Определение места повреждения

Проведение периодических осмотров, профилактических измерений и испытаний не гарантирует безотказной работы ВЛ. В практической эксплуатации всегда имеют место случайные повреждения ВЛ: одно­фазные и многофазные замыкания, обрывы проводов и другие повреж­дения. Одной из важных задач эксплуатации ВЛ является быстрое опре­деление места повреждения и проведение ремонтно-восстановительных работ. При большой протяженности и разветвленности распределитель­ных сетей указанная задача может эффективно решаться только при использовании специальных технических средств, определяющих по­врежденную линию и расстояние до места повреждения.

Технические средства для определения места повреждения (ОМП) широко используются при эксплуатации ВЛ всех классов напряжений. В зависимости от класса напряжения средства ОМП можно разделить на два вида: средства ОМП в сетях с большими токами замыкания на землю (110-220 кВ) и средства ОМП в сетях с малыми токами замыка­ния на землю (6…35 кВ).

Линии электрических сетей с большими токами замыкания на землю характеризуются достаточно большой протяженностью. Ме­тоды и средства ОМП здесь основаны на измерении и запоминании параметров аварийного режима (токов и напряжений прямой, обрат­ной и нулевой последовательности) и вычислении расстояния до мест повреждения. В таких сетях используются, как правило, двусторонние методы, основанные на фиксации токов и напряжений по концам ВЛ.

Для измерения и запоминания токов и напряжений используются полупроводниковые и микропроцессорные фиксирующие приборы. По сравнению с полупроводниковыми, микропроцессорные фиксирующие приборы позволяют реализовать более сложные алгоритмы ОМП, бо­лее приспособлены к перепрограммированию при изменении парамет­ров сети, более точные. Опыт эксплуатации микропроцессорных при­боров ОМП показал, что погрешность определения расстояния до места повреждения не превышает 5 %.

При повреждении на контролируемой линии средства ОМП осу­ществляют в темпе процесса лишь функции измерения и запоминания токов и напряжений аварийного режима. Обработка результатов изме­рения выполняется уже после отключения линии релейной защитой.

Пусть в некоторой точке линии, соединяющей подстанции 1 и 2, (рис. 7.1), происходит повреждение, например однофазное короткое замыкание. Индикаторы, установленные по концам линии, фиксируют в аварийном режиме токи и напряжения

Рис. 7.1. Напряжения и токи в линии в момент повреждения

. Параметры аварийного ре­жима связаны соотношениями

U₁+I₁z_x=U_x;

U₂+I₂(z-z_x)=U_x, (7.2)

где U₁, U₂ и U_x — напряжения нулевой последовательности по концам
линии и в месте повреждения;

I₁, I₂ — токи нулевой последовательности по концам линии;

z, z_x — сопротивления нулевой последовательности линии и уча­стка до места повреждения.

Приравнивая левые части выражений (7.2), получим

. (7.3)

Поделив правую и левую части последнего выражения на удель­ное сопротивление проводов линии z_о, получим искомое расстояние до места повреждения:

(7.4)

Параметры линии z и z_o вводятся с клавиатуры устройства при его установке. Величина L_x в километрах выдается на дисплей устройства. Возможность исключения из расчетных выражений напряжения U_x показывает независимость результата ОМП от сопротивления в месте повреждения.

Существенной особенностью структуры распределительных сетей 6…35 кВ является их разветвленность. Расстояния до мест многофаз­ных замыканий в этих сетях определяются средствами ОМП, установ­ленными на питающих подстанциях (односторонние средства ОМП). Однако даже высокая точность этих средств не позволяет указать ме­сто повреждения вследствие разветвленности сетей.

На рис. 7.2 показана разветвленная электрическая сеть. После от­ключения повреждения выключателем Q и определения расстояния до места повреждения возникает задача определения аварийного участка разветвленной сети, поскольку повреждения в точках К1, К2 или К3 являются равноудаленными от питающей подстанции.

Рис. 7.2. Расстановка указателей поврежденного участка в разветвленной сети

Для ориентирования при поиске места повреждения в местах раз­ветвления сети устанавливаются указатели поврежденного участка, фиксирующие факт протекания тока короткого замыкания. По поло­жениям указателей 1, 2 и 3 эксплуатационный персонал правильно определяет направление поиска места повреждения. В частности, при замыкании в точке К1 факт протекания тока короткого замыкания бу­дет зафиксирован только указателем 1.

В электрических сетях с изолированной нейтралью (6…35 кВ) ток однофазного замыкания на землю имеет емкостной характер, а по ве­личине значительно (на один-два порядка) меньше тока нагрузки. Ма­лая величина токов замыкания на землю исключает возможность при­менения рассмотренных выше методов и средств ОМП.

В соответствии с [1] допускается работа сети с заземленной фазой до устранения повреждения; при этом эксплуатационный персонал обязан отыскать и устранить повреждение в кратчайший срок. Оты­скание места однофазных замыканий на землю осуществляется с по­мощью переносных приборов, измеряющих вблизи ВЛ уровень маг­нитного поля токов нулевой последовательности.

Принцип определения места замыкания на землю в разветвленной сети иллюстрируется схемой (рис. 7.3), состоящей из линий W₁, W₂, W₃ и W₄. При замыкании в точке К через место повреждения протекают емкостные токи нулевой последовательности, замыкающиеся через распределенные емкости линий, представленные на рис. 7.3 сосредо­точенными емкостями С₁, С₂, C₃, C₄ и С₄^’. Распределение этих токов в линиях сети показано эпюрами токов.

Рис. 7.3. Схема сети и эпюры показаний переносного прибора
в различных ее участках

Величины токов, растекающихся по линии W₄ влево (I₀₄’) и вправо (I₀₄”) от места замыкания, пропорциональны суммарным емкостям на землю:

I₀₄’=k(C₄’+C₁+C₂+C₃);

I₀₄”=k(C₄”), (7.5)

где k — коэффициент пропорциональности.

Наибольший уровень емкостных токов нулевой последовательно­сти имеет место в поврежденной линии до места замыкания, после которого уровень этих токов резко уменьшается.

Применение переносных приборов, реагирующих на магнитные поля основной частоты (50 Гц), затруднено вследствие значительного влияния на измерения рабочих токов линий. Поэтому при поиске мест замыканий на землю используют приборы, реагирующие на высшие гармонические составляющие магнитного поля токов нулевой после­довательности. В этом случае влияние токов нагрузки на результаты измерения существенно меньше.

Борьба с гололедом

Гололедно-изморозевые отложения на проводах и тросах ВЛ про­исходят при температуре воздуха около -5°С и скорости ветра 5…10 м/с. Полная масса гололедно-изморосевых отложений приводится к форме полого цилиндра льда с толщиной стенки, равной b (рис. 7.4).

По толщине стенки гололеда при повторяемости 1 раз в 25 лет территория страны делится на 8 районов:

• I район b =10 мм;

• II район b =15 мм;

• III район b =20 мм;

• IV район b =25 мм;

• V район b =30 мм;

• VI район b =35 мм;

• VII район b =40 мм;

• особый b ≥45 мм.

Рис. 7.4. Идеализированное представление гололеда на проводах

Карты районирования страны приводятся в [2].

Гололед обуславливает дополнительные механические нагрузки на все элементы ВЛ. При значительных гололедных отложениях воз­можны обрывы проводов, тросов, разрушения арматуры, изоляторов и даже опор ВЛ. Гололед может откладываться по фазным проводам достаточно неравномерно. Стрелы провеса проводов с гололедом и без гололеда могут отличаться на несколько метров. Такая разрегулировка стрел провеса, а также неодновременный сброс гололеда при его тая­нии, вызывающий «подскок» отдельных проводов, могут привести к перекрытию воздушной изоляции. Гололед является одной из причин «пляски» проводов, способной привести к их схлестыванию.

На небольших участках ВЛ производится, как правило, механиче­ское удаление гололеда. Для этой цели используются шесты, веревки и другие подручные средства. При механическом удалении гололеда без отключения ВЛ должны использоваться шесты из бакелита, стекло­пластика и другого изоляционного материала.

Основным методом борьбы с гололедом при эксплуатации протя­женных ВЛ является его плавка за счет нагревания проводов протекаю­щим по ним током. Существует достаточно большое количество схем плавки гололеда, определяемых схемой электрической сети, нагрузкой потребителей, возможностью отключения линий и другими факторами.

Схема плавки гололеда переменным током искусственного корот­кого замыкания показана на рис. 7.5,а. ВЛ одним концом подключается к источнику питания, которым, как правило, служат шины 6–10 кВ подстанций или отдельный транс­форматор, провода на другом конце ВЛ замыкаются. Напряжение и мощность источника выбираются таким образом, чтобы обеспечить протекание по проводам ВЛ тока в 1,5…2 раза превышающего дли­тельно допустимый ток [12, 21]. Такое превышение допустимого дли­тельного тока оправдано кратковременностью процесса плавки (~1 ч), а также более интенсивным охлаждением провода в зимний период. Следует помнить, что допустимые длительные токи приводятся в справочной литературе для температуры воздуха 25°С.

Рис. 7.5. Принципиальные схемы плавки гололеда переменным (а)
и выпрямленным (б) током

Ориентировочные величины токов при различной продолжитель­ности плавки гололеда переменным током приведены в табл. 7.3, в последнем столбце которой указан ток, предупреждающий образова­ние гололеда на проводах.

Таблица 7.3

Марка провода	Ток плавки, А, при продолжительности, мин	Ток предупр., А
АС 50
АС 70
АС 95
АС 120
АС 150
АС 185
АС 240

Для ВЛ напряжением 220 кВ и выше с проводами сечений 240 мм² и более плавка гололеда переменным током требует очень больших мощностей источника питания (десятки МВ^.А). Для параметров про­водов ВЛ такого класса справедливо соотношение R<<X. Полная мощность источника увеличивается за счет большой и бесполезной для плавки гололеда реактивной нагрузки. На таких ВЛ плавка голо­леда осуществляется выпрямленным током [12].

Принципиальная схема плавки гололеда выпрямленным током показана на рис. 7.5,б. Выпрямитель UZ подключается к шинам 6–10 кВ подстанций или отдельному трансформатору. Используются, как правило, две схемы плавки гололеда выпрямленным током: «фаза — фаза» и «фаза — две фазы».

Параметры выпускаемых отечественной промышленностью нере­гулируемых выпрямительных блоков, подключаемых к переменному напряжению 10 кВ:

• выпрямленное напряжение 14 кВ;

• выпрямленный ток 1200 А;

• мощность на выходе 16800 кВт.

Для получения большей мощности выпрямительные блоки можно включать последовательно или параллельно.

ОАО НИИПТ разработана на базе управляемого трехфазного мос­тового выпрямителя установка для плавки гололеда, подключаемая к серийному силовому трансформатору или шинам соответствующего напряжения (до 35 кВ). В отличие от нерегулируемых выпрямитель­ных блоков эта установка позволяет при плавке гололеда плавно изме­нять выходные параметры в диапазоне:

• выпрямленное напряжение 0…50 кВ;

• выпрямленный ток 0…1200 А;

• мощность на выходе 0…60000 кВт.

Эксплуатационный персонал ВЛ должен контролировать процесс го­лоледообразования и обеспечивать своевременное включение схем плавки гололеда. ВЛ, на которых производится плавка гололеда, должны быть оснащены сигнализаторами гололеда, работоспособность которых должна проверяться ежегодно перед наступлением зимнего периода.

Следует отметить, что плавка гололеда должна проводиться в рай­онах интенсивного гололедообразования (b > 20 мм) с частой пляской проводов. В других случаях применение плавки гололеда должно обосновываться технико-экономическими расчетами.

Ремонт воздушных линий

При ремонтах ВЛ выполняется комплекс мероприятий, направ­ленных на поддержание или восстановление первоначальных эксплуа­тационных характеристик ВЛ путем ремонта или замены отдельных ее элементов.

Для ВЛ напряжением до 10 кВ структура ремонтного цикла пред­ствляет собой чередование текущего и капитального ремонтов: Т-К-Т-К... Продолжительность ремонтного цикла для ВЛ на деревянных опорах со­ставляет 5 лет, на железобетонных опорах — 10 лет.

Для ВЛ напряжением 35 кВ и выше предусматриваются только капитальные ремонты с периодичностью:

• не реже 1 раза в 5 лет для ВЛ на деревянных опорах;

• не реже 1 раза в 10 лет для ВЛ на железобетонных и металличе­ских опорах.

Перечень работ, относящихся к текущим и капитальным ремонтам ВЛ, устанавливается типовыми инструкциями по эксплуатации ВЛ [21].

Объем ремонтных работ определяется по результатам предшест­вующих осмотров, испытаний и измерений. Поэтому для планирова­ния ремонтов ВЛ ведется следующая эксплуатационно-техническая документация:

• паспорта ВЛ;

• листки осмотров;

• ведомости проверки загнивания деревянных опор;

• ведомости проверки линейной изоляции;

• ведомости измерений габаритов и стрел провеса проводов
и тросов;

• ведомости измерений сопротивлений заземляющих устройств;

• журналы неисправностей ВЛ;

• журналы учета работ на ВЛ и другие документы.

На основании этих документов составляется многолетний график работ, в котором указывается перечень всех ВЛ и годы их вывода в ремонт в соответствии с техническим состоянием. На основании многолетнего графика составляются годовые графики работ.

По форме организации капитальный ремонт ВЛ может выпол­няться децентрализованно, централизованно и по смешанной форме. При децентрализованной форме ремонт выполняется силами предпри­ятия, эксплуатирующего ВЛ.

Наиболее прогрессивной формой капитального ремонта ВЛ явля­ется централизованный ремонт, выполняемый по договору подряда строительно-монтажной организацией, специализирующейся на строи­тельстве ВЛ. Бригады централизованного ремонта могут быть ком­плексными, выполняющими все виды ремонтных работ, или специали­зированными, выполняющими определенные виды работ, например замену опор.

Основными преимуществами централизованного ремонта явля­ются высокое качество и сокращение сроков ремонтных работ. Это достигается высокой квалификацией персонала, использованием пере­довых методов организации и проведения работ, высокой степенью их механизации.

Законченные работы по капитальному ремонту ВЛ должны при­ниматься техническим руководителем предприятия, о чем делается отметка в плане-графике работ. Все работы, произведенные на ВЛ, должны оформляться соответствующими актами с указанием объема выполненных работ, даты выполнения, фамилии производителя работ.

В паспорте ВЛ должны отражаться все основные выполненные работы (замена опор, проводов, изоляторов) и изменение характери­стик ВЛ, например появление новых пересечений.

Глава8. Эксплуатация кабельных линий
электропередачи

Осмотр кабельных линий

При техническом обслуживании кабельных линий (КЛ) периоди­чески проводят их осмотры с целью визуального обнаружения неис­правностей и дефектов.

КЛ на напряжение до 35 кВ, проложенные открыто, должны ос­матриваться не реже 1 раза в 6 месяцев; проложенные в земле — не реже 1 раза в 3 месяца. Не реже 1 раза в 6 месяцев выборочные осмотры КЛ должны про­водиться административно-техническим персоналом.

Внеочередные осмотры КЛ должны проводиться в период павод­ков и после ливневых дождей, когда возможны сдвиги почвы и попа­дание грунтовых вод в подземные кабельные сооружения, а также по­сле отключения КЛ релейной защитой.

При осмотрах трасс КЛ, проложенных в земле, проверяется нали­чие знаков привязки линии к постоянным ориентирам (или пикетов на незастроенной территории), обозначающих трассу. На трассе КЛ не должно быть вспучивания или проседания грунта, не должно произво­диться каких-либо работ, раскопок, складирования строительных ма­териалов, свалок мусора.

Правилами охраны электрических сетей для КЛ, проложенной в земле, устанавливается охранная зона в размере 1 м с каждой сто­роны от крайних кабелей. Любые работы в охранной зоне КЛ должны выполняться с разрешения и под наблюдением организации, эксплуа­тирующей КЛ.

В местах выхода кабеля из земли, например на стену здания или опору ВЛ, должна быть защита кабеля от механических повреждений.

Осмотры КЛ, проложенных в кабельных сооружениях (тоннелях, эстакадах и других), должны проводить два человека. В первую оче­редь проверяется с помощью газоанализатора отсутствие в кабельных сооружениях газов, состояние освещения и вентиляции.

Проверяется общее состояние кабельных сооружений, наличие средств пожаротушения, отсутствие посторонних предметов. Все ме­таллические конструкции кабельных сооружений должны быть по­крыты негорючим антикоррозийным составом.

Кабельные туннели должны быть оборудованы средствами для от­вода ливневых и почвенных вод. Эти средства должны находиться в исправном состоянии.

По температуре внутри кабельных сооружений косвенно контро­лируется тепловой режим кабелей. Температура воздуха внутри со­оружений должна превышать температуру наружного воздуха не более чем на 10°С.

На открыто проложенных кабелях должны быть стойкие к воздей­ствию окружающей среды бирки, прикрепляемые в начале и конце кабеля и через 50 м. На этих бирках указываются: марка и сечение ка­беля, напряжение, номер или другое условное обозначение линии. На бирках муфт должны быть отмечены номер муфты и дата ее монтажа.

Проверяется состояние антикоррозийного покрова металлических оболочек кабелей, расстояния между кабелями, состояние соедини­тельных и концевых кабельных муфт, отсутствие следов вытекания масла или кабельной мастики.

Все замеченные при осмотрах дефекты и неисправности КЛ зано­сятся в листок осмотра. Эти дефекты и неисправности в зависимости от их характера устраняются при текущем техническом обслуживании. Повреждения аварийного характера должны быть устранены немед­ленно.