Зажимы переходные петлевые

Для алюминиевых и сталеалюминиевых проводов при переходе с двух проводов на три провода

2. Самые важные параметры трансформатора отра­жены в его условном обозначении, которое имеется и в паспорте, и на паспортной табличке, прикрепленной к трансформатору на видном месте. В соответствии с ГОСТ Буквы в начале обозначают одно­фазный (О) или трехфазный (Т) трансформатор, ука­зывают вид изолирующей и охлаждающей среды (на­пример, буква М соответствует масляному трансфор­матору с естественной циркуляцией воздуха и масла, буква С — сухому трансформатору), а также испол­нение трансформатора и вид переключения ответвле­ний: буква 3 — защитное исполнение, Г — герметич­ное, Н — возможность регулирования напряжения под нагрузкой.

После буквенной части обозначения через тире указывается номинальная мощность трансформатора в киловольт-амперах (кВ-А), затем через дробь — класс напряжения стороны высшего напряжения (ВН) в киловольтах (кВ) и далее через тире — кли­матическое исполнение и категория размещения обору­дования по ГОСТ 15150—69. Согласно этому стандар­ту буквой У обозначают исполнение для умеренного климата, ХЛ — холодного, Т — тропического. Ка­тегории размещения обозначаются цифрами: 1—для работы на открытом воздухе, 2 — для работы в поме­щениях, где температура и влажность такие же, как наоткрытом воздухе, 3 — для закрытых помещений с естественной вентиляцией, 4 — для работы в поме­щениях с искусственным регулированием климата, 5 — для работы в помещениях с повышенной влаж­ностью.

В паспортной табличке указываются и другие па­раметры трансформатора, необходимые для выбора его защиты:

номинальные напряжения трансформатора (сторон ВН и НН для двухобмоточных трансформаторов);

номинальные токи обмоток ВН и НН;

условное обозначение схемы и группы соединения обмоток;

напряжение короткого замыкания и_к (в процен­тах) на основном ответвлении обмотки ВН (для трехобмоточных трансформаторов указывают напряжение короткого замыкания всех пар обмоток).

Номинальные напряжения трансформатора. Транс­форматоры с высшим номинальным напряжением 10 кВ, которым посвящена эта книга, выпускаются с номинальным напряжением стороны низшего напря­жения, равным 0,4 или 0,69 кВ, — для питания элек­троприемников, а также 3,15 или 6,3 кВ, или 10,5 кВ — для связи питающих электрических сетей разных на­пряжений, а иногда и для питания крупных электро­двигателей напряжением выше 1000 В. Например, на подстанции 110/10кВ электродвигатели напряжением 6 кВ могут работать только через трансформаторы 10/6,3 кВ. Однако большинство трансформаторов 10 кВ выпускается с низшим напряжением 0,4 кВ для питания электроприемников напряжением 380 и 220 В.

Номинальные значения мощности и тока. Номи­нальные мощности трансформаторов должны соответ­ствовать ГОСТ 9680—77. Трансформаторы масляные 10 кВ для питания электроприёмников выпускаются с номинальной мощностью до 2,5 MB-А, а для связи между электросетями разных напряжений — до 6,3 МВ-А: например, 25, 40, 63, 100, 160, 250, 400, 630 кВ-А, а также 1; 1,6 и 2,5 МВ-А. Трансформато­ры сухие (ТСЗ) выпускаются с номинальной мощ­ностью 160, 250, 400, 630 кВ-А, а также 1 и 1,6 МВ-А.

Мощность (в вольт-амперах) трехфазного транс­форматора при равномерной нагрузке фаз определя­ется выражением

 

где U— номинальное междуфазное напряжение, В; / — ток в фазе, А.

Из выражения (1) по известным из паспортных данных номинальным значениям мощности и напря­жений сторон ВН и НН могут быть определены зна­чения номинальных токов (в амперах) обмоток ВН и НН трансформатора

 

где SНОМ.УКАЗЫВАЕТСЯ В КИЛОВОЛЬТ-АМПЕРАХ (КВ-А), А UНОМ — В КИЛОВОЛЬТАХ (КВ),

Например, для трансформатора мощностью 400 кВ-А с напряжением стороны ВН, равным 10 кВ, и стороны НН, равным 0,4 кВ, номинальные токи об­моток:

 

Как правило, во время работы трансформаторы не должны перегружаться, т. е. значения рабочих токов в обмотках трансформатора не должны превышать поминальные. Однако допускаются в определенных пределах кратковременные и длительные перегрузки (§ 2).

Схемы и группы соединения обмоток. Трансфор­маторы 10 кВ выпускаются со следующими схемами и группами соединения обмоток:

Выбор схемы соединения обмоток зависит от ряда причин. Например, для сетей с напряжением 35 кВ и более выгодно соединить обмотку трансформатора в звезду и заземлить нулевую точку, так как при этом напряжение выводов трансформатора и проводов линии передачи относительно земли будет всегда в √3 раза меньше линейного, что приводит к снижению стоимости изоляции. Осветительные лампы накаливания более низкого напряжения имеют большую световую отдачу, а осветительные сети выгодно строить на более высокое напряжение. Поэтому вторичные обмотки трансформаторов, питающих осветительные сети, соединяются обычно в звезду и осветительные лампы включаются на фазное напряжение – между линейными и нулевыми проводниками. В ряде случаев, когда ток обмотки невелик, при соединении в звезду обмотки получаются более дешевыми, так как число витков при этом уменьшается в √3 раза, а сечение проводов увеличивается также в √3 раза, вследствие чего трудоемкость изготовления обмотки и стоимость обмоточного провода уменьшаются. С другой стороны, с точки зрения влияния высших гармоник и поведения трансформатора при несимметричных нагрузках целесообразно соединять одну из обмоток трансформатора в треугольник.

ТОК ХХ Холостым ходом трансформатора является такой предельный режим работы, когда его вторичная обмотка разомкнута и ток вто­ричной обмотки равен нулю (I2 = 0). Опыт холостого хода позволяет определить коэффициент трансформации, ток, потери и сопротивление холостого хода трансформатора.

При опыте холостого хода первичную обмотку однофазного трансформатора включают в сеть переменного тока на номинальное напряжение U1 (рис. 4).

Под действием приложенного напряжения по обмотке протекает ток I1=I0 равный току холостого хода. Практически ток холостого хода равен примерно 5—10% номинального, а в трансформаторах малой мощности (десятки вольт-ампер) достигает значений 30% и более номинального. Для измерения тока холостого хода, приложенного к первичной обмотке напряжения и потребляемой мощности в цепь первичной обмотки трансформатора включены измерительные приборы (амперметр А, вольтметр V и ваттметр W). Вторичная обмотка трансформатора замкнута на вольтметр, сопротивление которого очень велико, так что ток вторичной обмотки практически равен нулю.

Ток холостого хода возбуждает в магнитопроводе трансформатора магнитный поток, который индуктирует э. д. с. Е1 и Е2 в первичной и во вторичной обмотках.

Во вторичной обмотке трансформатора нет тока и, следовательно, нет падения напряжения в сопротивлении этой обмотки, поэтому э. д. с. равна напряжению, т. е. Е2=1/2. Поэтому э. д. с. вторичной обмотки определяется показанием вольтметра, включенного в эту обмотку.

Ток холостого хода, протекающий в первичной обмотке, очень мал по сравнению с номинальным, так что падение напряжения в сопротивлении первичной обмотки очень мало по сравнению с приложенным напряжением. Поэтому приложенное напряжение практически уравновешивается э. д. с. первичной обмотки и численные значения напряжения V и э. д. с. Е приблизительно равны. Следовательно, при опыте холостого хода э. д. с. первичной обмотки определится показанием вольтметра, включенного в ее цепь.

 

Напряжение короткого замыкания. Этот важней­ший параметр трансформатора необходим для расче­тов токов КЗ на выводах вторичной обмотки НН трансформатора и в питаемой сети НН. Напряжение короткого замыкания соответствует значению между­фазного напряжения, которое надо приложить к вы­водам обмотки ВН трансформатора для того, чтобы при трехфазном замыкании на выводах НН через трансформатор прошел ток КЗ, равный его номиналь­ному значению. Напряжение короткого замыкания обозначается Uk и выражается в процентах номиналь­ного значения напряжения обмотки ВН. Если, напри­мер, Uk= 5 %, это означает, что к обмотке ВН транс­форматора 10 кВ при закороченной обмотке НН надо приложить напряжение 0,5 кВ, чтобы ток трансфор­матора был равен номинальному.

3. ПОДГОТОВКА РАБОЧЕГО МЕСТА. УСТАНОВКА ЗАЗЕМЛЕНИЙ. ПРОВЕРКА ОТСУТСТВИЯ НАПРЯЖЕНИЯ. ОГРАЖДЕНИЕ РАБОЧЕГО МЕСТА. ВЫВЕШИВАНИЕ ПЛАКАТОВ

Технические мероприятия

При подготовке рабочего места для работ со снятием напряжения оперативным персоналом должны быть выполнены в указанном порядке следующие технические мероприятия:

* произведены необходимые отключения и приняты меры, препятствующие подаче напряжения к месту работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационной аппаратуры;

* на приводах ручного и ключах дистанционного управления коммутационной аппаратурой вывешены запрещающие плакаты (•'Не включать, работают люди", •'Не включать, работа на линии*} и, при необходимости, установлены заграждения;

* присоединены к •'Земле" переносные заземления, проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, на которых должно быть наложено заземление для защиты людей от поражения электрическим током;

* непосредственно после проверки отсутствия напряжения должно быть наложено заземление (включены заземляющие ножи, а там, где они отсутствуют, установлены переносные заземления);

* вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты, ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части. В зависимости от местных условий токоведущие части ограждаются до или после наложения заземлений.

Работы со снятием напряжений могут производиться либо с наложением заземлений, либо без наложения заземлений, но с принятием технических мер, предотвращающих ошибочную подачу напряжения на место работы.

Билет 11

1. К проводам ВЛ предъявляются требования достаточной механической прочности. Они могут быть одно- или многопроволочными. Однопроволочные провода из стали применяются исключительно для линий напряжением до 1000 В; многопроволочные провода из стали, биметалла, алюминия и его сплавов получили преимущественное распространение благодаря повышенной механической прочности и гибкости. Чаще всего на ВЛ напряжением до 6-10 кВ используются алюминиевые многопроволочные провода марки А и стальные оцинкованные провода марки ПС.

Сталеалюминевые провода (рис. 2, в) применяют на ВЛ напряжением выше 1 кВ. Они выпускаются с разным соотношением сечений алюминиевой и стальной частей. Чем меньше это соотношение, тем более высокую механическую прочность имеет провод и поэтому используется на территориях с более тяжелыми климатическими условиями (с большей толщиной стенки гололеда). В марке сталеалюминевых проводов указываются сечения алюминиевой и стальной частей, например, АС 95/16.

В настоящее время широко используются так называемые самонесущие изолированные провода (СИП) напряжением до 10 кВ. В линии напряжением 380 В провода состоят из несущего неизолированного провода, являющегося нулевым, трех изолированных линейных проводов, одного изолированного провода наружного освещения. Линейные изолированные провода навиты вокруг несущего нулевого провода. Несущий провод является сталеалюминевым, а линейные - алюминиевыми. Последние покрыты светостойким термостабилизированным (сшитым) полиэтиленом (провод типа АПВ). К преимуществам ВЛ с изолированными проводами перед линиями с голыми проводами можно отнести отсутствие изоляторов на опорах, максимальное использование высоты опоры для подвески проводов; нет необходимости в обрезке деревьев в зоне прохождения линии.

Для ответвлений от линий напряжением до 1000 В к вводам в здания используются изолированные провода марки АПР или АВТ. Они имеют несущий стальной трос и изоляцию, стойкую к атмосферным воздействиям.

Медные провода

Медные провода, изготовленные из твердотянутой медной проволоки, обладают малым удельным сопротивлением и хорошей механической прочностью: предельное сопротивление разрыву, успешно противостоят атмосферным воздействиям и коррозии от вредных примесей в воздухе.

Медные провода маркируют буквой М с прибавлением номинимального сечения провода. Так, медный провод с номинальным сечением 50 мм2 обозначается М – 50.

Медь в настоящее время является дефицитным дорогостоящим материалом, поэтому в качестве проводов воздушных линий электропередачи практически не используется.

Алюминиевые провода

Алюминиевые провода отличаются от медных значительно меньшей массой, несколько большим удельным сопротивлением и меньшей механической прочностью: - для проводов из проволок марки. Алюминиевые провода применяют главным образом в местных сетях. Малая механическая прочность этих проводов не допускает большого тяжения. Чтобы избежать больших стрел провеса и обеспечить требуемый ПУЭ минимальный габарит линии до земли, приходится уменьшить расстояние между опорами, а это удорожает линию.

Для повышения механической прочности алюминиевых проводов их изготовляют многопроволочными, из твердотянутых проволок. Хорошо перенося атмосферные воздействия, алюминиевые провода плохо противостоят воздействию вредных примесей воздуха. Поэтому для воздушных линий, сооружаемых вблизи морских побережий, соленых озер и химических предприятий, рекомендуются алюминиевые провода марки АКП, защищенные от коррозии (алюминиевые коррозионно-стойкие, с заполнением межпроволочного пространства нейтральной смазкой). Провода из алюминия маркируются буквой А с добавлением номинального сечения провода.

Стальные провода

Стальные провода обладают большой механической прочностью: предельное сопротивление при разрыве. Стальные провода бывают как однопроволочными, так и многопроволочными.

Удельное электрическое сопротивление стальных проводов значительно выше, чем алюминиевых, и в сетях переменного тока оно зависит от величины тока, протекающего по проводу. Стальные провода применяют в местных сетях напряжением до 10 кВ при передаче сравнительно небольших мощностей, когда сооружение линий с алюминиевыми проводами менее выгодно.

Существенный недостаток стальных проводов и тросов – подверженность коррозии. Для уменьшения коррозии провода оцинковывают. Выпускаются две марки многопроволочных стальных проводов: ПС (провод стальной) и ПМС (провод омедненный стальной).

Сталеалюминиевые провода

Сталеалюминевые провода имеют то же удельное сопротивление, что и алюминиевые провода равного им сечения, так как в электрических расчетах сталеалюминевых проводов проводимость стальной части не учитывается ввиду ее незначительности по сравнению с проводимостью алюминиевой части проводов.

Конструктивно стальные проволки составляют внутреннюю часть сталеалюминевого провода, а алюминиевые проволки – внешнюю. Сталь предназначена для увеличения механической прочности, алюминий является токопроводящей частью.

Для более полной характеристики сталеалюминевых проводов в обозначение марки проводов вводится номинальное сечение провода и сечение стального сердечника, например: АС – 150/24 или АСКС – 150/34.

2. В некоторых электроустановках трансформаторы работают параллельно на общую нагрузку. При этом проще решаются вопросы надежного электроснабжения потребителей; при сезонных и суточных изменениях нагрузки можно отключить часть трансформаторов, снижая потери электрической энергии; упрощается организация профилактических ремонтных работ и т.п.

При включении трансформаторов на параллельную работу необходимо, чтобы в режиме холостого хода в их обмотках не возникали уравнительные токи, а при нагрузке общая нагрузка распределялась между ними пропорционально их номинальным мощностям. Для этого требуется соблюдение следующих условий:

1) равенство номинальных первичных и вторичных напряжений, например, для двух параллельно работающих трансформаторов.

U_1I = U_1II, U_2I = U_2II,
т.e. трансформаторы должны иметь одинаковые коэффициенты трансформации k_I = k_II. Практически допускается разница в коэффициентах трансформации не более ± 1,0%;

2) тождественность групп соединения обмоток, что обеспечивает совпадение по фазе одноименных вторичных напряжений;

3) равенство напряжений короткого замыкания U_кI% = U_кII%. Допускается отклонение напряжения короткого замыкания U_к% каждого трансформатора от среднеарифметического значения напряжений короткого замыкания всех трансформаторов не более чем на ± 10%;

4) рекомендуется включать на параллельную работу трансформаторы, отличающиеся по мощности не более чем в 3 раза.

При соблюдении первых двух условий исключается появление уравнительного тока при холостом ходе параллельно работающих трансформаторов

I _ур=D U /(Z_кI + Z_кII), (1)
где D U - векторная разность вторичных напряжений трансформаторов при холостом ходе; Z_кI, Z_кII - сопротивления короткого замыкания трансформаторов.

Уравнительный ток обусловливает неравномерную нагрузку трансформаторов, сопровождающуюся увеличением потерь мощности и нагрева.

Третье условие необходимо соблюдать для распределения нагрузки между трансформаторами пропорционально их номинальным мощностям. Если напряжения U_к% трансформаторов не равны, то перегружается трансформатор с меньшим значением U_к%, т.е. с меньшим сопротивлением Z_к. Распределение нагрузки между двумя трансформаторами можно оценить из выражения:

(S_I/S_II) = (S_номI/S_номII)·(U_кII%/U_кI%), (2)
где S_I, S_II - мощности нагрузки параллельно работающих трансформаторов;
S_номI, S_номII - номинальные мощности трансформаторов.

Таким образом, как следует из (2), мощность нагрузки S_I и S_II между параллельно работающими трансформаторами распределяется обратно пропорционально их напряжениям короткого замыкания U_кI% и U_кII%. Мощность нагрузки параллельно работающего трансформатора можно определить по формуле:

S_I = S_нг S_номI U_кII%/(S_номI U_кII% + S_номII U_кI%), (3)
где Sнг = SI + SII - мощность общей нагрузки трансформаторов.

3. С момента допуска бригады к работам надзор за ней в целях предупреждения нарушений требований техники безопасности возлагается на производителя работ или наблюдающего. Производитель работ и наблюдающий должны все время находиться на месте работы по возможности на том участке, где выполняется наиболее ответственная работа.

Наблюдающему запрещается совмещать надзор с выполнением другой работы.

Производителю работ и членам бригады необходимо помнить, что вследствие окончания работы другой бригадой или из-за изменения схемы электроустановки ее участки, находящиеся за пределами предусмотренного нарядам рабочего места, в любой момент могут оказаться под напряжением, и поэтому приближаться к ним запрещается.

Допускается кратковременная отлучка одного или нескольких членов бригады. В этом случае производитель работ (наблюдающий) должен дать этим лицам необходимые указания по технике безопасности. Количество членов бригады, оставшихся на рабочем месте, должно быть не менее двух, включая производителя работ. Возвратившиеся члены бригады могут приступить к работе только с разрешения производителя работ.

До возвращения отлучившихся производитель работ (наблюдающий) не имеет права покидать рабочее место.

Б2.2.35. Оставаться в закрытых или открытых РУ одному производителю работ или членам бригады без производителя работ не разрешается, за исключением указанных ниже случаев:

а) при необходимости по условиям производства работы (например, регулировка выключателей или разъединителей, приводы которых вынесены в другое помещение, проверка, ремонт или монтаж вторичных цепей, прокладка кабелей, испытания оборудования, проверка защит и т.п.) одновременногопребывания одного или нескольких лиц с группой по электробезопасности не ниже III из состава бригады в разных помещениях на разных рабочих местах одного присоединения.

Членов бригады, находящихся отдельно от производителя работ, последний должен привести на их рабочее место и дать необходимые указания по технике безопасности:

б) при производстве работ одной бригадой на разных присоединениях [проверка дифференциальной защиты шин, цепей блокировки разъединителей с выключателями, проверка и регулировка устройств автоматического включения резерва (АВР) и т.п.].

На такие работы может быть выписан один наряд для одновременного производства их на разных присоединениях или, в зависимости от характера работ, наряд с переводом с одного присоединения на другое с оформлением перевода в общем порядке.

В РУ, с которых снято напряжение, можно оставаться на рабочем месте и продолжать работу одному лицу из состава бригады.

Б2.2.36. При необходимости отлучки производитель работ (наблюдающий), если на это время его не могут заменить ответственный руководитель или лицо, выдавшее данный наряд, или лицо из оперативного персонала, обязан вывести бригаду из распределительного устройства и запереть за собой дверь; оформить перерыв в наряде.

В случае подмены производителя работ ответственным руководителем или лицом, выдавшим наряд, производитель работ должен на время своей отлучки передать ему наряд.

Б2.2.37. Ответственный руководитель и оперативный персонал должны периодически проверять соблюдение работающими правил техники безопасности. При обнаружении нарушения правил техники безопасности или выявлении других обстоятельств, угрожающих безопасности работающих, у производителя работ отбирается наряд и бригада удаляется с места работы.

По устранении обнаруженных нарушений и неполадок бригада вновь может быть в общем порядке допущена оперативным персоналом к работе в присутствии ответственного руководителя с оформлением допуска в наряде.

Б2.2.38. Изменения в составе бригады должно оформлять в наряде лицо, выдавшее наряд, а в его отсутствие - лицо, имеющее право выдачи наряда по данной электроустановке. Сведения об этих изменениях при необходимости могут быть переданы по телефону.

Б2.2.47. После полного окончания работы рабочее место приводится в порядок, принимается ответственным руководителем, который после вывода бригады производителем работ расписывается в наряде об окончании работы и сдает его оперативному персоналу либо при отсутствии последнего оставляет в папке действующих нарядов.

Если ответственный руководитель не назначался, то наряд оперативному персоналу сдает производитель работ.

Б2.2.48. Закрытие наряда оформляется записью в оперативном журнале. Наряд может быть закрыт оперативным персоналом лишь после осмотра оборудования и мест работы, проверки отсутствия людей, посторонних предметов, инструмента и при надлежащей чистоте.

При производстве работ на одном присоединении несколькими бригадами наряд по окончании работы одной бригады оставлены для работ полностью с указанием в наряде "Заземления оставлены для работ по нарядам N... ".

Б2.2.49. Закрытие наряда производится после того, как будут последовательно выполнены:

а) удаление временных ограждений и снятие плакатов "Работать здесь", "Влезать здесь";

б) снятие заземлений с проверкой в соответствии с принятым порядком учета, за исключением случая, указанного в п.Б2.2.48;

в) установка на место постоянных ограждений и снятие плакатов, вывешенных до начала работы.

Проверка изоляции отремонтированного оборудования непосредственно перед включением производится, если в этом есть необходимость, до удаления временных ограждений и предупреждающих плакатов, тотчас же после снятия переносных заземлений.

Оборудование может быть включено после закрытия наряда.

Если на отключенном присоединении работы производились по нескольким нарядам, то оно может быть включено в работу только после закрытия всех нарядов.

Б2.2.50. Срок действия наряда устанавливается до 5 сут., кроме работ, указанных в п.Б2.2.59. При перерывах в работе наряд остается действительным, если схемы не восстанавливались и условия производства работы оставались неизменными.

Б2.2.51. Контроль за правильностью оформления нарядов осуществляется лицами, выдавшими их, и лицами из руководящего электротехнического персонала периодически путем выборочной проверки.

Б2.2.52. Наряды, работы по которым полностью закончены, должны храниться 30 сут., после чего они могут быть уничтожены.

Примечание. Если при выполнении работ по нарядам имели место аварии и электротравмы, то эти наряды следует хранить в архиве предприятия.

 

Билет 12

1. 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.

2. Измерительные трансформаторы тока - это специальные устройства, предназначенные для преобразования больших токов в сигнал измерительной информации. Получаемый сигнал передается измерительным приборам - амперметрам, счетчикам, фазометрам, реле тока, последовательным цепям ваттметров.
Принцип действия измерительных трансформаторов тока состоит в преобразовании силы входного переменного тока в силу выходного переменного тока с коэффициентом, который определяется отношением числа первичной и вторичной обмоток.
В основном такие трансформаторы применяются для безопасных измерений силы тока в распределительных устройствах и в цепях переменного тока высокого напряжения. Одновременно трансформаторы тока служат для изоляции аппаратуры от потенциала сети, в которой производится измерение. Трансформаторы тока делятся на трансформаторы переменного тока и трансформаторы постоянного тока.

Основными элементами измерительного трансформатора тока участвующими в преобразовании тока, являются первичная и вторичная обмотки, намотанные на один и тот же магнитопровод. Первичная обмотка измерительного трансформатора тока включается последовательно (в рас-сечку токопровода высокого напряжения). Ко вторичной обмотке подключаются измерительные приборы (амперметр, токовая обмотка счетчика) или реле. При работе измерительного трансформатора тока вторичная обмотка всегда замкнута на нагрузку.

Первичную обмотку совместно с цепью высокого напряжения называют первичной цепью, а внешнюю цепь, получающую измерительную информацию от вторичной обмотки измерительного трансформатора тока (т. е. нагрузку и соединительные провода), называют вторичной цепью. Цепь, образуемую вторичной обмоткой и присоединенной к ней вторичной цепью, называют ветвью вторичнorо тока.

Между первичной и вторичной обмотками измерительного трансформатора тока не имеется электрической связи. Они изолированы друг от друга на полное рабочее напряжение. Это и позволяет осуществить непосредственное присоединение измерительных приборов или реле ко вторичной обмотке и тем самым исключить воздействие высокого напряжения, приложенного к первичной обмотке, на обслуживающий персонал, так как обе обмотки наложены на один и тот же магнитопровод, то они являются магнитно-связанными.

3. Б2.2.53. В электроустановках подстанций и КЛ напряжением выше 1000 В по наряду должны производиться работы:

со снятием напряжения;

без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них;

без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением, когда требуется установка временных ограждений;

с применением в РУ механизмов и грузоподъемных машин. Остальные работы вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением, могут выполняться по распоряжению, в том числе: работы в комплектных распределительных устройствах (КРУ) и КРУ наружной установки (КРУН), на тележках с оборудованием, выкаченных из шкафов, при условии, что дверцы или шторки шкафов заперты; работы в приводах и агрегатных шкафах коммутационных аппаратов, в устройствах вторичной коммутации, релейной защиты, автоматики, телемеханики и связи.

Б2.2.54. B электроустановках напряжением до 1000 В работы на сборных шинах РУ, распределительных щитов, сборок, а также на присоединениях перечисленных устройств, по которым на сборные шины может быть подано напряжение, должны выполняться по наряду. На тупиковых присоединениях работы допускается выполнять по распоряжению.

Б2.2.55. При работе в электроустановках подстанций и на КЛ, на которых напряжение снято со всех токоведущих частей, в том числе с выводов ВЛ и КЛ, при условии, что заперт вход в соседние электроустановки (сборки и шиты напряжением до 1000 В могут оставаться под напряжением), допускается выдавать один наряд для одновременной работы на всех присоединениях.

Б2.2.56. В РУ до 10 кВ с одиночной системой шин и любым числом секций при выводе в ремонт секции разрешается выдавать один наряд для работы на шинах и на всех или части присоединений этой секции. Допуск на все рабочие места секции может производиться одновременно; разрешается рассредоточение бригады по разным рабочим местам в пределах этой секции.

Запрещается подготовка к включению или опробованию под напряжением любого присоединения секции до полного окончания работ по наряду.

Б2.2.57. Один наряд для одновременного или поочередного производства работ на разных рабочих местах одного или нескольких присоединений без оформления перевода с одного рабочего места на другое с рассредоточением бригады по разным рабочим местам допускается выдавать в следующих случаях:

при прокладке и перекладке силовых и контрольных кабелей, испытаниях оборудования, проверке устройств защиты, блокировки, автоматики и т.п.;

при ремонте коммутационных аппаратов, когда их приводы находятся в другом помещении;

при ремонте отдельного кабеля в туннеле, коллекторе, колодце, траншее, котловане;

при ремонте отдельного кабеля, выполняемом в двух котлованах или в ЗРУ и находящемся рядом котловане, когда расположение рабочих мест позволяет производителю работ (наблюдающему) осуществлять надзор за бригадой.

Б2.2.58. При производстве работ согласно пп.Б2.2.56, Б2.2.57 все рабочие места должны быть подготовлены до начала допуска. В случае рассредоточения бригады по разным рабочим местам допускается пребывание одного или нескольких членов бригады, имеющих группу по электробезопасности не ниже III, отдельно от производителя работ; членов бригады, которым предстоит находиться отдельно от производителя работ, последний должен привести на их рабочие места и проинструктировать в отношении безопасности работы.

Б2.2.59. Допускается выдавать оперативно-выездной бригаде один наряд для поочередного производства однотипных эксплуатационных работ на нескольких подстанциях, на одном или нескольких присоединениях каждой подстанции.

К таким работам относятся: протирка изоляции, подтягивание зажимов, отбор проб и доливка масла, переключение ответвлений трансформаторов, проверка устройств релейной защиты, автоматики, измерительных приборов, испытание повышенным напряжением от постороннего источника, проверка изоляторов измерительной штангой и т.п. Срок действия такого наряда - 1 сут.

Допуск на каждую подстанцию и на каждое присоединение оформляется в табл.3 наряда "Ежедневный допуск к работе и ее окончание". На подстанциях, где работа выполняется согласно п.Б2.2.55, допуск может быть выполнен одновременно на все присоединения, но ни одно из них нельзя подготавливать к включению до полного окончания работы на этой подстанции. Каждую из подстанций разрешается включать после полного окончания работ на ней по данному наряду.

Б2.2.60. Работы на устройствах связи, расположенных в РУ, должны производиться по нарядам, выдаваемым персоналом, обслуживающим РУ. Этот персонал выполняет допуск.

 

Организационные мероприятия, обеспечивающие безопасность работ на воздушных линиях электропередачи (ВЛ)

Б2.2.61. На ВЛ по наряду должны производиться работы:

со снятием напряжения *(2);

без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением: с подъемом выше 3 м от уровня земли, считая от ног человека; с разборкой конструктивных частей опоры; с откапыванием стоек опоры на глубину более 0,5; с применением механизмов и грузоподъемных машин в охранной зоне; по расчистке трассы ВЛ, когда требуется принимать меры, предотвращающие падение на провода вырубаемых деревьев; по расчистке трассы ВЛ 0,4 - 10 кВ, когда обрубка веток и сучьев связана с опасным приближением людей к проводам или с возможностью падения веток и сучьев на провода. Остальные работы на ВЛ могут выполняться по распоряжению.

Б2.2.62. На каждую ВЛ, а на многоцепной линии и на каждую цепь выдается отдельный наряд, за исключением следующих случаев, когда допускается выдача одного наряда:

при работах со снятием напряжения и без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них на нескольких цепях многоцепной линии;

при однотипных работах, проводимых на нескольких ВЛ без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением;

при работах на ВЛ в местах пересечения;

при работах на ВЛ напряжением до 1000 В, выполняемых поочередно с оформлением перехода с одной линии на другую.

Б.2.2.63. В наряде на производство работ со снятием напряжения на ремонтируемой ВЛ должно быть указано (см.п.Б2.1.34), какие пересекающие ее линии требуется отключить и заземлить (с наложением заземлений согласно п.Б2.3.40 и вблизи рабочих мест). Такое же указание должно быть внесено в наряд относительно ВЛ, проходящих вблизи ремонтируемой, если их отключение требуется по условиям производства работ. При этом заземление ВЛ, пересекающих ремонтируемую или проходящих вблизи нее, должно быть выполнено до допуска к работам, и снимать заземления с них запрещается до полного окончания работ.

Б2.2.64. При перерыве в работе в связи с окончанием рабочего дня заземления, наложенные на рабочих местах ВЛ, не снимаются. На следующий день при возобновлении работы допуск бригады производится после проверки целости и надежности присоединения оставленных заземлений.

Билет 13

1. СИП-1 — вокруг неизолированной несущей нулевой жилы скручены изолированные основные токопроводящие жилы. Несущая нулевая жила выполнена из алюминиевого сплава АВЕ высокой прочности. Изоляция выполнена из светостабилизированного сшитого полиэтилена.

СИП-2 — вокруг изолированной нулевой несущей жилы скручены изолированные основные токопроводящие жилы. Несущая нулевая жила выполнена из алюминиевого сплава АВЕ высокой прочности. Изоляция выполнена из светостабилизированного сшитого полиэтилена.

СИП-3- одножильный провод, в котором уплотненная жила из алюминиевого сплава имеет изоляционный покров из сшитого светостабилизированного полиэтилена. Токопроводящая жила скручена из круглых проволок из алюминиевого сплава или сталеалюминевая, имеет изоляционный слой, который исполняет роль защитной изоляции. Благодаря такой изоляции можно уменьшить расстояние между проводами на опорах воздушной линии защищенной и снизить вероятность короткого замыкания на землю.Провода и кабели самонесущие защищенные для воздушных линий электропередачи с токопроводящей жилой из алюминиевого сплава, на номинальное напряжение до 20 кВ (для сетей на напряжение 10, 15 и 20 кВ) и 35 кВ (для сетей на напряжение 35 кВ) номинальной частотой 50 Гц.

СИП-4 — без несущей жилы представляет собой скрученные в жгут основные токопроводящие и нулевая жилы, покрытые изоляцией из светостабилизированного сшитого полиэтилена.

Рассмотрим плюсы и минусы применения проводов СИП. Чем же СИП - скрученные в жгут изолированные провода с изоляцией из светостабилизированного полиэтилена, превосходит традиционно применяемые голые провода марок А и АС?

1. Высокая надежность в обеспечении электрической энергией.

2. Резкое снижение (до 80%) эксплуатационных затрат, вызванное высокой надёжностью и бесперебойностью энергообеспечения потребителей, а также отсутствием необходимости в широких просеках для прокладки ВЛИ в лесных массивах и расчистки просек в процесс эксплуатации линии.

3. Отсутствие или незначительное обрастание гололедом и мокрым снегом изолированной поверхности проводов. Это объясняется тем, что ПЭ является не полярным диэлектриком и он не образует ни электрических, ни химических связей с контактирующими с ним веществом в отличие, например, от ПВХ. Кабельщики хорошо знают эту особенность ПЭ. Например, при попытках маркировать изолированное ПЭ изделие каплеструйным способом краска легко оттирается, в отличие, от ПВХ, и требуется специальная эл. статическая обработка поверхности ПЭ для удержания краски. Именно по этой причине мокрый снег легко стекает с круглой поверхности изолированных ПЭ проводов. В проводах марки А и АС мокрый снег может удерживаться в канавках между проволоками, являясь первопричиной обрастания.

4. Уменьшение затрат на монтаж ВЛИ, связанное с вырубкой более узкой просеки в лесной местности, возможностью вести монтаж проводов по фасадам зданий в условиях городской застройки, применением более коротких опор, отсутствием изоляторов и дорогостоящих траверс (для ВЛИ-0,4 кВ).

5. Снижение энергопотерь в линии из-за уменьшения более чем в три раза реактивного сопротивления изолированных проводов по сравнению с неизолированными.

6. Простота монтажных работ, возможность подключения новых абонентов под напряжением, без отключения остальных от энергоснабжения и как следствие сокращение сроков ремонта и монтажа.

7. Значительное снижение несанкционированных подключений к линии и случаев вандализма и воровства.

8. Улучшение общей эстетики в городских условиях и значительное снижение случаев поражения электротоком при монтаже, ремонте и эксплуатации линии.

9. Возможность прокладки СИП по фасадам зданий, а также совместной подвески с проводами низкого, высокого напряжения, линиями связи, что дает существенную экономию на опорах.

Среди множества безусловных преимуществ СИП можно выделить для объективности и некоторые недостатки:

Незначительное увеличение стоимости (не более 1,2) изолированных проводов по сравнению с традиционными неизолированными проводами А и АС.

Пока ещё недостаточная готовность отечественных энергосистем к переходу на изолированные воздушные линии, связанная с отсутствием информации, нормативной документации, инструмента и подготовленного персонала.

2. Основное назначение измерительных трансформаторов напряжения – это понижение высокого напряжения, необходимого для питания измерительных цепей, цепей релейной защиты, автоматики и учета (далее вторичных цепей). С помощью трансформаторов напряжения осуществляется измерение напряжения в высоковольтных сетях, питание катушек реле минимального напряжения, обмоток напряжения защит, ваттметров, фазометров, счетчиков, а также контроль состояния изоляции сети.

В зависимости от номинальной погрешности различают классы точности 0,2; 0,5; 1; 3.

Погрешность зависит от конструкции магнитопровода, магнитной проницаемости стали и от cosφ2, т.е. от вторичной нагрузки. В конструкции трансформаторов напряжения предусматривается компенсация погрешности по напряжению путем некоторого уменьшения числа витков первичной обмотки, а также компенсация угловой погрешности за счет специальных компенсирующих обмоток.

Суммарное потребление обмоток измерительных приборов и реле, подключенных к вторичной обмотке трансформатора напряжения, не должно превышать номинальную мощность трансформатора напряжения, так как в противном случае это приведет к увеличению погрешностей.

Подключая измерительные приборы и устройства защиты к ТН, следует учитывать тот факт, что включение большого количества электроприборов приводит к повышению значения тока во вторичной обмотке и увеличению погрешности измерения. Поэтому следите за тем, чтобы полная мощность подключенных приборов к трансформатору напряжения не превышала максимально допустимой мощности нагрузки ТН, указанной в паспорте. В случае если мощность нагрузки превышает номинальную мощность трансформатора для требуемого класса точности, необходимо установить еще один трансформатор напряжения и часть приборов присоединить к нему.

3. Производство отключений

При подготовке рабочего места должны быть отключены:

* токоведущие части, на которых будут производиться работы;

* неогражденные токоведущие части, к которым возможно случайное приближение людей, механизмов и грузоподъемных машин;

* цепи управления и питания приводов, закрыт воздух в системах управления коммутационными аппаратами, снят завод с пружин и грузов у приводов выключателей и разъединителей.

Видимый разрыв может отсутствовать в комплектных распределительных устройствах заводского изготовления [в том числе с заполнением элегазом] с выкатными элементами, и (или) при наличии надежного механического указателя гарантированного положения контактов, а также в элегазовых КРУЭ напряжением 110 кВ и выше.

В электроустановках напряжением до 1000 В со всех токоведущих частей, на которых будет проводиться работа, напряжение должно быть снято отключением коммутационных аппаратов с ручным приводом, а при наличии в схеме предохранителей - снятием последних. При отсутствии в схеме предохранителей предотвращение ошибочного включения коммутационных аппаратов должно быть обеспечено такими мерами, как запирание рукояток или дверец шкафа, закрытие кнопок, установка между контактами коммутационного аппарата изолирующих накладок и др. При снятии напряжения коммутационным аппаратом с дистанционным управлением необходимо разомкнуть вторичную цепь включающей катушки.

Необходимо вывесить запрещающие плакаты.

Проверку отсутствия напряжения в комплектных распределительных устройствах заводского изготовления допускается производить с использованием встроенных стационарных указателей напряжения.

Билет 14

1.Раскатку проводов воздушных линий электропередач ведут одним из следующих способов.

1. По свободной местности — при помощи передвижных раскаточных устройств, на которых находятся раскатываемые барабаны с проводом.
2. По пересеченной или застроенной местности, где нельзя применить первый способ, — с неподвижных устройств, на которых устанавливают барабаны, волочением проводов по земле и по раскаточным роликам, подвешиваемым к опорам.
3. По сильно пересеченной местности со многими пересекаемыми линиями и другими преградами — раскатка под тяжением.

При натяжении проводов регулируются их стрела провеса f- расстояние между прямой, соединяющей точки подвеса провода на опорах и низшей точкой провисания провода. Регулировка стрелы провеса выполняется по монтажным графикам (рис. 6,б) в соответствии с фактической температурой воздуха 0, маркой провода и длиной пролета l

Для того чтобы уменьшитьстрелы провеса контактного провода при высоких температурах, применяют сезонную регулировку натяжения. Для производства такой регулировки в контактный провод включают специальные приспособления (например натяжные муфты), с помощью которых можно изменять длину провода. Обычно сезонную регулировку производят два раза в год: весной провод подтягивают, а осенью отпускают. Практическое осуществление регулировки натяжения может быть произведено при любой Стрелой провеса называется расстояние по вертикали от низшей точки провода в пролете до прямой линии между точками крепления провода на опорах. Стрела провеса провода зависит от температуры воздуха, длины пролета, внешней нагрузки на провод (ветер, гололед), материала и сечения провода. Максимальная стрела провеса для воздушных линий напряжением до 1000В при обычных пролетах 35 — 45 метров составляет до 1,2 метра.

Габаритом провода над землей называется расстояние от проводов до поверхности земли при наибольшей стреле провеса.

В процессе эксплуатации воздушных линийстрела провеса проводов увеличивается. Явление провисания может обусловливаться вытяжкой проводов, их выскальзыванием из зажимов, наклоном опор и другими причинами. В результате увеличения стрелы провеса расстояние проводов от земли оказывается меньше допускаемого нормами.

2. Трубчатые разрядники служат для защиты от атмосферных перенапряжений изоляции ВЛ и с другими средствами защиты для защиты изоляции электрооборудования станций и подстанций напряжением от 3 кВ до 110 кВ, ослабленных мест на линиях электропередачи и на подходах к подстанциям.
Подключение трубчатых разрядников к токоведущим частям линий электропередачи производится через внешний искровой промежуток.
Принято следующее обозначение типа трубчатых разрядников: Р - разрядник; Т - трубчатый; В или Ф - винипластовый или фибробакелитовый материал газогенерирующей трубки; У - усиленный; цифровое обозначение: в знаменателе - номинальное напряжение, в числителе - верхний и нижний предел отключаемых токов, кА. Например: РТВ - разрядник трубчатый, винипластовый, напряжение 35 кВ, предельно отключаемые токи 2-10 кА.

Трубчатые разрядники, как правило, обеспечивают 7-8 успешных срабатываний, после чего газогенерирующая трубка не обеспечивает требуемого давления и дугогасящей способности. Винипластовая газогенерирующая трубка выгорает быстрее фибробакелитовой. Для подсчета числа срабатываний разрядники снабжается однократными или многократными указателями срабатывания.

Трубчатый разрядник

Трубчатый разрядник при нормальной работе установки отделен от линии воздушным промежутком S2. При появлении перенапряжения пробиваются промежутки S1 и S2 и импульсный ток отводится в землю. После прохождения импульсного тока по разряднику течет сопровождающий ток промышленной частоты. В узком канале обоймы (трубки) 1 из газогенерирующего материала (винипласта или фибры) в промежутке S1 между электродами 2 и 3 загорается дуга. Внутри обоймы поднимается давление. Образующиеся газы могут выходить через отверстие в кольцевом электроде 3
При прохождении тока через нуль происходит гашение дуги под Действием охлаждения промежутка S1 газами, выходящими из разрядника.
В заземленном электроде 4 имеется буферный объем 5, где накапливается потенциальная энергия сжатого газа. При проходе тока через нуль создается газовое дутье из буферного объема, что способствует эффективному гашению дуги.
Предельный отключаемый ток промышленной частоты определяется механической прочностью обоймы и составляет 10 к А для фибробакелитовой обоймы и 20 кА для винипластовой, упрочненной стеклотканью на эпоксидной смоле. Сопровождающий ток частотой 50 Гц определяется местом расположения разрядника и меняется в довольно широком диапазоне в зависимости от режима работы энергосистемы. Поэтому должны быть известны минимальные и максимальные значения тока КЗ в месте установки разрядника.
Минимальный ток разрядника определяется гасящей способностью трубки. Чем меньше диаметр выхлопного канала, чем больше его длина, тем меньше нижний предел отключаемого тока. Однако при больших токах в трубке возникает высокое давление. При недостаточной механической прочности трубки может произойти разрушение разрядника. В настоящее время выпускаются винипластовые разрядники высокой прочности с наибольшим отключаемым током до 20 кА.
Работа трубчатого разрядника сопровождается сильным звуковым эффектом и выбросом газов. Так, зона выброса газов разрядника РТВ-110 имеет вид конуса с диаметром 3,5 и высотой 2,2 м. При размещении разрядников необходимо, чтобы в эту зону не попадали элементы, находящиеся под высоким потенциалом.
Защитная характеристика разрядника в значительной степени зависит от вольт-секундной характеристики искрового промежутка. В трубчатом разряднике промежуток образован стержневыми электродами, имеющими крутую вольт-секундную характеристику из-за большой неоднородности электрического поля. В то же время электрическое поле в защищаемых аппаратах и оборудовании стремятся сделать равномерным с целью более полного использования изоляционных материалов и уменьшения габаритов и массы. При равномерном поле вольт-секундная характеристика получается пологой, практически мало зависящей от времени. В связи с этим трубчатые разрядники, имеющие крутую вольт-секундную характеристику, непригодны для защиты подстанционного оборудования. Обычно с их помощью защищается только линейная изоляция (изоляция, создаваемая подвесными изоляторами). При выборе трубчатого разрядника необходимо рассчитать возможный минимальный и максимальный ток КЗ в месте установки и по этим токам выбрать соответствующий разрядник. Номинальное напряжение разрядника должно соответствовать номинальному напряжению сети. Размеры внутреннего S1 и внешнего S2 промежутков (рис.) выбираются по специальным таблицам.

3. Проверять отсутствие напряжения необходимо указателем напряжения, исправность которого перед применением должна быть установлена с помощью предназначенных для этой цели специальных приборов или приближением к токоведущим частям, заведомо находящимся под напряжением.
В электроустановках напряжением выше 1000 В пользоваться указателем необходимо в диэлектрических перчатках.
В электроустановках напряжением 35 кВ и выше для проверки отсутствия напряжения можно пользоваться изолирующей штангой, прикасаясь ею несколько раз к токоведущим частям. Признаком отсутствия напряжения является отсутствие искрения и потрескивания. На одноцепных ВЛ напряжением 330 кВ и выше достаточным признаком отсутствия напряжения является отсутствие коронирования.
3.3.2. В РУ проверять отсутствие напряжения разрешается одному работнику из числа оперативного персонала, имеющему группу IV – в электроустановках напряжением выше 1000 В и имеющему группу III – в электроустановках напряжением до 1000 В.
На ВЛ проверку отсутствия напряжения должны выполнять два работника: на ВЛ напряжением выше 1000 В – работники, имеющие группы IV и III, на ВЛ, напряжением до 1000 В – работники, имеющие группу III.
3.3.3. Проверять отсутствие напряжения выверкой схемы в натуре разрешается:
в ОРУ, КРУ и КТП наружной установки, а также на ВЛ при тумане, дожде, снегопаде в случае отсутствия специальных указателей напряжения;
В ОРУ напряжением 330 кВ и выше и на двухцепных ВЛ напряжением 330 кВ и выше.
При выверке схемы в натуре отсутствие напряжения на вводах ВЛ и КЛ подтверждается дежурным, в оперативном управлении которого находятся линии.
Выверка ВЛ в натуре заключается в проверке направления и внешних признаков линий, а также обозначений на опорах, которые должны соответствовать диспетчерским наименованиям линий.
3.3.4. На ВЛ напряжением 6-20 кВ при проверке отсутствия напряжения, выполняемой с деревянных или железобетонных опор, а также с телескопических вышек, указателем, работающим на принципе протекания емкостного тока, за исключением импульсного, следует обеспечить требуемую чувствительность указателя. Для этого его рабочую часть необходимо заземлять.
3.3.5. На ВЛ при подвеске проводов на разных уровнях проверять отсутствие напряжения указателем или штангой и устанавливать заземление следует снизу вверх, начиная с нижнего провода. При горизонтальной подвеске проверку нужно начинать с ближайшего провода.
3.3.6. В электроустановках напряжением до 1000 В с заземленной нейтралью при применении двухполюсного указателя проверять отсутствие напряжения нужно как между фазами, так и между каждой фазой и заземленным корпусом оборудования или защитным проводником. Допускается применять предварительно проверенный вольтметр. Запрещается пользоваться контрольными лампами.
3.3.7. Устройства, сигнализирующие об отключенном положении аппарата, блокирующие устройства, постоянно включенные вольтметры и т.п. являются только дополнительными средствами, подтверждающими отсутствие напряжения, и на основании их показаний нельзя делать заключение об отсутствии напряжения.

 

Билет 15

1. Железобетонные опоры ЛЭП

История применения железобетонных опор в строительстве воздушных ПЭП нашей страны насчитывает более полувека Ускоренное распространение они получили с середины 50-х гг прошлого столетия Именно в это время начался бурный рост электросетевого строительства Ежегодно строилось более 30000 км новых ПЭП, что соответствовало 20% от общей протяженности всех действующих в стране воздушных линий электропередачи Необходимость передачи энергии на дальние расстояния привело к увеличению напряжения, и как следствие к утяжелению проводов и переходу от деревянных к бол ее прочным конструкциям опор Несмотря на то. что железобетонные опоры ВП способны выдерживать в 2-3 раза меньшие аварийные нагрузки, чем металлические, и для строительства линий требуется вдвое больше опор, более половины ПЭП в нашей стране построено с применением железобетонных опор Такая популярность железобетонных опор ВП обусловлена относительной дешевизной конструкций высоким уровнем унификации и типизации опор, и наличием в стране широкой производственной базы Даже негативное влияние высоких транспортных затрат, на сегодняшний день, не способно повлиять на снижение спроса на железобетонные опоры ПЭП В общем случае показатели экономической эффективности применения железобетонных опор для строительства ВП находятся в золотой середине между металлическими решетчатыми и многогранными опорами, значительно лучше первых и почти не уступают вторым, а при строительстве ВП 0.4-10 кВ и вовсе незаменимы Еще одно важное достоинство железобетонных опор ПЭП-высокая коррозионная стойкость при эксплуатации к агрессивной среде

Железобетонные опоры ВП применяются в промышленном строительстве линий электропередач всех уровней напряжений и при качественном производстве имеют очень длительный срок эксплуатации (40-60 лет(

Особенности применения

Опоры из железобетона могут устанавливаться в климатических зонах, где температура окружающей среды опускается до-55^еС. сейсмичность достигает 9 баллов, а ветровая и гололедная нагрузка соответствует, указанным в СНиП2 01 07-85 VII и V районам

КонстрVктиБные особенности

Конструктивно железобетонные опоры ВП состоят из стальных и железобетонных деталей В зависимости от области применения и принятых проектных решений железобетоннные опоры для воздушных линий электропередач имеют соответствующую маркировку, и могут состоять из еле дующих деталей

* стойки из вибрированного или центрифугированного железобетона.

* траверсы.

* тросостойки.

* надставки

* оголовники

* хомуты.

* стальные оттяжки.

* различные узлы крепления

Особенности установки

Установка железобетонных опор ВП начинается с выкладки деталей опоры вдоль трассы, для ее дальнейшей сборки Собранную на земле, конструкцию опоры, с помощью крана поднимают в проектное положение и устанавливают в цилиндрический котлован с заполнением пустот песчано-гравийной смесью В грунтах с малой несущей способностью прочность крепления достигается путем фиксирования стоек ригелями и установкой их на специальные опорные плиты Для крепления в земле оттяжек на проектном расстоянии от опор устанавливаются анкерные плиты или другие фундаментные конструкции в соответствии с проектом

По назначению

• Промежуточные опоры устанавливаются на прямых участках трассы ВЛ, предназначены только для поддержания проводов и тросов и не рассчитаны на нагрузки направленные вдоль линии электропередачи. Как правило общее число промежуточных опор составляют 80 — 90 % от всех опор ЛЭП.
• Анкерные опоры применяются на прямых участках трассы ВЛ в местах перехода через инженерные сооружения или естественные преграды для ограничения анкерного пролета, а также в местах изменения числа, марок и сечений проводов линии электропередачи. Анкерная опора воспринимает нагрузку от разности тяжения проводов и тросов, направленную вдоль ЛЭП. Конструкция анкерных железобетонных опор ВЛ отличается повышенной прочностью. Это обеспечивается, в том числе, применением в опоре железобетонных стоек повышенной прочности.
• Угловые опоры рассчитаны на эксплуатацию в местах изменения направления трассы ВЛ, воспринимают результирующую нагрузку от тяжения проводов и тросов смежных межопорных пролетов. При небольших углах поворота (15 — 30°), где нагрузки невелики, применяют угловые промежуточные опоры. При углах поворота более 30° используют угловые анкерные опоры, которые имеют более прочную конструкцию и анкерное крепление проводов.
• Концевые опоры являются разновидностью анкерных и устанавливаются в конце и начале линии электропередачи, рассчитаны на нагрузку от одностороннего тяжения всех проводов и тросов.
• Специальные опоры применяются для выполнения специальных задач: транспозиционные — для изменения порядка расположения проводов на опорах; переходные — для перехода линии электропередачи через инжен