Diagnostyka linii napowietrznych. Inspekcja napowietrznych linii elektroenergetycznych. Inspekcja linii energetycznych

Informacje te można wykorzystać jako przykład przy sporządzaniu raportów z inspekcji wsparcia.

Notatka wyjaśniająca

do protokołu wyników kontroli stanu podpór żelbetowych

Podstawa do pracy

Prace realizowane są w ramach Umowy nr 07/11 na naprawę, konserwację i przeglądy diagnostyczne obiektów sieci elektroenergetycznej

Postanowienia ogólne.

Zakres prac diagnostycznych:

Sprawdzenie stanu podpór żelbetowych nieniszczącą ekspresową metodą ultradźwiękową

Sprawdzanie położenia podpór

Lista linii i liczba podpór żelbetowych do diagnozy:

Linia napowietrzna 220 kV D-1 Uljanowska - Zagorodnaja 169 podpór

Linia napowietrzna 220 kV D-9 Luzino – Nazyvaevskaya 466 podpór

Linia napowietrzna 220 kV D-13 Tavricheskaya - Moskovka 130 podpór

Linia napowietrzna 220 kV D-14 Tavricheskaya - Moskovka 130 podpór

Linia napowietrzna 220 kV L-225 Irtyszskaja - Walikhanowo 66 podpór

Łącznie skontrolowano 961 podpór żelbetowych.

Wyniki badań podpór linii napowietrznych.

W sumie zbadano 1036 pośrednich podpór żelbetowych

Linia napowietrzna 220 kV D-1 Uljanowska - Zagorodnaja 165 podpór

Linia napowietrzna 220 kV D-9 Luzino – Nazyvaevskaya 504 podpór

Linia napowietrzna 220 kV D-13 Tavricheskaya - Moskovka 130 podpór

Linia napowietrzna 220 kV D-14 Tavricheskaya - Moskovka 130 podpór

Linia napowietrzna 220 kV L-224 Irtyszskaja – Mynkul 53 podpórki

Linia napowietrzna 220 kV L-225 Irtyszskaja - Walikhanowo 52 podpory

Stan statywów wirowanych

Linia napowietrzna 220 kV D-1 Uljanowska - Zagorodnaja (165 szt.)

Stan 54 odwirowanych ścieków (32,7%) jest normalny

Robotnik składa się ze 102 elementów. (61,8%)

W zniszczonych 9 szt. (5,4%)

Linia napowietrzna 220 kV D-9 Luzino – Nazyvaevskaya (506 jednostek)

260 odwirowanych statywów (51,4%) jest w normalnym stanie

W robotniku jest 170 sztuk. (33,6%)

Zdegradowane 42 szt. (8,3%)

W przedwypadkowym 34 szt. (6,7%)

Linia napowietrzna 220 kV D-13 Tavricheskaya - Moskovka (130 szt.)

75 odwirowanych statywów (57,7%) jest w normalnym stanie

W jednym robotniku jest 48 części. (36,9%)

W uszkodzonych 5 szt. (3,8%)

W sytuacjach awaryjnych 2 szt. (1,54%)

Linia napowietrzna 220 kV D-14 Tavricheskaya - Moskovka (130 szt.)

79 odwirowanych statywów (60,7%) jest w normalnym stanie

Robotnik składa się z 39 elementów. (30,0%)

W uszkodzonych 11 szt. (8,46%)

W sytuacjach awaryjnych 1 szt. (0,76%)

Linia napowietrzna 220 kV L-224 Irtyszskaja - Mynkul (53 szt.)

37 odwirowanych statywów (69,8%) jest w normalnym stanie

Robotnik ma 11 sztuk. (20,8%)

W uszkodzonych 2 szt. (3,8%)

W sytuacji przedawaryjnej 3 szt. (5,7%)

Linia napowietrzna 220 kV L-225 Irtyszskaja - Walikhanowo (52 szt.)

31 odwirowanych statywów (59,6%) jest w normalnym stanie

W robotniku jest 18 sztuk. (34,6%)

W uszkodzonym 1 szt. (1,9%)

W sytuacjach awaryjnych 2 szt. (3,8%)

Wniosek

Badane podpory żelbetowe linii napowietrznej 220 kV omskiego przedsiębiorstwa MES Syberia są w stanie użytkowym, z pewnymi odchyleniami eksploatacyjnymi wartości monitorowanych parametrów poszczególnych elementów od stanu normalnego.

Główne widoczne wady żelbetowych stojaków stożkowych i cylindrycznych SK-5, SK-7 i SN-220, z których wykonane są żelbetowe podpory większości badanych linii napowietrznych, zidentyfikowane podczas ich oględzin to:

Lokalne odsłonięcie zbrojenia i lekkie pękanie wzdłużne betonu (stan roboczy)

Przechyły statywów wirowanych przekraczają dopuszczalne wartości graniczne (pogorszony stan)

Obecność pęknięć poprzecznych w betonie powyżej dopuszczalnej wielkości (stan przedawaryjny).

Jednakże w wielu przypadkach badania instrumentalne nie potwierdziły przedwypadkowego zagrożenia pęknięciami poprzecznymi podpór. W związku z tym podpory, które mają jeszcze wystarczającą trwałość obliczeniową pod względem nośności betonu i zbrojenia i które są klasyfikowane jako stan przed awarią jedynie na podstawie obecności pęknięć poprzecznych w niebezpiecznej części stojaków, pomniejszone o wybrano kosztowne środki, takie jak prace naprawcze i zapobiegawcze. Zalecane środki dla niektórych z tych podpór zamiast wymiany stali: dodatkowe kontrola stan raz na 3 lata, ochrona przed wpływami środowiska, montaż tymczasowych bandaży metalowych. Aby zweryfikować prawidłowość odwirowania filarów podpór żelbetowych na podstawie danych z instrumentalnego monitorowania ich stanu, pożądane jest przeprowadzenie badań mechanicznych maksymalnej nośności filarów w eksploatacji. Takie badania przeprowadziliśmy już wcześniej (załącznik nr 1) i pokazaliśmy stopień zagrożenia określonymi defektami dla nośności regałów.

Zgodnie z Instrukcją Obsługi linii napowietrznych podpory sprawne wymagają napraw kosmetycznych, a podpory przechylone powyżej dopuszczalnej wartości granicznej (więcej niż 3,0 stopnia) należy natychmiast wyprostować. Jednak w niektórych przypadkach prostowanie podpór żelbetowych jest niepożądane, ponieważ powoduje więcej szkody niż pożytku. Mówimy o początkowo niepionowym montażu podpory żelbetowej w przygotowanym wykopie. Dzieje się tak wtedy, gdy topografia trasy linii napowietrznej nie pozwala na uzyskanie ściśle pionowego wykopu pod montaż żelbetowej obudowy lub gdy poprzeczki są zamontowane nieprawidłowo (rys. 1). W każdym przypadku, jeżeli w trakcie budowy linii napowietrznej nie została zapewniona pionowość podpory, a w trakcie jej eksploatacji nie nastąpiła istotna zmiana wartości początkowego nachylenia podpory, wówczas doprowadzenie takiej podpory do pionu pozycji, np. metodą ORGRES, może prowadzić do przedwczesnego pojawienia się pęknięć poprzecznych przy podporze i osłabienia betonu podporowego w strefie maksymalnego momentu zginającego (rys. 2). W takich przypadkach bardziej właściwe jest albo zorganizowanie obserwacji pochyłych podpór w celu określenia trendów i szybkości ich przechylania, albo ponowne zainstalowanie podpór w nowym wykopie.

Ryż. 1. Pochylenie podpory nr 193 w ciągu linii napowietrznej 220 kV D-9 „Luzino – Nazyvaevskaya”

Wiadomo, że przypadkowe (lub stałe) mimośrody od obciążenia zewnętrznego na podporze są odbierane przez wzmocnienie żelbetowego stojaka, a sam beton przenosi głównie obciążenie ściskające. Zatem dopóki zbrojenie słupka żelbetowego jest w stanie zapewnić sprężenie betonu na poziomie znacznie wyższym niż siła rozciągająca powstająca w betonie na skutek przechyłu słupka, podpora może spełniać swoje funkcje eksploatacyjne bez prostowania .

Wiadomo również, że pod warstwą nienaruszonego betonu korozja zbrojenia jest niemożliwa w wyniku pasywacji jego powierzchni pod wpływem alkalicznego roztworu porowatego betonu (wartość pH roztworu betonowego wynosi około 10-12).

Dlatego, aby zachować długoterminową wydajność żelbetowej podpory, która ma nachylenie i głębokie pęknięcia, czasami ważniejsze jest odnowienie uszkodzonego betonu i zabezpieczenie go przed wpływami środowiska. Na przykład poprzez zaimpregnowanie jego powierzchni i istniejących pęknięć silnie przyczepnymi materiałami ochronnymi (takimi jak Siberia-Ultra) i zamknięcie górnego otworu regału, aby zapobiec przedostawaniu się do niego wilgoci atmosferycznej.

Na przykład 274 jednostki, które sprawdziliśmy w 2010 r. żelbetowe wsporniki linii napowietrznej 220 kV Tiumeń-Tawda (MES Zachodniej Syberii), zbudowane w 1964 r. z wykorzystaniem cylindrycznych stojaków wirowanych SN-220, ocynkowanych trawersów i ocynkowanych pokryw metalowych zakrywających górny otwór stojaka, prawie całkowicie zachowały swoje obciążenie- nośność ( rys. 3). Chociaż wśród nich były też stojaki pochyłe (ryc. 4).

Ryż. 2. Pęknięcia poprzeczne, które pojawiły się w betonie pochyłego odwirowanego filaru podpory nr 875 VL 225 na skutek jego ustawienia.

Ryż. 3. Wierzch podpory nr 45 linii napowietrznej 220 kV Tiumeń – Tawda, od czasu budowy linii napowietrznej pokryty blachą ocynkowaną

Ryż. 4. Widoczne pochylenie podpory nr 44 linii napowietrznej 220 kV Tiumeń-Tawda.

wnioski

1. W każdym konkretnym przypadku wykrycia przechyłu podpory żelbetowej przekraczającego dopuszczalną granicę, należy wstępnie zorganizować jego monitoring w celu określenia tendencji i szybkości przechyleń, a także rozwoju istniejących wad. W przypadku wystąpienia niebezpiecznych tendencji lub zagrożeń należy albo ponownie zamontować podporę w nowym wykopie, albo ją wymienić. Podobne podejście można zastosować w przypadku regałów, które mają nierozwinięte (nie niebezpieczne) pęknięcia poprzeczne.

2. Stan przedawaryjny niektórych filarów (mniej niż 4,5% badanych) spowodowany jest obecnością pęknięć poprzecznych, których pojawienie się jest związane zarówno z ustawieniem podpór, jak i nadkrytycznymi wpływami zewnętrznymi. Łącznie są 42 takie stojaki, które do 2016 roku wymagają wymiany. W szczególności należy wymienić stojaki wsporcze nr 9 na każdej linii napowietrznej 220 kV D-13 i D-14 oraz stojaki wsporcze nr 74, 85, 120, 181 i 183 na każdej linii napowietrznej 220 kV D-1.

W ciągu roku należy przemontować lub wymienić podporę nr 152 na linii napowietrznej 220 kV D-9 o nachyleniu większym niż 7 stopni oraz zamontować opaski metalowe na podporach nr 172 i 350 tej linii napowietrznej w strefie ich intensywnego pękania.

Instalacje elektryczne obsługiwane przez organizacje muszą od czasu do czasu podlegać profesjonalnej kontroli, której efektem jest utworzenie specjalnej ustawy.

AKTA

Podstawowe zasady przeprowadzania przeglądów instalacji elektrycznych

Zazwyczaj procedura kontroli instalacji elektrycznych jest określona w lokalnej dokumentacji organizacji. Zatem ta procedura jest zawsze indywidualna, ale istnieją ogólne zasady jej realizacji.

Na początek przedsiębiorstwo wydaje polecenie w imieniu dyrektora, który powołuje komisję i określa jej cele. Następnie w wyznaczonym terminie wybrane osoby dokonują przeglądu sprzętu i na podstawie jego wyników sporządzają specjalny raport.

Protokół z przeglądu pełni funkcję formularza sprawozdawczego, na podstawie którego podejmowane są wszelkie dalsze działania w związku ze skontrolowanymi instalacjami elektrycznymi.

Utworzenie komisji

Jak wspomniano powyżej, w kontrolę instalacji elektrycznych zaangażowana jest specjalna komisja. Tworzą go pracownicy z różnych pionów strukturalnych organizacji, w tym z wykształceniem specjalnym i niezbędnymi kwalifikacjami: elektryk, inżynier ochrony pracy oraz, w razie potrzeby, na przykład prawnik lub księgowy.

Biorąc pod uwagę, że mówimy o instalacjach elektrycznych, w inspekcję mogą być zaangażowani również eksperci z firm zewnętrznych.

Po co sporządzany jest protokół z przeglądu instalacji elektrycznej?

Utworzenie tego aktu jest konieczne, aby rozwiązać kilka problemów jednocześnie:

1. rejestruje wszystkie widoczne usterki, wady i uszkodzenia instalacji elektrycznej;
2. przeprowadzana jest kontrola pod kątem jego kompletności i przydatności do dalszej pracy;
3. sprawdza się, w jakim stopniu sprzęt jest zgodny z załączoną dokumentacją, w tym paszportem technicznym itp.;
4. ustala się, czy instalacja elektryczna spełnia normy bezpieczeństwa elektrycznego i przeciwpożarowego, a także inne zasady ochrony pracy przyjęte w przedsiębiorstwie.

Częstotliwość przeglądów

Częstotliwość przeglądów instalacji elektrycznych ustalana jest indywidualnie. Można je przeprowadzić jednorazowo, jednak częściej nadal wykonuje się je regularnie.

Systematyczne przeglądy pozwalają zapobiegać awariom i zakłóceniom w bieżącej pracy produkcyjnej, a tym samym uniknąć strat finansowych.

Co zrobić, jeśli podczas kontroli zostaną wykryte usterki lub wady

Nawet przy częstych kontrolach nie można wykluczyć usterek. W takim przypadku komisja przeprowadzająca przegląd musi stwierdzić, że kontrolowana instalacja elektryczna nie nadaje się do dalszej eksploatacji.

Ustawa zawiera szczegółowy opis sprzętu, stopień zużycia lub charakterystykę uszkodzeń, wstępny koszt naprawy i czas jej trwania.

Jeżeli instalacja elektryczna zostanie uznana za wadliwą w takim stopniu, że jej naprawa jest niemożliwa, wówczas na podstawie tej ustawy dział księgowości następnie ją spisuje.

Formularz dokumentu

Już przed 2013 rokiem przedstawiciele przedsiębiorstw i organizacji byli zobowiązani do stosowania ujednoliconych wzorów aktów prawnych. Dziś norma ta została zniesiona, dzięki czemu pracownicy firmy mogą teraz bezpiecznie sporządzać akty w dowolnej formie. Wyjątkiem są przypadki, gdy firma posiada własny wzór dokumentu zatwierdzony w swojej polityce rachunkowości – wtedy ustawa musi zostać stworzona według tego standardu.

Sporządzenie protokołu przeglądu instalacji elektrycznej

Podobnie jak w przypadku formatu ustawy, nie ma ścisłych kryteriów jej wykonania. Oznacza to, że akt ten można wypełnić na komputerze lub napisać ręcznie.

Musi być spełniony tylko jeden warunek: jeśli czynność zostanie dokonana elektronicznie, konieczne będzie jej wydrukowanie. Jest to konieczne, aby członkowie komisji zaangażowani w jego przygotowanie mieli możliwość podpisania się pod nim.

Nie jest konieczne poświadczanie czynu pieczęcią (wymagane jest tylko wtedy, gdy jej użycie stanowi polecenie kierownictwa firmy).

Do druku odpowiedni jest zarówno papier firmowy (ze wskazanymi na nim szczegółami i logo), jak i zwykła kartka papieru.

Jak i gdzie zapisywać informacje o dokumencie

Wszelkie formularze generowane w organizacji (rozkazy, akty, urzędowe i notatki, umowy, rachunki itp.) muszą być rejestrowane w specjalny sposób.

Zwykle wykorzystuje się do tego dzienniki księgowe, które prowadzi się dla każdego tytułu dokumentu osobno. Dziennik taki należy prowadzić także w odniesieniu do protokołów przeglądu sprzętu – wpisuje się w nim nazwę dokumentu, jego numer oraz datę sporządzenia.

Przechowywanie aktu

Do tej ustawy mają zastosowanie ogólne zasady przechowywania. Na początek wypełniony i podpisany akt należy umieścić w osobnym pliku lub folderze, w którym znajdują się wszystkie wcześniej wygenerowane podobne dokumenty. Tutaj powinien być zlokalizowany przez okres określony w prawie lub określony w lokalnej dokumentacji firmy.

Po tym terminie (ale nie wcześniej) formularz zgłoszenia należy przesłać do archiwum lub zutylizować zgodnie z obowiązującymi przepisami.

Przykładowy protokół z przeglądu instalacji elektrycznej

Jeśli stoisz przed zadaniem stworzenia protokołu przeglądu instalacji elektrycznej, z którym wcześniej się nie spotkałeś, polecamy zapoznać się z poniższym przykładem – na jego podstawie możesz stworzyć własny formularz.

Na początku aktu napisz:

• Nazwa organizacji;
• Tytuł dokumentu;
• numer, miejsce (miejscowość) i data jego sporządzenia.

Następnie przejdź do głównej części. Proszę wskazać tutaj:

• obiekt, w którym znajdują się instalacje elektryczne, a także adres, pod którym się one znajdują;
• skład komisji: stanowiska i nazwiska pracowników organizacji oraz innych osób obecnych podczas kontroli;
• informacje o samych instalacjach elektrycznych: ich nazwa, typ, numer, rok produkcji, żywotność i inne parametry identyfikacyjne;
• wyniki inspekcji. Mianowicie, jeśli w trakcie zdarzenia stwierdzono jakiekolwiek uszkodzenia lub stwierdzono nieprawidłowe działanie, należy to odzwierciedlić w protokole. Jeśli wszystko jest w porządku, należy to również odnotować w raporcie.

Na koniec komisja wydaje werdykt, a każdy z jej członków poświadcza dokument swoim podpisem.

W celu wcześniejszego wykrycia uszkodzeń zagrażających normalnej pracy linii napowietrznych, a także zapobieżenia rozwojowi powstałych uszkodzeń, linie napowietrzne poddawane są systematycznym przeglądom przez elektryków i personel inżynieryjny. Inspekcje mogą mieć charakter okresowy i nadzwyczajny, inspekcje z ziemi oraz tzw. inspekcje montowane. Kontrole przeprowadzane są pieszo, a także przy użyciu pojazdów, w tym samolotów i helikopterów.

W jakim przypadku i jak często należy przeprowadzać kontrole?

Przeglądy okresowe linii napowietrznych przeprowadzane są według harmonogramu zatwierdzonego przez osobę odpowiedzialną za sprzęt elektryczny Odbiorcy. Termin przeglądów okresowych linii napowietrznych zależy od warunków lokalnych, przeznaczenia linii napowietrznej, prawdopodobieństwa wystąpienia uszkodzeń, a także stanu środowiska (stopnia zanieczyszczenia, wilgotności otoczenia itp.). Zgodnie z TCP 181-2009 częstotliwość przeglądów każdej linii napowietrznej na całej długości musi wynosić co najmniej raz w roku. Ponadto, co najmniej raz w roku, personel administracyjno-techniczny jest obowiązany przeprowadzić wyrywkowe przeglądy poszczególnych odcinków linii, w tym wszystkich odcinków linii napowietrznych podlegających naprawie, zgodnie z zatwierdzonym harmonogramem.

Nadzwyczajne przeglądy linii napowietrznych lub ich odcinków należy przeprowadzać w przypadku oblodzenia przewodów i kabli, podczas „tańczenia przewodów”, podczas znoszenia lodu i wezbrań rzecznych, podczas pożarów w rejonie trasy linii napowietrznej, po silnych burzach , huraganów i innych klęsk żywiołowych, a także po wyłączeniu linii napowietrznych z zabezpieczeniem przekaźnikowym i nieudanym automatycznym ponownym uruchomieniem oraz po udanym ponownym uruchomieniu - w razie potrzeby.

Przeglądy linii napowietrznych prowadzone z ziemi nie pozwalają na wykrycie uszkodzeń w górnej części linii napowietrznych, dlatego okresowo przeprowadza się dodatkowe tzw. przeglądy napowietrzne. Inspekcje na koniach polegające na wyrywkowych kontrolach przewodów i kabli w zaciskach i przekładkach na liniach napowietrznych o napięciu 35 kV i wyższym użytkowanych od 20 lat lub dłużej lub na ich odcinkach oraz na liniach napowietrznych przechodzących przez strefy intensywnego zanieczyszczenia, jak a także na terenach otwartych nie należy przeprowadzać rzadziej niż raz na 5 lat; na pozostałych liniach napowietrznych (odcinkach) o napięciu 35 kV i wyższym – nie rzadziej niż raz na 10 lat. Na liniach napowietrznych 0,38–20 kV należy w razie potrzeby przeprowadzić przeglądy napowietrzne.

Rysunek. Inspekcje konne linii napowietrznych

Do inspekcji na górze zaczęto ostatnio wykorzystywać bezzałogowe statki powietrzne (UAV). W przypadku oględzin odcinków linii energetycznych zlokalizowanych w trudno dostępnych miejscach, badanie gruntu może zająć kilka dni lub tydzień. Badanie za pomocą UAV skraca ten czas do kilku godzin. UAV może być używany do rutynowych inspekcji linii napowietrznych, obserwacji i fotografii z różnych wysokości, inspekcji linii napowietrznych i stref bezpieczeństwa, identyfikacji usterek i naruszeń, prac kartograficznych - tworzenie planów, trójwymiarowych modeli terenu i linii energetycznych, wsparcie budowy i przebudowy linii napowietrznych. Ta metoda badania linii napowietrznych jest bezpieczna dla człowieka i pozwala najpełniej zbadać całą długość linii napowietrznych pod różnymi kątami. Powstałe obrazy mają wysoką rozdzielczość.

Na co zwracacie uwagę podczas kontroli?

Podczas okresowych przeglądów linii napowietrznych należy sprawdzić:

Podczas przeprowadzania przeglądu awaryjnego po odłączeniu linii napowietrznej lub pomyślnym ponownym uruchomieniu linii napowietrznej, główną uwagę należy zwrócić na ustalenie przyczyny odłączenia lub uziemienia oraz określenie lokalizacji i rozmiaru uszkodzenia. W takim przypadku należy dokładnie zbadać skrzyżowania odłączonej linii napowietrznej z innymi liniami napowietrznymi i liniami komunikacyjnymi w celu wykrycia na nich śladów przetopu.

Przeglądy przeprowadzane są zazwyczaj w godzinach dziennych, kiedy łatwiej jest wykryć istniejące usterki i uszkodzenia. W nocy przeprowadza się różnego rodzaju inspekcje nadzwyczajne, mające na celu identyfikację wyładowań koronowych, niebezpieczeństwa zachodzenia na siebie izolacji lub pożaru podpór drewnianych w czasie deszczowej pogody (lekka mżawka, mgła, mokry śnieg) w obszarach linii napowietrznych narażonych na intensywne zanieczyszczenia oraz monitorować przydatność świateł barierowych zainstalowanych na wspornikach przejściowych.

Usterki wykryte podczas przeglądu linii napowietrznych należy odnotować w dokumentacji eksploatacyjnej (magazyn lub wykaz usterek) i w zależności od ich charakteru na polecenie Odbiorcy odpowiedzialnego za sprzęt elektryczny usunąć w możliwie najkrótszym terminie lub w trakcie konserwacji i naprawy .

Konserwacja napowietrznych linii elektroenergetycznych (OHT) obejmuje przeglądy (różnego rodzaju), przeglądy i pomiary zapobiegawcze oraz usuwanie drobnych usterek.

Przeglądy linii napowietrznych dzielą się na okresowe i nadzwyczajne. Z kolei przeglądy okresowe dzielimy na dzienne, nocne, jazdy i kontrolne.

Kontrole dzienne (główny rodzaj kontroli) przeprowadzane są raz w miesiącu. W tym przypadku stan elementów linii napowietrznej sprawdzany jest przez lornetkę. Przeglądy nocne przeprowadzane są w celu sprawdzenia stanu połączeń stykowych i oświetlenia ulicznego.

Podczas przeprowadzania przeglądów napowietrznych linia napowietrzna jest wyłączana i uziemiana, w razie potrzeby sprawdzane jest mocowanie izolatorów i armatury, stan przewodów, napięcie odciągów itp. Planowane są przeglądy nocne i napowietrzne.

Inspekcje kontrolne poszczególnych odcinków linii przeprowadzane są przez personel inżynieryjno-techniczny raz w roku w celu sprawdzenia jakości pracy elektryków, oceny stanu trasy oraz podjęcia działań awaryjnych.

Kontrole nadzwyczajne przeprowadzane są po wypadkach, burzach, osunięciach ziemi, silnych mrozach (poniżej 40 o C) i innych klęskach żywiołowych.

Wykaz prac wykonanych podczas konserwacji napowietrznych linii elektroenergetycznych obejmuje:

sprawdzenie stanu trasy (obecność ciał obcych i przypadkowych konstrukcji pod przewodami, stan bezpieczeństwa pożarowego trasy, odchylenia podpór, zniekształcenia elementów itp.);

ocena stanu drutów (obecność pęknięć i przetopień poszczególnych drutów, obecność przepięć, wielkość zwisów itp.);

kontrola podpór i stojaków (stan podpór, obecność plakatów, integralność uziemienia);

monitorowanie stanu izolatorów, aparatury łączeniowej, złączy kablowych na zjazdach, ograniczników.

Sprawdzenie stanu trasy linii napowietrznej

Podczas kontroli trasy linii napowietrznej elektryk sprawdza prześwit i przerwy.

Strefę bezpieczeństwa L wyznaczają linie proste 1 (rys. 1), oddalone od rzutu skrajnych przewodów 2 o odległość 1, która zależy od napięcia znamionowego linii napowietrznej (dla linii napowietrznych do 20 kV włącznie , 1 = 10 m).

Ryż. 1. Strefa bezpieczeństwa

Polany urządza się w miarę przebiegania linii przez lasy i tereny zielone. W tym przypadku szerokość polany (rys. 2) C = A+6m przy h4m, gdzie C to znormalizowana szerokość polany, A to odległość pomiędzy zewnętrznymi drutami, h to wysokość drzew.

Ryż. 2. Określenie szerokości polany

W parkach i rezerwatach przyrody dopuszcza się zmniejszenie szerokości polany, a w sadach z drzewami do 4 m wysokości wycinanie polany nie jest konieczne.

Szczelinę określa się na podstawie poziomej odległości od najbardziej zewnętrznych drutów linii przy ich największym odchyleniu od najbliższych wystających części budynku lub konstrukcji. W przypadku linii napowietrznych do 20 kV odstęp musi wynosić co najmniej 2 m.

Zabrania się umieszczania w strefie bezpieczeństwa stosów siana i słomy, drewna i innych substancji łatwopalnych, gdyż w przypadku ich zapłonu może nastąpić zwarcie z ziemią. Prace wykopaliskowe, układanie komunikacji, dróg itp. są zabronione w pobliżu przewodów i podpór.

Przy przechodzeniu linii napowietrznych z drewnianymi podporami w miejscach, w których istnieje ryzyko pożaru gruntu, teren wokół każdej podpory w promieniu 2 m należy oczyścić z trawy i krzewów lub zastosować mocowania żelbetowe.

Praktyka eksploatacji napowietrznych linii elektroenergetycznych pokazuje, że często przyczyną wypadków jest naruszenie zasad ochrony linii oraz nieprawidłowe działania ludności (rzucanie ciał obcych na przewody, wspinanie się na podpory, puszczanie latawców, używanie długich tyczek w strefie bezpieczeństwa itp.). Sytuacje awaryjne mogą również wystąpić, gdy dźwigi samochodowe, podnośniki koszowe i inny sprzęt o wysokości większej niż 4,5 m przejeżdżają pod liniami energetycznymi poza drogami.

Podczas wykonywania prac w pobliżu linii napowietrznych za pomocą mechanizmów odległość ich wciąganych części od przewodów musi wynosić co najmniej 1,5 m. Podczas przekraczania drogi z linią napowietrzną po obu stronach instaluje się znaki sygnalizacyjne wskazujące dopuszczalną wysokość transportu z ładunkiem.

Kierownictwo organizacji obsługującej sieci musi przeprowadzić prace wyjaśniające z personelem produkcyjnym na temat specyfiki pracy w pobliżu napowietrznych linii elektroenergetycznych, a także wśród ludności na temat niedopuszczalności naruszania zasad ochrony linii.

Sprawdzanie położenia podpór

Podczas oględzin trasy linii napowietrznej monitorowany jest stopień odchylenia podpór powyżej dopuszczalnych norm od położenia pionowego, wzdłuż i w poprzek linii. Przyczyną odchylenia może być osiadanie gruntu u podstawy podpory, nieprawidłowy montaż, słabe mocowanie w miejscach łączenia części, osłabienie odciągów itp. Nachylenie podpory powoduje dodatkowe naprężenia spowodowane własnym ciężarem w niebezpiecznych odcinkach znajdujących się w pobliżu gruntu i może prowadzić do pogorszenia wytrzymałości mechanicznej.

Odchylenie pionowych części podpory od położenia normalnego sprawdza się za pomocą pionu (rys. 3) lub za pomocą przyrządów geodezyjnych. Zmiany położenia części poziomych sprawdza się wzrokowo (ryc. 4) lub za pomocą teodolitu.

Ryż. 3. Określenie położenia podpór

Ryż. 4. Wyznaczanie położenia trawersu

Przy określaniu nachylenia za pomocą pionu należy oddalić się od podpory na taką odległość, aby pion był rzutowany na górę podpory. Obserwując pion w pobliżu powierzchni ziemi, zauważają obiekt. Mierząc odległość od niego do osi podstawy podpory, określ wielkość nachylenia. Dokładniejsze wyniki pomiarów uzyskuje się za pomocą specjalnych przyrządów geodezyjnych.

Sprawdzenie stanu podpór

Podczas kontroli podpór żelbetowych główny nacisk należy położyć na identyfikację widocznych wad. Do takich wad zalicza się słabą przyczepność zbrojenia do betonu, jednostronne przemieszczenie klatki zbrojeniowej względem osi wału nośnego.

W każdym przypadku grubość betonowej ściany ochronnej musi wynosić co najmniej 10 mm. Pęknięcia są badane szczególnie szczegółowo, ponieważ w dalszej eksploatacji prowadzą do korozji zbrojenia i zniszczenia betonu, głównie na poziomie wód gruntowych. W przypadku podpór żelbetowych dopuszcza się nie więcej niż 6 pęknięć pierścieniowych na metr bieżący o szerokości do 0,2 mm.

Należy pamiętać, że przechylanie podpór żelbetowych wzdłuż i w poprzek linii przyczynia się do zwiększonego pękania, ponieważ ze względu na duży ciężar podpory wzrasta prawdopodobieństwo jej przeciążenia. Ważne jest również prawidłowe uszczelnienie podpory.

Niewłaściwe zasypanie i zagęszczenie wykopu powoduje przechylenie podpory i może spowodować jej pęknięcie. Dlatego w pierwszym i drugim roku po przyjęciu do eksploatacji podpory poddawane są szczególnie dokładnym przeglądom i terminowo korygowane.

Uszkodzenia mechaniczne podpór żelbetowych możliwe są na skutek niewłaściwej organizacji prac montażowych i renowacyjnych, a także na skutek przypadkowych kolizji z pojazdami.

Główną wadą drewnianych podpór jest. Proces niszczenia drewna zachodzi najintensywniej w temperaturze około +20°C, wilgotności drewna 25 - 30% i wystarczającym dostępie tlenu. Miejscami najszybciej niszczącymi są mocowania przy powierzchni gruntu, stojaki w części końcowej oraz na stykach z pasierbem i trawersem.

Głównym sposobem zwalczania uszkodzeń drewna jest impregnacja materiału nośnego środkami antyseptycznymi. Podczas obsługi napowietrznych linii energetycznych okresowo monitoruje się stopień rozkładu drewna elementów wsporczych. Jednocześnie określa się miejsca rozkładu i mierzy się głębokość rozprzestrzeniania się zgnilizny.

W suchą i niezamarzającą pogodę podporę opukuje się, aby ustalić gnicie rdzenia. Wyraźny i dźwięczny dźwięk charakteryzuje zdrowe drewno, natomiast tępy dźwięk wskazuje na obecność zgnilizny.

Aby sprawdzić gnicie osprzętu, wykopuje się je na głębokość 0,5 m. Stopień gnicia określa się w najbardziej niebezpiecznych miejscach - w odległości 0,2 - 0,3 m poniżej i nad poziomem gruntu. Pomiary przeprowadza się poprzez przebicie drewnianej podpory i zarejestrowanie przyłożonej siły. Podporę uważa się za zdrową, jeśli do przebicia pierwszych warstw wymagana jest siła przekraczająca 300 N.

Głębokość rozpadu określa się jako średnią arytmetyczną z trzech pomiarów. Dotknięty obszar nie powinien przekraczać 5 cm dla średnicy podpory 20–25 cm, 6 cm dla średnicy 25–30 cm i 8 cm dla średnicy większej niż 30 cm.

Jeśli nie masz urządzenia, możesz użyć zwykłego świdra. W tym przypadku głębokość rozkładu zależy od wyglądu wiórów.

Ostatnio zastosowano detektor zgnilizny do nieniszczącego monitorowania obecności zgnilizny w częściach drewna podporowego. Urządzenie to działa na zasadzie rejestracji zmian wibracji ultradźwiękowych podczas ich przechodzenia przez drewno. Wskaźnik urządzenia ma trzy sektory - odpowiednio zielony, żółty i czerwony, aby określić brak rozkładu, niewielki i poważny rozkład.

W zdrowym drewnie drgania rozchodzą się praktycznie bez tłumienia, natomiast w części dotkniętej drgania są częściowo pochłaniane. Detektor składa się z nadajnika i odbiornika, który dociskany jest do kontrolowanego drewna po przeciwnej stronie. Za pomocą detektora zgnilizny można z grubsza określić stan drewna, w szczególności podjąć decyzję o podniesieniu go na podporę do pracy.

Po zakończeniu kontroli, jeśli w drewnie wykonano dziurę, zamyka się ją środkiem antyseptycznym.

Na liniach napowietrznych z drewnianymi podporami oprócz gnicia może dojść do pożaru podpór na skutek prądów upływowych spowodowanych zanieczyszczeniem i defektami izolatorów.

Sprawdzanie przewodów i kabli

Po wystąpieniu pierwszego uszkodzenia żył w drucie, obciążenie każdego z pozostałych rdzeni wzrasta, co przyspiesza proces ich dalszego niszczenia, aż do pęknięcia.

Jeśli rdzenie pękną na więcej niż 17% całkowitego przekroju, instaluje się łącznik naprawczy lub bandaż. Nałożenie bandaża w miejscu przerwania drutów zapobiega dalszemu rozplątywaniu się drutu, ale nie przywraca wytrzymałości mechanicznej.

Złącze naprawcze zapewnia wytrzymałość do 90% wytrzymałości całego drutu. Jeśli liczba uszkodzonych przewodów jest większa, uciekają się do instalowania złącza.

Normalizują odległość pomiędzy przewodami, a także pomiędzy przewodami a ziemią, przewodami oraz innymi urządzeniami i konstrukcjami znajdującymi się w rejonie trasy linii napowietrznej. Zatem odległość przewodów od ziemi linii napowietrznej 10 kV powinna wynosić 6 m (w miejscach trudno dostępnych – 5 m), od nawierzchni drogi – 7 m, a od przewodów komunikacyjnych i alarmowych – 2 m.

Wymiary mierzone są podczas prób odbiorczych, a także podczas eksploatacji, gdy pojawiają się nowe skrzyżowania i konstrukcje, podczas wymiany podpór, izolatorów i kształtek.

Ważną cechą, która pozwala kontrolować zmianę, jest zwis drutu. Przez zwis rozumie się pionową odległość od najniższego punktu zwisu drutu w przęśle do konwencjonalnej linii prostej przechodzącej na poziomie wysokości zawieszenia drutu.

Do pomiaru wymiarów stosuje się geodezyjne instrumenty goniometryczne, na przykład teodolit i pręty. Prace można wykonywać pod napięciem (stosuje się pręty izolacyjne) i z odprężeniem.

Podczas pracy z prętem jeden z elektryków dotyka końcem pręta przewodu linii napowietrznej, drugi mierzy odległość do pręta. Sprawdzenie ugięcia bomu można przeprowadzić wzrokowo. Aby to zrobić, listwy są przymocowane do dwóch sąsiednich podpór.

Obserwator znajduje się na jednej z podpór w takiej pozycji, aby jego wzrok znajdował się na poziomie łaty, druga laska przesuwa się po podporze, aż najniższy punkt ugięcia znajdzie się na prostej łączącej oba pręty celownicze.

Zwis definiuje się jako średnią arytmetyczną odległość od punktów zawieszenia drutu do każdej szyny. Wymiary linii napowietrznej muszą odpowiadać wymaganiom PUE. Rzeczywisty ugięcie nie powinno różnić się od projektowego o więcej niż 5%.

Pomiary uwzględniają temperaturę otoczenia. Rzeczywiste wartości pomiarowe przeliczane są na dane w temperaturze zapewniającej maksymalną wartość ugięcia za pomocą specjalnych tabel. Nie zaleca się pomiaru wymiarów przy wietrze większym niż 8 m/s.

Sprawdzenie stanu izolatorów

Pokazuje to analiza pracy napowietrznych linii elektroenergetycznych około 30% uszkodzeń linii napowietrznych jest związanych z awarią izolatorów. Przyczyny niepowodzeń są różne. Stosunkowo często izolatory nakładają się na siebie podczas burzy z powodu utraty wytrzymałości elektrycznej kilku elementów girlandy, przy zwiększonym naprężeniu mechanicznym spowodowanym lodem i tańczącymi drutami. Złe warunki atmosferyczne przyczyniają się do procesu zanieczyszczenia izolatorów. Podczas nakładania się może dojść do uszkodzenia, a nawet zniszczenia izolatorów.

Podczas pracy często obserwuje się przypadki pęknięć pierścieniowych pojawiających się na izolatorach z powodu niewłaściwego uszczelnienia i przepięć temperaturowych od bezpośredniego światła słonecznego.

Podczas oględzin zewnętrznych sprawdzany jest stan porcelany, obecność pęknięć, odprysków, uszkodzeń i zabrudzeń. Izolatory uznaje się za wadliwe, jeśli pęknięcia i odpryski zajmują 25% powierzchni, szkliwo stopi się i spali oraz obserwuje się trwałe zanieczyszczenie powierzchni.

Opracowano dość proste i niezawodne metody monitorowania przydatności izolatorów.

Najprostszą metodą wykrywania uszkodzonego izolatora jest sprawdzenie obecności napięcia na każdym elemencie girlandy. Stosuje się pręt o długości 2,5 - 3 m z metalową końcówką w kształcie widelca. Podczas sprawdzania jeden koniec widełek dotyka czapki jednego izolatora, a drugi sąsiedniego. Jeśli po wyciągnięciu końca świecy z nasadki nie pojawi się iskra, izolator jest uszkodzony. Prace te mogą wykonywać specjalnie przeszkoleni elektrycy.

Bardziej dokładną metodą jest pomiar napięcia na izolatorze. Pręt izolacyjny posiada na końcu iskiernik z regulowaną szczeliną powietrzną. Umieszczając widełki pręta na metalowych nakładkach izolatorów, uzyskuje się wyładowanie. Wielkość szczeliny wskazuje wartość napięcia przebicia. Brak awarii wskazuje na awarię izolatora.

Na linii napowietrznej, przy odłączonym napięciu, w celu monitorowania stanu izolatorów, mierzy się rezystancję izolacji megaomomierzem o napięciu 2500 V. Rezystancja każdego izolatora nie powinna być mniejsza niż 300 MOhm.

Do mocowania przewodów i izolatorów stosuje się różne okucia: zszywki, kolczyki, uszy, wahacze itp. Główną przyczyną uszkodzeń okuć jest korozja. Jeśli w atmosferze znajdują się agresywne składniki, proces korozji przyspiesza. Zbrojenie może również zostać zniszczone w wyniku stopienia podczas nakładania się ciągu izolatorów.

Napowietrzna linia elektroenergetyczna (OTL) to urządzenie służące do przesyłania i rozdziału energii elektrycznej za pomocą przewodów umieszczonych na otwartej przestrzeni i przymocowanych do wsporników lub wsporników i stojaków na obiektach inżynierskich za pomocą izolatorów i kształtek. Odgałęzienia dochodzące do budynków zaliczane są do linii napowietrznych.

Diagnostyka izolatorów. Ważne miejsce w zapewnieniu niezawodnej pracy urządzeń zasilających zajmuje nowoczesna i wysokiej jakości diagnostyka izolacji sieci. Obecnie nie ma wystarczająco niezawodnych metod zdalnego wykrywania uszkodzonych izolatorów oraz środków technicznych pozwalających na wdrożenie tych metod. Izolatory tarczowe porcelanowe przed montażem są testowane napięciem 50 kV częstotliwość zasilania dla 1 min, następnie użyj megaomomierza dla napięcia 2,5 kV mierzony jest ich opór, który musi wynosić co najmniej 300 MOhm. Diagnozę pracy izolatorów przeprowadza się za pomocą urządzeń do zdalnego monitorowania lub prętów pomiarowych (rysunki 2.6 – 2.8). Zastanówmy się, jakie efekty fizyczne powstają w wyniku przyłożenia wysokiego napięcia do izolatora. Z teorii wiadomo, że jeśli na dwie elektrody oddzielone izolatorem przyłoży się pole elektryczne o wystarczającej sile, to na powierzchni lub w korpusie izolatora tworzy się warstwa przewodząca prąd elektryczny, w której następuje wyładowanie elektryczne – streamer – pojawia się i rozwija. Pojawieniu się i rozwojowi wyładowania towarzyszy powstawanie oscylacji w szerokim zakresie częstotliwości (w zakresie podczerwieni, tj. termicznej, dźwiękowej, ultradźwiękowej, w widmie widzialnym oraz w szerokim zakresie częstotliwości radiowych). Jest zatem oczywiste, że część odbiorcza urządzenia diagnostycznego musi wykryć jedną z wymienionych konsekwencji powstawania i rozwoju streamera. Izolatory polimerowe zawodzą inaczej niż izolatory porcelanowe czy szklane i trudno jest określić stan takich izolatorów w przypadku braku zauważalnych wad fizycznych, takich jak pęknięcia czy zaczernienia.

Na VL 110 kV Stosowane są wyłącznie izolatory zawieszenia; na VL 35 kV i poniżej można zastosować izolatory wiszące i kołkowe. Kiedy izolator w girlandzie ulegnie uszkodzeniu, jej dielektryczna „spódnica” ulegnie zniszczeniu i spadnie na ziemię, jeśli spódnica jest wykonana ze szkła, natomiast gdy pęknie izolator porcelanowy, spódnica pozostanie nienaruszona. Dlatego wadliwe izolatory szklane są widoczne gołym okiem, natomiast diagnostyka uszkodzonych izolatorów porcelanowych jest możliwa tylko za pomocą specjalnych urządzeń, na przykład urządzenia do diagnostyki ultrafioletowej Filin.

Napowietrzne linie elektroenergetyczne (OHL) o napięciu 35 kV i wyższe są podstawowe w układach przenoszenia mocy. Dlatego występujące na nich wady i awarie wymagają natychmiastowej lokalizacji i eliminacji. Z analizy wypadków na liniach napowietrznych wynika, że ​​corocznie dochodzi do licznych awarii linii napowietrznych na skutek zmian właściwości materiałowych przewodów i ich połączeń stykowych (CS): zniszczenia przewodów na skutek działania korozji i drgań, ścierania, zużycia, zmęczenia, utleniania, itp. Ponadto z roku na rok rośnie liczba uszkodzeń izolatorów porcelanowych, szklanych i polimerowych. Metod i systemów diagnozowania powyższych elementów jest wiele, jednak są one zazwyczaj pracochłonne, niosą ze sobą zwiększone zagrożenie, a ponadto wymagają odłączenia sprzętu od napięcia. Metoda inspekcji linii napowietrznych z wykorzystaniem patroli helikopterowych charakteryzuje się dużą produktywnością. Za dzień pracy (5 - 6 H) są sprawdzane do 200 km linie. Podczas patroli śmigłowcowych wykonywane są następujące rodzaje prac:

Diagnostyka termowizyjna linii napowietrznych, izolatorów, połączeń stykowych i armatury w celu identyfikacji elementów nagrzewających się na skutek pojawiających się uszkodzeń (rysunek 5.8);

Diagnostyka ultrafioletowa linii napowietrznych, izolatorów, połączeń stykowych w celu wykrycia na nich wyładowań koronowych (rysunek 5.10);

Kontrola wzrokowa podpór, izolatorów, połączeń stykowych (rysunek 5.9, wykorzystuje się kamerę wideo o wysokiej rozdzielczości).

Zastosowanie kamer termowizyjnych pozwala znacznie uprościć proces monitorowania stanu ograniczników zainstalowanych na liniach napowietrznych 35, 110 kV. Na podstawie termogramu można określić nie tylko fazę iskiernika o zwiększonym prądzie przewodzenia, ale także konkretny wadliwy element, który miał wpływ na wzrost tego prądu. Terminowa wymiana i naprawa uszkodzonych elementów pozwala na dalszą pracę ograniczników.

W miarę rozwoju technologii inspekcji wzrasta wykorzystanie inspekcji lotniczych w innych krajach. TVA pracuje na przykład nad zastosowaniem kamer na podczerwień o wysokiej rozdzielczości na ustabilizowanym zawieszeniu oraz kamery DayCor do wykrywania wyładowań koronowych na elementach napowietrznych linii elektroenergetycznych w ciągu dnia, radaru do

identyfikacja gnijących drewnianych podpór itp. Tworzenie się korony na elementach napowietrznej linii elektroenergetycznej wskazuje na zwarcia, pęknięcia lub zanieczyszczenie izolatorów ceramicznych lub przerwane żyły przewodów. Korona wytwarza słabe promieniowanie ultrafioletowe, którego nie można zobaczyć w ciągu dnia. Kamera DayCor dzięki filtrowi przepuszczającemu wyłącznie promieniowanie ultrafioletowe w zakresie długości fal 240 - 280 nm, pozwala wykryć koronę w ciągu dnia.

Do szybkiej diagnostyki stanu izolatorów prętów nośnych i ceramiki przepustów wysokiego napięcia wykorzystuje się małogabarytowe przenośne urządzenie wibracyjne „Ajax-M”. Aby uzyskać informacje diagnostyczne, do buta izolatora wsporczego przykłada się uderzenie, po czym wzbudzane są w nim drgania rezonansowe. Parametry tych drgań związane są ze stanem technicznym izolatora. Pojawienie się defektów dowolnego typu prowadzi do zmniejszenia częstotliwości oscylacji rezonansowych i wzrostu szybkości ich tłumienia. Aby wyeliminować wpływ drgań rezonansowych konstrukcji związanych z izolatorem, rejestruje się drgania po dwóch uderzeniach – w górny i dolny but izolatora. Na podstawie porównania widm drgań rezonansowych przy uderzeniu w górną i dolną część izolatora ocenia się stan techniczny i poszukuje uszkodzeń.

Za pomocą urządzenia Ajax-M można zdiagnozować stan izolacji podpory i wyszukać następujące rodzaje uszkodzeń: obecność pęknięć w ceramice izolatora lub miejsca wbudowania ceramiki w stopy wsporcze; obecność porowatości w ceramice izolatora; określenie współczynnika stanu technicznego izolatora. Na podstawie wyników diagnostyki określa się kategorie stanu izolatora – „wymaga wymiany”, „wymaga dodatkowego monitorowania” lub „można używać”. Zarejestrowane parametry stanu izolatora mogą zostać zapisane w pamięci długotrwałej urządzenia, a następnie w pamięci komputera w celu przechowywania i przetwarzania. Za pomocą dodatkowego programu możliwa jest ocena zmian parametrów izolatora z pomiaru na pomiar. Za pomocą urządzenia można zdiagnozować stan izolatorów niemal każdego typu i marki.

Aby ocenić stan ograniczniki zaworów

pomiar rezystancji;

pomiar prądu przewodzenia przy napięciu wyprostowanym;

pomiar napięcia przebicia;

kontrola termowizyjna.

Aby ocenić stan tłumiki przepięć Stosuje się następujące testy:

pomiar rezystancji;

pomiar prądu przewodzenia;

kontrola termowizyjna.

Diagnostyka przewodów. Aby zidentyfikować potencjalne obszary problematyczne w liniach energetycznych spowodowane drganiami, stosuje się urządzenie do monitorowania i analizy drgań przewodów linii energetycznej. Urządzenie pozwala na ocenę na miejscu w rzeczywistych warunkach pogodowych charakterystyki drganiowej linii elektroenergetycznych o różnej konstrukcji, naprężeń przewodów i wsparcia technicznego oraz określenie nominalnej żywotności przewodów narażonych na drgania. Przyrząd jest przyrządem wibracyjnym używanym na miejscu do monitorowania i analizy drgań napowietrznych linii energetycznych powodowanych przez wiatr. Mierzy częstotliwości i amplitudy wszystkich cykli wibracji, przechowuje dane w matrycy o wysokiej rozdzielczości i przetwarza wyniki, aby zapewnić szacunkową średnią długość życia

przetestowane przewody. Metody pomiaru i oceny oparte są na międzynarodowym standardzie IEEE i procedurze CIGRE. Urządzenie można zamontować bezpośrednio na przewodzie w pobliżu dowolnego rodzaju obejmy. Przyrząd składa się ze skalibrowanego wspornika czujnika wiązki, który mocuje się do zacisku drucianego podtrzymującego krótki cylindryczny korpus. Element czujnikowy stykający się z przewodem przekazuje ruch do czujnika. Wewnątrz obudowy znajduje się mikroprocesor, układ elektroniczny, zasilacz, wyświetlacz i czujnik temperatury. Korzystanie z amplitudy zginania ( Yb) jako parametr pomiarowy służący do oceny nasilenia drgań drutu jest dobrze ugruntowaną praktyką. Pomiar przemieszczenia różnicowego przy 89 mm od ostatniego punktu styku drutu z metalowym zaciskiem wieszaka stanowi punkt wyjścia dla standaryzacji IEEE pomiarów drgań drutu. Czujnik to belka wspornikowa, która wykrywa zagięcie drutu w pobliżu zacisków podwieszanych lub sprzętowych. Dla każdego cyklu wibracji czujniki odkształcenia generują sygnał wyjściowy proporcjonalny do amplitudy zginania drutu. Dane dotyczące częstotliwości i amplitudy wibracji są przechowywane w macierzy amplitudy/częstotliwości zgodnie z liczbą zdarzeń. Na koniec każdego okresu monitorowania wbudowany mikroprocesor oblicza nominalny wskaźnik trwałości drutu. Wartość ta zostaje zapisana w pamięci, po czym mikroprocesor powraca do trybu czuwania przy kolejnym uruchomieniu. Dostęp do mikroprocesora można uzyskać bezpośrednio z dowolnego terminala we/wy lub komputera za pośrednictwem linii komunikacyjnej RS-232.

Wykrywanie uszkodzeń przewodów i kabli odgromowych napowietrznych linii elektroenergetycznych. Niezawodność linii napowietrznych zależy od wytrzymałości lin stalowych stosowanych jako elementy przewodzące prąd i nośne w drutach kombinowanych, kablach odgromowych i odciągach. Monitorowanie stanu technicznego linii napowietrznej i jej elementów opiera się na porównaniu zidentyfikowanych usterek z wymaganiami norm i tolerancjami podanymi w materiałach projektowych kontrolowanej linii napowietrznej, w normach państwowych, PUE, SNiP, TU i innych dokumentach regulacyjnych . Stan przewodów i kabli ocenia się zazwyczaj na podstawie oględzin. Metoda ta nie pozwala jednak na wykrycie przerw wewnątrz przewodów. Aby wiarygodnie ocenić stan przewodów i kabli linii napowietrznych, należy zastosować nieniszczącą metodę instrumentalną z wykorzystaniem defektoskopu, która pozwala określić zarówno ubytki ich przekroju poprzecznego, jak i wewnętrzne pęknięcia przewodów.

Termiczna metoda diagnozowania linii napowietrznych. Istnieje możliwość wykrycia wycieków ciepła i zapobiegania wypadkom związanym z przegrzaniem linii napowietrznych już na najwcześniejszym etapie ich wystąpienia. Wykorzystuje się do tego kamery termowizyjne lub pirometry.

Ocenę stanu cieplnego części przewodzących prąd i izolacji linii napowietrznych, w zależności od ich warunków pracy i konstrukcji, przeprowadza się:

Według znormalizowanych temperatur ogrzewania (wzrost temperatury);

Nadmierna temperatura;

Dynamika zmian temperatury w czasie;

Ze zmianami obciążenia;

Porównując zmierzone wartości temperatury w obrębie fazy, pomiędzy fazami, ze znanymi dobrymi obszarami.

Dopuszczalne wartości temperatury ogrzewania i jej przekroczenia podane są w dyrektywach regulacyjnych RD 153-34.0-20363-99 „Podstawowe postanowienia metodologii diagnostyki w podczerwieni urządzeń elektrycznych i napowietrznych linii elektroenergetycznych”, a także w „Instrukcji dla diagnostyka w podczerwieni napowietrznych linii elektroenergetycznych”.

W przypadku styków i połączeń stykowych obliczenia przeprowadza się przy prądach obciążenia (0,6 - 1,0) I nom po odpowiednim przeliczeniu. Przeliczenie przekroczenia wartości zmierzonej temperatury w stosunku do wartości znormalizowanej odbywa się na podstawie stosunku:

, (2.5)

gdzie Δ T nom - wzrost temperatury o godz I nie m;

Δ T slave - wzrost temperatury o godz I niewolnik;

Dla styków przy prądach obciążenia (0,3 - 0,6) I Jednak ich stan ocenia się na podstawie nadmiernej temperatury. Jako standard przyjmuje się wartość temperatury przeliczoną o 0,5 I nie m. Do przeliczenia stosuje się następujący współczynnik:

, (2.6)

gdzie: Δ T 0,5 - przekroczenie temperatury przy prądzie obciążenia 0,5 I nie m.

Kontrola termowizyjna sprzętu i części pod napięciem przy prądach obciążenia poniżej 0,3 I nom nie jest skuteczny w wykrywaniu wad na wczesnym etapie ich rozwoju. Wady wykryte przy określonych obciążeniach należy zaliczyć do usterek w awaryjnym stopniu niesprawności. Natomiast niewielką część usterek należy zaliczyć do usterek o rozwijającym się stopniu nieprawidłowego działania. Należy zaznaczyć, że nie prowadzi się oceny stopnia uszkodzenia uszkodzeń na powierzchniach urządzeń przegrzanych pośrednio. Przegrzanie pośrednie może być spowodowane wadami ukrytymi, takimi jak pęknięcia, wewnątrz izolatorów rozłącznika, których temperatura jest mierzona na zewnątrz, a często uszkodzone części wewnątrz obiektu są bardzo gorące i poważnie spalone. Urządzenia z przegrzaniem pośrednim należy zaliczyć do drugiego lub trzeciego stopnia przegrzania. Stan złączy spawanych i zaciskanych należy oceniać na podstawie nadmiernej temperatury.

Badania wszystkich typów przewodów napowietrznych linii elektroenergetycznych metodą termowizyjną przeprowadzamy:

Dla nowo oddanych do użytku linii napowietrznych – w pierwszym roku ich uruchomienia przy obciążeniu prądowym co najmniej 80%;

Linie napowietrzne pracujące z maksymalnym obciążeniem prądowym lub zasilające odbiorców krytycznych lub działające w warunkach zwiększonego zanieczyszczenia atmosfery, dużych obciążeń wiatrem i lodem - rocznie;

Linie napowietrzne eksploatowane od 25 lat i dłużej, z odrzuceniem 5% połączeń stykowych – nie rzadziej niż raz na 3 lata;

Dla pozostałych linii napowietrznych – nie rzadziej niż raz na 6 lat.

Diagnostyka ultradźwiękowa podpór linii napowietrznych. Ocena stanu podpór żelbetowych za pomocą ultradźwiękowego urządzenia do sondowania powierzchni. Stały monitoring stanu podpór linii napowietrznych pozwala nie tylko zapobiegać wypadkom, ale także znacząco zwiększyć opłacalność eksploatacji sieci elektroenergetycznych poprzez naprawę tylko tych podpór, które faktycznie wymagają naprawy lub wymiany. Znacząca część podpór linii napowietrznych w kraju i za granicą wykonana jest z betonu zbrojonego. Powszechnym rodzajem podpory żelbetowej jest stojak w postaci grubościennej rury, wykonany przez wirowanie. Pod wpływem czynników klimatycznych, wibracji i obciążenia roboczego beton regału zmienia swoją strukturę, pęka, ulega różnym uszkodzeniom, w wyniku czego regał stopniowo traci swoją nośność. Dlatego wymagane są regularne inspekcje wszystkich szaf elektrycznych w celu ustalenia, czy szafa wymaga wymiany. Takie kontrole zapobiegają także niepotrzebnemu odrzucaniu podpór.

Możliwość obiektywnej oceny nośności filarów żelbetowych odwirowanych opiera się na fakcie, że wraz ze zmianą struktury betonu i pojawieniem się w nim defektów wytrzymałość betonu pogarsza się, co objawia się spadkiem prędkość propagacji drgań ultradźwiękowych. Ponadto, ze względu na cechy konstrukcyjne regałów i charakter działających na nie obciążeń, zmiany właściwości betonu w kierunkach wzdłuż i w poprzek regału nie są takie same: prędkość ultradźwiękowa w kierunku poprzecznym maleje szybciej w czasie, co najwyraźniej można wytłumaczyć wzrostem koncentracji mikropęknięć o przeważnie orientacji podłużnej. Zmieniając prędkość propagacji ultradźwięków wzdłuż i w poprzek zębatki w czasie jej pracy oraz ich stosunek, można ocenić stopień utraty nośności zębatki i podjąć decyzję o jej wymianie.