Эксплуатируемые организациями электроустановки должны время от времени подвергаться профессиональному осмотру, итогом которого является формирование специального акта.

ФАЙЛЫ

Основные правила осмотра электроустановок

Обычно порядок осмотра электроустановок прописывается в локальной документации организации. Таким образом, эта процедура всегда индивидуальна, но есть и общие принципы ее проведения.

Для начала на предприятии выпускается приказ от лица директора, в котором назначается комиссия, прописываются ее цели и задачи. Затем избранные лица в указанное время проводят осмотр оборудования и по его результатам составляют специальный акт.

Акт осмотра выступает в роли отчетного бланка, на основе которого проводятся все дальнейшие действия в отношении осмотренных электроустановок.

Создание комиссии

Как уже было сказано выше, к осмотру электроустановок привлекается специальная комиссия. В ее состав входят работники из разных структурных подразделений организации, в том числе имеющие специальное образование и нужную квалификацию: электрик, инженер по охране труда и, по необходимости – к примеру, юрист или бухгалтер.

Учитывая, что речь идет об электроустановках, к осмотру могут быть привлечены и эксперты из сторонних компаний.

Для чего составляют акт осмотра электроустановки

Формирование данного акта необходимо для решения сразу нескольких задач:

1. в нем фиксируются все видимые неисправности, дефекты и повреждения электроустановки;
2. осуществляется контроль на предмет ее комплектации и пригодности в дальнейшей работе;
3. проверяется, насколько оборудование отвечает сопроводительной документации, в том числе техническому паспорту и т.д.;
4. устанавливается, соответствует ли электроустановка нормам электро- и пожарной безопасности, а также прочим правилам охраны труда, принятым на предприятии.

Периодичность проверок

Частота осмотра электроустановок определяется в индивидуальном порядке. Они могут проводиться единовременно, но чаще, все же делаются на регулярной основе.

Систематичность осмотров дает возможность предотвратить поломки и сбои в текущих производственных работах, а значит и избежать финансовых потерь.

Что делать, если в ходе осмотра обнаружены неисправности или дефекты

Даже при часто проводимых проверках неисправности исключать нельзя. В этом случае комиссия, производящая осмотр, должна дать заключение о том, что обследуемая электроустановка не годится для дальнейшей эксплуатации.

В акт вносится подробное описание оборудования, степень износа или характеристика повреждения, предварительная стоимость ремонта и его срок.

Если же электроустановка признается неисправной настолько, что ее ремонт невозможен, то на основе этого акта в дальнейшем бухгалтерия проводит ее списание.

Форма документа

Еще до 2013 года представители предприятий и организаций обязаны были использовать унифицированные формы актов. На сегодняшний день эта норма отменена, поэтому сейчас работники компаний могут смело формировать акты в произвольном виде. Исключение составляют те случаи, когда внутри фирмы есть собственный шаблон документа, утвержденный в ее учетной политике – тогда акт нужно создавать по этому стандарту.

Оформление акта осмотра электроустановки

Также как к формату акта, к его оформлению никаких строгих критериев не предъявляется. То есть данный акт можно заполнять в компьютере или писать собственноручно.

Только одно условие при этом нужно соблюсти: если акт делается в электронном виде, его надо будет распечатать. Это необходимо для того, чтобы участники комиссии, участвующие в его составлении, имели возможность под ним расписаться.

Заверять акт при помощи печати необязательно (она нужна только тогда, когда ее применение является указанием со стороны руководства фирмы).

Для распечатывания подойдет как фирменный бланк (с указанными на нем реквизитами и логотипом), так и обыкновенный лист бумаги.

Как и где фиксировать информацию о документе

Любые бланки, формируемые в организации (приказы, акты, служебные и докладные записки, договоры, счета и т.д.), должны быть зарегистрированы специальным образом.

Обычно для этого применяются журналы учета, которые ведутся по каждому наименованию документов отдельно. Должен такой журнал вестись и в отношении актов осмотра оборудования – сюда вписывается название документа, его номер и дата составления.

Хранение акта

В отношении данного акта применяются общие правила хранения. Для начала заполненный и подписанный акт нужно вложить в отдельный файл или папку, в которой содержатся все ранее сформированные подобные документы. Здесь он должен находиться период времени, обозначенный в законодательстве или прописанный в локальной документации компании.

По прошествии этого срока (но не ранее), бланк акта следует отправить в архив или утилизировать по установленному регламенту.

Образец акта осмотра электроустановки

Если перед вами встала задача по формированию акта осмотра электроустановки, с которым вы прежде дела не имели, рекомендуем посмотреть приведенный ниже пример – на его основе вы сможете сформировать собственный бланк.

Вначале акта напишите:

• название организации;
• наименование документа;
• номер, место (населенный пункт) и дату его составления.

После этого переходите к основной части. Здесь укажите:

• объект, в котором находятся электроустановки, а также адрес, по которому он расположен;
• состав комиссии: должности и ФИО сотрудников организации и прочих присутствующих при осмотре лиц;
• информацию о самих электроустановках: их название, тип, номер, год изготовления, срок эксплуатации и прочие идентификационные параметры;
• результаты осмотра. А именно, если в ходе мероприятия были установлены какие-то повреждения или найдены неисправности, это нужно обязательно отразить в акте. Если все в норме, в акте это следует также отметить.

В конце комиссия выносит свой вердикт, и каждый из ее членов удостоверяет документ при помощи своей подписи.

Страница 1 из 2

Осотов В. Н., Абрамов А. Б., Быков А. В.

Нормативный (расчетный) срок службы воздушных линий электропередачи (ВЛ) 35 - 220 кВ существенно превышает нормативный срок службы других видов электрооборудования. Элементы ВЛ в течение всего срока эксплуатации подвергаются коррозионному воздействию окружающей среды, приводящему к постепенному снижению их прочностных характеристик, а также динамическим воздействиям, вызывающим возникновение усталостных явлений, способствующих ускоренному старению этих элементов. Нормативный срок службы ВЛ с той или иной степенью точности определяется исходя из усредненных значений этих воздействий при условии строгого соблюдения регламента эксплуатационных работ, предписанных нормативно-техническими документами (НТД), например . Поскольку для каждой конкретной ВЛ реальные воздействия отличаются от расчетных, то естественно, что по истечении расчетного срока службы состояние (остаточный ресурс работоспособности) различных ВЛ будет различным. Поэтому для оценки истинного состояния ВЛ необходимо проведение комплекса диагностических процедур.
Диагностические работы по отдельным элементам и ВЛ в целом, регламентированные , как правило, достаточны для оценки текущего состояния ВЛ. Для прогнозирования остаточного срока службы ВЛ необходимо как применение дополнительных методов исследований, так и специальных алгоритмов анализа уже имеющейся информации .
В Свердловской энергосистеме силами базового участка по диагностике силового электрооборудования ЦИДН Свердловэлектроремонта и предприятиями электрических сетей в течение ряда лет ведется обследование состояния ВЛ 110-220 кВ со сроком службы более 40 лет. Как правило, обследуются участки ВЛ, расположенные в неблагоприятных эксплуатационных условиях. Хотя обследованные участки ВЛ имеют различное конструктивное исполнение, многие закономерности износа элементов ВЛ имеют общий характер. Далее, в качестве примера приводятся результаты обследования опор ВЛ 220 кВ после 40 - 44 лет эксплуатации (опоры типа “Рюмка”, болотистая местность).

Доля общего числа
Вид дефекта
опор,%
Элементы нижней части опор покрыты
наносами (грунт, мох и др.)
Коррозия элементов в нижней части 24
опор (до 25% сечения)
Трещины и разрушение сварных швов Нет
Коррозионное разрушение нижних эле-
ментов, залитых водой
Полный коррозионный износ заземляющих спусков (вырываются рукой) 15
Полное разрушение лакокрасочного покрытия 44

Опасный коррозионный износ нижних элементов опор, представляющий непосредственную угрозу работоспособности опоры в целом, обнаружен только на опорах, нижняя часть которых длительное время находилась под водой из-за изменения гидрологической обстановки на трассе по сравнению с первоначальной на момент строительства ВЛ. Существенный коррозионный износ нижних элементов опор, приближающийся к предельно допустимому , обнаружен только на тех опорах, где эти элементы за длительный период эксплуатации покрылись слоем наносов (земля, мох, дерн и т.п.). Характерным видом коррозии в этом случае является местная коррозия в виде питтингов на глубину 2-3 мм, уменьшающая площадь поперечного сечения этих элементов на 20% и более. Ускоренному образованию наносов способствует плохая вентиляция приземного слоя около опоры из-за наличия высокой травы и поросли. Представление о зависимости коррозии элементов нижней части опор от наличия наносов и условий естественной вентиляции в приземной зоне дает табл. 1.
Сплошная равномерная коррозия элементов опор выше приземного слоя незначительна (1 - 3%) и практически не зависит от защитных свойств оставшегося лакокрасочного покрытия (за последние 15-20 лет первоначальное лакокрасочное покрытие не восстанавливалось).
Язвенная коррозия металла встречается только на опорах, где не сохранилось лакокрасочное покрытие. В основном язвенной коррозии подвержены внутренние поверхности уголков решетки, где глубина язв составляет 0,1 -0,4 мм, а язвы занимают от 10 до 40% площади поверхности уголков решетки. Язвенная коррозия поясов опор выражена гораздо слабее.
При осмотре опор не выявлено трещин и обрывов элементов решетки из-за развития щелевой коррозии.

Таблица 1
Зависимость коррозии элементов нижней части опор от наличия наносов и условий естественной вентиляции в приземной зоне опор

При проверке прочности сварных соединений, где обнаружены следы щелевой коррозии, ударами молотка образования трещин не наблюдалось и узлы не разрушались.
На всех обследованных ВЛ коррозионный износ грозозащитного троса достиг аварийного уровня, что регулярно приводит к его обрывам. В ряде случаев это вызвало опасную деформацию нескольких опор, что потребовало их замены. Поэтому на этих ВЛ грозозащитный трос демонтирован в плановом порядке, хотя это и приводит к увеличению числа отключений ВЛ в грозовой период.
Наиболее сложной задачей при обследовании ВЛ является оценка состояния коррозионного износа металлоконструкций, расположенных под землей (U-образные болты, контуры заземления, металлические подножники опор). Абсолютный метод контроля - откопка и визуальный осмотр этих элементов, требует значительных трудозатрат и оправдан только в тех случаях, когда имеются косвенные доказательства опасной коррозии этих элементов. К основным факторам, определяющим коррозионную ситуацию на конкретном участке ВЛ, можно отнести:
значение удельного электрического сопротивления грунта в зоне расположения металлоконструкций;
значение и распределение естественного потенциала металлоконструкций в грунте;
значение и распределение градиентов электрического поля коррозионных и блуждающих токов;
значение наведенных токов, стекающих с металлоконструкций в землю.
Для выявления опор, где наиболее вероятны коррозионный износ подземных металлоконструкций, проводились следующие работы:
изучение проектной документации на ВЛ (распределение грунтов по удельному сопротивлению, характеристика трассы, конструкции анкерных устройств, заземляющих контуров и т.п.);
отбор проб грунта около опор и измерение удельного сопротивления его в лабораторных условиях;
измерение наведенных токов, стекающих по U- образным болтам и заземлению U-образных болтов;
измерение значения и определение характера изменения потенциалов U-образных болтов и градиентов электрического поля коррозионных и блуждающих токов;
бурение скважин около U-образных болтов (выборочно) и измерение потенциалов вдоль стенок скважины относительно U-образных болтов;

Таблица 2
Результаты полевых измерений и реального коррозионного состояния откопанных U-образных болтов, петель анкерных плит и контуров заземления опор (после 40 лет эксплуатации)

№ опоры	Удельное сопротив ление грунта, Ом-м	№ U-образ- ного болта	Значение потенциала конструкция - земля, мВ, среднее / максимальное, минимальное	Вероятность протекания через конструкцию блуждающих токов	Состояние U-образных болтов, петель анкерных плит и контуров заземления опор
				Маловероятно	Язвенных коррозионных поражений металла не обнаружено. Максимальный коррозионный износ 5 - 7%
				Вероятно	Заземляющий спуск прокорродировал и оторвался от контура заземления. Снижение площади поперечного сечения U-образных болтов из-за язвенной коррозии на 10 - 15%. Снижение площади поперечного сечения петель анкерных плит на 25 - 30%
				Большая вероятность	Заземляющий спуск прокорродировал и оторвался от контура заземления. Снижение площади поперечного сечения U-образных болтов на 20%
			5000/-400, -11 900		Заземляющий спуск прокорродировал и оторвался от контура заземления. Снижение площади поперечного сечения U-образных болтов на 25 - 30%
			3117/-70, -11 000
				Вероятно	Заземляющий спуск прокорродировал и оторвался от контура заземления. Снижение площади поперечного сечения U-образного болта № 1 на 25 - 30%, болта № 2 на 50%
				Большая вероятность

оценка результатов измерений и определение конкретных опор с наибольшей вероятностью на линия коррозионных повреждений подземных металлоконструкций; откопка U-образных болтов и оценка состояния их подземной части.

Своевременное обследование позволяет увеличить срок службы опор ВЛ (ЛЭП) и снизить издержки на ремонтные работы

Преимущества при заказе у нас:

1. Оперативный выезд на объект;
2. Предоставление отчета в сжатые сроки (2-4 дн.);
3. Диагностика текущего состояния конструкций - выдача рекомендаций по увеличению срока службы.

12 летний опыт работы и гарантия качества

Обследование опор высоковольтных линий (далее ВЛ) или их элементов производится заказчиком (владельцем ВЛ) своими силами или по договору с ним специализированными, проектными и научно-исследовательскими организациями. Обследование производится полностью всей ВЛ (или отдельных ее элементов) или выборочно в соответствии с требованиями действующих нормативных документов, подлежащих техническому перевооружению, реконструкции и модернизации.

1. Техническое перевооружение включает мероприятия по повышению технико-экономического уровня ВЛ, внедряемые на основе передовой техники и технологии, замены устаревших и физически изношенных конструкций и оборудования новыми, более совершенными. Техническое перевооружение выполняется, как правило, в пределах охранной зоны существующей ВЛ.

   К техническому перевооружению ВЛ относятся:

   • снос линии и сооружение взамен ее новой того же или более высокого класса напряжения в связи с физическим или моральным старением существующей ВЛ или необходимостью повышения ее пропускной способности;
   • перевод линии на более высокое напряжение (не предусмотренный проектом) для повышения ее пропускной способности;
   • замена воздушной линии (участка) кабельной в целях повышения надежности или снижения воздействия на окружающую среду;
   • подвеска вторых цепей или дополнительных проводов в фазе в целях повышения пропускной способности;
   • подвеска грозозащитных тросов на существующих опорах для повышения надежности;
   • сплошная замена проводов, грозозащитных тросов новыми большего сечения в целях повышения пропускной способности ВЛ, надежности проводов и тросов;
   • оборудование участков ВЛ устройствами защиты от влияния электрического поля для обеспечения безопасности обслуживания ВЛ на участках пересечения с ВЛ 330-1150 кВ;
   • оборудование опор устройствами защиты от птиц в целях обеспечения требований по охране окружающей среды и повышения надежности ВЛ.
   • устройство волоконно-оптической линии связи (ВОЛС), проходящей в зоне ВЛ.

2. Реконструкцией ВЛ называется их переустройство или внесение значительных изменений в их конструктивное исполнение.

   К реконструкции ВЛ относятся:

   • сплошная замена дефектных (неисправных) опор новыми (из того же или другого материала, другого типа) на участках ВЛ общей длиной более 15 % протяженности ВЛ или при общем количестве заменяемых опор более 30 % от установленных на ВЛ в целях повышения надежности ВЛ;
   • подставка опор в пролетах ВЛ или замена опор более прочными для повышения надежности ВЛ путем приведения ее характеристики к современным нормативным требованиям, содержащимся в ПУЭ, ПТЭ, а также учета действующих региональных карт и физических внешних нагрузок.

3. Модернизацией ВЛ называются мероприятия по повышению их технико-экономических показателей, улучшению условий эксплуатации, повышению надежности и безопасности обслуживания за счет замены или изменения конструкций оборудования, а также совершенствования отдельных узлов или элементов.

   К модернизации ВЛ относятся:

   • усиление опор (без их замены) путем установки ветровых связей, ригелей, замены отдельных элементов более прочными в целях приведения характеристики ВЛ к современным нормативным требованиям в соответствии с фактическими нагрузками;
   • замена дефектного провода (грозозащитного троса) новым той же или другой марки на участках ВЛ при их длине не более 15 % общей протяженности ВЛ в целях повышения надежности ВЛ;
   • замена изоляторов более надежными (при том же или увеличенном количестве изоляторов), подвеска дополнительных изоляторов или замена изоляторов нормального исполнения грязестойкими на участках ВЛ в целях повышения надежности;
   • замена распорок или другой линейной арматуры новыми более надежными типами на участках ВЛ для повышения надежности ВЛ.

Проведение обследования опор не требует от Заказчика особых затрат как времени, так и денежных средств, но впоследствии существенно экономит затраты на обслуживание ВЛ и устранение последствий аварий.

ООО «СевЗап НПЦ АрхиМет» выдает техническую документацию, в которой отражена процентная загрузка основных элементов опоры и фундаментов под опору ещё до момента основного проектирования, что позволяет определить возможность размещения ВОЛС. А так же разрабатывает варианты возможных технических решений, направленных на оптимизацию затрат Заказчика по размещению ВОЛС.

Техническое обслуживание воздушных линий электропередачи (ВЛ) включает проведение осмотров (различных видов), выполнение профилактических проверок и измерений, устранение мелких неисправностей.

Осмотры ВЛ подразделяются на периодические и внеочередные. В свою очередь периодические осмотры делятся на дневные, ночные, верховые и контрольные.

Дневные осмотры (основной вид осмотров) проводятся 1 раз в месяц. При этом состояние элементов ВЛ, в бинокль осматриваются верхние элементы линии. Ночные осмотры выполняют для проверки состояния контактных соединений и уличного освещения.

При проведении верховых осмотров ВЛ отключается и заземляется, проверяется крепление изоляторов и арматуры, состояние проводов, натяжение оттяжек и т. д. Ночные и верховые осмотры планируются по мере необходимости.

Контрольные осмотры отдельных участков линии осуществляет инженерно-технический персонал 1 раз в год с целью проверки качества работы электромонтеров, оценки состояния трассы, выполнения противоаварийных мероприятий.

Внеочередные осмотры проводятся после аварий, бурь, оползней, сильных морозов (ниже 40 о С) и других стихийных бедствий.

Перечень работ, проводимых при техническом обслуживании воздушных линий электропередачи включает:

проверку состояния трассы (наличие под проводами посторонних предметов и случайных строений, противопожарное состояние трассы, отклонение опор, перекосы элементов и др.);

оценку состояния проводов (наличие обрывов и оплавлений отдельных проволок, наличие набросов, величина стрелы провеса и др.);

осмотр опор и стоек (состояние опор, наличие плакатов, целостность заземления);

контроль состояния изоляторов, коммутационной аппаратуры, кабельных муфт на спусках, разрядников.

Проверка состояния трассы ВЛ

При осмотре трассы ВЛ электромонтер проверяет , просеку, разрывы.

Охранная зона L определяется прямыми 1 (рис. 1), отстоящими от проекции крайних проводов 2 на расстояние 1, которое зависит от номинального значения напряжения ВЛ (для ВЛ до 20 кВ включительно 1 = 10 м).

Рис. 1. Охранная зона

Просеки устраиваются при прохождении линии в лесных массивах и зеленых насаждениях. При этом ширина просеки (рис. 2) С = А+6м при h4м, где С - нормируемая ширина просеки, А - расстояние между крайними проводами, h - высота деревьев.

Рис. 2. Определение ширины просеки

В парках и заповедниках ширину просеки разрешается уменьшать, а в фруктовых садах при высоте деревьев до 4 м вырубка просеки необязательна.

Разрыв определяется расстоянием по горизонтали от крайних проводов линии при их наибольшем отклонении до ближайших выступающих частей здания или сооружения. Для ВЛ до 20 кВ разрыв должен быть не менее 2 м.

В охранной зоне запрещается размещение стогов сена и соломы, лесоматериалов и других горючих веществ, т. к. при воспламенении может произойти замыкание на землю. Вблизи проводов и опор запрещаются земляные работы, прокладка коммуникаций, дорог и т. д.

При прохождении ВЛ с деревянными опорами в местах, где возможны низовые пожары, вокруг каждой опоры в радиусе 2 м земля должна быть очищена от травы и кустарников или же применены железобетонные приставки.

Практика эксплуатации воздушных линий электропередачи показывает, что часто причиной аварий являются нарушения правил охраны линий и неправильные действия населения (набросы на провода посторонних предметов, влезания на опоры, запуск змеев, пользование в охранной зоне длинными жердями и т. п.). Аварийные ситуации могут возникнуть также при проезде автокранов, автовышек и другой техники высотой более 4,5 м под линиями электропередачи вне дорог.

При выполнении работ вблизи ВЛ с использованием механизмов расстояние от их выдвижных частей до проводов должно быть не менее 1,5 м. При пересечении дороги с ВЛ с обеих сторон устанавливаются сигнальные знаки с указанием допустимой высоты для транспорта с грузом.

Руководство организации, эксплуатирующей сети, должно проводить разъяснительную работу с производственным персоналом об особенностях работы вблизи воздушных линий электропередачи, а также среди населения о недопустимости нарушений правил охраны линий.

Проверка положения опор

При осмотре трассы ВЛ контролируется степень отклонения опор сверх допустимых норм от вертикального положения, вдоль и поперек линии. Причинами отклонения могут быть осадка грунта у основания опоры, неправильная установка ее, слабое крепление в местах сопряжения деталей, ослабление оттяжек и др. Наклон опоры создает дополнительное напряжение от собственного веса в опасных сечениях у земли и может привести к нарушению механической прочности.

Отклонение вертикальных частей опоры от нормального положения проверяют по отвесу (рис. 3) или с помощью геодезических приборов. Изменение положения горизонтальных частей проверяют на глаз (рис. 4) или с помощью теодолита.

Рис. 3. Определение положения опор

Рис. 4. Определение положения траверсы

При определении наклона по отвесу необходимо отойти от опоры на такое расстояние, чтобы нить отвеса проектировалась на вершине опоры. Наблюдая за нитью отвеса у поверхности земли, замечают какой-либо предмет. Замерив расстояние от него до оси основания опоры, определяют величину наклона. Более точные результаты при замерах получают с использованием специальных геодезических приборов.

Проверка состояния опор

При осмотрах железобетонных опор основное внимание должно быть уделено выявлению видимых дефектов. К таким дефектам относятся плохое сцепление арматуры с бетоном, односторонний сдвиг арматурного каркаса относительно оси ствола опоры.

В любом случае толщина защитной стенки бетона должна быть не менее 10 мм. Особенно тщательно обследуются трещины, так как при дальнейшей эксплуатации они приводят к коррозии арматуры и разрушению бетона преимущественно на уровне грунтовых вод. Для железобетонных опор допускается наличие не более 6 кольцевых трещин на один погонный метр шириной до 0,2 мм.

Следует иметь ввиду, что крен железобетонных опор вдоль и поперек линии способствует усилению трещинообразования, так как вследствие большого веса опоры вероятность перенапряжения ее увеличивается. Важна также правильная заделка опоры.

Плохая засыпка и трамбовка котлована способствует крену опоры, и она может сломаться. Поэтому в первый и второй годы после приемки в эксплуатацию особенно тщательно осматривают опоры и своевременно проводят их правку.

Механические повреждения железобетонных опор возможны при неправильной организации монтажных и восстановительных работ, а также при случайных наездах транспортных средств.

Главным недостатком деревянных опор является . Процесс разрушения дерева идет наиболее интенсивно при температуре порядка +20°С, влажности дерева 25 - 30 % и достаточном доступе кислорода. Наиболее быстро разрушаемые места - приставки у поверхности земли, стойки в торцевой части и в местах сочленения с пасынком и траверсой.

Основным средством борьбы с поражением древесины является пропитка материала опор антисептиками. При обслуживании воздушных линий электропередачи степень загнивания древесины деталей опор периодически контролируется. При этом определяются места загнивания и замеряется глубина распространения гнили.

В сухую и неморозную погоду опору простукивают для установления загнивания сердцевины. Чистый и звонкий звук характеризует здоровую древесину, глухой звук указывает на наличие загнивания.

Для проверки загнивания приставок их раскапывают на глубину 0,5 м. Величина загнивания определяется в наиболее опасных местах - на расстоянии 0,2 - 0,3 м ниже и выше уровня грунта. Измерения проводят прокалыванием деревянной опоры с фиксацией прилагаемого усилия. Опора считается здоровой, если на прокол первых слоев требуется приложить усилие, превышающее 300 Н.

Глубина загнивания определяется как среднее арифметическое трех измерений. Пораженный участок не должен превышать 5 см при диаметре опоры 20 - 25 см, 6 см при диаметре 25 - 30 см и 8 см при диаметре более 30 см.

В случае отсутствия прибора можно использовать обычный буравчик. В этом случае глубину загнивания определяют по внешнему виду стружки.

Для неразрушающего контроля наличия загнивания в деталях древесины опор в последнее время используется определитель загнивания. Этот прибор работает на принципе фиксации изменения ультразвуковых колебаний при прохождении через древесину. Индикатор прибора имеет три сектора - зеленый, желтый, красный, соответственно для определения отсутствия загнивания, незначительного и сильного загнивания.

В здоровой древесине колебания распространяются практически без затухания, а в пораженной части происходит частичное поглощение колебаний. Определитель состоит из излучателя и приемника, который прижимается к контролируемой древесине с противоположной стороны. С помощью определителя загнивания можно ориентировочно определить состояние древесины, в частности, для принятия решения о подъеме на опору для производства работ.

По завершению контроля, если делалось отверстие в древесине, оно закрывается антисептиком.

На ВЛ с деревянными опорами, кроме загнивания, может иметь место возгорание опор от действия токов утечки при загрязнениях и дефектах изоляторов.

Проверка проводов и тросов

После возникновения первых повреждений жил в проводе нагрузка на каждую из оставшихся возрастает, что ускоряет процесс их дальнейшего разрушения вплоть до обрыва.

При обрыве жил более 17 % общего сечения устанавливается ремонтная муфта или бандаж. Наложение бандажа в месте обрыва жил препятствует дальнейшему расплетению провода, однако при этом не восстанавливается механическая прочность.

Ремонтная муфта обеспечивает прочность до 90 % от прочности целого провода. При большем числе оборванных жил прибегают к установке соединителя.

Нормируют расстояние между проводами, а также между проводами и землей, проводами и любыми другими устройствами и сооружениями, находящимися в зоне трассы ВЛ. Так, расстояние от проводов до земли ВЛ 10 кВ должно быть 6 м (в труднодоступной местности - 5 м), до полотна шоссейной дороги - 7 м, до проводов связи и сигнализации - 2 м.

Замеры габаритов производятся при приемосдаточных испытаниях, а также в процессе эксплуатации при появлении новых пересечений и сооружений, при замене опор, изоляторов и арматуры.

Важной характеристикой, позволяющей контролировать изменение , является стрела провеса провода. Под стрелой провеса понимают расстояние по вертикали от наинизшей точки провеса провода в пролете до условной прямой линии, проходящей на уровне высоты подвеса провода.

Для измерения габаритов используются геодезические угломерные приборы, например, теодолит и штанги. Работа может выполняться под напряжением (используются изолирующие штанги) и со снятием напряжения.

При работе со штангой один из электромонтеров касается провода ВЛ концом штанги, другой замеряет расстояние до штанги. Проверка стрелы провеса может производиться путем глазомерного визирования. Для этого на двух смежных опорах закрепляются рейки.

Наблюдатель находится на одной из опор в таком положении, чтобы его глаза были на уровне рейки, вторая рейка перемещается по опоре до тех пор, пока низшая точка провисания не будет находиться на прямой, соединяющей обе визирные рейки.

Стрела провеса определяется как среднее арифметическое расстояние от точек подвеса проводов до каждой рейки. Габариты ВЛ должны удовлетворять требованиям ПУЭ. Фактическая стрела провеса не должна отличаться от проектной более чем на 5 %.

При измерениях учитывается температура окружающей среды. Фактические величины замеров приводятся к данным при температуре, обеспечивающей максимальное значение стрелы провеса, с помощью специальных таблиц. Измерение габаритов не рекомендуется проводить при ветре более 8 м/с.

Проверка состояния изоляторов

Анализ работы воздушных линий электропередачи показывает, что около 30 % повреждений ВЛ связано с отказами изоляторов . Причины выхода из строя разнообразны. Сравнительно часто имеет место перекрытие изоляторов во время грозы из-за потери электрической прочности нескольких элементов в гирлянде, при повышенных механических усилиях из-за гололеда и пляски проводов. Способствуют процессу загрязнения изоляторов плохие погодные условия. При перекрытии может происходить повреждение и даже разрушение изоляторов.

В процессе эксплуатации часто наблюдаются случаи появления кольцевых трещин на изоляторах из-за неправильной заделки и температурных перенапряжений от действия прямых солнечных лучей.

При внешнем осмотре проверяется состояние фарфора, наличие трещин, сколов, повреждений и загрязнений. Изоляторы признаются дефектными, если трещины, сколы занимают 25 % поверхности, оплавлена и обожжена глазурь, наблюдается стойкое загрязнение поверхности.

Для контроля исправности изоляторов разработаны достаточно простые и надежные методы.

Простейшим методом обнаружения пробитого изолятора является проверка наличия напряжения на каждом элементе гирлянды . Используется штанга длиной 2,5 - 3 м с металлическим наконечником в виде вилки. При проверке одним концом вилки касаются шапки одного изолятора, а другим соседнего. Если при отводе конца вилки от шапки искра не возникает - изолятор пробит. К этой работе допускаются специально обученные электромонтеры.

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.

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

Для крепления проводов и изоляторов используется различная арматура: скобы, серьги, ушки, коромысла и т. д. Основная причина повреждения арматуры - коррозия. При наличии в атмосфере агрессивных компонентов процесс коррозии ускоряется. Арматура может также разрушаться за счет сплавления при перекрытии гирлянды изоляторов.