предохранение о
отвинчивания
осуществляют:
деревянных
ил
текстолитовых шпилек - обвязкой шпагатом ил
установкой контргаек, металлических шпилек и болтов
закерниванием в трех точках по окружности под углом
120.°
Осмотр активной части для проверки Не допускается наличие пыли, грязи, посторонни
отсутствия
грязи,
механических предметов, механическое повреждение главной изоляци
повреждений обмоток, трещин и трансформатора и витковой, отклонения изоляционны
короблений изоляционных деталей, расстояний элементов активной части от чертежа ил
целости изоляции отводов; продувка эскиза. Продувают активную часть осушенным сжаты
активной части сжатым воздухом
воздухом
Установка активной части в бак или Данные и последующие работы производят аналогичн
верхней
части
на
поддон изложенным в основных технологических операция
трансформатора, установка крышки
среднего ремонта трансформаторов
 измерения после пайки схемы соединения обмоток и установки переключающего
устройства (коэффициента трансформации, группы соединения обмоток, потерь холостого
хода при малом напряжении, сопротивления обмоток постоянному току, потерь и
напряжения короткого замыкания на малых токах).
Окончательные (приемосдаточные) испытания трансформатора после сушки и заливки маслом
включают в себя:
 объем проверок и измерений приемосдаточных испытаний при капитальном (среднем)
ремонте трансформатора;
 проверку группы соединения обмоток;
 измерение потерь и напряжения короткого замыкания на малых токах;
 испытание витковой изоляции индуктированным напряжением;
 измерение потерь и тока холостого хода при номинальном напряжении;
 повторение измерения характеристик изоляции трансформатора(R 60, R60/R15, tg  ,C2/C50,
 С/С);
Таблица 4.50. Нормы и методы испытаний и измерений при ремонтах
трансформаторов
Наименование
Методы и способы Нормы
контроля, Указания, дополн
технологической операции испытаний и измерений допустимые отклонения
Измерение сопротивления
изоляции ярмовых балок,
прессующих
колец
и
доступных
стяжных
шпилек и полубандажей
магнитной системы
Измерение сопротивления
изоляции
обмоток
и
определение
отношения
R60/R15
Мегаомметром , на
напряжение 1000 - 2500
В
или
испытание
приложенным
напряжением
10002000 В в течение 1 мин
Мегаомметром
на
напряжение 2500 В по
схемам табл. 4.44
Сопротивление изоляции Недопустимо
не нормируется
сопротивления
более чем на
сравнению с ис
(заводскими) знач
Наименьшие допустимые
значения сопротивления
изоляции, при которых
возможно
включение
трансформаторов в работу
после
капитального
ремонта,
регламентируются
указаниями табл. 4.40 При
текущем
ремонте
и
межремонтных
Для трансформат
кВ мощностью 8
и более и 220 кВ
измерение прово
температуре,
отличающейся
заводской не бол
±
5
°С,
трансформаторов
кВ мощностью до
А - при темпер
испытаниях
сопротивление изоляции
R60 и отношение R60/Rl5 не
нормируются, но они не
должны снижаться за
время ремонта более чем
на
30%
и
должны
учитываться
при
комплексном
рассмотрении
всех
результатов
измерений
параметров изоляции и
сопоставляться с ранее
полученными
Измерение
С
и Мост МД-16 или мост Для
трансформаторов,
Р.
595
прошедших
капитальный
tg  ,изоляции обмоток
ремонт,
наибольшие
допустимые
значения
приведены в табл. 4.42. В
эксплуатации
значение
tg  5 не нормируется, но
оно должно учитываться
при комплексной оценке
результатов
измерения
состояния изоляции.
Определение
отношения Прибор ПКВ-7, ПКВ-8, См. табл. 4.43
С2/С50
ПКВ-13
менее 10°С. При
ремонте
и
производится,
специально для
требуется
рас
трансформатора
Определение
 С/С
»»
отношения Прибор ПКВ-7, ПКВ-8 См. табл. 4.38
или ЕВ-3
Испытание
повышенным
напряжением
промышленной
частоты
изоляции обмоток 35 кВ и
ниже вместе с вводами (при
напряжении выше 35 кВ
испытание
производится
лишь
при
наличии
источника испытательного
напряжения)
Испытательная
установка
высокого
напряжения частотой
50 Гц
См.
табл.
4.51.Длительность
испытания 1 мин. При
ремонте с полной заменой
обмоток
и
изоляции
трансформаторы
испытываются
повышенным
напряжением
промышленной частоты,
равным
заводскому
испытательному
напряжению. Наибольшее
испытательное
напряжение
при
частичном
ремонте
принимается равным 90%
напряжения,
принятого
заводом. При капитальном
ремонте
без
замены
обмоток и изоляции или с
заменой изоляции, но без
замены
обмоток
То жеПри межре
испытаниях
и
производится
напряжение 110
выше или мощн
MBА и более
То же
При
кап
ремонтах
без
обмоток
и
испытание
обмоток
маслонаполненны
трансформаторов
обязательно
линейных
трансформаторов
выше,
неполную
и
нейтрали, испы
только индуктир
напряжением, а
нейтрали - прило
Измерение сопротивления Метод вольтметра обмоток постоянному току амперметра или метод
моста с обязательным
использованием
четырехпроводной
схемы (с разделением
измерительных цепей)
испытательное
напряжение принимается
равным 85% заводского
испытательного
напряжения
Не должно отличаться
более чем на ±2% от
сопротивления,
полученного
на
соответствующих
ответвлениях других фаз,
или от значений заводских
и
предыдущих
эксплуатационных
измерений,
если
нет
особых
оговорок
в
паспорте трансформатора.
Проверка
коэффициента Метод
трансформации
вольтметров
Производится
ответвлениях,
заводском паспо
других указаний
специально для
требуется
активной части
двух Не должен отличаться
более чем на ±2 % от
значений, полученных на
соответствующих
ответвлениях других фаз,
или
от
заводских
(паспортных), значений.
Кроме
того,
для
трансформаторов с РПН
разница коэффициентов
трансформации не должна
превышать
значения
ступени регулирования
Проверка
группы Метод
двух Должна соответствовать
соединений
обмоток вольтметров и метод паспортным данным и
трехфазных
постоянного тока
обозначениям на щитке.
трансформаторов
и
полярности
однофазных
трансформаторов
Производится
ответвлениях
переключения.
Коэффициент
трансформации
данным
напряжений не
вычислять
непосредственно
Измерение тока и потерь Однофазная схема с
холостого хода при малом прямым
или
напряжении
полукосвенным
включением приборов
и
выкорачиванием
фазы
Применять
малокосинусный
ваттметр.
Час
значение
подв
напряжения
соответствовать
заводским
В
трехфазных
трансформаторах должно
быть равенство потерь в
малых
контурах
(
соседние стержни) или
разница не более 5 %;
потери в контуре с
крайними стержнями разница30-40%
Производится
ремонтах с части
полной заменой о
Измерение потерь и тока Схема двух ваттметров Для
трансформаторов, При
ном
холостого
хода
при с
косвенным находящихся
в напряжении
из
номинальном напряжении включением приборов эксплуатации, потери и ток холостого ход
токи холостого хода не
нормируются
Измерение
потерь
и Схема
с
прямым Приведенные потери не
напряжения
короткого включением приборов должны отличаться от
замыкания на малых токах методом
двух расчетных более чем на
ваттметров
+10%;
измеренное
напряжение
короткого
замыкания не должно
отличаться от расчетного
более чем на ± 10%
Проверка
переключающего
устройства
работы В
соответствии
с
существующей
методикой
и
инструкцией
по
эксплуатации
регулятора напряжения
Полученный
используется
дальнейшем
определения фак
добавочных поте
Диаграмма
и
осциллограмма должны
удовлетворять
требованиям
заводской
инструкции
Испытание
вводов: Производится
мега- Не менее 500 МОм
измерение сопротивления омметром
на
изоляции
напряжение 1000-2500
В
измерение tg 
Мост МД-16 или Р 595 См. табл. 4.52
испытание
повышенным
напряжением
промышленной
частоты
проверка
качества
уплотнений вводов
Высоковольтная
испытательная
установка
Ручной маслонасос
Измеряется
сопротивление
измерительной
последней
вводов
с
масляной
и
относительно
соединительной в
Производится у
основной
масляной,
бакелитовой и
эпоксидной изоля
См. табл. 4.53Во вводах Продолжительно
110 кВ и выше создают испытания 1 мин
избыточное
давление
масла 0, 1 МПа (1 кгс/см2).
Длительность испытания
30 мин. Не должно быть
признаков течи масла и
снижения испытательного
давления
Таблица 4.51.Заводские испытательные напряжения промышленной частоты для
обмоток трансформаторов
Испытательные напряжения, кВ, при номинальном
напряжении испытуемой обмотки, кВ
Объект испытания
до 0,69
Трансформаторы с нормальной 5
изоляцией
и
вводами,
рассчитанными на номинальное
напряжение
Трансформаторы с облегченной 3
изоляцией, в том числе сухие
3
6
10
15
20
35
18
25
35
45
55
85
10
16
24
37
-
-
Технологические операции испытаний и измерений, методы и способы их проведения и оценка
результатов приведены в табл. 4.50, испытательные напряжения обмоток в табл. 4.51, допустимые
значения характеристик вводов - в табл. 4.52, 4.53.
Таблица 4.52. Максимально допустимые значения tg  основной изоляции и изоляции
измерительного конденсатора вводов и проходных изоляторов при температуре 20 °С
Вид основной изоляции
Значение tg  , %, изоляции вводов и
изоляторов на нормальное напряжение, кВ
3 - 15
25 - 35 60 - 100
150 - 220
Бумажно-бакелитовая (в том числе и 12
мастиконаполненные вводы)
Бумажно-эпоксидная (вводы 110 кВ с твердой изоляцией)
Маслобарьерная
Бумажно-масляная*
-
* У трехзажимных вводов помимо измерения tg

7
5
-
-
1,5
-
-
-
основной изоляции должно производиться измерение tg
регулировочной обмотке автотрансформатора; значение tg 
5
1,5

4
1,2
изоляции отводов, предназначенных для подсоединения к
изоляции каждого из отводов не должно превышать 2,8%.
Таблица 4.53. Одноминутное испытательное напряжение промышленно частоты для
изоляторов и вводов
Класс напряжения, кВ Испытательное напряжение, кВ
Фарфоровая изоляция Другие виды изоляции
До 0,69
3
6
10
15
20
25
32
42
57
68
23
29
38
51
61
35
100
90
4.3. КОММУТАЦИОННЫЕ АППАРАТЫ ВЫШЕ 1 кВ
Основные положения. Система ППР коммутационных аппаратов представляет собой комплекс
работ, выполняемых в плановые сроки и направленных на обеспечение надежной эксплуатации и
доведение технико-экономических показателей работы коммутационных аппаратов до уровня
нормативных характеристик [4.10]. Проводятся капитальный и текущий ремонты
коммутационных аппаратов.
Капитальный ремонт коммутационных аппаратов имеет целью восстановление исправности и
обеспечение надежной и экономичной работы аппаратов в межремонтный период. При
капитальном ремонте производятся разборка, подробный осмотр, проверка, измерения,
испытания, регулировка, устранение обнаруженных дефектов, восстановление и замена
изношенных узлов и деталей. При проведении капитального ремонта
должны выполняться требования директивных указаний и мероприятия, направленные на
повышение надежности, увеличение длительности исправной работы коммутационных аппаратов,
улучшение их технико-экономических показателей; при необходимости осуществляется
модернизация отдельных узлов.
Текущий ремонт производится в целях обеспечения работоспособности коммутационных
аппаратов до следующего планового ремонта. При текущем ремонте коммутационных аппаратов
должны проводиться работы по их осмотру, очистке, уплотнению, регулировке, ремонту
отдельных узлов и деталей с устранением дефектов, возникших в процессе эксплуатации.
Конструктивные изменения коммутационных аппаратов, а также изменения электрических схем
при выполнении ремонтов могут проводиться только по утвержденной технической
документации.
До вывода коммутационных аппаратов в капитальный ремонт составляются ведомости объема
работ, уточняемые после вскрытия и осмотра аппаратов; проводятся экспресс-испытания для
получения данных, необходимых для анализа их работы и состояния отдельных элементов;
составляются график ремонта и при необходимости проект организации ремонтных работ;
подготавливается необходимая ремонтная документация; составляется и утверждается
техническая документация работ по модернизации и реконструкции, намеченных к выполнению в
период капитального ремонта; заготавливаются согласно ведомостям объема работ необходимые
материалы, запасные части и узлы и подготавливается соответствующая документация;
укомплектовываются и приводятся в исправное состояние и при необходимости испытываются
инструмент,
приспособления
и
подъемно-транспортные
механизмы;
выполняются
противопожарные мероприятия и мероприятия по технике безопасности; подготавливается связь;
приводятся в исправное состояние постоянные энергоразводки газов, сжатого воздуха, сварочных
сетей, сетей низкого напряжения, освещения и др.; укомплектовываются и инструктируются
ремонтные бригады.
Приемка оборудования подстанций 35 кВ и выше (или части подстанций) из комплексного
капитального ремонта проводится комиссией под руководством главного инженера предприятия
электрических сетей. Приемка оборудования электрических сетей из текущего ремонта
проводится инженерно-техническим персоналом в порядке, утвержденном главным инженером
предприятия или главным инженером энергоуправления.
Окончательная оценка качества проведенного капитального ремонта оборудования дается
предприятием электрических сетей после 1 мес работы под нагрузкой, в течение которого
проводятся необходимые измерения, эксплуатационные наблюдения и экспресс-испытания, а
также сопоставление их с нормативными характеристиками.
Основные требования директивных документов по ремонту и техническому обслуживанию
коммутационных аппаратов. Продолжительность периодов между плановыми ремонтами,
перечень и объемы работ, подлежащих выполнению при ремонтах, определяются предприятием
электрических сетей на основе ПТЭ, «Правил организации технического обслуживания и ремонта
оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей», при этом следует также учитывать
данные эксплуатации по отказам, закономерностям износов, необходимости чисток и результаты
экспресс-испытаний.
Величины контролируемых параметров и сроки контроля должны соответствовать требованиям
руководящих документов. Необходимость проведения межремонтных испытаний устанавливается
главным инженером энергопредприятия исходя из надежности работы энергооборудования.
Периодичность капитального ремонта может быть изменена исходя из опыта эксплуатации,
значения тока короткого замыкания, числа коммутационных операций, результатов испытаний и т.
п. Текущие ремонты электрооборудования, а также проверка его действия (опробование) должны
проводиться по мере необходимости в сроки, установленные главным инженером предприятия.
Эффективное сокращение продолжительности простоя коммутационных аппаратов в ремонте и
повышение качества ремонта могут быть достигнуты при широком внедрении:
 агрегатно-узлового ремонта, при котором агрегаты и узлы, требующие ремонта,
демонтируются и заменяются заранее отремонтированными или новыми из обменного
фонда;
 индустриально-заводского ремонта и изготовления узлов и оборудования на межсистемных
ремонтных заводах, на базах ремонтных предприятий и электростанций.
Для внедрения агрегатно-узлового и индустриально-заводского методов ремонта должен быть
создан централизованный обменный запас деталей, узлов коммутационных аппаратов в системе
районного энергетического управления.
Производство ремонтных работ. Началом ремонта основного оборудования считается время с
момента его отключения от сети. Если основное оборудование выводится в ремонт из резерва, то
началом ремонта считается время с момента диспетчерского разрешения на вывод его в ремонт
[4.10].
Техническое состояние деталей, узлов и механизмов, подлежащих ремонту, определяется в сроки,
предусмотренные сетевым графиком ремонта. При проверке технического состояния все зазоры,
установочные и другие размеры, 'связанные с износом деталей и сочленений, должны быть
зафиксированы в соответствующих формулярах. Определение технического состояния и
выявление дефектов наиболее ответственных деталей, узлов, механизмов и систем производится
совместно ремонтным и эксплуатационным персоналом. Если по результатам этой работы
возникает необходимость в производстве дополнительных работ, проверяются технически
возможные сроки их выполнения, обеспеченность необходимыми материалами, деталями,
трудовыми и другими ресурсами, после чего определяется необходимый срок ремонта.
Приемка коммутационных аппаратов из ремонта. Приемка из ремонта отдельных узлов,
механизмов и агрегатов в целом производится в процессе сборки после выполнения ремонтных
работ; после сборки в процессе опробования под нагрузкой.
К моменту приемки узлов и механизмов сдающий обязан предъявить принимающему ремонтную
документацию, которая составляется и оформляется в ходе ремонта (формуляры контрольных
зазоров, измерений, сертификаты, акты и др.).
По результатам приемки узлов и механизмов определяется их техническое состояние и дается
опенка качества произведенного ремонта. Узлы и механизмы признаются годными к
эксплуатации, если:
 устранены все дефекты, выявленные на данном узле и механизме;
 детали и их сочленения соответствуют допускам, предусмотренным техническими
условиями (чертежами, инструкциями, формулярами и др.);
 состояние деталей и их сочленений обеспечивает безотказную работу данного узла и
механизма на протяжении его ресурса;
 при опробовании не обнаружены дефекты, включение и работа в различных режимах
протекают нормально при условии выполнения операций в соответствии с
эксплуатационными инструкциями;
 показатели работы коммутационных аппаратов находятся на уровне нормативных или
близки к ним.
В процессе приемки коммутационных аппаратов проверяется:
 внешний вид и состояние (чистота, покраска и пр.);
 выполнение перечня работ согласно утвержденному плану;
 объем и содержание ремонтной документации в соответствии с требованием [4.10];
 соответствие объема произведенных после ремонта измерений и эксплуатационных
испытаний требованиям ПТЭ и местных инструкций.
Приемка из капитального ремонта основного оборудования производится после опробования под
нагрузкой. Если в течение опробования не было обнаружено дефектов, оборудование считается
принятым в эксплуатацию и ремонт — законченным; срок окончания ремонта в этом случае
определяется моментом включения оборудования под нагрузку.
Объемы испытаний коммутационных аппаратов приведены в соответствии с ПУЭ-85. Испытания
коммутационных аппаратов рассматриваются раздельно для масляных выключателей, воздушных
выключателей, а также для разъединителей, отделителей и короткозамыкателей.
Масляные выключатели всех классов напряжения испытываются в следующем объеме.
1. Измерение сопротивления изоляции:
а) подвижных и направляющих частей, выполненных из органических материалов,
производится мегаомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление изоляции не
должно быть менее приведенных ниже значений:
Номинальное
напряжение, кВ
Сопротивление
изоляции, МОм.
3-10
15-150 220-500
1000
3000
5000
б) вторичных цепей, включающего и отключающего электромагнитов производится
мегаомметром на напряжение 500—1000 В. Сопротивление величин, изоляции не должно
быть менее приведенных в табл. 4.54.
2. Испытание вводов:
а) измерение сопротивления изоляции производится мегаомметром на напряжение 1000
— 2500 В у вводов с бумажно-масляной изоляцией. Измеряется сопротивление изоляции
измерительной и последней обкладок вводов относительно соединительной втулки.
Сопротивление изоляции должно быть не менее 1000 МОм;
б) измерение tgδ производится у вводов и проходных изоляторов с внутренней основной
маслобарьерной,
бумажно-масляной
и бакелитовой
изоляцией; tgδ
вводов и
проходных изоляторов не должен превышать значений, указанных в табл. 4.55.
У вводов и проходных изоляторов, имеющих специальный вывод к потенциометрическому
устройству (ПИН), производится измерение tgδ как основной изоляции, так и изоляции
измерительного конденсатора. Одновременно производится измерение емкости.
Браковочные нормы по tgδ для изоляции измерительного конденсатора те же, что и для
основной изоляции. У вводов, имеющих измерительный вывод от обкладки последних
слоев изоляции (для измерения δ), рекомендуется измерять tgδ этой изоляции. Измерение
производится при напряжении 3 кВ.
Для оценки состояния последних слоев бумажно-масляной изоляции вводов и проходных
изоляторов можно ориентироваться на средние опытные значения тангенса угла
диэлектрических потерь: для вводов 110 — 115 кВ — 3% ; для вводов 220 кВ — 2% ; для
вводов 330 — 500 кВ — предельные значения tgδ, принятые для основной изоляции;
в) испытание повышенным напряжением промышленной частоты является обязательным
для вводов и проходных изоляторов на напряжение до 35 кВ. Испытательное
напряжение для проходных изоляторов и вводов, испытываемых отдельно или после
установки на масляный выключатель, принимается согласно табл. 4.56.
Таблица 4.54. Наименьшие допустимые сопротивления изоляции аппаратов и
вторичных цепей напряжением до 1 кВ
СопротивлеНапряжение
ние
Испытания изоляции
мегаомметра,
изоляции,
В
МОм
Каждое
присоединение
вторичных
цепей
и
цепей
питания приводов
выключателей и разъединителей
500-1000
1
Вторичные цепи управления, защиты,
сигнализации
в релейно-контакторных
схемах установок до 1 кВ
500-1000
0,5
Примечание. Испытания производятся со всеми присоединенными аппаратами (обмотки приводов, контакторы,
реле, приборы, вторичные обмотки трансформаторов тока и напряжения и т. д.). Испытания производятся со всеми
присоединенными аппаратами (магнитными пускателями, контакторами, реле, приборами и т. п.).
Таблица 4.55. Наибольшие допустимые значения tgδ основной изоляции и изоляции
измерительного конденсатора вводов и проходных изоляторов при температуре 20 ◦С
Наименование
объекта tgδ, %, при номинальном напряжении,
испытания и вид основной кВ
изоляции
3-15 20-35 60-110 150-220 330 500
Маслонаполненные вводы
проходные
изоляторы
маслобарьерной изоляцией
и
с
-
3
2
2
1
1
Маслонаполненные вводы и
проходные изоляторы
с
бумажно-масляной изоляцией
-
-
1
0,8
0,7
0,5
Вводы и проходные изоляторы с
бакелитовой изоляцией (в том
числе маслонаполненные)
3
3
2
-
-
-
Аппаратные
вводы
и
проходные изоляторы с
основной
керамической
или жидкой изоляцией
Аппаратные
вводы
и
проходные изоляторы с
основной
бакелитовой
изоляцией
3
6
10
15
20
35
Изоляторы керамические,
испытываемые отдельно
Таблица 4.56. Испытательные напряжения промышленной частоты вводов и
проходных изоляторов
Испытательное напряжение.
Номинальное кВ
напряжение,
кВ
25
32
42
57
68
100
24
32
42
55
65
95
21,6
28,8
37,8
49,5
58,5
85,5
Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения для вводов
и проходных изоляторов с основной изоляцией керамической, жидкой или бумажномасляной — 1 мин, а с основной изоляцией из бакелита или других твердых органических
материалов — 5 мин.
По ТУ 38-1-18268
По ТУ 38-1-23969
Минимальное
пробивное
напряжение
масла,
кВ,
определяемое в стандартном
сосуде, для трансформаторов
и изоляторов напряжением :
до 15 кВ
от 15 до 35 кВ
от 60 до 220 кВ
от 330 до 500 кВ
По ГОСТ 98280* марки ТКп
По ГОСТ 1012176*
По ТУ 38-1-18268
По ТУ 38-1-23969
По ГОСТ 98280* марки ТКп
По ГОСТ 1012176*
Ввод считается выдержавшим испытание, если не наблюдалось пробоя, перекрытия,
скользящих разрядов и частичных разрядов в масле (у маслонаполненных вводов),
выделений газа, а также если после испытания не обнаружено местного перегрева
изоляции;
г)
проверка качества уплотнений вводов производится
для
негерметичных
маслонаполненных вводов 110 — 500 кВ с бумажно-масляной изоляцией путем создания
в них избы точного давления масла — 98 кПа (1 кгс/см). Продолжительность испытания
— 30 мин. При испытании не должно наблюдаться признаков течи масла;
д) испытание трансформаторного масла для вновь заливаемых вводов производится на
месте монтажа коммутационных аппаратов. Каждая партия свежего, поступившего с
завода трансформаторного масла перед заливкой
в
оборудование подвергается
однократным испытаниям на соответствие показателям, приведенным в табл. 4.57.
Значения показателей, полученные при испытаниях, должны быть не хуже приведенных
в табл. 4.57. Масла, изготовленные по техническим условиям, не указанным в табл. 4.57,
должны подвергаться испытаниям по тем же показателям, но нормы испытаний
Таблица 4.57. Предельные допустимые значения показателей качества
трансформаторного масла
Свежее сухое масло Масло
перед
непосредственно
Показатель качества масла
заливкой
в после
оборудование
заливки
в
оборудование
30
35
45
55
25
30
40
50
30
35
45
-
30
35
45
55
55
25
30
40
50
25
30
40
50
50
Содержание механических
Отсутствие(визуальное)
примесей
Содержание взвешенного угля
Отсутствие
в выключателях
Кислотное число, мг КОН на
1 г масла, не более
Реакция водной вытяжки
0,02 0,02 0,03 0,01 0,02 0,02
Нейтральная
0,03 0,01
Температура
ниже, °С
вспышки,
не
135
Вязкость
кинематическая,
-6 2
1∙10 м /с, не более:
при 20 °С
при 50 °С
9
Температура застывания,
выше, °С
не -45
150 135 135 135
150
135 135
28
9
-
-
-
-
-45 -45 -53 -
-
-
-
-
-
-
-
0,03 Отс утс
тви
е
-
-
-
0,3 0,03 -
-
-
-
0,05 0,4
0,7 0,3 2
1,5 0,5 -
0,4
2,5
-
0,1
1
2
0,5
0,7
Натровая проба в баллах, 1
1
не более
Прозрачность при 5 °С
Прозрачно
Общая стабильность против
окисления (по ГОСТ 981-75):
количество
осадка
после
окисления, %, не более
0,01 Отс
утс
тви
е
кислотное число окисленного
масла, мг КОН на
1
г 0,1 0,1
масла, не более tgδ, % не
более:
при 20 °С
0,2 0,2
при 70 °С
1,5 2
при 90 °С
-
30
9
1
9
1
следует принимать в соответствии с техническими условиями на эти масла.
Масло, отбираемое из оборудования перед его включением под напряжение после монтажа,
подвергается сокращенному анализу по первым шести показателям табл. 4.57, и для вводов,
имеющих повышенный tgδ, и вводов 220 кВ и выше, кроме того, производится измерение
tgδ масла. Значения показателей масла должны быть не хуже приведенных в табл. 4.57, а
значения tgδ — не более приведенных в табл. 4.58.
3. Оценка состояния внутрибаковой изоляции и изоляции дугогасительных устройств
производится для выключателей 35 кВ с установленными вводами путем измерения tgδ.
Внутрибаковая изоляция подлежит сушке, если измеренное значение в 2 раза превышает tgδ
вводов, измеренный при полном исключении влияния внутрибаковой
Таблица 4.58. Наибольшие допустимые значения tgδ масла в маслонаполненных
вводах при температуре 70 °С
tgδ, %, для напряжения
вводов, кВ
110-220
300-500
Масло марки
Т-750
Прочие марки
Масло марки
Т-750
Прочие марки
Ввод
Маслобарьерный
Бумажно-масляный
негерметичный
5
7
7
3
7
5
Бумажно-масляный
герметичный
5
7
3
5
Таблица 4.59. Испытательное напряжение промышленной частоты для внешней
изоляции аппаратов
Испытательное напряжение,
кВ,
для аппаратов с изоляцией
Класс
напряжения, Норма Норм
кВ
льной ально
керами й из
ческой орган
ическ
их
матер
иалов
3
6
10
15
20
35
24
32
42
55
65
95
21,6
28,8
37,8
49,5
58,5
85,5
Облег
ченно
й
керам
ическ
ой
Облегч
енной
из
органи
ческих
матери
алов
13
21
32
48
-
11,7
18,9
28,8
43,2
-
изоляции дугогасительных устройств, т. е. до установки вводов в выключатель.
4. Испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты:
а) изоляции выключателей до 35 кВ относительно корпуса или опорной изоляции;
испытательное напряжение для выключателей принимается в соответствии с табл. 4.59.
Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения — 1
мин;
б) изоляции вторичных цепей и обмоток включающего и отключающего электромагнитов
управления;
испытательное напряжение — 1 кВ; продолжительность приложения
нормированного испытательного напряжения — 1 мин.
5. Измерение сопротивления постоянному току:
а)
контактов
масляных
выключателей. Измерению подлежит сопротивление
токоведущей системы полюса выключателя и от дельных его элементов; сопротивление
кон тактов постоянному току должно соответствовать данным завода-изготовителя;
б) шунтирующих сопротивлений дугогасительных устройств; измеренное сопротивление
должно отличаться от заводских данных не более чем на 3 %;
в)
обмоток включающего и
отключающего
электромагнитов
управления;
сопротивления обмоток катушек электромагнитов должны соответствовать данным
заводов-изготовителей.
6. Измерение скоростных и временных характеристик выключателей производится для
выключателей всех классов напряжения.
Измерение скорости включения и отключения следует производить для выключателей 35 кВ и
выше, а также независимо от класса напряжения в тех случаях, когда это требуется
инструкцией завода-изготовителя. Измеренные характеристики должны со ответствовать
данным заводов-изготовителей.
7. Измерение хода подвижных частей (траверс) выключателя, вжима контактов при
включении, одновременности замыкания и размыкания контактов. Полученные значения
должны соответствовать данным заводов-изготовителей.
8.
Проверка регулировочных и установочных характеристик механизмов, приводов и
выключателей. Производится в объеме и по нормам инструкций заводов-изготовителей и
паспортов для каждого типа привода и выключателя.
9. Проверка действия механизма свободного расцепления. Производится на участке хода
подвижных
контактов
при включении — от момента замыкания первичной цепи
выключателей (с учетом размера промежутка между его контактами, пробиваемого при
сближении последних) до полного включенного положения. При этом в соответствии с
инструкциями заводов-изготовителей или директивными материалами должны учитываться
специфические требования конструкции привода, определяющие необходимость проверки
действия
механизмов
свободного расцепления при поднятом до упора плунжере
электромагнита включения или при незаведенных пружинах (грузе) и т. д.
10. Проверка напряжения (давления) срабатывания приводов выключателей производится (без
тока в первичной цепи выключателя) с целью определения фактических значений
напряжения на зажимах электромагнитов приводов или давления сжатого воздуха
пневмоприводов, при которых выключатели сохраняют работоспособность, т. е. выполняют
операции включения и отключения от начала до конца. При этом временные и скоростные
характеристики могут не соответствовать нормируемым значениям.
Напряжение срабатывания должно быть на 15 — 20% меньше нижнего предела рабочего
напряжения на зажимах электромагнитов приводов, а давление срабатывания пневмоприводов
- на 20-30% меньше нижнего предела рабочего давления. Работоспособность выключателя с
пружинным приводом необходимо проверить при уменьшенном натяге включающих пружин
согласно указаниям инструкций заводов-изготовителей.
Масляные выключатели должны обеспечивать надежную работу при следующих значениях
напряжения на зажимах электромагнитов приводов: при отключении — 65—120%
номинального, при включении—80—110% номинального (с током включения до 50 кА) и
85—110% номинального (с током включения более 50 кА). Для выключателей с
пневмоприводами диапазон изменения рабочего давления должен быть не менее 90—110%
номинального. При указанных значениях нижних пределов рабочего напряжения (давления)
приводов выключатели (без тока в первичной цепи) должны обеспечивать нормируемые
заводами-изготовителями для соответствующих условий временные и скоростные
характеристики.
11. Испытание выключателя многократными включениями и отключениями. Многократные
опробования масляных выключателей производятся при напряжении на зажимах
электромагнитов: включения — ПО, 100, 80 (85)% номинального и минимальном напряжении
срабатывания; отключения — 120, 100, 65% номинального и минимальном напряжении
срабатывания.
Количество операций при пониженном и повышенном напряжениях должно быть 3 — 5, а при
номинальном— 10.
Кроме того, выключатели следует подвергнуть 3 —5кратному опробованию в цикле В-О (без
выдержки времени), а выключатели, предназначенные для работы в режиме АПВ, — также 23-кратному опробованию в циклах О-В и О-В-О. Работа выключателя в сложных циклах
должна проверяться при номинальном и пониженном до 80 (85%) номинального напряжении
на зажимах электромагнитов приводов.
12. Испытание трансформаторного масла выключателей. У баковых выключателей всех
классов напряжений и малообъемных выключателей ПО кВ и выше испытание масла
производится до и после заливки масла в выключатели, У малообъемных выключателей до 35
кВ масло испытывается до заливки в дугогасительные камеры. Испытание масла производится
в соответствии с табл. 4.57.
13. Испытания встроенных трансформаторов тока производятся в следующем объеме:
а) измерение сопротивления изоляции первичных обмоток (производится мегаомметром
на напряжение 2500 В, значение сопротивления изоляции не нормируется) и вторичных
обмоток (производится мегаомметром на напряжение 500 и 1000 В, сопротивление
изоляции вторичных обмоток вместе с присоединенными к ним цепями должно быть
не менее 1 МОм);
б) измерение tgδ производится для трансформаторов тока на напряжение 110 кВ и выше;
в) испытания повышенным напряжением промышленной частоты изоляции первичных и
вторичных обмоток. Испытание изоляции первичных обмоток является обязательным
для трансформаторов тока до 35 кВ; испытательные напряжения, кВ, для измерительных
трансформаторов с различной изоляцией приведены ниже:
Номинальное напряжение,
кВ..................................3
6
Нормальная
изоляция . . …………21,6 28,8
Ослабленная
изоляция ..................... 9
14
10
15
20
35
37,8
49,5
58,5
85,5
22
33
—
—
Продолжительность приложения испытательного напряжения для трансформаторов тока с
керамической, жидкой или бумажно-масляной изоляцией — 1 мин, для трансформаторов с
изоляцией из твердых органических материалов — 5 мин.
Испытательное напряжение для изоляции вторичных обмоток вместе с присоединенными к
ним цепями составляет 1 кВ; продолжительность приложения испытательного напряжения
— 1 мин;
г) снятие характеристик намагничивания сердечника трансформаторов тока следует
производить до номинального тока, если для этого не требуется напряжение
выше 380 В. У трансформаторов тока, предназначенных для питания устройств релейной
защиты, автоматических аварийных осциллографов, фиксирующих приборов и т. п., когда
необходимо проведение расчетов погрешностей, токов небаланса и допустимой нагрузки
применительно к условиям прохождения токов выше номинального, снятие характеристик
производится при изменении тока от нуля до такого значения, при котором начинается
насыщение магнитопровода. При наличии у обмоток ответвлений характеристики следует
снимать на рабочем ответвлении; снятые характеристики сопоставляются с типовой
характеристикой намагничивания или с характеристиками намагничивания других
однотипных исправных трансформаторов тока;
д) проверка полярности выводов (у однофазных) или группы соединения (у трехфазных)
измерительных трансформаторов производится при монтаже, если отсутствуют
паспортные данные или есть сомнения в достоверности этих данных. Полярность и группа
соединений должны соответствовать паспортным данным;
е)
измерение
коэффициента
трансформации
производится
для
встроенных
трансформаторов тока на всех ответвлениях. Отклонение коэффициента от паспортного
значения должно быть в пределах точности измерения.
Воздушные выключатели всех классов напряжения испытываются в следующем объеме.
1. Измерение сопротивления изоляции:
а) опорных изоляторов, изоляторов гасительных камер и отделителей и изолирующих тяг
выключателей всех классов напряжений производится мегаомметром на напряжение 2500
В или от источника напряжения выпрямленного тока. Сопротивление изоляции должно
быть не ниже значений, приведенных в табл. 4.60;
б) вторичных цепей, обмоток включающего и отключающего электромагнитов
производится в указанном выше объеме для испытаний масляных выключателей (п. 16);
при этом сопротивление изоляции не должно быть менее приведенных в табл. 4.54.
2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
а) изоляции выключателей обязательно для выключателей напряжением до 35 кВ. Опорную
цельнофарфоровую
изоляцию выключателей следует испытывать повышенным
напряжением
промышленной частоты в соответствии с табл. 4.59; продолжительность
приложения испытательного напряжения — 1 мин. Изоляцию выключателей, состоящую из
многоэлементных изоляторов
(вновь
устанавливаемые
штыревые и подвесные
изоляторы), следует испытывать напряжением 50 кВ, прикладываемым к каждому
элементу изолятора; продолжительность приложения испытательного напряжения
изоляторов с основной изоляцией из твердых органических материалов,— 5 мин, для
керамических изоляторов — 1 мин;
б) изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления производится в
соответствии с указанным выше объемом испытания для масляных выключателей (п. 4,
б).
3. Измерение сопротивления постоянному току:
а) контактов воздушных выключателей всех классов напряжения. Измерению подлежит
сопротивление контактов каждого разрыва гасительной камеры, отделителя, ножа и т. п. в
отдельности;
б) обмоток включающего и отключающего электромагнитов выключателей;
в) делителей напряжения и шунтирующих резисторов выключателей.
4. Проверка характеристик выключателя. Характеристики выключателя, снятые при
номинальном, минимальном и максимальном рабочих давлениях при простых операциях и
сложных циклах, должны соответствовать данным завода-изготовителя.
5. Проверка срабатывания привода выключателя при пониженном напряжении. Напряжение
срабатывания электромагнитов управления при максимальном давлении воздуха в баках 2,06
МПа (21 кгс/см2) должно быть не более 65% номинального.
Таблица 4.60. Наименьшие допустимые сопротивления опорной изоляции и
изоляции подвижных частей воздушных выключателей
Испытуемый элемент
Сопротивление изоляции, МОм,
при номинальном напряжении
выключателя, кВ
до 15
20-35
110 и выше
Опорный изолятор, воздухопровод
и
тяга (каждый
элемент
в
1000
5000
5000
отдельности),
изготовленные из
фарфора
Тяга,
изготовленная
органических материалов
из
-
3000
-
Таблица 4.61. Количество операций при испытаниях воздушных выключателей
многократными опробованиями
КоличестНаименование
во выполоперации
Давление опробования
няемых
или цикла
выключателей
операции
и циклов
Включение
Минимальное срабатывания
3
и отключение
Минимальное рабочее
3
Номинальное
3
Цикл В-О
Максимальное рабочее
Минимальное срабатывания
Минимальное рабочее1
Максимальное рабочее1
Цикл О-В
Минимальное для АПВ
(АПВ успешное)
Номинальное1
Цикл О-В-О (АПВ Минимальное для АПВ
неуспешное)
Максимальное рабочее
2
2
2
2
2
2
2
2
1 Должны сниматься осциллограммы работы выключателей.
6. Испытание
выключателя
многократным включением и отключением. Количество
операций и сложных циклов, выполняемых каждым выключателем,
устанавливается
согласно табл. 4.61.
7.
Испытание конденсаторов и делителей напряжения
воздушных
выключателей
производится в следующем объеме:
а) измерение сопротивления изоляции производится мегаомметром на напряжение 2500
В; сопротивление изоляции между выводами и относительно корпуса конденсатора и
отношение R60/R15 не нормируются;
б) измерение емкости производится при температуре 15 — 35°С; измеренная емкость
должна соответствовать паспортным данным с учетом погрешности измерения и
допуска ±10%;
в) измерение tgδ производится для конденсаторов делителей напряжения. Измеренные
значения tgδ для всех типов конденсаторов при температуре 15 — 35°С не должны
превышать 0,4%;
г)
испытание
повышенным
напряжением; испытательные напряжения для
конденсаторов делителей напряжения приведены ниже:
Тип конденсатора
ДМРУ-80;
ДМРУ-60;
ДМРУ-55
Испытательное напряжение, кВ . . .
ДМР-80;
144
ДМРУ-110
252
8. Проверка хода якоря электромагнита управления; ход якоря электромагнитов с
форсировкой должен быть равен 8 — 1 мм.
Разъединители, отделители и короткозамыкатели всех классов напряжений, полностью собранные
и отрегулированные, испытываются в следующем объеме.
1. Измерение сопротивления изоляции:
а) поводков и тяг, выполненных из органических
материалов,
производится
мегаомметром на напряжение 2500 В; сопротивление изоляции должно быть не ниже
значений, приведенных для масляных выключателей;
б) многоэлементных изоляторов производится мегаомметром на напряжение 2500 В при
положительных
температурах окружающего воздуха; проверку изоляторов следует
производить непосредственно перед их установкой в распределительных устройствах;
в) вторичных цепей и обмоток электромагнитов
управления
производится
в
соответствии с указанным выше объемом испытаний для масляных выключателей (п. 1,б и
табл. 4.54).
2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
а) изоляции разъединителей, отделителей и короткозамыкателей — в соответствии с
табл. 4.59;
б) изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления — в соответствии с
приведенным выше объемом испытаний для масляных выключателей (п. 4, б).
3. Измерение сопротивления постоянному току:
а) контактной системы разъединителей и отделителей 110 кВ и выше; измеренные
величины должны соответствовать данным заводов-изготовителей;
б) обмоток электромагнитов управления; сопротивления обмоток должны соответствовать
данным заводов-изготовителей.
4. Измерение вытягивающих усилий подвижных контактов из неподвижных производится
у разъединителей и отделителей на напряжение 35 кВ, а в электроустановках энергосистем
— независимо от класса напряжения. Измеренные значения вытягивающих усилий при
обезжиренном
состоянии
контактных поверхностей должны соответствовать данным
завода-изготовителя.
Для разъединителей наружной установки 35 — 220 кВ на номинальные токи 630 — 2000 А
заводом-изготовителем установлена общая норма вытягивающего усилия на пару ламелей
78,5 — 98 Н (8—10 кгс).
5. Проверка работы аппаратов с ручным управлением производится путем выполнения
10—15 операций включений и отключения. Проверка аппаратов с дистанционным
управлением производится путем выполнения 25 циклов включения и отключения при
номинальном напряжении управления и 5— 10 циклов включения и отключения при
пониженном до 80% номинального напряжения
на
зажимах
электромагнитов
(электродвигателей включения и отключения).
6. Определение временных характеристик производится у короткозамыкателей при
включении и у отделителей при отключении;
измеренные
величины
должны
соответствовать данным завода-изготовителя.
Техническое
обслуживание
коммутационных
аппаратов.
Задачами
технического
обслуживания коммутационных аппаратов являются: обеспечение соответствия режимов работы
коммутационных аппаратов установленным техническим характеристикам; надзор и уход за
коммутационным оборудованием; устранение в кратчайший срок возникших неисправностей;
своевременное производство профилактических испытаний.
Проверка соответствия параметров оборудования изменяющимся условиям работы в
энергосистемах производится систематически путем контроля наибольших нагрузок потребителей
и сравнения их с номинальными параметрами коммутационного оборудования, а также путем
расчета токов КЗ при включениях нового оборудования и изменениях схем электрических
соединений.
В случае выявления несоответствий производится модернизация оборудования или его замена, а
также секционирование электрической сети, вводятся в работу автоматические устройства
деления сетей для ограничения токов короткого замыкания и т.д. Надзор за работой оборудования
выполняется при наружных осмотрах, производимых дежурным или эксплуатационным
персоналом.
Техническое обслуживание масляных выключателей. При наружном осмотре масляных
выключателей визуально проверяется действительное положение (включенное или отключенное)
выключателя, состояние поверхности фарфоровых покрышек вводов, изоляторов и тяг, целость
мембран предохранительных клапанов и отсутствие выброса масла из газоотводов, отсутствие
течи масла и уровень его в баках и вводах; на слух определяется отсутствие треска и шума внутри
выключателя; по термопленкам устанавливается температура контактных соединений. Уровень
масла в баках должен находиться в пределах допустимых изменений уровня по шкале указателя
уровня. Понижение уровня масла особенно опасно в малообъемных выключателях.
При значительном понижении уровня или уходе масла из бака должны приниматься меры,
препятствующие отключению выключателем тока нагрузки и тем более тока короткого
замыкания. Для этого достаточно снять предохранители на обоих полюсах цепи соленоида
отключения. Отключение электрической цепи с неуправляемым выключателем производится при
помощи других выключателей (например, шиносоединительного, обходного) [4.12].
Надежная работа маслонаполненных вводов обеспечивается при тщательном надзоре за
заполняющим их маслом и проведении профилактических испытаний. Маслонаполненные вводы
должны иметь хорошее уплотнение, чтобы избежать течи масла при изменении температуры
токоведущего стержня.
Систематические отборы проб масла из вводов не реже 1 раза в год производятся при помощи
маслоотборных устройств, обеспечивающих взятие проб из нижних слоев масла, где обычно
концентрируются вода и шлам.
Профилактические испытания заключаются в проверке состояния внутренней изоляции ввода
путем измерения tgδ. Снижение электрической прочности масла свидетельствует о его
увлажнении. Для восстановления качества масла его подвергают сушке, которую производят под
вакуумом, центрифугированием. При значительном увеличении tgδ сушка может быть выполнена
в специально приспособленной камере после демонтажа ввода с выключателя.
Для повышения надежной работы мастиконаполненных вводов необходимо использование
морозостойкой мастики и герметизация внутренней полости вводов. Уплотнению подлежат места
соприкосновения торца фарфоровой покрышки с крышкой и места прохода токов едущего
стержня через крышку; уплотнение производят прокладками из маслоупорной морозостойкой
резины толщиной не менее 6—10 мм. Достаточность уплотнения проверяют щупом 0,05x10 мм.
При хорошем уплотнении между резиновой прокладкой, крышкой и торцом фарфоровой
покрышки не должно быть зазоров, в которые мог бы войти острый конец пластинчатого щупа.
У фарфоровых покрышек вводов проверяют отсутствие трещин и сколов фарфора. При сколах
площадью 10—12 см2 на краях юбки ввод может быть оставлен в работе; в этом случае скол
должен быть очищен и покрыт слоем олифы, а при отсутствии олифы — масляной краской. При
значительных сколах или трещинах на фарфоровой покрышке ввод необходимо заменить.
Загрязненные фарфоровые покрышки протирают чистой тряпкой, смоченной чистым
авиационным бензином.
При осмотре вводов проверяют состояние армировочных швов: армировка не должна иметь
трещин и выкрошивания, через нее не должна проникать заливочная масса ввода; ввод с глубоким
выкрошиванием армировочных швов заменяют новым. Армировочные швы с поверхностными
неглубокими выкрошиваниями шпатлюют, затем покрывают масляной краской. Осуществляется
контроль состояния внутрибаковой изоляции — изоляции внутренних подвижных частей
выключателя дугогасительных устройств, экранов, направляющих штанг и баков.
Перекрытия внутри бака происходят из-за неудовлетворительного качества масла: значительного
обводнения, наличия взвешенных частиц углерода, который откладывается на изолирующих
частях.
Состояние изоляции подвижных частей выключателя контролируют измерением сопротивления
подвижной части мегаомметром или постоянным током. Изоляция удовлетворительна, если ее
сопротивление выше 300 МОм для выключателей 3—10 кВ и выше 1000 МОм для выключателей
20 — 220 кВ; для вновь вводимых выключателей установлены повышенные нормы —
соответственно 1000 и 3000 МОм.
Состояние изоляции дугогасительных устройств, экранов, закрывающих камеру,
и других деталей контролируют одновременно с измерением tgδ вводов. При повышенных против
норм значениях tgδ производят повторные измерения только одного ввода. Внутрибаковая
изоляция подлежит сушке, если при исключении ее влияния во время испытания (опущены баки)
tgδ снижается более чем на 4 — 5% [4.13].
Проверку действия приводов рекомендуется производить не реже 1 раза в 3 — 6 мес. Если
выключатель оборудован АПВ, опробование его на отключение целесообразно производить от
релейной защиты с включением от АПВ; при отказе в отключении выключатель должен
немедленно выводиться в ремонт [4.12].
Техническое обслуживание воздушных выключателей. В процессе технического обслуживания
воздушных выключателей осуществляется их наружный осмотр. Осмотр выключателя,
находящегося под напряжением на объектах с постоянным дежурством персонала, производится 1
раз в 3 сут, а на подстанциях без дежурного персонала — не реже 1 раза в месяц; не реже 1 раза в
месяц должен производиться осмотр выключателя ночью; внеочередной осмотр выключателя
выполняют после отключения короткого замыкания [4.13].
При наружном осмотре проверяется действительное положение всех полюсов воздушного
выключателя по показаниям сигнальных ламп и манометров. Обращается внимание на общее
состояние воздушного выключателя, на целость изоляторов гасительных камер, отделителей,
шунтирующих сопротивлений и емкостных делителей напряжения, опорных колонок и
изолирующих растяжек, а также на отсутствие загрязнения поверхности изоляторов.
По манометрам, установленным в распределительном шкафу, проверяется давление воздуха в
резервуарах выключателя и поступление его для вентиляции. У отечественных выключателей,
работающих с АПВ, давление должно быть в пределах 1,9 — 2,1 МПа (оптимальное 2 МПа), а у
выключателей без АПВ — в пределах 1,6 — 2,1 МПа. Выключатель не должен приходить в
действие при понижении давления ниже указанных значений. Контроль за поступлением воздуха
на вентиляцию ведется по указателю. Регулирование расхода воздуха производится винтом в
верхней части редукторного клапана.
Обращается внимание на надежное закрытие заслонок выхлопных козырьков гасительных камер.
При неблагоприятных метеорологических условиях через открытые козырьки в камеры может
проникнуть снег. Накопление его приводит к перекрытию опорной изоляции, обледенению
контактов и отказу камеры.
При внешнем осмотре визуально проверяется целость резиновых прокладок в со единениях
изоляторов гасительных камер, отделителей и их опорных колонок (операции с выключателем,
имеющим выдавленные или поврежденные уплотнения, не допускаются); контролируется степень
нагрева контактных соединителей шин и аппаратных зажимов.
При техническом обслуживании воз душных выключателей проводится ряд мероприятий: 1 раз в
месяц из резервуаров, рас положенных на земле, удаляется накапливающийся в них конденсат; в
период дождей увеличивается подача воздуха на вентиляцию; при понижении температуры
окружающего воздуха ниже — 5 °С в шкафах управления полюсов и в распределительном шкафу
включается электрический обогрев. Работоспособность выключателя проверяется путем
контрольных опробований (не реже 2 раз в год) на отключение и включение при давлении 2—1,6
МПа.
Для дополнительной очистки сжатого воздуха в распределительных шкафах выключателей
установлены войлочно-волосяные фильтры. Необходимо систематически, в зависимости от
загрязненности воздуха, производить смену в них фильтрующих патронов.
Надежность сочленения фарфоровых и металлических деталей в значительной степени зависит от
качества резиновых прокладок и равномерности распределения усилий при затяжке болтов по
выступу изолятора. Применяемые резиновые уплотнения не обладают достаточной эластичностью
и со временем увеличивают свою остаточную деформацию. Поэтому для предупреждения
повреждения выключателей 2 раза в год (весной и осенью) производятся проверки и подтяжки
болтов всех требующих уплотнений соединений [4.12].
Техническое обслуживание разъедините лей, отделителей и короткозамыкателей. При
техническом обслуживании осмотр разъединителей, отделителей и коротко замыкателей, а также
их приводов производится не реже 1 — 2 раз в год, а также после коротких замыканий [4.13]. При
внешнем осмотре основное внимание должно быть обращено на состояние контактных
соединений и изоляции этих аппаратов. Систематический контроль за нагревом контактов
производится при помощи термопленочных указателей многократного действия.
Для контроля состояния контактных соединений токоведущих цепей разъединителей измеряют их
сопротивление по методу «вольтметр — амперметр». Контроль токоведущего контура
заземляющего ножа осуществляется путем измерения сопротивления все го контура и разъемного
контакта. Сопротивление контура составляет в среднем 2000 мкОм, а сопротивление разъемного
контакта при хорошем качестве монтажа не превышает 100 мкОм [4.13]. Измерения производятся
на отключенном и заземленном оборудовании; питание осуществляется от источника постоянного
тока (батареи аккумуляторов).
Надежность работы изоляторов определяется их электрической и механической прочностью. Они
не должны терять изоляционных свойств при изменяющихся атмосферных условиях (тумане,
дожде, снеге, гололеде) и должны выдерживать воздействие рабочих ударных нагрузок,
электродинамических сил, тяжести проводов.
Электрическая прочность опорно-стержневых изоляторов весьма велика, и поэтому
электрическим испытаниям в эксплуатации они не подвергаются. Основным способом контроля
исправности многоэлементных опорно-штыревых изоляторов является измерение распределения
рабочего напряжения по отдельным элементам при помощи штанги с переменным искровым
промежутком. При измерении штанга опирается щупами на элемент изолятора. Поворотом
изолирую щей части штанги подвижный электрод приближается к неподвижному. Напряжение,
приходящееся на измеряемый элемент, определяется по шкале в момент пробоя искрового
промежутка между электродами. Напряжения на исправных и дефектных элементах изоляторов
при контроле измерительной штангой приведены в табл. 4.62.
Изоляторы должны периодически очищаться от загрязнений. В закрытых РУ на лет пыли
удаляется под напряжением специальной щеткой и пылесосом; для этой цели щетка и
всасывающая насадка пылесоса укрепляются на изолирующей штанге. На открытых РУ в
отдельных случаях применяется обмыв изоляторов водой под напряжением с помощью
специальных устройств.
При эксплуатации опорных изоляторов необходимо следить за состоянием мест склейки
элементов между собой и арматурой. Поверхность цементных швов следует защищать
влагостойкими покрытиями от проникновения в них влаги, так как замерзание влаги в цементной
связке создает дополнительные механические напряжения в фарфоре и фланцах [4.12].
Таблица 4.62. Напряжение на исправных и дефектных элементах опорных
изоляторов при контроле измерительной штангой
Раб
Тип Число Напряжение на элементе изолятора, кВ, при номере элемента(считая от
очее изол изоля заземленной конструкции)
нап яторяж тора ров в
1 1
еко1 2 3 4
5
6
7 8
9
12 13
14 15
0 1
ние,
лонке
кВ
220 ИШ 5
6/ 7/ 7/ 5/2 6/3 6/3 6/ 8/3 9/4 7/ 8/ 10 11/ 12/ 18/
Д-35
3 3 3
3
3 3 /5 5
8
12
11О ИЩ 3
7/ 8/ 9/ 6/3 6/3 7/3 7/ 8/6 16/ Д-35
3 4 5
4
10
11О ШТ- 3
5/ 6/ 4/ 11/ 12/ 18/ 35
2 3 2 6
8
11
11О Т-44 4
4/ 5/ 4/ 8/3 5/2 12/ 8/ 17/ 2 2 2
8
6 10
35
Т-44 2
4/ 5/ 4/ 7/3 2 2 2
ОС- 2
4/ 5/ 4/ 7/3 1
2 2 2
Примечания: 1. При проведении измерений на опорных изоляторах следует иметь в виду, что изолятор ы типа
ИШД-35 состоят из трех склеенных элементов, а изоляторы типов ШТ-35, Т-44 и ОС-1 - из двух.
2. В числителе приведены значения напряжения при нормальном состоянии изоляторов, в знаменателе —
максимальное на дефектном изоляторе.
В процессе эксплуатации отделителей и короткозамыкателей особое внимание следует уделять
открытым или недостаточно защищенным от возможных загрязнений и обледенений пружинам,
контактным системам и шарнирным соединениям, а также незащищенным подшипникам.
Капитальный
ремонт
коммутационных
аппаратов.
При
капитальном
ремонте
коммутационных аппаратов производятся работы по восстановлению исправности и
восстановлению их ресурса с заменой или восстановлением любых частей, включая базовые.
Капитальный ремонт коммутационных аппаратов рассматривается раздельно для масляных
выключателей,
воздушных
выключателей,
для
разъединителей,
отделителей
и
короткозамыкателей.
Капитальный ремонт масляных выключателей проводится в соответствии с инструкциями
заводов-изготовителей и эксплуатационными инструкциями по ремонту выключателей. Объем
ремонтных работ выполняется, как правило, на месте установки выключателя. Лишь отдельные
виды работ (ремонт вводов, встроенных трансформаторов тока и др.) выполняется в мастерских
[4.12]. При индустриальных методах ремонта с использованием обменного фонда операции по
ремонту и восстановлению сборных единиц выполняются в условиях ремонтной базы.
Капитальный ремонт масляных выключателей и их приводов выполняется с периодичностью 6 —
8 лет при условии контроля
характеристик выключателя с приводом в межремонтный период [4.1]. Внеочередной
капитальный ремонт масляных выключателей производят после отключения ими определенного
числа коротких замыканий. Капитальный ремонт масляных выключателей рассматривается на
примере ремонта масляных выключателей с большим объемом масла.
Капитальный ремонт начинают с подготовки выключателя к разборке. Для этого выключатель
осматривают снаружи, проводят несколько операций включения и отключения; испытывают
вводы (измеряют сопротивление изоляции, tgδ); испытывают масло из вводов; измеряют
сопротивление изоляции вторичных обмоток трансформаторов тока. После проведения испытаний
и измерений из выключателя сливают масло и сразу же приступают к его очистке.
Разборку выключателя выполняют в следующем объеме. Вскрывают крышки люков и
демонтируют шунтирующие резисторы и дугогасительные камеры. Затем в зависимости от
результатов проведенных испытаний с выключателя снимают все или часть вводов и
трансформаторов тока, которые отправляют в мастерскую для ремонта. Снятые дугогасительные
камеры разбирают полностью, и все детали их тщательно осматривают. При осмотре и ремонте
отдельных деталей и узлов руководствуются соответствующими техническими требованиями.
Устраняют
царапины,
задиры,
обугленные
поверхности
бакелитовых
цилиндров.
Отремонтированные цилиндры не должны иметь трещин и расслоений, а также срывов ниток
резьбы более чем на один виток; эти дефекты невозможно устранить ремонтом, поэтому при их
наличии цилиндры заменяют новыми. Нижний контакт дугогасительной камеры может иметь
вмятины, раковины, наплывы металла, выгорания. Эти дефекты устраняют спиливанием,
зачисткой, обработкой на токарном станке. На контакте могут оставаться углубления не более 0,5
мм; если углубление на контакте окажется больше допустимого, контакт заменяют новым.
После ремонта деталей дугогасительных камер приступают к сборке камер. Сборку контролируют
при помощи шаблонов с точностью до 0,5 мм. После сборки измеряют сопротивление
постоянному току токоведущего контура каждой камеры.
Одновременно с ремонтом дугогасительных камер вскрывают коробки приводных механизмов
полюсов выключателя и проверяют состояние всех рычагов и буферных устройств, правильность
работы указателей положения полюсов. Разбирают и чистят маслоуказатели. Ремонтируют
приводы. При этом все механизмы приводов тщательно осматривают, проверяют отсутствие
люфтов в шарнирных соединениях, удаляют грязь, ржавчину, старую смазку и наносят новую
смазку. Для смазки трущихся частей приводных механизмов применяется незамерзающая смазка
марки ЦИА-ТИМ-221 или ГОИ-54. Общая сборка выключателя проводится в последовательности,
обратной его разборке.
После установки дугогасительных камер на место приступают к регулировке выключателя и
привода. Проверяют и регулируют установку камер: центры нижних контактов камер должны
находиться против центров контактов траверсы. Проверяют полный ход штанг камер. Включают
выключатель и с помощью специального шаблона, поставляемого заводом, проверяют положение
звеньев запирающего механизма: оси рычагов запирающего механизма не должны находиться на
одной прямой (в «мертвом» положении), они должны занимать положение, в котором были
установлены на заводе,— только при этом условии возможны надежное запирание привода во
включенном положении и четкое действие при отключении выключателя.
Устанавливают необходимый ход траверсы и с помощью ламп, включенных последовательно с
контактами, проверяют одновременность замыкания контактов полюса. Для этого с помощью
домкрата доводят траверсу до соприкосновения ее контактов с контактами камер; при этом, как
правило, загорается одна из ламп; положение траверсы отмечают риской карандашом на штанге и
направляющем устройстве. При дальнейшем подъеме траверсы и замыкании всех контактов
полюса загорится другая лампа, положение траверсы также отмечают риской. Расстояние между
рисками определяет разновременность замыкания контактов. По аналогичной схеме проверяют
одновременность замыкания контакта каждой камеры. Разница в ходе контактов допускается до 1
мм [4.12].
После регулирования контактов выключатель включается до конца и наносится соответствующая
риска. Расстояние между рисками, нанесенными при зажигании всех ламп и при полном
включении выключателя, соответствует величине вжима или хода контактов [4.13].
В тех случаях, когда контакты выключателя доступны наружному осмотру во включенном
состоянии, рекомендуется проверить достаточность соприкосновения контактных пластин с
торцом траверсы; проверка производится щупом: щуп толщиной не более 0,05 мм и шириной 10
мм не должен проходить на глубину более 4 мм.
При регулировке выключателя в приводе проверяют зазоры между отдельными звеньями его
механизма, проверяют работу вспомогательных контактов и действие механизма свободного
расцепления привода при включенном положении выключателя и в момент замыкания его
контактов. Проверяют состояние изоляции вторичных цепей вместе с электромагнитами
включения и отключения; сопротивление изоляции должно быть не менее 1 МОм.
По окончании регулировки проводят испытания выключателя с приводом: измеряют время
включения и отключения выключателя при различных уровнях напряжения на зажимах
электромагнитов при помощи электросекундомера. На время измерений шунтирующие резисторы
должны быть отсоединены от дугогасительных камер. В момент подачи ключом управления
команды на включение выключателя включается и электросекундомер, который при касании
контактов выключателя шунтируется ими и останавливается. Измерив путь, пройденный
подвижными контактами, можно определить среднюю скорость движения контактов.
Снимают характеристики скорости включения и отключения выключателя при различных уровнях
напряжения на зажимах привода. Характеристики снимают дважды: когда баки выключателя не
залиты маслом и после заливки масла. В качестве регистратора времени используют виброграф, к
обмотке которого подводят переменное напряжение 12 В; колебания якоря вибрографа
записывают на бумажной ленте. Для баковых выключателей целесообразно применять плоскую
ленту, укрепленную на вспомогательной детали, непосредственно связанной с траверсой. В таких
случаях в крышке бака высверливается отверстие, позднее закрываемое металлической пробкой с
резьбой; через отверстие пропускается шток, связанный с траверсой, на котором и укрепляется
планка с бумажной лентой. У некоторых типов выключателей такие отверстия выполнены на
заводе [4.11]. Лента снабжается шкалой, соответствующей длине пути подвижных контактов, на
ней предварительно наносятся отметки, соответствующие началу движения, моменту входа в
гасительную камеру, началу замыкания контактов. По полученной виброграмме можно
определить время и скорость движения подвижных контактов выключателя.
По виброграмме определяют скорость движения контактов в любой точке пути.
Полученные характеристики скорости сравнивают с типовыми; отклонения от типовых
допускаются не более ±10% [4.12].
Виброграмма позволяет оценить наличие и состояние масла в выключателе: при отсутствии масла
скорости на 15 — 25% выше, чем у выключателя, заполненного маслом; при низкой температуре
масла скорости меньше, чем при повышенной. Загрязнения, неточности сборки, износ
поверхностей соприкасающихся деталей, плохая смазка, затяжка соединений и излишние люфты,
дефекты в механизме и действии привода находят отражение в виброграмме скоростей движения
[4.11].
Во время ремонта до заливки масла в выключатель измеряют сопротивление внутрибаковой
изоляции; измерение производят мегаомметром напряжением 2500 В с помощью электродов,
прикладываемых к поверхности изоляционной конструкции; если сопротивление изоляции
окажется меньше установленного, изоляцию подвергают сушке.
Перед вводом выключателя в работу проводят проверки исправного действия привода при трех
уровнях напряжений: 1,15Uном, Uном, 0.8Uном. Выключатель включается и отключается 2 — 3 раза
при каждом из напряжений [4.11].
Капитальный ремонт воздушных выключателей выполняют не реже 1 раза в 4 — 6
лет [1]. В объем капитального ремонта воздушного выключателя входят полная разборка и чистка
важнейших узлов, устранение обнаруженных повреждений, замена изношенных деталей. Ремонту
подвергаются следующие узлы выключателя: резервуары сжатого воздуха, гасительные камеры,
отделители, шунтирующие резисторы и делитель напряжения, все клапаны, система вентиляции,
шкафы управления и распределительный шкаф, опорная изоляция [4.12]. Процесс разборки,
ремонта и сборки выключателя требует соблюдения определенной технологии производства работ
и поэтому выполняется в строгом соответствии с заводскими инструкциями. При ремонте
создаются условия, исключающие возможность попадания в отдельные узлы выключателя пыли,
песка, влаги и пр. С этой целью разборку и сборку дугогасительных камер и отделителей
производят только в закрытом помещении, пользуются специальными инструментами и
приспособлениями, поставляемыми заводом.
Блоки клапанов включения и отключения, а также пневматический привод СБК вынимают из
шкафов управления. Электромагниты управления и электроконтактные манометры снимают и
отправляют на проверку в лабораторию. Ремонт блоков клапанов, привода СБК, делителей
напряжения и шунтирующих резисторов производится в мастерской. На месте вскрываются и
ремонтируются резервуары сжатого воздуха, дутьевые клапаны камер и отделителей, система
вентиляции, шкафы управления и распределительный шкаф.
Фарфоровые детали тщательно осматриваются и очищаются от грязи и копоти; при сколах
фарфора, осыпании глазури или образовании на ней едва различимых (волосяных) трещин
изоляторы заменяют. Все воздухопроводы питания, вентиляции и местного управления
отсоединяются и продуваются сухим сжатым воздухом со стороны распределительного шкафа.
Все подвижные детали выключателей при сборке опробуются от руки на легкость перемещения и
отсутствие заеданий.
Очищенные, окрашенные и отремонтированные узлы выключателя собирают в
последовательности, обратной разборке.
После сборки производится регулировка и снятие характеристик выключателя. Задачей
регулировки является получение характеристик в пределах норм, обеспечивающих четкую работу
выключателя в заданном диапазоне давлений. Давление в резервуарах поднимается от
минимального до максимального рабочего, производится несколько операций пополюсного
включения и отключения. При различных уровнях давления на каждой операции фиксируется и
регулируется сброс (снижение) давления воздуха. При постоянном начальном давлении сброс не
должен изменяться при переходах от одной операции к другой более чем на 0,01—0,02 МПа.
По окончании регулировки приступают к снятию характеристик: осциллографируют процессы
включения и отключения. Запись производят на фотопленку или светочувствительную бумагу.
Осциллографирование производят в соответствии с заводской инструкцией. Вибраторы
осциллографа подключают к каждой паре контактов дугогасительных камер и отделителей,
осциллограммы снимают пофазно. Работа всех контактных пар полюса выключателя фиксируется
на одной осциллограмме. Для регистрации времени в осциллографах предусматриваются
специальные отметчики или используется синусоида тока промышленной частоты; началом
отсчета времени на осциллограммах является момент подачи импульса на включение или
отключение выключателя.
На основании полученных осциллограмм определяют характеристики воздушных выключателей,
которые сравниваются с паспортными данными. В случае выявления каких-либо отклонений
соответствующие механизмы выключателя осматривают и налаживают.
У воздушных выключателей с газонаполненными отделителями к основным характеристикам,
определяемым осциллографированием процесса включения, относят: время включения,
разновременность замыкания контактов отделителя при включении, длительность включающего
импульса.
К характеристикам процесса отключения, определяемым по осциллограмме, относят: собственное
время отключения выключателя; разновременность размыкания контактов камер, время
опережения размыкания контактов камер, разновременность размыкания контактов отделителей,
бесконтактную паузу дугогасительных камер при отключении, разновременность смыкания
контактов камер.
Работа воздушных выключателей осциллографируется также в сложных циклах: В-О
(имитируется процесс включения на КЗ), О-В (успешное АПВ), О-В-О (неуспешное АПВ).
После проверки работы контактов измеряется сопротивление изоляции опорных изоляторов,
изоляторов гасительных камер и отделителей, сопротивление постоянному
току контактов каждого разрыва гасительных камер, отделителей, соединительных шин;
проверяется действие блокировки от манометров, работа электроподогревателей. Надежность и
стабильность работы выключателя проверяют многократным включением и отключением; перед
проведением этих испытаний должна быть проверена моментным ключом затяжка всех резьбовых
соединений изоляторов.
Включение выключателя под напряжение после ремонта разрешается только после усиленной
вентиляции внутренних полостей изолирующих конструкций сухим воздухом в течение суток
[4.12].
Капитальный ремонт разъединителей, отделителей и короткозамыкателей. Капитальный
ремонт разъединителей проводится 1 раз в 4 —8 лет (в зависимости от конструктивных
особенностей). Капитальный ремонт отделителей и короткозамыкателей с открытым ножом и их
приводов проводится 1 раз в 2 — 3 года [4.1].
При капитальном ремонте разъединителей, отделителей и короткозамыкателей их полностью
разбирают, очищают от загрязнений, осматривают, производят ремонт опорных изоляторов,
главных и заземляющих ножей, приводов, передающих движение механизмов и подшипников,
сигнальных и блокировочных устройств [4.12].
При ремонте отделителей и короткозамыкателей особое внимание уделяют выявлению дефектов и
ремонту отключающих (у отделителей) и включающих (у короткозамыкателей) рабочих пружин.
В случае их замены проверяют, чтобы развиваемое ими усилие соответствовало характеристикам
пружин, устанавливаемых на заводе.
Тщательно проверяют работу приводов отделителей и короткозамыкателей (зубчатых передач,
механизмов свободного расцепления, механизмов защелок приводов).
После ремонта и замены дефектных деталей смазывают подшипники и шарнирные соединения
аппаратов, производят их общую сборку и окраску. Контакты смазывают тонким слоем
незамерзающей смазки. Контакты с серебряным покрытием смазки не требуют.
Полностью собранные аппараты проходят регулировку и испытания. При этом проверяют и
регулируют отклонения ножей от осей полюсов, а также зазоры между концами контактных
ножей у разъединителей и отделителей, между ножом и упором у короткозамыкателей.
У разъединителей и отделителей динамометром измеряют усилие вытягивания ножа при
обезжиренных контактных поверхностях. Допустимое усилие вытягивания одного ножа из
неподвижного контакта должно находиться в пределах 160—180 Н.
Измеряют время включения короткозамыкателей и отключения отделителей, которое не должно
превышать значений, указанных в паспорте аппарата (для отделителей ОД-110М — 0,5 с, для
короткозамыкателей КЗ-ПОМ -0,35 с).
У разъединителей и отделителей измеряют сопротивление контактов постоянному току и
сравнивают их с установленными значениями.
Измерение сопротивления изоляции поводков тяг, выполненных из органических материалов,
производят мегаомметром на 2500 В; сопротивление изоляции должно быть не ниже 300 МОм при
номинальном напряжении 3—10 кВ и 1000 МОм при напряжении 15 — 20 кВ. Изоляцию
многоэлементных штыревых изоляторов измеряют мегаомметром на 2500 В; сопротивление
изоляции каждого элемента изолятора должно быть не менее 300 МОм.
Проверку работы приводов разъединителей, отделителей и короткозамыкателей производят
пятикратным включением и отключением ручным приводом и не менее чем 10 операциями от
устройств РЗА [4.12].
Текущий ремонт коммутационных аппаратов. Текущий ремонт проводится по мере
необходимости в сроки, устанавливаемые главными инженерами предприятий [4.1].
При текущем ремонте устраняют дефекты, выявленные во время осмотров, уточняют и
ликвидируют причины обнаруженных в процессе эксплуатации отдельных неисправностей в
работе аппаратов.
В объем текущего ремонта входят: тщательный внешний осмотр оборудования и его чистка;
проверка креплений и подтяжка контактов ошиновки; ремонт изоляции; зачистка и шлифовка
подгоревших мест контактов; смазка контактов вазелином, измерение сопротивления постоянному
току контактов ; смазка трущихся частей; взятие проб масла и доливка его во все
маслонаполненные аппараты; опробование включения и отключения.
Текущий ремонт, предшествующий капитальному, должен максимально использоваться для
выявления и уточнения по всем узлам коммутационного аппарата объема работ, подлежащих
выполнению при капитальном ремонте.
Текущий ремонт многообъемных (баковых) масляных выключателей. При текущем ремонте
производят внешний осмотр выключателя; проверяют уровень масла, отсутствие течи масла;
проверяют соответствие показаний указателей положения выключателя.
Производят осмотр и очистку вводов, проверку армировочных швов, крепления уплотнений в
местах входа токоведущих стержней. Выполняют очистку, проверку, протирку, замену дефектных
деталей масло-указателей и сливных кранов; осматривают, очищают и проверяют работу
газоотводов и аварийных клапанов. Снимают кожухи и осматривают доступные детали,
отключающие пружины, масляные буфера, проверяют междуфазные тяги приводного механизма.
Осматривают, очищают, проверяют крепления, измеряют сопротивления устройства для
подогрева масла. Производят контрольную проверку крепления выключателя к фундаменту и
привода к выключателю, проверяют состояние заземления. Чистят, смазывают, проверяют зазоры,
положение вала привода, регулируют привод. Регулируют уровень масла: доливают или спускают
масло для создания нормального уровня в баках.
Опробуют действие выключателя на включение и отключение, снимают характеристики
выключателя: собственное время отключения и включения, скорость движения подвижных
контактов при отключении и включении, полный ход контактной траверсы, ход (вжим)
подвижных контактов после их замыкания с неподвижными, разновременность замыкания
(размыкания) контактов, сопротивление постоянному току токоведущего контура полюса.
Восстанавливают надписи, таблички уровня масла, наносят температурные отметки,
восстанавливают расцветку фаз.
Текущий
ремонт
воздушных
выключателей.
Текущий
ремонт
выключателей
с
воздухонаполненным отделителем производят не реже 1 раза в год. Выполняют следующие
работы: внешний осмотр гасительной камеры, отделителя, емкостных и омических делителей
напряжения, шунтирующих резисторов, всей опорной изоляции, внутренний осмотр дутьевых
клапанов камеры и отделителя; проверку состояния крепления доступных мест присоединения;
выявление и устранение утечек сжатого воздуха; проверку системы вентиляции, арматуры
агрегатного шкафа; механические и электрические испытания [4.13].
В начале ремонта измеряют переходное электрическое сопротивление токоведущего контура
каждого полюса, результаты измерений сравнивают с данными предыдущих испытаний. При их
несоответствии измеряют переходное сопротивление каждого разрыва камеры отделителя,
полученные данные сравнивают с нормами.
После подробного внешнего осмотра отдельных частей выключателя, проверки надежности
соединений во всех его частях и механизмах, замены сменного патрона фильтра в агрегатном
шкафу или переборки содержимого фильтра с промывкой и последующей просушкой вскрывают и
осматривают дутьевые клапаны камеры и отделителя, а также обратные клапаны.
В электромагнитах управления проверяют прочность крепления бойков, ход якоря и отсутствие
заеданий. Одновременно проверяют отсутствие заеданий в клапанах местного пневматического
управления и зазоров между бойками электромагнитов и пусковыми клапанами.
Текущий ремонт заканчивают чисткой наружных поверхностей фарфоровых изоляторов,
протиркой стекол указателей положения полюсов (манометров или механических флажков) и
указателей вентиляции опробованием выключателя в разных режимах и испытанием
сопротивления изоляции опорных колонок.
Опробование выключателя после текущего ремонта выполняют обычно без снятия контрольных
осциллограмм, за исключением случаев, когда при ремонте производилась разборка гасительной
камеры или отделителей, замена какого-либо узла или детали.
При опробовании выключателя рекомендуется дистанционно произвести: отключение и
включение при 1,6 и 2 МПа, включение на короткое замыкание (цикл В-О) при 1,6 — 2,15 МПа,
АПВ неуспешное (цикл О-В-О) при 1,9 и 2,15 МПа. Все операции (или циклы) выполняют с
обязательной проверкой сброса давления для каждого полюса.
На каждом полюсе определяют давление «залипания», «отлипания» и самовключения контактов
отделителя. Проверяют отключение выключателя кнопкой местного пневматического управления.
После установки нормального или усиленного (на период особо влажной погоды) расхода воздуха
на вентиляцию измеряют сопротивление изоляции каждого изолятора всех опорных колонок
выключателя. Изоляцию испытывают мегаомметром на напряжение
2500 В. Сопротивление каждого изолятора должно быть не ниже 5000 МОм.
Два раза в год производят проверку и контрольную подтяжку гаек на уплотнениях соединений
[4.13].
Текущий ремонт разъединителей, отделителей и короткозамыкателей. При ремонте
разъединителей тщательно очищают изоляторы, контакты и ножи от пыли, грязи и копоти. Особое
внимание обращают на целость механических запирающих устройств и прочность крепления
пластин электромагнитных замков к ножам разъединителя; обнаруженные дефекты немедленно
устраняют [4.14].
При ремонте осматривают фарфоровые изоляторы. Если обнаружено разрушение армировочного
шва изолятора размером менее 1/2 окружности колпака или фланца, ремонтируют армировку, при
разрушении шва на большем участке производят полную переармировку изолятора — удаляют
зубилом старую замазку и заливают шов новым цементирующим составом.
Трущиеся части и соединения разъединителей очищают от коррозии и грязи, старую смазку с
трущихся частей смывают керосином и тонким слоем наносят новую (в летнее время — солидол, в
зимнее время — НК-30 или ГОИ-54). Подтягивают болты и гайки на подводящем проводе и в
других местах крепления. Производят регулировку разъединителя, добиваясь плотного и точного
вхождения ножей в контактные губки путем их перемещения или поворота; ножи должны входить
в губки с некоторым усилием, без ударов и заеданий; при полном включении нож на 3 — 5 мм не
должен доходить до упора контактной площадки. Регулирование производят изменением длины
тяги или хода ограничителей и упорных шайб либо небольшими перемещениями изолятора на
цоколе или губок на изоляторе. Плотность вхождения ножа в губки проверяют специальным
щупом размером 10 х 0,05 мм; при хорошем прилегании контактных поверхностей щуп не должен
входить в межконтактное пространство глубже 5 — 6 мм. Контактное давление в разъединителях
наружной установки РЛНД и РЛНЗ регулируется двумя стяжными болтами.
Проверяют соосность расположения подвижных и неподвижных контактов.
Плотность прилегания подвижных контактов к неподвижным определяют динамометром:
давление считается нормальным, если вытягивающее усилие равно 0,3 — 0,4 действительного
давления в контактах разъединителя [4.14].
Таблица 4.63. Перечень руководств, технологических карт, организационнотехнологических карт и карт организации труда по ремонту электрооборудования
распределительных устройств подстанций на напряжение 6-500 кВ.
Наименование руководств, карт
Разработчик
Номер
карт
Руководство
по
капитальному
ремонту Кишиневский
трансформаторов
напряжением
110
750 отдел
ЦБК
кВ,мощностью 80 MB•А и более
Главэнергоремонта
Руководство по капитальному ремонту автоматического То же
воздушного выключателя АВМ 15 и АВМ 20
Руководство по капитальному ремонту автоматического Конструкторсковоздушного выключателя АВМ 4 и АВМ 10
технологический
отдел по ремонту
АЭС
Главэнергоремонта
Руководство по капитальному ремонту масляного Кишиневский
выключателя ВМД-35/600
отдел
ЦБК
Главэнергоремонта
Руководство по капитальному ремонту воздушных То же
выключателей ВВН-220-15 и ВВН-330-15
Руководство по капитальному ремонту воздушных »
выключателей ВВ-330Б и ВВ-500Б
Руководство по капитальному ремонту высоковольтных »
трех-полюсных выключателей ВВБМ-110Б, ВВБ-220,
ВВД-220Б
Руководство по капитальному ремонту высоковольтных
трех-полюсных выключателей ВЭМ-6
Руководство по капитальному ремонту воздушного
выключателя ВВН-110-6
Руководство по капитальному ремонту масляного
выключателя У-220-1000/2000-25У1
Руководство по капитальному ремонту высоковольтных
трех-полюсных выключателей ВВБ-330Б, ВВД-330Б,
ВВБ-500
Руководство по капитальному ремонту масляного
выключателя ВМП-10П/630
Руководство
по
капитальному
ремонту
электромагнитного выключателя ВЭМ-6-2000
Руководство по капитальному ремонту масляного
выключателя С-35М-630-10
Руководство по капитальному ремонту масляного
выключателя ВМПП-10-630-20 (31,5)
Руководство по капитальному ремонту пружинного
привода ПП-67 (ПП-61)
Руководство по капитальному ремонту масляного
выключателя ВМК-110-2000-12,5 У1
Руководство по ремонту отделителей ОД-110М и ОДЗ110М, короткозамыкателя КЗ-110М и приводов ШПОМ
и ШПКМ
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
масляного выключателя ВМГ-133 с пружинным или
электромагнитным приводом
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
масляного выключателя ВМП-10П с встроенным
пружинным приводом
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
масляного выключателя ВМПП-10
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
масляного выключателя ВМГ-10 с электромагнитным
или пружинным приводом
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
масляного выключателя ВМП-10Э с приводом ПЭВ-12
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
масляного
выключателя
типа
МГГ-10-45
с
электромагнитным приводом типа ПЭ-21
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
ячеек КРУН с линейным, шинным разъединителем и
масляным выключателем
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
ячейки КРУН с выкаткой тележкой с масляным
выключателем
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
ячеек КРУ, КРУН с выкаткой тележкой с
трансформатором напряжения и разрядниками
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
ячейки КРУН с трансформатором собственных нужд
»
-
»
-
»
-
»
-
»
-
»
-
»
-
»
-
»
-
»
-
»
-
»
10-01
»
10-02
»
10-03
»
10-04
»
10-05
»
10-06
Кишиневский
10-07
отдел
ЦБК
Главэнергоремонта
То же
10-08
»
10-09
»
10-10
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
ячейки КРУН с трансформатором напряжения и
разрядниками
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
секции сборных шин комплектного распредустройства
6-10 кВ
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
масляного
выключателя
ВМД-35/600
с
электромагнитным приводом
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
масляного
выключателя
ВТД-35-630-10У1
с
электромагнитным или пружинным приводом
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
масляного
выключателя
С-35М-630-10
с
электромагнитным или пружинным приводом
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
масляного выключателя МКП-35-1000-25 с приводом
ШПЭ-31
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
отделителей ОД-35. ОДЗ-35 с приводом ШПОМ и
короткозамыкателя КЗ-35 с приводом ШПКМ
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
ячейки 35 кВ с масляным выключателем
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
ячейки 35 кВ с трансформатором напряжения и
разрядником
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
ячейки 35 кВ с отделителем и короткозамыкателем в
цепи силового трансформатора
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
разъединителя типа РНДЗ-35/2000У1 с приводом ПРН110М
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
секции сборных шин 35 кВ подстанций с двумя
секциями сборных шин
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
высоковольтного выключателя типа МКП-110М1000/630-20 с приводом ШПЭ-33
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
высоковольтного выключателя типа У-110-2000-50 с
приводом ШПЭ-46П
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
высоковольтного выключателя типа У-110-2000-50 с
приводом ШПВ-46П
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
отделителей ОД-110, ОД(3)-110М с приводом ШПОМ и
короткозамыкателей КЗ-110, КЗ-ПОМ с приводом
ШПКМ
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт
разъединителя типа РНДЗ-110/630-1000У1 с приводом
ПРН-220М
»
10-11
»
10-12
»
35-01
»
35-02
»
35-03
»
35-04
»
35-05
»
35-06
»
35-07
»
35-08
»
35-09
»
35-10
»
110-01
»
110-02
»
110-03
»
110-04
»
110-05
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт »
ячейки 110 кВ с масляным выключателем на ОРУ с
обходной системой шин
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт Кишиневский
ячейки ОРУ 110 кВ с воздушным выключателем
отдел
ЦБК
Главэнергоремонта
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт То же
ячейки 110 кВ с трансформатором напряжения и
разрядником
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт »
ячейки 110 кВ с отделителем и короткозамыкателем в
цепи силового трансформатора
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт »
секции сборных шин 110 кВ подстанции с двумя
секциями сборных шин
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт »
разъединителя типа РНДЗ-220/2000У1 с приводом
ПРН-220
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт »
высоковольтного выключателя У-220-1000-25 с
приводом ШПЭ-44П
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт »
секции сборных шин 220 кВ
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт »
ячейки 220 кВ с масляным выключателем на ОРУ с
обходной системой шин
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт »
разъединителя РНД-2-330-2000 с приводом ПДН-1
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт »
секции сборных шин 330 кВ
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт »
разъединителя типа РНД-2-500/2000
Типовая технологическая карта на капитальный ремонт »
разъединителя типа РНДЗ-2-500/3200У1 с приводом
ПДН-1
Типовая технологическая карта на текущий ремонт »
масляных выключателей ВМГ-133, ВМП-10П, ВМПП10, ВМГ-10, ВМП-10Э, МГГ-10 с электромагнитными
или пружинными приводами
Типовая технологическая карта на текущий ремонт »
масляных выключателей ВМД/35-600, ВТД-35-63010У1,
С-35М-630-10,
МКП-35-1000-25
с
электромагнитными или пружинными приводами
Типовая технологическая карта на текущий ремонт »
масляных выключателей У-220-1000-25 с приводом
ШПЭ-44П, У-110-2000-50 с приводом ШПЭ-46П, У110-2000-50 с приводом ШПВ-46П, МКП-110М1000/630-20 с приводом ППЭ-33
Типовая технологическая карта на текущий ремонт »
разрядников РВМК-500, РВМГ-500, РВМК-330, РВМГ330, РВС-330, РВС-220, РВС-110, РВС-35, РВП-10,
РВП-6
110-06
110-07
110-08
110-09
110-10
220-01
220-02
220-03
220-04
330-01
330-02
500-01
500-02
Т-01
Т-02
Т-03
Т-04
Типовая технологическая карта на текущий ремонт
разъединителей РНД-2-330-2000 с приводом ПДН-1,
РНД-2-500-2000 с приводом ПДН-1, РНД-2-500-3200У1
с приводом ПДН-1
Типовая технологическая карта на текущий ремонт
разъединителей РНДЗ-35/2000У1 с приводом ПРН110М, РНДЗ-110/630-1000У1 с приводом ПРН-220М.
РНДЗ-220/2000У1 с приводом ПРН-220
Типовая технологическая карта на текущий ремонт
трансформаторов тока ТФНКД-500, ТФКН-330, ТРН330, ТФНД-220, ТФНД-110, ТФНД-35, ТПФЛ-10
Типовая технологическая карта на текущий ремонт
трансформаторов напряжения НКФ-500, НКФ-330,
НКФ-220, НКФ-110, ЗНОМ-35, НОМ-10, НОМ-6
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт выключателя типа ВМ-6
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт выключателей типа ВМП-10,
ВМП-10К, ВМПЭ-10, ВМП-10Э с приводами
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт выключателя типа ВМГ-133
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт выключателя типа ВМГ-10 с
приводом
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт масляных выключателей со
встроенными приводами типа ВМПП-10 и ВМП-10П
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт выключателя типа МГ-10
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт выключателя типа МГГ-229
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт выключателя типа МГГ-10
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт разъединителя типа РЛНД-10
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт разъединителей типа РВ-10, РВО10, РВС-10, РЛВОМ-10. РВЗ-10 и РВФС-10
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт разъединителя типа РВК-10
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт выключателей типа ВМ-22, ВМ-23
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт выключателя типа ВМБ-10
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт разъединителя типа РВК-20
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт масляных выключателей ВМ-35 и
ВМД-35
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт разъединителя типа РЛНД-35
»
Т-05
»
Т-06
»
Т-07
»
Т-08
СКТБ
Мосэенрго
СКТБ
Мосэенрго
ВКТ 6-01
ВКТ 10-01
То же
10-02
»
10-03
»
10-04
»
10-05
»
10-06
»
10-07
»
10-08
»
10-09
»
10-10
»
10-11
»
10-12
»
20-01
»
35-01
»
35-02
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт короткозамыкателя типа КЗ-35
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт отделителей типа ОД-35 и ОДЗ-35
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт масляного выключателя типа
МКП-35
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт масляного выключателя типа С-35
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт масляного выключателя типа ВТ35
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт разъединителя типа РНД-35
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт отделителя типа ОД-110
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт выключателя типа МКП-110
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт разъединителя типа РЛНД-110
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт короткозамыкателя типа КЗ-110
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт выключателей типа ВВН-110 и
ВВШ-110
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт масляного выключателя типа У110
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт воздушного выключателя типа
ВВБ-110-6
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт масляного выключателя типа
МКП-160
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт выключателя типа ММО-110
(НРБ)
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт разъединителя типа РНД-110
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт разъединителя типа РОНЗ-110
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт разъединителей типа РНД-220 и
РНДЗ-220
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт короткозамыкателя типа К3-220
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт выключателя типа МКП-220
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт отделителя типа ОД-220М
»
35-03
»
35-04
»
35-05
»
35-06
»
35-07
»
35-08
»
110-01
»
110-02
»
110-03
»
110-04
»
110-05
»
110-06
»
110-07
СКТБ
Мосэенрго
ВКТ 110-08
То же
110-09
»
110-10
»
110-11
»
220-01
»
220-02
»
220-03
»
220-04
Организационно-технологическая
карта
на »
капитальный ремонт выключателей типа ВВН-220-10,
ВВН-220-15 и ВВШ-220
220-05
Организационно-технологическая
карта
на »
капитальный ремонт масляного выключателя типа У220
220-06
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт воздушного выключателя типа
ВВБ-220-12
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт разъединителя типа РЛНД-220
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт разъединителя типа РОНЗ-220
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт воздушного выключателя типа
ВВ-500
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт разъединителя типа РНД-500
Организационно-технологическая
карта
на
капитальный ремонт разъединителя типа РОНЗ-500
Карта организации труда на капитальный ремонт
масляного выключателя ВМП-10
Карта организации труда на капитальный ремонт
выключателя нагрузки ВН-16
Карта организации труда на замену трансформатора
напряжения типа НТМИ-6-10 в ТП 6-10/0,4 кВ
Карта организации труда на замену разъединителя РВ10 в ТП 6-10/0,4 кВ
Карта организации труда на замену щита низкого
напряжения в РП 6-10 кВ
Карта организации труда на замену силового
трансформатора до 400 кВ•А на МТП 10/0,4 кВ
автокраном
Карта организации труда на замену МТП на
комплектную
Карта организации труда на замену КТПН 6-10/0,4 кВ
проходного типа с воздушным вводом мощностью до
630 кВ•А на новую
Карта организации труда на доливку масла в силовой
трансформатор на КТП 6-10/0,4 кВ
Карта организации труда на замену низковольтного
трансформатора типа ТК-20 на МТП 10/0,4 кВ
Карта организации труда на замену рубильника
главного ввода на щите низкого напряжения на КТП 610/0,4 кВ
Карта организации труда на замену вентильного
разрядника 10 кВ на КТП 10/0,4 кВ
Карта организации труда на замену автоматического
выключателя 0,4 кВ главного ввода на КТП 6-10/0,4 кВ
Карта организации труда на замену шкафа КРУН К-VIУ
в сборе
»
220-07
»
220-08
»
220-09
»
500-01
»
500-02
»
500-03
Энергонот
61
То же
62
»
63
»
64
»
65
»
66
»
67
»
68
»
69
»
70
»
71
»
72
»
73
»
74
Карта организации труда на замену камеры КСО-366 в
сборе
Карта организации труда на замену проходного
изолятора 10 кВ на КТП 6-10/0,4 кВ
Карта организации труда на замену вводного шкафа
высокого напряжения в сборе на КТП 6-10/0,4 кВ
Карта организации труда на замену панели шкафа
низкого напряжения на КТП 6-10/0,4 кВ
Карта организации труда на замену выводов низкого
напряжения от силового трансформатора на КТП 610/0,4 кВ
Карта организации труда на ремонт контура заземления
КТП 6-10/0,4 кВ
Отраслевые расчетные нормативные материалы по
труду на капитальный ремонт подстанций 35-110 кВ
»
75
»
76
»
77
»
78
»
79
»
80
»
-
При регулировании механической части трехполюсных разъединителей проверяют
одновременность включения ножей; разновременность включения не должна превышать 3 мм для
разъединителей до 35 кВ и 5 мм для разъединителей 110 кВ. Регулирование разъединителей
внутренней установки выполняют изменением хода поводка качающихся изоляторов, а
разъединителей наружной установки - с помощью регулируемых наконечников междуполюсных и
внутриполюсных тяг [4.13]. При наличии заземляющих ножей их необходимо отрегулировать так,
чтобы заземляющий нож полюса, наиболее удаленного от привода, подходил к неподвижному
контакту с некоторым опережением, так как в передаче всегда имеются люфты, из-за чего
удаленный нож может оказаться недовключенным [4.14].
Ремонт приводов совмещается с ремонтом разъединителей. Он предусматривает очистку всех
частей привода от пыли, грязи и застаревшей смазки, проверку и подтягивание болтов, доступных
для осмотра без разборки привода, смазку. В зимнее время используют незамерзающую смазку
ГОИ-54, НК-30 или АФ-70. Одновременно производят проверку хода и отсутствия заеданий в
механизме привода.
Отремонтированный и отрегулированный разъединитель проверяют путем десятикратного
включения и отключения, после чего контактные части повторно покрывают гонким слоем
технического вазелина. При ремонте короткозамыкателей и отделителей большинство операций
ремонта выполняют так же, как и при ремонте разъединителей.
Ремонтируя короткозамыкатель и отделитель, устраняют слабину всех тяг и рычагов
механической части передачи привода, а также проверяют наличие на них крепежных деталей
(шплинтов, контргаек и т. п.) и прочность крепления подвижных сочленений, состояние
механизма ручного и автоматического приводов. Обнаруженные дефекты устраняют, а механизм
смазывают солидолом или незамерзающей смазкой.
Контакты короткозамыкателей и отделителей очищают от оксидных пленок и смазывают
нейтральным вазелином (без кислот и щелочей) с добавлением порошка графита (10-15 ч на 100 г
вазелина).
Наладка привода короткозамыкателя и отделителя состоит в проверке работы привода на
включение и отключение, проверке положения ножей и завода отключающей пружины реле для
привода, регулировке сердечников электромагнитов и реле [4.13].
После окончания всех операций по ремонту проверяют одновременность включения ножей
отделителя и плотность их вхождения в губки неподвижных контактов. Разновременность
включения не должна превышать 3 мм.
Отрегулированные короткозамыкатель и отделитель включают и отключают не менее 5 раз
вручную, а затем подают импульс тока на включение короткозамыкателя и отключение
отделителя и наблюдают за правильностью действия подвижных деталей и механизма [4.14].
Перечень руководств, технологических карт, организационно-технологических карт и карт
организации труда по ремонту электрооборудования распределительных устройств подстанций на
напряжение 6 - 500 кВ приведен в табл. 4.63.
4.4. ВОЗДУШНЫЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СЕТИ 0,38-20 кВ.
Основные положения. Воздушные распределительные электрические сети 0,38 - 20 кВ
представляют собой совокупность воздушных электрических линий 6 - 20 кВ (ВЛ 6 - 20 кВ),
распределительных пунктов 6 - 20 кВ (РП 6 - 20 кВ), секционирующих пунктов (СП),
трансформаторных подстанций 6-20/0,4 кВ (ТП 6-20/0,4 кВ) и воздушных электрических линий
0,38 кВ (ВЛ 0,38 кВ), служащих для передачи, преобразования и распределения электрической
энергии переменного тока.
Технологические процессы ремонта и технического обслуживания ВЛ 0,38 - 20 кВ определяются
конструктивным выполнением и материалом опор, местом прохождения трасс, доступностью
подъезда автотранспорта и спецмеханизмов, наличием определенных средств малой механизации
и приспособлений.
В соответствии с ПТЭ [4.1] техническое обслуживание и ремонт ВЛ 0,38 - 20 кВ выполняются с
использованием специальных линейных машин, механизмов, такелажа, инструмента,
приспособлений и транспортных средств. Для производства указанных работ в РЭС создаются
бригады централизованного ремонта и эксплуатационные бригады.
При производстве однотипных массовых видов ремонтных работ на ВЛ 0,38 - 20 кВ используются
карты организации труда, при выполнении отдельных сложных видов ремонта разрабатываются
проекты производства работ (ППР).
Карты организации труда и ППР предусматривают выполнение мер безопасности в соответствии с
действующими ПТБ при эксплуатации электроустановок, а также другими правилами.
Технологические процессы ремонта и технического обслуживания ТП 6 - 20/0,4 кВ, РП 6 - 20 кВ и
СП определяются их конструктивным выполнением, удаленностью от базы района или участка
электрической сети, •применяемыми средствами механизации работ. Для технического
обслуживания и ремонта ТП, РП и СП в РЭС создается бригада централизованного ремонта.
Бригада оснащается передвижной мастерской, оборудованной в специальном кузове на
автомашине ГАЗ-66.
Мастерская должна быть оснащена установкой для испытания изоляции оборудования и
защитных средств в РУ 6 - 20 кВ, электросварочным аппаратом, промышленным пылесосом,
мегаомметром, измерителем заземления, слесарным верстаком с установленными на нем
параллельными тисками, электросверлильной машиной, электроточилом, сосудами для чистого и
грязного масла и другими приспособлениями, инструментом, запчастями и материалами для
производства технического обслуживания и ремонта оборудования ТП, РП и ячеек СП [4.19].
Основные требования директивных документов по ремонту и техническому обслуживанию
воздушных распределительных сетей. В соответствии с [4.1] на ВЛ 0,38-20 кВ при техническом
обслуживании проводятся работы по предохранению элементов от преждевременного износа
путем выполнения профилактических осмотров, проверок, измерений, устранения повреждений и
неисправностей. При капитальном ремонте ВЛ выполняется комплекс мероприятий,
обеспечивающих поддержание или восстановление первоначальных эксплуатационных
характеристик ВЛ в целом или отдельных ее элементов путем ремонта изношенных деталей и
элементов или замены их более прочными и надежными, улучшающими эксплуатационные
характеристики ВЛ.
Техническое обслуживание и ремонтные работы производятся, как правило, комплексным
методом путем максимального их совмещения и сокращения продолжительности отключения ВЛ.
Плановый комплексный ремонт ВЛ 0,38 - 20 кВ производится в следующие сроки1 :
на деревянных опорах - 1 раз в 3 года (комплекс № 2) и 1 раз в 6 лет (комплекс № 3 - капитальный
ремонт);
на железобетонных опорах - 1 раз в 6 лет (комплекс № 3).
Эти сроки могут быть изменены руководством предприятия электросетей в зависимости от
состояния ВЛ, определяемого на основании осмотров, измерений и проверок.
Первый раз ВЛ на деревянных опорах выводятся в ремонт в зависимости от результатов осмотров,
профилактических измерений и проверок, но не позднее чем на шестой год эксплуатации.
Плановые работы по ремонту и реконструкции ВЛ, проходящих по сельскохозяйственным
угодьям, проводятся по согласованию с землепользователями.
Состав комплексов приведен в § 2.5 настоящего справочника.
В соответствии с действующими ПТЭ при эксплуатации ТП 6 - 20/0,4 кВ, РП 6 - 20 кВ
выполняются следующие работы.
В распределительных сетях до 20 кВ включительно проводятся измерения нагрузок и напряжений
трансформаторов не реже 2 раз в год - в период максимальных и минимальных нагрузок. Осмотр
трансформаторов без их отключения проводится в установках без постоянного дежурства
персонала в трансформаторных пунктах - не реже 1 раза в 6 мес. В зависимости от местных
условий и состояния трансформаторов указанные сроки могут быть изменены главным инженером
энергопредприятия.
Текущие ремонты трансформаторов (без РПН) с их отключением, установленных в местах
усиленного загрязнения, проводятся в сроки, определенные местными инструкциями, всех
остальных трансформаторов - по мере необходимости, но не реже 1 раза в 4 года. Капитальные
ремонты трансформаторов проводятся по результатам испытаний и оценки их состояния.
Профилактические испытания и измерения на трансформаторах проводятся в соответствии с
действующими нормами испытания электрооборудования [4.5] и заводскими инструкциями.
Осмотр РУ без отключения производят:
на объектах с постоянным дежурством персонала - не реже 1 раза в 3 сут и, кроме того, в темноте
для выявления наличия разрядов, коронирования и пр.- не реже 1 раза в месяц;
на объектах без постоянного дежурства персонала в ТП и РП - не реже 1 раза в 6 мес;
после отключения короткого замыкания.
При неблагоприятной погоде (сильный туман, мокрый снег, гололед и т. п.) или усиленном
загрязнении ОРУ проводятся дополнительные осмотры.
Все замеченные неисправности записывают в журнал дефектов и неполадок с оборудованием, а в
сетях, кроме того, сообщают вышестоящему инженерно-техническому персоналу.
Испытания электрооборудования проводят в соответствии с действующими нормами [4.5] не реже
1 раза в 6 лет.
Капитальный ремонт оборудования РУ проводят:
масляных выключателей - 1 раз в 6 - 8 лет при условии контроля характеристик выключателя с
приводом в межремонтный период;
выключателей нагрузки, разъединителей и заземляющих ножей - 1 раз в 4-8 лет (в
зависимости от конструктивных особенностей).
Первый ремонт установленного электрооборудования проводят в сроки, указанные в технической
документации завода-изготовителя.
Капитальный ремонт разъединителей внутренней установки, требующий снятия напряжения с
шин, проводят по мере необходимости, а остальных аппаратов РУ (трансформаторов тока и
напряжения, конденсаторов связи и т. п.) выполняют по мере необходимости по результатам
профилактических испытаний и осмотров.
Текущие ремонты электрооборудования РУ, а также проверку его действия (опробование)
проводят по мере необходимости в сроки, установленные главным инженером энергопредприятия.
Внеплановые ремонты выполняют после использования коммутационного или механического
ресурса оборудования.
Контроль изоляционного масла проводят в соответствии с действующими нормами [4.5].
Электрооборудование после капитального ремонта заливают изоляционным маслом,
удовлетворяющим нормам на свежее сухое масло. Марку свежего трансформаторного масла
выбирают в зависимости от класса напряжения оборудования. При необходимости допускается
смешение свежих масел, предназначенных для одной или близких областей применения. Смесь
масел, предназначенных для различных классов напряжения, заливают только в оборудование
низшего класса напряжения. Сорбенты в термосифонных и абсорбентных фильтрах
трансформаторов заменяют при превышении кислотного числа масла значения 0,1 мг КОН, а для
трансформаторов мощностью свыше 630 кВ • А - при кислотном числе масла 0,1 мг КОН или при
содержании водорастворимых кислот более 0,014 мг КОН. Содержание влаги в сорбенте перед
загрузкой в фильтры не должно превышать 0,5%.
Планирование ремонта и технического обслуживания воздушных распределительных сетей.
Исходя из установленных ПТЭ и рекомендуемых инструкциями по эксплуатации воздушных
линий электропередачи, методическими указаниями по организации комплексного технического
обслуживания и капитального ремонта распределительных электрических сетей напряжением 0,4 20 кВ, межремонтных сроков и состава эксплуатируемых электрических сетей 0,38 - 20 кВ,
составляют многолетние графики комплексного ремонта и технического обслуживания ВЛ, ТП,
РП и СП на участках, в районах и предприятиях сетей. При составлении многолетних графиков
комплексного ремонта учитывают выполнение работ по строительству ВЛ 0,38-20 кВ взамен
пришедших в негодность и их реконструкцию.
Таблица 4.64. Многолетний график комплексного ремонта и технического
обслуживания электрических сетей 0,38-20 кВ
_____________________________________РЭС.
мая
июнь
июль
август
сентябрь
октябрь
ноябрь
ия
всего
январь
февраль
март
апрель
Начальник_________________________________РЭС
Таблица 4.65. План-график комплексного ремонта и технического обслуживания
электрических сетей 0,38-20 кВ на 19___г.
Наименовани Единица
Количест Трудозатра
е
работ, измерени во
по ты, чел-ч
линий, ТП, я
плану на
РП
или
год
на
ремонтируем
единицу
ых участков
измерен
декабрь
19____г.
19____г.
19____г.
19____г.
19____г.
19____г.
19____г.
19____г.
Наименование или номер линии Годы и комплексы выполняемых работ (КР-2 и
(участка), ТП, РП или ремонтируемого КР-3)
участка сети 0,38 кВ
Многолетний график составляют с учетом обеспечения равномерного распределения объемов
работ по годам, а также ожидаемого прироста сетей в результате строительства и приемки на
баланс от сельскохозяйственных организаций. Рекомендуемая форма многолетнего графика
комплексного ремонта и технического обслуживания электрических сетей 0,38-20 кВ приведена в
табл. 4.64.
На основании многолетнего графика работ, результатов контрольных осмотров профилактических
измерений и проверок ВЛ, ТП, РП и СП составляют годовой план-график работ по комплексному
ремонту и техническому обслуживанию сетей 0,38-20 кВ по участкам и РЭС. Рекомендуемая
форма годового плана-графика приведена в табл. 4.65.
Планы-графики составляют РЭС, рассматривают соответствующие службы предприятий электрических сетей (ПЭС) и утверждают у главного инженера предприятия.
На основании объемов работ, предусмотренных планом-графиком, составляют сводный план (с
разбивкой по месяцам), рабочие сметы на капитальный ремонт, определяют трудозатраты и сумму
затрат на производство капитального ремонта. Затраты на капитальный ремонт электрических
сетей 0,38 - 20 кВ покрываются за счет амортизационных отчислений от основных фондов
указанных сетей.
Нормы амортизационных отчислений, %, элементов электрических сетей 0,38 - 20 кВ на
капитальный ремонт приведены ниже:
ВЛ 0,38-20 кВ на железобетонных опорах 0,6.
ВЛ 0,38-20 кВ на деревянных опорах 1,7.
Силовое электротехническое оборудование и РУ подстанций 6-20/0,4 кВ 2,9.
Начиная с 01.01.88 г. финансирование всех видов ремонта (капитального, текущего и др.) будет
осуществляться за счет средств фонда ремонта основных фондов, создаваемого в предприятиях и
объединениях.
Одновременно с подготовкой плана составляют заявки на необходимые материалы, запчасти,
оборудование, приспособления, средства малой механизации, приборы и защитные средства по
технике безопасности для ремонта и технического обслуживания.
Исходя из годового плана-графика накануне каждого месяца составляют месячные планы-графики
работ для каждых РЭС, участка, бригад централизованного ремонта (БЦР), оперативно-выездных
и оперативно-эксплуатационных бригад (ОВБ и ОЭБ). Для бригад рекомендуется составлять
календарные планы-графики.
При подготовке к работам по комплексному ремонту подбирают соответствующие карты
организации труда, подают заявки на выделение необходимых средств механизации и проведение
работ специализированными бригадами по проверке релейной защиты и автоматики, испытанию
изоляции оборудования и др.
Номенклатура работ по техническому обслуживанию ВЛ 0,38-20 кВ включает: обходы и осмотры
ВЛ; проверку загнивания деталей деревянных опор; проверку состояния железобетонных опор и
приставок; измерение сопротивления заземляющих устройств и повторных заземлений нулевого
провода; измерение сопротивления петли фаза - нуль на ВЛ 0,38 кВ; проверку расстояния от
проводов до поверхности земли и различных объектов в местах пересечения; проверку
электрической прочности подвесных фарфоровых изоляторов; проверку состояния разрядников и
защитных промежутков; замеры нагрузок и напряжений; чистку трассы от деревьев, кустарников;
противопожарную обработку площадок опор; проверку состояния указателей поврежденного
участка, замену и обновление нумерации, знаков и плакатов на ВЛ; работу по охране ВЛ;
обслуживание сети уличного освещения, смонтированной совместно с ВЛ; наблюдение за
гололедообразования-ми и плавку гололеда.
Номенклатура работ по техническому обслуживанию ТП, РП, СП включает: осмотры, замену и
обновление предупредительных плакатов, нумерации и надписей, измерение нагрузок и
напряжений трансформаторов, доливку трансформаторного масла, измерение сопротивления
заземления, проверку и замену предохранителей, опробование устройств автоматики [4.1, 4.19].
Номенклатура работ по ремонту ВЛ 0,38 - 20 кВ включает: ремонт и замену деталей опор и опор
целиком, установку приставок, ремонт железобетонных опор и приставок, выправку опор; ремонт,
регулировку и замену проводов; замену изоляторов, арматуры и деталей крепления проводов к
изоляторам; переустройство переходов и пересечений, ремонт и переустройство заземляющих
устройств, ремонт или замену линейных разъединителей, ремонт сети уличного освещения,
смонтированной совместно с ВЛ [4.1].
Номенклатура работ по ремонту ТП, РП и СП включает: текущий ремонт (комплекс № 2),
состоящий из текущего ремонта силовых трансформаторов, разъединителей (на МТП, КТО и СП),
ревизии средств грозозащиты, испытания кабельных вставок; капитальный ремонт (комплекс №
3), состоящий из работ по комплексу № 2, ремонта масляных выключателей, ремонта (замены)
выключателей нагрузки, разъединителей и заземляющих ножей и приводов, ремонта и замены
предохранителей, ремонта шин и замены изоляторов, ремонта измерительных трансформаторов
тока и напряжения, разрядников, РУ (щитов), контакторных станций (станций управления) до 1
кВ, ремонт строительной части.
При ремонтах (плановых и внеплановых) выполняют работы по ремонту оборудования, у которого
полностью использован коммутационный или механический ресурс, а также по ликвидации
дефектов аварийного характера, выявленных при осмотрах.
Техническое обслуживание ВЛ 0,38-20 кВ. При техническом обслуживании проводят обходы и
осмотры ВЛ 0,38 - 20 кВ плановые и внеочередные (при образовании на проводах гололеда, при
пляске и обрыве проводов, во время ледохода и разлива рек, при лесных и степных пожарах,
стихийных бедствиях, а также после автоматического отключения ВЛ от релейной защиты и при
появлении замыкания на землю) [4.1].
Плановые (периодические) осмотры выполняют по графику, утвержденному главным инженером
предприятия электрических сетей. Рекомендуется чередовать выполнение плановых обходов и
осмотров: 1 раз в год - электромонтерами и 1 раз - ИТР районов электрических сетей
(контрольные обходы и осмотры).
При плановых обходах осматривают и выявляют состояние опор, проводов, траверс, изоляторов,
разрядников, разъединителей, приставок, бандажей, хомутов, отбойных тумб, ледорезов,
нумерации, надписей, плакатов, а также состояние
При обнаружении неисправностей аварийного характера производящий осмотр обязан сообщить
об этом руководству и дежурному диспетчеру, используя все возможные средства связи или лично
[4.15, 4.16]; такие повреждения и неисправности должны устраняться немедленно. О других
неисправностях, обнаруженных при осмотре ВЛ, делается запись в листке осмотра (см. табл. 4.15).
Внеочередные осмотры ВЛ или их участков связаны, как правило, с нарушением нормального
режима работы или отключением ВЛ и носят целенаправленный характер, их производят с
применением специальных технических средств передвижения и поиска мест повреждения; при
таких осмотрах выявляют также неисправности, угрожающие повреждению ВЛ или поражению
людей.
Лица, производящие осмотры, обязаны немедленно докладывать о всех выявленных
повреждениях ВЛ: гололедообразовании, пляске проводов, ледоходе, разливе рек, падении
деревьев или веток на провода, набросах, следах наезда сельскохозяйственных машин, срыве
проводов с изоляторов и др.- диспетчеру или руководству РЭС, используя для этого радиосвязь,
телефонную и другие виды связи.
Верховые осмотры ВЛ 0,38-20 кВ проводят по мере необходимости и совмещают с комплексом
работ № 3 с отключением линий и проверкой загнивания верхних деталей деревянных опор,
закрепления крюков, штырей, траверс, изоляторов и проводов [4.16].
Проверку загнивания деталей деревянных опор на ВЛ 0,38 - 20 кВ проводят у основания опор
(цельностоечных опор, подкосов и приставок) на уровне земли, а на опорах с железобетонными
приставками - в месте сочленения стойки с приставкой - первый раз через 3 - 6 лет после ввода ВЛ
в эксплуатацию, далее - не реже 1 раза в 3 года [4.1]. Проверка древесины на загнивание состоит
из осмотра и простукивания деталей, а также измерения величины загнивания в опасном сечении
и в местах, наиболее подверженных загниванию [4.15, 4.16].
В энергосистемах для определения загнивания древесины применяют буравчики конструкции
Бранта (Латвглавэнерго), приборы ПД-1 и ОЗД-1 (конструкции Мосэнерго), а также специальные
молотки и различного рода щупы [4.16, 4.17]. Определение загнивания деревянных опор у
основания производят без снятия напряжения с ВЛ, как правило, после полного просыхания
поверх закапывают основания деревянной опоры на глубину не менее 50 см, а в песчаных грунтах
- на глубину 60 - 70 см.
Загнивание вертикальных элементов опор измеряют в трех точках под углом примерно 120° в
одном сечении. Следует исключать при измерениях установку буравчика или иглы приборов на
сучках или трещинах и других дефектах деталей опоры.
При определении загнивания приборами Латвглавэнерго и ПД-1 древесина считается нормальной,
если на прокалывание слоев древесины необходимо усилие более 300 Н. Меньшие усилия,
фиксируемые приборами при вхождении буравчика (иглы) прибора в древесину, свидетельствуют
о наличии загнивания проверяемой детали опоры [4.16]. Указанными приборами определяется
также и глубина загнивания древесины; максимальное углубление буравчика (иглы) в древесину
составляет 110 мм, а давление - 980 Н.
Прибор ОЗД-1 (определитель загнивания древесины), работающий на принципе зондирования
деревянных деталей опор ультразвуковыми колебаниями, определяет наличие загнивания детали
опоры и дает оценку возможности подъема на опору.
Наличие внутреннего загнивания может быть установлено ориентировочно также простукиванием
молотком: признаком загнивания является глухой звук, здоровая древесина издает чистый звук.
Простукивание рекомендуется производить в сухую, не морозную погоду.
В местах загнивания измеряют наружный диаметр проверяемой детали деревянным
диаметромером или специальной лентой, проградуированной для измерения диаметров столбов
[4.17]. Глубину загнивания пор определяют как среднее арифметическое трех измеренных
значений.
Все данные о степени загнивания деталей, а также их диаметрах в местах загнивания заносят в
ведомость. По результатам измерения загнивания и верховой ревизии устанавливают пригодность
опоры для дальнейшей эксплуатации.
Диаметр древесины опор и приставок не должен быть менее определенных значений.
Наименьший допустимый диаметр оставшейся здоровой части древесины деревянной опоры и
приставки в опасном сечении определяют по формуле
где dp - расчетный диаметр опоры или приставки в опасном сечении, см. К - допустимый запас
прочности в опасном сечении;
С - коэффициент износа [4.17].
Таблица 4.66. Допустимые в эксплуатации запасы прочности и коэффициенты износа
деталей опор в опасном сечении.
Детали опор
Сосна,
дуб, Ель
лиственница
К
и 1,4
Одностоечные опоры (стойки
приставки)
П- и А-образные опоры (стойки, 1,2
приставки, подтраверсные брусья)
Траверсы всея типов опор
1,4
С
0,75
К
2
С
0,85
0,7
1,4
0,75
0,75
-
-
Таблица 4.67. Расчетные и наименьшие допустимые диаметры основных деталей опор
ВЛ 0,38 кВ.
Тип опоры
Марка провода (число проводов Диаметр
приставки
на опоре)
(стойки) у земли, см
расчётный наименьший
допустимый
Одностоечная
До 9 проводов: А50 (5) и ПСО 23
17
(4)
А-образная концевая
То же
24
17
А-образная угловая
То же
26
18
Допустимые запасы прочности и коэффициент износа приведены в табл. 4.66.
Эквивалентный диаметр оставшейся здоровой древесины определяют по методу подсчета
механической прочности древесины опор ВЛ при внутреннем загнивании, изложенному в
«Инструкции по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением выше 1000 В».
В качестве минимальных значений dдоп на ВЛ 6-20 кВ рекомендуется принимать: для стоек и
приставок - 12 см, а для траверс - 10 см. Расчетные и наименьшие допустимые диаметры основных
деталей опор на ВЛ 0,38 кВ приведены в табл. 4.67.
Проверку состояния железобетонных опор и приставок осуществляют внешним осмотром не реже
1 раза в 6 лет. При этом обращают внимание на наличие раковин, сколов и трещин. Особое
внимание следует уделять зоне земля-воздух, где могут образовываться повреждения, вызванные
механическими нагрузками или явившиеся следствием протекания токов замыкания на землю при
пробое изоляторов. Измерение ширины раскрытия трещин производится специальным щупом, а
размеров сколов и раковин - стальной линейкой. Раскрытие трещин в опорах с ненапряженной
арматурой допускается до 0,2 мм, их количество не должно быть более 6 на 1 м длины опоры. Для
опор, изготовленных с применением предварительно напряженной арматуры, раскрытие трещин
не допускается [4.16].
Толщина защитного слоя бетона должна быть не менее 10 мм. Для определения толщины
защитного слоя и смещения каркаса арматуры пользуются прибором контроля арматуры ПКА-1М
или АИ-15. Проверяют визуально положение, крепление и состояние антикоррозионного
покрытия траверс и оттяжек.
Одновременно с проверкой состояния железобетонных приставок проверяют крепления стоек
опор к приставкам (проволочные бандажи и хомуты): ослабления и смещения бандажей и
,хомутов. Наклоны сверх нормируемых значений стоек опор от вертикали вдоль и поперек оси ВЛ,
являющиеся следствием недостаточно надежной заделки опор в грунте, не допускаются.
Измерение сопротивления заземляющих устройств опор ВЛ 6 - 20 кВ с разъединителями,
разрядниками, защитными промежутками и повторных заземлений нулевого провода на ВЛ 0,38
кВ проводят после монтажа, переустройства и капитального ремонта, а также в процессе
эксплуатации этих устройств не реже 1 раза в 5 лет; выборочно на 2% железобетонных и
металлических опор в населенной местности, на участках ВЛ с наиболее агрессивными,
оползневыми, выдуваемыми или плохо проводящими грунтами - не реже 1 раза в 10 лет [4.1].
Измерения проводят в периоды наибольшего просыхания грунта измерителем заземления типа
МС-08 (рис. 4.10), при измерениях используются также два заземлителя (стальные стержни
диаметром не менее 5 мм и длиной 0,5 м) и гибкие изолированные провода сечением 1,5 - 2,5 мм2
для присоединения заземлителей к прибору [4.19]. При измерении необходимо, чтобы
сопротивление вспомогательного заземлителя не превышало 250 Ом. К измеренному
сопротивлению заземлителя для средней полосы СССР следует принимать поправочные
коэффициенты по табл. 4.68. Для других зон принимаются местные поправочные коэффициенты,
значение которых должно быть получено на основе соответствующих измерений.
Сопротивление заземляющих устройств на ВЛ 6 - 20 кВ должно быть:
опор железобетонных, металлических и деревянных, на которых установлены устройства
грозозащиты, а также железобетонных и металлических опор в населенной местности при
удельном сопротивлении грунта ρ, Ом•м: до 100-10 Ом, более 100 до 500-15 Ом, более 500 до
1000-20 Ом, более 1000-30 Ом;
электрооборудования, установленного на опорах ВЛ 6-20 кВ,- 10 Ом [4.5].
Рис. 4.10. Схема измерения сопротивления заземляющего устройства прибором МС-08: 1 - прибор; 2 испытуемый заземлитель; 3-зонд; 4 - вспомогательный заземлитель.
Рис. 4.11. Схема измерения петли фаза-нуль прибором М-417 на вводе ВЛ 0,38 кВ в здание: 1 - ТП 6-20/0,4 кВ; 2
- ввод ВЛ 0,38 кВ в здание; 3 - прибор М-417.
Таблица 4.68. Значение поправочного коэффициента Кс
Вид заземлителя
Глубина КС при
заложен грунте
измерении
в
Лучевой (поверхностный)
ия
(верхни
й
конец),
м
0,3
0,5
0,8
уголок, 0,8
влажн средне сухой
ом
й
влажно
сти
12
6,5
7
5
5
4,5
3
2
2
1,5
1,6
1,4
Вертикальный (труба,
стержень)
Сопротивление заземлителей каждого из повторных заземлений нулевого провода на ВЛ 0,38 кВ
не должно превышать 30 Ом [4.15].
Значение сопротивления заземляющего устройства не должно превышать нормируемое ПУЭ
более чем на 10%.
Результаты проверки и измерений сопротивления заземлений заносят в ведомость. При большом
превышении сопротивления заземляющего устройства значений, указанных в ПУЭ, или
сопротивления, измеренного при включении объекта в эксплуатацию, проверяют, нет ли обрывов
и нарушения сварных соединений или разрушения в результате коррозии; принимают меры по
доведению до нормы значения сопротивления заземляющего устройства.
Для контроля состояния заземляющих устройств и правильного выбора номинальных токов
плавких вставок предохранителей на ВЛ 0,38 кВ проводят также измерение полного
сопротивления петли фаза - нуль с помощью прибора М-417 при приемке в эксплуатацию и в
дальнейшем не реже 1 раза в 6 лет, а также после замены проводов и подключения новых
потребителей [4.1]. Схема измерения петли фаза - нуль приведена на рис. 4.11.
Для измерения сопротивления петли фаза - нуль прибор устанавливают на горизонтальную
поверхность, ручку «Калибровка» ставят в левое крайнее положение. Подключают
соединительные провода к зажимам прибора К1 и К2. На время подключения соединительных
проводов прибора к проводам ВЛ ввода необходимо отключать ВЛ 0,38 кВ. В порядке
исключения, когда по условиям эксплуатации невозможно отключить ВЛ, допускается
подключать прибор без снятия напряжения. В этом случае зажим К 2 прибора сначала соединяют с
заземляющим устройством или нулевым проводом, после чего второй соединительный провод от
зажима прибора К1 подключают к фазному проводу. Подсоединение должно производиться в
резиновых диэлектрических перчатках. После подключения проводов прибора к измеряемому
участку сети, если ВЛ отключалась, ее включают. При отсутствии обрыва заземляющей цепи
(нулевого провода) на приборе загорается сигнальная лампа Z = ∞. При исправности цепи фаза нуль нажимают кнопку «Проверка калибровки» и с помощью ручки «Калибровка» устанавливают
стрелку прибора на нуль. Отпускают кнопку «Проверка калибровки» и нажимают кнопку
«Измерение». Отсчитывают показание на шкале прибора (время измерения - не более 4 - 7 сек с
интервалом между измерениями не менее 0,5 мин).
Проверку расстояния от проводов до поверхности земли и различных объектов в местах
сближения и пересечения производят при приемке ВЛ в эксплуатацию и в дальнейшем по мере
необходимости: при появлении новых пересечений или сооружений, при переустройстве
имеющихся переходов или пересекаемых объектов (замене опор, проводов, изоляторов,
арматуры), а также при наклонах опор, вытяжке проводов и перекосе траверс. Измерения, как
правило, производят без отключения линии при помощи угломерных приборов или изолирующих
штанг и капронового или хлопчатобумажного каната. Для измерений на отключенных линиях
могут быть использованы обычные рулетки или веревки. В качестве угломерных приборов могут
быть использованы теодолиты, а также более простые, но достаточно точные для данных
измерений оптические приборы, карманные высотомеры и т. п.
При измерении расстояний между проводами пересекающихся ВЛ на земле фиксируют место
пересечения проекций пересекающихся крайних проводов, расстояние между которыми в данном
случае оказывается наименьшим. С одного места установки прибора замеряют расстояние от
нижнего провода до земли, а с другого места установки - от верхнего провода до земли; разность
между измеренными значениями является расстоянием между проводами.
При измерении расстояний от проводов до поверхности земли вертикальную проекцию провода на
землю в месте измерения отмечают хорошо видимым невысоким предметом (колышком, камнем и
т. п.). Вертикальные расстояния определяют по длине базиса (расстояние по земле от места
установки прибора до места замера, равное не менее 10 м) и тангенсу углов между горизонталью и
направлением визирующей трубы угломерного прибора на крайние точки замеряемого
расстояния.
При выполнении измерений карманными высотомерами определение расстояния по вертикали
производится по принципу подобия треугольников.
Электрическую прочность подвесных фарфоровых изоляторов проверяют в первый год
эксплуатации и в дальнейшем не реже 1 раза в 6 лет перед капитальным ремонтом ВЛ 6 - 20 кВ с
помощью штанги с постоянным искровым промежутком. Величину искрового промежутка
устанавливают по напряжению, равному 2 кВ. Наличие искры между электродами разрядника при
проверке изолятора свидетельствует о годности изолятора. При отсутствии искры и треска
изолятор бракуют, так как он выдерживает напряжение менее 2 кВ [4.1, 4.17]. Проверка может
также выполняться мегаомметром на 2500 В, которым измеряют сопротивление изоляции при
сухой поверхности изолятора на отключенной и заземленной линии. Изоляторы, имеющие
сопротивление менее 300 МОм, подлежат замене.
Результаты проверки электрической прочности подвесных фарфоровых изоляторов на ВЛ 6 - 20
кВ записывают в ведомость, рекомендуемая форма которой приводится в табл.'4.19.
Состояния разрядников и защитных промежутков проверяют ежегодно перед грозовым сезоном.
Трубчатые разрядники и защитные промежутки осматривают при обходах ВЛ. Проверку
трубчатых разрядников со снятием с опор проводят 1 раз в 3 года. Верховой осмотр без снятия с
опор, а также дополнительные осмотры и проверки трубчатых разрядников, установленных в
зонах интенсивного загрязнения, выполняют в соответствии с местными инструкциями и, как
правило, совмещают с проведением других работ с отключением ВЛ. Вентильные разрядники
проверяют путем измерения мегаомметром сопротивления разрядников перед включением в
работу и при выводе в ремонт оборудования, к которому разрядники подключены.
Ремонт трубчатых и вентильных разрядников проводят по результатам их проверок испытаний и
осмотров.
Измерение напряжений на удаленных вводах ВЛ 038 кВ проводят ежегодно одновременно с
измерениями нагрузок и напряжений трансформаторов в период максимальных нагрузок. При
измерении напряжения переносным вольтметром необходимо, чтобы предел его шкалы в 1,5 - 2
раза превышал ожидаемое значение измеряемой величины. Для измерения напряжений может
быть использован также вольтметр, встроенный в токоизмерительные клещи. По результатам
измерений устанавливаются мероприятия по обеспечению нормального уровня напряжения.
Состояние указателей поврежденного участка (УПУ) (срабатывание) проверяют при
внеочередных обходах и осмотрах после автоматического отключения ВЛ 6 - 20 кВ от релейной
защиты с помощью переносного индикатора, поставляемого в комплекте с УПУ. При
срабатывании УПУ, что свидетельствует о протекании тока короткого замыкания, в индикаторе к
УПУ-1 загорается лампа. В указателях поврежденного участка УПУ-1 обеспечивается
автоматический возврат устройства в исходное положение при исчезновении тока повреждения и
восстановлении напряжения на ВЛ.
Знаки и плакаты на опорах заменяют и обновляют по мере необходимости. Обычно знаки: номер
опоры, год установки, наименование или условное обозначение ВЛ (при параллельном следовании
или сближении нескольких линий, на концевых опорах и первых опорах ответвлений) и др. наносят непосредственно на опоры (например, на железобетонные и непропитанные деревянные)
краской по трафарету или при помощи штампов, изготовленных из мягкой резины, поролона или
войлока. На деревянных опорах, пропитанных маслянистыми антисептиками, более целесообразно
использование знаков из алюминия или полиэтилена, прибиваемых гвоздями. Предупредительные
плакаты прикрепляют к опорам на высоте 2,5 - 3 м от земли так, чтобы они были видны со
стороны дороги или других мест, откуда наиболее вероятно появление людей [4.16, 4.17].
Охрана ВЛ 0,38 - 20 кВ заключается в проведении комплекса мероприятий, обеспечивающих
соблюдение организациями и гражданами правил охраны электрических сетей и предотвращение
нарушений работы последних в результате посторонних вмешательств: вручение извещений и
предупреждений о недопустимости проведения запрещенных работ в охранной зоне, проезда
непосредственно под проводами ВЛ высокогабаритных машин, комбайнов, стогометателей и
других высокогабаритных механизмов, возведения построек, сооружений, стогов, складирование
материалов вблизи трасс ВЛ без согласования с эксплуатирующей ВЛ организацией, напоминаний
о необходимости назначения лиц, ответственных за состояние трасс линий электропередачи на
территории предприятий и выполнение инструктажа работников предприятий, совхозов и
колхозов перед работами вблизи ВЛ, систематическом контроле за отсутствием работ в охранной
зоне ВЛ.
Техническое обслуживание уличного освещения заключается в периодических осмотрах, замене
перегоревших электрических ламп, проверке устройств автоматического (ручного) включения и
отключения, а также устройств для регулирования напряжения в сети уличного освещения и
контроля за расходом электроэнергии. Периодические осмотры уличного освещения совмещаются
с осмотрами ВЛ 0,38 кВ, а устройств автоматического (ручного) включения и отключения - с
осмотрами ТП. Замена перегоревших ламп производится по мере необходимости. Проверка
устройств автоматического (ручного) включения и отключения, а также устройств для
регулирования напряжения в сети уличного освещения, установленных в распределительных
щитах или помещениях ТП, совмещается с текущими или капитальными ремонтами ТП.
Неисправности, обнаруженные при осмотрах ВЛ и производстве профилактических проверок и
измерений, фиксируют в журнале (картотеке) дефектов и в зависимости от их характера
устраняют немедленно или при проведении планового (непланового) технического обслуживания
или капитального ремонта ВЛ 0,38-20 кВ.
Плавка гололеда. На ВЛ выше 1 кВ, подверженных интенсивному гололедообразованию, должна
осуществляться плавка гололеда электрическим током. Предприятие электрических сетей должно
организовать наблюдение за процессами гололедообразования на ВЛ в целях своевременного
включения схем плавки [4.1]. На ВЛ 6 - 20 кВ в соответствии с «Руководящими указаниями по
плавке гололеда на ВЛ до 20 кВ, проходящих в сельской местности», плавку гололеда необходимо
предусматривать для районов, в которых нормативная толщина стенки гололеда составляет 20 мм
и более, а также для районов, в которых возможна частая и интенсивная пляска проводов при
гололедообразовании. Для районов, в которых нормативная толщина стенки гололеда менее 20
мм, целесообразность организации плавки гололеда должна устанавливаться на основе техникоэкономического расчета.
Для оперативного предупреждения об образовании на ВЛ опасных гололедных отложений
необходимо организовывать и вести наблюдения на линиях или специально оборудованных
гололедных постах.
Плавку гололеда целесообразно начинать с таким расчетом, чтобы при гололедообразовании она
была успешно завершена на всех линиях, взаимосвязанных по режиму плавки. При этом
очередность плавки определяется категорийностью потребителей и электроприемников по
степени надежности электроснабжения, технологичностью организации плавки и наличием
резервного питания.
На ВЛ, оборудованных схемами плавки гололеда, необходимо перед гололедным сезоном
производить тщательный осмотр и опробование всех элементов электрической схемы плавки и
принимать меры, обеспечивающие нормальную их работу в режиме плавки.
Для успешной и эффективной плавки заранее определяется порядок действия персонала
(составляются инструкции), прорабатывается последовательность проведения всех операций при
плавке гололеда, составляются технологические карты.
Наиболее распространенным и эффективным способом является плавка гололеда на ВЛ 6-20 кВ
током трехфазного КЗ при номинальном напряжении сети в длительном или повторнократковременном режиме.
При выборе тока плавки гололеда необходимо, чтобы значение тока плавки было достаточным для
расплавления гололеда в нормированный срок на участке, где подвешен провод наибольшего
сечения, а ток плавки не превышал значений, допустимых по условию нагрева провода
наименьшего сечения из подвешенных на ВЛ. Допустимые токи плавки для ВЛ 6-20 кВ с
алюминиевыми и сталеалюминиевыми проводами определяются в зависимости от скорости ветра
и температуры воздуха по табл. 4.69.
Таблица 4.69. Допустимые токи плавки гололеда на ВЛ 6-20 кВ с алюминиевыми и
сталеалюминиевыми проводами при различных погодных условиях.
Допустимый ток плавки, А, при
скорости ветра υ и температуре
воздуха t
Марка провода
υ = 2 м/с при t, υ = 4 м/с при t,
0
0
C
C
-1
-5
-10 -1
-5
-10
А 25
А 35
А 50
А 70
АС 25/4,2
АС 35/6,2
АС 50/8
254
314
394
485
247
336
398
260
323
410
497
252
342
406
266
328
415
501
258
352
416
305
374
475
584
297
405
476
313
384
485
600
304
415
490
АС 70/11
496
510
521 580 583
610
295
368
465
572
290
398
465
Примечание. Приведенные значения допустимых токов определены с учетом высоты опор ВЛ при
направлении ветра к их оси под углом 45°.
Рис. 4.12. Допустимая кратность перегрузки стационарных ТП (трансформаторов).
При использовании данных табл. 4.69 расчетную скорость ветра υ = 2 м/с следует принимать для
районов, где скорость ветра при гололеде составляет до 15 м/с, и υ = 4 м/с для районов, где
скорость ветра при гололеде превышает 15 м/с.
Длительность плавки гололеда зависит от размеров и плотности гололеда, его формы, тока плавки,
скорости ветра и температуры воздуха. Время плавки гололеда и изморози определяется по
соответствующим графикам, приведенным в «Руководящих указаниях по плавке гололеда на ВЛ
до 20 кВ, проходящих в сельской местности». Плавка гололеда на отдельных участках сети не
должна продолжаться более 1 ч.
Все элементы, входящие в электрическую схему плавки, должны быть рассчитаны на токи плавки
с учетом допустимых перегрузок. Элементы оборудования, перегрузка которых превышает
допустимую, должны быть заменены или зашунтированы на период плавки. Допустимая
кратность перегрузок силовых трансформаторов на подстанции определяется в зависимости от
предшествовавшего плавке режима нагрузки и времени плавки (рис. 4.12). Для коммутационных
аппаратов (выключателей и разъединителей) в режиме плавки допускается нагрузка,
превышающая номинальный ток в 1,5 раза.
Уставка тока срабатывания защиты ВЛ, на которой проводится плавка гололеда, должна
превышать ток плавки на 20%.
Контроль за окончанием процесса плавки может осуществляться по времени плавки или
визуально. Визуальное наблюдение за состоянием оплавления гололеда должно проводиться на
участках ВЛ с наибольшими размерами отложений.
Техническое обслуживание ТП и РП. При техническом обслуживании проводят осмотры ТП и РП
плановые по графику и внеочередные после отключения короткого замыкания. В процессе
осмотров ТП и РП эксплуатационным персоналом электрических сетей или ОВБ проверяют:
характер гудения трансформаторов и отсутствие посторонних звуков (разрядов, потрескивания),
отсутствие течи масла, уровень масла и целость масломерного стекла, температуру масла в
трансформаторах (при наличии термометров в закрытых ТП), состояние проходных изоляторов и
контактов, состояние адсорбента (силикагеля); состояние разъединителей и предохранителей
трансформаторов; в РУ 6-20 кВ закрытых ТП и РП - наличие схемы и соответствие ее
действительности; состояние контактов (по наружному виду); отсутствие течи масла из
выключателей, уровень масла и целость стекол масломерных указателей; состояние изоляторов
(отсутствие трещин, сколов, оплавлений); состояние концевых заделок кабелей (отсутствие течи
массы, трещин, целость фарфоровых втулок); отсутствие характерных звуков поверхностных
разрядов при загрязнении и увлажнении изоляторов и кабельных заделок; состояние окраски шин,
оборудования и панелей ячеек РУ; состояние контура защитного заземления; исправность
патронов предохранителей; исправность и состояния сигнальных указателей срабатывания
устройств релейной защиты и автоматики, положение переключателей ввода и вывода из работы
автоматики (АПВ, АВР); исправность осветительной проводки и наличие освещения во всех
помещениях закрытых ТП и РП; исправность устройств телемеханики и связи; показания
измерительных приборов, контролирующих нагрузку и напряжение; наличие и состояние
защитных средств, даты их испытаний; наличие предупредительных плакатов, нумерации и
надписей; исправность дверей и запоров, состояние крыши, потолка, стен, пола закрытых ТП и
РП, а также строительной части МТП и КТП; исправность вентиляции, состояние вентиляционных
решеток; состояние подходов, подъездов и трасс кабельных линий [4.19].
Аварийные очаги, повреждения и неисправности угрожающего характера должны устраняться в
кратчайшие сроки. Остальные дефекты заносят в журнал дефектов.
Замена и обновление предупредительных плакатов, нумерации и надписей в ТП, РП и СП
выполняют по мере необходимости и совмещают с выполнением текущих или капитальных
ремонтов строительной части, оборудования РУ и трансформаторов.
Измерения токов нагрузки и напряжений на трансформаторах и отдельных линиях в РП
выполняют в периоды максимальных нагрузок персоналом по эксплуатации участка сети или
ОВБ. На сборках и щитах до 1 кВ напряжение и токи нагрузки измеряются с помощью
стационарных приборов или переносных вольтметров, специальных токоизмерительных клещей.
На оборудовании напряжением выше 1 кВ токи нагрузки и напряжения измеряют только с
помощью стационарных приборов, присоединенных через измерительные трансформаторы.
Измерения напряжения и токов нагрузки переносными приборами производят 2 чел. При
измерении напряжения вольтметром необходимо, чтобы предел шкалы в 1,5 - 2 раза превышал
ожидаемое значение измеряемой величины. Вольтметром измеряют все линейные и фазные
напряжения. В случае измерения токов нагрузки токоизмерительными клещами необходимо,
чтобы предел шкалы амперметра превышал ожидаемое значение тока. Клещами охватывают
провода или шины таким образом, чтобы ярмо и губки клещей не касались проводов, шин или
разных фаз. Губки при измерении должны быть плотно соединены. Ток нагрузки измеряют на всех
фазах и нулевом проводе.
По результатам измерений определяют загрузку трансформаторов и в соответствии с инструкцией
по их эксплуатации намечают мероприятия по замене трансформаторов, имеющих недопустимую
перегрузку, а также по устранению неравномерности нагрузки отдельных фаз.
По результатам замеров напряжений на трансформаторах и в сети до 1 кВ на удаленных вводах
при недопустимых отклонениях напряжения принимают меры по переключению ответвлений на
трансформаторах, реконструкции сети или применению специальных средств для регулирования
напряжения [4.18]. При этом необходимо руководствоваться инструкцией по применению
изменения № 1 к п. 2.3 ГОСТ 13109-67*.
Допустимые отклонения напряжения в соответствии с указанной инструкцией и изменением № 2 к
ГОСТ 13109 - 67* приведены в табл. 4.70.
Таблица 4.70. Допустимые отклонения напряжения для потребителей в сельской
местности.
Наименование Отклонения напряжения
потребителей
в
в
аварийных
нормально режимах и при
м режиме ППР
Животноводчес От -5
кие комплексы +5%
и
птицефабрики
до Допускается
дополнительное
понижение
напряжения на
5
%
при
Другие
От -7,5 до длительности
потребители в +7,5%
не более суток
сельской
местности
Доливка масла в трансформаторы и масляные выключатели осуществляется по мере
необходимости. При этом заливаемое масло должно удовлетворять требованиям ПТЭ и Нормам
испытания электрооборудования. Предельно допустимые значения показателей качества
трансформаторного масла приведены в табл. 4.71.
Измерение сопротивлении заземления оборудования ТП, РП и СП должно проводиться не реже 1
раза в 10 лет.
Сопротивление заземляющих устройств должно быть: не более 4 Ом при мощности источника
питания (ТП 6 - 20/0,4 кВ) более 100 кВ•А; 10 Ом при мощности источника питания (РП и СП) до
100 кВ•А.
Проверка и замена предохранителей в установках до 1 кВ производится по мере необходимости при увеличении нагрузки на линии или при частых срабатываниях предохранителей. Для
правильного выбора номинального тока предохранителя необходимо замерить ток нагрузки на
присоединении и сопротивление петли фаза-нуль.
Опробование устройств автоматики и взаимодействия коммутационных аппаратов (масляных или
вакуумных выключателей, выключателей нагрузки и других) выполняется в сроки согласно
действующим положениям и инструкциям персоналом местной службы релейной защиты,
автоматики и измерения или электролаборатории.
Таблица 4.71. Предельно допустимые значения показателей качества
трансформаторного масла.
Значение показателей масла
свежего
сухого Непосредственно
перед заливкой в после заливки в
оборудование
оборудование
ГОС
Т
98280*
Показатель качества масла
(ТК
п)
Наименьшее
пробивное
напряжение,
кВ,
для
трансформаторов
и
аппаратов на напряжение:
до 15 кВ включительно
30
ГОСТ
ТУ ГО
10121-76* 38- СТ
101- 9821
с
282- 80*
кате Гос
75 (ТК
гор удар
(адс п)
ия стве
орб
каче нны
цио
ства м
нно
знак
й
ом
очи
каче
стки
ства
)
ГОСТ
ТУ
10121-76* 381011
с
282кате Гос
75 эксплуатационн
гори удар
(адс ого всех марок
я
стве
орб
каче нны
цио
ства м
нно
знак
й
ом
очи
каче
стки
ства
)
30
25
30
30
25
25
25
20
выше 15 кВ до 35 кВ
включительно
Содержание механических
примесей
Содержание взвешенного
угля (определяется только
для
масляных
выключателей)
Кислотное число, мгКОН
на 1 г масла не более.
Содержание
водорастворимых кислот и
щелочей
для
трансформаторов
мощностью:
более 630 кВ•А
до 630 кВ•А
35
35
35
35
30
30
30
30
30
-
не более одного
балла
Отсутствие(определение визуальное)
-
-
-
-
-
-
-
0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,25
Отсутствие
Отсутствие
0,014 мгКОН
не определяется
снижается
не
0
более
5
С
по
Температура, вспышки, 0С,
135 150 150 135 135 150 150 135 сравнению
с
не ниже
предыдущим
анализом
Ремонт ВЛ 0,38-20 кВ. При ремонте деревянных опор на ВЛ 0,38-20 кВ наиболее часто
выполняются следующие виды работ: замена стойки при сохранении имеющейся железобетонной
приставки; установка железобетонной или деревянной приставки к деревянной опоре; установка
деревянной опоры с железобетонной приставкой вместо дефектной опоры; замена подкосов на
концевых и угловых опорах без приставок и с приставками; замена деревянных траверс и
подтраверсных брусьев одностоечных и А-образных опор; замена А-образной опоры без замены и
с заменой железобетонных приставок.
На работы по замене опор, а также замене траверс и подтраверсных брусьев разработаны типовые
карты организации труда, в которых определены условия и формы организации труда, состав
бригады, нормы времени, требования по технике безопасности, условия производства работ на
ВЛ, необходимое материально-техническое оснащение, технологическая последовательность
выполнения отдельных операций работы, эскизное расположение механизмов и приспособлений
при производстве работы.
Подробное изложение технологии работ позволяет тщательно организовывать и выполнять
работы. Ниже в качестве примера приведено описание технологии выполнения некоторых видов
работ.
Технология замены стойки одностоечной опоры ВЛ 10 кВ с железобетонной приставкой при
помощи автобурокрановой машины. До отключения ВЛ производят подготовку новой стойки и
доставку ее на место установки: обрабатывают вершину стойки и плоскость припасовки к
приставке; размечают и засверливают отверстия под крюки; при помощи специального ключа
ввертывают крюки с изоляторами, при необходимости монтируют шунтирующий спуск.
Выполняются операции по подготовке рабочего места в соответствии с ПТБ.
После установки автобурокрановой машины и проверки состояния опоры электромонтер
поднимается на старую стойку и, застропив ее тяговым тросом машины, обрезает вязки проводов,
начиная с верхнего; устанавливает на провода растяжки и отводит (оттягивает) провода от опоры.
После
спуска монтера специальными ножницами срезают бандажи, крепящие дефектную стойку к
железобетонной приставке. Опустив старую стойку крановым устройством автобурокрановой
машины, тяговый трос крепят к новой стойке и, поднимая ее, устанавливают вместо
демонтированной, после проверки по вертикали закрепляют стойку бандажами или хомутами к
приставке [4.16].
-
-
-
-
Число витков проволоки бандажа в зависимости от ее сечения принимается равным: 12 при
диаметре проволоки 4 мм, 10 при диаметре проволоки 5 мм, 8 при диаметре проволоки 6 мм. Все
витки бандажа должны быть равномерно натянуты и должны плотно прилегать один к другому.
Концы проволок должны быть забиты в древесину.
К изоляторам новой стойки крепят провода вязками или зажимами ЗАК-10. Затем выполняются
покраска бандажей (хомутов) и надписи на опоре.
Технология установки железобетонной приставки к промежуточной деревянной опоре
бурокрановой машиной. До отключения ВЛ приставки развозят по линии вместе с хомутами или
бандажной проволокой. После отключения ВЛ (оформления допуска к работе) рядом с опорой
бурят котлован. Рекомендуемые СНиП размеры заглубления промежуточных опор для ВЛ до 1 кВ
приведены в табл. 4.72.
Для промежуточных опор ВЛ 6-20 кВ величина заглубления определяется в зависимости от типа
опоры, ее высоты, марки проводов, характеристики грунта, способа копки котлована и составляет
от 1,8 до 2,5 м. В особо гололедных районах величины заглубления увеличиваются на 10-20%
[4.20].
После бурения котлована на опоре подготавливается плоскость для припасовки. Железобетонную
приставку цепляют тяговым тросом кранового устройства выше центра тяжести и опускают в
котлован. С помощью цепных стяжек приставку соединяют со стойкой. Засыпают яму и
утрамбовывают грунт. Закрепляют стойку на приставке с помощью проволочных бандажей или
хомутов. Снимают цепные стяжки. Выпиливают загнившую часть деревянной опоры у земли. При
необходимости красят бандажи (хомуты).
Ремонт железобетонных опор, приставок, фундаментов. При капитальном ремонте выполняются
следующие виды работ: заделка трещин, выбоин, сколов; установка ремонтных бандажей;
выправка опор, имеющих наклоны и перекосы, превышающие допустимые; восстановление
антикоррозионных покрытий металлических частей; замена отдельных опор и приставок [4.16].
Таблица 4.72. Размеры заглубления промежуточных опор (без ригелей) ВЛ до 1 кВ.
Заглубление по высоте опоры
Общее
над поверхностью земли, м
сечение
проводов до 8,5 11-12 До 8,5 11-12
на опоре,
Откопка
Разработка
мм2
грунта
грунта бурением
Грунт
Суглинок,
супесь
насыщенная водой
и
глина,
150
1,8
2,15
1,6
1,75
Глина,
суглинок
и
супесь
150
1,5
1,8
1,4
1,5
естественной влажности.
Лёс сухой, песок мокрый мелкий
300
1,9
2,2
1,6
1,8
Глина пластичная, глина с галькой
1,35 1,6
1,2
1,3
и валунами, галька с песком и 150
щебнем
Скальный грунт
300
1,7
2
1,4
1,6
Трещины шириной от 0,05 до 0,3 мм заделывают полимерцементной краской, которую готовят на
месте работ. Состав (по массе): цемент марки 500 или 600 - 60%, поливинилацетатная эмульсия
или латекс - 12%, вода -28%. Краску готовят не более чем на 3 - 4 ч работы. Поверхность опоры,
подлежащую окраске, тщательно очищают от грязи и пыли стальной щеткой, а маслянистые пятна
удаляют бензином, ацетоном или другим растворителем. Окраску производят в сухую погоду при
температуре не ниже + 2°С. Краску наносят кистью гонким слоем (не более 0,1-0,15 мм); после
высыхания первого слоя (примерно через 2 ч) наносят второй слой.
Для заделки сколов и раковин и шпатлевки крупных трещин применяют полимерцементный
раствор. Состав (по массе): быстротвердеющий цемент или портландцемент марки 500 - 600-20 30%, песок крупностью зерен до 3 мм -55 -60%, поливинилацетатная эмульсия или латекс -4 -6%,
вода 7-10%. Раствор доводят до тестообразной консистенции и используют в течение 2 ч после
приготовления. Перед заделкой сколы и раковины расчищают зубилом и металлической щеткой
до плотного бетона, смачивают 10%-ным раствором поливинилацетатной эмульсии, раствор
втирают в поврежденное место при помощи шпателя, кельмы или мастерка. Через час место
заделки смачивают водным раствором эмульсии, присыпают сухим цементом и разглаживают
гладилкой.
В случаях, когда стойки имеют трещины шириной раскрытия более 0,4 - 0,6 мм на высоте до 2 м
от земли, устанавливаются железобетонные бандажи, выше 2 - 2,5 м - металлические бандажи;
бандаж должен перекрывать зону трещин на 20 см вверх и вниз. Для изготовления
железобетонных бандажей применяется разборная опалубка, обеспечивающая толщину стенки 70
- 80 мм. Марка применяемого бетона - не ниже 400; для усиления бандажа закладывается
поперечная или продольная арматура (в зависимости от характера трещин) периодического
профиля диаметром 12-14 мм и проволока диаметром 4-6 мм.
Замена отдельных железобетонных опор и приставок производится, если:
стойки и приставки вибрированные и со стержневой арматурой имеют поперечные трещины с
шириной раскрытия на опорах ВЛ 0,38 кВ более 1 мм, а на ВЛ 6-20 кВ -0,5 мм и более;
стойки с напряженной проволочной и прядевой арматурой имеют поперечные трещины с
шириной раскрытия на ВЛ 0,38 кВ более 0,6 мм, а на ВЛ 6-20 кВ - более 0,1 мм;
на всех типах и конструкциях опор имеются продольные трещины с шириной раскрытия более 0,3
мм при количестве трещин более двух в одном сечении; выступание арматуры на поверхность
бетона; раковины более 20 х 20 х 20 мм.
Выправка опор. При наклоне опор более 1/100 высоты вдоль или поперек линии производят их
выправку. Работу выполняет бригада электромонтеров (2 - 3 чел.) с применением механизмов,
оснащенных специальными приспособлениями, или вручную. Выправку опор производят после
полного оттаивания грунта. Для выправки опор применяют гидравлические навесные
приспособления, устанавливаемые на колесных тракторах (например: «Беларусь»), и ручные
домкраты - гидравлические и винтовые. Образовавшиеся после выправки пустоты около опоры
засыпают и тщательно уплотняют трамбовкой. Опоры, получившие наклон и одностороннюю
деформацию, после выправки усиливают оттяжкой.
Восстановление антикоррозионных покрытий металлических элементов опор производят путем
очистки поверхности металлической щеткой и нанесения защитных покрытий кистью.
Ремонт оттяжек заключается в осмотре их состояния, устранении дефектов, смазке,
восстановлении антикоррозионного покрытия или замене пришедших в негодность растяжек. Все
виды оттяжек опор независимо от их конструктивного выполнения (из тросов или круглой стали)
должны быть натянуты без видимой слабины. При выявлении слабины она должна быть
устранена.
Тросовые оттяжки в зависимости от степени повреждения подвергают следующим видам ремонта:
при обрыве до 10% проволок устанавливаются бандажи; при обрыве от 10 до 20% проволок
устанавливаются ремонтные зажимы; при повреждении более 20% проволок производится замена
оттяжки.
Тросы оттяжек и элементы крепления их к опоре и к якорям должны смазываться смазкой ЗЭС
(ТУ 38 101-474-74). Оттяжки из круглой стали должны очищаться металлической щеткой и
окрашиваться антикоррозионной краской (лаком).
Ремонт, регулировка и замена проводов. При обрыве или перегорании отдельных проволок (одной
проволоки на алюминиевых и двух на сталеалюминиевых проводах сечением до 95 мм 2) или
наличии глубоких вмятин (более половины диаметра проволоки) на проводе должны
устанавливаться бандажи или ремонтные муфты.
При ремонте провода на шейке изолятора поврежденную проволоку вырезают по 0,5 м в каждую
сторону, вплетают новую жилу такой же марки и диаметра, закрепляют концы проволок
бандажами во избежание дальнейшего расплетения; бандаж выполняют путем навивки вокруг
провода концов новой жилы или кусков из оборванных проволок.
При ремонте провода в пролете устанавливают ремонтные муфты из обычных овальных
соединителей на одно сечение меньше ремонтируемого провода. Соединитель разрезают вдоль
продольной оси и разводят так, чтобы можно было надеть на провод. После зачистки провода и
промывки бензином его покрывают защитной электротехнической смазкой (ЗЭС) или
техническим
вазелином. Муфту устанавливают таким образом, чтобы место обрыва проволок находилось
посредине; один край муфты заводят на другой, на провод у концов муфты устанавливают
бандажи; муфту прессуют клещами МИ-19А. Расстояние между ремонтными муфтами должно
быть не менее 15 м, в пролете не должно устанавливаться более двух муфт. На пересечениях с
инженерными сооружениями установка ремонтных муфт и соединений не допускается [4.16].
При значительных повреждениях проводов (обрывы, оплавление и пережог большого количества
проволок или проволоки на большой длине, вспучины, «фонари» или сильная коррозия и др.)
необходимо вырезать поврежденный участок и заменить его отрезком (вставкой) нового провода
той же марки. Для предотвращения раскручивания наружные повивы вставки должны иметь то же
направление, что и у ремонтируемого провода. При монтаже вставки провод, как правило,
опускают на землю, снимая с опор в соседних пролетах. Длина вставки должна быть не менее: 5 м
для проводов сечением до 50 мм2, 10 м - до 95 мм2. Длина вставки должна соответствовать длине
вырезанного участка провода с припуском для заделки в соединителях.
Для соединения проводов применяют овальные соединители типов СОА, СОС, монтируемые
обжатием, или типа СОАС, монтируемые скручиванием (табл. 4.73).
После соединения провод поднимают на опоры и закрепляют на изоляторах. Механическая
прочность соединения должна быть не менее 90% прочности целого провода, а электрическое
сопротивление не должно превышать более чем на 20% сопротивление целого провода равной
длины. На поверхности соединителя не должно быть трещин или механических повреждений.
Ввиду того что электрические характеристики контакта, выполненного соединителем, со
временем ухудшаются, на ВЛ с большими нагрузками рекомендуется концы проводов
дополнительно сваривать. Сварка производится термитными патронами (табл. 4.74), состоящими
из кокиля, вкладыша и термитной массы.
В этом случае соединение проводов выполняется следующим образом. Овальный соединитель
надевается на предварительно очищенные и подготовленные к соединению провода так, чтобы
оставались свободными концы несколько больше длины соединителя. Затем соединитель
обжимают, а свободные концы проводов вставляют в кокиль и зажимают в аппарате АТСП или
ПСП-2. Концы проводов должны иметь ровный перпендикулярный оси срез. Патрон поджигают
термитной спичкой; через 1 - 2 мин, когда в кокиле начнется плавление металла, ручками аппарата
АТСП (ПСП-2) производится подача концов проводов в осевом направлении друг к другу. После
завершения сварки аппарат оставляют до остывания места соединения. Соединение очищают от
шлака и проверяют качество сварки. Место сварки должно иметь гладкую поверхность без трещин
и раковин. Выполненное данным способом соединение показано на рис. 4.13. Сварка термитными
патронами обеспечивает стабильный контакт, но имеет сравнительно низкие механические
показатели. Поэтому как самостоятельный способ соединения она применяется только в петлях
анкерных опор. В случае, если вырезается небольшой кусок дефектного провода и имеется резерв
потяжению провода (провод был не дотянут), ремонт может быть выполнен без вставки. При этом
место повреждения вырезают и провод соединяют овальным соединителем методом скрутки с
помощью станков МИ-189 или МИ-190 (рис. 4.14).
Таблица 4.73. Основные характеристики овальных соединителей для проводов.
Размеры, мм
овального
Прочно
Марка
сть
Масса, сечения
Марка провода
толщи
соединителя
заделки кг
длина
по
по
на
, кН
большо малой
й оси
оси
А 16
СОА-16-1
2,3
А 25
СОА-25-1
3,5
0,035
12
6
106
1,7
14,4
7,2
116
1,7
А 35
А 50
СОА-35-1
СОА-50-1
4,7
6,6
0,04
0,055
17
20
8,5
10
136
205
1,7
1,7
А 70
СОА-70-1
9,3
0,07
23,2
11,6
205
1,7
А 95
СОА-95-1
13
0.1
26,8
13,4
274
1,7
А 120
ПС 25
ПС 35
АС 16/2,5
СОА-120-1
СОС-25
СОС-35
СОАС-16-1А
15,2
44
55,8
4
0,15
0,063
0,08
0,04
30
14,4
17
12
15
7,2
8,5
6
294
112
126
200
2
1,8
1,8
1,7
АС 25/4,2
СОАС-25-1А
6
0,06
14,4
7,2
200
1,7
АС 35/6,2
СОАС-35-1А
9,5
0,15
19
9
330
2,1
АС 50/8
СОАС-50-1А
12,5
0,19
22
10,5
400
2,3
АС 70/11
СОАС-70-1А
18,5
0,27
26
12
450
2,6
АС 95/15
СОАС-95-1А
25
0,43
31
15
650
2,6
Таблица 4.74. Основные характеристики термитных патронов для сварки проводов.
Размеры, мм
Масса
Марка
Марка свариваемых Кокиль
Термитная масса
патрона,
патрона
проводов
г
Длина
Диаметр Длина
Диаметр
ПАС-25
ПАС-35
ПАС-50
ПАС-70
ПАС-95
ПАС-120
А 25, АС 25/4,2
А 35, АС 35/6,2
А 50, АС 50/8
А 70, АС 70/11
А 95, АС 95/15
А 120, АС 120/19
60
60
60
65
65
65
7,0
8,7
10,2
12,5
14,8
16,2
16
28
28
29
35
35
25
25
35
38
43
43
24
32
65
80
118
140
Рис. 4.13. Сварное соединение проводов в пролете в виде петли.
Рис. 4.14. Соединитель, смонтированный методом скрутки.
Перетяжку проводов на отдельных участках ВЛ и ответвлениях к зданиям осуществляют при
нарушениях габаритов в результате вытяжки проводов под воздействием гололеда, падения
деревьев и других факторов. В случаях, когда вытяжка проводов произошла во всем анкерном
пролете, их перетяжку выполняют в следующем порядке. После оформления допуска к работе и
подготовки инструментов и приспособлений на всех промежуточных опорах устанавливают
монтажные ролики, демонтируют вязки на проводе одной фазы и провод укладывают на ролики.
На одной из анкерных опор устанавливают полиспаст, монтажный зажим крепят на проводе,
разрезают шлейф и демонтируют плашечный зажим. Затем с помощью полиспаста подтягивают
провод освобожденной фазы и в соответствии с монтажными таблицами путем визирования
устанавливают нормальные стрелы провеса - провод закрепляется на изоляторах анкерной и
промежуточных опор. Аналогично проводят перетяжку других проводов, после чего их соединяют
в шлейфах с проводами смежного анкерного пролета. При необходимости перетяжки провода
только в одном промежуточном пролете на одной из промежуточных опор, ограничивающих этот
пролет, устанавливают полиспаст и крепят на проводе монтажный зажим. Затем провод отрезают
на расстоянии 0,25-0,3 м от изолятора, подтягивают полиспастом до обеспечения нормальной
стрелы провеса и закрепляют плашечными зажимами с двух сторон изолятора.
Характеристики петлевых плашечных зажимов типов ПАБ и ПА приведены в табл. 4.75.
Таблица 4.75. Характеристики зажимов типов ПАБ и ПА (ГОСТ 13276-79*).
Сечение проводов, мм2,
марок
Марка зажима
Масса, кг
А, Ап, АЖ,
АС
АН
ПАБ-1-1В
16-50
ПА-2-1В
70-95
16/2,7; 25/4,2;
0,1
35/6,2
50/8; 70/11
0,4
ПА-3-1В
95-120
95/16
0,8
Замена проводов. При значительном повреждении провода и необходимости повышения его
механической прочности производится замена провода на участках ВЛ 0,38-20 кВ. Работы ведутся
в следующей последовательности. На одном из концов анкерного пролета устанавливают на
раскаточных козлах барабан нового провода, на другом - колесный трактор с установленным на
его оси разъемным барабаном. Трактор надежно тормозится и заземляется. После отключения и
заземления ВЛ разрезают шлейфы на анкерных опорах, ограничивающих участок замены
проводов. Один конец заменяемого провода крепят с помощью вспомогательного троса к барабану
на тракторе, второй соединяют с новым проводом. Демонтируют вязки на опорах всего анкерного
участка, а заменяемый провод перекладывают в раскаточные ролики, подвешенные на
промежуточных опорах. Колеса трактора с барабаном приподнимают домкратами; на
вращающийся барабан наматывают заменяемый провод, который одновременно протягивает по
роликам новый провод. После натяжки нового провода его закрепляют на противоположной от
трактора анкерной опоре, производят его вытяжку (по монтажным таблицам), визирование,
закрепление на второй анкерной опоре, а затем на промежуточных опорах. Соединяют новый
провод с проводами смежных анкерных пролетов. С барабана снимают старый провод и
укладывают в бухту. Трактор перемещают под следующий провод, подлежащий замене. Для связи
и руководства работой при замене провода используют портативные радиостанции.
Замену проводов ответвлений от ВЛ 0,38 кВ к вводам в здания производят на отключенной и
заземленной ВЛ в следующей последовательности. Перед подъемом на опору определяют
безопасность подъема; при необходимости закрепляют опору растяжками.
Раскатывают провод для замены ответвления. Привязывают концы проводов к канату, конец
каната закрепляют на предохранительном поясе, поднимаются на опору. Отсоединяют старые
провода и снимают вязки с изоляторов; закрепляют новые провода на изоляторах опоры,
подсоединяют к проводам ВЛ и спускаются с опоры.
Вторые концы проводов привязывают к поясу. С помощью приставной лестницы поднимаются к
трубостойке (к вводным изоляторам на стене здания), обеспечивают страховку электромонтера
при работе на лестнице. Отсоединяют старые провода, снимают вязки с изоляторов; натягивают и
закрепляют новые провода на изоляторах. Соединяют концы вводов с проводами ответвления.
Сматывают демонтированные провода в бухты и убирают рабочее место.
Замена изоляторов, арматуры и деталей крепления проводов к изоляторам. Фарфоровые
изоляторы подлежат замене, если: имеются трещины, бой фарфора (более 25% площади),
оплавления или ожоги глазури, следы пробоя; трещины, искривления и выползания стержней
изоляторов, трещины в чугунных шапках тарельчатых изоляторов; тарельчатые изоляторы не
выдержали установленного напряжения при измерениях штангой; требуется усиление изоляции,
например на железобетонных опорах. Все разбитые стеклянные изоляторы подлежат замене [4.15].
Замена изоляторов. Для замены дефектных штыревых изоляторов на промежуточных опорах
необходимо демонтировать вязки или снять зажимы. На угловых, анкерных и концевых опорах до
демонтажа вязок и снятия зажимов провод с помощью монтажного зажима или талрепа с крюком
для захвата провода закрепляют на траверсе или опоре. Затем специальным ключом старый
изолятор снимают с крюка (штыря), последний очищают от остатков пакли и сурика.
Предварительно размягченный в горячей воде (t = 85  90°С) полиэтиленовый колпачок легкими
ударами деревянного молотка насаживается на крюк (штырь). Колпачки выбирают в зависимости
от типоразмера крюка и типа изолятора (табл. 4.76). Затем устанавливают новые изоляторы,
закрепляют провода с обязательным восстановлением подмотки. Провода на промежуточных
опорах крепят зажимами ЗАК-10 или вязками, на анкерных и концевых опорах выполняют
петлевые или глухие крепления. Снимают приспособления временного закрепления проводов на
угловых, анкерных и концевых опорах [4.16].
Замену подвесных (натяжных) изоляторов производят с телескопической вышки или
гидроподъемника, а при их отсутствии или невозможности подъезда - с опоры или траверсы в
следующей последовательности. На опоре устанавливают полиспаст или стяжное устройство, а на
проводе - монтажный зажим, провод подтягивают полиспастом, снимают дефектный изолятор,
устанавливают на его место новый, провод отпускают, демонтируют монтажный зажим и
полиспаст [4.17]. Работы на ВЛ 0,38-20 кВ по замене изоляторов, как правило, выполняют со
снятием напряжения с ВЛ.
При интенсивном загрязнении изоляторов солевыми отложениями, уносами промышленных
предприятий рекомендуется производить периодическую чистку изоляции. Сроки чистки должны
устанавливаться главным инженером ПЭС в зависимости от интенсивности и характера
загрязнения, а также атмосферных условий. Чистка изоляторов может производиться вручную при
снятом напряжении или путем обмыва изоляторов непрерывной струей воды под напряжением
или при снятом напряжении с ВЛ. Технология выполнения и препараты для чистки изоляторов
вручную в районах
Таблица 4.76. Полиэтиленовые колпачки для изоляторов ВЛ 0,38-20 кВ.
Тип
Тип
Тип штыря (крюка) Место установки изоляторов
колпачка изолятора
К-1
К-2
К-3
К-4
ШС-10-А,
ШС-10-В, ШУ-21Д
ШФ-10-Г
Ш-22
ШС-10-А,
ШС-10-В, Ш-22Д-1, Ш-22Д-2,
ШФ-10-Г, ШВ-22-1, ШВ-22-2
ШФ-20-В КВ-22, КВ-25, КВ28
ШС-10-А,
ШУ-21, ШУ-22-1,
ШС-10-В,
ШУ-22Д-1, ШВ-22ШФ-10-Г,
3, ШВ-22-4
ШФ-20-В
ШС-10-А, ШУ-22-2,
ШФ-10-Г,
ШФ-20-В ШУ-22Д-2
Деревянные траверсы промежуточных,
анкерных, угловых и концевых опор
Металлические траверсы и накладки
промежуточных опор
Деревянные траверсы промежуточных и
анкерных опор
Стойки деревянных опор
Металлические накладки анкерных,
угловых и концевых опор. Деревянные
траверсы
Металлические траверсы
Деревянные траверсы
ТФ-16,
Металлические траверсы анкерных и
НС-16,
С-16, С-16п, Д-16, промежуточных
опор,
деревянные
ПКН-16
РФО-12, Д-16п
траверсы анкерных и промежуточных
РФ-10
опор
КН-16, КН-18
Стойки деревянных опор
ТФ-20,
ПКН-18 НС-18,
КН-20, КН-22, КНСойки деревянных опор
РФО-16
25
с загрязненной атмосферой приведены в § 4.1 справочника.
Детали крепления изоляторов и арматура подлежат замене в случае: разгибания крюков или
деформации штырей, наличия в них трещин; значительной коррозии, раковин, отслоения металла;
сильного оплавления дугой; сильного истирания деталей подвесных (натяжных) изоляторов в
местах сопряжения. Дефектные детали и арматуру заменяют одновременно с изоляторами.
При обрыве или ослаблении вязок на штыревых изоляторах их демонтируют: проверяют
состояние провода в месте его соприкосновения с изолятором, восстанавливают или выполняют
вновь подмотку на проводе алюминиевой лентой или проволокой, устанавливают зажим ЗАК-10
или выполняют типовую вязку.
Переустройство переходов и пересечений. При несоответствии пересечений ВЛ 6-20 кВ с
неизолированными проводами линий связи (ЛС) и линий радиотрансляции (PC) требованиям ПУЭ
они должны быть переустроены. При этом должны соблюдаться следующие требования ПУЭ к
таким пересечениям:
должны быть применены подвесные изоляторы ;
должны быть применены многопроволочные провода сечением не менее: алюминиевые - 70 мм2,
сталеалюминиевые - 35 мм2, стальные - 25 мм2;
расстояния по вертикали от проводов ВЛ до пересекаемых проводов ЛС и PC в нормальном
режиме ВЛ и при обрыве проводов в смежных пролетах ВЛ должны быть не менее значений,
приведенных в табл. 4.77; соединение проводов ВЛ в пролете не допускается ;
Таблица 4.77. Расстояние от проводов ВЛ до пересекаемых проводов ЛС и PC.
Наименьшее расстояние по вертикали, м
в нормальном режиме
ВЛ
на
металлических и
ВЛ
на
Напряжен железобетонных деревянных
ие ВЛ, кВ опорах, ВЛ на опорах при
деревянных
отсутствии
опорах
при
грозозащитн
наличии
ых устройств
грозозащитных
устройств
при обрыве
проводов ВЛ
в смежных
пролетах
До 10
2
4
1
20
3
4
1
угол пересечения проводов ВЛ с проводами ЛС и PC должен быть по возможности близким к 90°,
для стесненных условий угол пересечения не нормируется;
опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения ЛС и PC, должны быть анкерного типа,
железобетонные, металлические или деревянные, деревянные опоры усиливают дополнительными
приставками или подкосами;
на опорах для крепления проводов должны устанавливаться глухие зажимы;
опоры ВЛ на пересечении должны располагаться возможно ближе к ЛС и PC, но не менее 7 м от
них, при этом расстояние от проекций крайних проводов ВЛ до опор ЛС и PC не должно быть
менее 15 м;
при расстояниях между проводами пересекающихся линий, приведенных в табл. 4.77, на
деревянных опорах ВЛ, ограничивающих пролет пересечения ЛС и PC, должны устанавливаться
трубчатые разрядники или защитные промежутки [4.20];
сопротивление заземляющих устройств трубчатых разрядников и защитных промежутков при
токах промышленной частоты в летнее время должны быть не более значений, приведенных ниже:
Удельное сопротивление земли, Ом•м - до 101- 501- Более 100 500 1000 1000.
Сопротивление заземляющего устройства, Ом 10 15 20 30.
При капитальном ремонте ВЛ 0,38-20 кВ (замена опор, ремонт или замена проводов, замена
изоляторов) на пересечениях с улицами в соответствии с действующими ПУЭ должны
соблюдаться следующие габариты проводов над землей:
для ВЛ 0,38 кВ - не менее 6 м, а при пересечении улиц ответвлениями к вводам в здания
расстояние от проводов до тротуаров и пешеходных дорожек должно быть не менее 3,5 м; на
стенах здания от проводов ввода до земли - 2,75 м;
для ВЛ 6 - 20 кВ - не менее 7 м.
При пересечении ВЛ с железными дорогами габарит провода от головки рельсов согласно ПУЭ
должен быть 7,5 м; при пересечении ВЛ (6-10 кВ) с электрифицированной железной дорогой
расстояние от проводов ВЛ до несущего троса или контактного провода должно быть не менее 2
м, ВЛ 20 кВ - не менее 3 м.
При пересечении ВЛ 6 - 20 кВ воздушных линий до 1 кВ расстояние до проводов пересекаемых
ВЛ должно быть не менее 2 м от проводов ВЛ 6-10 кВ и не менее 3 м от проводов ВЛ 20 кВ.
Производство работ на переходах и пересечениях с опусканием проводов всегда связано с
отключением пересекаемых ВЛ либо с ограничением движения по железным и шоссейным
дорогам и рекам, а также с необходимостью в отдельных случаях сооружения временных
защитных устройств для линий связи и линий до 1 кВ. Работы по замене опор, проводов и
изоляторов на переходах и пересечениях в основном выполняются по картам организации труда за
исключением отдельных случаев, когда необходимо сооружать временные защитные устройства
или принимать другие дополнительные меры.
Ремонт и переустройство заземляющих устройств производят при выявлении явных повреждений
или при значительном увеличении сопротивления против нормируемого ПУЭ. В эксплуатации
имеют место следующие основные дефекты заземляющих устройств: ухудшение из-за коррозии
контакта между заземлителем и заземляющим проводником, в местах соединений заземляющих
проводников с нулевым проводом, крюками изоляторов на ВЛ 0,38 кВ, с заземляющими спусками;
обрывы или повреждения заземляющих проводников у основания опор и КТП в земле; оголение
заземляющего контура и разрушение в результате коррозии.
При обнаружении обрыва или глубокой местной коррозии, наличии раковины или вмятины
заземляющие проводники должны быть отремонтированы сваркой. Для этих целей могут
применяться сварочные агрегаты (типа АСБ-300-7 и др.), сварочные трансформаторы различных
типов, а также термитная сварка в графитовых тиглях.
При обнаружении неудовлетворительного контакта между заземлителем и заземляющим
проводником необходимо его восстановить: размонтировать старый зажим, зачистить контакты
соединения, смазать техническим вазелином, установить плашечный зажим.
В случае сильного разрушения коррозией электродов заземления необходимо забить (погрузить,
ввинтить) новые из круглой стали, некондиционных труб, стального уголка. В грунтах с хорошей
проводимостью (глина, суглинок, супесь), как правило, достаточно забить несколько
дополнительных электродов длиной 2,5 м. Количество необходимых заземлителей определяют
расчетом. Для упрощения можно использовать следующие формулы определения сопротивления
растеканию одиночного заземлителя, Ом:
сопротивление заземлителя из стержня длиной 2,5 м диаметром 20 мм
RС1 = 0,0037 ρ,
где ρ - удельное сопротивление грунта, Ом•м;
сопротивление заземлителя из трубы длиной lтр диаметром 50 мм:
Rтр = 0,9ρ/lтр;
сопротивление заземлителя из уголка 50 х 50 мм длиной 2,5 м:
Rуг = 0,00318 ρ;
сопротивление полосы 40 х 4 мм длиной L [16]
Rпол = 0,02ρ/l.
В качестве примера приведена технология ремонта повторного заземления нулевого провода ВЛ
0,38 кВ - наиболее часто выполняемой работы. Ремонт производится на отключенной и
заземленной ВЛ. Перед подъемом на опору проверяют степень загнивания древесины или
состояние железобетонной приставки (опоры), определяют возможность подъема на опору. При
необходимости опору закрепляют растяжками. Электромонтер поднимается на опору, производит
осмотр контактных соединений заземления на нулевом проводе и на крюке (траверсе);
разболчивает зажимы, зачищает контакты соединения, смазывает техническим вазелином,
устанавливает зажимы (болты) и восстанавливает контакты путем затяжки гаек и зажимов;
спускается с опоры.
Устанавливают и заземляют сварочный аппарат. Откапывают заземляющее устройство,
производитель работ (бригадир) проверяет качество сварных соединений; электромонтер-сварщик
восстанавливает неисправные контакты с помощью сварки.
Замеряют сопротивление заземляющего устройства. При несоответствии сопротивления
заземления требованиям ПУЭ в грунт вбивают дополнительно заземляющий электрод и
соединяют со старым электродом. Вторично замеряют сопротивление заземляющего устройства.
Замеры оформляют протоколом.
Засыпают заземляющий контур; собирают инструмент и убирают рабочее место [4.16].
Ремонт или замена линейных разъединителей 6-20 кВ. При эксплуатации имеют место следующие
виды повреждений и дефектов на линейных разъединителях: повреждения изоляторов (пробои,
сколы, трещины), разрушение армировки колпачков, подгорание контактов, разрегулировка и
неодновременность вхождения ножей, поломка рукоятки привода, поломка тяги - скручивание
трубы в результате коррозии и затирания вращающихся деталей в приводе и на раме
разъединителя. Ремонт и замену линейных разъединителей производят на отключенной и
заземленной ВЛ 6-20 кВ.
Замену поврежденного изолятора выполняют в следующей последовательности: отвертывают
винты и снимают контактную пластину с колпачка поврежденного изолятора, отвертывают болты,
крепящие основание изолятора к раме; снятый изолятор с помощью бесконечного каната
опускают на землю, тем же канатом поднимают новый изолятор, который устанавливают на раму
разъединителя; на колпачок изолятора привертывают контактную пластину с проводом.
Проверяют вхождение ножа в неподвижную контактную пластину и при необходимости
выполняют регулировку. Зачищают контактные поверхности на всех фазах и проверяют плотность
прилегания контактов с помощью щупа толщиной 0,05 и шириной 10 мм - щуп не должен входить
между ножом и неподвижной контактной пластиной глубже 5-6 мм. При необходимости
увеличивают давление путем затяжки пружины. Покрывают тонким слоем контактные части
смазкой ЗЭС или нейтральным техническим вазелином. Проверяют надежность крепления
проводов к контактным пластинам разъединителя и при необходимости подтягивают гайки на
контактных болтах. Опробуют работу разъединителя путем 2-3-кратного включения и
отключения. При этом проверяют: одновременность включения ножей (разновременность
допускается не более 3 мм - расстояние между ножом и контактной пластиной); отсутствие ударов
ножа о неподвижную контактную пластину; вхождение ножа, который не должен доходить на 5-6
мм до упора контактной пластины; холостой ход привода и системы рычагов с тягами, который
должен быть минимальным - не более 5° (т. е. после поворота рукоятки привода на угол 5° ножи
должны приходить в движение).
В случае поломки рукоятки привода - нарушения сварного крепления - ее приваривают к фланцу и
швы прокрашивают: Осматривают все трущиеся части привода и на разъединителе, очищают их
от грязи и коррозии, промывают керосином или бензином и смазывают низкозамерзающими
смазками.
Опробуют работу привода путем 3 -5-кратного включения и отключения разъединителя,
одновременно проверяя нормальное включение и отключение ножей.
При поломке тяги привода разъединителя (скручивание или разрыв грубы, срез конического
штифта) их заменяют на новые (труба 25 х 5 мм, конический штифт 6 х 36, ГОСТ 3129 - 70*).
После замены опробуют работу привода и разъединителя; если при опробовании выявляется
большое сопротивление в результате коррозии трущихся частей в приводе и на раме
разъединителя, их следует промыть и смазать. Если в результате работа привода не улучшается,
следует заменить привод или разъединитель.
Разъединитель следует заменять после длительного срока службы, при наличии большого
количества дефектов (повреждено более двух изоляторов штыревого типа, сильно оплавлены
контакты, нарушены контакты подсоединения проводов, велика коррозия трущихся частей и др.).
Замена разъединителей производится двумя электромонтерами вручную с применением
приспособления для подъема груза на опору и ручной лебедки грузоподъемностью 0,5 т.
Ремонт сети уличного освещения. При эксплуатации сети уличного освещения наиболее часто
повреждаются следующие элементы: светильники и детали их крепления, подводящие
проводники (нарушение изоляции, обрывы), контакты присоединения проводников к проводам ВЛ
0,38 кВ. Ремонт и замену светильников, деталей их крепления, замену подводящих проводников
выполняют по мере необходимости и, как правило, совмещают с выполнением ремонтов ВЛ 0,38
кВ. Восстановление контактов присоединения проводников светильников к проводам ВЛ 0,38 кВ
производят по заявкам потребителей или при ремонтах ВЛ 0,38 кВ.
Ремонт и техническое обслуживание ВЛ 0,38 кВ с совместной подвеской проводов связи и
радиотрансляции. Порядок выполнения ремонта и технического обслуживания ВЛ 0,38-10 кВ с
совместной подвеской проводов определен правилами использования опор ВЛ для совместной
подвески проводов электроснабжения (380 В) и проводного вещания (не выше 360 В).
Ответственность за состояние и правильную эксплуатацию опор ВЛ, а также за их своевременный
и качественный ремонт несет организация - владелец линии. Ответственность за состояние,
правильную эксплуатацию, своевременный и качественный ремонт проводов, установочной
арматуры и других устройств, относящихся к этим проводам, несет организация - владелец
проводов.
Ремонт опор ВЛ при совместной подвеске проводов производится силами, средствами и
материалами организации - владельца линии.
Замена проводов, установочной арматуры и других устройств, относящихся к этим проводам, при
ремонтах линий производится силами, средствами и материалами организации - владельца
проводов.
При плановом капитальном ремонте ВЛ, связанном с заменой стоек (конструкций) опор, работы
по переносу проводов проводного вещания (ПВ) и электроснабжения (ЭС) на новые опоры
должны проводиться одновременно каждым владельцем объекта (ВЛ, проводов) своими силами и
средствами, для чего владелец ВЛ извещает владельца проводов не менее чем за 2 мес о датах
начала и окончания капитального ремонта. В случае, если владелец проводов не обеспечит
перенос проводов на новые опоры в установленный срок капитального ремонта ВЛ, владелец
последней вводит ВЛ в эксплуатацию без подвешенных проводов ПВ или ЭС.
При ремонте ВЛ, связанном с заменой стоек (конструкций) опор в аварийной ситуации, работы по
переводу проводов ПВ и ЭС на новые опоры производит владелец ВЛ.
Работы по реконструкции и капитальному ремонту ВЛ должны выполняться по возможности без
нарушений действия радиотрансляционной сети, а в случаях, когда это невозможно, необходимо
обеспечивать выполнение работ таким образом, чтобы длительность бездействия
радиотрансляционной сети была наименьшей.
Все работы по монтажу и эксплуатации проводов, установочной аппаратуры и других устройств,
относящихся к этим проводам, должны производиться в соответствии с требованиями
действующих правил, принятых у организации - владельца проводов. Ответственность за
выполнение этих правил возлагается на организацию - владельца линии и организацию владельца проводов.
Работы по ремонту, реконструкции и эксплуатации ВЛ с совместной подвеской проводов ЭС и ПВ
должны производиться таким образом, чтобы была исключена возможность повреждений,
разрушений, аварий, несчастных случаев с персоналом, обслуживающим ЭС и ПВ, а также
абонентами ПВ. В случае, если повреждения или разрушения уже допущены, они должны
немедленно устраняться предприятиями и организациями, по вине которых произошли указанные
повреждения или разрушения, за счет своих средств и материалов. Повреждения, происшедшие по
вине посторонних лиц, а также повреждения, вызванные стихийными бедствиями, устраняются
организациями - владельцем линии или владельцем проводов, каждым по своим сооружениям,
своими силами и материалами.
Организации, эксплуатирующие ВЛ с совместной подвеской проводов ПВ и ЭС, обязаны
производить обходы их в сроки, установленные в нормативно-технической документации,
немедленно извещать друг друга о всех обнаруженных случаях повреждения опор, проводов,
недопустимого сближения последних между собой, с какими-либо объектами, с землей и
принимать меры к устранению повреждений на своих частях линии, в первую очередь таких
повреждений, которые угрожают безопасности обслуживающего персонала, посторонних лиц,
животных и птиц.
Организации, эксплуатирующие ВЛ с совместной подвеской проводов ПВ и ЭС, обязаны не реже
1 раза в 3 года производить совместное обследование этих линий с целью выявления дефектов и
нарушений правил технической эксплуатации опор совместной подвески, проводов и мест
пересечений этих ВЛ с линиями электропередачи.
О состоянии ВЛ с совместной подвеской проводов ПВ и ЭС и пересечений этих ВЛ с линиями
электропередачи и выявленных нарушениях (изменении габаритов, неисправностях, вызванных
несвоевременным ремонтом опор или проводов, и др.) должен составляться двусторонний акт. В
акте указываются организация, ответственная за устранение дефектов, и сроки выполнения
необходимых работ. Копии акта высылаются вышестоящим организациям.
Ремонт ТП, РП и СП. В соответствии с ПТЭ оборудование и распределительные устройства ТП,
РП и СП должны в установленные сроки подвергаться текущим и капитальным ремонтам.
При текущем ремонте ТП (комплекс № 2) выполняют ремонт силовых трансформаторов в
следующем объеме:
наружный осмотр и при возможности устранение выявленных недостатков на месте;
чистка изоляторов и кожуха;
удаление грязи из расширителя, его промывка, проверка маслоуказателя, спускного крана и его
промывка, взятие пробы масла;
замена силикагеля в воздухоосушителе и термосифонном фильтре (при необходимости);
доливка масла в трансформатор;
проверка надежности присоединения выводных контактов к шинам, наконечникам проводов или
кабелей;
проверка состояния заземления бака трансформатора;
проверка состояния пробивного предохранителя (при его наличии);
измерение сопротивления изоляции [4.19].
Для удаления грязи из расширителя вывинчивают болт нижнего спускного отверстия и сливают
осадки и загрязненное масло; расширитель промывают свежим чистым маслом, заливая его через
верхнее отверстие в расширителе; завинчивают болт нижнего отверстия.
Для взятия пробы масла очищают спускной кран бака трансформатора от грязи сухими тряпками,
открывают кран и в ведро или другой сосуд сливают 2-3 л масла для промывки спускного
отверстия и слива возможных осадков (воды, шлама).
Банку для взятия пробы (стеклянную с притертой пробкой) дважды ополаскивают отбираемым
маслом, заполняют и закрывают пробкой, прикрепляют к ней этикетку, на которой указывают дату
и причину взятия пробы, наименование или номер ТП, РП и номер трансформатора, из которого
взята проба, фамилию монтера.
Банки с маслом отвозят в лабораторию для испытания. Грязное масло сливают в бак или бидоны и
отправляют в мастерские масляного хозяйства ПЭС или РЭУ для очистки, регенерации и сушки.
После взятия проб доливают масло в трансформатор.
Силикагель и влагопоглощающее вещество в воздухоосушителе заменяют, когда большая часть
силикагеля примет розовую окраску. Для их смены необходимо отвернуть болты, крепящие
прозрачный колпачок к корпусу воздухоосушителя, насыпать старый силикагель, насыпать новый
и установить колпачок на место; затем снимают верхний стальной колпачок воздухоосушителя и
насыпают влагопоглощающее вещество.
Силикагель в термосифонных фильтрах заменяют, когда его цвет из голубого становится красным,
даже черным, и при повышении кислотного числа масла против нормы (0,25 мг КОН на 1 г масла).
Для смены силикагеля в термосифонном фильтре необходимо слить масло, снять крышку
цилиндра, вынуть решетку (фильтр) с силикагелем. Высыпать старый и засыпать свежий
силикагель, установить решетку в цилиндр, закрыть крышку, закрепить плотно болтами.
Отвернуть верхнюю пробку на крышке цилиндра для выпуска воздуха и заполнить маслом до
верха; завернуть верхнюю пробку.
Проверка надежности присоединения выводных контактов к шинам, наконечникам проводов и
кабелей заключается в опробовании затяжки гаек, крепящих шины и наконечники к выводам,
гаечным ключом от руки (без дополнительных рычагов).
Присоединение алюминиевых шин должно осуществляться с применением усиленных стальных
шайб.
Одновременно проверяют надежность присоединения проводника, заземляющего нулевой вывод
трансформатора. Проверка заземления бака трансформатора заключается в проверке состояния
контактов присоединения заземляющего проводника к специальному болтовому контакту на баке
трансформатора и к магистрали заземления гаечным ключом от руки. В случае нарушения
контактов в результате коррозии места присоединения должны быть зачищены металлической
щеткой и надежно сболчены.
При наличии пробивного предохранителя на трансформаторе, питающем сеть с изолированной
нейтралью (220/127 В), он должен осматриваться, очищаться от грязи, нагаров. Одновременно
должны проверяться контакты присоединения проводников от нулевого вывода и корпуса
трансформатора.
Сопротивление изоляции обмоток трансформатора измеряют мегаомметром на 2500 В и
определяют через 15 с ( R 15 ) и 60 с ( R 60 ) после разворота рукоятки мегаомметра.
Измерения производятся по схемам и в последовательности, указанным в табл. 4.78.
Таблица 4.78. Последовательность измерения характеристик изолинии
трансформаторов.
Двухобмоточные
трансформаторы
Последоват
Обмотки,
Заземляемые
ельность
измерений на которых части
производят трансформато
измерения ров
1
НН
Бак, ВН
2
ВН
Бак, НН
При измерении выводы обмоток одного напряжения соединяются вместе; остальные обмотки и
бак трансформатора должны быть заземлены [4.5].
При текущем ремонте сопротивление изоляции и отношение R 60 / R 15 не нормируются.
Сопротивление изоляции R 60 и отношение R 60 / R 15 сравнивают с результатами предыдущего
измерения или заводского протокола. При увлажнении изоляции абсолютное значение
сопротивления изоляции и отношение R 60 / R 15 уменьшаются.
Текущий ремонт разъединителей наружной установки на МТП, КТП и СП в соответствии с
«Методическими указаниями по организации комплексного технического обслуживания и
капитального ремонта распределительных электрических сетей напряжением 0,4-20 кВ»
выполняется 1 раз в 3 года в следующем объеме: наружный осмотр и при возможности устранение
выявленных дефектов; чистка изоляторов и подвижных частей; смазка шарнирных частей
разъединителя и привода низкозамерзающей смазкой; чистка, проверка плотности прилегания,
смазка контактов; проверка вхождения ножей на неподвижные контактные пластины, надежности
крепления проводов к контактным пластинам, работы заземляющих ножей; проверка состояния
заземления рамы и привода разъединителя, крепления рамы разъединителя и привода;
опробование работы разъединителя; проверка состояния блокировочных замков и приспособлений
для запирания привода, указателей положения привода и надписей (нумерации).
Текущий ремонт разъединителей производится на отключенной и заземленной ВЛ 6-20 кВ.
Выполнение отдельных технологических процессов аналогично ремонту линейных
разъединителей 6-20 кВ.
Ревизия средств грозозащиты при текущем ремонте ТП, РП и СП (комплекс № 2) выполняется в
следующем объеме: верховой осмотр внешнего состояния разрядников и очистка фарфоровых
покрышек; измерение сопротивления вентильных разрядников всех типов и токов проводимости
вентильных разрядников серии РВС-15 и РВС-20; проверка крепления разрядников и контакта
подключения его к проводам или аппаратам.
При осмотре внешнего состояния вентильных разрядников необходимо обращать внимание на
чистоту поверхности фарфоровых покрышек (отсутствие грязи, железистых подтеков, трещин,
следов перекрытий и оплавлений), состояние уплотнений между крышками и фарфором,
состояние покраски крышки, крепление разрядников и состояние контактов. Фарфоровые
покрышки очищают от пыли, грязи и железистых подтеков чистыми тряпками. Состояние
уплотнений проверяют щупом [4.21].
Измерение сопротивления разрядников на номинальное напряжение 3 кВ и выше выполняется
мегаомметром на напряжение 2500 В, а разрядников на номинальное напряжение менее 3 кВ мегаомметром на напряжение 1 кВ [4.5]. Сопротивление разрядника не должно отличаться более
чем на 30% от результатов измерения на заводе-изготовителе или предыдущих измерений в
эксплуатации. Если при измерении мегаомметром обнаружено у разрядников РВС-15 и РВС-20
изменение сопротивления более чем на 30%, необходимо провести измерение тока проводимости
разрядника. Ток проводимости не должен превышать 620 мкА (при температуре разрядника 20°С)
при значении выпрямленного напряжения 16 и 20 кВ, приложенного соответственно к разряднику
РВС-15 и РВС-20.
При капитальном ремонте ТП, РП, СП (комплекс № 3) выполняют работы, входящие в комплекс
№ 2, а также дополнительно следующие работы.
Ремонт шин и изоляторов РУ 6-20 к В, который заключается во внешнем осмотре шин, опорных и
проходных изоляторов, замене дефектных изоляторов и проверке контактных соединений.
При болтовом соединении шин проверяют: наличие усиленных шайб на алюминиевых шинах;
затяжку болтов гаечным ключом от руки (без дополнительных рычагов); плотность прилегания
контактных поверхностей (щупом толщиной 0,02 и шириной 10 мм, который не должен проходить
на глубину более 5-6 мм). При обнаружении поврежденного контакта его поверхности
обрабатывают грубым напильником, зачищают стальной щеткой и надежно сболчивают. Сварные
соединения шин проверяют на отсутствие трещин визуально и простукивая молотком.
Ремонт разъединителей внутренней установки: заменяют поврежденные изоляторы, зачищают
контактные поверхности (ножей и неподвижных контактных стоек), проверяют надежность
крепления шин к контактным пластинам разъединителя и плотность прилегания разъемных
контактов. Плотность прилегания проверяют щупом толщиной 0,05 и шириной 10 мм; щуп не
должен входить между ножом и неподвижным контактом глубже 5-6 мм.
Проверяют совпадение осей ножей и неподвижных контактных пластин; при несовпадении
производят регулировку изменением положения неподвижных контактных пластин или ножей.
Проверяют отсутствие ударов ножей об основание неподвижных контактов в конце хода; ножи не
должны доходить на 5-6 мм до основания неподвижных контактов.
Проверяют одновременность включения и отключения трехполюсных разъединителей; при
разновременности расстояние между неподвижными контактами и ножами не должно превышать
3 мм.
Шарнирные соединения и трущиеся поверхности разъединителя и привода смазывают
низкозамерзающими смазками, а контактные части - смазкой ЗЭС или нейтральным техническим
вазелином.
Производят опробование работы разъединителя путем 2-3-кратного включения и отключения.
Холостой ход привода и системы рычагов (тяг) не должен превышать 5°. Уменьшение холостого
хода достигается изменением длины тяги или угла поворота ножей и привода.
Ремонт выключателей нагрузки ВН-16 и других типов заключается в очистке изоляторов и всех
деталей от пыли, замене изоляторов при обнаружении трещин или сколов, проверке контактных
соединений, очистке дугогасительных контактов от оплавлений, замене вкладыша дугогасительного устройства (после 200 отключений), проверке соединений вала выключателя с
приводом. Смазываются все трущиеся и вращающиеся части привода и выключателя
низкозамерзающей смазкой, а контактные - смазкой ЗЭС или техническим вазелином и
производится проверка работы выключателя нагрузки. При этом проверяются: длина хода
дугогасительных контактов в камере (ход должен составлять 160 мм), последовательность
включения дугогасительных и главных контактов (при включении вначале должны замыкаться
дугогасительные, а затем главные контакты), четкое отключение выключателей нагрузки с
помощью отключающих пружин. При включении ВН-16 вручную необходимо проверить работу
пружин при сжатии - витки внутренних пружин не должны попадать между витками наружных
пружин и пружины не должны иметь перекосов. Для надежной фиксации положения пружин
необходимо устанавливать фиксирующие колпачки на концы внешних пружин.
Ремонт предохранителей ПК(Н) и ПКТ заключается в проверке целости плавкой вставки
(пробником или мегаомметром), очистке контактных поверхностей и изоляторов, проверке
отсутствия трещин на колпачках, в армировке, фарфоровой (стеклянной) трубке; проверке
действия замков на контактных пластинах и указателя срабатывания (для предохранителей ПК).
Указатель срабатывания при нажатии пальцем на его головку должен свободно переместиться, а
при отпускании пальца возвратиться на место. Кроме того, проверяют плотность и полноту
засыпки патронов кварцевым песком (при встряхивании патронов не должно быть слышно шума)
[4.19]. Проверяют также правильность установки предохранителя по номинальному току. На
трубках предохранителей должны быть проставлены номинальные токи плавких вставок.
При обнаружении обрыва (перегорания) плавкой вставки, наличии трещин на трубках, колпачках
или в армировке, а также при несоответствии по номинальному току патроны заменяют.
Дефектные патроны отправляют в мастерские для перезарядки и ремонта.
Ремонт распределительных щитов 0,4 кВ комплектных и мачтовых трансформаторных подстанций
(КТП и МТП) заключается в осмотре состояния ошиновки и вторичных цепей, изоляторов,
автоматических выключателей, рубильников и предохранителей, очистке всей аппаратуры и
изоляторов от пыли, проверке контактных соединений.
Надежность болтовых или винтовых соединений проверяют с помощью торцевых гаечных ключей
или отвертки. При обнаружении подгоревших контактов их зачищают напильником или
металлической щеткой и надежно сболчивают.
Проверяют целость плавкой вставки предохранителей ПН-2 и соответствие ее номинальному току.
При необходимости заменяют на новые. Проверяют плотность вхождения патронов в контактные
пинцеты. Проверяют соответствие номинальному току установленных автоматических
выключателей, а также их механическую часть и состояние контактов. При наличии подгаров
контакты зачищают надфилем. При несоответствии номинальному току автоматические
выключатели заменяют на необходимые по току нагрузки присоединения (линии 0,38 кВ).
Проверяют надежность контактов на рубильниках и при необходимости зачищают и подтягивают.
Проверяют состояние и работоспособность устройства автоматического управления уличным
освещением, трансформаторы тока и приборы учета электроэнергии (при их наличии). При
наличии устройств защиты типа ЗТ-0,4 проверяют состояние устройства, контактные
присоединения, соответствие уставок защиты номинальному току присоединения с учетом
пусковых токов электродвигателей, подключенных к соответствующей линии 0,38 кВ.
Исправляют замки, дверцы, петли. Окрашивают металлические корпуса и дверцы
распределительных щитов. Обновляют нумерацию и надписи.
Если невозможно произвести ремонт (при большом количестве повреждений и значительной
коррозии металлического корпуса), то распределительный щит заменяют на новый.
Технология выполнения капитального ремонта РУ 0,4 кВ закрытых ТП 6-20/0,4 кВ, выполненных
из панелей ЩО-70, аналогична ремонту распределительных щитов МТП (КТП).
При неудовлетворительных результатах предварительного анализа трансформаторного масла значительном увеличении кислотного числа против допустимого, наличии воды или механических
примесей, снижения электрической прочности против допустимой нормы, при значительном
уменьшении R 60 / R 15 или утечке масла из трансформатора во время капитального ремонта ТП
трансформатор должен быть заменен на новый или прошедший капитальный ремонт. Замененный
трансформатор отправляют для ремонта в мастерские или на ремонтный завод.
Ремонт строительной части МТП заключается в замене загнивших деревянных деталей
конструкции, ремонте или замене железобетонных приставок. Ремонт выполняется при полном
снятии напряжения с МТП.
При эксплуатации МТП, выполненных из деревянных деталей, наиболее часто загнивают детали
площадки обслуживания, приемные брусья и брусья, на которых установлены предохранители и
силовые трансформаторы. При замене деталей площадки обслуживания сгнившие детали
демонтируют, устанавливают новые, заранее заготовленные и пропитанные антисептиком. Для
замены приемного бруса предварительно демонтируют глухие крепления проводов, отсоединяют
проводники заземления, снимают разрядники и изоляторы. Затем демонтируют загнивший брус,
опускают на землю; поднимают и устанавливают новый брус, устанавливают на нем изоляторы,
разрядники, закрепляют провода, подсоединяют разрядники и проводники заземления.
При замене бруса, на котором установлены предохранители ПКН, необходимо вынуть патроны,
отсоединить провода от предохранителей и заземляющие проводники, снять основания
предохранителей; демонтировать загнивший брус, опустить на землю, поднять и установить
новый брус; на установленном брусе с помощью хомутов закрепляют основания предохранителей,
к которым подсоединяют проводники заземления; к контактным пластинам предохранителей
подсоединяют
провода
и
устанавливают
патроны
предохранителей.
Таблица 4.79. Перечень типовых карт организации труда на основные виды работ по
ремонту распределительных электрических сетей.
Наименование
Разработчик
Номер
карты
Замена
стойки
одностоечной
опоры
на
железобетонной приставке с помощью спецоснастки
на ВЛ 6-10 кВ
Замена
стойки
одностоечной
опоры
на
железобетонной
приставке
с
применением
буростолбостава на ВЛ 6-10 кВ
Замена деревянной одностоечной опоры на
железобетонную с помощью буростолбостава на ВЛ
6-10 кВ
Замена деревянной А-образной опоры с помощью
автокрана на ВЛ 6-10 кВ
Замена деревянной А-образной опоры с помощью
автокрана без замены железобетонных приставок на
ВЛ 6-10 кВ
Замена линейного разъединителя вручную на
железобетонных опорах на ВЛ 6-10 кВ
Замена линейного разъединителя вручную на
деревянных опорах на ВЛ 6-10 кВ
Замена деревянных траверс и подтраверсников Аобразных опор на ВЛ 6-10 кВ
Замена деревянной А-образной опоры ВЛ 6-10 кВ с
углом поворота 65 и 90° без замены железобетонных
приставок
Замена А-образной деревянной опоры с помощью
«падающей стрелы» без замены железобетонных
приставок на ВЛ 6-10 кВ
Энергонот
Минэнерго
СССР
1
То же
2
»
»
3
»
»
4
»
»
5
»
»
6
»
»
7
»
»
8
»
»
9
»
»
10
Замена деревянной опоры с подкосом на ВЛ 6-10 кВ
Минэнерго
СССР
То же
Замена проводов на ВЛ 6-10 кВ вручную
Замена проводов на ВЛ 6-10 кВ с применением
»
механизмов
Замена деревянной опоры ВЛ 0,38 кВ вручную с
»
заменой приставки
Замена деревянной опоры вручную без замены
»
железобетонной приставки на ВЛ 0,38 кВ
Замена
деревянной
опоры
с
помощью
»
буростолбостава на ВЛ 0,38 кВ
Замена проводов вручную на ВЛ 0,38 кВ
»
Замена наружных вводов (от опоры до здания)
»
Ремонт повторного заземления нулевого провода ВЛ
»
0,38 кВ
Демонтаж ВЛ 0,38 кВ с совместной подвеской
проводов в населенной местности при условии 100%- »
ного загнивания опор с применением механизмов
Для замены брусьев, на которых установлен трансформатор, его
проводник заземления и снимают с МТП с помощью автокрана
11
12
»
13
»
14
»
15
»
16
»
»
17
18
»
19
»
20
расшиновывают, отсоединяют
или с помощью специального
приспособления и ручной лебедки. Затем демонтируют старые брусья и устанавливают новые,
после чего трансформатор устанавливают на место, подсоединяют проводники заземления и
провода к выводам трансформатора.
Ремонт строительной части закрытых трансформаторных подстанций (ЗТП) и РП заключается в
ремонте кровли, дверей, стен, полов, кабельных каналов, отмосток и лестниц.
Перечень типовых карт организации труда на основные виды работ по ремонту
распределительных электрических сетей приведен в табл. 4.79.
4.5. КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ 0,38-10 кВ.
Основные положения. Согласно ПТЭ [1] при эксплуатации силовых кабельных линий должны
проводиться техническое обслуживание и капитальный ремонт, направленные на обеспечение их
надежной работы. Техническое обслуживание кабельных линий проводится в соответствии с
Инструкцией по эксплуатации силовых кабельных линий.
Ремонт кабелей должен выполняться согласно [4.22].
Номенклатура работ по техническому обслуживанию и ремонту кабельных линий приведена в
табл. 4.80.
Прокладка и монтаж кабельных линий при их замене должны производиться лицами, сдавшими
экзамены и получившими свидетельство на выполнение таких работ. Лица, выполняющие надзор
за прокладкой кабелей, должны ознакомиться с проектом кабельной линии, с проектом
производства работ и с заводскими протоколами на кабели. Перед прокладкой необходимо
проверить состояние кабеля на барабане, качество траншеи, в том числе и выполнение скрытых
работ. Во время прокладки следует осуществлять надзор, исключающий повреждение кабелей.
После прокладки, засыпки и защиты кабеля от механических повреждений составляется акт
технического надзора. После монтажа кабельных муфт и концевых заделок кабельная линия
испытывается повышенным напряжением.
При механизированной прокладке кабелей для ее облегчения следует применять линейные (через
3-7 м) и угловые кабельные ролики. Тяжение кабелей за свинцовую и пластмассовую оболочку не
допускается ввиду их малой механической прочности. Тяжение следует контролировать с
помощью динамометра. Допустимые усилия тяжения для кабелей до 10 кВ приведены в табл. 4.81.
Допускаемое напряжение на медные жилы - 49 Н/мм2, из твердого алюминия - 39 Н/мм2, из
мягкого алюминия - 19 Н/мм2. Однопроволочные алюминиевые жилы сечением 70 мм2 и более
изготовляются из мягкого (отожженного) алюминия.
При ремонте и замене кабелей необходимо обеспечить их прогрев в соответствии с
температурными условиями прокладки, приведенными в табл. 4.82.
Прокладывать кабели без предварительного нагрева допускается, если температура воздуха в
течение 24 ч до начала прокладки не снижалась до значений, указанных в табл. 4.82.
Кратковременные понижения температуры в течение 2-3 ч (ночные заморозки) не принимаются во
внимание, если в предыдущий период времени была положительная температура.
Таблица 4.80. Основные работы по обслуживанию кабельной линии.
Наименование работ
Периодичность работ
Составление технической документации на
кабельную линию
Технический надзор и приемка кабельных линий
в эксплуатацию
Определение длительно допустимых нагрузок
для силовых кабелей
Надзор за работами, производящимися на трассе
кабельной линии
Надзор за состоянием трассы кабельной линии,
проложенной:
в земле
в
земле
на
территории
городов
с
усовершенствованным покрытием
Перед
приемкой
эксплуатацию
в
По мере необходимости
После
приемки
эксплуатацию
По мере необходимости
1 раз в 3 мес
1 раз в год
в
в коллекторах, туннелях, шахтах и по
железнодорожным мостам
в кабельных колодцах
в подводных переходах
Измерение нагрузки кабельной линии в период
максимума
Составление нагрузочной схемы сети
1 раз в 6 мес
1 раз в 2 года
По местным инструкциям
1 раз в год
1 раз в год
Расчет потерь напряжения в питающей сети
Расчет и измерение токов однофазного
замыкания на землю
Расчет потерь электроэнергии в сети
Контроль за состоянием металлических оболочек
кабеля
Измерение сопротивления петли фаза -нуль
Испытание кабельной линии повышенным
выпрямленным напряжением
Определение мест повреждения кабельной линии
1 раз в год
Капитальный ремонт кабельной линии
Уборка кабельных сооружений, колодцев
По мере необходимости
По мере необходимости
1 раз в год
1 раз в год
По мере необходимости
После реконструкции
В
зависимости
от
характеристики кабельной
линии
и после
ремонта
По мере
необходимости
Таблица 4.81. Допустимые усилия тяжения для кабелей до 10 кВ.
Сечение
Допустимое усилие тяжения, кН
2
кабеля, мм
за алюминиевую оболочку за жилы
кабеля на напряжение, кВ
до 1
6
10
медные алюминиевые
многопро однопровол
волочные очные
3x25
3x35
3x50
3x70
3x95
3x120
3x150
3x185
3x240
1,7
1,8
2,3
2,9
3,4
3,9
5,9
6,4
7,4
2,8
2,9
3,4
3,9
4,4
4,9
6,4
7,4
9,3
3,7
3,9
4,4
4,9
5,7
6,4
7,4
8,3
9,8
3,4
4,9
7
10
13,7
17,6
22
26
35
2,9
3,4
5,9
8,2
10,8
13,7
17,6
21,6
27,4
2,9
3,9
5,9
3,9
5,4
6,9
8,8
10,8
13,7
Продолжительность прогрева кабелей на барабане в помещении или тепляке приведена ниже:
Температура воздуха в помещении (тепляке),°С: (5-10), (10-25), (25-40).
Продолжительность прогрева кабеля, не менее, ч:72, 24, 18.
Таблица 4.82. Температурные условия прокладки кабелей.
Прогрев кабеля
при
Тип кабеля
температуре
воздуха ниже,
°С
С бумажной изоляцией
0
С пластмассовой изоляцией:
кабели до 3 кВ с изоляцией и
шлангом из полиэтилена, без
-20
защитного покрова, содержащего
волокнистые материалы
кабели до 3 кВ со шлангом из
поливинилхлоридного пластика,
без
защитного
покрова, -15
содержащего
волокнистые
материалы
остальные кабели до 3 кВ
-7
кабели в пластмассовой оболочке
0
выше 3 кВ
Ориентировочные данные для прогрева кабелей до 10 кВ приведены в табл. 4.83.
Прогрев следует прекращать, когда температура наружного покрова внешних витков кабеля
достигает 20°С при температуре наружного воздуха до -10°С и 30°С при температуре воздуха
ниже -10°С. Температуру прогрева кабеля измеряют термометром, нижний конец которого
расположен между внешними витками кабеля. Время прокладки прогретого кабеля - не более 1 ч
при температуре окружающего воздуха до -10°С, не более 40 мин при температуре воздуха -10  20°С.
Прокладка кабелей всех типов методом петли при отрицательных температурах не допускается.
В кабельных сооружениях кабели при их замене рекомендуется прокладывать целыми
строительными длинами. На соединительных муфтах силовых кабелей 6-35 кВ должны быть
установлены защитные кожухи для локализации пожаров и взрывов, которые могут возникнуть
при электрических пробоях в муфтах. На существующих муфтах следует применять разъемные
защитные кожухи.
Кабели, проложенные горизонтально по конструкциям, стенам, перекрытиям, должны быть
жестко закреплены в конечных точках, непосредственно у концевых заделок, с обеих сторон
изгибов, у соединительных и стопорных муфт. Небронированные кабели для исключения
возможности механического и коррозионного повреждения оболочек при креплении
предохраняются эластичными прокладками под кабельными скобами. В кабельных помещениях в
целях предупреждения сползания кабелей с полок кабель ААШв должен быть закреплен на
прямолинейных участках через каждые 10 м.
Открыто проложенные кабели не реже чем через каждые 50 м должны быть снабжены бирками,
стойкими к воздействию окружающей среды. Бирки устанавливаются также у соединительных и
концевых муфт. На бирках кабелей и концевых муфт указываются марки, напряжение, число жил,
сечение, номера или наименования линии. На бирках соединительных муфт указываются номера
муфты и даты монтажа.
Техническое обслуживание кабельных линий. При работах, производимых на трассах,
организация, эксплуатирующая кабельную сеть, должна:
учесть все проекты земляных работ и зарегистрировать их;
Таблица 4.83. Ориентировочные данные для прогрева трехфазным током кабелей до
10 кВ с бумажной и пластмассовой изоляцией.
Ориентир
Значение тока, А, для жил и Продолжительность
прогрева, мин, при овочное
Сечение изоляции кабеля
температуре воздуха, напряжен
жил
алюминиевых
медных
ие, В, на
°С
кабеля,
каждые
2
мм
бумаж пластмас бумаж пластмасс
100
м
0
-10
-20
ной
совой
ной
овой
кабеля
10
16
25
35
50
70
95
55
75
90
125
145
180
220
46
70
90
115
140
175
210
76
102
130
160
190
230
285
60
90
115
150
180
225
275
60
60
70
75
90
100
100
75
75
90
95
115
125
125
100
100
110
110
135
150
150
23
19
16
14
11,5
10
9
120
260
255
330
300
110
140
170
8,5
150
300
295
375
350
125
150
185
7,5
185
335
335
425
420
135
170
210
6
240
380
385
490
480
150
190
235
5,3
ознакомиться с проектами производства земляных работ и удостовериться, что предусмотрены
мероприятия по сохранности кабельных линий и сооружений;
обеспечить надзор за сохранностью кабелей во время производства земляных работ;
указать точное место нахождения кабелей;
присутствовать при шурфовке кабелей и их вскрытии;
следить, чтобы открытые кабели и муфты были защищены коробами и на них были укреплены
предупредительные плакаты;
выдавать письменное разрешение с указанием границ производства работ и ознакомить персонал
организации, производящей работы на трассе, с правилами техники безопасности при работах на
кабельных трассах, а также с ответственностью за повреждение кабельных линий;
следить, чтобы не расширялась зона раскопок без дополнительного разрешения;
при нарушении производства работ добиваться их прекращения;
во всех случаях повреждения кабельных линий составлять акт о нарушении производителем работ
требований «Правил охраны электрических сетей напряжением свыше 1000 В» и «Правил охраны
электрических сетей напряжением до 1000 В» (см. § 5.2);
после окончания земляных работ на трассе снимать защитные короба с кабелей, осматривать все
кабели и присутствовать при их засыпке грунтом и защите от механических повреждений;
производить запись в паспорте кабельной линии о проводимых земляных работах на трассе.
Плановые осмотры трасс кабельных линий выполняются специально выделенным персоналом по
открытым и закрытым территориям и регистрируются в журнале обходов и осмотров.
Обнаруженные нарушения состояния трасс записываются в журнал дефектов и неполадок, а на
закрытых территориях ответственному за сохранность кабельных линий вручается предписание с
целью своевременного устранения выявленных нарушений.
Внеочередные осмотры трасс кабельных линий производятся после отключения линий релейной
защитой, в период паводков, во время массовых посадок зеленых насаждений. Осмотр трасс
подводных кабельных переходов производится водолазами. Осмотр трасс кабельных линий,
проложенных в помещениях, выполняется инженерно-техническим персоналом.
Осмотр концевых кабельных муфт напряжением выше 1 кВ должен проводиться при каждом
осмотре электрооборудования.
Металлические оболочки кабелей в коррозионно-опасных зонах должны быть обеспечены
защитой от коррозии. К таким зонам относятся участки с электрифицированным транспортом,
работающим на постоянном токе, участки, по которым проходят линии электропередачи
постоянного тока системы провод - земля, и участки с почвами, агрессивными к металлическим
оболочкам.
Измерение блуждающих токов производится в процессе эксплуатации кабельных линий в
контрольно-измерительных пунктах, в шурфах в коррозионно-опасных зонах, а также через 100 300 м по трассе кабельной линии. В каждом контрольном пункте измерение производится в
течение 10 - 15 мин через каждые 5- 10 с в часы наиболее интенсивного потребления
электроэнергии транспортом.
Определение степени коррозионной активности грунтов, грунтовых и других вод производится
отбором проб из мест, где имеются подозрения на агрессивность (солончаковые почвы,
торфяники, строительный мусор и т. п.). Пробы берутся с глубины залегания кабеля через каждые
1000 м при однородном и через каждые 500 м при неоднородном характере грунта. Коррозионная
активность по отношению к свинцовой оболочке кабелей определяется по концентрации
водородных ионов рН, содержанию органических и азотных веществ нитрат-ионов и общей
жесткости воды (табл. 4.84 и 4.85).
Коррозионную активность грунтов допускается определять по потере массы стальных образцов
путем оценки удельного электрического сопротивления грунтов.
Таблица 84. Коррозионная активность грунтов по отношению к свинцовой оболочке
кабеля.
Содержание
компонентов, % массы
воздушно-сухой пробы
Коррозионная
активность
рН
Низкая
6,5-7,5 До 0,01
Органичес
кие
Нитрат-ион
вещества
(гумус)
До 0,0001
5-6,4;
0,01-0,02 0,0001-0,001
7,6-9
До 5;
Высокая
Выше 0,02 Выше 0,001
выше 9
Таблица 4.85. Коррозионная активность грунтовых и других вод по отношению к
свинцовой оболочке кабеля.
Средняя
Содержание
компонентов,
мг/л
Общая
жесткость Органиче
мг-экв/л ские
Нитрат
вещества -ион
(гумус)
Коррозионная
активность
pН
Низкая
6,5-7,5 Выше 5,3 До 20
До 10
Средняя
5-6,4;
7,6-9
20-40
10-20
Высокая
До 5;
До 3
выше 9
Выше 40
Выше
20
5,3-3
Коррозионная активность грунтов по отношению к потере массы стальных образцов труб
приведена ниже:
Потеря массы стальной трубы, г: Менее 1 От 1 до 2 От 2 до 3
Коррозионная активность:
Низкая Средняя Повышенная
Потеря массы стальной трубы, г:
От 3 до 4
Выше 4
Коррозионная активность:
Высокая
Весьма высокая
Коррозионная активность грунтов в зависимости от их удельного электрического сопротивления
приведена ниже:
Минимальное годовое удельное электрическое сопротивление грунтов, Ом:
Выше 100 20-100
Степень коррозионной активности грунтов:
Низкая
Средняя
Минимальное годовое удельное электрическое сопротивление грунтов, Ом: 10- 20; 5-10; До 5.
Степень коррозионной активности грунтов: Повышенная; Высокая; Весьма высокая.
Коррозионная активность по отношению к алюминиевым оболочкам определяется по
концентрации водородных ионов рН, содержанию ионов хлора и железа (табл. 4.86 и 4.87).
Таблица 4.86. Коррозионная активность грунтов по отношению к алюминиевой
оболочке кабеля.
Коррозионная
активность
рН
Содержание
компонентов,
%
массы
воздушносухой пробы
Хлорион
Низкая
6-7,5
Ион
железа
До 0,001 До 0,002
4,5-5,9; 0,0010,002-0,01
7,6-8,5 0,005
До 4,5;
Выше
Высокая
выше
Выше 0,01
0,005
8,5
Таблица 4.87. Коррозионная активность грунтовых и других вод по отношению к
алюминиевой оболочке кабеля.
Содержание
компонентов,
Коррозионная
мг/л
pН
активность
Хлор- Ион
ион
железа
Средняя
Низкая
6-7,5
До 5
До 1
4,5-5,9;
5-50
1-10
7,6-8,5
До 4,5;
Выше
Высокая
выше
Выше 10
50
8,5
Катодная поляризация кабелей со свинцовым и алюминиевыми оболочками должна
осуществляться таким образом, чтобы потенциалы на них по отношению к электродам сравнения
соответствовали значениям, указанным в табл. 4.88 и 4.89.
Таблица 4.88. Минимальные поляризационные потенциалы.
Металл
Значения
Среда
сооружения
минимальных
поляризационных
(защитных)
потенциалов, В, по
отношению
к
неполяризующимся
электродам
водородн медносул
ому
ьфатному
Средняя
Сталь
-0,55
-0,85
Любая
Свинец
-0,2
-0,5
Кислая
Свинец
-0,42
-0,72
Щелочная
Алюминий
-0,55
-0,85
Любая
Таблица 4.89. Максимальные поляризационные потенциалы.
Металл
Защитное
сооружения покрытие
Значения
максимальных
поляризационных (защитных)
потенциалов,
В,
по
отношению
к
Среда
неполяризующимся
электродам
водородному
Сталь
Имеется
Сталь
Отсутствует
-0,8
Не
ограничивают
или ся - 0,8
-1
медносульфатному
-1,1
Не
ограничивают
ся - 1,1
-1,3
Любая
Любая
Кислая
Имеется
Щелочная
отсутствует
Имеется,
но
Алюминий частично
-1,08
-1,38
Любая
повреждена
Ремонт кабельных линий.
При выводе кабельной линии в ремонт следует определить характер и
место повреждения. В зависимости от характера повреждения производится либо ремонт
защитных покровов, либо ремонт бумажной изоляции и токопроводящих жил с монтажом
соединительных и концевых муфт с последующей фазировкой и испытанием повышенным
напряжением.
Ремонт защитных покровов кабеля. При повреждении лент брони их обрезают, предварительно
закрепив оставшиеся ленты бандажами из 2 - 3 витков оцинкованной проволоки, зачищают и
накладывают перемычки из медного гибкого многопроволочного провода.
Сечение жил кабеля, мм2: 10 16- 35 50 - 120 150 - 240
Сечение перемычки, мм2: 6
10
16
25
Перемычки укрепляют при помощи бандажа из оцинкованной проволоки диаметром 1 - 1,4 мм и
припаивают оловянно-свинцовым припоем. Оголенные участки оболочки защищают
антикоррозионным покрытием: обмазывают битумной массой, обматывают двумя слоями ленты
пластиката с 50%-ным перекрытием, двумя слоями смоляной ленты и вновь обливают мастикой.
Перемычку припаивают к обеим лентам брони, а при проволочной броне - по всей окружности ко
всем проволокам.
При ремонте поливинилхлоридного шланга можно пользоваться двумя способами. Первый ремонт поливинилхлоридного шланга в струе горячего воздуха (при температуре 170 -200 °С) с
применением сварочного пистолета. Для этого поверхность шланга очищают от загрязнений,
срезают выступающие края отверстий, раковин, разрывов и т. п. Сварочный пруток вводят над
дефектным местом, прогревают струей горячего воздуха края шланга и пруток в течение 3 - 5 с;
прижимают пруток к месту дефекта с помощью трех-четырех слоев кабельной бумаги. Указанную
процедуру повторяют несколько раз. После окончания ремонта наплывы прутка на шланге
удаляют кусачками или ножом. При значительных повреждениях устанавливают заплаты и
приваривают их или применяют разрезные поливинилхлоридные трубки, приваривая их к шлангу.
В стыках заплат или трубок и шланга приваривают поливинилхлоридный пруток.
Второй способ - на зачищенные и обезжиренные поврежденные участки шланга и на 3 - 5 см за его
краями накладывают тонкий слой эпоксидного компаунда, поверх которого накладывают 3 - 4
слоя стеклоленты с промазкой каждого слоя ленты компаундом.
Ремонт металлических оболочек кабелей. Перед ремонтом оболочек ленты бумажной изоляции,
прилегающие к оболочке в дефектном месте, проверяют на отсутствие влаги погружением в
парафин при 150°С. Ленты берут при помощи пинцета. При наличии влаги происходит
потрескивание и выделение пены; при отсутствии влаги и повреждений в изоляции кабеля на
оболочку, оставшуюся после среза поврежденного участка, накладывают свинцовую муфту,
разрезанную вдоль, с двумя заливочными отверстиями, располагающимися над неизолированной
частью кабеля. Муфту обертывают вокруг кабеля так, чтобы ее края заходили друг на друга,
производят пропайку шва, а затем и торцов трубы с оболочками кабеля. Алюминиевые оболочки
предварительно обслуживают припоем марки А, а затем ПОС. Через одно заливочное отверстие
Свинец
заливают состав МП-1, разогретый до 120-130°С. Запайку заливочных отверстий производят
припоем ПОС. Неизолированные участки оболочки защищают антикоррозионным покрытием.
При увлажнении бумажной изоляции весь участок кабеля вырезают и устанавливают кабельную
вставку с двумя муфтами.
Ремонт бумажной изоляции кабеля. В случаях, когда токопроводящая жила не повреждена и в
бумажной изоляции отсутствует влага, монтируют разрезную свинцовую или чугунную муфту.
Поврежденную бумажную изоляцию удаляют, и на ее место наматывают новую бумажными
роликами или рулонами.
Ремонт токопроводящих жил кабеля. При незначительном повреждении жилы применяют
удлиненную гильзу; в противном случае монтируют две муфты с кабельной вставкой.
Ремонт соединительных муфт. После осмотра и разборки муфты определяют возможность ее
ремонта. При значительных повреждениях токоведущих жил, поджоге или увлажнении изоляции
монтируют новые муфты. При уходе заливочной массы в кабель распаивают заливочные
отверстия, корпус муфты слегка прогревают и доливают горячим составом МК-45 или МБ-70/60
(МБ-90/75). После доливки и остывания состава запаивают заливочные отверстия.
Ремонт концевых муфт наружной установки. Для ремонта демонтируют корпус муфты, удаляют
заливочную массу, проверяют бумажную изоляцию на отсутствие влаги, восстанавливают
поврежденную изоляцию и вновь устанавливают корпус муфты с заливкой мастикой типа МБМ.
При других повреждениях или наличии влаги выполняют монтаж соединительной и концевой
муфт. Мачтовые муфты старых конструкций ремонту не подлежат, и их заменяют муфтами новых
конструкций.
Ремонт концевых заделок внутренней установки. При пробое изоляции кабеля внутри заделок
производят их переразделку. У мастичных заделок старый состав выплавляют, стальную воронку
опускают вниз по кабелю и очищают. Поврежденную бумажную изоляцию удаляют и
накладывают новую. Под горловину воронки подматывают на кабель смоляную ленту, корпус
воронки поднимают и укрепляют на старое место. По горловине воронки подматывают смоляную
ленту. При разрушении фарфоровых втулок их заменяют, предварительно снимая наконечники.
Воронку заливают составом МБ-90/75.
При повреждениях внутри корпуса производят переразделку эпоксидных заделок. При наличии
течи пропитывающего состава обезжиривают нижнюю часть заделки на ширине 40 мм и на такой
же длине - участок брони или оболочки (для небронированных кабелей). На обезжиренный
участок корпуса заделки и кабеля шириной 20 мм накладывают двухслойную подмотку из
стеклоленты с промазкой компаунда, устанавливают ремонтную форму и заливают эпоксидным
компаундом той же марки, что и корпус заделки. При наличии течи в местах выхода жил из
корпуса заделки обезжиривают горизонтальный участок корпуса и нижнюю часть жил,
выходящих из корпуса на 20 мм. Устанавливают съемную форму, удлиняющую высоту заделки на
20 мм, и заливают компаундом. При нарушении герметичности на жилах обезжиривают
дефектный участок подмотки или трубки и на эти участки накладывают двухслойную подмотку из
стеклоленты с промазкой компаундом.
Таблица 4.90. Область применения способов оконцевания, соединения и ответвления
алюминиевых жил кабелей до 10 кВ [22].
Сечение Рекомендации по
Вид работы, способ выполнения
жил, мм2 применению
Оконцевание
Опрессовка трубчатыми наконечниками ТА и
16-240 Следует применять
ТАМ и штифтовыми наконечниками ШП
Штамповка наконечника из однопроволочной
25-240 Рекомендуется
жилы пороховым прессом
Пайка
наконечниками
П
Пропано- 16-240 Следует применять
кислородная сварка пластинами из сплава 50-240 Рекомендуется
АДЗ-1Т1
Электродуговая сварка в защитном газе
16-240 Допускается
наконечниками ШАС
Соединение
Опрессовка трубчатыми гильзами
16-240
Термитная сварка соединением жил встык
Пайка способом полива
Пайка сплавлением припоя
Пропано-кислородная сварка в стальных
формах
Ответвление жил (только до 1 кВ)
16-240
16-240
16-240
Рекомендуется до 1
кВ. Допускается 610 кВ
Следует применять
То же
Рекомендуется
16-240
Следует применять
Пайка способом полива в стальных формах
16-240
Следует применять
Пайка сплавлением припоя в формах
16-240
Допускается
Таблица 4.91. Область применения способов оконцевания, соединения и ответвления
медных жил кабелей до 10 кВ [22].
Сечение Рекомендации
по
Вид работы, способ выполнения
жил, мм2 применению
Оконцевание
Опрессовка трубчатыми наконечниками
4-240
Следует применять
Пайка наконечниками П
1,5-240 То же
Пайка
многопроволочной
жилы
с
образованием монолита при втычном 16-240 Допускается до 1 кВ
наконечнике
Соединение
Опрессовка трубчатыми гильзами
16-240 Следует применять
Пайка гильз
4-240
Рекомендуется
Ответвление жил (только до 1 кВ)
Пайка в гизьзах тройниковой формы
16-240 Следует применять
Примечание. Рекомендации по применению означают (в соответствии с ПУЭ): следует применять
- данное требование является преобладающим; рекомендуется - данное решение является одним из
лучших, но не обязательным; допускается - данное решение применяется в виде исключения, как
вынужденное.
Таблица 4.92. Размеры наконечников типа П [22].
Сечение, мм2,
Размеры, мм (рис. 4.15,а)
Типоразмер
конструкция
наконечника А
Б
d
В
Г
И
жилы
4Н
ПЗ-4
23
8
3
4,5
10
1
6Н
П4-4
25
10
4
4,5
10
1
10Н
П5-5
30
12
5
5,5
12
1
16Н
П6-6
35
13
6
6,5
14
1,5
25Н, 25С
П8-6
43
15
8
6,5
18
2
35Н, 35С
П9-8
49
18
9
8,5
20
2
50Н, 50С
П10-8
54
20
10
8,5
22
2,5
70Н, 70С
П13-10
70
23
13
10,5
30
3
95Н, 95С
П15-10
80
28
15
10,5
34
4
120Н, 120С
П16-10
83
28
16
10,5
36
4
150Н, 150С
П18-12
87
32
18
12,5
38
5
185Н, 185С
П20-12
90
35
20
12,5
40
5
240Н, 240С
П23-16
98
36
23
17
46
5
Примечание. Обозначение жил: Н - нормальная круглая однопроволочная или многопроволочная;
С - секторная. Цифра после обозначения означает диаметр цилиндрической части наконечника,
после тире - диаметр крепежного болта. Наконечники изготовляются штамповкой.
Рис. 4.15. Соединительные гильзы и наконечники;
а - медный наконечник типа П; б - медная соединительная гильза для пайки; в - медный наконечник,
закрепляемый опрессовкой; г - медная гильза, закрепляемая опрессовкой.
Таблица 4.93. Размеры медных гильз для пайки [22].
Сечен Размеры, мм (рис. 4.15,6)
ие
жил, D
d
А
Б
В
R
мм2
16
8
6
50
35
3
4
25
9
7
50
35
3
4
35
12
9
50
35
6
4
50
13
10
60
35
6
6
70
15
12
60
35
6
6
95
18
14
70
40
6
6
120
19
16
70
40
6
6
150
22
18
80
40
9
8
185
24
20
80
40
9
8
240
26
22 80
45 9
8
Таблица 4.94. Наконечники медные, закрепляемые опрессовкой.
Сечен Размеры, мм (рис. 4.15, в)
ие
жил L
l d1 d2
D
кабел
я, мм2
6
32 12 4 6
4,3; 5,3; 6,4
10
40
14 5
8
5,3; 6,4; 8,4
16
40
14 6
9
6,4; 8,4
25
50
20 8
11
6,4; 8,4; 10,5
35
63
24 10 13
8,4; 10,5; 13
50
63
24 11 14
8,4; 10,5; 13
70
65
26 13 16
10,5; 13
95
75
32 15 19
10,5; 13
120
81
32 17 22
13
150
90
34 19 25
13; 17
185
95
38 21 27
13; 17
240
105 38 24 32
17; 21
Для ремонта сухих заделок необходимо удалить обесцвеченные или растрескавшиеся ленты,
проверить бумажную изоляцию на отсутствие влаги и наложить новые ленты, укрепив их
бандажами. Рекомендации по применению способов оконцевания, соединения и ответвления
алюминиевых жил кабелей до 10 кВ приведены в табл. 4.90, а медных жил - в табл. 4.91.
Соединительные гильзы и наконечники показаны на рис. 4.15, а их размеры приведены в табл.
4.92 - 4.95.
Для соединения и оконцевания медных и алюминиевых жил широко применяются различные
прессы, выпускаемые промышленностью. Для опрессовки выбирают соответствующие
наконечники или гильзы (табл. 4.94, 4.95), пуансоны и матрицы. С концов жил снимают изоляцию
на длину цилиндрической части наконечника или на половину длины гильзы. Секторные
однопроволочные жилы скругляют с помощью прессов или клещей для скругления,
многопроволочные жилы - с помощью плоскогубцев.
Таблица 4.95. Выбор гильз для медных и алюминиевых жил, соединяемых
опрессовкой (рис. 4.15,г).
Размеры гильз для медных Размеры
гильз
для
Сечение
жил,
мм
алюминиевых
жил,
мм
жил кабеля,
Типораз
Типораз
d2
d1
L
d2
d1
L
мм2
мер
мер
16
16-6
9
6
30
16-5,3
10
5,3
60
25
25-8
11
8
40
25-7,1
12
7,1
63
35
35-10
13
10
50
35-8
14
8
71
50
50-11
14
11
50
50-9
16
9
71
70-11
18
11
80
70
70-13
16
13
53
70-12
18
12
80
95
95-15
19
15
67
95-13
20
13
85
120
120-17 22
17
67
120-14 22
14
100
150-16 24
16
100
150
150-19 25
19
67
150-17 24
17
100
185-18 26
18
100
185
185-21 27
21
75
185-19 26
19
100
240-20 28
20
110
240
240-24 32
24
75
240-22 30
22
120
Для алюминиевых жил применяют алюминиевые трубчатые гильзы и трубчатые алюминиевые
наконечники типа ТА или ТАМ (медная контактная часть). Внутреннюю часть наконечников и
гильз протирают, зачищают и смазывают кварцевой пастой. Также подготавливают и жилы, после
чего на них надевают наконечники или гильзы. Опрессовку выполняют для наконечников в один
прием двузубым инструментом, в два приема - однозубым инструментом; гильзу опрессовывают в
два приема двузубым инструментом и в четыре приема - однозубым инструментом.
Оконцевание алюминиевых однопроволочных жил выполняют также с помощью
пиротехнических прессов ППО-95 и ППО-240; пуансоны и матрицы подбираются по сечениям
жил. Изоляцию с жил снимают на длине 45 мм для кабелей сечением 25 мм 2; 50 мм для 35 - 95
мм2; 55 мм для 120-240 мм2.
Для опрессовки медных жил применяют медные гильзы и медные трубчатые наконечники. Жилы,
гильзы и наконечники защищают. На жилах наконечники опрессовываются одним вдавливанием,
а гильза - одним с каждой стороны.
Разъемная форма для пайки алюминиевых жил кабелей до 10 кВ приведена на рис. 4.16, а ее
размеры - в табл. 4.96.
Наиболее распространенными способами соединения и оконцевания жил кабелей до 10 кВ
являются пайка и опрессовка, т. е. способы, которые можно применить как при ремонте кабельных
линий, так и в РУ.
Пайка осуществляет соединение жил между собой и между жилой с наконечником с помощью
расплавленного припоя. Многопроволочные жилы для облегчения надевания на них
наконечников, гильз или стальных форм обжимают с помощью универсальных плоскогубцев.
Однопроволочные жилы скругляют с помощью прессов или специальных обжимных клещей. С
концов жил снимают изоляцию на длине половины гильзы или стальной формы плюс 10 мм.
Медные жилы паяют между собой в медных облуженных гильзах оловянно-свинцовыми
припоями с применением флюсов путем сплавления припоя непосредственно или путем налива
расплавленного припоя в гильзы. При сплавлении припоя пламенем горелки нагревают гильзу с
введенными в нее облуженными медными жилами и обильно смазанными флюсом, затем вводят
палочку припоя в пламя горелки и заполняют гильзу расплавленным припоем. При втором
способе стальной ковш с припоем в количестве 8 - 10 кг разогревают до температуры 245 - 270 °С
и устанавливают под местом пайки. Металлической ложкой припой из ковша заливают несколько
раз в гильзы, тем самым разогревая их до температуры припоя.
Рис. 4.16. Разъемная форма для пайки алюминиевых жил кабелей до 10 кВ.
Таблица 4.96. Размеры разъемных форм для пайки алюминиевых жил кабелей до 10
кВ.
Сечение Размеры, мм (рис. 4.16)
жил, мм2 D d а б в L l
16
19 1 15 11 15 60 20
25
21 9 17 13 17 60 20
35
22 10 18 14 18 60 20
50
23 11 19 15 19 60 20
70
25 13 21 17 21 60 20
95
27 15 23 19 23 70 30
120
29 17 25 21 25 70 30
150
30 18 26 22 26 70 30
185
33 21 29 25 29 80 40
240
36 23 32 28 32 80 40
Алюминиевые жилы между собой паяют цинко-оловянным или оловянно-медно-цин-ковым
припоем. Жилы перед пайкой подготавливают либо ступенчатой разделкой по повивам для
соединения в гильзах, либо в стальных формах со срезом жилы под углом 55°. Жилы
однопроволочного исполнения подготавливают только со срезом под углом 55° (рис. 4.17).
Ступенчатая разделка жил по повивам (рис. 4.17) приведена ниже:
Сечение жил, мм2:
16-35 50-95 120-240
Количество ступеней:
1
2
3
Длина участка жилы, очищенной от изоляции, мм2:
50
60
70.
Рис. 4.17. Подготовка алюминиевых многопроволочных жил под пайку: а - ступенчатая разделка жил по
повивам; б - разделка жилы под углом; в - шаблон для оформления концов жил; l - жила; 2 - шаблон; 3 - линия
среза жилы.
Для соединения в гильзах или в стальных разъемных формах концы жил облуживают припоем
марки А методом натирания, а затем оловянно-свинцовым (рис. 4.18). Края изоляции обматывают
асбестовым шнуром для защиты ее от обугливания. Перед пайкой рекомендуется устанавливать
защитные экраны и подматывать асбестовый шнур. Пайку выполняют методом сплавления припоя
в гильзу или форму, нагревая их пламенем горелки. Стальной мешалкой перемешивают припой и
удаляют шлаки.
Пайка методом полива предварительно разогретого припоя в чугунных тиглях осуществляется в
стальных разъемных формах. Тигель с расплавленным припоем ЦО-12 располагается вблизи
пайки. Лоток из стали прикрепляется к жилам и опускается на край тигля, с тем чтобы в
результате полива металлической ложкой припой после прогрева стальной формы сливался в
тигель. В результате жилы разогреваются до температуры 500-550°С и размягчаются (рис. 4.19).
Одновременно с размягчением торцов жил, срезанных под углом 55,° с них снимается скребком
пленка окиси. Тигель с количеством припоя 7-8 кг разогревают перед пайкой каждой жилы, так
как он быстро остывает. При количестве припоя в тигле до 15-18 кг разогрев производят 1 раз.
Алюминиевые жилы со срезом под углом 55° располагают в формах на расстоянии 2 мм друг от
друга для снятия пленки окиси со всей поверхности косого среза, благодаря чему увеличивается
площадь пайки и повышается ее качество.
Рис. 4.18. Облуживание жилы припоем: 1 - алюминиевая многопроволочная жила со ступенчатой разделкой; 2
- изоляция; 3 - палочка припоя; 4 - металлическая кисточка; .5 – горелка.
Для соединения алюминиевых жил с медными применяют или медные облуженные гильзы, или
стальные разъемные формы. Алюминиевые жилы предварительно облуживают припоем марки
«А», а затем оловянно-свинцовым. Таким же припоем выполняется и пайка. При пайке припоем
ЦО-12 в стальных формах медная жила предварительно облуживается оловянно-свинцовым
припоем, алюминиевая жила обрезается под углом 55° (см. рис. 4.17).
Для оконцевания медных и алюминиевых жил применяют медные облуженные наконечники типа
П. Изоляцию с жил снимают на длину цилиндрической части наконечника плюс 10 мм.
Многопроволочные секторные жилы скругляют универсальными плоскогубцами, а
одноироволочные - прессом или клещами для скругления. На медные жилы надевают наконечник,
уплотняют асбестовым шнуром, вводят флюс и прогревают наконечник пламенем горелки. Затем
оловянно-свинцовый припой вводят в разогретый наконечник. Припой, расплавляясь, заполняет
все пространства между проволоками жилы и наконечником.
Рис. 4.19. Соединение жил пайки поливом расплавленного припоя:
1 - ложка паяльная; 2 - форма; 3 - лоток; 4 - тигель; 5 – скребок.
Таблица 4.97. Выбор типа соединительных и концевых муфт наружной установки.
Напряже
Наименование
и
тип ние
Изоляция
Указания
по
муфты
применению
кабеля, кабеля
кВ
Соединительные муфты
Бумажная
Следует применять
Чугунная СЧ
1
Пластмассовая Допускается
Чугунная
СЧм
Бумажная
Следует применять
1
(малогабаритная)
Пластмассовая Допускается
Свинцовая СС
6-10
Бумажная
Следует применять
Эпоксидная
СЭс
(в
Бумажная
1
То же Допускается
съемной форме)
Пластмассовая
Бумажная
Следует применять
Эпоксидная
СЭпу
(с 1-10
поперечным разъемом)
1
Пластмассовая Допускается
Бумажная
Следует применять
Пластмассовая
Допускается
Пластмассовая
Следует применять
Пластмассовая
Рекомендуется
Мачтовая 3КМ; 4КМ
1
Мачтовая
ЗПКМЧ;
1
4ПКМЧ
Эластомерная ПКНР
1-10
Бумажная
Следует применять
Пластмассовая
Допускается
Пластмассовая
Рекомендуется
Эпоксидная КНЭ
1-10
Бумажная
Следует применять
Мачтовая КМ
Муфта типа КН
6-10
6-10
Бумажная
Бумажная
То же
»
Эпоксидная
СЭв
(с 1-10
вертикальным разъемом) 1
С
самосклеивающимися
1-6
лентами
ПСсл
10
Концевые муфты
Таблица 4.98. Выбор типа концевых заделок внутренней установки для кабелей c
бумажной изоляцией.
Указания по применению в помещениях
с
с
химич
Тип
жарки
пожар Примечания
влажн
провод
ески
заделки
сухих
сырых х,
оопасн
ых
ящей
активн
сухих
ых
пылью ой
средой
Эпоксидна
я с термоусаживаемыми
трубками
КВЭтв
Следуе
т
примен
ять
Следуе
Рекоме
Рекоме Рекоме
т
Допуск
Рекоме
ндуетс
ндуетс ндуетс
примен ается
ндуется
я
я
я
ять
Эпоксидна
я с найри- Рекоме Рекоме
товыми
ндуетс ндуетс То же
трубками я
я
КВЭн
То же То же
То же То же
Эпоксидна
я с кремнийоргаТо же
нически-ми
трубками
КВЭк
То же То же
То же То же
Эпоксидна
я
с
трехслойн
ыми
трубками
КВЭт
Эпоксидна
я
с
переходом
на
жилы
кабеля
с
пластмассо
вой
Сухая
изоляциейиз
самосклеив
КВЭп
ающихся
лент КВcл
»
То же
То же
Следуе
т
Рекоме
»
примен ндуется
ять
»
»
Во влажных и
сырых
помещениях под
трубки
дополнительно
подматываются
самосклеивающи
еся ленты
Простота
монтажа.
Широко
применяется при
монтаже
Простота
монтажа.
Дефицитность
трубок
ограничивает
широкое
применение
Допус
То же
кается
Сложность
Следуе
монтажа
и
Рекоме
Рекоме
Допуск
т
Допус Рекоме
Допус дефицитность
ндуетс
ндуетс
ается
примен кается ндуется
кается материалов
я
я
ять
ограничивают
применение
Рекомендуется
Не
Не
Не
применять при
Рекоме следуе
Рекоме
следует
следует
разности
ндуетс т
ндуетс
То же То же
примен
примен
уровней до 5 м;
я
примен
я
ять
ять
допускается до
ять
10 м
Свинцовая
Допуск Допуск Допуск Допус
перчатка
То же
ается ается ается
кается
КВС
Допус
»
кается
Сложность
монтажа
ограничивает
применение
Стальная
воронка с
битумной То же
массой
КВБ
Не
следуе
То же т
приме
нять
Простота
монтажа
и
недефицитность
материалов
То же
То же
Не
следуе
т
»
приме
нять
Многопроволочные алюминиевые жилы перед пайкой облуживают натирочным припоем марки А,
затем оловянно-свинцовым, и пайку выполняют так же, как медных жил. Второй способ пайки
алюминиевых многопроволочных жил, который является основным для однопроволочных жил,
заключается в следующем. Концы жил срезают под углом 55°, надевают наконечник на жилу,
выполняют уплотнение снизу асбестовым шнуром для защиты бумажной изоляции от
обугливания и от вытекания припоя во время пайки. Пайку выполняют припоем ЦО-12 без
применения флюса. Наконечник прогревают пламенем горелки и в него вводят палочку припоя;
расплавленный припой заполняет пустоты между проволоками и наконечником; под слоем
расплавленного припоя скребком снимают пленку окиси, которая переходит в шлак.
Рис. 4.20. Разделка кабеля с бумажной изоляцией для монтажа свинцовых муфт: 1 - наружный покров; 2 броня; 3 - оболочка; 4 - поясная изоляция; 5 - изоляция жил; 6 - жила кабеля; 7, 8 - проволочные бандажи.
Выбор типа соединительных и концевых муфт наружной установки приведен в табл. 4.97 и 4.98.
Способ разделки кабеля с бумажной изоляцией для монтажа свинцовых муфт приведен на рис.
4.20, а технология выполнения разделки - в табл. 4.99.
Технология выполнения разделки концов кабелей с пластмассовой изоляцией приведена в табл.
4.100.
Данные для монтажа свинцовых соединительных муфт приведены в табл. 4.101, а технология
монтажа - в табл. 4.102.
Разделка кабеля для монтажа чугунных соединительных муфт показана на рис. 4.21, а размеры
муфт и технология их монтажа приведены в табл. 4.103 и 4.104.
Рис. 4.20. Разделка кабеля с бумажной изоляцией для монтажа чугунных муфт.
Таблица 4.99. Технология разделки концов кабелей с бумажной изоляцией.
Операция
Укладка
кабеля
Удаление
покрова
Технология
Конец разделываемого кабеля распрямляют на длине 1 - 1,5 м.
концов В холодное время года его необходимо прогревать
«бегающим» огнем горелки для исключения излома изоляции
и оболочки
джутового
Для монтажа концевых заделок и муфт внутри помещений
джут снимают со всей длины кабеля. Для муфт, монтируемых
в земле, джут снимают до первого бандажа, т. е. на размер А
Накладывают второй бандаж на расстоянии 60 мм от первого.
Ленты брони надрезают у второго бандажа и удаляют со всей
длины кабеля
Ленты покрова удаляют, разматывая от концов кабеля.
Битумный состав смывают ветошью, смоченной в бензине.
Удаление покрова над Для снятия лент покрова допускается прогрев их «беглым»
оболочкой
огнем горелки. Для снятия шланга выполняют кольцевой
надрез на расстоянии А от конца кабеля, затем на нем
выполняют продольный надрез
От среза брони на расстоянии 70 мм выполняют первый
кольцевой надрез, а на расстоянии 30 мм от первого
выполняют второй надрез. От второго кольцевого надреза до
конца кабеля по свинцовой оболочке выполняют два
Снятие оболочки
продольных надреза на расстоянии 10 мм друг от друга.
Удаляют полоску до второго кольцевого надреза и снимают
всю оболочку. Алюминиевую оболочку удаляют от второго
кольца после выполнения надреза по винтовой линии под
Удаление брони
углом 45° к оси кабеля с помощью специального ножа
Удаление
изоляции
поясной Полупроводящую бумагу и ленты поясной
обрывают на всем протяжении до края оболочки
изоляции
Сухим пинцетом обрывают ленты бумажной изоляции,
прилегающие к оболочке и к жилам, заполнители и
Испытание изоляции
погружают их в парафин, нагретый до 150°С. Признаком
на влажность
влаги является потрескивание и появление пены. Так же
проверяют на отсутствие влаги и проволоки жилы
Изгибание жил
Жилы выгибают с помощью шаблона, соответствующего
сечению кабеля (радиус изгиба жил равен 10-12 диаметрам
жилы или высотам сектора). Жилы выгибают вручную,
постепенно передвигая пальцы рук по их длине
С концов жил снимают изоляцию в зависимости от способа
соединения или оконцевания. Чтобы оставшаяся изоляция не
Соединение
или
разматывалась, ее перевязывают суровыми нитками.
оконцевание жил
Производят соединение или оконцевание жил по принятому
способу
После изгиба жил и их соединения удаляют участок
металлической оболочки между кольцевыми надрезами и
Удаление
оболочки
накладывают бандажи из суровых ниток на край поясной
между
кольцевыми
изоляции. Торцы оболочки обрабатывают, удаляя заусенцы.
надрезами
Выполняют разбортовку металлической оболочки с помощью
разбортовок под соответствующее сечение кабеля
На полупроводящую бумагу в 5 мм от края металлической
Удаление
оболочки накладывают бандаж из суровых ниток. Удаляют
полупроводящей
полупроводящую бумагу до бандажа, оставляя бандаж на
бумаги
краю поясной изоляции
Провод заземления накладывают на металлическую оболочку
и ленты брони, укрепляют его двумя-тремя витками бандажа
из оцинкованной проволоки. Алюминиевую оболочку
предварительно облуживают припоем марки А, затем
Наложение
оловянно-свинцовым
припоем.
Пайку
проводников
заземляющего
заземления выполняют оловянно-свинцовым припоем.
проводника
Проводник
выбирают
длиной,
достаточной
для
присоединения к металлическим корпусам муфт и опорным
конструкциям. Свободный конец провода заземления
оконцовывают наконечником, присоединяемым способом
сварки, опрессовки или пайкой
Удаление
Удаление производят непосредственно перед установкой
расцветочных лент на муфт для защиты бумажной изоляции от загрязнения в
фазах
процессе разделки кабеля
Таблица 4.100. Технология разделки концов кабелей с пластмассовой изоляцией.
Операция
Технология
Концы кабеля распрямляют на длине 1 м. На
Укладка
концов наружном пластмассовом шланге (при его наличии)
кабелей
для на расстоянии А от конца выполняют кольцевой и
монтажа
и продольный надрезы на половину толщины шланга и
удаления верхнего удаляют его. При наличии джута поверх брони
покрова
накладывают первый бандаж на расстоянии А и
удаляют верхний покров
На броню накладывают второй бандаж на расстоянии
40 мм от первого или от среза верхнего шланга.
Бронерезкой надрезают и удаляют до второго
Удаление брони и бандажа броню и подушку под ней. На ленты экрана
подушки под ней кабеля 6 - 10 кВ в 30 мм от среза брони накладывают
бандаж, после чего ленты обрезают. Полупроводящий
экран должен выступать из-под среза металлического
экрана на 10 мм
В 10 мм от полупроводящего экрана на
пластмассовой поясной изоляции делают кольцевой
Удаление поясной
надрез и от него продольный до конца кабеля на всей
изоляции
длине на глубину половины толщины изоляции,
удаляют изоляцию
Изгибание изолированных жил выполняют с
Изгибание жил
радиусом не менее 10 диаметров жилы по изоляции
или высоты сектора
К лентам металлического экрана проводник
Наложение
заземления припаивают с помощью паяльника, так
заземляющего
как пламя горелки может повредить пластмассовую
проводника
изоляцию
Таблица 4.101. Размеры свинцовых соединительных муфт и разделки кабеля.
Сечение
жил Размер свинцовой трубы, мм
Расстояни
2
кабеля, мм
Толщина стенки е между
Тип
заливочны
Диамет ±0,25 мм
Длина
муфты
ми
р ± 1 без
с
± 5 мм
6 кВ
10 кВ
мм
присад присад отверстия
ми, мм
ки
кой
СС-60
10-25
450
60
3
2,5
260
СС-70
35-70
16-25
475
70
3
2,5
280
СС-80
95-120 35-70
525
80
3,5
3
300
СС-90
150
95-120 550
90
3,5
3
330
СС-100 185-240 150
600
100
3,5
3
350
СС-110 185-240 690
110
3,5
3
370
Продолжение табл. 4.101.
Типоразмер кожуха
Размер
Ширина
Длина, мм
разделки мм рулонной
Тип муфты
(рис. 4.20)
подмотки, мм
Тип
Кз-Ч Кз-Чг
А
Ж
6 кВ 10 кВ
СС-60
Кз-Ч-55
825
880
330
175
160
СС-70
Кз-Чг-55
825
880
345
190
160
170
СС-80
Кз-Ч-65
900
975
370
215
190
200
СС-90
Кз-Чг-65
900
975
380
225
200
200
СС-100
Кз-Ч-75
1020 1080 405
250
230
240
СС-110
Кз-Чг-75
1020 1080 450
295
250
Таблица 4.102. Технология монтажа соединительной свинцовой муфты.
Операция
Технология
На один из концов кабелей подматывают чистую
Надевание
тряпку, после чего на него надевают свинцовую
свинцовой трубы на трубу. Трубу предварительно выпрямляют на
кабель
деревянном шаблоне и протирают изнутри чистой
ветошью
Для изолирования бумажными рулонами делают
ступенчатую разделку изоляции: на участке длиной 16
мм для кабелей на напряжение 6 кВ и 24 мм на 10 кВ;
Разделка кабеля
в кабелях 6 кВ образуются две ступени по 8 мм, а в
кабелях 10 кВ - три. Для намотки роликами или
лентой ЛЭТСАР ступенчатой разделки не выполняют
Жилы соединяют опрессовкой или пайкой. Заусенцы
Соединение жил
на гильзах удаляют с помощью напильника и
наждачной бумаги
Выполняют прошпарку бумажной изоляции массой,
Прошпарка
разогретой до температуры 120-130°С, для удаления
бумажной изоляции пыли, влаги, металлических опилок и пополнения
пропиточного состава в изоляции кабеля
Между
ступенчатой
разделкой
и
гильзой
подматывают роликами шириной 5 мм до уровня
заводской изоляции или диаметра гильзы в
зависимости от того, что имеет меньший размер.
Роликами шириной 10 мм выравнивают бумагу до
диаметра гильзы, а затем подматывают 6 - 7 слоев по
гильзе и на бумажной изоляции фаз не менее чем по
100 мм, создавая ровный слой под намотку рулонами.
Выполняют вторую прошпарку. В рулонах перед
намоткой с помощью шаблона выдвигают внутренние
слои бумаги на 30 и 40 мм (для кабелей 6 и 10 кВ
соответственно), обрезают образовавшийся конус, а
Изолирование жил
затем сдвигают слои рулона в обратную сторону на 15
рулонами
и 20 мм внутрь. Производят намотку рулонами
каждой фазы, плотно навивая бумагу. Во время
намотки каждым оборотом рулона подтягивают
намотанный слой. Затянув рулон до отказа, обрывают
верхние загрязненные руками слои бумаги. Толщина
намотки должна быть 5 мм для кабелей 6 кВ и 7 мм
для 10 кВ. Выполняют третью прошпарку после
намотки рулонов. Все три изолированные жилы
сближают вплотную, на них накладывают роликом
бандаж шириной 50 мм или два бандажа по 25 мм на
толщину 2 мм. Бандаж укрепляют хлопчатобумажной
пряжей
Изоляцию жил и гильзы обезжиривают ацетоном или
авиационным бензином. На гильзу и участок жилы
между изоляцией и гильзой кисточкой наносят слой
лака КО-916. Накладывают один слой ленты ЛЭТСАР
Изолирование жил
ЛПм с 50%-ным перекрытием, являющейся
лентами ЛЭТСАР
адгезионной
подмоткой.
Поверх
адгезионной
подмотки накладывают липкую самосклеивающуюся
ленту ЛЭТСАР с 50%-ным перекрытием и с заходом
на бумажную изоляцию жил на ширину 30 - 40 мм.
Изолирование жил
роликами
Удаление оболочек
над пояском
Облуживание
оболочки
Установка
свинцовой трубы
Пайка
муфты
шейки
Вырубка
заливочных
отверстий
Пайка
шейки
второй
Толщина намотки 5 мм для кабелей 6 кВ и 7 мм для
10 кВ. Ленты накладывают с натягом так, чтобы
ширина ленты составляла 70% первоначальной.
Поверх трех изолированных жил накладывают общий
бандаж из двух-трех слоев стеклоленты для защиты от
механического повреждения верхнего слоя ленты
ЛЭТСАР при вращении свинцовой трубы при
обколачивании
Для изолирования роликами шириной 25 мм (из
ремонтного
комплекта
№
9)
выполняют
выравнивающую подмотку роликами 10 мм на
неизолированной жиле между срезом заводской
изоляции и гильзой. Сначала роликом шириной 50 мм
накладывают на гильзу 8 - 10 слоев, затем роликом 25
мм также 8-10 слоев. После этого накладывают
подмотку роликами 25 мм, выполняя «сигару» по всей
прямолинейной части соединения жил. Толщина
подмотки поверх гильзы должна быть 5 мм для
кабелей 6 кВ и 7 мм для кабелей 10 кВ. Жилы
сближают вместе и на них накладывают общий
бандаж роликом 50 мм на толщину 2 мм. Выполняют
прошпарку массой МП-1
Удаляют оболочки между двумя кольцевыми
надрезами.
Свинцовую
оболочку
кабеля
разбортовывают, а у алюминиевой удаляют острые
края среза оболочки. Полупроводящая бумага должна
выступать из-под края оболочки на 5 мм
Алюминиевую оболочку перед пайкой свинцовой
трубы облуживают припоем марки А, затем оловянносвинцовым припоем
Свинцовую трубу сдвигают на место соединения, и
края ее обколачивают вальком для придания
сферической формы до соприкосновения с оболочкой,
непрерывно вращая трубу в сторону намотки
роликами и рулонами. Края свинцовой трубы с
присадкой меди для облегчения обкалачивания
подогревают пламенем горелки
Место пайки и пруток оловянно-свинцового припоя
нагревают пламенем горелки, получая слой припоя
над оболочкой и постепенно сдвигая его тряпочкой по
всей окружности, прогревая участки, куда сдвигается
припой. С помощью зеркала проверяется качество
пайки в нижней части шейки. Продолжительность
пайки одной шейки 3 - 4 мин (во избежание перегрева
поясной изоляции)
Вырубают два отверстия по двум сторонам
равностороннего треугольника, и образовавшийся
язычок отгибают вверх
Выполняют пайку второй шейки после вырубки
заливочных отверстий, так как при отсутствии
заливочных отверстий может образоваться свищ в
пайке от избыточного давления при сгорании
продуктов шпарки внутри муфты
Муфту заливают мастикой через одно из заливочных
отверстий тонкой струей до тех пор, пока в массе,
вытекающей из второго отверстия, не прекратится
выделение пены и пузырьков. В холодное время перед
Заливка муфты
заливкой
свинцовую
муфту
прогревают
до
температуры 50°С. Для равномерного заполнения
массой муфту располагают строго горизонтально.
Доливку муфты производят 2 раза по мере остывания
массы и ее усадки
Заливочные отверстия закрывают язычками и
припаивают. Необходимо следить, чтобы припой при
пайке не попал через отверстие внутрь муфты Провод
заземления укладывают вдоль муфты, оболочек
кабеля и брони. Укрепляют бандажом из
оцинкованной проволоки на середине муфты,
Запаивание
оболочках кабеля и брони, припаивают только на
заливочных
муфте и броне во избежание расплавления шейки
отверстий
муфты при пайке. Для небронированных кабелей типа
Заземление муфты
ААШв разделку оболочки выполняют не на 70, а на 90
мм; в этом случае пайку следует выполнить на
оболочке, но вдали от шейки. Провод заземления
выбирают такой длины, чтобы можно было
присоединить его к болтам заземления защитных
кожухов
Свинцовую оболочку оголенных участков кабелей и
свинцовую муфту покрывают битумным составом
перед установкой кожуха. Алюминиевую оболочку и
Защита оболочек от свинцовую муфту для защиты от почвенной коррозии
коррозии
дополнительно покрывают поливинилхлоридной
лентой в два слоя с 50%-ным перекрытием, поверх
накладывают смоляную ленту и вновь покрывают
битумом
Для защиты от механических повреждений муфт,
смонтированных в земле, применяют чугунные или
стеклопластиковые кожухи. Под горловину кожуха на
кабель подматывают смоляную ленту. Диаметр
подмотки должен быть на 5 мм больше внутреннего
диаметра
горловины
кожуха.
Для
муфт,
смонтированных в помещениях, применяют стальные
Установка кожуха разъемные или неразъемные противопожарные
кожухи. Внутренний диаметр стального кожуха
должен быть не менее 150 мм, длина 1250 мм,
толщина стенки 5 мм; изнутри стальной кожух
обкладывают асбестовым листом толщиной 8 - 10 мм;
торцы кожуха закрывают асбоцементными крышками
толщиной 20 мм, одну из которых крепят винтами к
кожуху, а другую устанавливают без крепления
После окончания монтажа на кабель в 500 мм от
муфты устанавливают свинцовую бирку с указанием
даты монтажа и фамилии исполнителя. Бирку крепят
Оформление
к кабелю несколькими слоями смоляной ленты.
окончания работы
Трассировщик (или другое лицо) зарисовывает муфту
в эскизную книжку с привязкой ее к постоянным
ориентирам, а затем перерисовывает на план
Таблица 4.103. Размер чугунных соединительных муфт и разделки кабеля.
Сечение жил кабеля, Размер муфты,
Размер
разделки,
мм2
мм
мм
(рис.
4.21)
Масса,
Тип муфты
Диаме кг
трехчетырехДлина тр
А Б О /7 Ж
жильного жильного
горлов
СЧ-40
до 35
до 16
580
40
9
295 125 35 20 115
ины
СЧ-50
50-95
25-70
720
50
20
365 135 35 20 175
СЧ-60
120-185
95-150
830
60
31
420 155 35 20 210
СЧ-70
240
185
900
70
38
455 160 35 20 240
СЧм-40
До 35
До 16
475
40
4,8
245 105 25 15 100
СЧм-50
50-95
25-70
560
50
11
290 120 25 15 130
СЧм-60
120-150
95-150
630
60
16,4
310 130 25 15 140
СЧм-70
185-240
185
700
70
20
355 130 25 15 185
Таблица 4.104. Технология монтажа чугунных соединительных муфт (рис. 4.21).
Операция
Технология
Производят разделку кабеля в соответствии с табл.
4.103 и рис. 4.21 В муфтах типа СЧ фиксируют
положение жил установкой фарфоровых распорных
пластин, а при их отсутствии гильзы изолируют также,
Разделка
кабеля
как в малогабаритных муфтах типа СЧм. Фарфоровые
Установка
пластины типа РМ надевают на жилы перед
распорных пластин
опрессовкой или пайкой гильз. При соединении жил
сваркой
применяют
пластины
типа
Р,
устанавливаемые после выполнения сварки. Их крепят
к жилам хлопчатобумажной пряжей
На гильзы подматывают ленту ЛЭТСАР, или
Изолирование жил
бумажные ролики, или рулоны на толщину 2 мм
Провод заземления крепят бандажами к оболочке и
лентам брони и припаивают. Свободный конец
провода оконцовывают наконечником. Примеряют
муфту на кабель и под горловину подматывают
смоляную ленту; подмотка должна быть на 5 мм
Установка муфты и
больше диаметра горловины муфты. Наконечники
ее заземление
проводов заземления присоединяют к контактным
площадкам муфты. В паз нижней половины муфты
укладывают прокладку из пенькового просмоленного
канатика. Устанавливают верхнюю половину муфты
на нижнюю и скрепляют их болтами
Муфту заливают мастикой в три приема. Корпус
муфты в холодное время перед заливкой прогревают
Заливка муфты
до температуры 50°С. пламенем горелки. Муфту
закрывают крышкой, предварительно уложив в пазы
канатик
При монтаже чугунных муфт на кабелях с пластмассовой изоляцией соединение жил следует
выполнять, как правило, опрессовкой. Перед пайкой жил дополнительно защищают увлажненным
асбестовым шнуром пластмассовую изоляцию; муфту заливают низкомолекулярным
полиэтиленом при температуре 80-100°С. При заливке муфты битумным составом для
предохранения от оплавления на пластмассовую изоляцию следует подмотать стеклоленту в два
слоя с 50%-ным перекрытием с заходом на броню на 15 - 20 мм.
При использовании алюминиевой оболочки в качестве рабочего нулевого провода сечение
медного многопроволочного проводника, выбираемого для перемычки, должно быть не менее
указанного ниже:
Сечение жил кабеля, мм2:
до 35 50 70 95-120 150-240
Сечение гибкого медного провода, мм2 16 25 35
50
70
Алюминиевую оболочку по всей окружности зачищают и облуживают сначала припоем А, затем
оловянно-свинцовым. Проводник расплетают на конце и укладывают в один ряд, укрепляют
бандажом и припаивают по окружности.
Рис. 4.22. Разделка кабеля для монтажа эпоксидных муфт.
Разделка кабеля для монтажа эпоксидных соединительных муфт показана на рис. 4.22, а размеры
разделки кабеля, выбор плотнительного резинового кольца и технология монтажа приведены в
табл. 4.105-4.107.
Размер Г для муфт определяется выбранным способом соединения жил.
Разделка кабеля до 3 кВ для монтажа соединительных муфт из самосклеивающихся лент ПСсл для
кабелей с пластмассовой изоляцией показана на рис. 4.23, а выбор типа муфт и технология их
монтажа приведены в табл. 4.108 и 4.109.
Разделка кабеля для монтажа мачтовых муфт показана на рис. 4.24, а технология их монтажа
приведена в табл. 4.110.
Таблица 4.105. Размеры разделки кабеля для монтажа эпоксидных муфт.
Размер
Размер разделки, мм (рис.
Сечение жил кабеля, мм2
муфты, мм
4.22)
Тип
Диаме
муфты
тр
1 кВ
6 кВ 10 кВ
Длина
А
Б
О П Ж
горлов
ины
СЭпу-1
10-70 16-50
670
50
395
100
100 25 190
720
55
420
100
100 25 215
СЭпу-2
-
95-120 70-95
СЭпу-3
-
150185
120-150 760
62
440
100
100 25 235
СЭпу-4
-
240
185-240 830
71
475
100
100 25 270
СЭв-1
До 120
10-70 16-50
570
50
375
80
80
25 190
СЭв-2
150-240
95-120 70-95
620
55
400
80
80
25 215
СЭв-3
-
150185
120-150 660
62
420
80
80
25 235
СЭв-4
-
240
185-240 730
71
455
80
80
25 270
СЭс-1
10-50/До 35
-
-
450
40
275
80
50
15 130
СЭс-2
70-120/50-95 -
-
470
50
285
80
50
15 140
150-240/120560
55
330 80
50 15 185
185
Примечания: 1. В числителе приведены данные для трехжильных кабелей, в знаменателе - для
четырехжильных. 2. Муфты СЭпу - с эпоксидным корпусом, имеющим поперечный разъем,
провод заземления расположен вне муфты; СЭв - с эпоксидным корпусом, имеющим продольный
разъем в вертикальной плоскости, провод заземления расположен в нижней части в специальном
пазу; СЭс - в съемной или несъемной пластмассовой или металлической форме.
СЭс-3
Таблица 4.106. Выбор уплотнительного резинового кольца в зависимости от диаметра
кабеля.
Наружный
Внутренн
диаметр
ий
кабеля
по
Тип муфты
диаметр
металлическ
кольца,
ой оболочке,
мм
мм
СЭпу-1;
19
20-23
23
24-28
СЭв-1
29
31-34
СЭпу-2;
33
35-38
СЭв-2
СЭпу-3;
34
36-38
СЭв-3
38
39-43
СЭпу-4;
41
34-46
СЭв-4
45
46-51
Разделка кабеля для монтажа муфт наружной установки показана на рис. 4.25 и 4.26, а технология
их монтажа приведена в табл. 4.111 и 4.112. Данные для выбора эпоксидных концевых муфт
наружной установки приведены в табл. 4.113.
Разделка конца кабеля для концевых мачтовых муфт на кабелях с пластмассовой изоляцией до 1
кВ показана на рис. 4.27, а данные для их выбора и технология монтажа приведены в табл. 4.114 и
4.115.
Концевая заделка КВЭ внутренней установки на кабелях с бумажной изоляцией показана на рис.
4.28, а данные для ее выбора и технология монтажа приведены в табл. 4.116 и 4.117.
Таблица 4.107. Технология монтажа эпоксидной соединительной муфты.
Операция
Технология
Установка
полумуфт
Полумуфты надевают на концы соединяемых кабелей,
предварительно подмотанных чистым материалом для
предохранения от загрязнения
Разделывают кабель в соответствии с табл. 4.105 и рис.
Разделка
кабеля
4.22 Два изолированных проводника припаивают к
Заземление кабелей
броне и оболочке кабелей в 35 мм от ее края
Резиновые кольца устанавливают на металлические
оболочки в 10 мм от края и укрепляют с помощью
бандажей Жилы соединяют по принятой технологии
Снимают временно оставленный поясок оболочки и
удаляют расцветочные ленты с фаз. Обезжиривают
Установка
тряпкой, смоченной в ацетоне или бензине Б-70,
уплотнительных
бумажную
изоляцию,
гильзы
и
участки
резиновых
колец неизолированных жил рядом с ней. На зазорах между
Соединение
жил гильзами и бумажной изоляцией и на гильзах
Изолирование жил выполняют двухслойную подмотку без захода на
бумажную
изоляцию
из
самосклеивающейся
полупроводящей маслостойкой ленты ЛЭТСАР ЛППм
или ленты ЛЭТСАР КФ-0,5. Подмотку выполняют с
50%-ным перекрытием и утягиванием ленты, так чтобы
ее ширина не превышала 70% исходной ширины
Ступени
оболочки
обрабатывают
ножовочным
Подготовка
полотном и обезжиривают. Поливинилхлоридный
оболочки и шланга
шланг покрывают клеем ПЭД-Б Эпоксидные
Установка
распорные звездочки обезжиривают и устанавливают,
распорок
закрепляя к фазам бандажами из сухих ниток
Установка
полумуфт
Соединение
проводников
заземления
Заливка муфты
На броне выполняют подмотку лентой ПВХ под
горловину, начиная от края брони до конца муфты с
заходом на защитный покров. Обе полумуфты
сдвигают на место, для предохранения от вытекания
компаунда из муфты подматывают лентой ПВХ на
кабель и с заходом на 30 мм на конусную часть муфты.
Щели между полумуфтой уплотняют пластилином или
герметиком
Обе половины провода заземления соединяют
опрессовкой. Место соединения изолируют лентой
ПВХ
Эпоксидный компаунд с введенным в него
отвердителем заливают через литниковое отверстие 2 3 раза по мере усадки. При температуре до 20°С
следует проводить обогрев зоны монтажа. Через 2 ч
после заливки муфту обкладывают изолирующим
материалом, который снимают на следующий день
после отверждения компаунда. При температуре среды
выше 25 °С во избежание образования свищей под
действием
температуры
саморазогрева
монтаж
эпоксидных муфт следует проводить обязательно в
палатке для защиты от прямых солнечных лучей;
дополнительно обезжиривают бумажную изоляцию
перед заливкой, охлаждают компаунд до температуры
не выше 20°С или участки кабеля, прилегающие к
муфте, замораживают углекислотой
Примечания: 1. При монтаже эпоксидных муфт типа СЭв провод заземления припаивают к ступеням оболочки и брони и укладывают внутри корпуса.
При монтаже эпоксидных муфт типа СЭс, т. е. в съемной металлической или пластмассовой форме, металлическую форму смазывают тонким слоем технического вазелина для
облегчения снятия после отверждения компаунда; пластмассовую форму смазывать не следует.
При монтаже эпоксидных муфт в качестве стопорных необходимо соединение жил кабелей производить только сваркой или пайкой; особо тщательно обезжиривать бумажную
изоляцию и жилы, монтаж муфты выполнять при температуре окружающей среды не выше 15-18°С, участки кабеля, прилегающие к муфте, замораживать.
При монтаже эпоксидных муфт на кабелях с пластмассовой изоляцией следует на ступенях поливинилхлоридной изоляции, оболочке, шланге образовать шероховатую поверхность и
смазать клеем ПЭД-Б для обеспечения адгезии эпоксидного компаунда.
Рис. 4.23. Разделка кабеля до 3 кВ для монтажа муфты ПСсл: а - без бронепокровов; б - с бронепокровами
поверх шланга; в - с бронепокровами под шлангом; 1 - пластмассовый шланг; 2 - изоляция жилы; 3 - жила; 4 бронеленты.
Таблица 4.108. Выбор муфт типа ПСсл.
Номинальное сечение жил, мм2, при числе Размер Размеры термоусажиТип муфты жил кабеля напряжением до 1 кВ
Ж (рис, ваемых трубок, мм
1
2
3
4 и 14
Диаметр
4.23), Длина
меньш одинако мм
его
вого
сечени сечения
я
кабел
ь без
брон
и или
с
бронё
й
повер
х
шлан
га
кабел
ь со
шлан в
гом изде
повер лии
х
брони
пос
ле
уса
дки
ПСсл-1
До 120 -
-
-
-
100
300
440
40
20
ПСсл-2
150-240 До 50
До 25
До 25
-
120
340
485
50
25
ПСсл-3
-
70-120 35-70
35-70
До 25
140
380
525
60
30
ПСсл-4
-
150-240 95-150
95-150 35-70
170
185ПСсл-5
185-240
95-150 210
240
ПСсл-6
185-240 240
Таблица 4.109. Технология монтажа муфт типа ПСсл.
Операция
Технология
440
590
70
35
525
670
80
40
590
735
90
45
Разделка кабеля и пайка Концы кабелей распрямляют на длине 1 м и на один из
жил
них надвигают термоусаживаемую трубку ТТШ или
ТТВ. Размер Г выбирают в зависимости от способа
соединения жил. При пайке или сварке изоляцию жил
защищают
увлажненным
асбестовым
шнуром.
Изоляцию жил после их соединения срезают на конус
длиной 5 мм
Изолирование жил
Пластмассовую изоляцию обезжиривают ацетоном или
бензином Б-70, создают шероховатую поверхность с
помощью
ножовочного
полотна.
Выполняют
адгезионную прослойку кремнийорганическим лаком
КО-916 на всех местах соединения жил с заходом по 20
мм на изоляцию, Вместо лака применяют ленту СЭЛ А в
один слой с 50%-ным перекрытием. Выполняют вторую
адгезионную прослойку лентой ЛЭТСАР ЛП,
накладывая ее на первую адгезионную прослойку в один
слой с 50%-ным перекрытием. При намотке ленту
вытягивают так, чтобы ее ширина составляла 50 - 70%
исходной.
Пластмассовую
изоляцию
жил
восстанавливают
самосклеивающимися
лентами
ЛЭТСАР с 50%-ным перекрытием на толщину 4 мм
вместе с адгезионными прослойками. Длина конусной
части по краям подмотки должна быть 10 мм.
Изолированные жилы сжимают вплотную и на них
накладывают
бандаж
из
двух
слоев
лент
поливинилхлоридного пластиката
Установка трубки
Заземление кабелей
Установка кожуха
Пластмассовый шланг обезжиривают и зачищают на
ширину 30 мм от среза и на него накладывают
адгезионную прослойку из кремнийорганического лака
КО-916.
На
место
соединения
надвигают
термоусаживаемую трубку и равномерно обогревают ее
пламенем горелки, начиная от середины трубки и
постепенно передвигая пламя к ее краям. Допускается
вместо трубок выполнять подмотку из ленты ЛЭТСАР.
Для этого поверх первой адгезионной подмотки
накладывают вторую из ленты ЛЭТСАР ЛП. Затем
выполняют подмотку из двух слоев ленты ЛЭТСАР с
50%-ным перекрытием
Провод заземления припаивают к ступеням оболочки и
брони кабеля. При пайке пластмассовый шланг
защищают подмоткой увлажненного асбестового шнура
Защитный кожух устанавливают на муфту, уплотняя
горловины лентами из пластиката. При применении
металлического
кожуха
проводники
заземления
присоединяют к контактной площадке кожуха
Рис. 4.24. Разделка конца кабеля для монтажа мачтовых муфт: а - до 1 кВ; 1 - наружный покров; 2 проволочный бандаж; 3 - броня; 4 - оболочка; 5 - поясная изоляция; 6 - бандаж из пропитанной
хлопчатобумажной пряжи; 7 - изоляция жилы; б - на 6- 10 кВ; / - наружный покров; 2 - проволочный бандаж; 3
- броня; 4 - оболочка; 5 - поясная изоляция; 6 - бандаж из пропитанной хлопчатобумажной пряжи; 7 - изоляция
жилы; 8 - ступень полупроводящей бумаги.
Таблица 4.110. Технология монтажа мачтовых муфт.
Операция
Технология
Перед разделкой на кабель, обернутый чистой тканью,
надевают конус с манжетой или корпус с сальником и
корпус муфты, протертые изнутри. Предварительно
измерив диаметр кабеля по броне, подготавливают
сальник; для этого по прорези вырезают внутреннюю
Разделка кабеля
часть сальника, диаметр которой должен быть равен
диаметру кабеля по броне или немного больше него.
Разделывают кабель. Средняя жила должна быть короче
крайних на 8 - 12 мм. Изоляцию жил снимают под
наконечник плюс 10 мм
Пайка
наконечников
Установка
корпуса муфты
Устанавливают наконечники на жилах так, чтобы они
контактной частью располагались к проходным штырям.
Подматывают асбестовым шнуром на жилах у
наконечников
для
предохранения
подсушивания
изоляции и вытекания припоя. Корешок разделки
защищают от попадания в него припоя. Напаивают
наконечники
Перед установкой корпуса муфты удаляют поясок
оболочки между кольцевыми надрезами. Края оболочки
обрабатывают
и
разбортовывают,
оставляя
полупроводящую бумагу на 5 мм из-под среза оболочки.
Поясную изоляцию у среза укрепляют бандажом.
Удаляют расцветочные ленты. Корпус муфты и конус
прошпаривают пропиточным составом и устанавливают
на разделку кабеля. Наконечники присоединяют к
контактным стержням. Резиновый сальник с корпусом
сальника или конус с манжетой поднимают к корпусу
муфты и приболчивают. Края свинцовой манжеты
обколачивают и припаивают к металлической оболочке.
Устанавливают крышку муфты
Заливка муфты
Корпус муфты прогревают пламенем горелки до 50°С и
заливают составом МБМ или КФМ в 2 - 3 приема,
закрывают заливочные отверстия
Заземление
муфты
Муфту заземляют медным многопроволочным проводом,
припаянным к оболочке и лентам брони кабеля. Один
наконечник проводника присоединяют к площадке
заземления корпуса муфты, другой - к болту заземления
опорной конструкции
Подъем муфты
Муфту поднимают на место установки, при этом
принимают меры предосторожности для предотвращения
изломов в месте пайки или крепления муфты к кабелю
Таблица 4.111. Технология монтажа муфт наружной установки.
Операция
Разделка кабеля
Пайка
наконечников
Технология
На кабель, обернутый чистой тканью, надевают корпус
сальника с сальником. Предварительно измерив
диаметр кабеля по броне, подготавливают сальник. Для
этого по прорези вырезают внутреннюю часть сальника,
диаметр которой должен быть равен диаметру кабеля по
броне или немного больше него. Производят разделку
кабеля. Средняя жила должна быть длиннее крайних на
8 - 15 мм. Крайние жилы отводят на 100-150 мм от
средней. С концов жил снимают изоляцию на длину на
10 мм больше цилиндрической части наконечника
Устанавливают наконечники на жилах, при этом они
должны быть строго ориентированы на поверхность
контактной
части.
Напаивают
наконечники,
предварительно корешок защищается от попадания в
него припоя
Удаляют поясок оболочки между кольцевыми
надрезами.
Края
оболочки
обрабатывают
и
разбортовывают, оставляя на 5 мм полупроводящую
оболочку. Поясную изоляцию у среза укрепляют
бандажом. Удаляют расцветочные ленты. Корпус
Установка
муфты прошпаривают пропиточным составом и
корпуса
и устанавливают на разделку кабеля. Прошпаривают
изоляторов
внутренние
полости
изоляторов.
Наконечники
сближают и вводят в корпус муфты. Устанавливают
крайние изоляторы. Примеряют средний изолятор.
Приболчивают наконечники на крайних изоляторах.
Поднимают сальник и корпус сальника и крепят его к
корпусу муфты
Корпус муфты прогревают пламенем горелки до 50°С и
заливают составом МБМ или КФМ через отверстие для
среднего изолятора. Устанавливают средний изолятор.
Заливка муфты
Приболчивают наконечник к контактной шине.
Заливают массу через головку среднего изолятора до
появления состава в головках крайних изоляторов
Припаивают колпачки к головкам крайних изоляторов.
Напайка
После доливки среднего изолятора припаивают
колпачков
колпачок и к его головке
Муфту
заземляют
медным
многопроволочным
проводом, припаянны к оболочке и лентам брони
Заземление
кабеля. Один наконечник проводнике присоединяют к
муфты
площадке заземления корпуса муфты, другой - к болт)
заземления опорной конструкции
Муфту поднимают на конструкцию. При этом
принимаются
меры
предосторожности
для
Подъем муфты
предотвращения изломов в местах крепления муфты к
кабелю
Таблица 4.112. Технология монтажа эпоксидных концевых муфт наружной установки.
Операция
Технология
Конец кабеля длиной 1,5 м распрямляют и разделывают. С
жил кабеля снимают расцветочные ленты и разводят
крайние фазы под углом 38° по отношению к средней.
Разделка кабеля Изоляцию жил и пояска, ступени брони и оболочки
тщательно обезжиривают ацетоном или бензином Б-70. На
ступенях брони и оболочке создают шероховатую
поверхность
Провод заземления припаивают к оболочке и броне кабеля
Двухслойную подмотку из самосклеивающейся ленты
ЛЭТСАР ЛПм с 50%-ным перекрытием или из
Заземление
хлопчатобумажной ленты с промазкой каждого слоя
кабеля Подмотка эпоксидным компаундом накладывают на ступени брони и
на кабель под оболочки. Подмотка не должна доходить до края оболочки
горловину
на 10 мм. При наличии наружного поливинилхлоридного
шланга его обезжиривают, создают шероховатую
поверхность и смазывают клеем ПЭД-Б. Подмотка должна
заходить на шланг на 10-15 мм
На жилы кабеля подматывают с отрицательным
перекрытием ленту ПХВ для защиты изоляции от
Установка
повреждения. Жилы сводят вместе и надевают на разделку
корпуса
корпус муфты. Временно устанавливают изоляторы и
применяют жилы для их оконцевания, после чего
изоляторы снимают
На жилы надевают наконечники так, чтобы их
цилиндрическая часть полностью размещалась внутри
изолятора. Наконечники присоединяют опрессовкой,
сваркой или пайкой. Цилиндрическую часть наконечника
Оконцевание жил обезжиривают, зачищают и на нее и прилегающий участок
оголенной жилы длиной 20 - 30 мм накладывают
двухслойную подмотку лентой ЛЭТСАР ЛПм или
хлопчатобумажными лентами с промазкой каждого слоя
эпоксидным компаундом
На нижнюю часть изоляторов наносят эпоксидный
Установка
компаунд. При значительном зазоре между ними и
проходных
корпусом
муфты
выполняют
подмотку
из
изоляторов
хлопчатобумажной ленты с промазкой эпоксидным
компаундом
Место ввода кабеля в муфту уплотняют промазкой
пластилином. Муфту заливают эпоксидным компаундом
через средний изолятор до верхнего уровня боковых
Заливка муфты
изоляторов.
На
боковые
изоляторы
надевают
пластмассовые колпачки. Доливают компаунд через
средний изолятор и также надевают колпачок
Поверхность муфты покрывают в два слоя эмалью ГФ92ХС или ЭП-51 Муфту поднимают на конструкцию и
Окраска муфты
приболчивают провод заземления. Принимаются меры
Подъем муфты
предосторожности для предотвращения изломов в местах
сочленения муфты с кабелем
Рис. 4.25. Разделка конца кабеля для монтажа муфт наружной установки: 1 - наружный покров; 2 проволочный бандаж; 3 - броня; 4 - оболочка; 5 - поясная изоляция; 6 - бандаж из пропитанной
хлопчатобумажной пряжи; 7-изоляция жилы; 8 - ступень полупроводящей бумаги.
Рис. 4.26. Разводка и изгибание жил кабеля для эпоксидных муфт наружной установки.
Таблица 4.113. Выбор эпоксидных концевых муфт наружной установки.
Размеры разделки, мм
Сечение жил, мм2
Тип муфты
(рис. 4.20)
до 1 кВ
6-10 кВ
А
Ж
КНЭ1-I; 4КНЭ1-I
КНЭ1-II; 4КНЭ1-II
КНЭ10-I
КНЭ10-П
16-120
150-240
-
16-120
150-240
350
385
550
560
210
245
410
420
Рис. 4.27. Разделка конца кабеля с пластмассовой изоляцией для монтажа мачтовых муфт до 1 кВ с защитными
покровами или без них (а) и с броней под шлангом (б).
Таблица 4.114. Выбор мачтовых муфт для кабелей с пластмассовой изоляцией.
Размеры разделки, мм (рис.
Тип муфты
Конструкция кабеля
4.27)
А
О
Ж
К
3 ПКМЧ
85
200
10
С наружными покровами 345
или без них
4 ПКМЧ
360
100
200
20
3 ПКМЧ
200
160
10
С броней под шлангом
4 ПКМЧ
200
160
20
Таблица 4.115. Технология монтажа мачтовых муфт на кабелях с пластмассовой
изоляцией (рис. 4 27).
Операция
Технология
Разделка кабеля
Перед разделкой на конец кабеля надевают корпус
сальника с сальником и сдвигают вниз. Конец кабеля
на длине 1,5 м распрямляют и разделывают. Жилы
кабеля разводят и выгибают. Среднюю жилу
укорачивают на размер К. С концов жил снимают
изоляцию на длине 45 мм
Оконцевание
кабеля
Напаивают наконечники на жилы
Напаивают провод заземления к оболочке или броне
(при их наличии). Концы провода заземления
Заземление кабеля
оконцовывают наконечниками для присоединения к
корпусу муфты и опорной конструкции
Корпус муфты устанавливают на разделанный конец
Установка корпуса кабеля. Наконечники присоединяют к контактным
муфты
стержням. Сальник и его корпус поднимают к муфте и
приболчивают. Устанавливают крышку муфты
Корпус муфты перед заливкой подогревают до 50 С.
Муфту заливают низкомолекулярным полиэтиленом в
Заливка муфты
два-три приема по мере усадки состава и его
охлаждения. Закрывают заливочные отверстия
Подъем муфты
Муфту поднимают на конструкцию
Таблица 4.116. Выбор эпоксидных заделок.
Размеры
Размеры,
мм,
Сечение жил кабеля, мм2
корпуса
разделки
Тип заделки
заделки,
мм оболоч
1 кВ
6 кВ
10 кВ b
Н
D
пояска
ки
(рис. 4.28)
КВЭ-1
До 70/до 50
10-35 15 160 80 35
25
КВЭ-2
95/50
16-35 25 185 90 50
25
КВЭ-3
120-150/-
КВЭ-4
185/-
КВЭ-5
240/70-95
70-95
120150
185
КВЭ-6
-/120-185
240
50-70
25
190 100 50
25
95-120 25
195 110 50
25
150
185240
25
205 120 50
25
25
225 135 50
25
Примечание. В числителе приведены данные для трехжильных кабелей, в знаменателе - для четырехжильных.
Таблица 4.117. Технология монтажа эпоксидных заделок.
Операция
Технология
Длина разделки жил должна быть не менее 150 мм для
кабелей до 1 кВ, 250 мм для кабеля 6 кВ и 400 мм для
кабеля 10 кВ. При наличии неразъемной пластмассовой
формы ее опускают вниз по кабелю, предварительно
обернутому чистой тканью. Жилы кабеля после снятия
Разделка кабеля
расцветочных лент обезжиривают ацетоном или
бензином Б-70, после чего их подматывают с
отрицательным перекрытием лентой ПВХ для
предохранения изоляции от развертывания при
надевании трубок
Надевают трубки на жилы и опускают вниз к корешку.
Длина трубок должна быть такой, чтобы они заходили
Установка трубок
на цилиндрическую часть наконечника, а нижняя часть
заходила в заделку на 50 мм
Жилы
кабеля
оконцовывают
наконечниками.
Цилиндрическую часть наконечника, жилу под ним и
бумажную изоляцию на 20 мм обезжиривают и
Оконцевание жил и покрывают лаком КО-916. Зазор между изоляцией и
наложение
наконечником заполняют подмоткой из ленты ЛЭТСАР
выравнивающей
ЛПм. Поверх подмотки накладывают два слоя с заходом
подмотки
на наконечник и бумажную изоляцию на 20 мм.
Допускается выполнять выравнивающую подмотку из
хлопчатобумажной ленты с покрытием каждого слоя
эпоксидным компаундом
Термоусаживаемые
трубки
надевают
на
цилиндрическую часть наконечника и усаживают их
равномерным обогревом пламенем горелки, передвигая
от середины трубки вверх, а затем вниз. После
остывания трубок концы трубок на наконечниках
подрезают и уплотняют подмоткой из ленты ЛЭТСАР с
лаком КО-916. Нижнюю часть трубок смазывают клеем
ПЭД-Б. У найритовых, кремний-органических и
трехслойных трубок нижние концы срезают перед
Закрепление трубок
надеванием на жилы под углом 45°. У трехслойных
трубок снизу на длине 20 мм срезают верхний и средний
слои, оставшиеся внутренний и наружный слои
обрабатывают ножовочным полотном и смазывают
клеем ПЭД-Б. Обрабатывают ножовочным полотном
также найритовые и кремнийорганические трубки
снаружи в нижних частях трубок, а в верхней части изнутри. Трубки надвигают на наконечники и уплотняют
бандажом
Ступени брони и оболочки обезжиривают и покрывают
слоем лака КО-916. Поверх лака накладывают
Подготовка брони двухслойную подмотку из ленты ЛЭТСАР ЛПм или
и оболочки
хлопчатобумажных лент с промазкой эпоксидным
компаундом. Подмотка не должна доходить до поясной
изоляции на 10 мм
Установка формы
Пластмассовую форму надвигают на разделку и снаружи
в горловине подматывают из лент ПВХ. Крышку
надевают на форму. При использовании съемной формы
из металла или картона необходимо изнутри смазать их
техническим вазелином для облегчения снятия после
отверждения компаунда. Пластмассовую форму не
смазывают. Форму устанавливают на разделку и
закрепляют липкой лентой
Заливка
эпоксидным
компаундом
Форму заливают эпоксидным компаундом. Перед
заливкой проверяют расположение жил при выходе из
корпуса: расстояние от края заделки должно быть не
менее 6 - 7 мм, а между трубками-не менее 10 мм для
кабеля до 1 кВ, 15 мм - 6 кВ и 25 мм - 10 кВ
Снятие
формы
После отверждения компаунда снимают съемную форму
съемной
Рис. 4.28. Концевая заделка КВЭ для кабелей с бумажной изоляцией с применением съемной формы: 1 наконечник; 2 - подмотка из ленты; 3 - трубка; 4 - изоляция жилы; 5 - эпоксидный корпус; 6 - подмотка из
липкой поливинилхлоридной ленты; 7 - бандаж из пряжи; 8 - поясная изоляция; 9 - провод заземления; 10 проволочный бандаж; 11 - подмотка для ленты; 12 - наконечник провода заземления.
Рис. 4.29. Концевая заделка КВсл: а - общий вид заделки КВсл; 1 - наконечник; 2 - подмотка из
поливинилхлоридных лент; 3 - подмотка из лент ЛЭТСАР; 4 - бумажная изоляция жилы; 5 - центральный
уплотнительный конусный вкладыш; 6 - боковой уплотнительный конусный вкладыш; 7 -бандаж из ленты
ЛЭТСАР; 8 - крестообразная уплотнительная подмотка; 9 - герметизирующая подмотка; б - образование
конусного уплотнительного вкладыша: 1 - линия среза.
Монтаж концевых заделок внутренней установки из самосклеивающихся лент типа КВсл показан
на рис. 4.29.
Таблица 4.118. Выбор заделок типа КВсл.
Сечение жил кабеля, мм2 (рис, Размеры
уплотнительных
4.29, а)
конусов, мм (рис. 4.29, б)
Диаметр основания
Тип заделки
Высота конуса
1 кВ
6 кВ
10 кВ
конуса
центральн
бокового
ого
КВсл-1
6-95
10-70
16-50
30
10
6
КВсл-2
120-185 95-150
70-120
30
КВсл-3
240
185-240 150-240 30
Таблица 4.119. Технология монтажа заделок КВсл.
Операция
Технология
Разделка кабеля
12
15
8
10
Конец кабеля длиной 1,5 м распрямляют и
разделывают, длина жил в разделке должна быть не
менее 150 мм для 1 кВ, 250 мм для 6 кВ, 400 мм для 10
кВ; ширина оболочки 50 мм, поясной изоляции 25 мм
Заземление
разделки
Провод заземления припаивают к оболочке и броне
кабеля, а другой конец оконцовывают наконечником
для присоединения его к опорной конструкции
Оконцевание жил Оконцовывают жилы наконечниками Поверхности
Подмотка жил
оболочек, поясной изоляции, изоляции жил и
наконечников обезжиривают. На оболочку и
наконечник наносят тонкий слой лака КО-916.
Накладывают двухслойную подмотку лентой ЛЭТСАР
на жилы от поясной изоляции, до контактной части
наконечника. Ленту накладывают с 50%-ным
перекрытием и вытягивают до 70% первоначальной
ширины.
Между изоляцией
и
наконечником
выполняют выравнивающую подмотку
Наложение
В корешке разделки устанавливают уплотнительные
уплотнительных
центральный и боковые конусы из ленты ЛЭТСАР для
конусов
заполнения промежутков между жилами. Конусы
выматывают без натяжки до необходимого диаметра,
затем выдавливают на 30 мм и обрезают. На концы
накладывают слой лака КО-916 и вставляют в корешок
Наложение
Жилы с помешенными между ними конусами сжимают
бандажи-рующей в пучок и накладывают бандаж лентой ЛЭТСАР в 30
подмотки
мм от поясной изоляции. Бандажирующая подмотка
необходима для заполнения щелей в корешке заделки.
Лентой ЛЭТСАР выполняют виток вокруг одной жилы,
после чего переходят на другую, затем на следующую
и так подматывают до устранения щелей в корешке
Наложение
Трехслойную подмотку лентой ЛЭТСАР с 50%-ным
подмотки
на перекрытием накладывают на 30 мм участка жил,
корешок
сжатых в пучок, на ступени поясной изоляции,
оболочки и с заходом на 20 мм на наружные покровы
кабеля. В процессе намотки ленту вытягивают так,
чтобы ширина ее составляла 70% исходной
Подмотка из лент Однослойную
подмотку
из
липкой
ПВХ
поливинилхлоридной ленты с 50%-ным перекрытием
накладывают поверх ленты ЛЭТСАР на жилах в
корешке и по ступени оболочки
Заделки типа КВсл предназначены для оконцевания кабелей с бумажной изоляцией на напряжение
до 10 кВ внутри сухих помещений при разностях уровней между высшей и низшей точками
кабеля на трассе до 10 м. Данные для выбора заделок и технология выполнения приведены в табл.
4.118 и 4.119.
Концевая заделка КВС (свинцовая перчатка) показана на рис. 4.30, а в табл. 4.120 - 4.122
приведены данные для ее выбора и технология монтажа. Концевые заделки типа КВС применяют
для кабелей с бумажной изоляцией до 10 кВ внутри помещений и в наружных установках при
условии защиты заделки от попадания атмосферных осадков.
Рис. 4.30. Концевая заделка КВС:
1 - броня кабеля; 2 - бандаж из стальной проволоки; 3-оболочка кабеля; 4 — провод заземления; 5
— место пайки перчатки к оболочке; 6 — поясная изоляция кабеля; 7 — ниточный бандаж; 8 —
свинцовая перчатка; 9 — заливочный состав; 10 — жила в заводской-изоляции с однослойной
подмоткой из ленты; 11 — однослойная подмотка из ленты; 12 — подмотка внутри пальцев и на
выходе из них; 13 — уплотнительно-выравнивающая подмотка; 14 — поверхностная подмотка на
жилах; 15 — бандаж из крученого шпагата; 16 — жила в заводской изоляции; 17 —
выравнивающая подмотка; 18 — оголенный участок жилы; 19 — кабельный наконечник
Таблица 4.120. Выбор свинцовых перчаток КВС
Тип
Сечение жил кабеля, мм2
Размеры разделки, мм (рис. 4.30)
перчатки
1 кВ
6 кВ
10 кВ
оболоч пояска D
Я
к
ки
КВС-1
До 16
10-25
50
15
20
5
15
КВС-2
25-35
35-50
6
65
20
20
5
20
КВС-3
50-70
70-95
25
70
25
30
10
25
КВС-4
95-120
120-150
35-50
80
25
40
10
30
КВС-5
150-240
185-240
70-120
80
25
50
10
30
КВС-6
150-240
80
25
50
10
30
Таблица 4.121. Выбор исполнения заделки КВС и число слоев ленты в подмотке
Напр Толщина
Исполнение заделки при разности уровней, м
Число слоев ленты при сечени
яжен подмотки
жилы, мм2
ие
кабе
ля,
кВ
2
3-4 5 6 7-8 9-10
11-15
16-20
До 6 10 16-70 95-185 240
1
Нормальная I
II II 2
2
2
3
4
Усиленная I
I
II II II II
4
4
4
6
8
6
Нормальная I
I
II II II 2
2
3
3
Усиленная I
I
I I
II II
II
4
4
6
6
10
Нормальная I
I
II II II 2
2
2
Усиленная I
I
I I
I
II
II
II
4
4
4
Таблица 4.122. Технология монтажа свинцовых перчаток
Операция
Технология
Разделка
кабеля Производят
разделку
кабеля
Подмотку
из
Изолирование жил
Операция
Установка перчатки
Заливка перчатки
Оконцевание кабеля
Наложение
уплотнительновыравнивающей
подмотки
Наложение
поверхностной
подмотки
Наложение бандажей
Покрытие лаком
лакотканевой ленты (нарезанной по диагонали) с 50
%-ным перекрытием накладывают на каждую жилу,
начиная от поясной изоляции и с заходом на
оголенный участок жилы на 5 мм и закрепляют
бандажом из ниток. Поверхность подмотки покрывают
лаком. Накладывают поверх подмотки еще один слой
подмотки на кабель до 1 кВ, два слоя — 6 кВ и три
слоя — 10 кВ, начиная от корешка, и на участки жил,
которые будут проходить через пальцы перчатки.
Подмотка должна выступать из пальцев не менее чем
на 15 мм для 1 кВ, 20 мм для 6 кВ и 30 мм для 10 кВ.
Каждый последующий слой покрыт
Технология
Свинцовую перчатку с предварительно суженной
нижней частью и прорубленным сбоку отверстием
надевают на разделку и припаивают к оболочке Места
выхода жил из пальцев временно уплотняют
подмоткой из любых лент. Кабель с перчаткой
переводят в горизонтальное положение и заливают
составом МБМ или КФМ. Перчатку перед заливкой
прогревают до 50 °С. Запаивают заливочное отверстие
и удаляют временную подмотку. При невозможности
перевода кабеля с перчаткой в горизонтальное
положение заливку производят через пальцы
Производят оконцевание жил кабеля наконечниками
На
жилах
под
наконечниками
выполняют
выравнивающую подмотку из ленты ПВХ, в местах
выхода жил из пальцев и входа жил в наконечники —
из лакотканевой ленты. Длина конусной подмотки 15
мм для сечения жил 16 мм2, 20 мм для 25 мм2, 25 мм
для 35 — 50 мм2, 30 мм для 70 мм2, 35 мм для 95 мм2,
40 мм для 120 мм2, 45 мм для 150 мм2, 50 мм для 185
мм2, 55 мм для 240 мм2 Поверхностную подмотку из
ПВХ или лакотканевой ленты накладывают на жилы с
заходом на 2/3 длины пальцев и 2/3 длины
цилиндрической части наконечников. Число слоев
лент зависит от типа подмотки. Каждый последующий
слой должен перекрывать предыдущий на 5 мм.
Каждый слой лакотканевой ленты покрывается лаком
Бандажи из шпагата накладывают в местах выхода
жил из пальцев и ввода их в наконечники, они должны
заходить за поверхностные подмотки жил Наружную
поверхность подмоток жил покрывают тремя слоями
лака для лакотканевых лент, а затем тремя слоями
битумного лака БТ-99
Длина разделанных жил должна быть не менее 150 мм для 1 кВ, 250 мм для 6 кВ и 400 мм для 10
кВ. Заделки типа КВС могут быть следующих исполнений: I - с подмоткой из липкой ленты ПВХ,
II — с подмоткой из лакоткани ЛХМ-105 толщиной 0,2 мм.
Монтаж стальных воронок приведен на рис. 4.31, а данные для выбора воронок, фарфоровых
втулок и пластин и технология монтажа приведены в табл. 4.123 — 4.126,
Заделки типа КВБ предназначены для кабелей с бумажной изоляцией до 10 кВ в сухих и влажных
помещениях и бывают следующих исполнений: КВБо — с воронками овальной формы с
крышками или без крышек, но с применением фарфоровых распорных пластин; КВБк — с
воронками круглой формы; КВБм — с овальными малогабаритными воронками без крышек и без
фарфоровых втулок и пластин на напряжение только до 1 кВ сечением до 3 х 120 мм2.
Технология выполнения концевых заделок внутренней установки ПКВ для кабелей
с пластмассовой изоляцией до 1 кВ приведена в табл. 4.127.
Концевые заделки типа ПКВ применяются для оконцевания кабелей с пластмассовой изоляцией
до 1 кВ только в сухих помещениях. В сырых помещениях следует применять заделки типа ПКВЭ.
Электрические испытания и определение мест повреждения кабельных линий. Кабельные линии
должны подвергаться профилактическим испытаниям [4.1, 4.5]. Внеочередные испытания
проводятся на кабельных линиях выше 1 кВ после окончания земляных работ на трассе. Данные
для испытания кабелей приведены в табл. 4.128.
Сроки профилактических испытаний кабельных линий приведены в табл. 4.129.
Повреждения кабельных линий делятся на следующие виды: замыкание одной фазы на землю;
замыкание двух или трех фаз на землю либо между собой; обрыв фаз (с замыканием или без
замыкания); заплывающий пробой; комбинации указанных выше
повреждений
Рис. 4.31. Концевая заделка КВБо в стальных воронках:
а — заделка с крышкой: l —воронка из кровельной стали; 2 — крышка воронки: 3 — фарфоровые
втулки: 4 — заливочное отверстие; 5 — болт и гайка; б — наконечник провода заземления; 7 —
нижний полухомутик; 8 —верхний полухомутик: 9 — провод заземления; 10 — скоба заземления;
11 — жилы кабеля с подмоткой лент; 12 — смоляная лента; б — заделка без крышки; но с
фарфоровой пластиной: l — фарфоровая втулка; 2 — поясная изоляция; 3 — оболочка; 4 —
проволочный бандаж; 5 — подмотка под втулки; 6 — хомут; 7 — провод заземления; 8 —
подмотка смоляной ленты; 9 — место заливки составом; 10 — уровень заливки составом: 11 —
фарфоровая пластина; в — фарфоровая втулка КВ для концевой заделки КВБ; г - фарфоровые
распорные пластины для концевых заделок
Таблица 4.123. Выбор стальных воронок и разделка кабеля
Тип
Сечение жил. мм2
Размеры воронки, мм (рис. 4.31, а, б)
заделки
1 кВ
6 кВ
10 кВ
А
Б
С
Н
d
Л
КВБо-1
КВБо-2
КВБо-3
КВБо-4
КВБо-5
150-185
240
10-16
25-50
70-120
150-185
240
16
25-50
70-120
150-185
158
180
212
244
264
96
112
130
148
162
45
50
60
65
70
215
250
300
340
370
40
45
50
60
65
45
50
60
75
80
Ра
ра
об
чк
35
35
35
35
35
КВБо-6
КВБк-1
КВБк-2
КВБк-3
КВБк-4
КВБк-5
КВБк-6
КВБм-1
КВБм-2
КВБм-3
КВБм-4
150-185
240
до 16/до 10
25-35/16-25
50-70/35-50
95-120/70-95
10-16
25-50
70-120
150-185
240
-
240
16
25-50
70-120
150-185
240
-
282
118
131
152
174
189
202
85
100
110
184
172
50
60
67
82
75
45
50
60
65
70
75
25/20
28/25
32/28
38/34
395
190
210
250
280
305
324
130
150
170
200
70
40
45
50
60
65
70
30
35
45
55
90
45
50
60
75
80
90
30
35
50
55
Примечание. В числителе приведены данные для трехжильных кабелей, в знаменателе — для четырехжильных кабелей.
Трассы кабельных линий, отключившихся аварийно, осматриваются персоналом, определяется
характер повреждения мегаомметром или с помощью испытательной установки. После этого
выполняется предварительное измерение расстояния до места повреждения относительными
методами. Уточняется местонахождение повреждения кабеля абсолютными методами. Методы
определения мест повреждения кабельных линий приведены в табл. 4.130.
Таблица 4.124. Фарфоровые втулки для заделок КВБо и КВБк кабеля 10 кВ
Тип
Сечение Размеры
жил.
втулки d,
мм2
мм
(рис.
4.31, в)
КВ 10-I
16
20
КВ 10-II
25-50
25
КВ 10-III 70-120
30
КВ 10-IV 150-185
33
КВ 10-V
240
38
Таблица 4.125. Фарфоровые пластины для заделок КВБо без крышек
Тип пластины
Сечение жил, мм2
Размеры пластин, мм
(рис. 4.31,г)
6 кВ
10 кВ
В А d
Толщина
РБ-125
До 50
125 41 43 21 10
РБ-130
16
130 42 44 22 12
РБ-140
140 42 49 22 12
РБ-165
70-120
25-50
165 60 52 26 10
РБ-170
150-185
70-120
170 60 55 28 12
РБ-185
240
150-185
185 61 62 31 12
РБ-195
240
195 63 65 33 12
Таблица 4.126. Технология монтажа стальных воронок
Операция
Технолог ни
Разделка
Перед разделкой надевают стальную воронку и
спускают по кабелю.
Прошпарка
Производят разделку кабеля Разделку кабелей 6 — 10
разделки
кВ прошпаривают массой МП
Изолирование жил Для защиты бумажной изоляции от увлажнения на нее
Напайка заземления накладываются 3 — 4 слоя ленты ПВХ или
лакотканевой ленты от участка, расположенного па 50
мм ниже фарфоровых втулок, с заходом на
неизолированную часть жилы. Лента накладывается с
50%-ным перекрытием и промазкой каждого слоя ленты
соответствующими лаками
35
35
35
35
35
35
35
25
25
25
25
Установка воронки Провод заземления припаивают к оболочке и броне
кабеля. Длина проводника должна учитывать
необходимость заземления корпуса воронки и
подсоединения к кабельной скобе 1 На кабель под
горловину воронки подматывают смоляную ленту. |
Воронку устанавливают на подмотку. снаружи
выполняют подмотку из смоляной ленты и укрепляют
кабельной скобой. Провод заземления заводят под болт
хомутика, после чего подсоединяют к кабельной скобе.
При наличии трансформатора сигнализации замыкания
на землю провод заземления после подсоединения к
болту хомутика заделки пропускают через тело
трансформа-юра, а затем подсоединяют к заземленной
кабельной скобе. На всем протяжении провод до выхода
из трансформатора изолируют
Установка пластин Устанавливают распорную пластину или крышку на
и втулок
воронку. Под втулки на жилы, подматывают бумажный
ролик или ленты бумажной изоляции для обеспечения
плотной посадки втулок. Втулки располагают от
распорных пластин на расстоянии 10 — 15 мм.
Ребристая поверхность втулок должна выступать над
краем воронки
Оконцевание жил
Оконцевание жил наконечниками выполняют по
принятому способу. Под наконечниками накладывают
выравнивающую подмотку
Заливка воронки
Воронку заливают в три приема: сначала — до
распорной пластины, затем по мере усадки - в воронку
и во втулки
Таблица 4.127 Технология монтажа заделок ПКВ
Технология
Производят разделку кабеля. Длина жил должна быть
принята с учетом местных условий.
Оконцевание жил
Производят
оконцевание
жил
по
принятой
технологии
Изолирование жил
Для защиты полиэтиленовой изоляции на жилах от
воздействия света на нее подматывают в два слоя
поливинилхлоридную ленту (самосклеивающуюся
ленту) или надевают поливинилхлоридные трубки.
Зашита корешка
На корешок подматывают аналогичные ленты в дватри слоя
Заливка компаундом В сырых помещениях корешок заделки заливают
эпоксидным
компаундом.
Ступень
оболочки,
изоляцию жил в корешке до уровня заливки (т. е. на
150 мм) обрабатывают напильником, обезжиривают и
накладывают клей ПЭД-Б. Так же обрабатывают
подмотку из лент и трубки. На участке брони длиной
50 мм накладывают подмотку из двух слоев
самосклеивающейся ленты. Устанавливают съемную
форму на подмотку на расстоянии 25 мм от края.
Операция
Разделка кабеля
Диаметр в верхней части должен быть 35 мм для
кабелей сечением до 120 мм2 и 45 мм для 150-240
мм2. Жилы от края корпуса должны быть на
расстоянии 5 мм. Форму заливают эпоксидным
компаундом и снимают после отверждения компаунда
Таблица 4.128. Испытание кабелей повышенным выпрямленным напряжением
Вид испытаний
Значения
испытательного Продолжи
напряжения, кВ, для силовых тельность
кабельных линий на напряжение, испытани
кВ
я, мин
Кабели с бумажной Кабели
с
изоляцией
пластмассово
й изоляцией
до 1
6
10
0.66 1
Приемо-сдаточные
6
36
60
3,5* 5*
10
При капитальном ремонте 2.5
36-45 60
2,5*
5
Межремонтные
36-45 60
5
* Является обязательным для кабелей электрических станций, подстанций и РУ. Для остальных кабелей допускается замена проверкой мегаомметром на напряжение 2,5 кВ.
Таблица 4.129. Сроки профилактических испытаний силовых кабельных линий
Характеристика кабельной линии
Сроки испытания
1. Кабельная линия с большой вероятностью Несколько раз в год
механических и коррозионных повреждений, на
трассах которых (или вблизи них) проводились или
проводятся строительные, ремонтные работы; линии с
дефектными кабельными муфтами и заводскими
дефектами; линии, на которых систематически
происходят аварийные пробою изоляции
2.Кабельные линии. у которых показатели по п. 1 1 раз в год
выражены слабо, но на которых периодически
происходят пробои кабелей, преимущественно при
испытаниях
3. Кабельные линии, у которых показатели по п. 1 1 раз в 2 — 3 года
отсутствуют и на которых в течение 5 лет не
наблюдались пробои кабелей в рабочем режиме или
при профилактических испытаниях
4. Кабельные линии закрытых трасс
1 раз в 3 года
Таблица 4.130. Методы определения мест повреждения кабельных линий
Характер
повреждения
Метод
Порядок
определения
повреждения
места
Однофазное
замыкание
землю
Импульсный
Определяют расстояние до места
на
повреждения при малом переходном
сопротивлении (до 150 Ом)
Акустический
Уточняют место повреждения на
трассе после
Индукционный Применяют,
если
при
прожиге
повреждение переходит в двухфазное
КЗ
Колебательный При
переходном
сопротивлении
разряд
(свыше 150 Ом) проводят дожиг с
последующим
разрушением
переходного мостика
Акустический
Уточняют место повреждения на
трассе после прожига
Индукционный Применяется, если при прожиге
повреждение переходит в двухфазное
КЗ
Двухфазное или Импульсный
Определяют расстояние до места
трехфазное КЗ
повреждения
Растяжка
Индукционный Уточняют
на
трассе
место
повреждения
Кабельный мост Применяют на кабелях малой длины
Импульсный
Определяют расстояние до места
повреждения. Проводят испытание
повышенным напряжением до пробоя с
последующим дожитом
Явное
механическое
повреждение
Акустический
или
индукционный
Емкостный мост
Индукционный
Уточняют места повреждения
Применяют на кабелях малой длины
(до
300
м)
Уточняют
место
повреждения с помощью накладной
рамки на вскрытом кабеле
4.6. РЕМОНТ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ 35-750
КАСАНИЕМ ЭЛЕМЕНТОВ, НАХОДЯЩИХСЯ ПОД НАПРЯЖЕНИЕМ
кВ
С
Основные положения. В настоящее время работа под напряжением на воздушных линиях
электропередачи является одним из важнейших вопросов развития энергетики в СССР. Внедрение
методов ремонта линий, электропередачи под напряжением обеспечивает решение целого ряда
проблем бесперебойного снабжения потребителей энергии. поддержания оптимальных режимов
работы энергосистем, повышения надёжности работы линий за счет своевременного устранения
обнаруженных дефектов
Определения, схема производства работ и область применения. Работами под напряжением на
токоведущих частях являются все виды работ персонала по обслуживанию воздушных линий
электропередачи (ВЛ), при которых в связи с производственной необходимостью электромонтер,
изолированный от земли, касается руками или посредством инструментов и приспособлений
частей ВЛ, находящихся под напряжением, или ври которых имеет место приближение человека к
токоведущим частям, находящимся под напряжением, на расстояния менее допустимых ПТБ
[4.23], а также работы, выполняемые электромонтёрами, которые находятся на потенциале земли и
касаются токоведущих
частей ВЛ, находящихся под напряжением, изолирующими приспособлениями. Все члены
бригады, участвующие в выполнении работ, включая электромонтёров, работающих на опоре и на
земле с изолирующими канатами, считаются выполняющими работы под напряжением.
В настоящее время работы под напряжением на ВЛ 35-750 кВ производят по следующим схемам:
«провод - человек - изоляция - земля» - для лиц находящихся на потенциале провода, т.е.
непосредственно касающихся провода и других элементов ВЛ, находящихся под напряжением и
изолированных от земли,
«провод — изоляция — человек — земля» — для лиц, находящихся на потенциале земли и
изолированных от элементов ВЛ, находящихся под напряжением.
Ниже изложены методы работ при замене дефектных элементов изолирующих подвесок, осмотре
и ремонте проводов, проводимых на действующих линиях электропередачи 35 — 750 кВ,
находящихся под напряжением, с применением изолирующих устройств и индивидуальных
экранирующих комплектов, обеспечивающих безопасность электромонтера при непосредственном
касании элементов линии, находящихся под напряжением. К изолирующим устройствам
относятся: телескопические вышки с изолирующим звеном, изолирующие площадки,
изолирующие лестницы различной конструкции и линейные полимерные изоляторы. Для
выполнения отдельных операций применяют также ряд изолирующих приспособлений —
изолирующие тяги, изолирующие канаты и др.
Основные требования безопасности производства работ. Работы под напряжением должны
производиться в соответствии с ПТБ.
Перед прикосновением электромонтера к проводу его экранирующему комплекту (рабочей
металлической площадке) должен быть сообщен потенциал провода, для чего проводник,
предварительно присоединенный к экранирующему комплекту или к рабочей площадке,
накладывается изолирующей штангой на провод.
Расстояние от электромонтера с инструментом, работающего под потенциалом провода, до
заземленных частей должно быть не менее указанных в ПТБ [4.23].
При работах с телескопической вышки (гидроподъемника) с изолирующим звеном или с
изолирующей лестницы расстояние по изоляции, т е. от рабочей площадки до стального каната
выдвижения (на лестнице) или до верхнего металлического звена телескопической части вышки
(гидроподъемника), должно быть не менее 1 м на линиях 35 кВ, 2 м на линиях ПО кВ и 3 м на
линиях 220 кВ. [4.24].
При работах с изолирующей площадки расстояние по изоляции от рабочего места до крепежной
части и до конца укосов должно быть не менее 1 м на линиях 35 кВ, 1,5 м на линиях ПО кВ и 2,5 м
на линиях 220 кВ [4.24].
Перед началом работ на изолирующих подвесках необходимо проверить исправность подвесных
изоляторов и наличие всех шплинтов и замков в арматуре. Наличие шплинтов и замков в арматуре
проверяется с земли (с помощью бинокля), с телескопической вышки (гидроподъемника) или с
опоры. При наличии выпускающих зажимов следует заклинить их на опоре, на которой
производится работа, и на соседних опорах, если это требуется по рельефу трассы.
Работы на изолирующей подвеске по ее
перецепке, замене отдельных изоляторов, арматуры, проводимые электромонтерами,
находящимися на изолирующих устройствах или траверсах, разрешаются при условии, если число
исправных изоляторов в гирлянде или между приспособлением для отцепки и проводом будет не
менее указанных ниже:
Напряжение ВЛ,
кВ
35 ПО 220 330 500 750
Число изоляторов, шт. . . .2* 4 10 12 15 20
* На линиях 35 кВ при двух изоляторах в гирлянде работы под напряжением разрешается проводить при наличии одного исправного изолятора, но лишь в том случае, если
дефектным является первый от провода изолятор.
Не разрешается производить работы под напряжением с переходом электромонтера на провод в
пролете ВЛ, ограниченном опорами с дефектными элементами в одно-цепной изолирующей
подвеске. На промежуточных опорах, ограничивающих пролет, где ведутся работы, до выхода на
провод необходимо производить осмотр (с телескопической вышки или с опоры) состояния
элементов изолирующей подвески. В случае обнаружения дефектов перед началом производства
работ электромонтером на проводе в пролете ВЛ необходимо произвести замену дефектных
элементов изолирующей подвески.
При перецепке гирлянд, выполняемой с траверсы, разрешается прикасаться на ВЛ 35 кВ к шапке
первого изолятора при двух исправных изоляторах в гирлянде, а на ВЛ 110 кВ и выше — к
шапкам первого и второго изоляторов (считая от траверсы). При этом электромонтер,
находящийся на траверсе, должен предварительно перенести потенциал траверсы на
соответствующий изолятор с помощью штанги-шунта для выравнивания потенциала.
При работе с изолирующего устройства, находящегося под потенциалом провода, при соединении
элементов ремонтируемой фазы, имеющих разный потенциал (например, при присоединении
гирлянды изоляторов к проводу), или подъеме различных металлических приспособлений,
имеющих «плавающий» потенциал, электромонтер, находящийся на изолирующем устройстве,
должен перенести на эти приспособления (элементы ремонтируемой фазы) потенциал провода с
помощью штанги-шунта.
Запрещается приближаться к изолированному от опоры грозозащитному тросу на расстояние
менее 1 м. При использовании троса в схеме плавки гололеда допустимое
расстояние приближения к тросу должно определяться в зависимости от напряжения плавки.
Условия производства работ. Проведение работ под напряжением на ВЛ 35 — 750 кВ разрешается
предприятиям электрических сетей, которые оснащены необходимыми приспособлениями и
инструментом, имеют подготовленных и допущенных к работам под напряжением
электромонтеров и ИТР, обеспечены инструкциями по проведению работ под напряжением,
технологическими картами, паспортами (протоколами испытаний) приспособлений.
Работы под напряжением разрешается производить при следующих атмосферных условиях:
температура воздуха — не ниже -20°С и не выше +40 °С; скорость ветра -не более 10 м/с (скорость
ветра измеряется анемометром на стойке опоры на уровне подвеса проводов); относительная
влажность воздуха — не более 90% (влажность воздуха измеряется гигрометром на месте
производства работ).
Запрещается проводить работу при осадках в виде дождя и снега, тумане и инее, при образовании
гололеда на опорах и проводах, при приближении грозы. При возникновении таких погодных
условий работы должны быть прекращены, люди удалены от токоведущих частей и должны быть
приняты все меры, для того чтобы устройства, приспособления и инструменты были сняты с
опоры и уложены в месте хранения при транспортировке.
Работы под напряжением проводятся по согласованию с диспетчерскими службами,
осуществляющими управление данной ВЛ. В продолжение всего периода производства работ под
напряжением должна быть обеспечена устойчивая связь руководителя работ с диспетчерской
службой.
На время производства работ под напряжением:
 при работе в пролете пересечения с ВЛ другого напряжения последнюю при
необходимости отключают и заземляют;
 при автоматическом отключении ремонтируемой ВЛ запрещается повторное ручное
включение ее без согласования с руководителем работ под напряжением;
 в случае автоматического отключения ремонтируемой ВЛ из-за допущенной ошибки при
производстве ремонта под напряжением работа должна быть прекращена, руководитель
работ должен доложить диспетчеру о причине отключения ВЛ и о возможности ее
включения;
 в случае необходимости по команде руководителя работ диспетчер должен срочно
отключить ремонтируемую ВЛ.
Требования к персоналу, выполняющему работы под напряжением. К работам под напряжением
на ВЛ 35 — 750 кВ допускаются лица:
 прошедшие медицинский осмотр в соответствии с приказом Минздрава СССР № 700 от
19.VI.84 г.;
 имеющие практический стаж работы на линиях электропередачи не менее трех лет (лица,
принимающие участие в работе только на земле — не менее одного года);
 прошедшие проверку знаний Правил техники безопасности при эксплуатации
электроустановок в объеме, соответствующем группе ПТБ;
 прошедшие теоретическое и практическое обучение методам производства работ под
напряжением и допущенные к их проведению.
К работам под напряжением не допускаются лица, не достигшие восемнадцатилетнего возраста.
Лица, допущенные к производству работ под напряжением, должны проходить ежегодную
проверку знаний ПТБ, соответствующих инструкций и технологических карт.
Организационные мероприятия по обеспечению безопасности работ. Работы под напряжением
производятся по наряду-допуску (наряду). Лицами, ответственными за безопасность проведения
работ под напряжением, являются: выдающий наряд; диспетчер, осуществляющий управление
данной ВЛ; допускающий к работе; руководитель работ; производитель работ; члены бригады.
Выдающий наряд назначает руководителя и производителя работ и членов бригады, определяет
место, содержание, время производства работ и меры по подготовке рабочего места,
обеспечивающие их безопасность. Право выдачи наряда предоставляется административнотехническому персоналу предприятий электрических сетей в лице главного инженера, заместителя
главного инженера, начальника службы линий, прошедших обучение организации и проведению
работ под напряжением.
Диспетчер дает команду на запрет повторного ручного включения выключателей ВЛ при их
автоматическом отключении, при необходимости отключает пересекающиеся с ремонтируемой
ВЛ линии другого напряжения, при необходимости по команде руководителя работ срочно
отключает ремонтируемую ВЛ.
Руководитель работ совмещает обязанности допускающего и производит непрерывное
наблюдение и руководство работами. Руководитель работ отвечает за: правильность подготовки
рабочего места, инструктаж при допуске бригады, достаточность и правильность выполнения
необходимых мер безопасности, их соответствие характеру и месту работы. Руководителем работ
могут назначаться лица инженерно-технического персонала с V квалификационной группой:
начальник службы линий или его заместитель, старший мастер, мастер службы линий, прошедшие
обучение и допущенные к работам под напряжением.
Перед началом работы и после перерыва в работе руководитель работ должен ознакомить бригаду
с выполняемой работой, этапами и приемами работы, применяемой технологией, инструментами и
приспособлениями, мерами безопасности, определить для каждого члена бригады личную задачу в
процессе выполнения работ. В бригаде должно быть не менее 2 чел., готовых к работе на
токоведущих частях ВЛ. Руководитель работ должен путем опроса убедиться, что каждый член
бригады понял поставленную задачу, готов ее выполнять, физическое и психологическое
состояние членов бригады не препятствует проведению работ под напряжением. В случае
возникновения непредвиденных трудностей, из-за которых изменяется план проведения работ,
руководитель работ обязан прекратить работу. Перед подъемом электромонтера на опору
руководитель работ проверяет правильность соединения всех элементов экранирующего
комплекта.
Производителем работ является один из членов бригады. Он отвечает за правильность выполнения
необходимых для производства работы мер безопасности, исправность инструмента и
приспособлений, применение правильных и безопасных методов работы. Производитель работ
должен иметь квалификационную группу не ниже IV, пройти обучение методам работ под
напряжением и быть допущен к работам на опоре и на токоведущих частях (на потенциале
провода).
Члены бригады, выполняющие работы на токоведущих частях ВЛ и на металлоконструкциях
опоры, должны иметь квалификационную группу не ниже IV, а остальные члены бригады — не
ниже III.
К выполнению подготовительных работ без подъема на опору или на изолирующее устройство
могут привлекаться также лица II квалификационной группы по ПТБ.
Список лиц, имеющих право выполнять
работы под напряжением, устанавливается распоряжением по предприятию электрических сетей.
В нем указываются: лица, выдающие наряд, руководители работ, производители работ,
работающие на токоведущих частях (верховые электромонтеры), работающие на опоре (верховые
электромонтеры), работающие на земле (низовые электромонтеры), ответственные за
эксплуатацию и хранение технических средств для работ под напряжением.
Метод ремонта под напряжением ВЛ 750 кВ (технология ВНР). На ВЛ 750 кВ под напряжением
выполняют следующие вилы работ:
замена отдельных изоляторов в поддерживающих изолирующих подвесках проводов ;
замена и ремонт сцепной арматуры и поддерживающих зажимов в поддерживающих
изолирующих подвесках проводов:
ревизия провода в «лодочках» поддерживающих зажимов поддерживающих изолирующих
подвесок:
 замена и ремонт дистанционных распорок расщепленных фаз;
 ремонт проводов в пролете;
 снятие набросов с проводов.
Основные положения по технологии производства работ. Доставка электромонтера от опоры к
проводу (рис 4.32) производится с помощью подвесного монтёрского стула, по подвешиваемого
на полимерном изоляторе, и изолирующих (полипропиленовых) канатов; при этом верхний конец
изолятора шарнир но крепится к металлоконструкциям траверсы опоры ВЛ.
При работе по замене элементов поддерживающей изолирующей подвески, в том числе
дефектных изоляторов в поддерживающей гирлянде (начиная со второго изолятора, считая от
траверсы и ниже), последовательность операций следующая.
Два электромонтёра поднимаются по стойке опоры на траверсу, устанавливают блок с
бесконечным канатом. С помощью бесконечного каната на траверсу поднимают и закрепляют при
помощи захватов или болтов необходимые приспособления, включая длинностержневой изолятор
с гладкой поверхностью, снабжённый узлами крепления; полимерный изолятор с цепьюудлиннителем на верхнем конце и подвесным монтёрским стулом, укреплённым на нижнем конце;
лебедку с ручным приводом и изолирующим ремнем; домкрат.
Для проверки работоспособности изолирующих приспособлений, предназначенных для доставки
электромонтера на провод.
перед началом работ к проводу подводится подвесной монтерский стул без электромонтера и
выдерживается у провода в течение 1 мин.
С помощью изолирующих канатов подвесной монтерский стул подводится к стойке опоры, в нем
размещается электромонтер, одетый в экранирующий комплект, предназначенный для работы под
напряжением на токоведущих частях. До размещения электромонтер крепит строп своего
предохранительного пояса к подвесному монтерскому стулу. После размещения электромонтер
соединяет проводником свой экранирующий комплект с подвесным монтерским стулом.
С помощью изолирующих канатов подвесной монтерский стул подводят к проводу ВЛ. В момент,
когда расстояние между проводом и монтерским стулом составит 0,8—1 м, электромонтер
специальными штангами соединяет подвесной монтерский стул с проводом, находящимся под
напряжением, перенося при этом потенциал провода на свой экранирующий комплект. С
помощью специальной перемычки электромонтер закрепляет подвесной монтерский стул у
провода.
Электромонтер, находящийся у провода, и электромонтер, находящийся на траверсе, крепят
длинностержневой изолятор с гладкой поверхностью одним концом к поддерживающему зажиму
провода или с помощью специального захвата подхватывают провода расщепленной фазы, а
вторым концом крепят изолятор к домкрату, закрепленному на траверсе.
Электромонтер, находящийся на траверсе, с помощью домкрата освобождает изолирующую
подвеску от механической нагрузки. Верх гирлянды при помощи веревочной петли или
монтажной скобы изолирующей подвески крепят к изолирующему ремню лебедки с ручным
приводом, смонтированной на траверсе опоры.
Электромонтер, находящийся у провода, отсоединяет гирлянду изоляторов от поддерживающего
зажима и крепит к нижней части гирлянды изолирующий канат.
Электромонтеры, находящиеся на земле, с помощью изолирующих канатов отводят гирлянду
изоляторов от проводов на расстояние порядка 0,5 м в сторону стойки опоры, а электромонтера в
подвесном монтерском стуле отводят от провода, так чтобы полимерный изолятор, на котором
подвешен стул, занял вертикальное положение.
Гирлянду изоляторов отсоединяют от траверсы и с помощью лебедки с ручным приводом и
изолирующим ремнем опускают так, чтобы дефектный изолятор находился на уровне проводов.
Рис. 4.32. Схема производства работ и размещения устройств и приспособлений при работах под напряжением
на ВЛ 750 кВ: 1,5 — полимерный изолятор; 2 — подвесной монтерский стул; 3 — металлическая цепь; 4 —
захват для крепления к уголкам металлоконструкции опоры; 6 — гидравлический домкрат; 7 — лебедка с
ручным приводом и изолирующим ремнем; 8 — приспособление для подхвата проводов фазы (коромысло); 9,
10 — блоки с пластмассовыми роликами; 11 — изолирующий полипропиленовый канат: 12 — бесконечный
канат
Подвесной монтерский стул с электромонтером подводят к гирлянде. С помощью стяжного
устройства электромонтер, находящихся у провода, заменяет дефектный элемент гирлянды (рис.
4.33); при этом нижний захват устройства для замены должен устанавливаться на изолятор,
находящийся не выше уровня верхних проводов расщепленной фазы.
Подъем и установку отремонтированной гирлянды изоляторов производят в обратной
последовательности.
Рис. 4.33. Приспособление для замены дефектных изоляторов в поддерживающей изолирующей подвеске
(вайма)
Разрешается производить замену первого изолятора поддерживающей гирлянды, считая от
траверсы, без опускания гирлянды. При этом последовательность операций следующая. С
помощью подвесного монтерского стула, подвешенного на полимерном изоляторе, доставляют
электромонтера к проводу.
Замену первого изолятора, считая от траверсы, производят с использованием лебедки с
изолирующим ремнем и стропа, закрепляемого под тарелку второго изолятора. До момента
наложения стропа электромонтер, находящийся на траверсе, используя специальный трап, с
помощью штанги переносит на шапку третьего изолятора потенциал земли (траверсы).
При проведении работ на проводе в пролете ВЛ последовательность операций следующая.
Два электромонтера поднимаются по стойке опоры. Один из них устанавливает на траверсе блок с
бесконечным канатом, а другой устанавливает на стойке опоры на уровне подвески проводов
блок, с пластмассовым роликом. Бесконечным канатом на траверсу поднимают и закрепляют с
помощью захватов следующие приспособления: длинностержневой изолятор с гладкой
поверхностью с укрепленным на нижнем конце блоком с пластмассовым роликом и изолирующим
канатом, пропущенным через этот блок; полимерный изолятор с цепью-удлинителем на верхнем
конце и подвесным монтерским стулом, укрепленным на нижнем конце.
Электромонтера доставляют к проводу При помощи изолирующих канатов, блока и
длинностержневого стеклопластикового изолятора с гладкой поверхностью на провод
навешивают тележку для перемещения по проводам, в которую из подвесного монтерского стула
пересаживается электромонтер на время производства работ в пролете ВЛ (при работах в пролете
ВЛ строп монтерского предохранительного пояса крепится к тележке), при этом тележка
удерживается с помощью тормозного каната электромонтерами с земли. В пролете тележку
перемещают электромонтеры с земли с помощью двух изолирующих канатов.
Ремонт и замену распорок в пролете ВЛ, а также снятие набросов с провода производит
электромонтер, находящийся в тележке для перемещения по проводам. При необходимости в
тележку для перемещения по проводам при помощи изолирующего каната подаются с земли
необходимые устройства, приспособления, инструмент и элементы арматуры.
Ремонт провода и установка ремонтных муфт производятся с использованием ручного
гидравлического пресса.
Специальные требования обеспечения безопасности работ. Выполнение работ под напряжением
допускается при условии обеспечения в процессе работы расстояния промежутка провод —
стойка опоры не менее 6 м (при отклонении изолирующей подвески под действием ветра).
Максимальная скорость ветра, при которой допускается производить работу под напряжением (но
не более 10 м/с), должна быть указана в технологических картах на производство работ
применительно к конкретным типам опор ВЛ 750 кВ.
При подъеме и спуске различных приспособлений и инструментов с помощью изолирующего
полипропиленового каната минимальное расстояние от провода до изолирующего
полипропиленового каната должно быть не менее 1 м.
Бесконечный канат, выполненный из капрона или с примесью натурального волокна, может
применяться для подъема различных приспособлений и инструментов только при удалении от
токоведущих частей не менее чем на 5 м.
Рис. 4.34. Схема производства работ и размещения изолирующих средств и приспособлений при работах под
напряжением по ремонту и замене поддерживающих изолирующих подвесок ВЛ 330 кВ (по технологии ГДР):
1 — изолирующая подвесная лестница; 2 — блок с изолирующим роликом; 3 — изолирующий
(полипропиленовый) канат; 4 — изолирующий канат для перемещения лестницы
Метод ремонта под напряжением ВЛ 330 кВ (технология ГДР). На ВЛ 330 кВ под
напряжением выполняют следующие виды работ:
замену гирлянд изоляторов или отдельных изоляторов в поддерживающих гирляндах,
поддерживающих зажимов и сцепной арматуры на металлических и железобетонных опорах всех
типов ВЛ 330 кВ;
работы на проводе в промежуточных пролетах, в том числе замену дистанционных распорок
расщепленных проводов, установку бандажей, ремонтных муфт, гасителей вибрации, снятие
набросов с проводов.
Основные положения по технологии производства работ. Подъем электромонтера к проводу
производят с помощью жесткой изолирующей подвесной лестницы, укрепляемой на траверсе
опоры, и изолирующих (полипропиленовых) канатов (рис. 4.34).
Рис. 4.35. Схема подъема тележки для работ под напряжением на проводе в пролете ВЛ:
1, 2 — изолирующие подвесные лестницы; 3 — роликовое устройство для подъема тележки на провода; 4 —
изолирующий (полипропиленовый) канат; 5 — тележка для передвижения по проводам
При производстве ремонтных работ в пролете ВЛ 330 кВ используют тележку, которую
устанавливают на провода у поддерживающей гирлянды в непосредственной близости от
изолирующей лестницы (рис. 4.35). Для подъема тележки к проводам ВЛ применяют специальное
роликовое устройство, которое предварительно устанавливает на проводе электромонтер с
изолирующей лестницы. Тележку поднимают с земли с помощью изолирующего каната.
При
замене дефектных
изоляторов в поддерживающей
изолирующей
подвеске
последовательность операций следующая.
На земле на специальных стойках собирают изолирующую лестницу. На тетивы изолирующей
лестницы и на длинностержневой изолятор для восприятия веса провода (изолирующую тягу)
наносят гидрофобную кремнийорганическую смазку. К изолирующей лестнице крепятся
страховочный канат (изолирующий) с карабинами и изолирующий канат для перемещения
лестницы.
Один электромонтер поднимается по стойке опоры или с помощью телескопической вышки,
установленной у стойки опоры, на траверсу, закрепляет там два блока и пропускает через них
изолирующий канат с грузом на конце. С помощью изолирующего каната на траверсу поднимают
и закрепляют дополнительный блок для подъема и спуска гирлянды изоляторов, а затем стяжной
винт с вспомогательной траверсой. С помощью изолирующего каната на траверсу поднимают
изолирующую лестницу и закрепляют ее и страховочный канат за траверсу на расстоянии 1 м от
места крепления гирлянды. От раскачивания лестницы при подъеме ее удерживает электромонтер
на земле с помощью изолирующего каната.
Электромонтер, одетый в экранирующий комплект, предназначенный для работы под
напряжением на токоведущих частях, поднимается по стойке опоры или с помощью
телескопической вышки вдоль стойки опоры до нижнего уровня изолирующей лестницы.
Нижнюю часть изолирующей лестницы с помощью изолирующего каната подводят к стойке
опоры, и на нее переходит электромонтер в экранирующем комплекте. До перехода на
изолирующую лестницу электромонтер крепит строп своего предохранительного пояса к
страховочному канату на лестнице.
Электромонтеры, стоящие на земле, изолирующим канатом подводят изолирующую лестницу к
проводу и закрепляют ее в этом положении. Электромонтер, находящийся на изолирующей
лестнице, поднимается вверх, не доходя 1 м до уровня проводов, и закрепляется стропом
предохранительного пояса за изолирующую лестницу. Специальной штангой-шунтом
электромонтер переносит потенциал провода на экранирующий комплект, после чего поднимается
до уровня проводов и закрепляется стропом монтерского предохранительного пояса к тетивам
изолирующей лестницы. При наличии на ВЛ колец для выравнивания распределения потенциала
электромонтер демонтирует кольцо, развертывает его и застраховывает от возможного падения
карабином к проводу. С помощью изолирующего каната на траверсу поднимают и крепят к
стяжному винту изолирующую тягу.
Электромонтеру, находящемуся на изолирующей лестнице, с помощью изолирующего каната
подают приспособление для подхвата проводов фазы (коромысло), которое он соединяет с
изолирующей тягой и закрепляет на проводах фазы. Электромонтер, находящийся на траверсе, с
помощью стяжного винта освобождает изолирующую подвеску от механической нагрузки (веса
проводов). Электромонтер, находящийся на изолирующей лестнице, отсоединяет гирлянду
изоляторов от поддерживающего зажима. Электромонтер на траверсе набрасывает петлю
изолирующего каната под тарелку второго или третьего изолятора, считая от траверсы.
Гирлянду изоляторов отсоединяют от траверсы и с помощью электролебедки опускают до уровня
земли, где производят замену ее дефектных элементов. Подъем и установку отремонтированной
гирлянды изоляторов производят в обратной последовательности.
При работах на проводе в пролете ВЛ последовательность операций следующая.
В последовательности, указанной выше, к траверсе опоры подвешивают две изолирующие
лестницы, расположенные во взаимноперпендикулярных плоскостях.
Электромонтер, одетый в экранирующий комплект, предназначенный для работы под
напряжением на токоведущих частях, сначала переходит на изолирующую лестницу,
расположенную вдоль оси ВЛ, а затем на изолирующую лестницу, расположенную
перпендикулярно оси ВЛ. Вторую изолирующую лестницу оттягивают по направлению пролета, в
котором необходимо выполнять работы; по ней электромонтер поднимается до уровня проводов,
предварительно перенеся потенциал провода на экранирующий комплект, и переходит на провода
фазы, закрепившись за них стропом предохранительного монтерского пояса.
С помощью изолирующего каната на провода фазы поднимают и закрепляют роликовое
устройство с дополнительным изолирующим канатом. Электромонтеры, находящиеся на земле,
при помощи электролебедки и изолирующего каната поднимают тележку к проводу, где ее
устанавливает электромонтер, расположенный на проводах фазы.
Электромонтер с проводов переходит в тележку и закрепляется за нее стропом
предохранительного монтерского пояса. Тележку перемещают по проводам электромонтеры с
земли с помощью изолирующих канатов.
Электромонтер, находящийся в тележке, производит необходимые операции по замене и ремонту
дистанционных распорок, установке бандажей, ремонтных муфт, гасителей вибрации и снятию
набросов.
Метод Молдглавэнерго ремонта под напряжением ВЛ 330 кВ. По этому методу возможно
выполнение замены или ремонта дефектных элементов поддерживающих изолирующих подвесок
проводов и ревизии провода в поддерживающих зажимах.
Основные положения по технологии производства работ. Подъем электромонтера к проводу
производится по жесткой изолирующей лестнице, подвешиваемой на провод ремонтируемой фазы
(рис. 4.36). Для подъема с земли на изолирующую лестницу используется гибкий трап с
изолирующими (полипропиленовыми) тетивами и деревянными ступеньками.
При работе по замене дефектных элементов поддерживающих изолирующих подвесок проводов
последовательность операций следующая.
На земле на специальных стойках производится сборка изолирующей лестницы, состоящей из
отдельных
секций.
Тетивы
изолирующей
лестницы
покрывают
тонким
слоем
кремнийорганической смазки. С помощью телескопической вышки на высоте 8 — 9 м на стойке
опоры укрепляют блок с вспомогательным канатом.
Два электромонтера поднимаются по стойке опоры или с помощью телескопической вышки на
траверсу, закрепляют там два блока, пропускают через них изолирующий (полипропиленовый)
канат с грузом на конце. С помощью изолирующего каната на траверсу поднимают балки с
винтовыми домкратами и закрепляют над узлом крепления изолирующей подвески.
Изолирующим канатом на траверсу подают и закрепляют на ней съемно-передающее устройство,
состоящее из рельса и перемещающейся по нему каретки.
Электромонтер, находящийся на траверсе, закрепляет шарнирный захват каретки съемнопередающего механизма за шапку верхнего изолятора гирлянды. С помощью изолирующего
каната на траверсу поднимают два полимерных изолятора и крепят их к балке с винтовыми
домкратами и к проводам фазы с помощью специальных захватов. Электромонтер на траверсе с
помощью винтовых домкратов и полимерных изоляторов освобождает изолирующую подвеску от
проводов.
Изолирующим канатом на траверсу подают сдвоенный блок с канатом, рассчитанным на вес
гирлянды изоляторов, и закрепляют на шпренгеле траверсы на расстоянии 0,5 м от стойки опоры.
Изолирующую лестницу с помощью изолирующего каната поднимают в вертикальное положение,
после чего к нижней ее части крепят вспомогательный канат и гибкий трап. С помощью
изолирующего и вспомогательного канатов изолирующую лестницу навешивают на провод
расщепленной фазы, ближайший к стойке опоры.
Рис. 4.36. Схема размещения изолирующих средств и приспособлений, применяемых при работах под
напряжением по технологии
Молдглавэнерго:
1 — изолирующий (полипропиленовый) канат; 2 — капроновый канат для спуска и подъема гирлянды
изоляторов; 3 — сдвоенный блок; 4 — каретка; 5 — изолирующий стеклопластиковый рельс; 6 — балка с
винтовыми домкратами; 7 — полимерный изолятор; 8 — удлинительное звено; 9 — зацеп; 10 — изолирующая
(стеклопластиковая) подвесная лестница; 11 — гибкий изолирующий трап; 12 — вспомогательный
капроновый канат
Электромонтер, одетый в экранирующий комплект, предназначенный для работы под
напряжением на токоведущих частях, поднимается вверх по гибкому трапу, затем по
изолирующей лестнице, не доходя 1 м до уровня проводов, и закрепляется стропом
предохранительного пояса за изолирующую лестницу. Специальной штангой-шунтом
электромонтер переносит потенциал провода на экранирующий комплект, после чего поднимается
и переходит в рабочую корзину. Отцепляет изолирующую подвеску от поддерживающего зажима.
Рис. 4.37. Схема производства работ и размещения изолирующих средств и приспособлений, применяемых при
работах под напряжением по технологии энергосистем Минэнерго УССР:
1 — лебедка с ручным приводом; 2 — трос устройства ПВУ-2; 3 — предохранительное верхолазное устройство
типа ПВУ-2; 4 — изолирующие канаты,
— блоки подвесные с изолирующими ротиками,
— блоки опорные с изолирующими роликами.
— полимерный изолятор, 8 — подвесной монтерский стул; 9 — лестница изолирующая гибкая
Электромонтер с траверсы домкратом каретки переводит вес изолирующей подвески на каретку,
отцепляет гирлянду изоляторов от сцепной арматуры и перемещает каретку с гирляндой
изоляторов в сторону стойки опоры. Крепит верхний изолятор гирлянды к канату,
предназначенному для спуска гирлянды.
Электромонтеры на земле с помощью механической лебедки освобождают каретку съемнопередающего устройства от гирлянды изоляторов и затем гирлянду опускают на землю, где
производят замену дефектных элементов. Подъем и установку отремонтированной гирлянды
изоляторов производят в обратной последовательности.
Метод ремонта под напряжением ВЛ 330 кВ, разработанный в энергосистемах Минэнерго УССР.
На ВЛ 330 кВ под напряжением выполняют следующие виды работ
замену гирлянд изоляторов или отдельных изоляторов, замену и ремонт сцепной арматуры и
поддерживающих зажимов в поддерживающих изолирующих подвесках проводов;
замену и ремонт дистанционных распорок, ремонт проводов в пролете, снятие набросов с
проводов, замену и ремонт гасителей вибрации.
Основные положения по технологии производства работ. Доставка электромонтера к проводу
(рис. 4.37) производится с земли с помощью подвесного монтерского стула,; полимерного
изолятора, изолирующих Полипропиленовых канатов и лебедки с ручным (червячным) приводом.
Для страховки при подъеме электромонтера применяется дополнительный полипропиленовый
канат, который через два блока с изоляционными роликами соединяется с тросом
предохранительного верхолазного устройства типа ПВУ-2.
При работах по ремонту и замене элементов поддерживающей изолирующей подвески
последовательность операций следующая.
Два электромонтера поднимаются вдоль железобетонной стойки опоры по алюминиевой лестнице
или с помощью телескопической вышки на траверсу и устанавливают блок с бесконечным
канатом. По бесконечному канату на траверсу опоры подаются гидравлический домкрат с узлом
креплений к траверсе и один или два полимерных изолятора типа ЛК-70/330 с захватами для
проводов и тросами для крепления к домкрату.
При выполнении операций по восприятию веса провода с помощью винтовой стяжного
устройства, совмещенного с захвтами для проводов, на траверсу опоры подается полимерный
изолятор типа ЛК-70/330 с закрепленными на нем винтовым стяжным устройством и захватами
для проводов. Верхний конец полимерного изолятора крепится к траверсе, а нижний со стяжным
устройством и захватами подводится к проводам. С помощью стяжного устройства нагрузка с
поддерживающей изолирующей подвески переводится на полимерный изолятор.
По бесконечному канату на траверсу опоры подаются тяговый и страхующий изолирующие
полипропиленовые канаты, заряженные в блоки с роликами из изоляционного материала, а также
вспомогательный блок для спуска (подъема) гирлянды изоляторов. Блоки тягового изолирующего
каната крепятся к одному из швеллеров траверсы, блоки страхующего каната — к другому
швеллеру.
На стойке опоры (примерно на высоте 1 м от уровня земли) полухомутами или цепными стяжками
крепится лебедка с капроновым канатом, с которым соединяется тяговый изолирующий канат
длиной около 23 м.
Свободный конец тягового каната, пропущенный через оба блока на траверсе, крепится к арматуре
верхней части полимерного изолятора. Арматура нижней части изолятора крепится к подвесному
монтерскому стулу, находящемуся на земле, и изолирующей лестнице длиной 15 м.
К верхней части подвесного монтерского стула крепится страхующий изолирующий канат длиной
20 м, а к свободному концу страхующего каната крепится корпус ПВУ-2. К монтерскому стулу
также крепятся два изолирующих каната длиной 23 и 17 м. Выпускается трос ПВУ-2 и с помощью
капронового каната длиной 5 м крепится в месте установки лебедки к стойке опоры.
Электромонтер, вращая рукоятку лебедки, поднимает монтерский стул на уровень провода, и при
помощи изолирующего каната длиной 23 м стул подводится вплотную к проводу. Изолирующие
приспособления проверяются рабочим напряжением в течение 1 мин.
Подвесной монтерский стул опускается на землю, в нем размещается электромонтер, одетый в
экранирующий комплект, предназначенный для работы под напряжением на токоведущих частях.
Экранирующий комплект проводником соединяют с монтерским стулом.
Производится подъем электромонтера к проводу, два электромонтера с земли страхуют
стул от раскачивания с помощью полипропиленовых канатов и изолирующей лестницы. При
приближении металлических частей монтерского стула к проводу на расстояние 500—700 мм
электромонтер переносит с помощью штанги потенциал провода на монтерский стул. Подвесной
монтерский стул крепится к проводу при помощи вспомогательного капронового каната.
Верх полимерного изолятора ЛК-70/330 крепится цепью за швеллер траверсы. Освободившийся
тяговый канат лебедки заряжается в блок с изоляционным роликом для демонтажа гирлянды
изоляторов.
Тяговый канат лебедки крепится петлей за верхний изолятор или за звено ПТМ. К нижнему
изолятору гирлянды крепится изолирующий канат длиной 23 м. Электромонтер в подвесном стуле
отсоединяет гирлянду изоляторов от поддерживающего зажима.
Лебедкой освобождается от тяжения верхняя часть гирлянды изоляторов, и изолирующая
подвеска отсоединяется от узла крепления к траверсе опоры. Гирлянда изоляторов опускается на
землю. На земле производится замена дефектных изоляторов гирлянды и арматуры изолирующей
подвески. Разрешается производить замену первых двух изоляторов, считая от провода, без
опускания гирлянды на землю. При этом с помощью вспомогательной штанги потенциал провода
переносится на шапку третьего от провода изолятора.
Подъем и установка изолирующей подвески и спуск электромонтера на землю производятся в
обратной последовательности.
При работах по ремонту провода и арматуры в пролете последовательность операций следующая.
Электромонтер поднимается на траверсу опоры и устанавливает там блок с бесконечным канатом.
С помощью бесконечного каната на траверсу подают тяговый и страхующий изолирующие
полипропиленовые канаты, заряженные в блоки, которые крепятся к траверсе опоры.
К стойке опоры крепится лебедка с капроновым канатом, конец которого соединяется с
полипропиленовым канатом длиной 23 м. Свободный конец полипропиленового каната крепится к
полимерному изолятору типа ЛК-70/330. Нижний конец полимерного изолятора соединяется с
тележкой для перемещения по проводам с помощью четырех капроновых растяжек, закрепленных
за нижние углы тележки. К теленке также крепятся изолирующий полипропиленовый канат и
изолирующая лестница длиной 15 м.
Производятся монтаж системы страховки подъема тележки с помощью ПВУ-2, подъем тележки
без электромонтера к проводу, проверка изолирующих приспособлений рабочим напряжением в
течение 1 мин и спуск тележки на землю. Выполняется подъем тележки с электромонтером к
проводам ремонтируемой фазы ВЛ. Колеса тележки устанавливаются на провода, проверяется
работа тормозов. Полимерный изолятор и страхующий полипропиленовый канат отсоединяются
от тележки.
В пролете тележку перемещают электромонтеры с земли при помощи изолирующего каната,
присоединенного к тележке с одной стороны, и изолирующей лестницы — с противоположной
стороны. Передвигаясь в тележке по проводам фазы вдоль пролета ВЛ, электромонтер производит
ремонт провода, замену и ремонт дистанционных распорок проводов, гасителей вибрации, снятие
набросов с проводов. При необходимости в тележку для перемещения по проводам с помощью
изолирующего полипропиленового каната подаются с земли необходимые устройства,
приспособления, инструменты и элементы арматуры.
Специальные требования по обеспечению безопасности работ. Выполнение работ под
напряжением допускается при условии обеспечения в процессе работы расстояния промежутка
провод — стойка опоры не менее 3 м
(при отклонении изолирующей подвески под действием ветра).
Расстояние по воздуху между металлическими частями полимерного изолятора, находящегося под
фазным напряжением линии, должно быть не менее 2,6 м, а минимальная длина изолирующего
полипропиленового каната — 3,3 м.
При подъеме и спуске различных приспособлений и инструментов с помощью изолирующих
полипропиленовых канатов минимальное расстояние от провода до \ изолирующего каната
должно быть не менее 0,1 м.
Бесконечный канат, выполненный из капрона или с примесью натурального волокна, может
применяться для подъема различных приспособлений и инструментов только при удалении от
токоведущих частей не менее чем на 2,5 м.
Метод ремонта под напряжением поддерживающих и натяжных изолирующих подвесок ВЛ 35220 кВ. В соответствии с [4.24] ремонт под напряжением изолирующих подвесок ВЛ 35 — 220 кВ
может быть произведен с применением телескопической вышки с изолирующим звеном (рис. 4.38)
, изолирующей лестницы (рис. 4.39) и изолирующих площадок (рис. 4.40, 4.41).
Рис. 4.38. Положение телескопической вышки с изолирующим звеном перед началом работ
Рис. 4.39. Положение изолирующей лестницы перед началом работ
Рис. 4.40. Положение поворотной изолирующей площадки на опоре перед началом работ
При подъеме электромонтера по изолирующей лестнице ее рабочая площадка должна находиться
на расстоянии не менее 3 м от провода. При работе с телескопической вышкой на эту же высоту
выдвигают телескопическую часть вышки; при этом в первую очередь выдвигают верхнее
изолирующее звено с рабочей площадкой и находящимся на ней электромонтером.
Поворотную изолирующую площадку устанавливают на стойке опоры на расстоянии 1 — 1,5 м от
провода вдоль линии (см. рис. 4.40). Подвесную изолирующую площадку подвешивают к траверсе
на расстоянии 1,5 м от провода в вертикальном положении (см. рис. 4.41).
При производстве работ на опорах, на которых установлены трубчатые разрядники, последние
должны быть выведены из работы или сняты.
Основные положения по технологии производства работ. Замена поддерживающих изолирующих
подвесок с применением телескопической вышки или изолирующей лестницы, снабженных рамой
для упора провода. Метод применяют на ВЛ 35—110 кВ с деревянными и металлическими
опорами, у которых масса провода в одном пролете не превышает 200 кг. Последовательность
операций следующая.
Телескопическую вышку с рамой, установленной на рабочей площадке (или изолирующую
лестницу с полностью выдвинутой рамой), располагают вдоль линии под дефектной изолирующей
подвеской и пробным выдвижением верхнего звена проверяют правильность выбранного
положения вышки (лестницы).
Рис. 4.41. Положение подвесной изолирующей площадки перед началом работ
Валик рамы должен упираться в провод на расстоянии 20 — 30 см от подвесного зажима. Для
спуска и подъема изоляторов на опоре устанавливают бесконечный канат (рис. 4.42). Выдвигают
верхнее звено изолирующего устройства до тех пор, пока валик рамы не упрется в провод. При
работе с телескопической вышки электромонтер при выдвижении верхнего звена находится на
рабочей площадке, а при работе с изолирующей лестницы электромонтер поднимается по ней на
рабочую площадку после того, как рама упрется в провод.
Рис. 4.42. Размещение изолирующей лестницы и бесконечного каната при замене поддерживающей гирлянды
изоляторов на ВЛ 35 кВ
Рис. 4.43. Отцепка провода от гирлянды:
1 — выдвижная рама; 2 — валик выдвижной рамы; 3 — штанга для переноса потенциала
Рис. 4.44. Отцепка поддерживающей гирлянды на линии 35 кВ
После подъема до уровня рабочей площадки электромонтер гибким проводником соединяет свой
экранирующий комплект с металлическим основанием рабочей площадки. При приближении к
проводу на расстояние 0,5 м электромонтер с помощью штанги переносит потенциал провода на
металлическое основание рабочей площадки. Электромонтер, находясь на рабочей площадке,
отцепляет гирлянду изоляторов от поддерживающего зажима (рис. 4.43), после чего при работе с
изолирующей лестницы спускается на землю, а при работе с телескопической вышки остается на
рабочей площадке.
Опускают верхнее звено изолирующего устройства с проводом, опирающимся на валик рамы, на 1
м для линий 35 кВ и на 2 м для линий 110 кВ.
Отцепляют от траверсы дефектную гирлянду изоляторов и с помощью бесконечного каната
опускают ее на землю; на линиях 35 кВ электромонтер производит эту операцию со стойки опоры
(рис. 4.44), а на 110 кВ для этого используют специальный трап (рис. 4.45), на котором
располагается электромонтер при отцепке изоляторов от траверсы.
Подъем и установку отремонтированной гирлянды изоляторов производят в обратной
последовательности.
Замена поддерживающих изолирующих подвесок с применением изолирующего устройства
(вышки, лестницы, площадки) и поворотной стрелы с вспомогательной гирляндой. Метод
применяют на ВЛ 35 — 110 кВ с деревянными и металлическими опорами в тех случаях, когда
масса провода одного пролета превышает 200 кг. Для восприятия массы провода применяют
поворотную стрелу с вспомогательной гирляндой, которой могут быть произведены при
необходимости также опускание или подъем провода, отцепленного от дефектной изолирующей
подвески.
Последовательность операций при этом следующая.
Поворотную стрелу поднимают на опору при помощи бесконечного каната и устанавливают ее на
стойке опоры, расположив вдоль линии между проводами (рис. 4.46). Электромонтер размещается
на рабочей площадке изолирующего устройства. Поворачивают стрелу и подводят
вспомогательную гирлянду с подвесным зажимом к проводу.
Электромонтер на изолирующем устройстве переносит потенциал провода на рабочую площадку,
закрепляет провод в зажиме вспомогательной гирлянды, отцепляет его от дефектной
изолирующей подвески (рис. 4.47). Изолирующее устройство выводят из рабочего положения, и
электромонтер опускается на землю.
Червячной лебедкой, установленной на поворотной стреле, опускают вспомогательную гирлянду с
проводом на 1,5 — 2 м при применении телескопической вышки или лестницы и на 3-4 м при
применении изолирующей площадки. Дефектную изолирующую подвеску отцепляют от траверсы
и при помощи бесконечного каната опускают на землю.
Подъем и установку отремонтированной изолирующей подвески производят в обратной
последовательности.
Замена поддерживающих изолирующих подвесок с применением изолирующего устройства
(вышки, лестницы, площадки), изолирующих тяг и поворотного крана. Метод применяют на
линиях 110 — 220 кВ в тех случаях, когда отцепленный от изолирующей подвески провод не
может быть снижен. Для временного восприятия веса провода применяют изолирующие тяги, а
для вывода дефектной гирлянды изоляторов из рабочего положения и перемещения ее к стойке
опоры — поворотный кран.
Последовательность операций при этом следующая.
С помощью бесконечного каната на траверсу поднимают и устанавливают две изолирующие тяги
и поворотный кран (рис. 4.48).
Электромонтер после размещения в изолирующем устройстве и переноса потенциала укрепляет на
проводе захваты изолирующих тяг, при помощи винтовых устройств переводит вес провода с
изолирующей подвески на изолирующие тяги (рис. 4.49), отцепляет от гирлянды изоляторов
поддерживающий зажим. Электромонтера, находящегося на изолирующем устройстве, отводят от
провода, он опускается на землю.
Электромонтеры, работающие на траверсе, располагают поворотный кран над дефектной
гирляндой, прикрепляют хомут к шапке верхнего изолятора, затем лебедкой поворотного крана
приподнимают гирлянду изоляторов и отцепляют ее от траверсы, после чего поворотным краном
переносят к стойке опоры (рис. 4.50). При помощи бесконечного каната опускают на землю
дефектную гирлянду изоляторов.
Рис. 4.45. Размещение приспособлений при отцепке поддерживающих гирлянд на ВЛ 110 кВ:
1 — цепная стяжка; 2 — бесконечный канат; 3 — трап для размещения электромонтера; 4 — выдвижная рама;
5 — зев крючка (закрыт цепочкой); 6 — отцепленный провод (поддерживается лестницей)
Рис. 4.46. Размещение поворотной стрелы на опоре для замены поддерживающих гирлянд изоляторов:
1 — стрелка; 2 — узел крепления; 3 - червячная лебедка; 4 — вспомогательная гирлянда с поддерживающим
зажимом
Рис. 4.47. Положение электромонтеров при перецепке провода с телескопической вышки:
1 — вспомогательная гирлянда
Рис. 4.49. Отцепка от гирлянды провода, подвешенного на изолирующих тягах:
1 —тяги; 2 — винтовое устройство с захватом; 3 — запорная шайба;4 — штанга для переноса потенциала; 5 —
гребенка
Рис. 4.48. Размещение приспособлений на металлической опоре при замене поддерживающей гирлянды:
1 — поворотный кран; 2 — хомут; 3 — изолирующие тяги
Подъем и установку отремонтированной гирлянды производят в обратной последовательности.
При работах на металлических двух-цепных опорах, траверсы которых дают электромонтерам
возможность удобно разместиться и укрепить приспособления, поворотный кран может быть
заменен червячной лебедкой, установленной над дефектной изолирующей подвеской.
Рис. 4.50. Перенос гирлянды к стойке опоры при помощи поворотного крана:
1 — поворотный кран; 2 — хомут; 3 — гирлянда; 4 — изолирующие тяги; 5 — провод
Рис. 4.51. Размещение приспособлений на металлической опоре при замене одинарной
натяжной гирлянды:
1 — захват; 2 — лебедка; 3 — поворотный кран; 4 — изолирующие тяги для замены одинарной натяжной
гирлянды; 5 — приспособление для крепления изолирующих тяг; б — натяжной винт
Замена под напряжением дефектных элементов натяжных изолирующих подвесок. С помощью
приведенного ниже метода может быть произведена замена изоляторов и арматуры натяжных
гирлянд, осмотр и ремонт натяжного зажима на следующих линиях:
а)
на ВЛ 110 кВ с деревянными опора ми, у которых анкерные опоры выполнены со
сдвоенными траверсами;
б)
на линиях 110-220 кВ с металлическими опорами при горизонтальном расположении
проводов на одноцепных опорах — на всех фазах, при ином расположении проводов на
одноцепных опорах и при любом расположении их на двухцепных опорах - на нижних фазах.
Для временного восприятия тяжения провода применяем изолирующие тяги с натяжным винтом,
для перемещения дефектной гирлянды изоляторов к стойке опоры используют поворотный кран.
Работу по расцеплению провода и натяжной изолирующей подвески производит электромонтер с
изолирующего устройства (вышки или лестницы).
Порядок работ следующий.
При помощи бесконечного каната на траверсу поднимают изолирующие тяги для натяжных
гирлянд с комплектом устройств для крепления их к траверсе опоры и поворотный кран с
захватом для удержания натяжной гирлянды. Укрепляют на траверсе поворотный кран, установив
его вдоль проводов, а затем с его помощью производят установку изолирующих тяг (рис. 4.51 и
4.52). При замене натяжных гирлянд на деревянных анкерных опорах с двойными траверсами до
установки поворотного крана между траверсами помещают настил, обеспечивающий более
удобное положение работающему, а упор для натяжного винта к деревянным траверсам крепят
при помощи специального приспособления (рис. 4.53).
Рис. 4.52. Размещение приспособлений на металлической опоре при замене сдвоенной натяжной гирлянды:
1 — отцепленная гирлянда; 2 — захват; 3 — поворотный кран; 4 — двойная изолирующая тяга; 5 —
приспособление для крепления тяг; б — натяжной винт; 7 — лебедка
Рис. 4.53. Размещение приспособлений при замене натяжной гирлянды на деревянной анкерной опоре:
1 — упор; 2 — приспособление для крепления тяг на траверсах опоры; 3 — настил
Электромонтер на траверсе соединяет изолирующую тягу с упором для натяжного винта.
Дефектную изолирующую подвеску подхватывают захватом поворотного крана, при помощи
натяжного винта переводят тяжение провода на изолирующую тягу, отцепляют дефектную
гирлянду от траверсы.
Электромонтер размещается в изолирующем устройстве, переносит потенциал провода на
рабочую площадку, отцепляет дефектную гирлянду изоляторов от коромысла или от натяжного
зажима. Дефектную гирлянду при помощи захвата поворотного крана отводят к стойке опоры и
бесконечным канатом спускают на землю.
Подъем и установку отремонтированной гирлянды изоляторов производят в обратной
последовательности.
Испытания устройств и приспособлений для работ под напряжением на ВЛ 35-750 кВ с
непосредственным касанием электромонтера токоведуших частей. Изолирующие устройства и
приспособления предназначены для изоляции электромонтера от заземленных частей (земли) и
частей, имеющих иной, чем провод, потенциал, при работах под напряжением на ВЛ 35 — 750 кВ
с непосредственным касанием токоведущих частей (провода, арматуры).
К изолирующим устройствам и приспособлениям относятся: телескопические вышки с
изолирующим звеном, изолирующие площадки, изолирующие лестницы различных конструкций,
полимерные изоляторы, изолирующие тяги, изолирующие канаты и ремни, изготовленные из
электроизоляционных материалов (стеклопластика, бакелита, полипропилена и др.).
К неизолирующим устройствам и приспособлениям относятся: корзины подъемников, кабины
(подвесной монтерский стул) для работы у провода, тележки для передвижения по проводам,
домкраты, лебедки, блоки, захваты и пр. Эти устройства и приспособления могут быть выполнены
из электроизоляционных материалов или металлическими.
На всех изолирующих устройствах и приспособлениях, кроме изолирующих канатов, должны
быть отчетливо видны обозначения класса напряжения, допускаемая грузоподъемность и
очередной срок испытания. Если изолирующая лестница выполнена из отдельных секций,
обозначения наносят на каждую секцию. На изолирующих канатах или на бирке, прикрепленной к
канатам, должна быть отчетливо видимая надпись «Только для работ под напряжением».
В соответствии с [4.25] устройства и приспособления для работ под напряжением на ВЛ 35 — 750
кВ подвергают приемо-сдаточным и эксплуатационным (периодическим и внеочередным)
испытаниям (ГОСТ 16504-81).
Приемо-сдаточные испытания — контрольные испытания готовой продукции,
проводимые изготовителем при приемочном контроле. Периодические эксплуатационные
испытания — контрольные испытания продукции, проводимые периодически в объемах и в сроки,
которые установлены в соответствующей документации. Внеочередные эксплуатационные
испытания проводят после ремонта, который может отразиться на основных электрических и
механических характеристиках изделий. Объем внеочередных испытаний определяют в
зависимости от характера неисправности и вида ремонта. Испытания после ремонта проводят по
нормам приемо-сдаточных испытаний.
При всех видах испытаний проверяют механические и электрические характеристики средств
защиты.
Электрические испытания. При приемосдаточных и эксплуатационных испытаниях должны быть
проверены электрические характеристики каждого изолирующего устройства и приспособления.
Перед началом испытаний предварительно очищенные и высушенные изолирующие устройства и
приспособления следует хранить не менее 24 ч при температуре воздуха 20 ± 5 С с влажностью не
более 90 %.
Электрические испытания заключаются в приложении напряжения к изолирующим устройствам и
приспособлениям. Испытания проводят переменным током частотой 50 Гц; длительность
приложения испытательного напряжения 5 мин.
Изолирующие устройства и приспособления, предназначенные для производства работ под
напряжением на ВЛ 35 кВ, необходимо испытывать напряжением, равным трехкратному
линейному, а предназначенные для ВЛ 110 — 750 кВ — равным трехкратному фазному.
Допускается производить испытания изолирующих устройств и приспособлений по частям с
приложением напряжения к участкам длиной не менее 20 см. В этом случае испытательное
напряжение определяют, исходя из удельного испытательного напряжения: 2,5 кВ при приемосдаточных и 22 кВ на 1 см длины при эксплуатационных испытаниях.
Изолирующие канаты и ремни испытывают путем их протягивания между электродами со
скоростью не более 4 м/мин. При этом электроды следует накладывать так, чтобы они имели
контакт с канатом на длине не менее 25 см. Электроды не должны повреждать и загрязнять
канаты. Канаты следует дополнительно испытывать после каждой чистки и сушки.
Испытания считаются удовлетворительными, если во время испытании не возникло пробоя,
перекрытия по поверхности изолирующего устройства, поверхностных разрядов, нет местных
нагревов от диэлектрических потерь.
Механические испытания. Устройства и приспособления подвергают статическим испытаниям, а
изолирующие лестницы, кроме того, и динамическим испытаниям.
При статических приемо-сдаточных и эксплуатационных испытаниях на устройства и
приспособления необходимо воздействовать нагрузкой, составляющей 1,25 допустимой,
указанной в паспорте. Длительность приложения статической нагрузки 5 мин.
Для изолирующих лестниц, кабин, корзин подъемников, изолирующих площадок, тележек,
рассчитанных на одного электромонтера, допустимую нагрузку следует принимать равной 1000 Н
(100 кгс).
Механические испытания канатов не проводят. Максимальная нагрузка на канаты,
предназначенные для подъема людей, должна быть не более 1/12 разрывной нагрузки, указанной в
сертификате каната, для других канатов — не более 1/6 разрывной нагрузки.
Порядок проведения механических испытаний изолирующих лестниц, рассчитанных на одного
электромонтера, следующий.
При статических испытаниях лестницу подвешивают вертикально и с помощью укрепленного на
нижней ступени каната оттягивают таким образом, чтобы она образовала с вертикалью угол около
40 . На четвертую снизу ступеньку лестницы кладут на 5 мин груз массой 125 кг. При
динамических испытаниях лестницу нагружают, как при статических испытаниях, и
дополнительно придают ей колебательные движения, для чего контрольный груз поднимают вверх
на 100 мм и свободно отпускают. Испытания проводят пятикратно. Механические испытания
считаются удовлетворительными, если не возникло трещин, поломок, деформаций ослабления
креплений и т. п.
Экранирующие комплекты для работ под напряжением. Экранирующие комплекты совместно со
специальной технологической оснасткой обеспечивают необходимую безопасность проведения
работ под напряжением.
Назначение экранирующих комплектов для работ под напряжением — индивидуальная защита
персонала от воздействия электрического поля промышленной частоты и сопутствующих
факторов при работах с непосредственным касанием проводов ВЛ
110 — 750 кВ или на потенциале земли, например на траверсе опоры ВЛ.
Экранирующие комплекты обеспечивают защиту от непосредственного воздействия
электрического поля; воздействия токов смещения, проходящих через тело человека; воздействия
импульсных токов, имеющих место в момент переноса потенциала с провода ВЛ на
экранирующий комплект и с экранирующего комплекта на средства технологической оснастки.
Экранирующие комплекты обеспечивают снижение влияющих факторов до следующих
допустимых уровней, которые имеют место при работах без экранирующего комплекта в
электрическом поле с напряженностью Е <= 5 кВ/м:
напряженности электрического поля на поверхности тела человека до 75 кВ/м;
тока смещения, проходящего через тело человека, до 60 мкА;
максимального значения заряда, протекающего через тело человека в момент переноса потенциала
провода на экранирующий комплект, до 0,27 мкКл.
Разность потенциалов между экранирующим комплектом и телом человека не превышает 20 В.
Защитные свойства экранирующих комплектов характеризуют коэффициентами экранирования по
напряженности поля Kе и по току смещения К].
Коэффициент Ке показывает, во сколько раз экранирующий комплект снижает напряженность
электрического поля в данной точке на теле человека, а коэффициент K1 — во сколько раз он
снижает ток смещения.
Отечественные экранирующие комплекты имеют коэффициенты экранирования КЕ => 20 и
К1=>100.
Конструкция экранирующих комплектов и материалы, из которых они выполняются, разработаны
с учетом требований, предъявляемых к их защитным свойствам и гигиеническим
характеристикам.
Отечественные экранирующие комплекты для работ под напряжением с непоcредственным
касанием токоведущих частей на ВЛ 330-750 кВ (рис. 4.54) выпускаются серийно в соответствии с
техническими условиями ТУ 17 РСФСР 06-02-116-85; изготовитель — Дом моделей специальной
и рабочей одежды Минлегпрома РСФСР. В комплект поставки входят: куртка, брюки, накасник1,
перчатки трикотажные (2 — 5 пар), экран для лица. Экранирующий комплект
1 Экранирующий накасник при использовании капюшона может не применяться.
Рис. 4.54. Экранирующий комплект для работ под напряжением:
а — вид спереди; б — вид сзади (с откинутым капюшоном); 1 — экранирующий капюшон; 2 — экран для лица;
3 — экранирующая куртка; 4 — экранирующие перчатки; 5 — экранирующие брюки; б — экранирующая
обувь; 7 — контактные выводы и перемычки; 8 - проводники с зажимами; 9 - основные каналы повышенной
проводимости; 10 — дополнительные каналы повышенной проводимости; 11 — контактные кнопки; 12 —
экранирующий накасник; 13 - измерительный зажим для контроля состояния ткани применяется только
совместно с экранирующей обувью: специальной кожаной (ботинки) по ТУ 17-06-82-83 (изготовитель Винницкое ПО им. Щорса);
специальной резиновой формовой (сапоги или полусапоги) по ТУ 38.106.419 — 82 (изготовитель — Московское
ПО «Красный богатырь»);
специальной резиновой формовой (галоши, надеваемые на валенки) по ТУ 38.106.419-82 (изготовитель —
Томский завод резиновой обуви).
Основные параметры и размеры экранирующих костюмов (куртка и брюки) соответствуют
данным, приведенным в табл. 4.131.
При заказе указываются типовые размер и рост, соответствующие интервалу, в котором находятся
фактические данные конкретных лиц, использующих экранирующие комплекты. Параметры
экранирующей обуви такие же, как обуви обычного назначения. Накасники и экраны для лица
изготовляются одного размера.
Все элементы экранирующего комплекта выполнены из электропроводящей ткани, основу
которой составляют электропроводящие нити, образующие сетку; в состав электропроводящей
ткани входят также хлопчатобумажные нити.
Таблица 4.131. Размеры экранирующих костюмов
Рост
Интервал
Обхват Интервал
типовой
роста
груди
обхвата
фигуры
человека, см типовой груди
человека, см
фигуры человека,
человека, см
см
158, 164
155-166,9
88,92
86-93,9
170, 176
167-178,9
96,100
94-101,9
182, 188
179-191
104,108 102-109,9
112,116 110-117,9
120,124 118-126
По ТУ 17 РСФСР 06-02-116-85 выпускаются экранирующие комплекты двух типов:
типа А — экранирующий комплект, выполненный из ткани с применением нитей КЭН и вискозы,
снабженный каналами повышенной проводимости;
типа Б — экранирующий комплект, изготовленный из ткани, выполненной из нитей медной
мишуры 2%-ного серебрения, нитей КЭН и вискозы (образец 658).
Экранирующий комплект типа А может использоваться при работах под напряжением с
непосредственным касанием токоведущих частей на ВЛ 330-500 кВ (на ВЛ 750 кВ применять не
рекомендуется); при работах в зоне влияния (Е > 5 кВ/м) на потенциале земли.
Экранирующий комплект типа Б может использоваться при работах под напряжением с
непосредственным касанием токоведущих частей на ВЛ 330 — 750 кВ; при работах в зоне влияния
на потенциале земли.
Конструкция экранирующих комплектов типов А и Б практически идентична. Куртка выполнена с
изолирующей подкладкой из хлопчатобумажной ткани. Имеет центральную бортовую потайную
застежку и втачной капюшон. Снабжена контактными выводами на нижнем воротнике (для
гальванического соединения с накасником) и на рукавах (для гальванического соединения с
перчатками). С изнаночной стороны полочек куртки предусмотрены два контактных вывода для
гальванического соединения с брюками. Внутри боковых карманов располагаются спецкарманы с
гибкими медными проводниками, соединенными с электропроводящей основой ткани куртки. На
концах проводников
имеются струбцины. Один из гибких проводников предназначен для соединения со штангой для
переноса потенциала на средства технологической оснастки, другой — для соединения с
монтерской кабиной или штангой для переноса потенциала провода на экранирующий комплект.
На верхнем внешнем накладном кармане нашита эмблема «Для работ под напряжением — ЭП».
На левой полочке и на спинке куртки экранирующего комплекта типа А установлены полукнопки
для измерения сопротивления ткани экранирующих комплектов в процессе эксплуатации.
Капюшон по лицевому вырезу стягивается тесьмой. Там же расположены четыре контактных
вывода в виде полукнопок для пристегивания экрана для лица. Средняя часть капюшона
выполнена из электропроводящей сетки.
Накасник надевается на каску обычного назначения, для чего снабжен стягивающей эластичной
лентой. Контактный вывод накасника предназначен для гальванического соединения с курткой.
Экран для лица выполнен из электропроводящей сетки с ячейкой до 5 мм. Снабжен четырьмя
полукнопками для гальванического соединения с капюшоном.
Перчатки из трикотажного волокна имеют контактный вывод с полукнопкой для гальванического
соединения с рукавами куртки. Снабжены трикотажной подкладкой из хлопчатобумажных нитей.
Брюки выполнены с изолирующей подкладкой из хлопчатобумажной ткани. Снабжены
полукнопками для гальванического соединения с контактными выводами куртки. Задние
половинки имеют контактные выводы, закрепленные на уровне колена. Для соединения с обувью
контактные выводы имеют полукнопки. Подошва ботинок изготовлена из электропроводящей
резины и гальванически соединена с межподкладкой (сеткой из электропроводящих нитей) и
полукнопками на заднике ботинка.
Сапоги (полусапоги) и галоши целиком выполнены из электропроводящей резины. Контактные
полукнопки расположены в верхней части голенища сапог (полусапог), а у галош — на заднике.
Кроме серийно выпускаемых комплектов в энергосистемах применяются экранирующие
комплекты, изготовляемые во Всесоюзном центре по работам под напряжением (г. Винница). Они
включают экранирующий комбинезон с капюшоном, экран для лица, экранирующие перчатки и
экранирующие носки. Экранирующий комбинезон изготовляется из полотна, в состав которого
включены проводящие нити из медной мишуры 2%-ного серебрения и хлопчатобумажные нити.
Комбинезон снабжен изолирующей подкладкой. Продольные наружные швы капюшона, рукавов и
штанин с внешней стороны обшиты электропроводящей лентой, увеличивающей надежность
электрических контактов.
Экранирующие перчатки по ТУ 17 УССР 13-32-4-84 и экранирующие носки по ТУ 17 УССР 1333-05-84 выполнены трикотажными. Все элементы экранирующего комплекта гальванически
соединяются посредством электропроводящих лент, нашитых с внешней стороны на рукава и
штанины.
Эксплуатация экранирующих комплектов должна производиться с соблюдением требований
Инструкции по эксплуатации, утвержденной Управлением по технике безопасности и
промышленной санитарии Минэнерго СССР.
Продолжительность работ в экранирующих комплектах не должна превышать допустимой,
приведенной ниже:
Температура окружающего воздуха, °С . . До +25 +30+35 +42
Время работы в комплекте, ч не ограничивается 3 1,5 1
В интервале указанных температур допустимая продолжительность работы в экранирующем
комплекте определяется интерполяцией. При температуре выше 42 °С выполнение работ в
экранирующих комплектах не рекомендуется.
Экранирующие комплекты выдаются для индивидуального пользования и закрепляются за
конкретными работниками в соответствии с инструкцией о порядке выдачи, хранения и
пользования спецодеждой, спец-обувью и предохранительными приспособлениями. Замена
экранирующих комплектов производится по мере необходимости по результатам испытаний и
внешнего осмотра.
Экранирующие комплекты надеваются на нижнее белье или рабочую одежду, В холодное время
года допускается применение утепленной одежды, надеваемой под или на экранирующий
комплект.
Ответственность за правильное использование, испытание и хранение экранирующих комплектов
возложена на лицо, назначенное из числа ИТР распоряжением по предприятию; лица, проводящие
испытания
экранирующих комплектов, также назначаются распоряжением по предприятию.
Проверка технического состояния каждого экранирующего комплекта проводится перед началом
эксплуатации, в процессе эксплуатации перед каждым подъемом к проводам ВЛ, находящимся
под напряжением, периодически — 1 раз в 3 мес, после химической чистки или ремонта
комплекта или его элементов, а также в процессе хранения — 1 раз в 6 мес.
Результаты периодической проверки оформляются в журнале учета и содержания средств защиты.
Проверка технического состояния включает внешний осмотр экранирующих комплектов и
измерение сопротивления постоянному току экранирующих костюмов, экранирующих перчаток и
экранирующей обуви.
При осмотре экранирующей одежды, головного убора, экранирующей обуви следует обращать
внимание на состояние ткани, швов, контактных элементов и подошв. При обнаружении дефектов
(обрыв соединительного элемента, неисправность контактного устройства, истирание или
отслаивание подошвы, разрывы или сильная деформация верха обуви и т. п.) экранирующий
комплект или его дефектный элемент изымается из эксплуатации и заменяется новым или
отремонтированным.
Измерение сопротивления постоянному току экранирующего костюма, экранирующих перчаток и
экранирующей обуви производится раздельно. Подсоединение проводов от измерительной схемы
осуществляется зажимами типа «крокодил».
При измерении сопротивления постоянному току экранирующий костюм развешивается на
вешалке, надевается на манекен или на человека; куртка и брюки соединяются посредством
контактных выводов. Сопротивление измеряется омметром с выходным напряжением не более 10
В между:
а) проводниками со струбцинами;
б) одним из проводников со струбцина ми и выводами на рукавах куртки (правым, левым);
в) одним из проводников со струбцина ми и выводами внизу брюк (правым, левым);
г) одним из проводников со струбцина ми и выводом на воротнике куртки;
д) одним из проводников со струбцина ми и выводами на капюшоне для соединения с
экраном для лица (поочередно на каждом);
е) одним из проводников со струбцина ми и выводом на полочке куртки (только на
экранирующих комплектах типа А);
ж) одним из проводников со струбцинами и выводом на спинке куртки (только для
экранирующих комплектов типа А).
Сопротивление, измеренное по пп. а) — д),
не должно превышать 10 Ом, Сопротивление, измеренное по пп. е), ж), не должно превышать 700
Ом.
Если измеренное сопротивление превышает нормируемое, экранирующие комплекты могут быть
использованы для работ только на потенциале земли. Эксплуатация их проводится в соответствии
с «Инструкцией по эксплуатации индивидуальных комплектов спецодежды для работы в
электроустановках напряжением 400. 500 и 750 кВ частотой 50 Гц».
Сопротивление перчаток измеряется омметром с выходным напряжением не более 10 В между
выводом для соединения с рукавом куртки и концом каждого пальца при надетой на руку
перчатке. В качестве определяющего выбирают наибольшее измеренное значение. Сопротивление
перчаток должно быть не более 30 Ом. Экранирующие перчатки, не удовлетворяющие этому
требованию, изымаются из эксплуатации.
Сопротивление постоянному току экранирующей обуви измеряется мегаомметром на напряжение
500 или 1000 В. Определяется сопротивление между контактным выводом обуви и металлической
ванной, в которую помещают каждую полупару. Под обувь подкладывают два-три слоя
хлопчатобумажной ткани, обильно смоченной 1,5%-ным водным раствором поваренной соли.
Значение сопротивления должно быть не более 10 кОм. Экранирующая обувь, не
удовлетворяющая этому требованию, изымается из эксплуатации.
Перед началом работы под напряжением каждый электромонтер из состава бригады надевает на
себя экранирующий комплект, находясь вне зоны влияния электрического поля. При этом следует
иметь в виду, что экранирующий комплект надевают на нижнее белье или рабочую одежду;
экранирующий накасник надевают на каску, а капюшон надевают поверх каски. Штрипки брюк
располагают поверх носков.
После надевания экранирующего комплекта соединяют между собой отдельные элементы
комплекта: экранирующую обувь — с выводами внизу брюк; экранирующие брюки — с выводами
на экранирующей куртке; экранирующий накасник — с выводом на воротнике куртки; экран для
лица — с выводами на капюшоне; экранирующие перчатки - с выводами на рукавах.
Руководитель работ осмотром проверяет правильность и надежность соединения отдельных
элементов комплекта и измеряет сопротивление экранирующего костюма по пп. а) — д) и
экранирующих перчаток. В случае, если сопротивление экранирующего костюма или перчаток
превышает нормируемое значение, комплект или дефектные перчатки заменяются на исправные.
В случае обнаружения в процессе работы неисправных контактов выводов, разрывов по швам или
других дефектов комплекта неисправный экранирующий комплект должен быть заменен на
исправный.
Экранирующие комплекты должны быть пронумерованы; в журнал учета экранирующих
комплектов заносятся: номер и дата выпуска; дата и результаты наружных осмотров и испытаний;
дата и характер ремонтных работ; дата очередной химчистки.
Ремонт экранирующих комплектов включает ликвидацию разрывов швов и электропроводящей
ткани экранирующего костюма, отрывов контактных выводов, перемычек и проводников с
зажимами. При сшивании отдельных участков электропроводящей ткани и ленты электрический
контакт оказывается достаточно надежным. Ремонт должен производиться с применением
соответствующих тканей, сеток и других материалов. Замена электропроводящей ткани на ткань
общего назначения недопустима.
Ремонт экранирующей обуви с целью восстановления электрической проводимости не
производится; допускается лишь мелкий ремонт с целью улучшения внешнего вида (устранение
разрывов в швах, отслаивания подошвы и т. п.) По мере загрязнения экранирующие костюмы
подвергаются химической чистке; стирка экранирующих костюмов не производится.
Экранирующие комплекты хранят в сухих отапливаемых помещениях в специальных шкафах:
экранирующие костюмы — на вешалках, экранирующую обувь и другие элементы — на полках.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К РАЗДЕЛУ 4
1. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. М.: Энергия, 1977. 288
с.
2. Инструкция по эксплуатации транс форматоров. М.: Энергия, 1978. 80 с.
3. З.Бажанов С. А., Воскресенский В. Ф. Монтаж и эксплуатация маслонаполненных вводов.
М.: Энергоиздат, 1981. 104 с.
4. Худяков 3. И. Ремонт трансформа торов. М.: Высшая школа, 1982. 192 с.
5. Нормы испытания электрооборудования. М.: Атомиздат, 1978. 304 с.
6. Фарбман С. А., Бун А. Ю., Райхлин И. М. Ремонт и модернизация трансформаторов. М.:
Энергия, 1976. 616 с.
7. Ройзенман М. И., Антонов Г. В. Ремонт магнитопроводов трансформаторов. М.: Энергия,
1979. 200 с.
8. Филиппишин В. Я., Туткевич А. С. Монтаж силовых трансформаторов. М.: Энергоиздат,
1981. 432 с.
9. Испытание мощных трансформаторов и реакторов/Г. В. Алексенко, А. К. Ашрятов, Е. А.
Веремей и др. М.: Энергия, 1978. 518 с.
10. Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зда ний и
сооружений электростанций и сетей. М.: СПО «Союзтехэнерго», 1984. 288 с.
11. Грудинский П. Г., Мандрыкин С. А., Улицкий М. С. Техническая эксплуатация основного
электрооборудования станций и подстанций. М.: Энергия, 1974. 576 с.
12. Мандрыкин С. А., Филатов А. А. Эксплуатация и ремонт электрооборудования станций и
сетей. М.: Энергоатомиздат, 1983. 344 с.
13. Лезнов С. И., Тайц А. А. Обслуживание электрооборудования электростанций и
подстанций. М.: Высшая школа, 1980. 304 с.
14. Киреев М. И., Коварский А. И. Монтаж и эксплуатация электрооборудования станций,
подстанций и линий электропередачи. М.: Высшая школа, 1974. 256 с.
15. Инструкция по эксплуатации воз душных линий электропередачи напряжением до 1000 В.
М.: СЦНТИ ОРГРЭС 1972. 92 с.
16. Барг И. Г., Валк X. Я., Кома ров Д. Т. Совершенствование обслуживания электросетей 0,4
— 20 кВ в сельской местности. М.: Энергия, 1980. 240 с.
17. Андриевский В. Н., Голованов А. Т., Зеличенко А. С. Эксплуатация воздушных линий
электропередачи. М.: Энергия, 1976. 616 с.
18. Левин М. С, Мурадян А. Е., Сырых Н. Н. Качество электроэнергии в сетях сельских
районов. М.: Энергия, 1975. 224 с.
19. Умов П. А. Обслуживание городских электрических сетей. М.: Высшая школа, 1979. 212 с.
20. Справочник по проектированию электросетей в сельской местности/Под ред. П. А.
Каткова, В. И. Франгуляна. М. : Энергия, 1980. 352 с.
21. Юриков П. А. Средства защиты изоляции от атмосферных перенапряжений (Вентильные
разрядники). М.: Энергия, 1964. 72 с.
22. Техническая документация на муфты для силовых кабелей с бумажной и пластмассовой
изоляцией до 35 кВ. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоиздат, 1982. 328 с.
23. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок. М.: Энергоиздат, 1982.
160 с.
24. Инструкция по работам на линиях электропередачи 35 — 220 и 6—10 кВ, находящихся под
напряжением. М.: Энергия, 1964. 240 с.
25. Правила применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках. М.:
Энергоатомиздат, 1983. 64 с.