Типовая инструкция по эксплуатации вл

ОСМОТРЫ ОБОРУДОВАНИЯ ТП.

Трансформаторы. При осмотре трансформаторов проверяют: состояние кожухов, фланцевых соединений маслопроводов системы охлаждения, бака и других частей, отсутствие течи масла и механических повреждений; исправность действия системы охлаждения маслосборочных устройств и нагрев трансформаторов; наличие масла в маслонаполненных вводах и уровень масла в расширителе, который должен соответствовать температурной отметке; целостность и исправность измерительных приборов (манометров, термосигнализаторов и термометров) и их показания, а также маслоуказателей, газовых реле и т.п.; состояние маслоочистительных устройств и непрерывной регенерации масла, термосифонных фильтров и влагопоглощающих патронов; исправность устройств сигнализации и пробивных предохранителей; состояние изоляторов (отсутствие трещин, сколов фарфора, загрязнение и т.п.) и ошиновки кабеля; отсутствие нагрева контактных соединений; отсутствие постоянного шума.

При обнаружении сильного неравномерного шума и потрескивания внутри трансформатора, возрастающего нагрева при нормальной нагрузке охлаждения, выброса масла из расширителя, понижения уровня масла ниже установленного трансформатор необходимо тоключить.

Выключатели.При визуальном осмотре выключателей устанавливают действительное положение (отключенное или выключенное) выключателя, целостность изоляторов и тяг, отсутствие течи и выброса масла, соответствие его уровня допустимому значению по шкале указателя уровня. В воздушных выключателях проверяют также целостность дугогасительных систем, резиновых прокладок в соединениях изоляторов, дугогасительных камер и т.д. При осмотрах и обслуживании приводов производят их очистку от пыли и грязи, проверяют надежность креплений шарнирных соединений, состояние контактов и пружин, состояние поверхностей защелок кулачков, зацепления собачек. Важное значение в работе привода имеет смазка трущихся частей или элементов.

Разъединители.При осмотре внимание уделяют состоянию контактных соединений и изоляции этих аппаратов. При обнаружении цветов побежалости на поверхности контактов проверяют температуру их нагрева с помощью термосвечей или электротермометра. При повышении допустимой температуры разъединители выводят в ремонт.

Реакторы.При осмотре проверяют состояние бетонных колонок и крепления в них анкерных болтов. На колонках не допускаются трещины, сколы, нарушения лакового покрова. Небольшие трещины заделывают асфальтным лаком, а большие – чистым цементным раствором. Фарфоровые изоляторы не должны иметь сколов, трещин, нарушений армировки, изоляции витков обмоток.

Конденсаторные установки.Осмотр конденсаторных установок выполняют не реже 1 раза в 1 месяц. Для установок мощностью 500 квар и не реже 1 раза в декаду – для установок выше 500 квар. Во время осмотров проверяют: состояние изоляторов; температуру окружающего воздуха; отсутствие вспучивания корпусов конденсаторов и следов вытекания пропитывающей жидкости; целостность плавки вставок у предохранителей; значение тока и равномерность нагрузки отдельных фаз батареи; исправность цепи разрядного устройства; наличие и исправность средств защиты, блокировок; значение напряжения на шинах конденсаторной установки. Эксплуатацию конденсаторной установки прекращают в следующих случаях: при повышении напряжения более 110% от номинального; превышении температуры окружающего воздуха выше допустимой для конденсаторов данного типа; при вспучивании стенок конденсатора более 10 мм; течи пропиточной жидкости; повреждении изоляторов; увеличении тока батареи более чем на 30% номинального значения и неравномерности нагрузки фаз более 10% среднего значения тока.

Конденсаторы после отключения сохраняют опасный для людей заряд. Поэтому к конденсаторам присоединяют разрядные устройства. В установках выше 1000 В между резисторами и конденсаторами не должно быть коммутационных аппаратов. Перед отключением конденсаторной установки каждый раз проверяют исправность разрядного устройства. При выполнении работ с прикосновением к конденсаторам независимо от разрядного устройства производят их контрольный разряд металлическим стержнем, надежно закрепленным на изолирующей штанге. Повторное включение конденсаторной батареи может быть произведено не ранее, чем через 5 минут при напряжении выше 660 В и не ранее чем через 1 минуту при более низком напряжении.

Аккумуляторные батареи.Во время осмотра проверяют состояние корпусов аккумуляторов и качество межэлементных соединений (отсутствие вмятин, трещин, сколов и т.п.); уровень электролита. Пластины в элементах должны быть покрыты электролитом на 10-15 мм выше верхнего края пластин, чтобы не происходило сульфатации (белого налета), коробления и короткого замыкания. В стеклянных сосудах следят за уровнем шлама – расстояние между нижним краем пластин и шламом должно быть не менее 10 мм. Напряжение, плотность и температуру электролита каждого элемента батареи измеряют не реже 1 раза в 1 месяц. При измерении напряжения следят за тем, чтобы в батарее было не более 5% отстающих элементов, напряжение которых в конце разряда отличается более чем на 1-1,5 % от среднего напряжения. Плотность и температура электролита в конце заряда и разряда должны соответствовать заводским данным.

Средства защиты и управления.В соответствии с действующими нормативными документами (ПЭУ, ПТЭ, отраслевыми ПБ и др.) в электроустановках применяют довольно большое число разнообразных по назначению, принципу действия, схемному и конструктивному исполнениям реле защит, устройства автоматики, управления, измерения, телемеханики и сигнализации (РЗиА), в том числе современные микропроцессорные блоки. Эти устройства должны обеспечивать высокую надежность и безопасность, достаточную чувствительность и быстроту действия, избирательность (селективность) действия и помехоустойчивость. Осмотр и периодичную проверку действия (срабатывания) этих устройств выполняют специализированные организации или подготовленный оперативный персонал в соответствии со специальными или местными инструкциями. Реле и устройства защиты, автоматики и телемеханики должны быть опломбированы, вскрывать их разрешается только специально назначенному персоналу. При осмотрах особое внимание обращают на соответствие установок, наличие оперативного тока, состояние контактов выходных реле, правильность положения переключающих устройств в соответствии со схемами и режимами работы электрооборудования, наличие пломб и др. Проверку действия устройств защитного отключения проводят не реже 1 раза в квартал. При выполнении этих работ принимают меры предосторожности против возможного ошибочного отключения оборудования.

Все случаи срабатываний, неправильной работы или отказов устройств РЗиА должны быть тщательно проанализированы обслуживающим персоналом и приняты дополнительные меры, исключающие их неправильную работу. После отказа или неправильного срабатывания этих устройств проводят дополнительную их проверку по специальной программе.

Важное значение для обеспечения надежной, экономичной и безопасной работы ТП и РУ имеет своевременное и качественное выполнение ревизий, наладок, профилактических испытаний и ремонтов их электрооборудования. Сроки проведения указанных работ определяет ответственное за электрохозяйство лицо на основании требований ПТЭ, отраслевой системы ППР и инструкций заводов-изготовителей. При этом учитывают данные эксплуатации по отказам, закономерностям износов, необходимости чисток и т.д. Тяжелые условия эксплуатации электрооборудования на угольных шахтах (повышенные запыленность и влажность, агрессивность атмосферы и др.), а также высокие требования по бесперебойности электроснабжения электроустановок, особенно обеспечивающих безопасность работ в шахтах (ЦПП, вентиляторы, подъемы и т.д.), обуславливают необходимость проведения ревизий, наладок и испытаний поверхностных подстанций не реже 1 раза в 2 года. Подробно порядок, объемы и методы производства этих работ изложены в Руководстве по ревизии, наладке и испытанию поверхностных подстанций шахт и резервов.

Эксплуатация трансформаторного масла.Надежность работы маслонаполненного электрооборудования в значительной степени определяется хорошим качеством трансформаторного масла. Его оценивают предельно допустимыми показателями, характеризующими: пробивное напряжение; содержание механических примесей, взвешенного угля, водорастворимых кислот и щелочей; снижение температуры вспышки; тангенс угла диэлектрических потерь; влаго — и газосодержащие; кислотное число; вязкость и др.

В процессе эксплуатации электрооборудования трансформаторное масло теряет свои первоначальные свойства. Под влиянием кислорода воздуха масло окисляется, чему способствует высокая температура и солнечный свет. Повышение кислотности оказывает отрицательное влияние на разрушение изоляции и служит катализатором дальнейшего окисления масла. По мере старения масла увеличиваются его плотность, вязкость количество механических примесей и т.д. В результате увеличения вязкости ухудшается циркуляция масла, что затрудняет охлаждение электрооборудования. Наличие механических примесей может вызвать короткое замыкание между токоведущими частями. Ухудшение химических и механических свойств масла приводит к снижению пробивного напряжения и к повышению диэлектрических потерь в масле.

С целью сохранения качества и свойств трансформаторного масла необходимо удаление продуктов его старения. Для этого в трансформаторах проводят непрерывную автоматическую регенерацию масла, которая заключается в циркуляции масла через адсорбент (силикагель), обладающий свойством поглощать из масла продукты его старения и воду. В результате применения регенерации замедляются процессы старения масла и происходит восстановление его качества. Непрерывную регенерацию масла осуществляют путем установки на трансформаторах термосифонных фильтров, заполненных силикагелем. Повышению стабильности способствует также применение трансформаторного масла с присадкой к ним антиокислителей, азотной защиты и др.

В процессе эксплуатации проводят испытание трансформаторного масла в сроки и объемах, определяемых ПТЭ: для трансформаторов мощностью выше 630 кВА, работающих с термосифонными фильтрами, — не реже 1 раза в 5 лет; в трансформаторах мощностью до 630 кВА проверка может не производиться. Масло трансформаторов, работающих без термосифонных фильтров, проверяют не реже 1 раза в 2 года.

В масляных выключателях испытания масла проводят отключения короткого замыкания. У малообъемных выключателей масло не испытывают, а заменяют свежим после 3-кратного отключения короткого замыкания. Для отбора проб масла используют стеклянные банки вместимостью 0,5-1 л с притертыми пробками. Перед набором масла маслопропускное отверстие и банки должны быть промыты маслом, предназначенным для анализа.

Если масло не удовлетворяет предъявленным требованиям, то должны быть выявлены причины его ухудшения и приняты меры по его восстановлению в зависимости от характера ухудшения качества масла одним из следующих способов: заменой силикагеля в адсорбных фильтрах; обработкой масла вакуумным сепаратором; обработкой масла гранулированным сорбентом и с помощью фильтра тонкой очистки.

Оперативные переключения.В процессе эксплуатации ТП и РУ возникает необходимость оперативных переключений; включений и отключения линий, трансформаторов, переключения в РУ и т.д. От четкости выполнения этих операций зависят бесперебойность электроснабжения потребителей, надежность и безопасность работы электроустановок.

К оперативным переключениям допускают лиц, имеющих требуемую квалификацию и утвержденных ответственными за электрохозяйство. Все работы выполняются этими лицами в соответствии с требованиями ПТЭ и установленным на предприятии порядком.

Переключения в ТП и РУ производят по устному или письменному распоряжению или с ведома вышестоящего персонала. О всех работах по переключению в обязательном порядке делают записи в оперативном журнале. Распоряжение о переключении должно содержать одно задание, предусматривающее операции, направленные на достижение одной цели, например: включение или отключение одного присоединения; вывод в ремонт сборных шин и т.д. Лица, участвующие в производстве переключений, должны четко представлять порядок и возможность выполнения всех операций с учетом состояния схемы и режима работы электрооборудования. С целью проверки правильности последовательности выполнения задаваемых операций при переключениях на щитах управления ТП и РУ должны применяться мнемонические схемы, схемы-макеты, оперативные схемы, а также утвержденные однолинейные схемы. Все изменения, происшедшие в электроустановках, немедленно вносят в эти схемы и доводят до сведения всех работников для которых знание их обязательно.

Все сложные переключения, проводимые более чем на одном присоединении в РУ выше 1000 В, должны выполняться по бланкам переключения двумя лицами: одно – непосредственно выполняет все операции, другое – контролирует последовательность и правильность их выполнения. В бланке записывают все производимые операции в порядке очередности выполнения, каждая под своим порядковым номером с новой строки. При выполнении работ бланк должен находиться в месте производства переключений.

Без бланков, но с записью в оперативном журнале единолично разрешается производить все простые и сложные переключения в РУ выше 1000 В при условии применения блокировочных устройств, полностью исключающих неправильные операции с разъединителями и заземляющими ножами.

При производстве переключений операции с коммутационными аппаратами, установленными в одной электрической цепи, выполняют в последовательности, определяемой назначением этих аппаратов и безопасностью операций для выполняющих переключения. Первой при отключении электрической цепи, имеющей выключатели, выполняют операцию его отключения, так как выключатель имеет систему дугогашения, обеспечивающую безопасное размыкание цепи под нагрузкой. Разъединители не предназначены для отключения-включения цепи под нагрузкой, поэтому перед их отключением убеждаются в отключенном положении выключателя.

Внеочередные осмотры проводятся:

При резком изменении температуры наружного воздуха. При каждом отключении трансформатора от действия газовой или дифференциальной защиты.

Испытание трансформаторного масла, находящегося в эксплуатации производится: Не реже 1 раза в 5 лет – для трансформаторов с термосифонными фильтрами, при S>630 кВА , 1 раза в 2 года – без термосифонных фильтров и при S<630 кВА. После капитальных ремонтов.

Таблица 3 — Периодичность осмотров силовых трансформаторов.

Операция	Периодичность	Пояснение
Осмотрыбез отключения трансформаторов Проверка: показаний термометров мано-вакуумметров; состояние кожухов трансформаторов; отсутствия течи маслав баке и в маслонаполненных вводах, соответствие уровня масла в расширителе температурной отметке; состояния изоляторов, маслоохлаждающих и маслосборных устройств, ошиновки кабелей; отсутствия нагрева контактных соединений; исправности пробивных предохранителей и сигнализации; состояния сети заземления трансформаторного помещения.	1 раз в сутки – в установках с постоянным дежурным персоналом. Не реже 1 раза в месяц – в установках без постоянного дежурного персонала. Не реже 1 раза в 6 мес. – на трансформаторных пунктах	Допускается длительное превышение напряжения на 5%, соответствующее данному ответвлению, на 10% — при нагрузке 25% от номинальной; при номинальной нагрузке – до 6 ч. в сутки. .

7.2. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЦЕХОВЫХ КТП.

Цеховые КТП предназначены для питания оборудования цехов, мастерских, боксов и других производственных или бытовых зданий и могут иметь один или несколько трансформаторов и комплекты оборудования для управления и защиты. КТП могут быть пристроенными, отдельно стоящими, внутрицеховыми, последние размещают как правило, на первых этажах зданий.

Пристроенной называют подстанцию, непосредственно примыкающую к основному зданию и имеющую с ним только одну общую стену. В этом случае трансформатор и другие части КТП можно выкатывать из помещения подстанции наружу и в цех или другие помещения этого здания.

Отдельно стоящей называют подстанцию, расположенную на определенном расстоянии от других зданий и сооружений. Расстояние от такой подстанции до производственного здания на промышленных предприятиях должно быть не менее 7 м при I и II степени его огнестойкости; 9м – при III и 10 м – при IV и V.

Внутрицеховой называют подстанцию, расположенную открыто или в отдельном закрытом помещении в цехе внутри производственного здания, причем доступ к оборудованию КТП осуществляется из того же или другого помещения этого здания.

Для внутрицеховых закрытых КТП все ограждающие конструкции должны быть выполнены из несгораемых материалов с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. Помещения КТП имеют двери без порогов, которые открываются в другие помещения или наружу и имеют самозапирающиеся замки, открываемые без ключа с внутренней стороны, и как правило, без окон. Внутренняя часть помещения должна быть окрашена в светлые тона.

Для устранения возможности попадания животных и птиц отверстия в наружных стенах закрытых КТП должны иметь сетки с ячейками размером 10х10.

В помещениях КТП с маслонаполненным трансформатором ворота и двери предусматриваются со степенью огнестойкости не менее 0,6 ч. Ворота должны быть двустворчатыми, открывающимися наружу на угол 1800, при ширине их створки более 1,5 м снабжаться калиткой, если они используются как второй выход для персонала. Габаритные размеры ворот должны превышать на 200-350 мм размеры трансформатора или другого крупноблочного оборудования. Вместо ворот допускаются монтажные проемы в стенах для выкатки трансформаторов и другого электрооборудования. Если над дверью, воротами или выходами вентиляционным отверстием в помещении КТП имеется наружное окно, под ним по всей ширине двери предусматривается несгораемый козырек с вылетом 0,7 м. Длина козырька должна быть больше ширины двери не менее чем на 0,8 м в каждую сторону. При расположении окна на высоте более 4 м козырек не требуется.

При техническом обслуживании комплектных трансформаторных подстанций основным оборудованием, за которым нужно вести регулярное наблюдение и уход, являются силовые трансформаторы и коммутационная аппаратура распределительных щитов.

Завод-изготовитель несет ответственность за исправную работу КТП в течение 12 мес. со дня ввода их в эксплуатацию, но не более 24 мес. со дня отгрузки при условии соблюдения правил хранения, транспортировки и обслуживания.

Токи нагрузок при нормальной эксплуатации не должны превышать значений, указанных в заводских инструкциях. Ток в нейтрали у сухих трансформаторов не должен превышать 25% номинального тока фазы. В подстанциях с двумя резервирующими друг друга трансформаторами эксплуатационная нагрузка каждого трансформатора не должна превышать 80% номинальной. При аварийном режиме допускается перегрузка линий, отходящих от распределительных щитов, КТП, при защите их автоматами с комбинированными расцепителями.

Кроме показаний приборов о нагрузке герметизированных трансформаторов типов ТНЗ и ТМЗ судят по давлению внутри бака, которое при нормальной нагрузке не должно превышать 50 кПа по показанию мановакуумметра. При давлении 60 кПа срабатывает реле давления, выдавливания стеклянную диаграмму, при этом давление понижается до нуля. Резкое снижение внутреннего давления происходит и при потере герметичности трансформатора.

Если давление упало до нуля, проверяют целостность диафрагмы. Если она разбита, трансформатор отключают, выясняют причину, приведшую к срабатыванию реле давления, и при отсутствии повреждения (т.е. реле сработало от перегрузки) устанавливают новую диаграмму и включают трансформатор для контроля температуры в верхних слоях совтола или масла установлены термометрические сигнализаторы с действием на световой или звуковой сигнал при перегреве.

У трансформаторов, снабженных термосифонными фильтрами, во время эксплуатации контролируют нормальную циркуляцию масла через фильтр по нагреву верхней части его кожуха. Если в пробе масла обнаруживают загрязненность, фильтр перезаряжают. Для этого фильтр разбивают, очищают внутреннюю поверхность от грязи, шлама и промывают чистым сухим маслом. При необходимости заменяют сорбент. Сорбент, полученный в герметической таре, можно применить без сушки.

Контроль за осушителем сводится к наблюдению за цветом индикаторного силикагеля. Если большая часть его окрашивается в розовый цвет,- весь силикагель осушителя заменяют или восстанавливают нагревом его при 450-5000С в течение 2 ч, индикаторный силикагель – нагревом при 1200С до тех пор, пока вся масса не окрасится в голубой цвет (приблизительно через 15час.).

Удаление шлама и оксидной пленки с контактной системы переключателя ступеней рекомендуется производить не реже 1 в год прокручиванием переключателя до 15-20 раз по часовой стрелке.

Периодичность осмотров КТП устанавливается службой отдела Главного энергетика в зависимости от условий эксплуатации, интенсивности работы коммутационной аппаратуры распределительного щита, температуры окружающей среды, запыленности и т.п. Для механических цехов длительность промежутков между осмотрами 6 мес. Осмотр КТП производится при полностью снятом напряжении на вводе и отходящих линиях. При осмотрах проводят чистку от пыли и грязи всех устройств подстанции, проверяют болтовые соединения. При обнаружении обгораний контактные поверхности зачищают и восстанавливают антикоррозийное покрытие.

Осмотры ТП и РП

Осмотры РП должны проводиться не реже 1 раза в 6 месяцев, а также после повреждения и отключения оборудования от защиты.

При осмотре обращается внимание на общее состояние помещения (запыленность, влажность, конденсат на стенах и потолке, наличие воды в приямках); состояние регламентированных надписей и плакатов; работу замков дверей.

Особое внимание обращать на состояние постоянных и временных ограждений оборудования в РУ 0,4-10 кВ. При осмотре оборудования (без открывания дверей ячеек — через смотровые окошки) оценивается степень запыленности и загрязненности его, у масляных выключателей — уровень масла и отсутствие течи масла.

При осмотре силовых трансформаторов без проникновения в отсек (камеру) через смотровые окошки определяется уровень масла в трансформаторе; при открытой двери (с земли, не заходя в камеру трансформатора) определяется, нет ли утечек масла из бака трансформатора.

Обо всех выявленных неисправностях и недостатках делаются записи в установленном порядке, ставится в известность вышестоящий персонал, принимаются меры по их устранению.

Обходы и осмотры

4.15.72. При обходах и осмотрах ВЛ назначать производителя работ не обязательно. Во время осмотра ВЛ не допускается выполнять какие-либо ремонтные и восстановительные работы, а также подниматься на опору и ее конструктивные элементы. Подъем на опору допускается при верховом осмотре ВЛ. Проведение целевого инструктажа обязательно.

4.15.73. В труднопроходимой местности (болота, водные преграды, горы, лесные завалы и т. п.) и в условиях неблагоприятной погоды (дождь, снегопад, сильный мороз и т. п.), а также в темное время суток осмотр ВЛ должны выполнять не менее двух работников, имеющие группу II, один из которых назначается старшим. В остальных случаях осматривать ВЛ может один работник, имеющий группу II.

Не разрешается идти под проводами при осмотре ВЛ в темное время суток.

При поиске повреждений осматривающие ВЛ должны иметь при себе предупреждающие знаки или плакаты.

При проведении обходов должна быть обеспечена связь с диспетчером.

4.15.74. Не разрешается приближаться на расстояние менее 8 м к лежащему на земле проводу ВЛ напряжением выше 1000 В, к находящимся под напряжением железобетонным опорам ВЛ напряжением 6—35 кВ при наличии признаков протекания тока замыкания на землю (повреждение изоляторов, прикосновение провода к телу опоры, испарение влаги из почвы, возникновение электрической дуги на стойках и в местах заделки опоры в грунт и др.). В этих случаях вблизи провода или опоры следует организовать охрану для предотвращения приближения к месту замыкания людей и животных, установить по мере возможности предупреждающие знаки или плакаты, сообщить о происшедшем владельцу ВЛ.

Поделитесь на страничке

Следующая глава >

ОСМОТРЫ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ

• Осмотр воздушных линий

  Система эксплуатационного обслуживания ВЛ включает техническое обслуживание и ремонт. К техническому обслуживанию ВЛ относятся работы по систематическому и своевременному предохранению отдельных конструкций и деталей от преждевременного износа путем проведения профилактических…
  (Монтаж, наладка и эксплуатация электрооборудования)

• Охрана труда при выполнении работ на воздушных линиях электропередачи

  38.1. Работы по замене элементов опор, монтажу и демонтажу опор и проводов, замене гирлянд изоляторов ВЛ должны выполняться по технологической карте или П П Р. 38.2. Подниматься на опору и работать на ней разрешается только после проверки достаточной устойчивости и прочности опоры, особенно ее основания….
  (Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок)

• Воздушные линии электропередачи

  Работы на опорах и с опорами 4.15.1. Работы по замене элементов опор, монтажу и демонтажу опор и проводов, замене гирлянд изоляторов ВЛ должны выполняться по технологической карте или ППР. (п. 4.15.1 в ред. Изменений и дополнений, утв. Минтрудом РФ 18.02.2003, Минэнерго РФ 20.02.2003) 4.15.2….
  (Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок: ПОТ Р М-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00)

• Воздушные линии связи

  7.4.1. Устройство пересечений и ремонт проводов ВЛС, пересекающих провода контактной сети электрифицированных железных дорог, трамваев и троллейбусов, должно осуществляться при отключенной и заземленной на месте работ контактной сети в присутствии представителя дистанции (района) контактной сети согласно…
  (Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок: ПОТ Р М-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00)

• Воздушные линии (ВЛ) электропередачи.

  Они представляют собой протяженную конструкцию, состоящую из токоведущих частей — неизолированных (голых) проводов, опорных конструкций, изоляторов и линейной арматуры. Провода ВЛ предназначены для передачи силовой электрической нагрузки и классифицируются по следующим признакам: — по материалу;…
  (Электроснабжение электроподвижного состава)

• В. Основные меры по снижению автоколебаний контактного провода и «пляски» проводов воздушных линий

  1. В процессе эксплуатации При отложении гололеда на проводах и при ветре более 15 м/с на участках с открытой местностью могут возникать автоколебания проводов контактной сети. В местах, где наблюдаются такие явления, требуется проведение профилактических мероприятий: — применение схемы ромбовидной…
  (Устройство и техническое обслуживание контактной сети)

• МОНТАЖ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

  Подготовительные работы по монтажу воздушных линий Воздушной линией электропередачи (ВЛ) называют устройство для передачи электроэнергии по проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленным с помощью изоляторов и арматуры к опорам или кронштейнам и стойкам на инженерных…
  (Монтаж, наладка и эксплуатация электрооборудования)

• Подготовительные работы по монтажу воздушных линий

  Воздушной линией электропередачи (ВЛ) называют устройство для передачи электроэнергии по проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленным с помощью изоляторов и арматуры к опорам или кронштейнам и стойкам на инженерных сооружениях (мостах, путепроводах и т.п.). По напряжению…
  (Монтаж, наладка и эксплуатация электрооборудования)

• ЭКСПЛУАТАЦИЯ ВОЗДУШНЫХ линий ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

  Эксплуатация воздушных линий электропередачи напряжением до 10 кВ При приемке в эксплуатацию новой ВЛ напряжением до 1 кВ сдающая организация передает эксплуатирующей организации следующую документацию: ? проект линии с расчетами и изменениями, внесенными в процессе строительства и согласованными…
  (Монтаж, наладка и эксплуатация электрооборудования)

>Инструкция по осмотру РП, ТП, КТП, МТП

Инструкцию должны знать:

• Начальник РЭС, гл. инженер РЭС,
• мастер участка, начальник и ИТР СРС,
• оперативные и оперативно-производственные
• работники, электромонтеры по эксплуатации P/C
• обслуживающие РП и ТП

1. ОЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

1.Эксплуатация оборудования РП и ТП включает в себя периодический осмотр, осмотр вновь включенных ТП, осмотр после аварийных отключений, осмотр оборудования прошедшего капитальный ремонт.
2.При осмотре электроустановок необходимо руководствоваться:

• правилами устройства электроустановок (ПУЭ);
• правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ);
• правилами безопасной эксплуатации электроустановок (ПБЭЭ).

2. ПЕРИОДИЧЕСКИЙ ОСМОТР.

2.1.Осмотр электроустановок трансформаторных подстанций и распределительных пунктов может выполнять один работник с группой III из состава оперативных и оперативно-производственных работников, либо работник с группой V из состава руководителей и специалистов предприятия с разрешения лица, в управлении которого находится электроустановка.
2.2. Осмотр электроустановок не электротехническими работниками и экскурсии при наличии разрешения руководства предприятия следует проводить под надзором работника с группой V или оперативного работника с группой IV.
2.3. Во время осмотра выполнение какой-либо работы запрещается.
2.4. При осмотре электроустановок запрещается приближаться к токоведущим частям, находящимся под напряжением на расстояние:

• до 1000 В — не нормируется (без прикосновения);
• при напряжении 6-10 кВ — менее 0,6 метра.

2.5. При осмотре электроустановок выше 1000 В запрещается открывать двери помещений, ячеек, не оборудованных сетчатыми ограждениями или барьерами, если расстояние между дверями и токоведущими частями меньше указанного в таблице 5.1. ПБЭЭ. Перечень таких помещений и ячеек утверждает главный инженер предприятия.
2.6. В электроустановках выше 1000В, в которых вход в помещения, ячейки оборудованы сетчатыми ограждениями или барьерами, при осмотре запрещается открывать двери сетчатых ограждений и проникать за ограждения или барьеры. В электроустановках до 1000В при осмотре разрешается открывать двери щитов, сборок, пультов управления и других устройств:
2.7. Список лиц, имеющих право единоличного осмотра оборудования трансформаторных подстанции, утверждается главным инженером предприятия.
2.8. Периодический осмотр электрооборудования трансформаторных подстанций электромонтерами, а также инженерный осмотр работниками из состава руководителей и специалистов производится по графикам, которые утверждаются зам. главного инженера или главным инженером электрических сетей .
2.9. Осмотр оборудования трансформаторных подстанций и распределительных пунктов должен производиться не реже I раза в 6 месяцев.
2.10. Все вновь вводимые и принимаемые на баланс РЭС трансформаторные подстанции, до включения их в сеть, должны быть осмотрены на соответствие электроустановки требованиям действующих Правил, техническим условиям, а также Государственным стандартам:
2.10.1. Качество выполненных строительно-монтажных работ.
2.10.2. Наличие блокировочных устройств, надписей, стационарных заземлений.
2.11. Внеочередные осмотры производятся после автоматических отключений от коротких замыканий, а также при сообщении абонентов об аварийном положении в электроустановке.
2.12. Осмотром, проводимым после выполнения капитального ремонта трансформаторных подстанций, определяется качество выполненного ремонта.

3. Осмотр строительной части ТП, РП.

3.1. При осмотре должно быть проверено:
3.1.1. Состояние окружающей ТП, РП территории в отношении обеспечения подъезда автотранспорта, наличие отмостки, отсутствие мусора и др. посторонних предметов, а в зимнее время отсутствие снега в местах проходов и подъездов к ТП, РП, обеспечивается ли планировка вокруг ТП, РП и отвод ливневых вод от здания.
3.1.2. Исправность штукатурки стен, отсутствия течей воды через перекрытие, отсутствие отверстий в полу, стенах, через которые могут проникать животные и птицы, исправность дверей помещений РУи трансформаторов, их покраску. Полы в помещении должны быть ровными, не иметь порогов и уступов и исключать образование цементной пыли.
3.1.3. Ввод заземляющих проводников в здание через стены должен выполняться втрубах или иных жестких обрамлениях. У мест ввода заземляющих проводников в здания должны быть предусмотрены опознавательные знаки.
3.1.4. Двери трансформаторных подстанций должны быть несгораемыми или трудносгораемыми и открываться наружу. Двери должны быть заперты на замок.
3.1.5. На входных дверях РУ-0,4-10кВ и камеры трансформатора должны быть вывешены плакаты «Стой напряжение», и надпись указывающая номер ТП, его принадлежность и адрес владельца.
3.1.6. Наличие и исправность жалюзи или сеток с ячейкой размером 15х15мм на вентиляционных проемах.
3.1.7.При открытии двери в камеру трансформатора, наличие у входа барьера, преграждающего доступ в камеры с плакатом «Стой напряжение». Барьеры должны устанавливаться на высоте 1,2м. Наличие на стенах против выводов трансформатора надписей, указывающих величину напряжения выводов трансформатора (0,4кВ, 6кВ, 10кВ). Отсутствие в камере трансформаторов лишних предметов.
3.1.8. Наличие и состояние противопожарных средств.
3.1.9. Наличие и состояние запоров на дверях.
3.1.10. Состояние выводов на ВЛ, состояние кабельных вводов.

4. ОСМОТР ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ТП, РП.

4.1. При осмотре должно быть проверено:
4.1.1. Состояние опорных и проходных изоляторов — отсутствие пыли, трещин и наколов, а также следов перекрытия.
4.1.2. Исправность освещения. Осветительная арматура должна быть установлена таким образом, чтобы было обеспечено ее безопасное обслуживание (смена ламп и т.д.).
4.1.3. Отсутствие посторонних шумов в работающем трансформаторе, отсутствие разрядов, потрескивания на выводах трансформатора, загрязненность.
4.1.4. На расширителе трансформатора рядом с маслоуказательным стеклом, нанесены три контрольные черты, указывающие повышение и понижение уровня масла в расширителе при изменении температуры окружающего воздуха. Наличие термометра определяет температуру верхних слоев масла в трансформаторе, температура не должна превышать 95° по термометру. Указатели уровня масла маслонаполненных трансформаторов и аппаратов, характеризуют состояние оборудования.
4.1.5. Отсутствие течи и просачивания масла через уплотнение, уровень масла в стекле маслоуказателя, отсутствие масла на полу под трансформатором, заземление бака и крышки трансформатора, состояние контура защитного заземления — места стыков.
4.1.6. Состояние контактов на шинах трансформатора по их внешнему виду, наличие термоиндикаторов, их состояние.
4.1.7. Качество покраски трансформатора, двери камеры с внутренней стороны.
4.1.8. Наличие надписей на каждой камере и внутри камеры РУ (диспетчерское наименование), над приводами аппаратов (ВН и РВ) должны быть надписи, указывающие назначение аппарата — наименование присоединения и положения «включено», «отключено».
4.1.9. Состояние окраски камер РУ и приводов управления коммутационных аппаратов. Ячейки должны быть окрашены в светлые тона, а приводы выключателей нагрузки, разъединителей — в темные цвета. Рукоятка привода заземляющих ножей должна быть окрашены в красный цвет, а заземляющие ножи — в черный цвет или чередующимися вдоль ножа красными и белыми полосами.
4.1.10. Наличие места для наложения переносных защитных заземлений на токоведущие части. Места, предназначенные для наложения переносных заземлений, не закрашиваются, а зачищаются и смазываются техническим вазелином. Обе стороны места для наложения заземления отмечаются черной полоской.
4 .1.11. Наличие контура защитного заземления, присоединение заземления к ячейкам.
4.1 12. Ячейки должны быть закрыты на замки.
4.1.13. Наличие приспособления для запирания приводов коммутационных аппаратов в отключенном положении, целостность автоматов, отсутствие следов перекрытия, нагрева контактных соединений, состояние дугогасящих рожков, шунтирование ВН, РВ, автоматов, рубильников. Наличие и состояние предохранителей.
4.1.14. Двери РУ6-10кВ могут закрываться самозапирающимися или обычными замками. Ключи РУ-6кВ не должны подходить к замкам РУ0,4кВ.
4.1.15. Отсутствие течи масла из маслонаполненных аппаратов (MB, измерительных трансформаторов напряжения.).
4.1.16. Состояние кабелей в ячейках, концевых заделок, отсутствие трещин и вытекания мастики из кабельных воронок, окраска кабельной брони, наличие заземления брони, снят ли джутовый покров, состояние кабельных каналов.
4.1.17. Состояние контактов подключения подшинок к кабелям, шинам по их внешнему виду — отсутствие окалины, местного нагрева. При наличии термоиндикаторов их состояние.
4.1.18. Нет ли трещин и сколов на изоляторах, на ошиновке, ножах разъединителей и выключателей нагрузки, отсутствие пыли. Проверить отсутствие зашунтированных разъединителей.
4.1.19. Проверить правильность окраски ( расцветки) сборных шин.
4.1.20. Уровень масла в MB не должен выходить за контрольные отметки при максимальных и минимальных значениях температуры окружающей среды.
4.1.21. В РУ 0,4кВ проверить отсутствие зашунтированных автоматов и рубильников.
4.1.22. На корпусах предохранителей ПК, ПН должна быть нанесена надпись о величине тока плавкой вставки, отсутствие некалиброванных предохранителей.
4.1.23. В РУ не должно быть неогражденных токоведущих частей, расположенных на высоте, доступной для ошибочного прикосновения .
4.1.24. Должны быть надписи на н/в щитах о наименовании присоединений. Надписи наносятся возле рукоятки рубильника и должны соответствовать названию присоединению. Обозначено положение рубильника «включено», «отключено».
4.1.25. Осмотреть контактную часть рубильника, соединение подшинок к шинам, рубильникам (отсутствие местного нагрева, окалины).

5. МАЧТОВЫЕТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИЙ, КТП.

5.1. Площадка вокруг ТП должна быть спланирована, убран мусор, выполнен отвод ливневых вод.
5.2. Все металлические части электрооборудования и электроустановок, которые могут оказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции, должны быть заземлены.
5.3. Приводы разъединителей и шкафы НН должны быть закрыты на замок . Стационарные лестницы у площадки обслуживания должны быть складными, сблокированы с разъединителями и закрыты на замок.
5.4. На кабельных линиях и перемычках при выходе на опору должен быть снят джут, покрашена броня и на высоту 2 метра от пола или земли кабели должны быть защищены от механических повреждений.
5.5. Все металлические конструкции, н/в щиты и оборудование должны быть защищены от коррозии защитными покрытиями, стойкие против воздействия окружающей среды, трансформаторы наружной установки окрашиваются в светлые тона.
5.6. У рукояток рубильников отходящих присоединений должны быть надписи, указывающие наименование присоединения, соответствующие диспетчерским наименованиям.
5.7. Соответствие плавких вставок в/в и н/в предохранителей рабочему току по прис. Предохранители должны быть калиброванными. На предохранителях, присоединений должны быть надписи, указывающие номинальный ток плавкой вставки.
5.8. Каждая кабельная линия должна иметь свой единый диспетчерский номер или наименование. Все кабели и кабельные муфты должны иметь бирки с обозначением марки кабеля, напряжения, сечения, номера или наименование линии.
5.9. Проверить на конструкциях мачтовых ТП и кожухах н/в щитов наличие предупредительных плакатов.
5.10.Проверить:
5.10.1.Отсутствие шунта у подстанционного разъединителя.
5.10.2. Соединение разрядников с заземляющим контуром.
5.10.3. Уровень масла в силовом трансформаторе, армированные вводы, ошиновку трансформатора.
5.10.4. Состояние строительной части (стоек, бандажей, пола под трансформатором, ограждений, приставок).
5.10.5. Наличие и состояние заземления бака трансформатора, нулевой шпильки, повторное заземление нулевого провода на первых опорах отходящих присоединений 0,4кВ.
5.10.6. На первых опорах отходящих присоединений должны быть нанесены диспетчерские наименования и выполнено повторное заземление нулевого провода.
5.10.7. Крепление н/в изоляторов на штырях, соединение выводов из КТП с проводами отходящих линий, должно быть надежное.
5.10.8. Установка КТП должна быть расположена на спланированной площадке, на высоте 0,2м от уровня планировки, выполнен отвод ливневых вод. В местах возможного наезда транспорта и др. механизмов перед КТП, МТП должны быть установлены отбойные столбы.

6. ОФОРМЛЕНИЕ МАТЕРИАЛОВ ОСМОТРА.

6.1. Обнаруженные при осмотре недостатки должны записываться в листки осмотра, с указанием даты осмотра, с последующим внесением их в журнал дефектов оборудования участка и ОДГ РЭС.
6.2. Диспетчер РЭС и мастер участка сообщают руководству РЭС о выявленных недостатках и неисправностях. Начальник РЭС (гл. инж. РЭС) устанавливают сроки и ответственных лиц за устранение повреждений.
6.3. Замеченные неисправности должны устраняться в кратчайший срок.

Обход и осмотры воздушных линий

Система эксплуатационного обслуживания ВЛ включает техническое обслуживание и ремонт.

К техническому обслуживанию ВЛ относятся работы по систематическому и своевременному предохранению отдельных конструкций и деталей от преждевременного износа путем прове­дения профилактических измерений и устранения мелких повре­ждений и неисправностей, а именно:

— обходы и осмотры ВЛ;

— установка, замена и осмотр трубчатых разрядников;

— измерение сопротивления соединений проводов (болто­вых, плашечных и болтовых переходных);

— контроль тяжения в оттяжках опор;

— проверка и подтяжка болтовых соединений и гаек анкер­ных болтов;

— осмотр конструктивных элементов ВЛ при приемке их в эксплуатацию;

— наблюдение за работами, проводимыми вблизи линии электропередачи сторонними организациями;

— замена отдельных элементов ВЛ и выправка отдельных опор;

— измерения и испытания, направленные на повышение уровня их технического обслуживания;

— мероприятия, связанные с охраной линий;

— чистка изоляции;

— вырубка деревьев (угрожающих разрастанием в сторону линий на недопустимые расстояния), обрезка сучьев на отдель­ных деревьях, расчистка участков трассы от кустарника;

— замена нумерации и предупредительных плакатов.

Периодические обходы ВЛ проводятся с целью наблюдения

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

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

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

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

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

При осмотре арматуры необходимо проверять наличие гаек, шплинтов, шайб на деталях арматуры, следов перегрева на на­тяжных зажимах и соединителях; отсутствие коррозии зажимов и арматуры, вытяжку или проскальзывание проводов в зажимах. При осмотре заземляющих устройств и средств защиты от атмосферных перенапряжений обращают внимание на состояние заземляющих спусков на опоре и указателей срабатывания раз­рядников.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.2. Осмотр воздушных линий электропередачи

Осмотр воздушной линии проводится с целью наблюдения за состоянием линии и ее трассы и визуального выявления неисправностей. При этом осмотры могут выполняться с земли, а также с подъемом на опору (верховые осмотры). Осмотр с земли воздушных линий электропередачи по всей длине проводится 1 раз в год электромонтерами, а отдельные участки — 1 раз в год инженерно-техническим персоналом. Верховые осмотры организуются по мере необходимости. Кроме того, после стихийных бедствий или успешного ручного повторного включения линии проводятся внеочередные осмотры.

При осмотре опор обращается внимание на их наклон вдоль и поперек линии, проседание грунта у оснований опор, отсутствие в креплениях деталей опор болтов и гаек, трещин сварных швов, на состояние окраски металлических деталей опор, деформацию частей металлических опор, отсутствие зазора между башмаком металлической опоры и фундаментом, состояние проволочных бандажей, наличие загнивания или повреждения деталей деревянных опор, наличие и ширину раскрытия трещин железобетонных опор, наличие номеров опор и условных наименований линии, предупредительных плакатов по технике безопасности, ослабление и повреждение оттяжек опор, наличие на опорах посторонних предметов.

Особое внимание при осмотре следует обращать на железобетонные опоры линий напряжением 6…35 кВ, так как эти опоры могут длительно находиться под полным фазным напряжением относительно земли. Дело в том, что при пробое изолятора по арматуре опоры длительно проходит ток замыкания на землю, который подсушивает грунт вокруг тела опоры. В дальнейшем из-за возрастания сопротивления растеканию тока замыкания на землю возникает дуговое замыкание на землю, что приводит к спеканию грунта и резкому увеличению его сопротивления. Ток замыкания на землю резко снижается, а тело опоры оказывается под полным фазным напряжением.

Вследствие воздействия дугового замыкания на подземную часть опоры возможны пережог ее арматуры и снижение механической прочности опоры. Для обнаружения опор с поврежденной изоляцией необходимы соответствующие сигнальные приборы, которые изготавливаются рядом предприятий.

На проводах и тросах линии не должно быть оборванных или перегоревших жил, следов оплавления, набросов посторонних предметов, разрушений в местах крепления, коррозии. Изоляторы линии должны быть чистыми, не иметь сколов, трещин, следов оплавления; провода не должны проскальзывать в месте их крепления к изоляторам. При осмотре арматуры обращается внимание на степень ее коррозии.

При осмотре заземляющих устройств и средств защиты от атмосферных перенапряжений необходимо обратить внимание на состояние заземляющих спусков по деревянным опорам и наличие их соединения с контуром заземления, состояние указателей срабатывания разрядников и взаимное расположение самих разрядников и их крепления к опоре, на соответствие внешнего искрового промежутка установленному значению. Одновременно исследуется состояние трассы линии; наличие под проводами линии кустарников и деревьев, их высота; наличие в охранной зоне линии не предусмотренных проектом строений, складирования материалов, производства строительных или земляных работ без согласования с электрическими сетями.

Особо следует подчеркнуть, что при выполнении работ с применением грузоподъемных машин и механизмов в охранной зоне линий напряжением 6…35 кВ, характеризующихся изолированной нейтралью, возможно их соприкосновение с проводом линии. При этом отключения линии не происходит и корпус машины или механизма оказывается под полным фазным напряжением, что может привести к несчастным случаям с людьми при прикосновении их к корпусу машины или при попытке водителя покинуть указанную машину.

Для проверки состояния верхней части опоры, арматуры, мест крепления проводов, а также состояния изоляторов организуются верховые осмотры линии с подъемом электромонтера на опору.

Цель внеочередных осмотров линии состоит как в определении причины ее отключения, необходимости проведения и объема требуемых ремонтных работ, так и в определении вероятных повреждений элементов линии в результате имевших место природных явлений (паводок, ледоход, сильный ветер, туман, дождь и т.д.).

Организация осмотра воздушных линий электропередачи протяженностью более 10 км (норматив осмотра одним человеком за один рабочий день) имеет определенные трудности. Здесь возможны следующие варианты: проведение осмотра одним человеком за несколько дней, бригадой электромонтеров за один день, с помощью пилотируемых (вертолетов) или беспилотных летательных аппаратов без сканирования и со сканированием трассы линии.

При проведении осмотра линии одним человеком за несколько дней необходимо учесть затраты на заработную плату, стоимость проезда рабочего от базы сетей до начата линии и от конечного пункта до базы сетей, а также командировочные расходы.

Если осмотр линии проводит бригада электромонтеров за один день, то затраты на данную работу состоят из зарплаты электромонтеров и водителя транспортного средства и стоимости доставки рабочих на исходные пункты линии, их сбора на конечных пунктах осмотра и доставки на базу сетей.

Осмотры с помощью летательных аппаратов осуществляются за короткое время до 1 ч при длине линии до 150 км и скорости вертолета до 150 км/ч). Высокое качество осмотра достигается при сканировании трассы линии.

Нами установлено, что наименьший расход денежных средств обеспечивает вариант организации осмотра линий длиной до 30 км бригадой рабочих за один день, а длиной более 30 км — одним человеком.

Применение вертолетов без сканирующих трассу линии устройств наиболее эффективно при отыскании мест повреждений на линии (поломка опор, обрыв проводов).

Использование пилотируемых или беспилотных летательных аппаратов, оснащенных сканирующим трассу линии устройством, несмотря на высокую стоимость, обеспечивает минимальную продолжительность и максимальное качество выполнения осмотра линии и может быть признано целесообразным в перспективном периоде.