Konserwacja ps. Utrzymanie sieci elektrycznych. Wykaz dokumentacji regulacyjno-technicznej wykorzystywanej w działalności TP

Wszystkie typy TP muszą być poddawane regularnym przeglądom podczas eksploatacji i konserwacji. Konserwacja wyposażenia elektrycznego podstacji transformatorowych (TS) może być wykonywana wyłącznie przez przeszkolonych personel techniczny. Przed rozpoczęciem pracy ustalana jest sprawność ze względów zdrowotnych. Wszyscy pracownicy obsługujący podstacje są zobowiązani do poddania się badaniom lekarskim, instruktażu oraz egzaminowi na znajomość standardów przy zatrudnianiu. Na podstawie wyników testu wiedzy pracownikowi przypisywana jest grupa poświadczeń bezpieczeństwa, która jest wpisywana w certyfikacie.

Konserwacja tp

Dziś, w epoce nowożytnej, pod presją szybkiego rozwoju wokół regionów królestwa, elektroenergetyka stoi przed wieloma wyzwaniami, do których zalicza się przestarzała infrastruktura, zwiększone oczekiwanie na niezawodność, redukcję kosztów, skuteczne eliminowanie niepewności i zmiany wymagań regulacyjnych, pierwszym zadaniem firmy zajmującej się dystrybucją energii elektrycznej w Maroku jest optymalizacja planowania utrzymania sieci dystrybucyjnej, minimalizacja kosztów eksploatacji systemu i zapewnienie, że system działa w najbardziej ekonomiczny sposób.

Zaświadczenie musi być zawsze przy nim pracownik. Badanie lekarskie przeprowadzane jest co dwa lata, a egzamin na znajomość zasad operacja techniczna i przepisów bezpieczeństwa co roku. Podczas naprawiania wszelkich naruszeń zaszczepionego PTE, PTB przeprowadzana jest niezaplanowana kontrola. Środki bezpieczeństwa w TP są pisane przez ludzkie życie! Personel administracyjno-techniczny utrzymania ruchu z grupą 5 i personel operacyjny z grupą 4. W przypadku masztu TS możliwa jest inspekcja personelu z grupą 3.

Duża presja na dostawców energii elektrycznej, aby poprawić niezawodność systemu i poprawić satysfakcję klientów, podczas gdy podobny nacisk kładzie się na redukcję kosztów. Te redukcje kosztów mają na celu zmniejszenie kosztów eksploatacji i konserwacji oraz zminimalizowanie inwestycji w nowe zakłady i sprzęt. Jednak obecna dystrybucja energii elektrycznej, pod wpływem szeregu ograniczeń technicznych i rygorystycznych wymogów regulacyjnych w celu zaspokojenia potrzeb, prowadzi do rozprzestrzeniania się narzędzia znaleźć nowe sposoby optymalizacji zarządzania usługami, podejmując wysiłki w celu maksymalizacji zysków poprzez zmniejszenie kosztów energii i eksploatacji przy zachowaniu ich niezawodności, rozwijanie bardziej wydajnych operacji przy niższych kosztach.

Podczas takiej kontroli nie można wyjść poza ogrodzenie i dostać się do komór wysokiego napięcia. rozdzielnice od 6 kV. Wszystkie czynności należy wykonywać od granic komory aż do ogrodzenia. Aby wejść do komory wymagana jest obecność innego pracownika z grupy 3 i wyższej. Jednocześnie od części przewodzących prąd musi pozostać odległość co najmniej siedemdziesięciu centymetrów. Rodzaje TP dyktują sposób przeprowadzania inspekcji. Do kompletne podstacje Inspekcja KTP jest możliwa tylko przez otwarte drzwi, a dla masztu MTP tylko z ziemi bez podnoszenia. Wszelkie prace podczas kontroli TP są zabronione!

Jednak opracowywanie strategii podejmowania świadomych decyzji w celu skutecznej poprawy niezawodności sprzętu i systemu przy jednoczesnym poszanowaniu ograniczeń, takich jak budżet Konserwacja, jest problem. W tym celu przeprowadzono studium przypadku wyposażenia systemów dystrybucji energii elektrycznej na rzecz holdingu w Maroku. Badanie to zostało przeprowadzone w Służbie Utrzymania Ruchu w Oujda, odpowiedzialnej za eksploatację i utrzymanie sieci dystrybucyjnych.

Obecnie na branżę elektroenergetyczną wpływa szereg czynników wpływających na rozwój biznesu: rosnące zapotrzebowanie na sieci, mniejsza redundancja systemów, ograniczenia eksploatacyjne ograniczające przerwy w świadczeniu usług, przychody związane z obecnością instalacji itp. wraz z ramami regulacyjnymi, które wymagają surowych wymogów technicznych, nakładających surowe kary za nieprzestrzeganie przepisów. W tych ramach dystrybucja energii elektrycznej, działalność w terenie służba publiczna przeszła znaczące zmiany organizacyjne w naszym kraju z reorganizacją świadczeń segmentowych zapewnianych przez państwo, gwaranta służby cywilnej.

Konserwacja KTP 10(6)/0,4 kV. W ramach technicznych utrzymanie KPT oznacza środki mające na celu ochronę podstacji transformatorowych, ich elementów i części przed przedwczesnym zużyciem.

Podczas serwisowania podstacja transformatorowa Wykonujemy następujące rodzaje prac:

Przeglądy regularne - 2 razy w roku;

Przeglądy nieplanowe podstacji transformatorowej - po klęskach żywiołowych, po każdym przypadku zadziałania wyłączników, przepalonych bezpieczników;

Sytuacja ta zmusza spółki dystrybucyjne do poszukiwania nowych sposobów optymalizacji gospodarowania posiadanym majątkiem rzeczowym, mających na celu efektywniejszy rozwój ich działalności tak, aby w sposób efektywny kosztowo sprostać stawianym wymaganiom. Jednak poprawa i modernizacja usług publicznych jest kluczowym priorytetem dla władz i jest odpowiedzią na oczekiwania i obawy obywateli. Operatorzy sieci elektroenergetycznych, zarówno prywatni, jak i publiczni, są zobowiązani do dostarczania energii elektrycznej użytkownikom, którzy zawsze o nią proszą.

Pomiar obciążenia prądowego na wejściach 0,4 kV transformatora mocy i linii odpływowych - 2 razy w roku;

Pomiar napięcia na oponach 0,4 kV - połączony z pomiarami obciążeń;

Czyszczenie izolacji urządzeń TP, urządzeń, zbiorników i armatury z kurzu i brudu - w miarę potrzeb;

Czyszczenie, smarowanie i dokręcanie połączeń stykowych - według potrzeb;

W tym celu sieci muszą być w stanie ewoluować zgodnie z potrzebami i wymaganiami technicznymi. Początkowo sieci zostały zaprojektowane w taki sposób, aby spełniały wymagania bezpieczeństwa w zakresie dostaw energii. Następnie troską operatorów poszło znaleźć kompromis między inwestycją a kontrolą ograniczeń technicznych.

Koszt utrzymania stacji transformatorowych

Głównym celem każdego zakładu energetycznego jest planowanie, eksploatacja, konserwacja i wdrażanie rozbudowy obiektu, aby klienci otrzymywali niezawodne usługi elektryczne przy możliwie najniższych kosztach. Podstacje rozdzielcze w marokańskiej sieci rozdzielczej.

Smarowanie przegubów i powierzchni trących sprzętu - według potrzeb;

Aktualizacja i wymiana napisów dyspozytorskich, schematów mnemonicznych, tablic ostrzegawczych i znaków bezpieczeństwa w rozdzielnicy 0,4-10 kV - wg potrzeb;

Eliminacja niewspółosiowości mechanizmów napędowych i części stykowej przełączników - wg potrzeb;

Jako duże przedsiębiorstwo państwowe dominuje w ważnym sektorze gospodarki. Wyposażenie podstacji jest ważnym elementem systemu elektroenergetycznego. Konserwacja, dostępność i niezawodność są ściśle związane z zapewnieniem takiego poziomu usług, aby zapewnić akceptowalny poziom niezawodności podstacji. Jeśli konserwacja nie może wykryć i naprawić problemu w odpowiednim czasie, nastąpi katastrofalna awaria, skutkująca ogromnymi uszkodzeniami i przerwami w dostawie prądu.

Cięcie krzewów w strefie chronionej TP, przycinanie - w razie potrzeby;

Pomiar poziomu prądu zwarciowego lub rezystancji obwodu „zero faza” linii odpływowych 0,4 kV – w miarę potrzeb, ale nie rzadziej niż 1 raz na 6 lat;

Pomiar rezystancji izolacji rozdzielnic 6-20 kV i 0,4 kV - podczas remontu stacji transformatorowych, ale nie rzadziej niż 1 raz na 6 lat;

Pomiar rezystancji uziemienia - podczas remontu stacji transformatorowej raz na 6 lat.

Jak pokazano na rysunku, główne elementy podstacji rozdzielczej to. Przełącznik obciążenia otwierającego można otwierać i zamykać przy normalnym prądzie obciążenia, bez obciążenia bez obciążenia. Izolator szklany lub ceramiczny. Zapewnia monitorowanie i sterowanie transformatorem i zasilaczem.

Prowadzenie dokumentacji technicznej do obsługi i naprawy tp

Ten system operacyjny konsoliduje dane systemu elektroenergetycznego wymagane przez operatorów systemów i planistów sieci, dostarczając rzetelnych informacji o aktualnym stanie systemu elektroenergetycznego w czasie rzeczywistym. Racjonalność systemu stacji. Wspiera przemysł elektroenergetyczny wysoki poziom niezawodność systemu, ponieważ w przypadku przerwy w dostawie energii do odbiorców, nawet na krótki okres, skutki mogą być różne, od drobnych niedogodności do dużych strat ekonomicznych, aż do zagrożenia życia ludzkiego.

Zasady eksploatacji technicznej instalacji elektrycznych odbiorców przewidują okresowe kontrole, kontrole i pomiary rezystancji izolacji przewodów elektrycznych w terminach ustalonych w przedsiębiorstwach w zależności od warunków pracy.

Podczas przeglądów paneli, zespołów i szaf sprawdzają, czyszczą i dokręcają połączenia stykowe urządzeń sterujących, sprawdzają stan połączeń stykowych w miejscu podłączenia kabla, zakończenia oraz obecność w nich masy kablowej, stan pancerz, izolacja i uziemienie kabla. W razie potrzeby masa kabla jest dodawana do lejków, przywieszki są wymieniane, lejki i metal pancerza kabla są malowane. Zwrócono uwagę na stan uziemienia korpusu osłony. W przypadku znalezienia uszkodzonych izolatorów lub szczęk bezpiecznikowych, są one wymieniane na nowe.

Niezawodność zapewniana każdemu konsumentowi zależy od lokalizacji i lokalizacji w systemie. Obecnie w sieciach elektroenergetycznych istnieje tendencja do odkładania kosztów rozbudowy i usprawnień tak długo, jak to możliwe. Ten trend powoduje, że urządzenia pracują w trudniejszych warunkach. Zwykle, gdy sprzęt pracuje w coraz cięższych warunkach i starzeje się, większą uwagę zwraca się na konserwację. Ta uwaga może być w formie pracy lub inteligentniejsza.

Czynności konserwacyjne można sklasyfikować jako konserwację naprawczą lub zapobiegawczą. Zazwyczaj konserwacja naprawcza dotyczy obserwowalnych problemów, podczas gdy konserwacja zapobiegawcza przewiduje problemy i inicjuje działania, zanim problemy zostaną wykryte. Metody niezawodności można stosować zarówno do konserwacji naprawczej, jak i zapobiegawczej. Dziś nie da się zarządzać pracą systemu elektroenergetycznego wczorajszymi metodami, a jutro pozostać w biznesie.

Podczas kontroli przewodów napowietrznych sprawdzają zwis przewodów, odległość między przewodami i ich odległość od ziemi, stan izolacji zewnętrznej, urządzenia izolacyjne (przepusty, izolatory, zaciski, lejki) w przejściach przez ściany i stropy , zapięcia z drutu. Zwraca się uwagę na użyteczność tulei izolacyjnych w miejscach wejścia przewodów do metalowych skrzynek lub rur, na obecność dodatkowej izolacji na przecięciu przewodów elektrycznych. Sprawdza się obecność nakładek izolacyjnych na połączeniach przewodów w skrzynkach połączeniowych i podkładek ograniczających na połączeniach stykowych przewodów jednoprzewodowych z urządzeniami i urządzeniami.

Większość prezesów firm, które dobrze sobie radzą, decyduje się skupić na niezawodności, ponieważ utrzymanie jest największym możliwym do kontrolowania kosztem w organizacji, a bez niezawodnej wiarygodności aktywów straty mnożą się w wielu obszarach.

Głównym problemem przy próbie pomiaru niezawodności jest powiązanie dwóch wielkości, częstotliwości i czasu trwania. Jednym ze sposobów rozwiązania tego problemu jest użycie dowolnej z metod w celu określenia poniższych wskaźników wydajności systemu. Strategie utrzymania ruchu i ich związek z pracą stacji.

Rezystancja izolacji przewodów elektrycznych jest mierzona w remonty przynajmniej raz na 3 lata. W trakcie napraw bieżących oraz pomiędzy naprawami pomiary wykonywane są w terminach ustalonych zgodnie z lokalnymi warunkami eksploatacji.

Jeśli odcinek sieci elektrycznej był z jakiegoś powodu bez napięcia przez ponad miesiąc, to przed włączeniem jest sprawdzany i mierzona jest rezystancja izolacji.

Celem jest optymalizacja kosztów utrzymania oraz dążenie do zapewnienia konkurencyjnej ceny i jakości usług. Operator systemu dystrybucyjnego ma wymagania dotyczące jakości i bezpieczeństwa energii elektrycznej, które muszą być spełnione. Rzeczywiście, koszt przerw spowodowanych utratą dostaw do klientów jest krytyczny dla właścicieli sieci. Jednak udział poszczególnych elementów w awariach systemu zależy od charakterystyki niezawodności każdego elementu i jego lokalizacji w strukturze podstacji.

Ponadto konserwacja jest jednym z narzędzi, które można wykorzystać do zapewnienia niezawodności systemu, a inne np. wydajność systemów, zwiększ redundancję i używaj bardziej niezawodnych komponentów. Zazwyczaj przedsiębiorstwa użyteczności publicznej nie mają dużego pola do tych działań i muszą koncentrować się na poprawie stanu istniejącego sprzętu. Na przykład konsekwencje awarii transformatora mają kilka różne rodzaje. Są oczywiście konsekwencje ekonomiczne, w tym: wymiana niesprawnego transformatora i usprawnienie instalacji, utrata mocy do stacji.

Pomiar rezystancji izolacji w sieciach elektroenergetycznych i oświetleniowych wykonywany jest megaomomierzem na napięcie 1000 V z odłączonymi odbiornikami elektrycznymi, aparaturą i przyrządami oraz wyjętymi bezpiecznikami. Rezystancja izolacji między dowolnym przewodem a uziemieniem lub między dwoma przewodami musi wynosić co najmniej 0,5 MΩ.

Pomiary kontrolne napięć i obciążeń w poszczególnych punktach instalacji elektrycznej przeprowadzane są według specjalnego harmonogramu co najmniej 1 raz na 3 lata. Na podstawie tych pomiarów obliczane są straty w sieciach i opracowywane są środki mające na celu oszczędność energii elektrycznej i, jeśli to konieczne, podjęcie decyzji o wymianie przewodów.

Kolejną konsekwencją awarii jest zagrożenie bezpieczeństwa instalacji i bezpieczeństwa personelu. W rozważanych przykładach nie ma zagrożenia bezpieczeństwa instalacji w przypadku transformatorów generatorowych w elektrowniach jądrowych, jak również w przypadku rozważanych transformatorów podstacyjnych. Dwiema miarami, które większość klientów zwraca uwagę na energię, są jakość i koszt.

Odstępy można określić na podstawie czasu lub stanu. Celem jest zapobieganie awariom sprzętu. Dlatego bardzo ważne jest oszacowanie znaczenia wpływu każdego komponentu na całkowity koszt przerwy. Ponadto wiedza na temat znaczenia poszczególnych elementów podstacji może być wykorzystana do usprawnienia procedur zarządzania aktywami, takich jak optymalizacja usług. Zostały one pokrótce przedstawione tutaj.

Awarie lub naruszenia muszą być natychmiast usuwane. W przypadku braku możliwości usunięcia usterek podczas przeglądów, są one odnotowywane w dzienniku przeglądów, zgłaszane osobie odpowiedzialnej za instalacje elektryczne i usuwane przy kolejnych bieżących lub większych naprawach.

Utrzymanie linii kablowych

Niezawodność działania linie kablowe zapewnia wdrożenie zestawu środków (przeglądy, naprawy, testy prewencyjne). Na każdą linię kablową wpisywany jest paszport zawierający dane techniczne, w którym na bieżąco wprowadzane są w trakcie eksploatacji informacje o naprawach, testach i eksploatacji linii.

Paszport operacyjny tp

Takie podejście zwykle daje zadowalające rezultaty. Jednak nie we wszystkich przypadkach będzie to najbardziej opłacalna opcja, ponieważ sprzęt zwykle nie będzie działał do końca swojego życia, co jest możliwe. Takie podejście uwzględnia wszystkie główne parametry do określenia stan techniczny z maksymalną precyzją. Z tego powodu szczegółowe informacje powinny być dostępne za pośrednictwem metod diagnostycznych lub systemów monitorowania.

Przedstawione ewolucje strategii wsparcia, w tym czynniki wpływające, dają wskazówkę co do kosztów realizacji danej strategii. Konieczne jest określenie stanu sprzętu. Istnieje kilka podstawowych sposobów na uzyskanie informacji o rzeczywistym stanie elementów sieci.

Nadzór nad stanem tras i kabli polega na wykonywaniu okresowych obchodów i przeglądów. Terminy inspekcji tras kablowych układanych w ziemi, tuneli i kolektorów ustalane są zgodnie z lokalnymi instrukcjami (jednak nie rzadziej niż raz na 3 miesiące). Studnie kablowe sprawdzane są co najmniej raz na 6 miesięcy, zakończenia dla napięć powyżej 1000 V - raz na 6 miesięcy, a dla napięć do 1000 V - raz w roku. Sprawdzają przydatność tulejek końcowych, powłoki antykorozyjne, temperaturę nagrzewania powierzchni kabli, oznakowanie, ochronę przed uszkodzeniami mechanicznymi, obecność wgnieceń w pancerzu itp.

Jednak priorytetyzacja komponentów sieci zgodnie z ich ważnością i stanem jest kluczowym modułem tego podejścia i wymaga najpierw określenia odpowiednich schematów punktacji zarówno dla ważności komponentu, jak i komponentu. Na przykład należy określić znaczenie wyposażenia dla podstacji jako całości. wpływ awarii sprzętu na niezawodność dostaw.

Cele tego kroku są następujące. Tryby awarii to sposoby, w jakie coś może zawieść. Analiza skutków odnosi się do badania konsekwencji tych awarii. Analizę można przeprowadzić jakościowo lub ilościowo. Określ system do analizy. Pełna definicja systemu obejmuje zdefiniowanie granic systemu, identyfikację funkcji wewnętrznych i interfejsów, oczekiwań dotyczących wydajności i definicji awarii.

Maszyny do robót ziemnych mogą pracować w odległości co najmniej 1 m od kabli. Młoty pneumatyczne do spulchniania gleby nad kablami są używane do głębokości nie większej niż 0,4 m, gdy kabel jest zakopany na więcej niż 0,7 m. Aby uniknąć uszkodzenia kabla, grubość warstwy gleby między kablem a źródłem ciepła musi wynosić co najmniej 25 cm.

Wszelkie usterki i naruszenia stwierdzone podczas przeglądów i kontroli tras kablowych są odnotowywane w dzienniku usterek i zgłaszane kierownikowi technicznemu. Uwagi te są eliminowane w zależności od nakładu pracy w celu ich wyeliminowania (natychmiast lub uwzględnione w planie remontu).

Niezawodność linii kablowej w dużej mierze zależy od temperatury nagrzewania elementów kabla podczas pracy. Po podgrzaniu powyżej dopuszczalnej temperatury pogarszają się właściwości elektryczne i mechaniczne izolacji kabla. przez długi czas dopuszczalne temperatury przewody nie mogą przekraczać: dla kabli z izolacja papierowa napięcie do 1 kV - 80 C, dla kabli o izolacji papierowej na napięcie do 10 kV - 60° C, dla kabli o izolacji gumowej i PCV - 65° C.

Dopuszczalne obciążenia prądowe kabli zależą od sposobu ułożenia kabla (w tunelach, w ziemi). Obliczone dopuszczalne obciążenia są wpisywane do paszportu linii kablowej.

Niezawodność linii kablowej w dużej mierze zależy od stanu osłony kabla. Jeśli jego szczelność zostanie naruszona, powietrze i wilgoć wnikają do kabla, co prowadzi do zmniejszenia wytrzymałości elektrycznej izolacji i jej przebicia.

Metalowa powłoka kabla może ulec zniszczeniu pod wpływem naprężeń mechanicznych, chemicznych lub elektrycznych. środowisko. Szczególnie często na skutek elektrokorozji wywołanej prądami błądzącymi zelektryfikowanego transportu szynowego, gdzie szyny są wykorzystywane jako przewód powrotny, niszczą się szczególnie często powłoki linii kablowych ułożonych w ziemi. Jeśli kontakt zostanie przerwany na złączach szyn, aktywny opór tory kolejowe i część prądu rozgałęziają się na ziemię. Prąd przepływa przez metalowe osłony kabli o niskiej rezystancji do ujemnego bieguna źródła zasilania. Za pomocą pomiarów określa się różnicę potencjałów między powłoką kabla a ziemią, gęstość prądu płynącego z kabla do ziemi, napięcie i prąd płynący przez powłokę. Obszary niebezpieczne to obszary, w których powłoki kabli mają dodatni potencjał względem ziemi lub różnicę potencjałów względem strefy o zerowym potencjale.

Aby chronić kable przed korozją elektryczną, stosuje się ochronę katodową, protektorową i drenaż elektryczny. Ochrona katodowa ze źródłem zewnętrznym prąd stały tworzy ujemną polaryzację w chronionym metalu (zbroi i metalowej osłonie kabla). Ochronę ochronną stosuje się przy małych prądach błądzących w strefie anodowej i przemiennej, w obecności dodatniego potencjału powłoki kabla, nie przekraczającego w stosunku do ziemi 0,3 V. Zabezpieczenie polega na tym, że elektroda (protektor) jest podłączona do osłony kabla składa się z metalu stopowego, który ma wyższy potencjał ujemny niż osłona kabla. Powoduje to krążenie prądu od osłony do elektrody.

Ekranowany metodą odwodnienia elektrycznego polega na zastosowaniu metalowej zworki, która kieruje prądy błądzące z osłon kabli na szyny lub do strefy uziemienia, gdzie nie występują prądy błądzące. W takim przypadku osłony kabli nabierają potencjału ujemnego i proces ich korozji ustaje.

Konserwacja linii lotniczych

Napowietrzna linia elektroenergetyczna jest w trakcie eksploatacji narażona na różne obciążenia. Podpory przenoszą stałe obciążenie od własnej masy drutów, izolatorów, kształtek, a także zmienne obciążenie od wpływu lodu i naporu wiatru. Jednocześnie podpory podlegają procesom starzenia, a drewniane - rozkładowi. Przewody linii napowietrznej narażone są na prądy obciążeniowe, prądy awaryjne, wahania temperatury powietrza, drgania pod wpływem wiatru oraz obciążenia mechaniczne od lodu i śniegu.

W celu zapewnienia niezawodnej i bezawaryjnej pracy linii napowietrznych plany ruchu technicznego przewidują następujące działania:

  • inspekcje VL;
  • zgodność z dopuszczalnymi trybami pracy linii napowietrznych;
  • przeprowadzanie badań i pomiarów prewencyjnych;
  • dokonywanie napraw;
  • badanie przyczyn wypadków i opracowywanie środków ich eliminacji.

Linie napowietrzne są kontrolowane co najmniej raz w miesiącu przy napięciach do 1000 V i co najmniej raz w roku przy napięciach powyżej 1000 V. Przeglądy okresowe dzielą się na dzień, noc, jazdę i kontrolę.

Podczas przeglądów dziennych sprawdzany jest ogólny stan linii i jej tras oraz identyfikowane są poszczególne usterki. Podczas przeglądów zwraca się uwagę na integralność izolatorów, stan podpór i poprawność ich położenia, integralność bandaży i zejść uziemiających, stan połączeń stykowych przewodów, odgałęzień doprowadzeń, zjazdów kablowych i zakończeń, stan środków ochrony kabli przed uszkodzeniami mechanicznymi. Sprawdza się brak pęknięć i przetopienia poszczególnych przewodów przewodów, oznaki przegrzania złączy, przewody na przewodach, które mogą prowadzić do zwarcia faz. Górna część wsporników, druty, izolatory i mocowania są oglądane przez lornetkę. Każde odchylenie podpór od normalnego położenia prowadzi do wzrostu momentu zginającego, zmniejszenia nośności podpory, co może prowadzić do jej uszkodzenia. Podczas inspekcji trasy BJ1 zwraca się uwagę na wysokość i częstotliwość występowania zarośli na trasie, obecność pojedynczych drzew grożących upadkiem na druty. Podczas oględzin bandaże są napinane, a numeracja podpór zostaje przywrócona.

Podczas wykonywania kontroli liniowych liniowy nie może wspinać się na podpory. Linia w każdym przypadku jest uważana za pod napięciem.

Głównym celem nocnych przeglądów linii napowietrznych jest identyfikacja wyładowań iskrzących lub żarzenia na skutek nagrzewania się styków w niezadowalającym stanie styków. Inspekcja przeprowadzana jest w deszczową pogodę.

Po zakończeniu przeglądów dziennych i nocnych wypełniana jest karta kontroli z zapisem zaobserwowanych w niej usterek. Jeśli awarie mogą prowadzić do awaryjnego uruchomienia linii napowietrznej, są one natychmiast eliminowane.

Podczas oględzin z ziemi nie jest możliwe wykrycie wszystkich wad linii napowietrznej. Dlatego plany konserwacji obejmują inspekcje jazdy linie napowietrzne co najmniej 1 raz w ciągu 3 lat, gdy napięcie zostanie usunięte z linii. Podczas kontroli jazdy sprawdzany jest stan górnych części podpór, określany jest stopień ich zaniku, stan izolatorów, haków, cięgien, wtyczek, połączeń i naprężeń przewodów, niezawodność mocowania ograniczników rurowych, zakończeń kablowych są oceniane. Podczas tych prac wymieniane są uszkodzone izolatory, haki, tablice ostrzegawcze, napinane są zwisające przewody, odrdzewiane, a wszystkie miejsca łączenia skarp uziemiających są pokrywane smarem antykorozyjnym. Sprawdzenie drewna pod kątem próchnicy przeprowadza się raz na 3 lata i łączy się z inspekcją jeździecką. Głębokość zaniku jest określana jako średnia arytmetyczna z kilku pomiarów. Podpora lub mocowanie są uważane za nieodpowiednie do dalszego użytku, jeśli głębokość rozpadu wzdłuż promienia kłody jest większa niż 3 cm przy średnicy kłody 25 cm lub większej.

Kontrolę stanu zamocowań żelbetowych z selektywnym otwieraniem gruntu przeprowadza się raz na 6 lat, począwszy od czwartego roku eksploatacji. Sprawdza się brak pęknięć poprzecznych lub ukośnych, miejsc odsłonięcia zbrojenia metalowego, odprysków betonu itp.

Z biegiem czasu z powodu nietrwałości oporność gleba, obecność wilgoci w glebie, zmienia się rezystancja urządzeń uziemiających, więc są one również sprawdzane.

Polecamy lekturę