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 ВЛ необходимо обратить внимание на их наклон поперек и вдоль линии, проседание грунта у оснований опор, отсутствие в креплениях деталей опор болтов и гаек, трещин сварных швов; определить состояние номеров, условных наименований линий, предупредительных плакатов по технике безопасности, количество и ширину раскрытия трещин железобетонных опор, ослабление и повреждение оттяжек опор, наличие на опорах птичьих гнезд.
При осмотре трассы ВЛ следует обращать внимание на наличие деревьев, различных предметов (лесоматериалы и др.). высоту зарослей. Особую опасность представляют несогласованные строительные и земляные работы, которые производятся под ВЛ и в охранной зоне, а также работы по сооружению и реконструкции линий электропередачи и линий связи в этой зоне.
При осмотре проводов и тросов обращают внимание на наличие оборванных или перегоревших жил, следов оплавления и разрегулировки проводов, набросов, усталостных разрушений в месте крепления провода, коррозии проводов и тросов, неисправности петель провода на анкерных опорах.
При осмотре изоляторов исследуют наличие следов перекрытия гирлянд и отдельных элементов, отклонение от нормального положения подвесных гирлянд вдоль линии, отсутствие замков или шплинтов в гирлянде, ржавление арматуры, загрязненность и сколы тарелок изоляторов, трещины в шапках изоляторов, наличие птичьего помета на гирлянде.
При осмотре арматуры необходимо проверять наличие гаек, шплинтов, шайб на деталях арматуры, следов перегрева на натяжных зажимах и соединителях; отсутствие коррозии зажимов и арматуры, вытяжку или проскальзывание проводов в зажимах.
При осмотре заземляющих устройств и средств защиты от атмосферных перенапряжений обращают внимание на состояние заземляющих спусков на опоре и указателей срабатывания разрядников.
После окончания обхода ВЛ электромонтер заполняет листок осмотра, куда заносит все выявленные дефекты и неисправности. В случае выявления дефектов аварийного характера электромонтер обязан сообщить об этом своему руководителю.
Листок осмотра сдается мастеру, который своей подписью удостоверяет взятие на учет обнаруженных дефектов. На основании собранных данных составляется план работы, в котором указываются сроки устранения дефектов.
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 ВЛ 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.
Страница 1 из 2
Осотов В. Н., Абрамов А. Б., Быков А. В.
Нормативный (расчетный) срок службы воздушных линий электропередачи (ВЛ) 35 - 220 кВ существенно превышает нормативный срок службы других видов электрооборудования. Элементы ВЛ в течение всего срока эксплуатации подвергаются коррозионному воздействию окружающей среды, приводящему к постепенному снижению их прочностных характеристик, а также динамическим воздействиям, вызывающим возникновение усталостных явлений, способствующих ускоренному старению этих элементов. Нормативный срок службы ВЛ с той или иной степенью точности определяется исходя из усредненных значений этих воздействий при условии строгого соблюдения регламента эксплуатационных работ, предписанных нормативно-техническими документами (НТД), например . Поскольку для каждой конкретной ВЛ реальные воздействия отличаются от расчетных, то естественно, что по истечении расчетного срока службы состояние (остаточный ресурс работоспособности) различных ВЛ будет различным. Поэтому для оценки истинного состояния ВЛ необходимо проведение комплекса диагностических процедур.
Диагностические работы по отдельным элементам и ВЛ в целом, регламентированные , как правило, достаточны для оценки текущего состояния ВЛ. Для прогнозирования остаточного срока службы ВЛ необходимо как применение дополнительных методов исследований, так и специальных алгоритмов анализа уже имеющейся информации .
В Свердловской энергосистеме силами базового участка по диагностике силового электрооборудования ЦИДН Свердловэлектроремонта и предприятиями электрических сетей в течение ряда лет ведется обследование состояния ВЛ 110-220 кВ со сроком службы более 40 лет. Как правило, обследуются участки ВЛ, расположенные в неблагоприятных эксплуатационных условиях. Хотя обследованные участки ВЛ имеют различное конструктивное исполнение, многие закономерности износа элементов ВЛ имеют общий характер. Далее, в качестве примера приводятся результаты обследования опор ВЛ 220 кВ после 40 - 44 лет эксплуатации (опоры типа “Рюмка”, болотистая местность).
Доля общего числа
Вид дефекта
опор,%
Элементы нижней части опор покрыты
наносами (грунт, мох и др.)
Коррозия элементов в нижней части 24
опор (до 25% сечения)
Трещины и разрушение сварных швов Нет
Коррозионное разрушение нижних эле-
ментов, залитых водой
Полный коррозионный износ заземляющих спусков (вырываются рукой) 15
Полное разрушение лакокрасочного покрытия 44
Опасный коррозионный износ нижних элементов опор, представляющий непосредственную угрозу работоспособности опоры в целом, обнаружен только на опорах, нижняя часть которых длительное время находилась под водой из-за изменения гидрологической обстановки на трассе по сравнению с первоначальной на момент строительства ВЛ. Существенный коррозионный износ нижних элементов опор, приближающийся к предельно допустимому , обнаружен только на тех опорах, где эти элементы за длительный период эксплуатации покрылись слоем наносов (земля, мох, дерн и т.п.). Характерным видом коррозии в этом случае является местная коррозия в виде питтингов на глубину 2-3 мм, уменьшающая площадь поперечного сечения этих элементов на 20% и более. Ускоренному образованию наносов способствует плохая вентиляция приземного слоя около опоры из-за наличия высокой травы и поросли. Представление о зависимости коррозии элементов нижней части опор от наличия наносов и условий естественной вентиляции в приземной зоне дает табл. 1.
Сплошная равномерная коррозия элементов опор выше приземного слоя незначительна (1 - 3%) и практически не зависит от защитных свойств оставшегося лакокрасочного покрытия (за последние 15-20 лет первоначальное лакокрасочное покрытие не восстанавливалось).
Язвенная коррозия металла встречается только на опорах, где не сохранилось лакокрасочное покрытие. В основном язвенной коррозии подвержены внутренние поверхности уголков решетки, где глубина язв составляет 0,1 -0,4 мм, а язвы занимают от 10 до 40% площади поверхности уголков решетки. Язвенная коррозия поясов опор выражена гораздо слабее.
При осмотре опор не выявлено трещин и обрывов элементов решетки из-за развития щелевой коррозии.
Таблица 1
Зависимость коррозии элементов нижней части опор от наличия наносов и условий естественной вентиляции в приземной зоне опор
При проверке прочности сварных соединений, где обнаружены следы щелевой коррозии, ударами молотка образования трещин не наблюдалось и узлы не разрушались.
На всех обследованных ВЛ коррозионный износ грозозащитного троса достиг аварийного уровня, что регулярно приводит к его обрывам. В ряде случаев это вызвало опасную деформацию нескольких опор, что потребовало их замены. Поэтому на этих ВЛ грозозащитный трос демонтирован в плановом порядке, хотя это и приводит к увеличению числа отключений ВЛ в грозовой период.
Наиболее сложной задачей при обследовании ВЛ является оценка состояния коррозионного износа металлоконструкций, расположенных под землей (U-образные болты, контуры заземления, металлические подножники опор). Абсолютный метод контроля - откопка и визуальный осмотр этих элементов, требует значительных трудозатрат и оправдан только в тех случаях, когда имеются косвенные доказательства опасной коррозии этих элементов. К основным факторам, определяющим коррозионную ситуацию на конкретном участке ВЛ, можно отнести:
значение удельного электрического сопротивления грунта в зоне расположения металлоконструкций;
значение и распределение естественного потенциала металлоконструкций в грунте;
значение и распределение градиентов электрического поля коррозионных и блуждающих токов;
значение наведенных токов, стекающих с металлоконструкций в землю.
Для выявления опор, где наиболее вероятны коррозионный износ подземных металлоконструкций, проводились следующие работы:
изучение проектной документации на ВЛ (распределение грунтов по удельному сопротивлению, характеристика трассы, конструкции анкерных устройств, заземляющих контуров и т.п.);
отбор проб грунта около опор и измерение удельного сопротивления его в лабораторных условиях;
измерение наведенных токов, стекающих по U- образным болтам и заземлению U-образных болтов;
измерение значения и определение характера изменения потенциалов U-образных болтов и градиентов электрического поля коррозионных и блуждающих токов;
бурение скважин около U-образных болтов (выборочно) и измерение потенциалов вдоль стенок скважины относительно U-образных болтов;
Таблица 2
Результаты полевых измерений и реального коррозионного состояния откопанных U-образных болтов, петель анкерных плит и контуров заземления опор (после 40 лет эксплуатации)
№ опоры |
Удельное |
№ U-образ- ного болта |
Значение потенциала конструкция - земля, мВ, среднее / максимальное, минимальное |
Вероятность протекания через конструкцию блуждающих токов |
Состояние U-образных болтов, петель анкерных плит и контуров заземления опор |
Маловероятно |
Язвенных коррозионных поражений металла не обнаружено. Максимальный коррозионный износ 5 - 7% |
||||
Вероятно |
Заземляющий спуск прокорродировал и оторвался от контура заземления. Снижение площади поперечного сечения U-образных болтов из-за язвенной коррозии на 10 - 15%. Снижение площади поперечного сечения петель анкерных плит на 25 - 30% |
||||
Большая |
Заземляющий спуск прокорродировал и оторвался от контура заземления. Снижение площади поперечного сечения U-образных болтов на 20% |
||||
5000/-400, -11 900 |
Заземляющий спуск прокорродировал и оторвался от контура заземления. Снижение площади поперечного сечения U-образных болтов на 25 - 30% |
||||
3117/-70, -11 000 |
|||||
Вероятно |
Заземляющий спуск прокорродировал и оторвался от контура заземления. Снижение площади поперечного сечения U-образного болта № 1 на 25 - 30%, болта № 2 на 50% |
||||
Большая |
оценка результатов измерений и определение конкретных опор с наибольшей вероятностью на линия коррозионных повреждений подземных металлоконструкций; откопка U-образных болтов и оценка состояния их подземной части.
Чтобы раньше обнаружить неисправности, представляющие угрозу для нормальной эксплуатации ВЛ, а также предупредить развитие возникших неисправностей, воздушные линии систематически осматривают электромонтеры и инженерно-технический персонал. Осмотры бывают периодические и внеочередные, осмотры с земли и так называемые верховые осмотры. Производятся осмотры пешком, а также с использованием транспортных средств, в том числе самолетов и вертолетов.
В каком случае и как часто нужно проводить осмотры?
Периодические осмотры ВЛ проводятся по графику, утвержденному ответственным за электрохозяйство Потребителя. Сроки периодических осмотров воздушных линий зависят от местных условий, назначения ВЛ, вероятности повреждения, а также состояния окружающей среды (степень загрязнения, влажность среды и т.п.). В соответствии с ТКП 181-2009 периодичность осмотров каждой ВЛ по всей длине должна быть не реже 1 раза в год. Кроме того, не реже 1 раза в год административно-технический персонал должен проводить выборочные осмотры отдельных участков линий, включая все участки ВЛ, подлежащие ремонту, по утвержденному графику.
Внеочередные осмотры ВЛ или их участков должны проводиться при образовании на проводах и тросах гололеда, при «пляске проводов», во время ледохода и разлива рек, при пожарах в зоне трассы ВЛ, после сильных бурь, ураганов и других стихийных бедствий, а также после отключения ВЛ релейной защитой и неуспешного автоматического повторного включения, а после успешного повторного включения – по мере необходимости.
Осмотры ВЛ, которые производят с земли, не позволяют выявить неисправности в верхней части воздушных линий, поэтому периодически дополнительно проводят, так называемые, верховые осмотры. Верховые осмотры с выборочной проверкой проводов и тросов в зажимах и дистанционных распорках на ВЛ напряжением 35 кВ и выше, эксплуатируемых 20 лет и более, или на их участках и на ВЛ, проходящих по зонам интенсивного загрязнения, а также по открытой местности, должны производиться не реже 1 раза в 5 лет; на остальных ВЛ (участках) напряжением 35 кВ и выше – не реже 1 раза в 10 лет. На ВЛ 0,38–20 кВ верховые осмотры должны осуществляться при необходимости.
Рисунок. Верховые осмотры ВЛ
Для верховых осмотров в последнее время начинают применяться беспилотные летающие аппараты (БПЛА). При обследовании участков ЛЭП, находящихся в труднодоступных местах, наземное обследование может затянуться на несколько дней или неделю. Обследование при помощи БПЛА уменьшает это время до нескольких часов. БПЛА может использоваться для планового обследования ВЛ, наблюдения и фотографирования с различных высот, инспекции ВЛ и охранной зоны, выявления дефектов и нарушений, картографических работ – создания планов, трехмерных моделей местности и ЛЭП, сопровождения работ по строительству и реконструкции ВЛ. Данный способ обследования ВЛ является безопасным для человека и позволяет наиболее полно обследовать ВЛ на всей протяженности с разных ракурсов. Получаемые снимки имеют высокое разрешение.
На что обращают внимание при проведении осмотров?
При периодическом осмотре ВЛ необходимо проверять:
При выполнении внеочередного осмотра после отключения ВЛ или успешного повторного включения ВЛ основное внимание должно быть обращено на выяснение причины отключения или появления земли и на определение места и объема повреждения. При этом необходимо тщательно осмотреть места пересечения отключившейся ВЛ с другими ВЛ и линиями связи в целях обнаружения следов оплавления на них.
Осмотры, как правило, проводят в светлое время дня, когда легче обнаружить имеющиеся неисправности и повреждения. В темное время суток проводят некоторые виды внеочередных осмотров направленные на выявление коронирования, опасности перекрытия изоляции или возгорания деревянных опор при сырой погоде (мелком моросящем дожде, тумане, мокром снегопаде) на участках ВЛ, подверженных интенсивному загрязнению, и для контроля исправности заградительных огней, установленных на переходных опорах.
Неисправности, обнаруженные при осмотре ВЛ должны быть отмечены в эксплуатационной документации (журнале или ведомости дефектов) и в зависимости от их характера по указанию ответственного за электрохозяйство Потребителя устранены в кратчайший срок или при проведении технического обслуживания и ремонта.
Данная информация может быть примером для составления отчетов по обследованию опор.
Пояснительная записка
к отчету по результатам обследования состояния железобетонных опор
Основание для проведения работ
Работы проводятся в рамках Договора № 07/11 на выполнение работ по ремонту, техническому обслуживанию и диагностическому обследованию объектов электросетевого хозяйства
Общие положения.
Состав диагностических работ:
Проверка состояния железобетонных опор неразрушающим ультразвуковым экспресс - методом
Проверка положения опор
Список линий и количество железобетонных опор, подлежащих диагностике:
ВЛ 220 кВ Д-1 Ульяновская - Загородная 169 опор
ВЛ 220 кВ Д-9 Лузино - Называевская 466 опор
ВЛ 220 кВ Д-13 Таврическая - Московка 130 опор
ВЛ 220 кВ Д-14 Таврическая - Московка 130 опор
ВЛ 220 кВ Л-225 Иртышская - Валиханово 66 опор
Всего подлежало обследованию 961 железобетонная опора.
Результаты обследования опор ВЛ.
Всего фактически было обследовано 1036 промежуточные железобетонные опоры
ВЛ 220 кВ Д-1 Ульяновская - Загородная 165 опор
ВЛ 220 кВ Д-9 Лузино - Называевская 504 опор
ВЛ 220 кВ Д-13 Таврическая - Московка 130 опор
ВЛ 220 кВ Д-14 Таврическая - Московка 130 опор
ВЛ 220 кВ Л-224 Иртышская - Мынкуль 53 опор
ВЛ 220 кВ Л-225 Иртышская - Валиханово 52 опор
Состояние центрифугированных стоек
ВЛ 220 кВ Д-1 Ульяновская - Загородная (165 шт.)
В нормальном состоянии находятся 54 центрифугированные стоки (32,7 %)
В рабочем 102 шт. (61,8%)
В ухудшенном 9 шт. (5,4%)
ВЛ 220 кВ Д-9 Лузино - Называевская (506 шт.)
В нормальном состоянии находятся 260 центрифугированные стойки (51,4 %)
В рабочем 170 шт. (33,6%)
В ухудшенном 42 шт. (8,3%)
В предаварийном 34 шт. (6,7%)
ВЛ 220 кВ Д-13 Таврическая - Московка (130 шт.)
В нормальном состоянии находятся 75 центрифугированных стоек (57,7 %)
В рабочем 48 шт. (36,9%)
В ухудшенном 5 шт. (3,8%)
В предаварийном 2 шт. (1,54%)
ВЛ 220 кВ Д-14 Таврическая - Московка (130 шт.)
В нормальном состоянии находятся 79 центрифугированная стойка (60,7 %)
В рабочем 39 шт. (30,0%)
В ухудшенном 11 шт. (8,46%)
В предаварийном 1 шт. (0,76%)
ВЛ 220 кВ Л-224 Иртышская - Мынкуль (53 шт.)
В нормальном состоянии находятся 37 центрифугированных стоек (69,8 %)
В рабочем 11 шт. (20,8%)
В ухудшенном 2 шт. (3,8%)
В предаварийном 3 шт. (5,7%)
ВЛ 220 кВ Л-225 Иртышская - Валиханово (52 шт.)
В нормальном состоянии находятся 31 центрифугированные стойки (59,6 %)
В рабочем 18 шт. (34,6%)
В ухудшенном 1 шт. (1,9%)
В предаварийном 2 шт. (3,8%)
Заключение
Обследованные железобетонные опоры ВЛ 220 кВ Омского предприятия МЭС Сибири находятся в рабочем состоянии, с некоторыми эксплуатационными отклонениями значений контролируемых параметров отдельных элементов от нормального состояния.
Основными видимыми дефектами железобетонных конических и цилиндрических стоек СК-5, СК-7 и СН-220, из которых выполнены железобетонные опоры большинства обследованных ВЛ, выявленными в ходе их обследования является:
Локальное оголение арматуры и незначительное продольное растрескивание бетона (рабочее состояние)
Наклоны центрифугированных стоек более допустимых пределов (ухудшенное состояние)
Наличие поперечных трещин в бетоне выше допустимого размера (предаварийное состояние).
Однако в ряде случаев инструментальный контроль не подтвердил предаварийную опасность имеющихся у стоек опор поперечных трещин. В связи с этим те опоры, у которых ещё имеется достаточный расчётный ресурс по несущей способности бетона и арматуры, и которые отнесены к предаварийному состоянию только по наличию поперечных трещин в опасном сечении стоек, в качестве ремонтно-профилактических работ были выбраны менее затратные мероприятия. Рекомендуемыми мероприятиям для некоторых таких опор вместо из замены стали: дополнительный контроль состояния 1 раз в 3 года, защита от ВОС (воздействия окружающей среды), установка временных металлических бандажей. Для проверки правильности отбраковки центрифугированных стоек железобетонных опор на основе данных инструментального контроля их состояния желательно проведение механических испытаний предельной несущей способности стоек в эксплуатации. Такие испытания уже проводились нами ранее (Приложение 1) и показали степень опасности тех или иных дефектов для несущей способности стоек.
Согласно Инструкции по эксплуатации ВЛ опоры, находящиеся в рабочем состоянии, требуют проведения косметического ремонта, а опоры, имеющие наклон выше допустимого предела (более 3,0 градусов), необходимо выправлять немедленно. Однако в некоторых случаях выправка железобетонных опор бывает нежелательной из-за её большего вреда, чем пользы. Речь идёт об изначально невертикальной установке железобетонной опоры в подготовленный котлован. Такое происходит, когда рельеф трассы ВЛ не даёт возможности получить строгую вертикальность котлована под установку железобетонной опоры, либо когда неверно установлены ригели (Рис. 1). В любом случае, если вертикальность опоры не обеспечена в период строительства ВЛ, и за время её эксплуатации не произошло существенного изменения значения первоначального наклона опоры, то приведение такой опоры в вертикальное положение, например, методом ОРГРЭС, может привести к преждевременному появлению у опоры поперечных трещин и ослаблению бетона опоры в зоне максимального изгибающего момента (Рис. 2). Правильнее в таких случаях либо организовывать наблюдение за наклонными опорами с целью определения тенденций и скоростей их наклона, либо переустанавливать опоры в новый котлован.
Рис. 1. Наклон опоры № 193 вдоль ВЛ 220 кВ Д-9 «Лузино - Называевская»
Известно, что случайные (или постоянные) эксцентриситеты от внешней нагрузки на опору воспринимаются арматурой железобетонной стойки, а сам бетон, в основном, несёт сжимающую нагрузку. Поэтому до тех пор, пока арматура железобетонной стойки способна обеспечивать предварительное напряжение бетона на уровне, существенно превышающем разрывное усилие, возникающее в бетоне из-за наклона стойки, опора способна выполнять свои рабочие функции без выправки.
Известно, также, что под слоем неповреждённого бетона коррозия арматуры невозможна из-за пассивации её поверхности под действием щелочного порового раствора бетона (водородный показатель раствора бетона рН составляет порядка 10-12).
Поэтому для поддержания долговечной работы железобетонной опоры, имеющей наклон и глубокие трещины, иногда важнее становится косметический ремонт повреждённого бетона с защитой его от воздействия окружающей среды. Например, пропиткой его поверхности и имеющихся трещин высокоадгезионными защитными материалами (типа Сибирь-ультра) и закрытием верхнего отверстия стойки от попадания внутрь неё атмосферной влаги.
Например, обследованные нами в 2010 году 274 шт. железобетонные опоры ВЛ 220 кВ «Тюмень-Тавда» (МЭС Западной Сибири), построенной в 1964 году с применением цилиндрических центрифугированных стоек СН-220, оцинкованных траверс и оцинкованных металлических крышек, закрывающих верхнее отверстие стойки, практически в полном составе сохранили свою несущую способность (рис 3). Хотя среди них были и наклонные стойки (Рис. 4).
Рис. 2. Поперечные трещины, возникшие в бетоне наклонно установленной центрифугированной стойки опоры № 875 ВЛ 225 из-за её выправки.
Рис. 3. Верх опоры № 45 ВЛ 220 кВ «Тюмень - Тавда» закрытый металлической оцинкованной крышкой с момента строительства ВЛ
Рис. 4. Виден наклон опоры № 44 ВЛ 220 кВ «Тюмень-Тавда»
Выводы
1. В каждом конкретном случае обнаружения наклона железобетонной опоры, превышающем допустимый предел, первоначально необходимо организовать за ней наблюдение с целью определения тенденций и скоростей наклона, а также развития имеющихся дефектов. В случае возникновения опасных тенденций или угроз необходимо либо переустановить опору в новый котлован, либо заменить её. Аналогичный подход может быть применён и к стойкам, имеющим ещё неразвившиеся (неопасные) поперечные трещины.
2. Предаварийное состояние некоторых стоек (менее 4,5% от обследованных) вызвано наличием поперечных трещин, появление которых связано как с выправкой опор, так и со сверхкритическими внешними воздействиями. Всего таких стоек насчитывается 42 штук, которые необходимо заменить до 2016 года. В том числе замене подлежат стойки опор № 9 на каждой ВЛ 220 кВ Д-13 и Д-14 и стойки опор № 74, 85, 120, 181 и 183 на ВЛ 220 кВ Д-1.
В течение года необходимо переустановить или заменить опору № 152 на ВЛ 220 кВ Д-9, имеющей наклон более 7 градусов, и установить на опорах № 172 и 350 этой ВЛ в зоне их интенсивного растрескивания металлические бандажи.
Воздушная линия электропередачи (ВЛ) - устройство для передачи и распределения электрической энергии по проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленным к опорам или кронштейнам и стойкам на инженерных сооружениях при помощи изоляторов и арматуры. Ответвления к вводам в здания относятся к ВЛ .
Диагностика изоляторов. Важное место в обеспечении надежной эксплуатации устройств электроснабжения занимает современная и качественная диагностика изоляции сетей. На сегодняшний день не существует достаточно надежных методик дистанционного обнаружения дефектных изоляторов и технических средств, позволяющих эти методики реализовать. Фарфоровые тарельчатые изоляторы перед установкой испытываются напряжением 50 кВ промышленной частоты в течение 1 мин , далее мегаомметром на напряжение 2,5 кВ измеряется их сопротивление, которое должно быть не менее 300 МОм . Диагностирование изоляторов, находящихся в эксплуатации, производится приборами дистанционного контроля или измерительными штангами (рисунки 2.6 – 2.8). Рассмотрим, какие физические эффекты возникают в результате приложения к изолятору высокого напряжения. Из теории известно, что если к двум электродам, разделенным изолятором, приложить электрическое поле достаточной напряженности, то на поверхности или в теле изолятора образуется электропроводный слой, в котором возникает и развивается электрический разряд - стример. Возникновение и развитие разряда сопровождается генерацией колебаний в широком диапазоне частот (в инфракрасном, т.е. тепловом, звуковом, ультразвуковом диапазонах частот, в видимом спектре и в широком диапазоне радиочастот). Отсюда очевидно, что приемная часть устройства диагностики должна обнаруживать то или иное из перечисленных следствий образования и развития стримера. Полимерные изоляторы выходят из строя иными способами, чем фарфоровые или стеклянные изоляторы, и трудно определить состояние таких изоляторов в отсутствии каких-либо наблюдаемых физических дефектов типа трещин или почернения.
На ВЛ 110 кВ применяются только подвесные изоляторы; на ВЛ 35 кВ и ниже могут применяться как подвесные, так и штыревые изоляторы. При пробое изолятора в гирлянде, его диэлектрическая "юбка" разрушается и падает на землю в случае выполнения юбки из стекла, а при пробое фарфорового изолятора юбка остается целой. Поэтому неисправные стеклянные изоляторы видны невооруженным глазом, тогда как диагностика вышедших из строя фарфоровых изоляторов возможна только с помощью специальных приборов, например, прибора ультрафиолетовая диагностика "Филин".
Воздушные линии (ВЛ) электропередачи напряжением 35 кВ и выше являются основными в системах передачи электроэнергии. И поэтому дефекты и неисправности, происходящие на них, требуют немедленной локализации и устранения. Анализ аварий воздушных линий показывает, что ежегодно происходят многочисленные отказы ВЛ в результате изменения свойств материала проводов и их контактных соединений (КС): разрушение проводов из-за коррозии и вибрационных воздействий, истирание, износ, усталостные явления, окисление и др. Кроме того, с каждым годом растет число повреждений фарфоровых, стеклянных и полимерных изоляторов. Существует множество методов и систем для диагностики вышеперечисленных элементов, однако они, как правило, являются трудоемкими, обладают повышенной опасностью и, кроме того, требуют отключения оборудования от напряжения. Высокой производительностью характеризуется метод обследование ВЛ вертолетным патрулированием. За день работы (5 - 6 ч ) осматриваются до 200 км линий. При вертолетном патрулировании проводятся следующие виды работ:
Тепловизионная диагностика ВЛ, изоляторов, контактных соединений и арматуры с целью выявления элементов, подвергающихся температурному нагреву вследствие возникающих дефектов (рисунок 5.8);
Ультрафиолетовая диагностика ВЛ, изоляторов, контактных соединений с целью обнаружения коронных разрядов на них (рисунок 5.10);
Визуальный контроль опор, изоляторов, контактных соединений (рисунок 5.9, используется видеокамера с высоким разрешением).
Применение тепловизоров позволяет намного упростить процесс контроля состояния разрядников, установленных на воздушных линиях 35, 110 кВ . На основе термограммы можно определять не только фазу разрядника с повышенным током проводимости, но и конкретный дефектный элемент, повлиявший на рост этого тока. Своевременная замена и ремонт дефектных элементов позволяет продолжить дальнейшую эксплуатацию разрядников.
Использование авиационных инспекций по мере развития технологий обследования увеличивается и в зарубежных странах. Например, фирма TVA работает над применением при авиационных инспекциях инфракрасных камер с высокой разрешающей способностью на стабилизированной подвеске и камеры DayCor для обнаружения короны на элементах ВЛ в дневное время, радара для
выявления гниющих деревянных опор и т.д. Образование короны на элементах ВЛ свидетельствует о замыканиях, трещинах или загрязнении керамических изоляторов или обрывах прядей проводов. При короне возникает слабое ультрафиолетовое излучение, которое нельзя увидеть в дневное время. Камера DayCor благодаря фильтру, пропускающему только ультрафиолетовое излучение в диапазоне длин волн 240 - 280 нм , позволяет обнаружить корону в дневное время.
Для оперативной диагностики состояния опорно-стержневых изоляторов и керамики высоковольтных вводов используется малогабаритный переносный вибродиагностический прибор «Аякс-М». Для получения диагностической информации на башмак опорного изолятора оказывается ударное воздействие, после чего в нем возбуждаются резонансные колебания. Параметры этих колебаний связаны с техническим состоянием изолятора. Появление дефектов любого типа приводит к снижению частоты резонансных колебаний и увеличению скорости их затухания. Для устранения влияния резонансных колебаний конструкций, связанных с изолятором, регистрация вибраций производится после двух ударов – по верхнему и нижнему башмакам изолятора. На основании сравнения спектров резонансных колебаний при ударе по верхней и нижней частям изолятора производится оценка технического состояния и поиск дефектов.
При помощи прибора «Аякс-М» можно проводить диагностику состояния опорной изоляции и поиск дефектов следующих типов: наличие трещин в керамике изолятора или местах заделки керамики в опорные башмаки; наличие пористости в керамике изолятора; определение коэффициента технического состояния изолятора. По итогам диагностики определяются категории состояния изолятора – «требует замены», «требует дополнительного контроля» или «может эксплуатироваться». Зарегистрированные параметры состояния изолятора могут быть записаны в долговременную память прибора и, в дальнейшем, в память компьютера для хранения и обработки. При помощи дополнительной программы, можно проводить оценку изменения параметров изолятора от измерения до измерения. При помощи прибора может производиться диагностика состояния изоляторов практически любого типа и марки.
Для оценки состояния вентильных разрядников
измерение сопротивления;
измерение тока проводимости при выпрямленном напряжении;
измерение пробивного напряжения;
тепловизионный контроль.
Для оценки состояния ограничителей перенапряжений используются следующие испытания:
измерение сопротивления;
измерение тока проводимости;
тепловизионный контроль.
Диагностика проводов. Для определения возможных проблемных мест на линиях электропередачи, возникающих из-за вибрации, используется прибор для контроля и анализа вибрации проводов линий электропередачи. Прибор позволяет оценивать на месте в реальных погодных условиях характеристики вибрации линий электропередачи с различной конструкцией, натяжением проводов и техническим обеспечением, определять номинальный срок службы проводов, подвергающихся вибрации. Прибор представляет собой вибрационный инструмент, использующийся на месте для контроля и анализа вибрации проводов воздушных линий электропередачи под действием ветра. Он измеряет частоты и амплитуды всех циклов вибрации, сохраняет данные в матрице с высокой четкостью и обрабатывает результаты для обеспечения оценки средней продолжительности срока службы
исследуемых проводов. Методы измерения и оценки основываются на международном стандарте IEEE и процедуре CIGRE. Устройство может быть установлено непосредственно на провод около любого типа зажимов. Прибор состоит из калиброванного кронштейна лучевого сенсора, пристегивающегося к зажиму провода, который поддерживает короткий корпус цилиндрической формы. Чувствительный элемент в контакте с проводом передает движение на сенсор. Внутри корпуса располагаются микропроцессор, электронная цепь, источник питания, дисплей и температурный сенсор. Использование амплитуды изгиба (Yb ) в качестве параметра измерения для оценки жесткости вибрации провода является хорошо признанной практикой. Измерение дифференциального смещения на 89 мм от последней точки контакта между проводом и металлическим подвесным зажимом является исходным положением стандартизации IEEE измерений вибрации проводов. Сенсор - консольная балка, чувствует изгиб провода вблизи подвесных или аппаратных зажимов. Для каждого цикла вибрации датчики деформации генерируют выходной сигнал, пропорциональный амплитуде изгиба провода. Данные о частоте и амплитуде вибрации сохраняются в матрице амплитуда/частота в соответствии с количеством событий. В конце каждого периода контроля встроенный микропроцессор рассчитывает индекс номинального срока службы провода. Это значение сохраняется в памяти, после чего микропроцессор возвращается в режим ожидания следующего запуска. Доступ к микропроцессору может быть напрямую получен с любого терминала ввода-вывода или компьютера через линию связи RS-232.
Дефектоскопия проводов и грозозащитных тросов воздушных линий электропередачи. Надежность ВЛ зависит от прочности стальных канатов, используемых в качестве токоведущих, несущих элементов в комбинированных проводах, грозозащитных тросов, оттяжек. Контроль технического состояния ВЛ и ее элементов основывается на сравнении выявленных дефектов с требованиями норм и допусками, приведенными в проектных материалах обследуемой ВЛ, в государственных стандартах, ПУЭ, СНиП, ТУ и других нормативных документах. Состояние проводов и тросов обычно оценивается при визуальном осмотре. Однако такой метод не позволяет выявлять обрывы внутри проводов. Для достоверной оценки состояния проводов и тросов ВЛ необходимо применять неразрушающий инструментальный метод с помощью дефектоскопа, который позволяет определить как потерю их сечения, так и внутренние обрывы проволок .
Тепловой метод диагностики ВЛ. Обнаружить утечку тепла и предотвратить аварию, связанную с перегревом на воздушных линиях, можно на самых ранних этапах его появления. Для этой цели используются тепловизоры или пирометры .
Оценка теплового состояния токоведущих частей и изоляции ВЛ в зависимости от условий их работы и конструкции осуществляется:
По нормированным температурам нагрева (превышениям температуры);
Избыточной температуре;
Динамике изменения температуры во времени;
С изменением нагрузки;
Путем сравнения измеренных значений температуры в пределах фазы, между фазами, с заведомо исправными участками.
Предельные значения температуры нагрева и ее превышения приводятся в регламентирующих директивах РД 153-34.0-20363-99 "Основные положения методики инфракрасной диагностики электрооборудования и ВЛ", а также в "Инструкции по инфракрасной диагностике воздушных линий электропередач".
Для контактов и контактных соединений расчёты ведут при токах нагрузки (0,6 - 1,0) I ном после соответствующего пересчета. Пересчет превышения измеренного значения температуры к нормированному осуществляется исходя из соотношения:
, (2.5)
где ΔТ ном - превышение температуры при I ном;
ΔТ раб - превышение температуры при I раб;
Для контактов при токах нагрузки (0,3 - 0,6) I ном оценка их состояния проводится по избыточной температуре. В качестве норматива используется значение температуры, пересчитанное на 0,5 I ном. Для пересчета используется соотношение:
, (2.6)
где: ΔТ 0,5 - избыточная температура при токе нагрузки 0,5 I ном.
Тепловизионный контроль оборудования и токоведущих частей при токах нагрузки ниже 0,3 I ном не эффективен для выявления дефектов на ранней стадии их развития. Дефекты, выявленные при указанных нагрузках, следует относить к дефектам при аварийной степени неисправности. И незначительную часть дефектов следует относить к дефектам с развивающейся степенью неисправности. Следует отметить, что не существует оценки степени неисправности дефектов на косвенно перегреваемых поверхностях оборудования. Косвенные перегревы могут быть вызваны скрытыми дефектами, например трещинами, внутри изоляторов разъединителя, температура которых измеряется снаружи, при этом часто дефектные части внутри объекта бывают очень горячими и сильно обгоревшими. Оборудование с косвенными перегревами следует относить ко второй или третьей степени перегрева. Оценку состояния соединений, сварных и выполненных обжатием, следует производить по избыточной температуре.
Проверка всех видов проводов воздушных линий электропередачи тепловизионным методом проводится:
Вновь вводимых в эксплуатацию ВЛ - в первый год ввода их в эксплуатацию при токовой нагрузке не менее 80 %;
ВЛ, работающих с предельными токовыми нагрузками, или питающих ответственных потребителей, или работающих в условиях повышенных загрязнений атмосферы, больших ветровых и гололедных нагрузках - ежегодно;
ВЛ, находящихся в эксплуатации 25 лет и более, при отбраковке 5 % контактных соединений - не реже 1 раза в 3 года;
Остальных ВЛ - не реже 1 раза в 6 лет.
Ультразвуковая диагностика опор ВЛ. Оценка состояния железобетонных опор ультразвуковым прибором поверхностного прозвучивания. Постоянное наблюдение за состоянием опор ВЛ позволяет не только предотвратить аварии, но и существенно повысить рентабельность эксплуатации электрических сетей, выполняя ремонт лишь тех опор, которые действительно нуждаются в ремонте или замене. Значительная доля опор ВЛ в нашей стране и за рубежом выполнено из железобетона. Распространенным видом железобетонной опоры является стойка в виде толстостенной трубы, изготовленная методом центрифугирования. Под воздействием климатических факторов, вибрации и рабочей нагрузки бетон стойки меняет структуру, растрескивается, получает различные повреждения и в результате стойка постепенно теряет свою несущую способность. Поэтому для определения необходимости замены стойки требуются регулярные обследования всех стоек электрических сетей. Такие обследования предотвращают также излишнюю отбраковку опор .
Возможность объективной оценки несущей способности центрифугированных железобетонных стоек опор основана на том, что с изменением структуры бетона и появлением в нём дефектов происходит ухудшение прочности бетона, которое проявляется в уменьшении скорости распространения ультразвуковых колебаний. Причём, в силу конструктивных особенностей стоек и характера нагрузок на них, изменения свойств бетона в направлениях вдоль и поперёк стойки оказываются неодинаковыми: скорость ультразвука в поперечном направлении со временем снижается быстрее, что, по-видимому, можно объяснить повышением концентрации микротрещин с преимущественно продольной ориентацией. По изменению величин скоростей распространения ультразвука вдоль и поперёк стойки в процессе её эксплуатации, а также по их отношению можно судить о степени потери несущей способности стойки и принимать решение о её замене.
