Часть 1. Эксплуатация воздушных линий электропередачи

Порядок и объем проведения осмотра воздушных линий электропередачи

будет изучен на практическом занятии. При осмотре ВЛЭП необходимо проверять:

• противопожарное состояние трассы;

• состояние опор, фундаментов, приставок;

• состояние проводов и тросов;

• состояние гибких шин токопроводов;

• состояние изоляторов и арматуры;

• состояние разрядников, коммутационной аппаратуры и концевых кабельных муфт.

Проверка состояния изоляторов

Анализ работы воздушных линий электропередачи показывает, что около 30 % повреждений ВЛЭП связано с повреждениями изоляторов. Это перекрытие изоляторов во время грозы из-за потери электрической прочности нескольких элементов в гирлянде, при повышенных механических усилиях из-за гололеда и пляски проводов, загрязнения изоляторов плохие погодные условия. При перекрытии может происходить повреждение и разрушение изоляторов.

Методы контроля состояния изоляторов: проверка наличия напряжения на каждом элементе гирлянды;

• измерение напряжения, приходящегося на изолятор;

• измерение сопротивления изоляции мегаомметром;

• тепловизионный контроль.

При проверке электрической прочности фарфоровых подвесных тарельчатых изоляторов определяются внутренние повреждения изоляции, а также поверхностные повреждения, не выявленные внешним осмотром.

Проверка производится [24, 35]:

• под напряжением с применением измерительных штанг (с переменным или постоянным искровым промежутком, с использованием измерительных приборов);

• со снятием напряжения с ВЛЭП с применением мегаомметра или специальных испытательных устройств (с подачей напряжения 50 кВ частоты 50 Гц на каждый изолятор).

При проверке фарфоровых подвесных тарельчатых изоляторов с применением штанг измерения должны начинаться от изолятора гирлянды, расположенного у траверсы, в направлении к изолятору, расположенному у провода. При обнаружении в гирлянде 50 % дефектных изоляторов дальнейшие измерения должны быть прекращены.

На ВЛЭП со снятым напряжением для контроля состояния изоляторов проводят измерение сопротивления изоляции мегаомметром напряжением 2500 В. Сопротивление каждого изолятора не должно быть менее 300 МОм.

Основная причина повреждения арматуры — коррозия. Арматура может также разрушаться за счет сплавления при перекрытии гирлянды изоляторов.

При проверке изоляторов и арматуры могут быть следующие неисправности:

• неисправности в креплениях и соединениях проводов:

• неправильный монтаж зажимов или соединений;

• вытяжка провода из зажима или соединителя;

• приближение петли к элементам сложных опор на расстояние менее допустимого;

• ослабление крепления (вязки) провода к штыревому изолятору;

• проскальзывание провода в вязке при нормальных условиях эксплуатации;

• наличие не предусмотренных проектом конструкций креплений (вязок) проводов;

• механические повреждения изолятора (скол части изолятора, наличие трещин);

• наличие следов перекрытия изоляторов (повреждение или разрушение изолятора);

• неправильная установка штыревого изолятора на штырь (или крюк);

• деформации (отклонение от вертикали) штырей или крюков более допустимых;

• наличие коррозии арматуры и шапок изоляторов;

• наличие трещин в арматуре или деформации отдельных деталей.

Контроль на опорах ВЛЭП трубчатых и вентильных разрядников,

разъединителей и предохранителей при обходе линии электропередачи

Трубчатые разрядники

Характерными неисправностями трубчатых разрядников являются:

• дефекты в установке трубчатых разрядников на опорах;

• несоответствие значения внешнего искрового промежутка заданному;

• плохое закрепление рогов разрядников;

• неправильная установка разрядника (возможность попадания влаги внутрь разрядника, смещение разрядника от проектного положения;

• неправильное расположение зон срабатывания разрядников;

• отсутствие или неисправность указателей срабатывания разрядника;

• наличие оплавлений на электродах внешнего искрового промежутка разрядника;

• загрязнения, трещины, повреждения лакового покрытия разрядников;

• расслоение бакелита, трещины на внешней поверхности трубок;

• коробление и растрескивание стенок дугогасительного канала;

• отгорание электродов внешнего искрового промежутка;

• обгорание электродов внутреннего искрового промежутка;

• выгорание фибры или винипласта дугогасительного канала.

Трубчатые разрядники должны быть отбракованы, если:

• внутренний диаметр газогенерирующей трубки превышает конечный диаметр, указанный в Нормах;

• стенки дугогасительного канала имеют значительные трещины или коробление;

• разрядники РТФ имеют трещины или расслоения на боковых или торцевых поверхностях бакелитовых трубок;

• при снятии остатков лакового покрытия наружный диаметр бакелитовой трубки уменьшился более чем на 10 % по сравнению с первоначальным значением;

• на наружной поверхности дугогасящих трубок разрядников РТВ и РТВС обнаружены продольные царапины глубиной более 0,5 мм на длине более трети расстояния между обоймами или появилась чешуйчатая неровность.

Осмотр трубчатых разрядников, установленных на ЛЭП и на подходах к подстанциям, следует производить 1 раз в год перед грозовым сезоном.

Верховой осмотр трубчатых разрядников без снятия с опор, а также дополнительные осмотры и проверки разрядников, установленных в зонах интенсивных загрязнений, следует производить пео местным инструкциям.

При осмотре разрядников с земли следует обращать внимание на:

• положение разрядника на опоре и длину внешнего искрового промежутка;

• положение указателя срабатывания трубчатого разрядника на каждой фазе;

• состояние поверхности изолирующей части разрядника;

• состояние электродов и арматуры (целостность краски на, наличие оплавлений);

• состояние заземляющей проводки.

При верховом осмотре трубчатых разрядников следует проверять:

• длину внешнего искрового промежутка;

• состояние поверхности изолирующей части разрядника;

• наличие трещин в толще трубки;

• надежность крепления разрядника к опоре и прочность заделки дугогасительной трубки в обойме;

• наличие сильных оплавлений на металлических обоймах трубки или электродах внешнего искрового промежутка;

• состояние заземляющих спусков.

При расследовании грозовых повреждений на ВЛЭП и подстанциях (перекрытие гирлянд изоляторов, оплавление проводов, тросов и металлических опор) следует тщательно осматривать разрядники, установленные на ближайших опорах от места грозового повреждения.

Проверка трубчатых разрядников со снятием с опор должна производиться не реже одного раза в три года или по местным инструкциям. Значение сопротивления заземлителей опор с трубчатыми разрядниками должно измеряться один раз в шесть лет.

Объем испытаний трубчатых разрядников включает в себя проверки при обходе линии (без снятия с опоры) и проверки в лабораторных условиях.

Все разрядники, у которых стенки канала имеют трещин, коробления, значительное выгорание фибры, бракуются.

Для разрядников РТВС измерение внутреннего диаметра канала следует производить штангенциркулем, круглым шаблоном, щупом или специальными измерителями на расстоянии не более 10 мм от выхлопного конца.

Разрядники, у которых диаметр канала дугогасящей трубки увеличился более чем на 40 % бракуются. После измеряется его внутренний искровой промежуток. Если электрод обгорел и внутренний искровой промежуток изменился значительно, стержневой электрод следует заменить новым. Поверхность разрядника не должна иметь ожогов электрической дугой, трещин, расслоений и царапин длиной более трети расстояния между наконечниками.

Длина внешнего искрового промежутка должна соответствовать значениям, указанным в паспорте разрядника.

Регулирование искрового промежутка разрядника на отключенных и заземленных линиях должно производиться с помощью шаблона. Регулирование внешнего искрового промежутка следует производить изменением длины и положения электрода. Для исключения закорачивания промежутка каплями воды или льдом электроды внешнего искрового промежутка трубчатых разрядников 3‑10 кВ не следует располагать по вертикали один под другим. Зоны выхлопа разрядников, закрепленных за закрытый конец на различных фазах, не должны пересекаться друг с другом и охватывать или пересекать заземленные элементы конструкций ВЛЭП, а также их провода.

В целях обеспечения безопасности осмотров трубчатых разрядников с земли границы зон их выхлопа должны находиться на высоте не менее 3 м над землей.

При осмотре и проверке на опорах разъединителей, предохранителей и вентильных разрядников могут быть следующие неисправности:

Разъединители:

• разрегулировка контактов;

• удар ножа о губки неподвижного контакта;

• люфт в приводе выше допустимого;

• повреждение фарфоровых элементов;

• коррозия токоведущих частей.

Предохранители:

• повышенный нагрев контактов;

• повреждение контактов, армировки колпачков;

• загрязнение изоляторов и трубок выше допустимого;

• неисправность устройства заземления.

Вентильные разрядники:

• повреждение фарфоровых крышек, наличие сколов, трещин;

• загрязнение фарфора;

• повреждение подводящих и заземляющих шин;

• коррозия металлических деталей.

Проверка состояния заземляющих устройств и измерение

сопротивления заземления опор

Неисправности заземляющих устройств (ЗУ):

• повреждения или обрывы заземляющих спусков на опоре и у земли;

• плохой контакт в болтовых соединениях грозозащитного троса с заземляющими спусками или телом опоры;

• превышение сверх допустимого значения сопротивления заземления опоры;

• отсутствие скоб, прикрепляющих заземляющие спуски к опоре;

• разрушение коррозией контура заземляющего устройства;

• выступание заземлителей над поверхностью земли;

Все замеченные при осмотрах дефекты и неисправности ВЛЭП заносятся в листок осмотра. Все дефекты и неисправности в зависимости от их характера устраняются при техническом обслуживании или плановом ремонте ВЛЭП. Повреждения аварийного характера должны быть устранены немедленно.

Измерение сопротивления заземления опор

Сопротивления ЗУ опор ВЛЭП должны обеспечиваться и измеряться при токах промышленной частоты в период их наибольших значений в летнее время. Измерения сопротивлений ЗУ выполняются ежегодно в период наибольшего высыхания грунта. Полученные значения сопротивлений сравниваются с нормативным и в случае превышения производится соответствующая запись в ведомости проверок и измерений.

Для опор высотой более 40 м на участках ВЛЭП, защищенных тросами, сопротивления ЗУ должны быть в два раза меньше. Для ВЛЭП, защищенных тросами, сопротивления ЗУ, выполненных по условиям грозозащиты, должны обеспечиваться при отсоединенном тросе, а по остальным условиям - при не отсоединенном тросе. Для опор ВЛЭП напряжением до 1 кВ сопротивление ЗУ не должно превышать 50 0м. Сопротивление ЗУ, предназначенных для защиты от грозовых перенапряжений, должны быть не более 30 0м.

При выполнении повторных заземлений нулевого рабочего провода ВЛЭП в сетях с глухозаземленной нейтралью общее сопротивление растеканию заземлителей (в том числе естественных) в любое время года должно быть не более 10 0м при линейных напряжениях 380 и 220В трехфазного тока. Сопротивление ЗУ каждого из повторных заземлений при этом должно быть не более 30 Ом при тех же напряжениях.

В сетях такого напряжения, работающих с глухозаземленной нейтралью, измеряется полное сопротивление петли «фаза-нуль» и рассчитывается ток однофазного короткого замыкания. По величине этого тока проверяется надежность срабатывания защитного аппарата, установленного в начале линии. На ВЛЭП напряжением выше 1 кВ сопротивления ЗУ устанавливаются в зависимости от удельного сопротивления грунта р и должны быть не более величин, указанных в табл. 4.2 [23, 24].

Результаты измерений оформляются соответствующими протоколами. Проверка ЗУ со вскрытием грунта производится не менее чем у 2% опор от общего числа опор с заземлителями. Проверку следует проводить в населенной местности и на участках с наиболее агрессивными и плохо проводящими грунтами. Элемент заземлителя должен быть заменен, если коррозией разрушено более 50% его сечения.

Таблица 4.2

Методика измерения сопротивления заземления опор

методом СибНИИЭ

Метод СибНИИЭ основан на использовании двух потенциальных (П1 и П2) и двух токовых электродов (сравнительный СЭ и вспомогательный токовый ВТЭ). Взаимное расположение указанных электродов и контролируемого ЗУ представлены на рис. 4.6.

Рисунок 4.6 – Схема взаимного расположения электродов

при измерении сопротивления опоры без отсоединения тросов ВЛЭП

В качестве измерительных приборов при реализации этого метода могут быть использованы серийные измерители заземления.

Методика измерения с помощью токоизмерительных клещей

Методика измерения с помощью токоизмерительных клещей заключается в измерении суммарного тока, протекающего по всем заземляющим спускам, ногам или стойкам опоры, и потенциала заземляющего спуска относительно вспомогательного электрода, помещенного в зону нулевого потенциала. Сопротивление заземлителей определяется как отношение потенциала к суммарному току. На нагруженных BJIЭП 110 кВ токи, стекающие в землю по опорам, составляют от нескольких сот миллиампер до нескольких ампер.

На рис. 4.8 и 4.9 показан пример измерения сопротивления заземления опоры без отключения грозозащитных тросов при помощи измерителя СА 6472 с модулем СА 6474 [6, 8]. Гибкие датчики токоизмерительных клещей охватывают все стойки металлической опоры. Потенциал заземляющего спуска измеряется относительно вспомогательного электрода, помещенного в зону нулевого потенциала на расстояние 150-200 м.

Рисунок 4.8 – Подключение токоизмерительных

клещей и струбцины к опоре ВЛЭП

Используя дополнительный модуль СА 6474, прибор СА 6472 измеряет заземления опор без отключения опор. С четырьмя гибкими датчиками тока Amflex, обмотанными вокруг основ опор (рис. 4.9), и с частотой измерения до 5 кГц, возможно измерить земной импеданс каждой опоры отдельно и общее сопротивление всех опор вместе без их отключения. Использование гибких датчиков позволяет приобщиться к любой геометрии опор.

Рисунок 4.9 – Схема подключения измерителя СА 6472

с модулем СА 6474 к стойкам опоры и в зону нулевого потенциала

Измерение сопротивления опор и молниеотводов импульсным

методом

В настоящее время для определения характеристик молниезащиты используется импульсный метод измерения динамического сопротивления. Этот метод реализован в приборе MRU‑200 и др. фирмы SONEL. Измерения производятся по четырехполюсной схеме [6,8].

Отличительной особенностью импульсного метода является то, что он моделирует ток молнии по форме и времени действия.

Измерение сопротивления петли «фаза – нулевой защитный проводник»

Проверка сопротивления петли «фаза-нуль» производится в целях выявления превышения фактического значения сопротивления петли по сравнению с нормативным.

Зануление открытых проводящих частей (ОПЧ) электроустановки проверяется:

- при вводе в эксплуатацию;

-периодически в процессе эксплуатации один раз в 5 лет для наиболее удаленных и наиболее мощных электроприемников, но не более 10 % от их общего числа;

- после ремонта.

Измерение сопротивления петли«фаза – нулевой защитный проводник»

Проверку можно производить расчетом по формуле:

Z_ПЕТ = Z_П+Z_T/3,

где Z_ПЕТ – полное сопротивление петли «фаза-нуль»; Z_П – полное сопротивление проводов петли «фаза-нуль»; Z_T – полное сопротивление питающего трансформатора.

Для алюминиевых и медных проводов Z_П = 0,6 Ом/км.

По Z_ПЕТ определяется ток однофазного КЗ на землю:

I_K = Uф/ Zпет.

Если расчет показывает, что кратность тока однофазного замыкания на землю на 30 % превышает допустимые крат­ности срабатывания защитных аппаратов, указанные в ПУЭ, то можно ограничиться расчетом. В противном случае следует провести прямые измерения тока КЗ специальными приборами, например, измерителями петли «фаза-нуль» типов М-417, ИФН-200, ИФН‑300, MZS- 300, MI 3122, MI 3105, М417 (рис. 4.12) и др. или по методу «амперметра-вольтметра» на пониженном напряжении. Полученные показания прибора заносят в протокол.

Рисунок 4.12 – Схема измерения полного сопротивления петли

«фаза – нуль»

Сопротивление петли повреждения и прогнозируемый ток повреждения

Рассмотрим порядок измерения сопротивление петли повреждения прибором MI 3102H METREL. Функция LOOP содержит в себе две подфункции:

• подфункция Z _LOOP выполняет измерение полного сопротивления петли повреждения в системах электропитания без УЗО;

• подфункция Zs(rcd) блокировка размыкания выполняет измерение сопротивления петли повреждения в системах электропитания, оборудованных УЗО с I_ΔN ≥30 мA.

Сопротивление петли – сопротивление в пределах петли повреждения, представляющей собой, в общем случае, короткое замыкание между проводником фазы и проводником защитного заземления. Для того, чтобы измерить сопротивление петли, прибор использует испытательный ток 2,5 A. Прогнозируемый ток короткого замыкания рассчитывается на основании измеренного сопротивления следующим образом:

I_PSC=(Un*k)/Z_LOOP,

где Un – номинальное сетевое напряжение между фазным и защитным проводниками, принимаемое: 115 В (100 В ≤ UL-PE <160 В) или 230 В (160 В ≤ UL-PE ≤ 264 В), k – масштабный коэффициент предполагаемого тока КЗ, Z_LOOP – полное сопротивление петли повреждения. В данной лекции методика выполнения измерения полного сопротивления петли повреждения не рассматривается. Испытания проводятся по схеме рис.4.14.

Рисунок 4.14– Подключение испытательного кабеля с вилкой

или универсального испытательного кабеля

После выполнения измерения результаты отображаются на экране (рис. 4.15).

Рисунок 4.15 – Пример отображения результатов измерения

полного сопротивления петли

Измерение полного сопротивления линии и прогнозируемого тока

короткого замыкания

Сопротивление линии – сопротивление в пределах токовой петли, представляющей собой короткое замыкание между проводом фазы и нейтральным проводом в однофазной системе или между двумя проводами – в трехфазной системе. Для того, чтобы измерить сопротивление линии, прибор использует испытательный ток 2,5 A.

Прогнозируемый ток короткого замыкания рассчитывается по формуле:

I_PSC=(Un*k)/Z_LINE,

где Un – номинальное сетевое напряжение между фазным проводником и проводником нейтрали или двумя фазными проводниками, принимаемое 115 В(100 В ≤ UL-N < 160 В),230 В (160 В ≤ UL-N ≤ 264 В),400 В (264 В ≤ UL-N ≤ 440 В), k – масштабный коэффициент тока КЗ, Z_LOOP – полное сопротивление петли повреждения. Измерения полного сопротивления линии фаза-нейтраль или фаза-фаза проводить в соответствии со схемой соединений на рис. 4.19.

Рисунок 4.19 – Подключение испытательного кабеля с вилкой или универсального испытательного кабеля при измерении полного сопротивления линии

«фаза-нейтраль» или «фаза-фаза»

4.2 Методы профилактических испытаний изоляции действующих

воздушных линий электропередачи

Измерение напряжения на изоляторах

За состоянием изоляторов ведутся наблюдения при осмотрах линий, при верховых осмотрах линий под напряжением, при верховых ревизиях отключенных линий. Более простым методом замера изоляторов является отбраковка только «нулевых» изоляторов или близких по своему состоянию к «нулевым» при помощи штанги с постоянным искровым промежутком («жужжащей» штанги). Наличие искры между электродами разрядника в этом случае свидетельствует о годности изолятора.

Более точный метод – измерение напряжения, приходящегося на изолятор. Изолирующая штанга имеет на конце разрядник с регулируемым воздушным промежутком. Накладывая вилку штанги на металлические шапки изоляторов, добиваются разряда. Величина промежутка указывает на значение напряжения пробоя. Отсутствие пробоя свидетельствует о неисправности изолятора.

Характер распределения потенциала по гирлянде с хорошими изоляторами может быть представлен в виде графика (рис. 4.30), где по оси абсцисс отложено количество изоляторов в гирлянде, начиная от траверсы и кончая изолятором у провода, а по оси ординат –напряжения, приходящиеся на каждый элемент. Из графиков видно, что распределение потенциала по гирлянде неравномерное: под наибольшим напряжением находится изолятор у провода; к середине гирлянды напряжение, приводящееся на каждый элемент, падает, а к траверсе вновь начинает возрастать. Существуют таблицы распределения напряжения по изоляторам в гирляндах для линий 35 – 500 кВ и нормы отбраковки.

Производя замер напряжения, приходящегося на каждый элемент испытуемой гирлянды, и сравнивая его с нормами отбраковки, можно судить о качестве изоляторов. При этом бракуются те изоляторы, которые выдерживают менее 50% значения напряжения, указанного в таблице. Для замеров напряжения используют штангу с переменным искровым промежутком.

Рисунок - 4.30 – График распределение напряжения по гирлянде 110 кВ

В табл. 4.3 приведено усредненное распределение напряжения по гирлянде из 7 фарфоровых изоляторов для ВЛЭП напряжением 110 кВ. Нумерация от траверсы опоры. Изолятор бракуется, если напряжение на нем меньше 50%, приведенного в табл. 4.3.

Таблица 4.3

Испытания и измерения установленных на ВЛЭП стеклянных подвесных изоляторов, изоляторов всех типов для подвески грозозащитного троса и полимерных изоляторов не производятся; их контроль осуществляется только внешним осмотром. Стеклянные изоляторы бракуются и подлежат замене при появлении на поверхности стекла волосяных трещин.

Контроль линейной изоляции штангами производится в первый год эксплуатации и в дальнейшем не реже одного раза в 6 лет.

Испытание изоляции мегаомметром

При измерениях сопротивления изоляции применяют мегаомметр на 2,5 кВ, которым измеряют сопротивления изоляции при сухой поверхности изолятора на отключенной и заземленной линии. Изоляторы, имеющие сопротивление менее 300 МОм, подлежат замене.

Измерение сопротивления изоляции мегаомметром должно осуществляться на отключенных токоведущих частях, с которых снят емкостной заряд путем предварительного их заземления. Заземление с токоведущих частей следует снимать только после подключения мегаомметра. После окончания работы следует снять с токоведущих частей остаточный заряд путем их кратковременного заземления.

Тепловизионный контроль воздушных линий электропередачи

Контроль линий электропередачи методом инфракрасной диагностики предусмотрен РД 34.45-51.300-97 "Объем и нормы испытаний электрооборудования" [33] и позволяет во многом обеспечить надежную эксплуатацию ВЛЭП. В объем тепловизионного контроля ВЛЭП входят все контактные соединения ВЛЭП и грозозащитные тросы. Оценка контактных соединений (КС) производиться по следующим параметрам:

• болтовые контактные соединения - превышение температуры нагрева, при нагрузке 60-100% от I_ном и избыточная температура, при нагрузке 30-60% от I_ном;

• сварные контактные соединения и соединения, выполненные обжатием (опрессованные и скрученные) - избыточная температура или коэффициент дефектности;

• грозозащитные тросы - отсутствие нагрева в местах изоляции троса от опоры (состояние изолятора и искрового промежутка).

Периодичность тепловизионного обследования ВЛЭП:

• на ВЛЭП, находящихся в эксплуатации 25 лет и более, при отбраковке 5% контактных соединений - ежегодно, при отбраковке менее 5% контактных соединений - не реже одного раза в 3 года;

• на ВЛЭП, работающих с предельными токовыми нагрузками или питающих ответственных потребителей, или работающих в условиях повышенных загрязнений атмосферы, больших ветровых и гололедных нагрузок - ежегодно;

• на остальных ВЛЭП - не реже одного раза в 6 лет.

Целесообразно совместно с проведением тепловизионного обследования линий проводить тепловизионный контроль оборудование ячеек присоединения, что позволяет получить комплексную оценку ЛЭП как передающей и распределяющей системы.

При тепловизионном контроле ВЛЭП следует применять тепловизоры со спектральным диапазоном 7–14 мкм, имеющие частоту кадров не менее 25 в секунду и обеспечивающие запись информации непосредственно на жесткий диск компьютера.

Инфракрасная диагностика (инфракрасный контроль) является одним из основных направлений развития высокоэффективной системы технической диагностики, которая обеспечивает возможность контроля теплового состояния электрооборудования и электроустановок без вывода их из работы, выявления дефектов на ранней стадии их развития, сокращения затрат на техническое обслуживание за счет прогнозирования сроков и объемов ремонтных работ.

Пирометры измеряют температуру по­верхности объекта с безопасного расстояния. Он показывает осредненное значение температуры ограниченного контура, находящегося в его поле зрения.

Тепловизоры (рис. 4.31– 4.32) измеряют температуру и показывают распределение тепловых полей на поверхности объекта с последующей регистрацией и запоминанием термограммы. Тепловизор представляет собой оптико-электронный измерительный прибор, работающий в инфракрасной области электромагнитного спектра, «переводящий» в видимую область спектра собственное тепловое излучение людей или техники.

Присутствие дефекта выявляется сравне­нием температуры аналогичных участков по­верхности аппаратов, работающих в одинако­вых условиях нагрева и охлаждения. Предельные значения температуры не должны превышать нормированных значений.

Результатом ИК-диагностики является технический отчет с термограммами и фотографиями дефектов, классификация дефектов с рекомендациями по срокам устранения.

При анализе результатов ИК-контроля осуществляется оценка выявленного дефекта и прогнозирование возможностей его развития и сроков восстановления. После устранения выявленного дефекта проводится повторное диагностирование для оценки качества выполненного ремонта.

Особенности проведения инфракрасного контроля

Инфракрасный контроль желательно проводить при отсутствии солнца в облачную погоду или ночью, предпочтительно перед восходом солнца, при минимальном воздействии ветра в период максимальных токовых нагрузок, лучше весной – для уточнения объема ремонтных работ и осенью – в целях оценки состояния электрооборудования перед зимой.

Термограммы ВЛЭП приведены на рис. 4.35 – 4.39.

На этих ИК-изображениях показано «горячее» соединение (измеренная с использованием телескопического объектива температура соединения составляет 225°С (рис. 4.35). На рис.4. 36 показана фотография того же соединения, но в обычном изображении. На рис. 4.37 показано ИК-изображение плохого контакта соединения в шлейфе, а на рис 4.38 и рис.4.39 показано ИК-изображение плохого контакта соединения натяжных зажимов гирлянды изоляторов.

Рисунок 4.35 – Перегрев в соединении

Рисунок 4.36 – Фотография того же соединения, но в обычном

изображении.

Рисунок 4.37 – Плохой контакт в соединении шлейфа на анкерной опоре

Рисунок 4.38 – Плохой контакт в соединении натяжных зажимов

гирлянды изоляторов

Рисунок 4.39 – Перегрев провода в натяжном зажиме

Инфракрасный контроль подвесных и опорных фарфоровых изоляторов

Для обнаружения дефектных изоляторов в гирлянде используется также метод инфракрасного контроля изоляции (ИК-контроля). При пробое одного или нескольких изоляторов большая часть рабочего напряжения ложится на исправные изоляторы, в особенности на изоляторы, примыкающие к фазному проводу. Такой же характер носит и распределение температуры изоляторов вдоль гирлянды. Появившиеся в гирлянде дефектные изоляторы приобретают температуру окружающего воздуха, а на остальных изоляторах температура повышается. Разность температур исправного и дефектного изоляторов в гирлянде может находиться в пределах от 0,3 до 0,5 °С. ИК-контроль гирлянд проводится одновременно для всех трех фаз линии в облачную погоду или ночью. Оценку результатов измерения температур гирлянд изоляторов рекомендуется производить путем сравнения температур гирлянд разных фаз.

При ИК-контроле изоляции, выявляющем локальное повышение температуры за счет электроразрядных процессов на поверхности изоляторов, может быть обнаружено нарушение клеевого шва между силиконовой рубашкой (ребрами) и изоляционным стержнем полимерного изолятора.

Инфракрасный контроль линейной арматуры

Качество монтажа и износ линейной арматуры могут быть оценены по измерению уровней излучения в широком диапазоне длин волн, возникающих вследствие электрических разрядов (искра, поверхностные частичные и дуговые разряды) у элементов линейной арматуры:

- между плохо контактирующими металлическими частями в соединениях гирлянды с опорой или проводом ВЛЭП;

- между деталями арматуры;

- между замком в шапке и стержнем в гирлянде изоляторов;

- между заземляющими спусками и арматурой;

- при коронировании деталей линейной арматуры.

Повышение температуры в местах дефекта линейной арматуры можно обнаружить с помощью тепловизионного контроля приемником излучения, работающим в ИК-диапазоне длин волн. Оценка технического состояния линейной арматуры должна проводиться на основе результатов осмотров, обмеров арматуры, демонтированной с ВЛЭП.

Аэродиагностика воздушных линий электропередачи

Обследования с воздуха с использованием летательных аппаратов является наиболее быстрым и эффективным. Но чтобы установленное на борту оборудование обладало самыми совершенными параметрами, а сама диагностика выполнялась опытными и грамотными специалистами. Характерные неисправности:

• наличие разрушенных изоляторов в гирляндах;

• отсутствие либо смещение виброгасителей;

• пучение проводов, тросов в местах стыков или присоединений к арматуре;

• нарушение габаритов прохождения проводов ВЛЭП в лесистой местности или над имеющейся порослью - дефекты удерживающей арматуры;

• нарушение вертикальности установки опор.

На рис. 4.40 показано применение БПЛА для обследования ВЛЭП, а на рис.4.41 применение вертолета.

Рисунок 4.40 – Применение БПЛА для обследования ВЛЭП

Рисунок 4.41– Применение вертолета для обследования ВЛЭП

Во избежание потери проводов ВЛЭП из поля зрения тепловизора во время полета, тепловизор должен обязательно иметь канал отображения и регистрации видимого изображения, а также возможность вести запись речевых комментариев во время полета.

Кроме этого желательно, чтобы инфракрасная камера имела автоматическую настройку диапазона измеряемых температур и чувствительности (уровня). Инфракрасная камера при аэросъемке должна крепится снаружи, на корпусе летательного аппарата, на гиростабилизированной, виброгасящей и дистанционно управляемой по трем осям платформе . В крайнем случае, съемка может осуществляется и "с рук".

Предпочтительная скорость движения летательного аппарата вдоль трассы ВЛЭП составляет 70 – 100 км/час. В районе анкерных опор ВЛЭП ее желательно снижать до 55 – 60 км/час. При использовании вертолета, в необходимых случаях, пилот осуществляет "зависание" для более детального изучения и съемки обнаруженного дефекта. Между всеми участниками аэросъемки во время полета должна существовать непрерывная двухсторонняя связь.

Расстояние между ИК - камерой и проводами ВЛЭП во время полета должно выдерживаться в пределах 25 – 100 м, оно определяется, в первую очередь, правилами безопасности полетов, а во-вторых – необходимой степенью детализации дефектов. Уверенное обнаружение дефектов контактных соединений достигается при нагрузке ВЛЭП, составляющей не менее 50% от номинальной.

При выполнении аэросъемки необходимо иметь на борту вертолета карту с трассой ВЛЭП, привязанной к местности и номерами опор для четкой локализации обнаруженных дефектов.

Следует отметить, что наибольшая эффективность диагностики энергетического оборудования достигается в результате комплексного применения ИК-контроля, как с земли, так и при помощи летательных аппаратов.