Глава 1.8. Часть 4. НОРМЫ ПРИЕМО-СДАТОЧНЫХ ИСПЫТАНИЙ
1.8.32. Фарфоровые подвесные и опорные изоляторы испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом. Для опорно-стержневых изоляторов испытание повышенным напряжением промышленной частоты не обязательно. Электрические испытания стеклянных подвесных изоляторов не производятся. Контроль их состояния осуществляется путем внешнего осмотра.
1. Измерение сопротивления изоляции подвесных и многоэлементных изоляторов. Производится мегаомметром на напряжение 2,5 кВ только при положительных температурах окружающего воздуха. Проверку изоляторов следует производить непосредственно перед их установкой в распределительных устройствах и на линиях электропередачи. Сопротивление изоляции каждого подвесного изолятора или каждого элемента штыревого изолятора должно быть не менее 300 МОм.
2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
а) опорных одноэлементных изоляторов. Для этих изоляторов внутренней и наружной установок значения испытательного напряжения приводятся в табл. 1.8.37.
Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин; б) опорных многоэлементных и подвесных изоляторов. Вновь устанавливаемые штыревые и подвесные изоляторы следует испытывать напряжением 50 кВ, прикладываемым к каждому элементу изолятора.
| Испытуемые изоляторы | Испытательное напряжение, кВ, для номинального напряжения электроустановки, кВ | |||||
| 3 | 6 | 10 | 15 | 20 | 35 | |
| Изоляторы, испытуемые отдельно | 25 | 32 | 42 | 57 | 68 | 100 |
| Изоляторы, установленные в цепях шин и аппаратов | 24 | 32 | 42 | 55 | 65 | 95 |
Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения для изоляторов, у которых основной изоляцией являются твердые органические материалы, 5 мин, для керамических изоляторов — 1 мин.
| Показатель качества масла | Свежее сухое масло перед заливкой в оборудование | Масло непосредственно после заливки в оборудование | ||||||
| по ГОСТ 982-80* марки ТКп | по ГОСТ 10121-76* | по ТУ 38-1-182-68 | по ТУ 38-1-239-69 | по ГОСТ 982-80* марки ТКп | по ГОСТ 10121-76* | по ТУ 38-1-182-68 | по ТУ 38-1-239-69 | |
| 1. Электрическая прочность масла, кВ, определяемая в стандартном сосуде, для трансформаторов и изоляторов напряжением: | ||||||||
| до 15 кВ | 30 | 30 | 30 | — | 25 | 25 | 25 | — |
| выше 15 до 35 кВ | 35 | 35 | 35 | — | 30 | 30 | 30 | — |
| от 60 до 220 кВ | 45 | 45 | 45 | — | 40 | 40 | 40 | — |
| от 330 до 500 кВ | 55 | — | 55 | 55 | 50 | 50 | 50 | 50 |
| 2. Содержание механических примесей | Отсутствие (визуально) | |||||||
| 3. Содержание взвешенного угля в трансформаторах и выключателях | Отсутствие | |||||||
| 4. Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более | 0,02 | 0,02 | 0,03 | 0,01 | 0,02 | 0,02 | 0,03 | 0,01 |
| 5. Реакция водной вытяжки | Нейтральная | |||||||
| 6. Температура вспышки, °С, не ниже | 135 | 150 | 135 | 135 | 135 | 150 | 135 | 135 |
| 7. Кинематическая вязкость, 1·10 -6 м²/с, не более: | ||||||||
| при 20°С | — | 28 | 30 | — | — | — | — | — |
| при 50°С | 9,0 | 9,0 | 9,0 | 9,0 | — | — | — | — |
| 8. Температура застывания, °С, не выше 1 | -45 | -45 | -45 | -53 | — | — | — | — |
| Проверка не обязательна для трансформаторов, установленных в районах с умеренным климатом. | ||||||||
| 9. Натровая проба, баллы, не более | 1 | 1 | 1 | 1 | — | — | — | — |
| 10. Прозрачность при +5°С | Прозрачно | |||||||
| 11. Общая стабильность против окисления (по ГОСТ 981-75*): | ||||||||
| количество осадка после окисления, %, не более | 0,01 | Отсутствие | 0,03 | Отсутствие | — | — | — | — |
| кислотное число окисленного масла, мг КОН на 1 г масла, не более | 0,1 | 0,1 | 0,03 | 0,03 | — | — | — | — |
| 12. Тангенс угла диэлектрических потерь, %, не более²: | ||||||||
| __________________ | ||||||||
²Нормы тангенса угла диэлектрических потерь масла в маслонаполненных вводах см. в табл. 1.8.36.
1.8.34. Электрические аппараты и вторичные цепи схем защит, управления, сигнализации и измерения испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом. Электропроводки напряжением до 1 кВ от распределительных пунктов до электроприемников испытываются по п. 1.
1. Измерение сопротивления изоляции. Сопротивление изоляции должно быть не менее значений, приведенных в табл. 1.8.39.
2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты. Испытательное напряжение для вторичных цепей схем защиты, управления, сигнализации и измерения со всеми присоединительными аппаратами (автоматические выключатели, магнитные пускатели, контакторы, реле, приборы и т. п.) 1 кВ. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин.
3. Проверка действия максимальных, минимальных или независимых расцепителей автоматических выключателей. Производится у автоматических выключателей с номинальным током 200 А и более. Пределы действия расцепителей должны соответствовать заводским данным.
4. Проверка работы автоматических выключателей и контакторов при пониженном и номинальном напряжениях оперативного тока. Значения напряжения и количество операций при испытании автоматических выключателей и контакторов многократными включениями и отключениями приведены в табл. 1.8.40.
5. Проверка релейной аппаратуры. Проверка реле защиты, управления, автоматики и сигнализации и других устройств производится в соответствии с действующими инструкциями. Пределы срабатывания реле на рабочих уставках должны соответствовать расчетным данным.
6. Проверка правильности функционирования полностью собранных схем при различных значениях оперативного тока. Все элементы схем должны надежно функционировать в предусмотренной проектом последовательности при значениях оперативного тока, приведенных в табл. 1.8.41.
| Испытуемый объект | Напряжение мегаомметра, В | Сопротивление изоляции, МОм | Примечание |
| Вторичные цепи управления, защиты, измерения, сигнализации и т. п. в электроустановках напряжением выше 1 кВ: | |||
| шинки оперативного тока и шинки цепей напряжения на щите управления | 500-1000 | 10 | Испытания производятся при отсоединенных цепях |
| каждое присоединение вторичных цепей и цепей питания приводов выключателей и разъединителей | 500-1000 | 1 | Испытания производятся со всеми присоединенными аппаратами (обмотки приводов, контакторы, реле, приборы, вторичные обмотки трансформаторов тока и напряжения и т. п.) |
| Вторичные цепи управления, защиты, сигнализации в релейно-контакторных схемах установок напряжением до 1 кВ | 500-1000 | 0,5 | Испытания производятся со всеми присоединенными аппаратами (магнитные пускатели, контакторы, реле, приборы и т. п.) |
| Цепи бесконтактных схем системы регулирования и управления, а также присоединенные к ним элементы | По данным завода-изготовителя | — | |
| Цепи управления, защиты и возбуждения машин постоянного тока напряжением до 1,1 кВ, присоединенных к цепям главного тока | 500-1000 | 1 | — |
| Силовые и осветительные электропроводки | 1000 | 0,5 | Испытания в осветительных проводках производятся до вворачивания ламп с присоединением нулевого провода к корпусу светильника. Изоляция измеряется между проводами и относительно земли |
| Распределительные устройства, щиты и токопроводы напряжением до 1 кВ | 500-1000 | 0,5 | Испытания производятся для каждой секции распределительного устройства |
| Операция | Напряжение оперативного тока, % номинального | Количество операций |
| Включение | 90 | 5 |
| Включение и отключение | 100 | 5 |
| Отключение | 80 | 10 |
Таблица 1.8.41. Напряжение оперативного тока, при котором должно обеспечиваться нормальное функционирование схем
| Испытуемый объект | Напряжение оперативного тока, % номинального | Примечение |
| Схемы защиты и сигнализации в установках напряжением выше 1 кВ | 80, 100 | — |
| Схемы управления в установках напряжением выше 1 кВ: | ||
| испытание на включение | 90, 100 | — |
| то же, но на отключение | 80, 100 | — |
| Релейно-контакторные схемы в установках напряжением до 1 кВ | 90, 100 | Для простых схем кнопка — магнитный пускатель проверка работы на пониженном напряжении не производится |
| Бесконтактные схемы на логических элементах | 85, 100, 110 | Изменение напряжения производится на входе в блок питания |
| Номинальное напряжение, В | 24 | 48 | 110 | 220 |
| Сопротивление, кОм | 14 | 25 | 50 | 100 |
2. Проверка емкости отформованной аккумуляторной батареи. Полностью заряженные аккумуляторы разряжают током 3- или 10-часового режима. Емкость аккумуляторной батареи, приведенная к температуре +25°С, должна соответствовать данным завода-изготовителя.
3. Проверка плотности температуры электролита. Плотность и температура электролита каждого элемента в конце заряда и разряда батареи должны соответствовать данным завода-изготовителя. Температура электролита при заряде должна быть не выше +40°С.
4. Химический анализ электролита. Электролит для заливки кислотных аккумуляторных батарей должен готовиться из серной аккумуляторной кислоты сорта А по ГОСТ 667-73* и дистиллированной воды по ГОСТ 6709-72. Содержание примесей и нелетучего остатка в разведенном электролите не должно превышать значений, приведенных ниже.
| Прозрачность | Прозрачная |
| Окраска согласно колориметрическому определению, мл | 0,6 |
| Плотность, т/м 3 , при 20°С | 1,18 |
| Содержание, % | |
| моногидрата | 24,8 |
| железа | 0,006 |
| мышьяка | 0,00005 |
| марганца | 0,00005 |
| хлора | 0,0005 |
| окислов азота | 0,00005 |
| нелетучий остаток, % | 0,3 |
| Реакция на металлы, осаждаемые сероводородом | Выдерживает испытание по ГОСТ 667-73, п. 19 |
| Вещества, восстанавливающие марганцовокислый калий | Выдерживает испытание по ГОСТ 667-73, п. 18 |
5. Измерение напряжения на элементах. Напряжение отстающих элементов в конце разряда не должно отличаться более чем на 1-1,5% от среднего напряжения остальных элементов, а количество отстающих элементов должно быть не более 5% их общего количества в батарее.
1.8.37. Силовые кабельные линии напряжением до 1 кВ испытываются по п. 1, 2, 7, 13, напряжением выше 1 кВ и до 35 кВ — по п. 1-3, 6, 7, 11, 13, напряжением 110 кВ и выше — в полном объеме, предусмотренном настоящим параграфом.
1. Проверка целости и фазировки жил кабеля. Проверяются целость и совпадение обозначений фаз подключаемых жил кабеля.
2. Измерение сопротивления изоляции. Производится мегаомметром на напряжение 2,5 кВ. Для силовых кабелей до 1 кВ сопротивление изоляции должно быть не менее 0,5 МОм. Для силовых кабелей выше 1 кВ сопротивление изоляции не нормируется. Измерение следует производить до и после испытания кабеля повышенным напряжением.
3. Испытание повышенным напряжением выпрямленного тока. Силовые кабели выше 1 кВ испытываются повышенным напряжением выпрямленного тока. Значения испытательного напряжения и длительность приложения нормированного испытательного напряжения приведены в табл. 1.8.42.
| Изоляция и марка кабеля | Испытательное напряжение, кВ, для кабелей на рабочее напряжение, кВ | Продолжительность испытания, мин | |||||||
| 2 | 3 | 6 | 10 | 20 | 35 | 110 | 220 | ||
| Бумажная | 12 | 18 | 36 | 60 | 100 | 175 | 300 | 450 | 10 |
| Резиновая марок ГТШ, КШЭ, КШВГ, КШВГЛ, КШБГД | — | 6 | 12 | — | — | — | — | — | 5 |
| Пластмассовая | — | 15 | — | — | — | — | — | — | 10 |
В процессе испытания повышенным напряжением выпрямленного тока обращается внимание на характер изменения тока утечки. Кабель считается выдержавшим испытания, если не произошло пробоя, не было скользящих разрядов и толчков тока утечки или его нарастания после того, как он достиг установившегося значения.
4. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты. Допускается производить для линий 110-220 кВ взамен испытания выпрямленным током; значение испытательного напряжения: для линий 110 кВ-220 кВ (130 кВ по отношению к земле); для линий 220 кВ-500 кВ (288 кВ по отношению к земле). Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 5 мин.
5. Определение активного сопротивления жил. Производится для линий 35 кВ и выше. Активное сопротивление жил кабельной линии постоянному току, приведенное к 1 мм²сечения, 1 м длины и температуре +20°С, должно быть не более 0,0179 Ом для медной жилы и не более 0,0294 Ом для алюминиевой жилы.
6. Определение электрической рабочей емкости жил. Производится для линий 35 кВ и выше. Измеренная емкость, приведенная к удельным величинам, не должна отличаться от результатов заводских испытаний более чем на 5%.
7. Измерение распределения тока по одножильным кабелям. Неравномерность в распределении токов на кабелях не должна быть более 10%.
8. Проверка защиты от блуждающих токов. Производится проверка действия установленных катодных защит.
9. Испытание на наличие нерастворенного воздуха (пропиточное испытание). Производится для маслонаполненных кабельных линий 110-220 кВ. Содержание нерастворенного воздуха в масле должно быть не более 0,1%.
10. Испытание подпитывающих агрегатов и автоматического подогрева концевых муфт. Производится для маслонаполненных кабельных линий 110-220 кВ.
| Показатель масла | Нормы для масла марки | |
| С-220 | МН-3 | |
| Электрическая прочность, кВ/см, не менее | 180 | 180 |
| Тангенс угла диэлектрических потерь при +100°С, %, не более | 0,005 | 0,008 |
| Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более | 0,02 | 0,02 |
| Степень дегазации, %, не более | 0,5 | 1,0 |
11. Контроль состояния антикоррозийного покрытия. Производится для стального трубопровода маслонаполненных кабельных линий 110-220 кВ.
12. Проверка характеристик масла. Производится для маслонаполненных кабельных линий 110-220 кВ. Отбор проб следует производить из всех элементов линии. Пробы масла марки С-220, отбираемые через 3 сут. после заливки, должны удовлетворять требованиям табл. 1.8.43. Пробы масла марки МН-3, отбираемые из линий низкого и высокого давления через 5 сут после заливки, должны удовлетворять требованиям табл. 1.8.43.
13. Измерение сопротивления заземления. Производится на линиях всех напряжений для концевых заделок, а на линиях 110-220 кВ, кроме того, для металлических конструкций кабельных колодцев и подпиточных пунктов.
Проверка состояния изоляторов
Анализ работы воздушных линий электропередачи показывает, что около 30 % повреждений ВЛ связано с отказами изоляторов. Причины выхода из строя разнообразны. Сравнительно часто имеет место перекрытие изоляторов во время грозы из-за потери электрической прочности нескольких элементов в гирлянде, при повышенных механических усилиях из-за гололеда и пляски проводов. Способствуют процессу загрязнения изоляторов плохие погодные условия. При перекрытии может происходить повреждение и даже разрушение изоляторов.
При внешнем осмотре проверяется состояние фарфора, наличие трещин, сколов, повреждений и загрязнений. Изоляторы признаются дефектными, если трещины, сколы занимают 25 % поверхности, оплавлена и обожжена глазурь, наблюдается стойкое загрязнение поверхности.
Простейшим методом обнаружения пробитого изолятора является проверка наличия напряжения на каждом элементе гирлянды. Используется штанга длиной 2,5 — 3 м с металлическим наконечником в виде вилки. При проверке одним концом вилки касаются шапки одного изолятора, а другим соседнего. Если при отводе конца вилки от шапки искра не возникает — изолятор пробит.
Более точный метод — измерение напряжения, приходящегося на изолятор. Изолирующая штанга имеет на конце разрядник с регулируемым воздушным промежутком. Накладывая вилку штанги на металлические шапки изоляторов, добиваются разряда. Величина промежутка указывает на значение напряжения пробоя. Отсутствие пробоя свидетельствует о неисправности изолятора.
На ВЛ со снятым напряжением для контроля состояния изоляторов проводят измерение сопротивления изоляции мегаомметром напряжением 2500 В. Сопротивление каждого изолятора не должно быть менее 300 МОм.
Ремонт воздушных линий электропередачи
Для устранения дефектов, обнаруженных при осмотрах, составляется график отключения воздушных линий электропередачи для проведения ремонта.
Текущий ремонт воздушных линий электропередачи проводится ежегодно. Объем выполняемых работ включает: ремонт и выправку опор, замену поврежденных изоляторов, перетяжку отдельных участков сети, проверку трубчатых разрядников, вырубку разросшихся деревьев. При капитальном ремонте проводится плановая замена опор, перетяжка и выправка линий, замена неисправной арматуры. Капитальный ремонт низковольтных воздушных линий проводится один раз в 10 лет.
Ремонт деревянных опор
При эксплуатации воздушных линий электропередачи наблюдаются отклонения опор от вертикального положения. С течением времени величина наклона увеличивается и опора может упасть. Для восстановления нормального положения опоры используется лебедка. После правки почву вокруг опоры хорошо утрамбовывают. Если опора наклонилась в результате ослабления бандажа, производят его подтяжку.
Расположенные в земле деревянные части пасынка (опоры) подвергаются сравнительно быстрому загниванию. Для продления срока службы в местах повреждения устанавливают антисептические бандажи. Другая технология работ предусматривает заготовку гидроизоляционных листов с заранее наложенным антисептиком и последующую установку их на пораженное место.
В настоящее время часто практикуют замену поврежденных деревянных пасынков на железобетонные. Если меняют пасынок при хорошем состоянии остальной части опоры, то такую работу выполняют без снятия напряжения. Новый пасынок устанавливают с противоположной стороны (по отношению к старому пасынку), а старый удаляют.
Ремонт железобетонных опор
Выправку одностоечных железобетонных опор осуществляют с помощью телескопической вышки.
Различают следующие дефекты железобетонных опор: поперечные трещины, раковины, щели, пятна на бетоне.
При наличии поперечных трещин в зависимости от типа опоры производят окраску поверхности бетона в зоне трещин, заделку их полимерцементным раствором, установку бандажей и замену опор.
При ширине трещины более 0,6 мм, наличии раковин или отверстий площадью до 25 см2 устанавливают бандаж. Поврежденное место зачищают, размещают вертикальный или горизонтальный стальной каркас (сталь диаметром до 16 мм), делают опалубку и заливают бетоном. Края бандажа должны на 20 см перекрывать зону разрушения бетона.
При наличии продольных трещин длиной более 3 м на всей поверхности бетона, раковин или отверстий площадью более 25 см 2 производится замена опоры.
Проверка и испытания изоляторов
Своевременная проверка и испытания изоляторов являются одним из основных методов повышения надёжности электрооборудования. Так, анализ эксплуатации ЛЭП показывает, что почти треть повреждений линий вызывается отказами ее изоляторов.
Внешний осмотр
Внешний осмотр является одним из основных способов обследования изоляторов. Во время него оценивается состояние изоляции и шапки изолятора, площадь имеющихся на нем трещин, сколов, значительных повреждений, проверяется состояние влагостойкого покрытия, а также степень загрязнений (особенно стойкого загрязнения) изолятора. Кроме этого выявляются места оплавления и повреждения его глазури.
Затем выполняется внешний осмотр имеющейся линейной аппаратуры. Оценивается степень ее повреждения коррозией, имеющиеся трещины, оплавы, изгибы, проверяется соосность деталей, отсутствие изменение формы и размеров.
У проходных изоляторов также осматриваются заземлитель измерительного вывода, ПИН, определяется уровень масла в расширителе.
У полимерных изолятора проверяют герметичность защитной оболочки, особенно в районе стеклопластикового стержня и местах ее сочленения с арматурой. Также выявляются места эрозии оболочки, дендритов и хрупких изломов.
Для подвесных стеклянных изоляторов кроме внешнего осмотра никакие другие проверки и испытания не проводятся.
Проверка наличия напряжения
Такое испытание изоляторов, проводимое с помощью измерительной штанги или штанги, имеющей постоянный искровой промежуток, позволяет быстро выявить в гирлянде воздушной линии пробитый изолятор.
Измерение сопротивления изоляции
Диагностика текущего состояния изоляции проводится с помощью мегаомметра. По действующим нормам у изолятора ЛЭП эта величина должна превышать 300 МОм. Если причиной низкого сопротивления изолятора является загрязнение, то после его протирки измерения сопротивления изоляции повторяются.
Определение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции
Такое испытание выполняется только у проходных изоляторов с некоторыми видами изоляции. Кроме этого измерения, определяется емкость между вводами и выводами изолятора. В случае превышения этих величин нормируемых значение, изолятор требует сушки. После нее измерения проводят повторно.
При удовлетворительных результатах предыдущих измерений изоляторы подвергаются испытанию переменным повышенным напряжением (высоковольтным испытаниям).
Высоковольтные испытания
Величина испытательного переменного напряжения и время его приложения нормируется исходя из типа изолятора и вида его изоляции. Данный вид испытания для опорно-стержневыв изоляторов не обязателен.
Обнаружение частичных разрядов
Проверка и испытание изоляторов на частичные разряды выполняется с помощью электронно-оптического приборов «Филин-6» или ультразвукового дефектоскопа УД-8. Оценка текущего состояния изоляторов проводится в соответствии с инструкциями этих приборов.
Тепловизионный контроль изоляторов выполняется по инструкциям их заводов-изготовителей.
Как проверить изолятор на пробой
Своевременная проверка и испытания изоляторов являются одним из основных методов повышения надёжности электрооборудования. Так, анализ эксплуатации ЛЭП показывает, что почти треть повреждений линий вызывается отказами ее изоляторов.
Внешний осмотр
Внешний осмотр является одним из основных способов обследования изоляторов. Во время него оценивается состояние изоляции и шапки изолятора, площадь имеющихся на нем трещин, сколов, значительных повреждений, проверяется состояние влагостойкого покрытия, а также степень загрязнений (особенно стойкого загрязнения) изолятора. Кроме этого выявляются места оплавления и повреждения его глазури.
Затем выполняется внешний осмотр имеющейся линейной аппаратуры. Оценивается степень ее повреждения коррозией, имеющиеся трещины, оплавы, изгибы, проверяется соосность деталей, отсутствие изменение формы и размеров.
У проходных изоляторов также осматриваются заземлитель измерительного вывода, ПИН, определяется уровень масла в расширителе.
У полимерных изолятора проверяют герметичность защитной оболочки, особенно в районе стеклопластикового стержня и местах ее сочленения с арматурой. Также выявляются места эрозии оболочки, дендритов и хрупких изломов.
Для подвесных стеклянных изоляторов кроме внешнего осмотра никакие другие проверки и испытания не проводятся.
Проверка наличия напряжения
Такое испытание изоляторов, проводимое с помощью измерительной штанги или штанги, имеющей постоянный искровой промежуток, позволяет быстро выявить в гирлянде воздушной линии пробитый изолятор.
Измерение сопротивления изоляции
Диагностика текущего состояния изоляции проводится с помощью мегаомметра. По действующим нормам у изолятора ЛЭП эта величина должна превышать 300 МОм. Если причиной низкого сопротивления изолятора является загрязнение, то после его протирки измерения сопротивления изоляции повторяются.
Определение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции
Такое испытание выполняется только у проходных изоляторов с некоторыми видами изоляции. Кроме этого измерения, определяется емкость между вводами и выводами изолятора. В случае превышения этих величин нормируемых значение, изолятор требует сушки. После нее измерения проводят повторно.
При удовлетворительных результатах предыдущих измерений изоляторы подвергаются испытанию переменным повышенным напряжением (высоковольтным испытаниям).
Высоковольтные испытания
Величина испытательного переменного напряжения и время его приложения нормируется исходя из типа изолятора и вида его изоляции. Данный вид испытания для опорно-стержневыв изоляторов не обязателен.
Обнаружение частичных разрядов
Проверка и испытание изоляторов на частичные разряды выполняется с помощью электронно-оптического приборов «Филин-6» или ультразвукового дефектоскопа УД-8. Оценка текущего состояния изоляторов проводится в соответствии с инструкциями этих приборов.
Тепловизионный контроль изоляторов выполняется по инструкциям их заводов-изготовителей.
Проверка состояния изоляторов
Анализ работы воздушных линий электропередачи показывает, что около 30 % повреждений ВЛ связано с отказами изоляторов. Причины выхода из строя разнообразны. Сравнительно часто имеет место перекрытие изоляторов во время грозы из-за потери электрической прочности нескольких элементов в гирлянде, при повышенных механических усилиях из-за гололеда и пляски проводов. Способствуют процессу загрязнения изоляторов плохие погодные условия. При перекрытии может происходить повреждение и даже разрушение изоляторов.
При внешнем осмотре проверяется состояние фарфора, наличие трещин, сколов, повреждений и загрязнений. Изоляторы признаются дефектными, если трещины, сколы занимают 25 % поверхности, оплавлена и обожжена глазурь, наблюдается стойкое загрязнение поверхности.
Простейшим методом обнаружения пробитого изолятора является проверка наличия напряжения на каждом элементе гирлянды. Используется штанга длиной 2,5 — 3 м с металлическим наконечником в виде вилки. При проверке одним концом вилки касаются шапки одного изолятора, а другим соседнего. Если при отводе конца вилки от шапки искра не возникает — изолятор пробит.
Более точный метод — измерение напряжения, приходящегося на изолятор. Изолирующая штанга имеет на конце разрядник с регулируемым воздушным промежутком. Накладывая вилку штанги на металлические шапки изоляторов, добиваются разряда. Величина промежутка указывает на значение напряжения пробоя. Отсутствие пробоя свидетельствует о неисправности изолятора.
На ВЛ со снятым напряжением для контроля состояния изоляторов проводят измерение сопротивления изоляции мегаомметром напряжением 2500 В. Сопротивление каждого изолятора не должно быть менее 300 МОм.
Ремонт воздушных линий электропередачи
Для устранения дефектов, обнаруженных при осмотрах, составляется график отключения воздушных линий электропередачи для проведения ремонта.
Текущий ремонт воздушных линий электропередачи проводится ежегодно. Объем выполняемых работ включает: ремонт и выправку опор, замену поврежденных изоляторов, перетяжку отдельных участков сети, проверку трубчатых разрядников, вырубку разросшихся деревьев. При капитальном ремонте проводится плановая замена опор, перетяжка и выправка линий, замена неисправной арматуры. Капитальный ремонт низковольтных воздушных линий проводится один раз в 10 лет.
Ремонт деревянных опор
При эксплуатации воздушных линий электропередачи наблюдаются отклонения опор от вертикального положения. С течением времени величина наклона увеличивается и опора может упасть. Для восстановления нормального положения опоры используется лебедка. После правки почву вокруг опоры хорошо утрамбовывают. Если опора наклонилась в результате ослабления бандажа, производят его подтяжку.
Расположенные в земле деревянные части пасынка (опоры) подвергаются сравнительно быстрому загниванию. Для продления срока службы в местах повреждения устанавливают антисептические бандажи. Другая технология работ предусматривает заготовку гидроизоляционных листов с заранее наложенным антисептиком и последующую установку их на пораженное место.
В настоящее время часто практикуют замену поврежденных деревянных пасынков на железобетонные. Если меняют пасынок при хорошем состоянии остальной части опоры, то такую работу выполняют без снятия напряжения. Новый пасынок устанавливают с противоположной стороны (по отношению к старому пасынку), а старый удаляют.
Ремонт железобетонных опор
Выправку одностоечных железобетонных опор осуществляют с помощью телескопической вышки.
Различают следующие дефекты железобетонных опор: поперечные трещины, раковины, щели, пятна на бетоне.
При наличии поперечных трещин в зависимости от типа опоры производят окраску поверхности бетона в зоне трещин, заделку их полимерцементным раствором, установку бандажей и замену опор.
При ширине трещины более 0,6 мм, наличии раковин или отверстий площадью до 25 см2 устанавливают бандаж. Поврежденное место зачищают, размещают вертикальный или горизонтальный стальной каркас (сталь диаметром до 16 мм), делают опалубку и заливают бетоном. Края бандажа должны на 20 см перекрывать зону разрушения бетона.
При наличии продольных трещин длиной более 3 м на всей поверхности бетона, раковин или отверстий площадью более 25 см 2 производится замена опоры.
Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).
Папиллярные узоры пальцев рук — маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни.
Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.
Испытания фарфоровых подвесных и опорных изоляторов
Перед проведением измерений и испытаний необходимо провести наружный осмотр изоляторов. При осмотре проверяется целостность фарфора, металлической арматуры, глазури, надежность армировки металлических деталей изоляторов, параллельность колпачка и фланца у опорных изоляторов, исправность армировки и влагостойкого покрытия. Изоляторы считаются непригодными к эксплуатации в случае обнаружения у них сквозных и поверхностных трещин, скола фарфора (более 25%), стойкого загрязнения поверхности фарфора и т.п.
Измерения и испытания должны производиться только при положительных температурах окружающего воздуха. Это требование вызвано тем, что влага, попавшая из окружающей среды в трещины фарфора изолятора, при отрицательных температурах замерзает, превращаясь в лед, который является хорошим диэлектриком.
Буквы и цифры в обозначениях типа подвесных и опорных изоляторов, применяемых в электроустановках, означают: О — опорные, Ф — фарфоровые, Р — ребристые, Н — наружной установки, М — модернизированные, С — стержневые, Ш — штыревые, У — усиленные с увеличенной длиной пути утечки, ВП — с внутренней полостью, ов — овальный фланец, кв — квадратный фланец, кр — круглый фланец, первая цифра — номинальное напряжение (кВ), вторая цифра — минимальная разрушающая нагрузка при изгибе, кгс (может быть третьей цифрой, тогда вторая — номинальный ток), А. Б, В, Г, Д, Е — в конце буквенного обозначения характеризуют механическую прочность. Например: ОНШ-35-2000 — опорный, фарфоровый (по умолчанию), штыревой, номинальное напряжение 35 кВ, разрушающая нагрузка 2000 кгс.
Нормы приемо-сдаточных испытаний фарфоровых подвесных и опорных изоляторов
Объем приемо-сдаточных испытаний.
В соответствии с требованиями ПУЭ объем приемо-сдаточных испытаний фарфоровых подвесных и опорных изоляторов определяет выполнение следующих работ.
1. Измерение сопротивления изоляции подвесных и многоэлементных изоляторов.
2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
а) опорных одноэлементных изоляторов;
б) опорных многоэлементных и подвесных изоляторов.
Измерение сопротивления изоляции подвесных и многоэлементных изоляторов.
Измерение производится мегаомметром на напряжение 2500 В в течении 1 мин. только при положительной температуре окружающего воздуха. Измерение сопротивления изоляторов следует производить непосредственно перед их установкой в распределительных устройствах и на линиях электропередачи. Сопротивление изоляции каждого подвесного изолятора или каждого элемента штыревого изолятора должно быть не менее 300 МОм.
При измерениях поверхность изолятора должна быть сухой и не иметь проводящих загрязнений.
О порядке измерения сопротивления изоляции следует руководствоваться указаниями.
Испытание повышенным напряжением промышленной частоты.
а) опорных одноэлементных изоляторов. Испытание опорных одноэлементных изоляторов внутренней и наружной установки производится напряжением указанным в табл. 1. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин.
Таблица 1. Испытательное напряжение опорных одноэлементных изоляторов
Испытательное напряжение, кВ,
для номинального
напряжения электроустановки, кВ
Изоляторы, испытываемые отдельно
Изоляторы, установленные в цепях шин и аппаратов
б) опорных многоэлементных и подвесных изоляторов. Испытание вновь установленных штыревых и подвесных изоляторов производится на напряжении 50 кВ, прикладываемом к каждому элементу изолятора.
Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения для изоляторов, у которых основной изоляцией являются твердые органические материалы, 5 мин, для керамических изоляторов — 1 мин.
Стеклянные подвесные изоляторы электрическим испытаниям повышенным напряжением не подвергаются, т. к. их дефекты легко обнаруживаются наружным осмотром. Испытания для опорно-стержневых изоляторов также не обязательны.
Схема испытания повышенным напряжением подвесных и многоэлементных опорных изоляторов представлена на рис. 7.1.
Для обеспечения надежного контакта в местах подвода испытательного напряжения к элементам изолятора на последние накладываются бандажи из голого гибкого провода.
Рис. 7.1. Схема испытания многоэлементных изоляторов повышенным напряжением промышленной частоты
Для ускорения испытания изоляторов используются специальные пружинящие захваты, накладываемые на элементы испытываемых изоляторов. Пробой изоляции элементов изолятора может быть отмечен по отклонению стрелки амперметра.
Изоляторы считаются выдержавшими испытания, если они при этом не имели пробоя или местных нагревов изоляции. Поверхностное перекрытие изоляции при испытаниях не является причиной для браковки изоляторов и часто является следствием искажения кривой испытательного напряжения, особенно при питании испытательной установки по схеме «фаза-нейтраль».
Опорно-стержневые изоляторы разъединителей и отделителей должны испытываться на изгиб посредством стягивания двух изоляторов одноименных фаз специальным приспособлением.
Приспособление состоит из двухходового стяжного болта с резьбой, динамометра (например, ДПУ-500) и двух крюков. Для проведения испытаний крюки надевают на стрежни контактных втулок двух полюсов одноименных фаз разъединителя и вращением рукоятки двухходового винта стягивают изоляторы. При этом к каждому изолятору прикладывают изгибающее усилие, равное испытательной нагрузке (60% от минимального разрушающего усилия данного типа изолятора). Время приложения испытательной нагрузки 15 с.
После испытания следует тщательно осмотреть изолятор на наличие трещин.
О порядке испытаний повышенным напряжением следует руководствоваться указаниями.
Испытание подвесных и опорных изоляторов
Приемо-сдаточные испытания фарфоровых опорных и подвесных изоляторов предполагают выполнение следующих работ согласно требованиям ПУЭ:
- Измерения сопротивления изоляции многоэлементных и подвесных изоляторов.
- Испытания с помощью повышенного напряжения промышленной частоты:
- одноэлементных опорных изоляторов;
- многоэлементных опорных и подвесных изоляторов.
Испытание подвесных и опорных изоляторов
Цена за испытание: от 10 000 ₽
Измерение сопротивления изоляции
Измерительные работы проводятся с помощью мегаомметра на напряжение 2500В течение 1-й минуты. Обязательное условие — положительная температура окружающего воздуха. Процедуру измерения сопротивления нужно выполнять непосредственно перед установкой изоляторов в распределительное устройство и на линии электропередачи. Величина сопротивления изоляции каждого подвесного изолятора или его элемента должна быть не меньше 300МОм. Важно, чтобы поверхность при замерах была сухой и не имела проводящих загрязнений.
Испытание повышенным напряжением одноэлементных опорных изоляторов
Испытания одноэлементных опорных изоляторов наружной и внутренней установки производятся напряжением, значения которого указаны в таблице. Длительность приложения нормированного испытательного напряжения составляет 1 минуту.
Испытываемые изоляторы
Испытательное напряжение, кВ,
для номинального напряжения электроустановки, кВ
3
6
10
15
20
35
Установленные в цепях шин и аппаратов
Испытание повышенным напряжением многоэлементных опорных и подвесных изоляторов
Испытание проводится напряжением 50 кВ, которое прикладывается к каждому элементу изолятора. Длительность приложения нормированного напряжения составляет:
- при изоляции из твердых органических материалов — 5 минут;
- при керамической изоляции — 1 минуту.
К стеклянным подвесным изоляторам электрические испытания повышенным напряжением не применяются, так как имеющиеся дефекты легко выявляются в ходе наружного осмотра. Необязательными подобные испытания являются и для опорно-стержневых изоляторов.
Чтобы обеспечить надежный контакт в местах подвода испытательного напряжения к элементам изолятора на них накладываются бандажи из гибкого голого провода. Ускорить испытания можно с помощью специальных пружинящих захватов, которые накладываются на элементы испытываемых изоляторов.
Положительным итогом испытаний является показатель отсутствия местного нагрева изоляции или ее пробоя, который фиксируются с помощью отклонения стрелки амперметра.
Факт поверхностного перекрытия изоляции в процессе испытания не служит причиной для забраковки изолятора, а является последствием искажения кривой испытательного напряжения. Особенно если испытательная установка питается по схеме "фаза — нейтраль".
К опорно-стержневым изоляторам разъединителей и отделителей применяется испытание на изгиб. С помощью специального приспособления, состоящего из двухходового стяжного болта с резьбой, двух крюков и динамометра (к примеру, ДПУ-500), стягиваются два изолятора одноименных фаз. Во время процедуры каждый изолятор испытывает изгибающее усилие, соответствующее испытательной нагрузке (60% от минимального разрушающего усилия для данного типа). Продолжительность приложения нагрузки — 15 секунд. По окончании необходимо провести тщательный осмотр изолятора на наличие трещин.
Выполнение всех вышеописанных испытаний обязательно следует производить в соответствии с указаниями о порядке проведения.