Опыт комплексного обследования воздушных линий электропередачи

Свердловэлектроремонт

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 динами- ческим 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 [1, 2]. 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 [3 – 5], 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 [6].

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).

Вид дефекта

Доля общего числа опор, %

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 [2 – 5], 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%

èболее. 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

èусловий естественной вентиляции в приземной зоне дает òàáë. 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 лакокрасоч- ное 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. При проверке прочности сварных соединений, где обнаружены следы щелевой корро-

зии, 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 электри- ческого поля коррозионных и блуждающих токов; значение наведенных токов, стекающих с ме-

таллоконструкций 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;

оценка результатов измерений и определение конкретных опор с наибольшей вероятностью на-

личия коррозионных повреждений подземных металлоконструкций;

откопка U-образных болтов и оценка состояния их подземной части.

Обобщая результаты проведенных измерений и сопоставляя их с реальным коррозионным состоянием вскрытых U-образных болтов, петель анкерных плит и контуров заземления, можно сделать следующие выводы:

наибольшие коррозионные поражения подземных металлоконструкций в основном обусловлены электрокоррозией, на что указывает внешний вид коррозионных язв, имеющих локальный характер с достаточно четкими границами. Металлоконструкции, подверженные только грунтовой коррозии, имеют меньший коррозионный износ;

причинами электрокоррозии, как правило, являются блуждающие токи, наиболее вероятными источниками которых могут быть электрифицированные участки железной дороги и газопроводы, проходящие вблизи трассы ВЛ;

искусственными проводниками для протекания блуждающих токов вдоль ВЛ являются грозозащитные тросы, заземленные на всех опорах;

процесс коррозионного износа U-образных болтов взаимосвязан с разрушением заземляющих контуров и заземляющих спусков. В первую оче- редь разрушаются заземляющие спуски, имеющие меньшее сечение проводников, что приводит к увеличению доли токов, стекающих в землю по U- образным болтам, и ускорению процесса их коррозионного разрушения.

 òàáë. 2 приведены сравнительные данные о результатах полевых испытаний и реального коррозионного состояния подземных элементов некоторых опор.

Для оценки эффективности описанной методики косвенной оценки коррозионного износа подземных металлоконструкций опор была проведена откопка восьми пар U-образных болтов, предварительно оцененных как коррозионно-опасные (первая группа), и шести пар U-образных болтов, состояние которых предварительно было оценено как удовлетворительное (вторая группа). Результа-

ты вскрытия грунта на опорах первой группы показали:

заземляющие контуры всех U-образных болтов разрушены из-за коррозии и требуют ремонта;

60% U-образных болтов имеют коррозионные поражения более 20% поперечного сечения и требуют ремонта;

40% U-образных болтов имеют коррозионные поражения менее 20% поперечного сечения и в настоящее время их ремонт не требуется.

Результаты вскрытия грунта на опорах второй группы показали:

заземляющие контуры всех U-образных болтов ремонта не требуют;

коррозионный износ у всех U-образных болтов не превышает 7% поперечного сечения.

Выводы

Фактический срок службы большинства элементов ВЛ превышает расчетный.

Продление сроков эксплуатации ВЛ возможно путем замены или ремонта отдельных элементов, для оценки состояния которых необходимо проведение комплексного обследования ВЛ.

Снижение трудозатрат при оценке подземных элементов ВЛ возможно на основе оценки их состояния по косвенным показателям.

Комплексная оценка состояния ВЛ должна проводиться специализированными подразделениями, располагающими квалифицированными специалистами и необходимыми техническими средствами.

Список литературы

1.ÐÄ 34.20.501-95.Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. М.,1996.

2.ÐÄ 34.20.504-94. Типовая инструкция по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35 – 800 кВ.

3.Методические указания по оценке технического состояния

воздушных линий электропередачи напряжением 35 – 750 кВ и их элементов. М.: ОРГРЭС, 1996.

4.ÌÓ 34-70-177-87. Методические указания по оценке техни- ческого состояния металлических опор воздушных линий электропередачи и порталов открытых распределительных устройств напряжением 35 кВ и выше.

5.ÐÄ 34.45-51.300-97. Объем и нормы испытаний электрооборудования. М., 1998.

Свердловэлектроремонт – АО Свердловэнерго

Надежность современных систем производства и распределения электроэнергии в значительной степени зависит от надежной работы высоковольтных выключателей.

В настоящее время в энергосистемах и на промышленных предприятиях на напряжении 110 – 220 кВ широко используются масляные баковые выключатели. Так, в системе Свердловэнерго данные выключатели составляют 75% парка, причем подавляющее большинство аппаратов ис- черпало расчетный ресурс эксплуатации.

Поддержание необходимой степени надежности выключателей в процессе их эксплуатации обеспечивается системой технического обслуживания и ремонтов. Традиционно эта система базируется на периодическом проведении плановых ремонтов. Применительно к масляным баковым выключателям эта система не является оптимальной, так как приводит к неоправданным отключе- ниям работоспособных выключателей. Большие резервы заключены в переходе на техническое обслуживание и ремонт по реальной потребности. В системе Свердловэнерго разработана и принята следующая система технического обслуживания масляных баковых выключателей 110 – 220 кВ:

а) текущий ремонт – ежегодно; б) комплексное обследование – 1 раз в 3 года;

в) средний ремонт со сливом масла из баков выключателя, ремонтом внутренних частей проводится по мере необходимости при наличии одного из следующих факторов:

неудовлетворительные результаты комплексного обследования;

выработка коммутационного или механического ресурса, установленного заводской инструкцией;

необходимость замены вводов или трансформаторов тока;

отключение токов короткого замыкания с признаками тяжелой работы выключателя в виде выбросов масла и пламени или срабатывания предохранительных клапанов.

Поскольку масляный баковый выключатель является сложным аппаратом, имеющим тепловые, механические, электрические, химические, временные, скоростные характеристики, требуется использование надежных методов оценки текущего состояния выключателя.

Начиная с 1999 г. в Свердловэнерго стали внедряться новые методы диагностирования состояния выключателя, позволяющие своевременно выявить не только наличие, но и скорость развития дефектов. Появилась возможность дистанционного контроля и испытаний без вывода выключателя из работы, без слива масла из баков.

Такая работа получила название “Комплексное обследование баковых масляных выключателей 110 – 220 кВ”.

Она выполняется персоналом предприятия и специалистами Свердловэлектроремонта, прошедшими подготовку в Учебном комбинате Свердловэнерго. Работа производится по утвержденной руководством предприятия программе, которая включает в себя четыре этапа:

1. Подготовительный этап, на котором проводится предварительная оценка состояния выклю- чателя на основе изучения ремонтной и эксплуатационной документации.