МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ ССС Р
ГЛАВНОЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОСИСТЕМ
ИНСТРУКЦИЯ
ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ
СИЛОВЫХ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ
Часть 2
Кабельные
линии
напряжением 110 - 500 к В
РД 34.20.509
СОЮЗТЕХЭНЕРГО
МОСКВА 1980
Проект Инструкции составлен цехом электрических сетей ПО « Союзтехэнерго »
Составител и : канд . техн . наук М . И . ВОЛКОВ , инженеры В . П . ЖАРОВ , Л . Е . ТРОСТ , М . Н . ШНИТМАН.
Инструкция предназначена для персонала электростанций и электрических сетей , занимающегося эксплуатацией кабельных линий .
Инструкция согласована с ВНИИ кабельной промышленности .
С выходом в свет настоящей Инструкции отменяется « Инструкция по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением до 220 кВ » ( М .: Энергия , 1966).
УТВЕРЖДАЮ :
Заместитель начальника Главтехуправления
К . М . АНТИПОВ
15 октября 1979 г .
Настоящая « Инструкция по эксплуатации силовых кабельных линий » распространяется на силовые кабельные линии всех типов напряжением 110 - 500 кВ .
При эксплуатации указанных кабельных линий1 следует руководствоваться также действующими Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок электрических станций и подстанций и Инструкцией по содержанию и применению средств пожаротушения на предприятиях Минэнерго СССР .
1 Далее для сокращения - линии.
Инструкция составлена в соответствии с действующими Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей и Нормами испытания электрооборудования и является обязательной для персонала электростанций и электрических сетей .
Сооружение кабельных линий , выбор конструкции кабелей и способа их прокладки должны производиться в соответствии с Правилами устройства электроустановок , действующего ГОСТ 16441-78 , Инструкцией по прокладке кабелей напряжением до 110 кВ ( СН 85-78) и заводскими инструкциями .
До 1970 г . выпускались маслонаполненные кабели трех типов : низкого , среднего и высокого давлений . Подпитка этих линий производилась соответственно от баков питания , баков давления и автоматических подпитывающих устройств . С 1970 г . согласно ГОСТ 16441 -70 выпускались маслонаполненные кабели двух типов : среднего и высокого давлений . Подпитка этих линий осуществлялась соответственно от баков давления и автоматических подпитывающих устройств .
В ГОСТ 16441-78 классификация кабелей по давлению масла приведена в соответствие с рекомендациями МЭК . В настоящее время кабели на напряжение 110 - 500 кВ выпускаются двух типов : низкого и высокого давлений . Подпитка таких кабельных линий осуществляется от баков давления и автоматических подпитывающих устройств .
Маслоподпитывающие устройства должны обеспечивать подпитку маслом кабельных линий во всех расчетных режимах .
Электрическая прочность и надежность маслонаполненных кабельных линий обеспечиваются ( наряду с другими требованиями ) лишь при условии сохранения маслом высоких диэлектрических свойств ( малых диэлектрических потерь , высокой электрической прочности и др .). Для обеспечения стабильности диэлектрических свойств изоляции и предотвращения развития ионизационных процессов в ней масло , предназначаемое для маслонаполненных кабельных линий , подвергается глубокой дегазации .
В отличие от обычных кабельных линий ( с вязкой пропиткой ) эксплуатация маслонаполненных кабельных линий связана с рядом таких требований , как необходимость систематического наблюдения за состоянием маслоподпитывающих устройств , наблюдения за состоянием ( качеством ) масла в кабельных линиях , обеспечения высокой герметичности всей системы и предотвращения попадания в кабель воздуха и образования газа из - за разложения масла .
Для маслонаполненных кабельных линий 110 - 500 кВ особое внимание следует обращать на предотвращение коррозионного разрушения оболочек кабелей и особенно стальных трубопроводов на линиях высокого давления .
Правильное использование пропускной способности линий требует учета дополнительного нагрева изоляции за счет диэлектрических потерь . Кабельные линии низкого давления выполняются из однофазных кабелей и поэтому требуют учета влияния токов , наводимых в оболочках .
При выполнении надзора за работами , производящимися на трассах кабельных линий , и работ по определению мест повреждений на этих линиях следует руководствоваться указаниями « Инструкции по эксплуатации силовых кабельных линий . Часть I . Кабельные линии напряжением 35 кВ » ( М .: СПО Союзтехэнерго , 1980).
1.1. Для маслонаполненных кабельных линий всех типов напряжением до 500 кВ включительно для любых условий прокладки ( в грунте , в воздухе и под водой ) установлена длительно допустимая температура нагрева токопроводящих жил , равная 70 °С .
Длительно допустимая температура нагрева токопроводящих жил кабелей , проложенных в грунте , в воздухе и под водой , может быть увеличена до 85 °С для кабелей на напряжение 110, 150 и 220 кВ ( кроме кабелей марок МНСА и МНСК ) и до 75 °С для кабелей на напряжение 330, 380 и 500 кВ и кабелей марок МНСА и МНСК при наличии данных об охлаждении кабелей по всей длине трассы , при применении для засыпки траншей с кабелями специального грунта ( приложение 1) с улучшенными тепловыми свойствами и при условии , что коэффициент нагрузки не превышает 0,8 максимального расчетного значения .
1.2. Длительно допустимые токовые нагрузки для маслонаполненных линий зависят от конструкции кабеля , числа параллельно проложенных кабелей , условий прокладки ( грунт , воздух ) и определятся расчетом при проектировании кабельных линий с учетом результатов изысканий , выполненных на трассе проектируемой линии .
В процессе эксплуатации пересчет нагрузок при необходимости производится по результатам нагрузочных испытаний .
Расчет должен производиться в соответствии с методикой Международной электротехнической комиссия ( публикация 287, 1969 г .), которая рекомендует при установлении длительно допустимой токовой нагрузки учитывать значение тока в оболочке и медных лентах упрочняющего слоя , поверхностный эффект и эффект близости жил , удельное тепловое сопротивление грунта , наличие вентиляции и коэффициент нагрузки . При выборе сечения кабеля проектные организации должны учитывать требования к нагрузочной способности кабельной линии .
1.3. Для среднерасчетных условий1 длительно допустимые токовые нагрузки для маслонаполненных кабелей на напряжение 110 - 220 кВ в свинцовых и алюминиевых оболочках , по данным ВНИИКП , приведены в приложении 2 .
1 Прокладка в грунте на глубине 1500 мм одного кабеля или двух параллельных кабелей с расстоянием в свету 500 мм (для кабелей низкого давления) и 580 мм (для кабелей высокого давления) или прокладка в воздухе. Кабели низкого давления располагаются по вершинам равностороннего треугольника без зазора. Оболочки заземлены с обоих концов линии. Для среднерасчетных условий удельное тепловое сопротивление грунта принято равным 120 °С·(см/Вт), изоляции 500 °С·(см/Вт), защитных покровов 600 °С·(см/Вт) и температура окружающей среды соответственно 25 и 15 °С для воздуха и грунта.
Для кабелей низкого давления со стальной проволочной броней марки МНСК длительно допустимая токовая нагрузка может быть принята равной 0,94 при прокладке в воздухе и 0,90 при прокладке в земле длительно допустимой токовой нагрузки кабелей марки МНСА , находящихся в аналогичных условиях эксплуатации , при обязательном условии , что у кабеля марки МНСК свинцовые оболочки и проволочная броня разных фаз соединяются и заземляются с двух сторон .
Длительно допустимые токовые нагрузки для маслонаполненных кабельных линий на напряжение 150, 330 и 500 кВ устанавливаются при проектировании для каждой линии в отдельности для конкретных условий их прокладки .
1.4. Контроль за нагрузками кабельных линий осуществляется дежурным персоналом соответствующих подстанций по амперметрам , на шкале которых должна быть нанесена риска красного цвета , соответствующая допустимому току .
1.5. В аварийных режимах маслонаполненные кабельные линии допускают непрерывную перегрузку длительностью 100 ч в год , если коэффициент нагрузки не превышает 0,8, и 50 ч в год , если коэффициент нагрузки более 0,8. При этом температура нагрева жил кабелей всех марок , кроме МНСК и МНСА , на напряжение 110, 150 и 220 кВ не должна превышать 90 °С , а температура нагрева жил кабелей марок МНСА и МНСК и кабелей на напряжение 330, 380 и 500 кВ не должна превышать 80 °С .
Если при перегрузках кабельных линий напряжением до 220 кВ включительно температура нагрева жил не превышает 80 °С , то допускается увеличение продолжительности перегрузки до 500 ч в год . При этом длительность непрерывной перегрузки не должна превышать 100 ч , а перерыв между перегрузками должен быть не менее 10 сут .
При перегрузке кабельных линий в аварийных режимах должен быть установлен контроль за их температурой .
Допустимые аварийные перегрузки и нагрузки для условий , отличающихся от среднерасчетных , определяются для каждой конкретной линии по методике ВНИИКП .
1.6. При недопустимом повышении давления масла в кабельной линии или отдельной кабельной секции линия должна быть отключена . Включение линии в работу разрешается только после устранения причин его повышения .
1.7. Значения минимальной температуры воздуха , при которой допускается эксплуатация кабельных линий и их отдельных элементов , приведены в табл . 1.1 .
Таблица 1.1
Минимальная температура среды
Температура окружающей среды |
Линия низкого давления с маслом марок |
Линия высокого давления с маслом марок |
||
МН -3, МН -4 |
МНК -2 |
С -110, С - 2 20 |
ВК -21 |
|
Минимально допустимая по всей длине кабельной линии , не ниже , °С |
0 |
-20 |
0 |
-5 |
Минимально допустимая температура воздуха для открытой ( без подогрева ) установки концевых муфт и подпитывающих баков , °С |
-25 |
-45 |
-15 |
-20 |
1.8. Необходимость устройства подогрева концевых муфт кабелей низкого давления определяется в процессе проектирования при расчете подпитки каждой конкретной линии с учетом возможной средней минимальной температуры наиболее холодной пятидневки и абсолютного минимума температуры воздуха в климатической зоне , в которой предполагается прокладка кабеля .
При температурах , ниже указанных в табл . 1.1, перед включением линии необходимо подогреть масло в муфтах до температуры +10 °С , что достигается предварительным обогревом концевых муфт в течение 2 сут перед включением .
1.9. При необходимости контроля нагрева маслонаполненных линий высокого и низкого давлений термодатчики должны быть заложены на подземных и воздушных участках линии . При прокладке в грунте термодатчики следует устанавливать в местах с наименее теплопроводными грунтами ( насыпные , чернозем , каменистая почва ) и , что особенно важно , содержащими наименьшее количество влаги , т . е . участки с наихудшими условиями охлаждения . Такие участки устанавливаются по кривым , приведенным на рис . 1 .
Рис . 1. з ависимость внешнего теплового сопротивления кабеля от его диаметра :
1 - для прокладки кабеля в воздухе; 2 - для прокладки кабеля в земле
1.10. На кабельных линиях высокого давления установка термодатчиков на воздушных участках необходима для :
- уточнения пропускной способности линий в жаркое время года и контроля действия вентиляции , установленной в помещениях ;
- контроля нагрева разветвительных устройств ;
- контроля нагрева крутонаклонных участков стального трубопровода и вертикальных участков кабелей , расположенных в шахтах .
1.11. При наличии нескольких линий , проложенных на электростанциях и подстанциях , когда количество заложенных термодатчиков является значительным и тепловые измерения становятся трудоемкими , целесообразна автоматическая регистрация температуры нагрева линий ( например , с помощью электронных мостов ).
1.12. При контроле нагрева маслонаполненных кабельных линий ( особенно линий низкого давления ) одновременно должно производиться наблюдение за работой подпитывающих устройств , причем при изменении температуры должно регистрироваться давление .
1.13. Способы установки термодатчиков на кабелях , методика контроля нагрева и определения температуры жил этих кабелей приведены в приложении 3.
2.1. Трассы и сооружения маслонаполненных линий осматриваются в сроки , установленные ПТЭ , и с соблюдением требований ПТБ .
Во время обходов осматриваются трассы кабельных линий и самих кабелей , кабельные колодцы с соединительными и стопорными муфтами , концевые муфты и их подогревательные устройства , подпитывающие пункты , подпитывающая аппаратура , подпитывающие агрегаты и маслопроводы .
Осмотры трассы линии производятся монтерами , на которых возложен надзор за кабельными трассами ; осмотры колодцев , пунктов питания , туннелей и концевых устройств производятся мастерами электрической сети ( района ) или электроцеха .
Дополнительные осмотры трасс и сооружений линий выполняются инженерно - техническим персоналом в соответствии с местными инструкциями .
2.2. Осмотры кабельных линий следует производить систематически во время эксплуатации , перед каждым включением их в эксплуатацию и после окончания ремонтных работ . Внеочередные осмотры производятся после каждого автоматического отключения , а также во время паводков , появления оползней и др .
2.3. При осмотрах наземной части линии необходимо следить , чтобы вблизи нее не производились работы , не согласованные с энергосистемой ( электросетью ), чтобы на кабельных трассах не было провалов грунта и всего того , что может вызвать механическое повреждение кабелей , местные перегревы , коррозию кабелей . При этом следует иметь в виду , что при производстве земляных работ по прокладке других подземных сооружений , пересекающих трассу кабельных линий или прокладываемых параллельно , открытие кабелей низкого давления производить не разрешается . В исключительных случаях допускается отрытие места пересечения кабельной линии подземными сооружениями , при котором полностью обеспечивается сохранность кабелей от механических повреждений .
2.4. При обходе трассы следует обращать внимание на исправность концевых муфт , люков колодцев , на наружное состояние подпитывающих пунктов ( строительной части и запирающих устройств ), на состояние кабелей низкого напряжения , подходящих к подпитывающим пунктам и колодцам , а также соединительных маслопроводов .
2.5. Вблизи подводной части линий необходимо обращать внимание , не стоят ли суда в местах , где установлены запрещающие знаки , и проверять состояние береговых сигнальных знаков .
2.6. При осмотре колодца следует проверять внешнее состояние кабелей , соединительных и стопорных муфт , маслоподпитывающих трубок , проверять целостность контура заземления , нет ли воды или посторонних предметов в колодце , грязи на стенах и перекрытиях , смещений кабелей с конструкцией . При наличии потеков масла , вмятин на маслоподпитывающих трубках , смещений кабелей , нарушения целостности контура заземления , воды или посторонних предметов в колодце производится запись в журнале о необходимости устранения указанных недостатков .
2.7. При осмотре подпитывающих пунктов на линиях низкого давления проверяется состояние всей установленной маслоподпитывающей аппаратуры , маслопроводов , вентилей , контрольно - сигнальных устройств и помещения пункта питания , проверяется уставка электроконтактных манометров и телефонная связь , производится запись в журнал значений потенциала и силы тока катодной защиты и давления масла во всех элементах линии . При отклонении давления от допустимых значений производящий осмотр должен сообщить об этом руководству или диспетчеру электрической сети .
2.8. При осмотрах концевых муфт необходимо проверять , нет ли потеков масла через места уплотнений и в местах паек , на маслопроводах и кранах , проверять заземляющие спуски и присоединения сопротивлений катодных станций , а также проверять , нет ли трещин и сколов на фарфоровых покрышках .
2.9. При осмотрах линий высокого давления ( рис . 2) следует проверять состояние трубопроводов , обходных труб , вентилей , разветвительных устройств , контура заземления и присоединений сопротивлений катодных станций . При наличии течей масла в трубопроводе , обходных трубах , вентилях и разветвительных устройствах , деформации ( смещения ) трубопроводов , при нарушении креплений трубопровода ( на « мертвых » опорах ) и медных труб разветвлений и антикоррозионного покрытия труб производится запись в журнале о необходимости устранения указанных недостатков . При осмотрах также производится запись в журнал значений потенциала и силы тока катодной защиты .
2.10. При осмотрах маслоподпитывающих агрегатов на линиях высокого давления ( рис . 3 и 4) необходимо проверять :
- давление масла в линиях по показаниям манометров ;
- правильность уставок электроконтактных манометров и мановакуумметров ;
- действие перепускных клапанов и масляных насосов ;
- уровень масла и значение вакуума в баке - хранилище масла ;
- правильность работы вакуумного насоса ( пробным пуском от руки );
- наличие и уровень масла в уплотнительных ваннах масляных насосов ;
- положение накладок для отключения защиты от понижения давления масла ;
- положение соленоидных и сильфонных вентилей ;
- пределы изменений давлений по диаграммам самопишущих манометров .
В журнал необходимо записать показания всех приборов . При наличии каких - либо дефектов производится запись в журнале о необходимости их устранения .
2.11. При осмотре концевых муфт на линиях высокого давления необходимо проверять давление масла в баках , подпитывающих камеры низкого давления , работу нагревательных элементов ( в зимнее время ), проверять , нет ли трещин и сколов на фарфоровых покрышках муфт , их загрязнения , а также течи масла из вентилей .
Рис . 2. Кабельная линия высокого давления ( общий вид ):
1 - стальной трубопровод с протянутыми в нем кабелями, заполненный маслом; 2 - соединительные муфты; 3 - трубы разветвления (медные); 4 - концевые муфты; 5 - баки давления; 6 - полустопорные муфты; 7 - колодец
Рис . 3. Маслоподпитывающий агрегат линии высокого давления :
1 - бак-хранилище масла (под вакуумом); 2 - узел автоматически действующей маслоподпитки
Рис . 4. Схема маслоподпитывающего агрегата для линий высокого давления :
1 - бак-хранилище масла; 2 - маслонасосы с электрическим приводом; 3 - перепускные клапаны; 4 - обратные клапаны; 5 - коллектор для групповой подпитки нескольких кабельных линий; 6 - фильтр; 7 - сильфонные вентили; 8 - вентили с электромагнитными приводами; 9 - сильфонный вентиль с дистанционным управлением; А - направление движения масла при его подкачке в кабельную линию; Б - перепуск масла из линии в бак
2.12. Осмотры подводных частей линии производятся по местным инструкциям . Ширина зоны осмотра 20 м ( по 10 м от линии в каждую сторону ). Осмотры оформляются двусторонним актом представителями водолазной службы и работниками энергосистемы ( электрической сети , электростанции ).
2.13. При обнаружении дефектов , представляющих опасность для работы кабельной линии , производящий осмотр обязан немедленно поставить в известность руководство электрической сети ( района ) или электростанции .
2.14. Записи в журналах обходов и осмотров систематически просматриваются , намечаются необходимые мероприятия по устранению дефектов или изменению режима работы линий с указанием исполнителей и сроков устранения дефектов .
3.1. Для создания нормальных условий работы линии в ней должно постоянно поддерживаться заданное давление масла . Поддержание давления осуществляется подпиткой линии маслом в определенных расчетных точках .
Параметры давлений масла и вид подпитывающего устройства маслонаполненных кабелей всех типов приведены в табл . 3.1.
3.2. Подпитка линий низкого давления ( см . табл . 3.1) осуществляется от баков давления ( ранее для этих целей устанавливались баки питания ), которые размещаются в подпитывающих пунктах .
На подпитывающих пунктах ( рис . 5) сосредоточено большое количество подпитывающей аппаратуры . Помещение подпитывающего пункта оборудуется освещением , вентиляцией , насосами для откачки воды .
3.3. На линиях низкого давления с кабелями , рассчитанными на длительную работу под давлением 0,0245 - 0,294 - 0,490 МПа (0,25 - 3,0 - 5,0 кгс / см2 ), при кратковременных переходных режимах допускается давление 0,0148 - 0,590 - 0,980 МПа (0,15 - 6,0 - 10,0 кгс / см2 ).
При длительном снижении давления масла до 0,0148 МПа (0,15 кгс / см2 ) кабельная линия низкого давления должна быть подпитана и давление в ней должно быть доведено до 0,0245 МПа (0,25 кгс / см 2 ) или до минимального расчетного давления в месте измерения . Если после этого давление в линии будет вновь падать , то она должна быть отключена . При этом должны быть выяснены и устранены причины снижения давления , после чего линия может быть вновь включена в работу .
При длительном повышении давления выше максимальных длительно допустимых давлений ( см . табл . 3.1) вопрос об отключении кабельной линии низкого давления решается главным инженером предприятия , в ведении которого находится линия .
При снижении давления масла до 0,0102 МПа (0,11 кгс / см2 ) кабельная линия низкого давления должна быть аварийно отключена .
3.4. Подпитка линий высокого давления производится от автоматически действующих маслоподпитывающих агрегатов , в которых кроме бака для подпитки линий имеются нагнетательные маслонасосы , масляные коллекторы ( для групповой подпитки линий ), сильфонные вентили и другая аппаратура .
Рис . 5. Подпитывающий пункт , расположенный в колодце стопорных муфт :
1 - асбоцементные трубы; 2 - баки давления; 3 - входные люки; 4 - баки питания; 5 - манометры; 6 - шина заземления; 7 - вентиляционные отверстия; 8 - стопорные муфты; 9 - насос для откачивания воды из колодца
Таблица 3.1
Параметры давлений масла и вид подпитывающего устройства
Конструкция кабеля |
Параметры давления , МПа ( кгс / см2 ) |
Вид подпитывающего устройства |
||
длительно допустимое давление |
кратковременное давление при переходных режимах |
давление при аварийном отключении |
||
Низкого давления : |
|
|
|
|
выпуска до 1970 г . |
0,0245 - 0,147 |
0,0148 - 0,294 |
0,0102 (0,11) |
Баки питания |
(0,25 - 1,5 ) |
(0,15 - 3,0) |
|
Баки давления |
|
по ГОСТ 16441-78 |
|
|
|
|
в свинцовой оболочке |
0,0245 - 0,294 |
0,0148 - 0,590 |
|
|
|
(0,25 - 3,0) |
(0,15 - 6,0) |
0,0102 (0,11) |
Баки давления |
в алюминиевой оболочке |
0,0245 - 0,49 |
0,0148 - 0,980 |
|
|
|
(0,25 - 5,0) |
(0,15 - 10) |
0,0102 (0,11) |
Баки давления |
Среднего давления : |
|
|
|
|
выпуска до 1970 г . |
0,0245 - 0,294 |
0,0148 - 0,590 |
|
|
и по ГОСТ 16441 -70 |
(0,25 - 3,0) |
(0,15 - 6,0) |
0,0102 (0,11) |
Баки давления |
Высокого давления : |
|
|
|
|
выпуска до 1970 г . и по ГОСТ 16441 -70 |
1,08 - 1,57 (11 - 16) |
0,98 - 1,76 (10 - 18) |
0,78 (8,0) |
Подпитывающий агрегат |
по ГОСТ 16441-78 110 кВ |
1,08 - 1,57 (11 - 16) |
0,98 - 1,76 (10 - 18) |
0,490 (5,0) |
Подпитывающий агрегат |
по ГОСТ 16441-78 220 кВ и выше |
1,08 - 1,57 (11 - 16) |
0,98 - 1,76 (10 - 18) |
0,785 (8,0) |
На кабельных линиях высокого давления , рассчитанных на длительную работу под внутренним давлением масла в пределах 1,08 - 1,57 МПа (11,0 - 16 кгс / см2 ), при переходных тепловых режимах допускается кратковременное изменение давления в пределах 0,980 - 1,76 МПа (10,0 - 18,0 кгс / см2 ).
При давлении масла , равном 0,490 МПа (5 кгс / см2 ) для кабелей 110 кВ и 0,785 МПа (8 кгс / см2 ) для кабелей 220 кВ и выше , производится автоматическое отключение линии .
3.5. В процессе эксплуатации должен осуществляться постоянный контроль за характеристиками масла .
3.6. Основными показателями состояния изоляции маслонаполненной кабельной линии является совокупность характеристик проб масла , систематически отбираемых из различных элементов линии , а также испытание линии на содержание нерастворенного и растворенного газа в масле .
3.7. Отбираемые пробы масла подвергаются проверкам в соответствии с « Нормами испытания электрооборудования ».
3.8. Диэлектрические потери вызывают не только старение масла ( окисление , полимеризацию ), но и дополнительный нагрев изоляции . В кабелях 110 кВ и особенно 220 кВ и выше этот дополнительный нагрев может заметно влиять на пропускную способность линий .
Рост диэлектрических потерь в масле не вызывает немедленного изменения диэлектрических характеристик кабельной изоляции в целом , но заметное старение масла и ухудшение его диэлектрических свойств может постепенно привести к ухудшению характеристик всего бумажного пропитанного изолирующего слоя кабеля .
3.9. Определение тангенса угла диэлектрических потерь в пробах масла производится с помощью стационарных мостов переменного тока . Испытания проводятся при температурах , близких к рабочим ( обычно при 100 °С ) в специальном сосуде ( приложение 4).
К отбору проб масла из различных элементов кабельных линий предъявляется ряд требований ( приложение 5), соблюдение которых предотвращает искажение характеристик отбираемых проб .
3.10. Количество растворенного в масле газа ( степень дегазации ) определяется с помощью прибора , схематически показанного на рис . 6. Прибор должен проверяться на натекание , а рекомендуемое соотношение между объемом прибора и объемом масла в нем должно быть не менее 10.
Рис . 6. Схема абсорбциометра для определения степени дегазации масла :
1 - вакуумный насос; 2 - вакуумметр; 3 - разъем манометрической лампы; 4 - накидная гайка; 5 - вентиль откачки; 6 - фланец; 7 - мерный стакан; 8 - вентиль слива масла; 9 - вентиль пролива масла; 10 - вентиль подачи масла
Степень дегазации масла определяется по давлению газа , выделяющегося из него при впуске масла в сосуд , из которого с помощью специального устройства ( абсорбциометра ) предварительно откачан воздух до остаточного давления ( ниже давления насыщения испытуемого масла ).
3.11. При испытании масла на линии или в масляном хозяйстве прибор присоединяется непосредственно к объекту ( баку давления , муфте , дегазационной установке и т . д .).
При определении степени дегазации в лабораторных условиях проба масла отбирается в специальный сосуд ( рис . 7).
До взятия пробы масла сосуд должен быть отвакуумирован до остаточного давления 1,3 Па (0,01 мм рт . ст .).
При открытом верхнем кране и закрытом н ижнем сосуд заполняется маслом , затем открывается нижний кран и через сосуд проливается трехкратный объем масла . После пролива масла закрывается сначала нижний кран , а затем верхний . Сосуд до начала измерений должен иметь температуру отбираемого масла , для чего его рекомендуется доставлять в лабораторию в термостате ( например , в банке с подогретым маслом ).
Степень дегазации масла , имеющего большую вязкость ( например , марки С -220), определяется после предварительного его подогрева до температуры 60 - 70 °С .
Рис . 7. Сосуд для отбора и транспортирования проб масла :
1 - рабочая емкость сосуда; 2 - притертые краны; 3 - наконечники для присоединения трубок из вакуумной резины
При всех операциях с маслом при испытаниях на степень дегазации долж н ы быть приняты меры , предотвращающие соприкосновение его с воздухом . Указания по работе с прибором для определения степени дегазации даны в приложении 6.
3.12. Измерение коэффициента пропитки кабельной линии ( определение количества нерастворенного газа в изоляции ) следует производить при пропиточном испытании после прокладки или ремонта линии , а также в процессе эксплуатации по мере необходимости ( подозрение на попадание воздуха в линию или разложение масла при ионизационных процессах ) на каждой фазе каждой секции .
Измерение коэффициента пропитки кабельной линии низкого давления производится подключением вспомогательного бака давления и сливной трубки с вентилем и манометром к фазе , которая подвергается испытанию . Давление во вспомогательном баке должно быть таким , чтобы избыточное давление в самом верхнем участке было бы в пределах 0,049 - 0,098 МПа (0,5 - 1,0 кгс / см2 ) для кабелей в алюминиевой и в свинцовой оболочке . Разрешается подключение вспомогательного бака давления на верхнем конце испытуемой фазы .
Вентили на рабочих баках давления фазы секции , подвергающейся испытанию , должны быть перекрыты , а вентиль вспомогательного бака - открыт .
Фаза секции , подвергающейся испытанию , должна быть выдержана при давлении испытания в течение 1 ч , после чего вентиль вспомогательного бака должен быть закрыт , вентиль сливной трубки - открыт и масло выпущено в мерный цилиндр . После окончания выпуска масла вентиль сливной трубки должен быть перекрыт и должна быть восстановлена рабочая схема подпитки линии .
Измерение коэффициента пропитки кабельной линии высокого давления производится при снижении давления от 1,48 МПа (15 кгс / см2 ) до 0,098 МПа (1,0 кгс / см2 ) в верхней точке линии при отключенном подпитывающем агрегате сливом масла через коллектор агрегата .
Коэффициент пропитки в МПа -1 ( кгс / см2 )-1 определяется по выражению
где ∆ V - объем масла , слитого из фазы секции , м3 ;
V - объем масла , содержащегося в фазе , м3 ;
∆ P - разность давлений в фазе перед началом и после окончания слива масла , МПа ( кгс / см2 ).
Коэффициент пропитки , измеренный при пропиточном испытании кабельной линии после ее прокладки и монтажа , должен быть не более 60 · 10-4 при измерении давления в мегапаскалях (6 · 10-4 при измерении давления в кгс / см2 ). Форма протокола пропиточных испытаний приведена в приложении 7.
3.13. Отбор проб масла производится бригадой , занимающейся эксплуатацией масляного хозяйства , в соответствии с графиком работ .
3.14. Бригада , производящая отбор проб масла , должна иметь разводной ключ , ведро , противень , обтирочный материал и др . При отборе проб масла из таких элементов кабельной линии , как баки давления , соединительные муфты , бригада , производящая отбор проб , должна иметь бак давления , заполненный дегазированным маслом , и соединительные шланги ( свинцовые трубки или трубки из маслостойкой резины ) с накидными гайками .
3.15. Отбор проб масла и восполнение убыли его в различных элементах линии ( от вспомогательного бака давления ) должны производиться с соблюдением всех необходимых мер , предотвращающих попадание воздуха в кабельную линию .
Перед отбором проб масла тщательно протираются и очищаются сливные краны и патрубки , а также производится промывка отбираемым маслом сливных деталей и посуды , в которую производится отбор проб .
После отбора проб все части , смоченные маслом , протираются сухой чистой ветошью без ворса . Через 3 - 4 ч после взятия пробы необходимо убедиться в отсутствии течи из уплотнений .
Порядок отбора проб масла из различных элементов маслонаполненных линий приведен в приложении 8.
3.16. Отбор проб масла из линии высокого давления производится после предварительного понижения давления в линии ( верхняя точка ) до 0,098 - 0,196 МПа (1 - 2 кгс / см2 ).
При наличии специальных вентилей для отбора проб масла на линиях высокого давления не требуется предварительное понижение давления .
Отбор проб масла желательно производить в периоды вывода из работы оборудования в капитальный или текущий ремонт . При отборе проб масла из линий высокого давления восполнение убыли масла производится автоматически от подпитывающего агрегата при восстановлении нормального давления .
Отбор проб масла из камер низкого давления концевых муфт и баков давления , подсоединенных к ним , производится так же , как и отбор проб масла из линии низкого давления .
3.17. Отбор проб масла в эксплуатации производится в сроки , установленные « Нормами испытания электрооборудования ».
Отбор проб масла при вводе линий в работу производится в сроки , установленные ПУЭ .
3.18. Пробы масла отбираются из концевых , стопорных , полустопорных муфт , баков питания , баков давления и подпитывающих агрегатов .
3.19. При ухудшении характеристик масла ( более чем на 30 % за срок между испытаниями ) сроки между отборами проб масла должны быть сокращены в зависимости от местных условий .
3.20. Дополнительные отборы проб масла производятся после ремонтных работ , связанных с полной или частичной заменой масла в различных элементах кабельных линий . Пробы масла отбираются по окончании ремонтно - восстановительных работ и дополнительно через 3 - 6 мес .
3.21. Если отобранные пробы масла не будут удовлетворять установленным нормам , производится вторичный отбор проб масла . При повторном получении неудовлетворительных результатов вопрос о дальнейшей работе линии ( и мероприятия по устранению дефекта ) решается главным инженером электрической сети ( электростанции ).
3.22. Определение степени дегазации масла и пропиточные испытания производятся после ремонтных работ на линиях , а также по специальному решению главного инженера электрической сети ( электростанции ).
3.23. Для всех типов маслонаполненных кабельных линий на напряжение 110 - 500 кВ характеристики масел ( пробивное напряжение , кислотное число , степень дегазации ) при вводе в работу и в эксплуатации должны удовлетворять требованиям действующего ГОСТ 16441-78 и « Нормам испытания электрооборудования ».
Значения тангенса угла диэлектрических потерь масла tg δ ( при 100 °С ) при вводе в работу в процессе эксплуатации ( в зависимости от срока эксплуатации ) должны удовлетворять значениям , приведенным в табл . 3.2.
Содержание растворенного газа в масле ( степень дегазации ) должно быть не выше 1 % , а содержание нерастворенного газа в масле ( результат пропиточного испытания ) - не выше 0,1 %.
Таблица 3.2
Значение тангенса угла диэлектрических потерь масла ( при 100 °С )
Срок работы кабельных линий |
Значение tg δ масла , %, кабеля на номинальное напряжение , кВ |
||
110 |
150 - 220 |
330 - 500 |
|
При вводе в работу1 |
0,5/0,8 |
0,5/0,8 |
0,5 |
В эксплуатации в течение : |
|
|
|
первых 10 лет |
3,0 |
2,0 |
2,0 |
до 20 лет |
5,0 |
3,0 |
- |
свыше 20 лет |
5,0 |
5,0 |
- |
1 В числителе указано значение tg δ масел средней вязкости, а в знаменателе - маловязких масел. |
3.24. П ри сохранении значений tg δ в пределах , указанных в табл . 3.2, производится только регистрация их значений .
Если в каком - либо элементе линии от испытания к испытанию отмечается прогрессирующее ухудшение характеристик масла ( в первую очередь значений пробивного напряжения и tg δ ), то за таким элементом следует установить более тщательный контроль , сократив сроки испытания в 2 - 3 раза .
3.25. При возрастании значений tg δ выше значений , приведенных в табл . 3.2, должны быть приняты меры по частичной или полной замене масла в линии или секции , исходя из местных условий .
3.26. Если резкое изменение характеристик масла имеет местный характер ( например , только в какой - то муфте ), то смена масла прежде всего производится именно в этом элементе , вслед за тем устанавливается усиленное наблюдение за характеристиками масла в нем .
3.27. Резкое увеличение в кабельной линии количества нерастворенного газа ( в одной фазе или в одной секции , по сравнению с количеством газа , определенным после окончания монтажа ) может сопровождаться повышением давления выше допустимых пределов . Это свидетельствует о появлении опасных процессов в изоляции , связанных с разложением масла , и такая линия должна быть отключена . В этих случаях производится анализ состава газа , присутствующего в масле . Присутствие заметного количества водорода в газе подтверждает наличие разложения масла . В зависимости от местных условий на таких линиях ( секциях ) принимаются меры по восстановлению изоляции ( смене масла ) или замене кабелей .
3.28. Поскольку для кабельных линий низкого и высокого давлений применяется различное масло , хранение и обработка его производятся раздельно ( во избежание смещения ).
3.29. Организации , эксплуатирующие маслонаполненные кабельные линии , должны иметь масляное хозяйство , включающее :
- емкости для хранения кабельных масел ;
- установку для регенерации ( очистки ) масел ;
- установку для дегазации масел ( обычно передвижная );
- оборудование и приспособления для заполнения маслом отдельных элементов линий .
3.30. Эксплуатация масляного хозяйства осуществляется бригадой специально обученных рабочих ( монтеров во главе с мастером ).
3.31. Наблюдение и контроль за качеством масел осуществляются персоналом специальной лаборатории .
3.32. Запас масла , необходимый для ремонтных работ на линии , не должен снижаться ниже 1 т .
Для энергосистем , эксплуатирующих кабельные линии , масса масла в которых превышает 100 т , неснижаемый запас масла должен быть не менее 5 % от находящегося в кабельных линиях .
4.1. Ремонт кабельных линий производится по плану - графику , разработанному на основе данных записей в журналах и по данным диспетчерских служб . Очередность ремонтов , требующих немедленного выполнения , устанавливается руководством электрической сети ( электростанции ).
4.2. В процессе эксплуатации на кабельных линиях выполняются текущие и капитальные ремонты .
К текущим ремонтам кабельной линии относятся :
- устранение течей и мелких неисправностей в кабелях и кабельной арматуре ;
- устранение неисправностей в маслоподпитывающей аппаратуре и маслоподпитывающих агрегатах ;
- замена различных элементов маслоподпитывающей аппаратуры и агрегатов ( баков давления или питания , вентилей , маслонасосов , перепускных или обратных клапанов и др .);
- смена масла в баках , муфтах , секциях кабельных линий ;
- устранение неисправностей различного вспомогательного оборудования , установленного в туннелях , колодцах , подпитывающих пунктах , вентиляционных устройств , дренажных насосов , освещения , устройств пожарной сигнализации и пожаротушения и др .;
- устранение мелких дефектов в строительной части сооружений , возведенных для маслонаполненных кабельных линий .
Текущий ремонт выполняется бригадой под руководством мастера по эксплуатации линий .
К капитальному ремонту , который выполняется , как правило , специализированными монтажными организациями в соответствии с указаниями монтажных инструкций заводов - изготовителей кабелей , относятся монтаж муфт и вставок ( или замена секций ).
При производстве ремонтов маслонаполненных кабельных линий должно быть обеспечено необходимое избыточное давление в поврежденной кабельной линии .
4.3. Во время текущего ремонта колодцев и туннелей выполняются следующие работы :
- очистка от пыли и грязи кабеля , муфт и самого колодца ;
- проверка крепления кабеля клицами и при необходимости подтяжка креплений , замена негодных кронштейнов ;
- ремонт осветительной сети , ремонт и проверка всего электрооборудования системы вентиляции ;
- проверка работы и осмотр водоотливного агрегата ;
- ремонт металлических дверей , люков , лестниц , замков , окраска и смазка их .
4.4. Во время текущего ремонта подпитывающего пункта производится :
- уборка помещения , очистка от пыли и грязи баков питания , баков давления , манометров , коллекторов и другого оборудования ;
- осмотр всего оборудования и маслоподпитывающих устройств в целях обнаружения неисправностей , устранения течей масла , уплотнения кранов и коллекторов ;
- проверка и ремонт электрического щита и влагоуловителей .
4.5. Текущие ремонты баков питания и давления производятся по мере надобности со снятием их и заменой на время ремонта резервным баком ( приложение 9, п . 1).
Текущий ремонт подпитывающей аппаратуры на линиях низкого давления включает устранение течей масла , ремонт кранов , смену маслоуказательных стекол , окраску баков и в случае необходимости ( неудовлетворительные характеристики масла ) промывку их свежим дегазированным маслом .
4.6. Текущие ремонты концевых муфт , производимые на отключенных линиях ( по мере необходимости , но не реже 1 раза в 2 года ), включают устранение течей масла через уплотняющие прокладки , подтяжку болтов , протирку всех частей муфт .
4.7. При текущих ремонтах трубопроводов линий высокого давления , проложенных в туннелях , выполняют :
- восстановление лаковых покрытий на трубопроводе , его подвесках и опорах ;
- проверку креплений трубопроводов на подвесках и опорах ( при необходимости производят подтяжку болтов );
- проверку и при необходимости смену изолирующих прокладок на подвесках и опорах , крепящих медные разветвительные трубы ( на концевых устройствах ).
4.8. Течь в стальном трубопроводе должна быть немедленно устранена . В зависимости от степени интенсивности утечки масла ремонт производится или при понижении давления в линии или при ее полном отключении ( приложение 9, п . 2).
4.9. Ремонт маслоподпитывающего агрегата рекомендуется производить при выводе в ремонт всей кабельной линии . При наличии нескольких подпитывающих агрегатов ( обслуживающих несколько кабельных линий ) выводу в ремонт одного из них должен предшествовать перевод питания линии на другой , находящийся в работе . Так как основные элементы маслоподпитывающих агрегатов дублированы ( нагнетательные маслонасосы , перепускные клапаны , обратные клапаны ), ремонты оборудования в одной из рабочих ветвей возможны при сохранении в работе другой рабочей ветви подпитывающего агрегата ( см . рис . 4).
Указания по ремонту основных элементов маслоподпитывающих агрегатов приведены в п . 3 приложения 9. Причины аварийных режимов работы подпитывающих агрегатов и методы обнаружения неисправностей , а также рекомендации по устранению неисправностей приведены в п . 4 приложения 9.
4.10. При выполнении текущих ремонтов концевых устройств устраняются небольшие течи во фланцевых соединениях медных разветвительных труб и принимаются меры к устранению перегрева фланцевого соединения .
Сильные течи во фланцевых соединениях , в местах сварок медных разветвительных труб и нарушения герметичности камер высокого давления концевых муфт устраняются при капитальном ремонте концевых устройств и концевых муфт .
Указания по текущему и капитальному ремонту концевых устройств приведены в п . 5 приложения 9.
5.1. Металлические оболочки кабелей в коррозионно - опасных зонах должны быть защищены от коррозии .
Наиболее опасными в отношении коррозии металлических оболочек кабелей являются районы с электрифицированным транспортом , работающим на постоянном токе ( метрополитен , трамвай , железная дорога ), или районы , по которым проходят линии электропередачи постоянного тока системы « провод - земля », а также с почвами , агрессивными по отношению к свинцу и алюминию .
Мероприятия по защите кабельных линий от коррозии , предусматриваемые проектом или осуществляемые в процессе эксплуатации , должны учитывать требования ГОСТ 9.015-74 и быть согласованы с местной организацией , которая координирует работу по защите металлоконструкций от коррозии , а где такие организации отсутствуют , - с организациями , эксплуатирующими расположенные в непосредственной близости подземные металлические сооружения и сооружения , являющиеся источниками блуждающих токов .
5.2. Мероприятия по защите кабелей от коррозии должны разрабатываться на стадии проектирования .
В процессе эксплуатации в коррозионно - опасных зонах должны производиться измерения блуждающих токов ( приложение 10), определяться степень коррозионной активности грунтов , грунтовых и других вод ( приложение 11), составляться и периодически корректироваться карта коррозионных зон кабельной сети .
Для этого на совмещенных планах расположения кабельных линий и трамвайных сооружений ( рельсовых путей , отсосов , питающих центров ) по данным наблюдений наносятся диагрммы потенциалов и плотностей блуждающих токов , а также указываются места расположения агрессивных почв .
5.3. На основании анализа данных о коррозионных зонах диаграммы потенциалов рельсовой сети , а также данных об имевших место случаях повреждений кабелей электрокоррозией устанавливаются места , где в первую очередь должны производиться измерения блуждающих токов и потенциалов на кабелях .
Во всех случаях , когда маслонаполненные линии расположены в зонах действия блуждающих токов , в кабельных колодцах и питающих пунктах этих линий должны быть оборудованы контрольные пункты для производства измерений .
После анализа результатов первых измерений блуждающих токов , а также после принятия мер по защите кабелей ( или мер по снижению уровней блуждающих токов ) намечаются и уточняются дальнейшие мероприятия по борьбе с электрокоррозией .
По результатам измерений определяются средние значения потенциалов и строятся диаграммы потенциалов кабеля . При этом следует учитывать стационарный потенциал на металлической оболочке кабеля по отношению к медносульфатному электроду ( для свинца - 0,48 В , для алюминия - 0,7 В ).
5.4. По результатам измерений разности потенциалов можно определить в исследуемой зоне наличие того или иного вида коррозии .
Если измеряемая разность потенциалов изменяется по значению и знаку или только по значению , то это указывает на наличие в земле блуждающих токов . Есл и измеряемая разность потенциалов имеет устойчивый характер , то это указывает на наличие в земле токов почвенного происхождения либо токов от линий передачи постоянного ток а по системе « провод - земля », если таковые имеются в данном районе .
5.5. Материалы измерений должны быть обработаны и по ним должны быть построены графики потенциалов отдельно для каждого сооружения и линии .
При необходимости графики дополняются сведениями о плотностях натекающих и стекающих токов , а также данными о направлениях и значениях сквозных токов , текущих по оболочкам кабелей ( или по другим подземным сооружениям ).
5.6. Защита кабельных линий низкого давления от коррозии на стадии проектирования , сооружения и эксплуатации осуществляется :
- рациональным выбором трассы прокладки и марки кабеля ( с учетом коррозионной активности окружающей среды , наличия блуждающих токов и типа защитных покровов кабеля );
- соблюдением всех норм и правил прокладки и монтажа кабельных линий , обеспечивающих целостность защитных покровов самих кабелей и участков , примыкающих к соединительным муфтам . Для кабелей с алюминиевыми оболочками контроль за состоянием изоляции защитных покровов должен осуществляться на всех этапах прокладки и монтажа кабельной линии , а также периодически в процессе эксплуатации измерением сопротивления изоляции защитного покрова .
При строительстве кабельной линии защитный покров из поливинилхлоридного пластиката каждой строительной длины кабеля после прокладки и засыпки траншеи грунтом непосредственно перед монтажом муфт должен выдержать испытание повышенным выпрямленным напряжением 10 кВ в течение 1 мин . Напряжение должно быть приложено между металлическими лентами упрочняющего покрова или металлической оболочкой кабеля и заземлением кабельной линии ;
- активной электрозащитой участков кабельной линии , проложенных в коррозионно - опасных зонах ( в коррозионно - активных грунтах и водах и в зонах с наличием блуждающих токов ).
5.7. Кабельные линии подлежат защите от коррозии , вызываемой блуждающими токами , в анодных и знакопеременных зонах :
- при прокладке в грунтах с удельным сопротивлением выше 20 Ом·м и значений среднесуточной плотности тока , стекающего в землю , выше 0,15 мА / дм2 ;
- при прокладках в грунтах с удельным сопротивлением менее 20 Ом·м независимо от плотности тока , стекающего в землю .
При отсутствии достаточных данных о степени коррозионной активности грунтов защита на кабельной линии устанавливается , если потенциал в анодной зоне превышает +0,2 В .
В процессе эксплуатации коррозионная ситуация по трассе кабельной линии может меняться . При обнаружении коррозии оболочек кабельных линий должны быть разработаны мероприятия по предотвращению дальнейшего повреждения кабелей и замене поврежденных участков .
5.8. Защита стальных трубопроводов кабельных линий высокого давления и способы обнаружения повреждений и восстановления их защитных покровов осуществляются в соответствии с рекомендациями , приведенными в приложении 12.
5.9. Необходимо систематически следить за выполнением мероприятий , проводимых управлениями электрифицированного транспорта по уменьшению блуждающих токов в земле ( систематическое получение и изучение потенциальных диаграмм рельсовой сети , результатов проверки состояния рельсовых стыков и др .) в соответствии с требованиями действующих « Правил защиты подземных сооружений от коррозии » и ГОСТ 9.015-74 .
5.10. При обнаружении во время обходов и осмотров неисправностей в устройствах путей трамвая и электрифицированных железных дорог необходимо добиваться ( через местные Советы ) проведения управлениями по эксплуатации трамваев и электрифицированных железных дорог мероприятий по сварке рельсовых стыков , устройству надежных отсосов и других мер , обеспечивающих возможно более низкий уровень блуждающих токов .
5.11. Разрушение оболочек кабелей блуждающими токами происходит там , где они находятся под положительным потенциалом ( в анодных зонах ). Поэтому задача защиты кабелей от коррозии заключается в том , чтобы погасить или свести до минимума положительные потенциалы на оболочках кабелей . Это достигается установкой электродренажей различных типов , применением катодной защиты ( подача на оболочки отрицательного потенциала от специальных источников ), установкой протекторов , заземлителей и перепаек кабелей .
5.12. Выбор средств и способов защиты кабельных линий от электрокоррозии определяется типом ( маркой ) проложенных кабелей , а также степенью опасности их коррозионного разрушения ( приложение 13).
Применение различного вида электрических способов защиты должно удовлетворять требованиям « Правил защиты подземных сооружений от коррозии ». Сведения о защитных устройствах , выпускаемых промышленностью , приведены в приложении 14.
Сведения об особенностях защиты от коррозии кабелей в алюминиевых оболочках приведены в приложении 15.
5.13. Все случаи коррозионных повреждений должны регистрироваться . Основным учетным документом по коррозионному повреждению является акт коррозионного обследования кабельной линии . Результаты обследований и случаи повреждений должны заноситься в паспортную карту кабельной линии .
6.1. Кабельные линии на напряжение 110 кВ и выше в процессе эксплуатации должны периодически подвергаться испытаниям повышенным напряжением от испытательных электроустановок ( приложение 16).
Кабели могут испытываться повышенным выпрямленным напряжением и повышенным напряжением частоты 50 Гц в соответствии с методикой , приведенной в приложении 17.
6.2. Вместе с кабелем испытываются концевые и соединительные муфты . Измерение сопротивления изоляции линии до и после испытания повышенным напряжением производится в соответствии с « Нормами испытания электрооборудования ». Сроки проведения испытаний также должны устанавливаться в соответствии с « Нормами испытания электрооборудования ». После аварийных отключений проводятся внеочередные испытания линий повышенным напряжением .
6.3. Значения испытательного выпрямленного напряжения и испытательного напряжения частоты 50 Гц , приведенные ниже , каждой фазы по отношению к земле для кабельных линий на напряжение до 500 кВ включительно должны удовлетворять требованиям действующего ГОСТ 16441-78 .
Номинальное напряжение, кВ ......... 110 150 220 330 500
Испытательное выпрямленное
напряжение, кВ ................................. 285 350 450 670 865
Испытательное напряжение
частоты 50 Гц , кВ .............................. 100 150 220 330 -
Продолжительность испытания каждой фазы 15 мин .
6.4. Испытания напряжением частоты 50 Гц производятся в тех случаях , когда на предприятии отсутствуют испытательные установки постоянного тока и при наличии силовых трансформаторов высокого напряжения на соответствующие напряжение и мощность . При этом для исключения резонансных явлений необходимо выполнить проверочные расчеты .
6.5. Испытания кабельных линий на напряжение 500 кВ допускается производить с приложением меньших значений напряжения частоты 50 Гц , чем это предусмотрено в п . 6.3. Значения испытательных напряжений частоты 50 Гц в этом случае для каждой фазы по отношению к земле в зависимости от длительности приложения испытательных напряжений приведены ниже .
Испытательное напряжение частоты 50 Гц , кВ ............ 290 303
Продолжительность испытаний, ч ................................. 24 15
6.6. При испытании повышенным выпрямленным напряжением измеряются токи утечки1 , которые на последней минуте не должны превышать : для линий 110 кВ - 200 мкА на 1 км , для линий 220 кВ - 250 мкА на 1 км .
1 Для линий 150, 330 и 500 кВ регламентированные значения токов утечки будут установлены после накопления опыта.
Разница в токах утечки по фазам не должна превышать 50 %.
При оценке состояния линии принимаются во внимание результаты предыдущих испытаний .
6.7. Линия считается выдержавшей испытания , если при их проведении не произошло пробоя изоляции или перекрытия по концевым муфтам , а также не наблюдалось толчков тока или его повышения , а значения токов утечки для линий 110 и 220 кВ не превышают указанные выше нормы . Для линий 150, 330 кВ и 500 кВ в процессе испытаний не должно наблюдаться толчков тока утечки или его повышения после того , как он достиг установившего значения .
7.1. При появлении заметных утечек масла срабатывает сигнализация о падении давления в поврежденной секции . На линию направляется бригада для снятия точных показаний давлений в секции и осмотра всего доступного оборудования секции .
7.2. Потери масла в линии должны быть немедленно пополнены и должны быть приняты меры к поиску течи масла . Должно быть организовано наблюдение за показаниями манометров для определения скорости падения давления масла в секции и потери масла .
7.3. Если при осмотрах не будет обнаружено место утечки масла , то оно устанавливается в дальнейшем перекрытием масляного канала кабеля примерно в середине секции и измерением давлений в каждой половине секции . Процесс деления участков кабельной линии пополам продолжается до тех пор , пока не обнаружится повреждение ( приложение 18).
7.4. Перекрытие масляного канала может быть осуществлено либо закрытием обходных вентилей на стопорах ( либо полустопорах ), либо замораживанием кабеля в промежуточных кабельных колодцах или в специально для этого вскрытых местах .
7.5. Потери масла устанавливаются измерением падения давлений манометрами . По полученным данным строятся кривые ( графики ) изменения давлений в функции времени . Сравнением кривых двух испытуемых участков можно определить местонахождение утечки масла . Этот метод применим при значительных утечках масла через неплотности и повреждения оболочек кабеля .
7.6. Замораживание кабеля производится с помощью металлической разъемной муфты длиной 400 мм и диаметром 130 - 140 мм с двойными стенками . В месте замораживания с кабеля снимаются защитные покровы . Промежуток между стенками кожуха для создания хорошей теплоизоляции заполняется стекловатой . Места стыков обеих полумуфт и зазоры между муфтой и кабелем уплотняются резиновыми прокладками .
Кожух имеет два отверстия : одно ( в виде воронки ) для заливки замораживающего вещества , а другое - для выхода воздуха и испарения охлаждающей жидкости .
Для увеличения термоизоляции муфты она помещается в ящик , также заполняемый стекловатой . В качестве замораживающего вещества применяется жидкий азот . Масло в кабеле замораживается - превращается в твердую монолитную массу - при температуре минус 65 - 70 °С .
Для поддержания кабеля в замороженном состоянии расход жидкого азота составляет примерно 1,5 кг в 1 ч . На металлическую оболочку кабеля и его бумажно - пропитанную изоляцию , как и на само масло , замораживание вредного влияния не оказывает .
7.7. При очень слабых утечках масла , характер которых показан на рис . 8, определить место утечки масла по вышеуказанной методике , как показывает опыт , невозможно . Так как в настоящее время отсутствует методика , позволяющая определять местонахождение малых утечек масла на линиях , проложенных в земле ( потери масла около 4 - 5 л в месяц ), а вскрытие ( раскопка ) целой секции линии является сложным и дорогостоящим , допускается оставлять такие линии в эксплуатации , обеспечивая регулярное пополнение маслом подпитывающей аппаратуры .
Рис . 8. Разряд баков питания при малых утечках масла в линии :
1 - наполнение маслом баков питания; 2 - снижение уровня масла в баках вследствие небольших утечек в линии; Н - уровень масла в баках питания
8.1. Эксплуатирующая организация должна производить технический надзор в процессе прокладки и монтажа кабельных линий .
8.2. Выполняющий технический надзор обязан ознакомиться с проектом прокладки и монтажа кабельной линии . Перед прокладкой необходимо проверить по документам и осмотром состояние и качество кабелей на барабанах , проверить давление масла в подпитывающей аппаратуре на барабанах , а также комплектность , состояние и качество кабельных муфт и монтажных материалов . В процессе прокладки необходимо следить за тем , чтобы строго соблюдались допустимые радиусы изгиба кабеля и усилия тяжения не превышали допустимых расчетных , а также следить за выполнением мероприятий по защите кабелей от коррозии , предусмотренных проектом .
8.3. Выполняющий надзор обязан требовать от производителя работ устранения всех замеченных дефектов и нарушений . При отказе производителя работ выполнить требования по устранению замеченных дефектов и недостатков выполняющий технический надзор должен ставить об этом в известность свою администрацию .
8.4. Вновь смонтированная кабельная линия в соответствии с ПТЭ должна быть принята в эксплуатацию комиссией в составе представителей монтажной и эксплуатирующей организаций . Председателем комиссии назначается представитель эксплуатирующей организации .
8.5. Кроме приемки собственно кабельной линии должен быть принят весь комплекс сооружений , относящийся к маслонаполненной линии :
- маслоподпитывающие устройства ;
- помещения маслоподпитывающих устройств и все вспомогательное оборудование этих помещений ( освещение , вентиляция , дренажные устройства и др .);
- кабельные колодцы для стопорных , соединительно - разветвительных и соединительных муфт и все относящиеся к ним оборудование ;
- туннели , каналы , « мертвые » опоры и разветвительные устройства ;
- антикоррозионная защита ;
- система сигнализации и автоматики , установленная на линии .
Для приемки в эксплуатацию строительных сооружений ( помещений маслоподпитывающих устройств , колодцев , туннелей и т . п .) в приемочную комиссию рекомендуется от эксплуатирующей организации включать специалиста - строителя .
8.6. Комиссия по приемке кабельной линии в эксплуатацию обязана проверить техническую документацию , произвести обход трассы кабельной линии , произвести осмотр кабельных сооружений и проверку по месту выполненных работ , а также ознакомиться с результатами испытания кабельной линии .
Соответствующими протоколами испытаний и опробования должно быть подтверждено исправное действие всех элементов оборудования и сооружений и соответствие их проекту .
8.7. Приемку кабельных линий высокого давления с учетом разнохарактерных сооружений , относящихся к ним ( стальной трубопровод , « мертвые » опоры , разветвительные устройства , подпитывающие агрегаты , вентиляция туннелей ), рекомендуется производить по результатам специально проводимых нагрузочных испытаний или данных наблюдений за работой линии в период их временной эксплуатации ( комплексного опробования ).
8.8. При сдаче кабельной линии в эксплуатацию должна быть предъявлена документация , предусмотренная ПТЭ , строительными нормами и правилами ( приложение 19).
8.9. При приемке в эксплуатацию кабельной линии должны быть произведены испытания и измерения в соответствии с « Нормами испытания электрооборудования ».
8.10. Приемка в эксплуатацию кабельной линии оформляется актом , в котором отмечается :
- наименование организации , производившей сооружение и монтаж кабельной линии ;
- фамилия производителя работ ;
- фамилия представителя эксплуатации , наблюдавшего за работами ;
- наименование и назначение линии и место прокладки ;
- краткая характеристика линии ( марка , сечение , напряжение , длина , тип муфт и их количество и пр .);
- соответствие выполненных работ действующим правилам и нормам ;
- заключение о пригодности линии для эксплуатации .
8.11. К акту прилагаются все документы , перечисленные в приложении 19, и их опись .
9.1. После приемки кабельной линии эксплуатирующая организация должна оформить всю техническую документацию по данной кабельной линии .
На каждую кабельную линию должен быть заведен паспорт , содержащий все необходимые технические данные по линии и систематически пополняемый сведениями по ее испытаниям , ремонту и эксплуатации ( приложение 20). В соответствии с местными инструкциями ( в зависимости от структуры предприятия ) некоторые данные по эксплуатации кабельных линий ( например , по нагрузкам и испытаниям ) могут заноситься в другие документы .
9.2. На каждую кабельную линию должна быть заведена архивная папка , в которой хранится паспорт кабельной линии и вся техническая документация , перечисленная в приложении 19, а также протоколы испытания кабеля в процессе эксплуатации , акты повреждений линий и др .
9.3. В процессе эксплуатации должны регулярно вестись и заполняться журналы :
- результатов анализа проб масла ;
- обходов и осмотров трасс линий ;
- контроля давления масла в линии ;
- состояния средств антикоррозионной защиты ;
- записи дефектов оборудования ;
- наблюдения за водоотливными и вентиляционными агрегатами и освещением колодцев .
При осмотре сооружений маслонаполненной линии составляются ведомости дефектов строительной части этих сооружений .
9.4. Сроки хранения журналов и другой эксплуатационной документации устанавливаются местными инструкциями .
10.1. Требования техники безопасности должны соответствовать действующим « Правилам техники безопасности при эксплуатации электроустановок электрических станций и подстанций ».
10.2. При эксплуатации кабельных линий особое внимание должно быть уделено вопросам безопасности производства ремонтных работ по кабелям , проложенным в зданиях и на территории электрических станций и подстанций ( гл . Ш -6 ПТБ ), и вопросам безопасности при проведении испытаний оборудования и измерений ( гл . Ш -9 ПТБ ).
11.1. При эксплуатации кабельных линий следует руководствоваться действующими « Правилами пожарной безопасности промпредприятий » и « Инструкцией по содержанию и применению средств пожаротушения на предприятиях Минэнерго СССР ».
1. Засыпку траншей с кабелем рекомендуется осуществлять смесью гравия с песком . Весовое соотношение гравия и песка должно составлять 1:1.
2. Размер зерен гравия должен быть не более 15 мм .
3. Составные части должны быть тщательно перемешаны до получения однородной смеси .
4. Гравий может быть заменен на щебенку той же фракции .
5. Если имеется возможность выбора песка или гравия по минеральному составу , следует отдавать предпочтение кварцу , граниту , известняку , песчаннику ( в порядке перечисления ).
6. Для контроля качества специального засыпного грунта с каждого километра засыпанной этим грунтом равномерно по длине кабельной линии должны быть отобраны три образца массой не менее 5 кг каждый , на которых должны быть проведены измерения значения удельного теплового сопротивления , которое не должно превышать 120 - 130 °С· ( см / Вт ) в сухом состоянии ( влажность 0).
Токовые нагрузки для кабелей приведены по данным ВНИИ кабельной промышленности . В числителе табл . П.2.1 - П.2.6 приведены длительно допустимые токовые нагрузки для среднерасчетных условий в соответствии с п . 1.3 настоящей Инструкции . В знаменателе приведе н ы токовые нагрузки для условий , когда коэффициент нагрузки не превышает 0,8 максимального расчетного значения .
Таблица П .2.1
Кабели низкого давления марки МНСА на напряжение 110 кВ
Сечение жил , мм2 |
Токовая нагрузка , А , при прокладке |
||
в земле одной цепи |
в земле двух параллельных цепей |
в воздухе |
|
120 |
286/333 |
248/311 |
389 |
150 |
322/377 |
278/352 |
452 |
185 |
358/420 |
307/391 |
512 |
240 |
407/478 |
349/445 |
584 |
270 |
430/506 |
368/470 |
623 |
300 |
447/527 |
381/488 |
655 |
350 |
479/566 |
407/524 |
713 |
400 |
507/600 |
430/554 |
765 |
500 |
553/657 |
467/606 |
861 |
550 |
574/683 |
484/628 |
902 |
625 |
600/715 |
504/657 |
959 |
800 |
650/778 |
542/711 |
1080 |
Таблица П. 2.2
Кабели высокого давления марки МВДТ на напряжение 110 кВ
Сечение жил , мм2 |
Токовая нагрузка , А , при прокладке |
||
в земле одной цепи |
в земле двух параллельных цепей |
в воздухе |
|
120 |
263/300 |
233/284 |
371 |
150 |
295/337 |
259/318 |
421 |
185 |
327/375 |
286/353 |
474 |
240 |
372/429 |
320/403 |
553 |
270 |
393/454 |
341/425 |
589 |
300 |
415/479 |
359/448 |
627 |
400 |
471/547 |
405/510 |
735 |
500 |
517/602 |
440/559 |
826 |
550 |
533/622 |
460/577 |
860 |
625 |
561/656 |
472/606 |
925 |
700 |
578/677 |
484/624 |
962 |
Таблица П. 2.3
Кабели низкого давления марки МНСА на напряжение 220 кВ
Сечение жил , м м2 |
Токовая нагрузка , А , при прокладке |
||
в земле одной цепи |
в земле двух параллельных цепей |
в воздухе |
|
300 |
391/453 |
322/413 |
567 |
350 |
416/483 |
336/438 |
614 |
400 |
438/511 |
353/462 |
659 |
500 |
472/553 |
373/495 |
736 |
550 |
488/573 |
382/511 |
771 |
625 |
504/594 |
390/526 |
817 |
800 |
535/634 |
412/556 |
915 |
Таблица П. 2.4
Кабели высокого давления марки МВДТ на напряжение 220 кВ
Сечение жил , мм2 |
Токовая нагрузка , А , при прокладке |
||
в земле одной цепи |
в земле двух параллельных цепей |
в воздухе |
|
300 |
369/422 |
333/385 |
534 |
400 |
416/479 |
371/431 |
631 |
500 |
445/514 |
392/457 |
700 |
550 |
457/529 |
401/469 |
730 |
625 |
468/543 |
407/476 |
769 |
700 |
479/557 |
414/486 |
800 |
Таблица П. 2.5
Кабели низкого давления марок МНАШ ву и МНА Г ИВУ на напряжение 110 кВ*
Сечение жил , мм 2 |
Токовая нагрузка , А , при прокладке в земле |
|||
одной цепи кабелей с |
двух параллельных цепей с |
|||
гладкой оболочкой |
гофрированной оболочкой |
гладкой оболочкой |
гофрированной оболочкой |
|
120 |
266/307 |
- |
233/289 |
- |
150 |
294/342 |
- |
256/320 |
- |
185 |
324/379 |
- |
279/354 |
- |
240 |
360/420 |
- |
315/390 |
- |
270 |
377/442 |
382/445 |
323/411 |
327/414 |
300 |
391/459 |
399/466 |
335/426 |
335/430 |
350 |
- |
420/492 |
- |
358/456 |
400 |
- |
439/514 |
- |
372/477 |
500 |
- |
468/551 |
- |
396/510 |
550 |
- |
482/570 |
- |
406/525 |
625 |
- |
499/590 |
- |
418/542 |
800 |
- |
528/627 |
- |
439/573 |
* Оболочки соединены с обоих концов линии. |
Таблица П. 2.6
Кабели низкого давления марок МНАШ в и МНА Г ШВ на напряжение 110 кВ
Сечение жил , мм 2 |
Токовая нагрузка , А , при прокладке |
|
|||||
в земле1 одной цепи кабелей с |
в земле1 двух параллельных кабелей с |
в воздухе2 |
|||||
гладкой оболочкой |
гофрированной оболочкой |
с гладкой оболочкой |
с гофрированной оболочкой |
||||
гладкой оболочкой |
гофрированной оболочкой |
||||||
120 |
281/326 |
- |
245/306 |
- |
369 |
- |
|
150 |
306/360 |
- |
266/330 |
- |
422 |
- |
|
185 |
331/389 |
- |
285/363 |
- |
475 |
- |
|
240 |
366/434 |
- |
315/400 |
- |
532 |
- |
|
270 |
383/452 |
390/458 |
328/420 |
334/425 |
563 |
570 |
|
300 |
405/477 |
405/477 |
344/443 |
344/440 |
595 |
600 |
|
350 |
- |
432/510 |
- |
368/473 |
- |
648 |
|
400 |
- |
452/534 |
- |
383/495 |
- |
690 |
|
500 |
- |
484/578 |
- |
408/530 |
- |
756 |
|
550 |
- |
499/593 |
- |
420/545 |
- |
786 |
|
625 |
- |
516/615 |
- |
432/564 |
- |
827 |
|
800 |
- |
545/653 |
- |
453/594 |
- |
905 |
|
1 Оболочки соединены с обоих концов линии . 2 Кабели проложены треугольником без зазора . Оболочки соединены с обоих концов линии . |
|
1. Для установки термодатчика на кабелях , проложенных в грунте , необходимо :
- вырыть на трассе кабельной линии котлован ;
- временно снять защитные покровы кабеля на участке длиной 250 - 300 мм ( у торца котлована ), установить и закрепить термодатчики ;
- ввести измерительные концы в стальной или иной трубке в удобное и безопасное от механических повреждений место , причем на длине 100 - 120 мм они должны располагаться на поверхности кабеля ( трубопровода ) вдоль его оси . По всей длине проводники от термодатчиков должны иметь металлические экраны , исключающие влияние электромагнитных полей на результаты измерений ;
- восстановить ранее снятые защитные покровы ;
- установить на концах вводимых проводов маркировочные бирки ;
- засыпать мелким грунтом и осторожно утрамбовать котлован .
2. При контроле нагрева кабелей низкого давления термодатчики ( лучше всего малогабаритные термосопротивления ) следует устанавливать на оболочки или на упрочняющие медные ленты .
На линиях высокого давления термодатчики следует устанавливать ( в каждой из контрольных зон ) сверху и снизу стального трубопровода .
Поверхность оболочки или трубы ( в месте прилегания к ней термодатчика ) должна быть очищена до блеска . Термодатчик должен быть приклеен и плотно прижат к оболочке или трубе несколькими витками тафтяной или смоляной ленты .
3. Установка термодатчиков на поверхности защитных покровов не допускается .
4. Измерение температуры кабеля следует производить не раньше чем через 1 сут после засыпки котлована , чтобы грунт в месте измерения имел установившуюся температуру .
5. Для измерения температуры окружающей среды закладываются ( устанавливаются ) отдельные термодатчики .
При прокладке в грунте температура окружающей среды должна измеряться на расстоянии 3 - 5 м от крайнего кабеля на глубине прокладки кабелей в зоне , где отсутствуют источники тепла .
Для этого следует просверлить в грунте отверстие диаметром 100 - 150 мм на глубину прокладки кабеля , установить термодатчики , засыпать грунтом и утрамбовать . Измерение температуры следует производить не ранее чем через 1 сут после установки термодатчиков .
При прокладке кабелей в кабельных сооружениях температура воздуха должна измеряться на входе или выходе из сооружения в месте выброса теплого воздуха .
6. На маслонаполненных кабельных линиях , находящихся в эксплуатации более 25 - 30 лет , рекомендуется вести систематический контроль нагрева кабелей в местах , указанных в п . 1.9 настоящей Инструкции .
7. Измерение температуры оболочек ( труб ) производится в течение не менее 1 сут с интервалом 2 - 3 ч с одновременной фиксацией нагрузочных токов .
При изменениях нагрузочного тока в пределах менее 20 % от максимального за расчетное значение тока принимается его максимальное значение , сохраняющееся не менее 2 ч .
При значительных изменениях нагрузочного тока определяется его среднеквадратичное значение ( за период наблюдения ), которое и является расчетным .
8. Если глубина прокладки кабельных линий высокого давления не постоянна , то желательно температуру нагрева кабелей определить на максимальной и минимальной глубине прокладки .
На участках с большим уклоном на линиях высокого давления необходимо определять температуру нагрева кабелей в наивысшей точке подъема . Это обусловлено возможностью появления на таких участках продольной конвекции масла в трубопроводе , приводящей к образованию более нагретых зон в верхних участках .
9. При контроле нагрева линий следует определить нагрев разветвительных участков , особенно в местах их креплений , где возможно образование замкнутых магнитных контуров . Контроль температуры нагрева труб разветвлений необходим потому , что в результате значительных токов , которые индуктируются в медных трубах , их нагрев может превосходить нагрев стального трубопровода .
10. Контрольные тепловые измерения на кабельных линиях , проложенных в туннелях , должны производиться при полностью включенной приточно - вытяжной вентиляции . Одновременно с измерениями температуры кабельных линий производятся измерения температуры входящего ( в туннель ) и выходящего воздуха , а также температуры наружного воздуха ( вне туннеля ). Если кабельные туннели секционированы ( разделены перегородками в противопожарных целях или для осуществления расчетной схемы потоков воздуха ), то контрольные измерения производятся в наиболее нагретых отсеках .
11. Определение температуры жилы θ ж по измеренной температуре оболочек θ об кабелей низкого давления производится по выражению
где I оп - длительная максимальная нагрузка кабеля , измеренная при опыте , А ;
R ж - активное сопротивление жилы , Ом / см ;
Т из - тепловое сопротивление изоляции , °С· ( см / Вт );
W д.п - диэлектрические потери , Вт / см .
Диэлектрические потери в изоляции кабеля W д,п находятся из выражения
W д.п = U 2 ω C tg δ ,
где U - рабочее напряжение , В ;
ω - 2 πf = 314;
С - емкость кабеля , Ф / см ;
tg δ - тангенс угла диэлектрических потерь при рабочей температуре ( выбирается по стандарту и обычно находится в пределах 0,0025 - 0,0045).
Тепловое сопротивление изоляции находится из выражения
где ρ т.из - удельное тепловое сопротивление изоляции, °С·см / Вт (450 - 550);
D 1 и D 2 - наружный и внутренний диаметры кольцевого слоя изоляции , см .
Активное сопротивление жилы R ж берется с поправкой на температуру ( θ ж подсчитывается 2 раза методом последовательного приближения ) и с поправкой на поверхностный эффект ( введением коэффициента 1,15).
12. Определение температуры жилы θ ж по найденной температуре стальной трубы θ тр на линиях высокого давления производится по выражению
где θ тр - температура на стальном трубопроводе кабеля , °С ;
I оп - длительная максимальная нагрузка кабеля , измеренная при опыте , А ;
Т м - тепловое сопротивление от поверхности кабеля до стальной трубы, °С·(см/Вт).
Тепловое сопротивление изоляции и диэлектрические потери в изоляции кабеля определяются из выражений , приведенных в п . 11 настоящего приложения .
Активное сопротивление жилы и ток , измеренный при опыте , принимаются в соответствии с ранее приведенными указаниями .
Тепловое сопротивление от поверхности ( экрана ) кабеля до
стальной трубы может быть найдено из выражения
где ρ т.м - удельное сопротивление теплопереходу с поверхности кабеля в масло и от масла к поверхности стальной трубы ( принимается равным 435 °С· ( см / Вт );
К 1 - коэффициент , учитывающий часть периметра верхней фазы , участвующей в теплообмене с трубой через масло (0,83);
К 2 - коэффициент, учитывающий часть периметра стальной трубы , участвующей в теплообмене с верхней фазой кабеля (0,42);
D эк , D тр - соответственно диаметры кабеля по экрану и трубы ( внутренний ), см .
Сопротивление тепловому потоку по экранам соседних фаз на основании опытных данных принимается равным 232 °С· ( см / Вт ) на 1 см . Это сопротивление включено параллельно тепловому сопротивлению зоны масла . Таким образом , окончательно
Рис . П 4.1.
1 - нижний электрод-чашка; 2 - верхний измерительный электрод; 3 - охранное кольцо измерительного электрода; 4 - болт-клемма для подсоединения провода высокого напряжения; 5 - изолирующие дистанционные пластины (стекло); 6 - крепление дистанционных пластин; 7 - клемма измерительного электрода; 8 - место для установки термометра; 9 - клемма охранного кольца
Общие положения по отбору проб масла
Основное условие полноценности и достоверности пробы состоит в том , чтобы все , с чем соприкасается отбираемая проба ( банки , воронки , краны , трубки ), было абсолютно чистым .
Посуда , предназначенная для отбора пробы , по своей емкости и чистоте должна отвечать техническим требованиям , связанным с отбором проб .
Методы отбора проб зависят от назначения пробы и типа емкости , откуда производится отбор проб .
При отборе проб масла необходимо соблюдать нижеприведенные технические требования .
Посуда для отбора проб
1. Для отбора проб масла должны применяться стеклянные банки с широким горлом и притертыми пробками емкостью 0,5 и 1 л .
2. На каждой банке должен быть вытравлен или написан краской номер .
3. В отдельных случаях ( отсутствие посуды ) допускается отбор в стеклянную посуду других типов , но указанных размеров .
4. В случае отсутствия притертой пришлифованной стеклянной пробки допускается также применение корковых пробок , обернутых пергаментной бумагой .
Мытье , сушка , хранение и перевозка стеклянных банок
1. Посуда и все приборы , применяемые при отборе проб масла , должны быть абсолютно чистыми .
2. Вся посуда и приборы , предназначенные для отбора проб масла , в обязательном порядке должны быть заранее тщательно промыты керосиновым контактом или крепким раствором щелочи ( не менее 10 %- ной концентрации ) или крепким раствором соды .
3. Для промывки посуды и приборов наливается 25 %- ный ( до 1 /4 объема ) контакт , при отсутствии последнего - раствор щелочи или соды . После этого добавляется до 1/2 объема горячая вода ( температура 60 - 80 °С ). После закупорки пробкой посуда энергично встряхивается до тех пор , пока не будут удалены видимые признаки загрязнения и масла , растворы сливаются в специальную тару .
4. Промытая посуда должна несколько раз прополаскиваться чистой горячей водой . При наличии на стенках банки налета или какого - либо осадка последние должны быть очищены специальной щеткой ( ершом ) и уже после этого домываться .
5. Окончательно промытой посуда считается тогда , когда после ополаскивания горячей водой на стенках банки не остается капель и характерных для маслянистой посуды несмачиваемых или плохо смачиваемых участков .
6. После окончательного ополаскивания банки ставятся на 10 - 15 мин вверх дном для стока воды .
7. После стока воды банки должны быть установлены в сушильный шкаф для окончательной просушки при 110 - 120 °С .
8. Просушенные банки после отключения сушильного шкафа должны медленно остывать в шкафу , затем закрываться пробками .
9. Открывать банку ранее момента взятия пробы не разрешается .
10. Банки , подготовленные для взятия пробы , хранятся на специальных полках или в ящиках для перевозки .
11. Посуду , предназначенную для отбора проб масла , запрещается применять для других целей .
12. Деревянные ящики , в которых перевозятся банки на место отбора проб масла , должны быть разделены на ячейки в количестве от двух до шести мест таких размеров , чтобы в каждую ячейку плотно входила одна банка .
Сопроводительная документация
Каждая проба масла должна быть снабжена сопроводительным ярлыком , содержащим следующие данные :
а ) наименование , номер и тип прибора или емкости , из которых отобрана проба масла ;
б ) место отбора пробы масла ;
в ) дата взятия пробы масла ;
г ) номер банки , в которую взята проба масла ;
д ) условия взятия пробы масла ( температура , влажность и давление воздуха );
е ) подпись лица , отбиравшего пробу масла .
Работники лаборатории должны занести в журнал испытаний все данные сопроводительного ярлыка пробы масла и лабораторного испытания и выдать протокол с результатом испытания .
О количестве газа , растворенного в масле , степени дегазации можно судить по давлению газа , выделившегося из масла при выпуске его в определенный объем , предварительно отвакуумированный до остаточного давления насыщения испытуемого масла .
Прибор для определения степени дегазации масла ( схематически показан на рис . 6) состоит из сильфонных вакуумных вентилей откачки , подачи , пролива и слива масла , мерного стакана , вакуумного шланга и соединительных трубок . В комплект входит также вакуумный насос и термопарный вакуумметр .
Требуемый в приборе вакуум создается вакуумнасосом .
Порядок пользования прибором следующий .
1. Сначала производится подготовка прибора к измерениям , для чего необходимо :
- установить вакуумный насос и вакуумметр рядом с абсорбциометром ;
- соединить вакуумным шлангом патрубок вентиля 5 со всасывающим патрубком насоса ;
- установить манометрическую лампу ( ПМТ -4 М ) в грибковое уплотнение и соединить разъем измерительного кабеля вакуумметра с ответной частью лампы ПМТ -4 М ;
- соединить силовой кабель электродвигателя насоса и кабеля питания вакуумметра с источником питания .
2. Для производства измерений необходимо произвести откачку абсорбциометра , для чего :
- закрыв все вентили , подать питание на насос и вакуумметр ;
- откалибровать шкалу вакуумметра в соответствии с током накала , указанным на манометрической лампе ;
- установить переключатель диапазонов вакуумметра в положение «2 × 10-1 - 10-3», а переключатель рода работ в положение « Измерение ». Медленно открыть вентиль 5;
- откачать мерный стакан до остаточного давления 0,65 Па (5 · 10-3 мм рт . ст )
3. Закрыв вентиль 5, отключить питание насоса и произвести напуск масла следующим образом :
- открыть вентиль 2, а вентили 8 и 10 соединить трубками с объемом исследуемого масла . Масло будет проливаться , минуя мерный стакан ;
- закрыть вентиль 9, заметить показания вакуумметра и одновременно открыть вентиль 10 подачи масла . Напустить в стакан 100 - 150 см3 масла , после чего закрыть вентиль 10, отметив при этом показания вакуумметра ;
- отсоединить вакуумный шланг от патрубка вентиля 5;
- открыть вентиль 5 и 8 и слить масло .
Объемное содержание приведенного к атмосферному давлению газа в масле ( в процентах от объема масла ) подсчитывается по следующей формуле :
где V п - объем прибора ( указан на панели абсорбциометра ), см3 ;
V м - объем масла , введенного в стакан , см3 ;
Р 1 - давление до выпуска масла , Па ;
Р 2 - давление в приборе после впуска масла , Па ;
Р а - атмосферное давление , Па .
За истинное содержание газа в масле следует принимать среднее из двух последних измерений , если результаты этих измерений отличаются друг от друга не более чем на 30 %.
_________________________________________________________________________
« » _________________ 19 г . Секция ____________________ между колодцами ,
№ __________ Длина секции ________________ м . Объем масла в секции _________
____________________ м3 .
Температура воздуха _______________ °С .
Фаза |
Секция |
Продолжительность слива масла , мин |
Объем слитого масла 1 , м3 |
Разность давлений масла, МПа ( кгс / см2 ) |
Коэффициент пропитки К · 10-4 |
Ж |
|
|
|
|
|
З |
|
|
|
|
|
К |
|
|
|
|
|
Ж |
|
|
|
|
|
З |
|
|
|
|
|
К |
|
|
|
|
|
1 Слив масла производится в верхней части секции.
Мастер ____________________
1. Отбор проб масла из соединительной муфты кабеля низкого давления ( рис . П8.1 )
Рис . П 8.1. Отбор проб масла из соединительных муфт кабелей низкого давления :
1, 7 - штуцер с заглушкой; 2 - накидная гайка; 3 - соединительная трубка; 4 - сильфонный вентиль; 5 - манометр; 6 - переносный бак давления; 8 - стеклянная банка
1.1. Отбор проб из соединительной муфты может производиться без отключения линии .
1.2. Дли взятия пробы масла из соединительной муфты необходимо иметь свинцовую трубку или трубку из маслостойкой резины 3 с накидной гайкой 2 и переносный бак давления 6, подпитанный маслом до избыточного давления не ниже 0,069 МПа (0,7 кгс / см2 ).
1.3. Отвернуть заглушку 1 и убедиться , что в муфте поддерживается давление ( из штуцера вытекает масло ).
1.4. Приоткрыть сильфонный вентиль 4 на переносном баке давления , снять заглушку с соединительной трубки , пролить масло для удаления воздуха в трубке , приподняв ее выше вентиля 4 бака давления .
1.5. Подсоединить соединительную трубку к штуцеру 1 соединительной муфты .
1.6. Отвернуть заглушку 7 на несколько витков до получения небольшой струи масла .
1.7. Слить около 0,5 л масла , промыть этим маслом стеклянный сосуд для отбора пробы и его пробку .
1.8. Отобрать пробу масла в количестве 1 л в стеклянный сосуд и закрыть сосуд пробкой .
1.9. Завинтить заглушку 7.
1.10. Отсоединить соединительную трубку от штуцера 1, завинтить заглушку 1.
2. Отбор проб масла из стопорной муфты кабеля низкого давления ( рис . П8.2 )
Рис . П 8.2. Отбор проб масла из стопорных муфт кабелей низкого давления :
1, 9, 21 - коллекторы; 2, 10, 15 - электроконтактные манометры; 3, 8, 16, 17 - баки давления; 4, 6, 18, 12, 13, 14 - заглушки на кранах баков давления; 5, 7, 19, 20 - сильфонные вентили; 11 - стеклянная банка
2.1. Отбор проб из стопорной муфты кабеля 110 кВ может производиться без отключения линии , кабеля 220 кВ - на отключенной линии .
2.2. Отбор проб масла из концевых частей стопорной муфты производится следующим образом .
2.2.1. Закрыть вентиль 20 на баке давления . Вентиль 19 закрыть не полностью .
2.2.2. Отвернуть заглушку 14 на несколько витков до появления небольшой струи масла .
2.2.3. Выполнить указания пп . 1.7 и 1.8 настоящего приложения .
2.2.4. Завинтить заглушку 14 и восстановить схему маслоподпитки , полностью открыв вентили 19 и 20.
2.3. Отбор проб масла из центральных частей стопорной муфты осуществляется следующим образом .
2.3.1. Закрыть вентиль 7 не полностью .
2.3.2. Отвернуть заглушку 13 на несколько витков до появления небольшой струи масла .
2.3.3. Выполнить указания пп . 1.7 и 1.8 настоящего приложения .
2.3.4. Завинтить заглушку 13 и восстановить схему маслоподпитки , полностью открыв вентиль 7.
3. Отбор проб масла из концевой муфты кабеля низкого давления ( рис . П8.3 )
3.1. Отбор проб масла из концевой муфты производится на отключенной линии .
3.2. Закрыть вентили 10 и 21 баков давления 7 и 8.
3.3. Отвинтить заглушку 4 на несколько витков до появления небольшой струи масла .
3.4. Выполнить указание пп . 1.7 и 1.8 настоящего приложения .
3.5. Завинтить заглушку 4 и восстановить схему маслоподпитки , полностью открыв вентили 10 и 11.
4. Отбор проб масла из баков давления ( рис . П8.3 )
Рис . П 8.3. Отбор проб масла из концевых муфт кабелей низкого давления и баков давления :
1 - стеклянная банка; 2, 4, 10 - заглушки; 3, 7, 11 - сильфонные вентили; 5 - изолирующая втулка; 6 - электроконтактный манометр; 8, 9 - баки давления
4.1. Отбор проб из баков давления производится без отключения линии .
4.2. Закрыть вентили 7, 11, 12.
4.3. Для взятия пробы из бака давления 9 приоткрыть вентиль 11 и отвернуть на несколько витков заглушку 10 до появления небольшой струи масла .
4.4. Выполнить указания пп . 1.7 и 1.8 настоящего приложения .
4.5. Закрыть вентиль 11 и завинтить заглушку 10.
4.6. Для взятия пробы из бака давления 8 приоткрыть вентиль 12, отвернуть на несколько витков заглушку 10 и слить масло , содержащееся в соединительной трубке между баками .
4.7. Выполнить указания пп . 1.7 и 1.8 настоящего приложения .
4.8. Завинтить заглушку 10 и восстановить схему маслоподпитки , полностью открыв вентили 7, 11, 12.
5. Отбор проб масла из концевых и соединительно - разветвительных муфт кабелей высокого давления ( рис . П8.4 )
Рис . П 8.4. Отбор проб масла из концевых и соединительно - разветвительных муфт кабелей высокого давления :
1 - концевая муфта; 2, 6, 8 - сильфонные вентили; 3, 7 - изогнутая трубка; 4 - стеклянная банка; 5 - штуцер; 9 - соединительно-разветвительная муфта
5.1. Отбор проб производится на отключенной кабельной линии .
5.2. Отбор проб из муфт производится без снижения давления в линии с помощью специальных вентилей 2 и 6 с присоединенной к ним изогнутой трубкой .
При отсутствии специальных вентилей на муфте может быть применен фланец со штуцером и заглушкой . В этом случае отбор проб производится после предварительного снижения давления в линии до 0,098 - 0,196 МПа (1 - 2 кгс / см2 ) с помощью изогнутой трубки с накидной гайкой , навинчиваемой на штуцер 5 вместо заглушки .
5.3. Приоткрыть специальный вентиль 2 или 6 или снять заглушку после снижения давления и навинтить на штуцер вместо заглушки изогнутую трубку с накидной гайкой .
5.4. Выполнить указания пп . 1.7 и 1.8 настоящего приложения .
5.5. Закрыть специальный вентиль 2 или 6 или снять изогнутую трубку с накидной гайкой и установить заглушку на штуцер 5.
1. Устранение неисправностей в баках давления
1.1. Течь масла в баках давления может быть обнаружена по показаниям манометра ( падает давление ) и непосредственно осмотром баков давления и соединительных трубок .
Бак давления с течью масла подлежит замене .
1.2. Ремонт бака давления и заполнение его маслом производится в стационарных условиях ( в мастерских ) по специальной заводской инструкции . Отключение линии при замене бака давления не требуется .
2. Ремонты стального трубопровода кабельной линии высокого давления
2.1. Ремонт сквозных отверстий в трубопроводе производится следующим образом :
- давление масла в трубопроводе снижают до минимально возможного значения , но так , чтобы в верхних частях линии ( с наивысшей отметкой ) оно было не менее 4,9 · 104 Па (0,5 кгс / см2 );
- снимают в месте повреждения антикоррозионную изоляцию ;
- сквозное отверстие закрывают пробкой и накладывают на нее с помощью специального хомута накладку , которую затем приваривают к трубопроводу по периметру . После приварки накладки хомут снимают ;
- давление масла в линии повышают до нормального значения , после чего линия включается в эксплуатацию ;
- отремонтированное место линии находится под наблюдением персонала несколько дней , после чего антикоррозионная изоляция восстанавливается . К сварочным работам на трубопроводах линии высокого давления могут допускаться только дипломированные сварщики .
2.2. После ремонта качество сварочного шва контролируется просвечиванием гамма - лучами радиоактивных изотопов .
3. Ремонт маслоподпитывающих агрегатов на линиях высокого давления
3.1. К основным неисправностям баков - хранилищ масла относятся неплотности , трещины в стеклах маслоуказателей , неисправности дистанционных указателей уровня масла и др .
После осмотра , проверки и ремонта бак надо промыть горячим маслом ( марки С -220), после чего бак проверяется на вакуум . Нате к ание воздуха после достижения вакуума 266,6 Па не должно быть более 133,3 Па в течение 4 ч .
3.2. Ремонт и проверка масляного насоса должны производиться совместно с ремонтом и проверкой соответствующего перепускного клапана , как правило , только при неисправности или отказе в работе одного из них .
После выявления дефектного насоса или клапана эксплуатационный персонал переводит подпитку линии на одну ветвь с исправным нагнетательным насосом и перепускным клапаном .
3.3. По окончании ремонта насос и перепускной клапан могут быть включены в схему агрегата только после удаления воздуха из труб , примыкающих к насосу и клапану , которое производится в соответствии с указаниями , приведенными ниже .
3.3.1. Вакуумирование выведенной из работы части подпитывающего агрегата производится через импульсную трубку электроконтактного манометра 9 ( рис . П9.1 ).
До установки на место всех элементов выведенной из работы части схемы производится их тщательная очистка от грязи и промывка горячим маслом марки С -220.
3.3.2. Для вакуумирования соответствующий электроконтактный манометр снимается . Освободившийся конец импульсной трубки подсоединяется к схеме вакуумирования , как это показано на рис . П9.1 .
3.3.3. Вакуумирование производится при закрытых вентилях у маслобака ( на линии 1) и остальных открытых вентилях .
3.3.4. В качестве вакуумного насоса при необходимости может быть использован один из вакуумных насосов подпитывающего агрегата .
Рис . П 9.1. Схема вакуумирования цепей подпитывающего агрегата через импульсную трубку ( при ремонтных работах ):
1, 5, 7, 8 - сильфонные вентили с электромагнитным приводом; 2 - масляный насос с электроприводом; 3 - обратный клапан; 4 - перепускной клапан; 6 - сильфонный вентиль с механическим приводом; 9 - импульсная трубка (от щита управления); 10 - сливной бак; 11 - вакуумный насос
Если использование вакуумного насоса агрегата невозможно по условиям работы установки , то в этом случае для вакуумирования используется дополнительный вакуумный насос .
3.3.5. Вакуумирование производится в течение 1 ч с момента достижения вакуума 2,6 · 102 Па (2 мм рт . ст .). После окончания вакуумирования производится испытание на натекание . Если в течение 30 мин натекание не будет больше 1,3 · 1 02 (1 мм рт . ст .), отвакуумированная часть схемы включается в работу .
Перед вакуумированием следует обращать внимание на наличие масла в корпусе нагнетательного насоса .
3.3.6. Открывают вентиль у маслобака и производят слив 20 - 30 л масла через импульсную трубку в сливной бак . Затем перекрывают кран сливного бака , отсоединяют свинцовую трубку от импульсной и под струей масла ввертывают электроконтактный манометр .
3.3.7. Восстанавливается нормальная схема подпитки , а управление масляным насосом 2 переводится на автоматическое .
3.3.8. При неудовлетворительных результатах испытания на натекание к свободному концу импульсной трубки подсоединяется баллон с сухим азотом и подается давление около 0,490 - 0,580 МПа (5 - 6 кгс / см2 ). Неплотности обнаруживаются покрытием фланцевых соединений мыльной пеной . После отыскания неплотности производится повторное вакуумирование , а затем заполнение маслом так , как это изложено выше .
3.4. О неисправностях электромагнитного воздушного клапана судят по показаниям соответствующих вакуумметров при включении вакуумного насоса , которые или остаются без изменения или очень медленно возрастают . Вакуумный насос с клапаном , в котором имеется неисправность , должен быть отключен .
3.5. Неисправный вакуумный насос демонтируется , подвергается проверке и ремонту . Работу агрегата обеспечивает резервный вакуумный насос , имеющийся в установке .
3.6. К неисправностям сильфонных вентилей относятся продольные течи или повреждения сильфонных элементов вентилей .
При продольной течи вентиль в положении « закрыто » пропускает масло ( или воздух ).
Для устранения продольной течи или повреждений сильфона вентиль демонтируется и подвергается ремонту и проверке . При повреждении сильфона вентиль в зависимости от положения в схеме пропускает наружу масло или внутрь воздух .
Вентили с поврежденным сильфоном легко выявляются при осмотре агрегата .
Вентили с поврежденным сильфоном в вакуумной части установки выявляются по падению вакуума в соответствующем узле после проверки отсутствия неплотностей в других элементах схемы . Вентиль , имеющий поврежденный сильфон , должен быть снят с агрегата для замены и впайки нового сильфона .
4. Аварийные режимы работы маслоподпитывающих агрегатов
4.1. Сигнал об аварийном состоянии агрегата срабатывает по следующим причинам :
- понижение давления масла в кабельной линии ниже допустимых пределов из - за неисправности нагнетательного насоса или утечки масла в линии , превышающей производительность насоса ;
- повышение давления в линии более допустимых пределов из - за отказов в работе перепускных клапанов , вследствие нарушения их регулировки или неисправности ;
- чрезмерно длительная работа нагнетательных насосов ( больше 3 - 5 мин ) из - за большой утечки масла в линии ;
- падение вакуума в баке - хранилище из - за появления неплотностей в вакуумной системе или неисправности вакуумного насоса ;
- снижение уровня масла в баке - хранилище ниже допустимого предела из - за большой утечки масла в отдельных элементах линии .
4.2. Во всех случаях снижения давления в линиях ниже допустимых пределов необходимо проверить исправность маслонасосов . Если насосы исправны , принять меры к отысканию утечки на линии .
4.3. При падении вакуума в баке - хранилище необходимо переключить откачку воздуха на резервный насос . Дальнейшее снижение вакуума укажет на неплотности в самом баке - хранилище .
4.4. При аварийном понижении давления при групповой подпитке линий автоматически должны закрыться сильфонные вентили электромагнитным приводом . Вслед за этим дежурный персонал должен вручную закрыть соответствующие сильфонные вентили , включенные последовательно с вентилями с электромагнитным приводом .
4.5. При больших утечках масла возможна неселективная работа сильфонных вентилей с электромагнитным приводом и отключение от коллектора вместе с поврежденной линией исправных линий . В этом случае дежурный персонал по показаниям манометров на линиях находит поврежденную линию , аварийно снимает с нее напряжение и восстанавливает давление на неповрежденных линиях подъемом вручную вентилей с электромагнитным приводом .
4.6. При появлении сигнала о недопустимо длительной работе маслонасосов необходимо проверить , не происходит ли понижение уровня масла в баке , которое будет указывать на повреждение кабельной линии .
При отсутствии понижения уровня масла в баке следует поочередно перекрыть вентили на магистралях перепускных клапанов и проверить их исправность .
При обнаружении неисправного клапана последний выводится в ремонт .
Если указанными выше мерами не удается выяснить причину непрерывной работы насосов , необходимо перевести их на ручное управление . Если при отключенных насосах давление в линиях не будет резко падать , то неисправен насос .
При резком падении давления в коллекторе следует проверить исправность кабельных линий .
5. Устройство неисправностей в концевых устройствах
5.1. При появлении слабых течей во фланцевых соединениях медных разветвительных труб необходимо подтянуть болты фланцевых соединений .
5.2. При чрезмерно сильной затяжке болтов иногда наблюдается деформация фланцев , которая приводит к увеличению переходного электрического сопротивления во фланцевом соединении и заметному перегреву фланцев токами , наведенными в разветвительных медных трубах .
Для предотвращения перегрева фланцевого соединения следует наложить на него шунт из медной шины , зажав последнюю под один из стяжных болтов фланцевого соединения .
5.3. При появлении сильной течи во фланцевых соединениях ( нарушение целостности металлоасбестовой прокладки ), в целом месте или местах сварок медных разветвительных труб , а также при нарушении герметичности камер высокого давления концевых муфт ( повреждения бакелитового цилиндра или его торцевых уплотнителей ), во всех этих случаях , сопровождающихся значительным вытеканием масла и спадом давления в линии , необходимо отключить линию , перекрыть обходной вентиль на полустопоре и предотвратить тем самым значительные потери масла из линии . При применении полустопорного устройства ( рис . П9.2 ) просачивается незначительное количество масла из стального трубопровода в разветвительные устройства и концевые муфты .
5.4. После перекрытия обходного вентиля производится ремонт поврежденного участка : заварка места течи на трубе разветвления , частичный или полный перемонтаж концевой муфты или перемонтаж труб разветвлений ( со сменой прокладки ) на поврежденной фазе .
После указанного ремонта разветвительное устройство вместе с концевыми муфтами вакуумируется , проверяется на герметичность ( на т екание воздуха ) и заполняется маслом ( через обходный вентиль полустопорного устройства с подачей масла от подпитывающего агрегата или предварительным заполнением системы маслом от передвижной дегазационной установки ).
Рис . П 9.2. Конструкция полустопорного устройства на линиях высокого давления ( показано уплотнение одной из трех фаз ):
1 - проволока скольжения (в месте прохождения через сальниковое уплотнение - снята); 2 - переходной фланец; 3 - кожух полустопорного устройства; 4 - сальниковое уплотнение; 5 - кабель; 6 - разделительная диафрагма полустопорного устройства; 7 - алюминиевые кольца
1. В комплекс измерений на кабельных линиях входят измерения :
- потенциалов оболочек кабелей по отношению к медносульфатному электроду сравнения ;
- разности потенциалов между оболочкой кабеля и другими подземными сооружениями и рельсами электрифицированного транспорта ;
- значений силы и плотности токов и их направления в тех же местах и цепях , где производились измерения потенциалов .
2. Для измерений потенциалов блуждающих токов должен применяться вольтметр с внутренним сопротивлением не менее 20000 Ом на 1 В с пределами измерений 75-0-75 мВ ; 0,5-0-0,5 В ; 1-0-1 В ; 5-0-5 В или с другими близкими к указанным пределами .
Если измеряемые разности потенциалов не превышают 1 В , следует применять неполяризующийся медносульфатный электрод сравнения ; при больших разностях потенциалов могут быть использованы металлические электроды ( штыри ).
3. Резко переменный характер блуждающих токов обусловливает следующие требования к методике их измерений .
В каждом контрольном пункте измерения следует производить в течение 10 - 15 мин через каждые 5 - 10 с .
В зонах отсутствия блуждающих токов время измерения потенциалов в каждой точке может быть ограничено 3 - 5 мин . Отсчеты должны производиться через каждые 15 - 20 с .
По данным измерений определяются средние значения потенциалов и токов . В знакопеременных зонах средние потенциалы подсчитываются отдельно для каждой полярности .
4. Измерения блуждающих токов следует производить в часы наиболее интенсивного движения транспорта ( трамваев , поездов электрифицированной железной дороги ).
5. Измерения блуждающих токов на кабельных линиях производятся по исследуемой трассе в каждом кабельном колодце ( в местах расположений соединительных муфт ).
6. Конструкции контрольно - измерительных пунктов с учетом местных условий могут быть различными ( настенные , подземные и др .).
7. При наличии сложных узлов подземных сооружений и перетоков блуждающих токов с одних сооружений на другие измерения блуждающих токов должны производиться одновременно всеми заинтересованными организациями . Полученные таким образом данные измерений после их совместного рассмотрения и анализа позволят наметить наиболее обоснованные и правильные меры борьбы с коррозией .
1. Контроль коррозионных свойств грунтов производится отбором проб :
- в местах , где имеются подозрения на агрессивные свойства грунтов ( торфяные , черноземные , солончаковые , засоренные шлаком , строительным мусором и т . д .);
- в местах , где уже наблюдалось разрушение оболочек кабелей коррозией ( особенно там , где нет блуждающих токов , или где их уровень низок );
- по трассам вновь прокладываемых кабельных линий .
Отбор пробы грунтов рекомендуется производить в местах всякого рода ремонтных работ .
2. Пробы грунта на химический анализ отбираются с глубины прокладки кабеля через каждые 1000 м при однородном и через каждые 500 м при неоднородном характере грунта .
В торфяных , черноземных , солончаковых и насыпных грунтах отбирают по три пробы на расстоянии 300 - 500 м .
Масса одной пробы должна составлять не менее 500 г , причем 70 % этой пробы берется с глубины заложения кабеля и по 15 % со стенок шурфа или траншеи в двух характерных по цвету , составу и влажности местах . Все три части перемешиваются и помещаются в закрытую пронумерованную тару , не допускающую загрязнения пробы .
3. При наличии на трассе участков с грунтовыми и другими водами также следует устанавливать их коррозионные свойства отбором и анализом проб .
Проба воды отбирается в чистые сухие бутылки емкостью 1 л , предварительно 2 - 3 раза промытые отбираемой водой . Бутылки закрываются жесткими корковыми или резиновыми пробками . На бутылку прикрепляется этикетка с указанием номера объекта , номера пробы , места и даты отбора .
4. Коррозионная активность грунтов , грунтовых и других вод по отношению к свинцовой оболочке кабелей определяется по концентрации в них водородных ионов рН , содержание органических и азотистых веществ ( нитрат - ионов ) и общей жесткости воды ( табл . П11.1 и П11.2 ).
Коррозионная активность грунтов , грунтовых и других вод по отношению к алюминиевой оболочке кабелей определяется по концентрации водородных ионов рН , содержанию ионов хлора и железа ( табл . П11.3 и П11.4 ). Степень коррозионной активности грунтов , грунтовых и других вод на основании результатов химического анализа устанавливается в соответствии с нормами , приведенными в табл . П11.1 - П11.4 .
5. Оценку коррозионной активности грунтов допускается производить также по потере массы стальных образцов и определением удельного электрического сопротивления грунтов .
При определении коррозионной активности грунтов различными методами принимается показатель , указывающий на более высокую степень коррозионности .
6. Определение коррозионной активности грунтов по потере массы стальных образцов выполняется следующим образом .
6.1. Образец представляет собой стальную трубку длиной 100 мм и внутренним диаметром 19 мм .
6.2. Перед испытанием поверхность образца очищают от ржавчины и окалины корундовой шкуркой , обезжиривают ацетоном , высушивают фильтровальной бумагой , выдерживают сутки в эксикаторе с хлористым кальцием и взвешивают с погрешностью не более 0,1 г .
6.3. Образец помещают в жестяную банку высотой 110 мм и внутренним диаметром 80 мм . Для изоляции образца от дна банки в один из его торцов вставляют резиновую пробку так , чтобы она выступала на 10 - 12 мм .
6.4. Банка заполняется грунтом на 5 мм ниже верхнего конца трубки . Грунт трамбуется для обеспечения плотного прилегания к образцу в балке .
6.5. Грунт увлажняют до появления на его поверхности непоглощенной влаги . Не допускается проводить увлажнение грунта после начала испытаний .
6.6. К банке с помощью зажимного приспособления подключается отрицательный , а к образцу - положительный полюс источника постоянного тока напряжением 6 В . Образец должен находиться под током в течение 24 ч .
6.7. После отключения тока образец тщательно очищается от продуктов коррозии катодным травлением в 8 %- ном гидрате окиси натрия при плотности тока 3 - 5 А / дм 2 , промывается дистиллированной водой , высушивается и взвешивается с погрешностью не более 0,1 г .
6.8. Оценка коррозионной активности грунта производится согласно следующим данным :
Потеря массы стальной трубки , г |
Менее 1 |
Свыше 1 до 2 |
Свыше 2 до 3 |
Свыше 3 до 4 |
Свыше 4 |
Степень коррозионной активности грунтов |
Низкая |
Средняя |
Повышенная |
Высокая |
Весьма высокая |
7. Оценка коррозионной активности грунтов в зависимости от их удельного электрического сопротивления производится согласно следующим данным :
Минимальное годовое удельное сопротивление грунтов , Ом |
Свыше 100 |
Свыше 20 до 100 |
Свыше 10 до 20 |
Свыше 5 до 10 |
До 5 |
Степень коррозионной активности грунтов |
Низкая |
Средняя |
Повышен ная |
Высокая |
Весьма высокая |
Таблица П 11.1
Коррозионная активность грунтов по отношению к свинцовой оболочке кабеля
рН |
Содержание компонентов , % от массы воздушно - сухой пробы |
Коррозионная активность |
|
Органические вещества ( гумус ) |
Нитрат - ионы |
||
6,5 - 7,5 |
До 0,0100 |
До 0,0001 |
Низкая |
5,0 - 6,4 |
0,010 - 0,020 |
0,0001 - 0,0010 |
Средняя |
7,6 - 9,0 |
|||
До 0,5, свыше 9,0 |
Свыше 0,0200 |
Свыше 0,0010 |
Высокая |
Таблица П11 .2
Коррозионная активность грунтовых и других вод по отношению к свинцовой оболочке кабеля
рН |
Общая жесткость , мг - экв / л |
Содержание компонентов , мг / л |
Коррозионная активность |
|
Органические вещества ( гумус ) |
Нитрат - ионы |
|||
6,5 - 7,5 |
Свыше 5,3 |
До 20 |
До 10 |
Низкая |
5,0 - 6,4 |
5,3 - 3,0 |
20 - 40 |
10 - 20 |
Средняя |
7,6 - 9,0 |
||||
До 5,0, свыше 9,0 |
До 3,0 |
Свыше 40 |
Свыше 20 |
Высокая |
Таблица П11 .3
Коррозионная активность грунтов по отношению к алюминиевой оболочке кабеля
p Н |
Содержание компонентов , % от массы воздушно - сухой пробы |
Коррозионная активность |
|
Хлор - ион |
Ион железа |
||
6,0 - 7,5 |
До 0,001 |
До 0,002 |
Низкая |
4,5 - 5,9 |
|||
7,6 - 8,5 |
0,001 - 0,005 |
0,002 - 0,010 |
Средняя |
До 4,5, свыше 8,5 |
Свыше 0,005 |
Свыше 0,010 |
Высокая |
Таблица П 11.4
Коррозионная активность грунтовых и других вод по отношению к алюминиевой оболочке кабеля
рН |
Содержание компонентов , мг / л |
Коррозионная активность |
|
Хлор - ион |
Ион железа |
||
6,0 - 7,5 |
До 5,0 |
До 1,0 |
Низкая |
4,5 - 5,9 |
|||
7,6 - 8,5 |
5,0 - 50 |
1,0 - 10 |
Средняя |
До 4,5, свыше 8,5 |
Свыше 50 |
Свыше 10 |
Высокая |
1. Стальные трубопроводы на линиях высокого давления при наличии агрессивных почв или блуждающих токов должны иметь активную защиту от коррозии .
2. Катодная поляризация стальных трубопроводов , необходимая для создания надежно действующей защиты линий , осуществляется подачей на трубопровод отрицательного потенциала от постороннего источника .
3. Протекторная защита обычно оказывается недостаточной и может применяться лишь на отдельных ( удаленных от городских сетей ) линиях , расположенных вне зон влияния блуждающих токов электрифицированного транспорта .
4. Для катодной поляризации линий в системах с общим малым переходным сопротивлением на землю применяются схемы катодной защиты , приведенные на рис . П12.1 . Способ катодной защиты заключается в пропускании выпрямленного тока через сопротивление , включенное в заземление трубопровода ( рис . П12.1 , а ).
Рис . П 12.1. Схема катодной поляризации стального трубопровода кабельной линии высокого давления :
а - с дополнительным резистором; б - с источником переменного тока на концевом участке трубопровода
Включенное на землю сопротивление должно быть рассчитано на протекание токов коротких замыканий и обычно представляет собой шины из нержавеющей стали сечением около 400 - 700 мм2 с общим сопротивлением 0,003 - 0,005 Ом .
Конструкция сопротивления должна быть достаточно стойкой к воздействию коротких замыканий .
В качестве катодной установки используется селеновый выпрямитель со ступенчатым регулированием тока . В качестве резистора может быть использована часть самого трубопровода , в котором уложен кабель ( рис . П12.1 , б). Длина трубопровода , необходимая для создания защитного потенциала при токе 75 - 100 А , должна быть ( при диаметре трубопровода 150 - 200 мм ) около 80 - 140 м .
5. В системах с большим общим переходным сопротивлением на землю ( для защиты одиночных кабельных линий ) эффективен и экономичен способ защиты с использованием выпрямителя и специально сооружаемого анодного заземления , как это показано на рис . П12.2 .
Рис . П 12.2. Схема катодной поляризации стального трубопровода для одиночных кабельных линий :
а - защитные катодные установки включены с обоих концов кабельной линии ; б - поляризация трубопровода от одной катодной установки , включенной в промежуточной точке кабельной линии ;
1 - источник переменного тока; 2 - вентиль; 3 - специальный электрод заземления
Концевые устройства линии могут быть при этом нормально заземлены на подстанциях . Защита может надежно работать при наличии ( одной или нескольких ) промежуточных « мертвых » опор , значение переходных сопротивлений ( на землю ) которых учитывается при расчете и наладке катодной защиты .
В зависимости от местных условий катодная поляризация может быть осуществлена в одной точке линии ( рис . П12.2 , б ) или может потребоваться установка двух катодных защит на обоих концах линии ( рис . П12.2 , а ). Значительно реже может потребоваться установка трех и более катодных станций . Это может иметь место лишь на протяженных кабельных линиях ( длиной более 5 км ) или на линиях с сильно поврежденными защитными антикоррозионными покрытиями .
При защите стальных трубопроводов способом катодной поляризации подаваемые на линии защитные потенциалы не должны превышать значений , приведенных в табл . П13.1 и П13.2 .
6. Электрические параметры катодной защиты вначале устанавливаются расчетом и впоследствии уточняются при ее наладке .
Расчет катодной станции для защиты стального трубопровода сводится к определению тока и напряжения источника , необходимых для обеспечения катодного состояния защищаемого объекта .
7. Напряжение источника постоянного тока определяется из выражения
U = I защ R общ ,
где I защ - ток защитной станции , А ;
R общ - электрическое сопротивление всей системы защиты , Ом , равное сумме сопротивлений трубопровода , анодного заземлителя и соединительных проводов .
Действительное сопротивление трубопровода находится из выражения
где r тр - сопротивление стального трубопровода ( Ом на 1 м длины );
r защ - сопротивление изолирующего защитного покрытия трубопровода ( Ом на 1 м длины );
Ток I защ находится из выражения
где U защ - минимальный потенциал относительно земли , равный 0,3 + 0,5 В ;
L - длина защищаемого стального трубопровода , м .
8. При наладке катодной станции защитные потенциалы на трубопроводе в ряде точек ( обычно в двух - трех ) контролируются с помощью специальных выводов , конструкция которых показана на рис . П12.3 .
Так как в процессе эксплуатации значения сопротивления анодного заземлителя и защитных покрытий трубопровода могут заметно измениться ( разрушаются анодные заземлители , нарушается целостность защитных покрытий ), контрольные выводы от стальной трубы используются также для текущей подрегулировки действия катодной станции .
Рис. П1 2.3 Конструкция вывода от стального трубопровода д ля измерения потенциалов :
1 - антикоррозионная защита; 2 - изолирующая втулка; 3 - битум; 4 - литая чугунная коробка; 5 - кирпичная кладка; 6 - стальная труба; 7 - усиленное битумное покрытие; 8 - стальной стержень; 9 - трубопровод
Рис . П 12.4. Схема нахождения местных повреждений защитных покрытий :
1 - кабельный колодец; 2 - заземление; 3 - выключатель (периодически включаемый); 4 - батарея 30 В; 5 - вольтметр; 6 - миллиамперметр; 7 - неподвижный электрод; 8 - вольтметр с большим внутренним сопротивлением (примерно 100000 Ом); 9 - электрод, перемещаемый вдоль трассы в процессе измерений; 10 - трубопровод кабельной линии с защитным покрытием; 11 - диаграмма измеренных потенциалов вдоль кабельной линии
9. В случаях появления значительных местных нарушений целости защитных покрытий они должны быть выявлены и восстановлены . Схема обнаружения местных повреждений антикоррозионных покрытий на стальных трубопроводах показана на рис . П12.4 .
Напряжение 20 - 100 В постоянного тока периодически прикладывается между стенкой стального трубопровода ( могут использоваться контрольные выводы ) и анодным заземлителем ( или другим заземлителем с низким переходным сопротивлением ).
На поверхности земли над трубопроводом измеряется разность потенциалов между двумя электродами ( щупами ), один из которых неподвижен 7, а второй переносится вдоль трубопроводов 9. Для измерений потенциалов должен использоваться вольтметр 8 с высоким внутренним сопротивлением (100 кОм на 1 В ).
Покрытие считается неповрежденным , если включение батареи не вызывает изменений показаний вольтметра . При расположении подвижного электрода над местом повреждения покрытия или над плохо защищенным участком поверхности трубопровода вольтметр дает большое отклонение при включении батареи ( см . график рис . П12.4 ).
10 . При эксплуатации установок катодной защиты должны соблюдаться следующие требования :
- катодная станция должна действовать непрерывно ;
- один раз в месяц при записи давлений масла по манометрам производить одновременно внешний осмотр катодных станций , проверять плотность подсоединения дренажных кабелей , целостность контура заземления , нагрев его и контактов выпрямителя ;
- эффективность и правильность действия катодной станции должна проверяться измерением защитных потенциалов в контрольных пунктах не реже 1 раза в год ;
- измерения потенциалов следует производить вольтметром с внутренним сопротивлением не менее 20000 Ом на 1 В ;
- один раз в год проверять состояние анодного заземления измерением сопротивления растеканию тока ;
- температура помещений , где установлены выпрямители , не должна превышать +35 °С ;
- при уходе за выпрямителями следует соблюдать требования заводских инструкций .
11. В установках электрических защит от коррозии ( катодные станции , электродренаж ) на приборах красной риской должны быть указаны допустимые значения защитного тока и потенциала .
1. Одним из основных способов защиты кабел ей от коррозии является электродренаж - металлическая перемычка , с помощью которой блуждающие токи с оболочек кабелей отводятся в рельсы , отсасывающие пункты или непосредственно на отрицательные шины трамвайных подстанций .
Электродренаж подает отрицательный потенциал оболочкам кабелей , вследствие чего прекращается стекание с них в землю блуждающих токов , и тем самым прекращается процесс электролитической коррозии оболочек .
Различают три вида электродренажей .
Прямой электродренаж ( дренажное устройство , обладающее двусторонней проводимостью ) применяется в тех случаях , когда исключена возможность стекания токов с рельсов ( либо отрицательных шин подстанций ) в защищаемые кабельные линии .
Поляризованный дренаж ( дренаж , обладающий односторонней проводимостью ) применяется в тех случаях , когда потенциал защищаемого кабеля положительный или знакопеременный по отношению к рельсам или шине тяговой подстанции и по отношению к « земле », а также когда разность потенциалов « кабель - рельсы » больше разности потенциалов « кабель - земля ».
Усиленный электродренаж применяется в тех случаях , когда потенциалы рельсов превосходят потенциалы на оболочке защищаемых кабелей и когда одновременно на кабельной линии имеется опасная ( анодная ) зона .
Когда по условиям защиты требуется поддержание определенного значения защитного потенциала , применяется автоматический электродренаж .
Электродренаж на кабельных линиях должен осуществляться при минимальном значении дренажного тока , обеспечивающего защиту оболочек кабелей от коррозии , и устанавливаться на линиях , как правило , в тех местах , где стекающие с оболочки токи максимальны .
Электродренаж должен периодически контролироваться и регулироваться в зависимости от изменившихся условий работы трамва йной сети , а также после установки электрических защит на других подземных сооружениях ( кабелях связи , газопроводах и т . д .).
2. Катодные установки применяются для защиты кабельных линий от электрокоррозии в тех случаях , когда устройство электрического дренажа невозможно или нецелесообразно по технико - экономическим соображениям ( например , из - за отдаленности кабельных линий от мест возможного присоединения электродренажа ), а также для защиты кабелей с голыми металлическими оболочками или кабелей , защитные покровы которых ( кабельная пряжа , бронеленты ) разрушены .
Принцип действия катодной установки заключается в создании отрицательного потенциала на защищаемом кабеле за счет токов катодной установки , втекающих в него из земли .
Защита способом катодной поляризации может не применяться , если антикоррозионные покровы на кабелях не допускают прохождения через них блуждающих токов .
Катодная поляризация кабелей ( со свинцовыми и алюминиевыми оболочками ) должна осуществляться таким образом , чтобы создаваемые на них потенциалы по отношению к электродам сравнения ( по абсолютной величине ) были не менее значений , указанных в табл . П13.1 , и не более значений , указанных в табл . П13.2 .
Катодная поляризация силовых кабелей должна осуществляться так , чтобы исключалось ее вредное влияние на соседние подземные металлические сооружения .
3. Протекторная защита применяется для защиты кабелей от электрокоррозии в небольших анодных или знакопеременных зонах , когда удельное сопротивление грунта менее 20 Ом·м и когда анодные зоны имеют небольшую протяженность , значение положительного потенциала на оболочках кабелей не превышает 0,2 - 0,3 В , а также когда одновременно необходима защита оболочек кабелей от воздействия почвенной коррозии .
4. Токоотводы ( перемычки ) следует применять для защиты от электрокоррозии в анодных ( прямые токоотводы ) и знакопеременных ( поляризованные токоотводы ) зонах лишь в качестве вспомогательной меры защиты от коррозии .
5. Электрические методы защиты кабелей от воздействия блуждающих токов являются одновременно действенной защитой от почвенной коррозии , так как сообщаемый оболочкам кабелей отрицательный потенциал позволяет подавить вредное действие микро - и макроэлементов на поверхности металла при почвенной коррозии .
6 . Кроме электрических мер защиты должны осуществляться следующие мероприятия по предотвращению разрушения оболочек кабелей коррозией :
- запрещение загрязнения трасс кабельных линий всякими видами отбросов и отходов , действующих разрушающе на металлические оболочки кабелей ;
- замена грунта под и над кабельными линиями землей , химически нейтральной по отношению к оболочкам ;
- удаление ( перенос ) кабельных линий из зон с агрессивными грунтами ;
- прокладки кабелей в изолирующей канализации ( каналах , блоках , тоннелях , коробах , залитых битумом и т . п .);
- применение кабелей со специальными антикоррозионными покровами или кабелей в пластмассовых оболочках .
Таблица П 13.1
Минимальные поляризационные ( защитные ) потенциалы
Металл сооружения |
Значения минимальных поляризационных ( защитных ) потенциалов , В , по отношению к неполяризующимся электродам |
Среда |
|
водородному |
медносульфатному |
||
Сталь |
-0,55 |
-0,85 |
Любая |
Свинец |
-0,20 |
-0,50 |
Кислая |
Свинец |
-0,42 |
-0,72 |
Щелочная |
Алюминий |
-0,55 |
-0,85 |
Любая |
Таблица П 13.2
Максимальные поляризационные ( защитные ) потенциалы
Металл сооружения |
Защитные покрытия |
Значения максимальных поляризационных ( защитных ) потенциалов , В , по отношению к неполяризующимся электродам |
Среда |
|
водородному |
медносульфатному |
|||
Сталь |
С защитным покрытием |
-0,80 |
-1,10 |
Любая |
Сталь |
Без защитного покрытия |
Не ограничивается |
Любая |
|
Свинец |
С защитным покрытием и без него |
-0,80 |
-1,10 |
Кислая |
-1,00 |
-1,30 |
Щелочная |
||
Алюминий |
С частично поврежденным покрытием |
-1,08 |
-1,38 |
Любая |
Наименование |
Тип |
Номинальная мощность , кВт |
Номинальное выпрямленное напряжение , В |
Номинальный выпрямленный ток , А |
Автоматическая станция катодной защиты |
ПАСК -1,2-48/24 |
1,2 |
48/24 |
25/50 |
То же |
ПАСК -3,0-96/48 |
3,0 |
96/48 |
31/62 |
- " - |
ПАСК -5,0-96/48 |
5,0 |
96/48 |
52/104 |
Катодная станция |
ПСК -1,2-48/24 |
1,2 |
48/24 |
25/50 |
- " - |
ПСК -2,0-96/48 |
2,0 |
96/48 |
21/42 |
- " - |
ПСК -3,0-96/48 |
3,0 |
96/48 |
31/62 |
- " - |
ПСК -5,0-96/48 |
5,0 |
96/48 |
52/104 |
- " - |
КСГ -500-1 |
0,5 |
50 |
10 |
- " - |
КСК -1200-1 |
1,2 |
60 |
20 |
Поляризованный электродренаж |
ПГД -200 |
- |
- |
200 |
То же |
ПД - ЗА |
- |
- |
500 |
1. Опасность коррозии кабелей в алюминиевых оболочках , находящихся в эксплуатации , устанавливается на основании результатов определения :
- значения сопротивления изоляции защитного покрова алюминиевой оболочки по отношению к земле ( для небронированных кабелей ) или к бронеленте ( для бронированных кабелей );
- наличия блуждающих токов в оболочке кабеля .
Если измеренное значение сопротивления изоляции защитных покровов алюминиевой оболочки кабеля ( независимо от типа защитного покрова ) составляет менее 15 кОм·км , то такие участки требуют проведения мероприятий по защите ( отыскание мест повреждения защитных покровов и их ремонт , применение электрохимической защиты ).
2. Если после устранения всех обнаруженных дефектов значение сопротивления изоляции защитных покровов составляет более 15 кОм·км , то электрохимическая защита не требуется , в противном случае должна быть создана электрохимическая защита независимо от степени коррозионной активности грунта .
3. Защита алюминиевых оболочек кабелей от коррозионного воздействия окружающей среды и блуждающих токов в земле должна преимущественно обеспечиваться за счет применения кабелей с усиленными защитными покровами ( шлангового типа ) и лишь в качестве дополнительных мероприятий должны предусматриваться электрические методы .
Электрические дренажи и катодные станции для защиты от электрокоррозии алюминиевых оболочек должны обеспечивать автоматическое поддержание защитных потенциалов в заданных пределах .
4. Для предотвращения контактной коррозии при сооружении и ремонтах кабельных линий должна быть выполнена надежная изоляция мест спаев алюминиевой оболочки с металлическими корпусами соединительных муфт и медными перемычками и оголенных участков оболочки у « шеек » муфт .
5. Контроль сопротивления изоляции защитных покровов должен проводиться периодически с учетом условий прокладки кабеля в сроки , устанавливаемые местными инструкциями .
1. Для испытаний маслонаполненных кабельных линий 110 - 500 кВ повышенным выпрямленным напряжением требуются испытательные установки напряжением 300 - 900 кВ . Промышленность такие установки не выпускает , и энергопредприятия вынуждены конструировать и изготавливать их собственными силами . В отечественной практике ( учитывая , что кабели 500 кВ в промышленную эксплуатацию широко внедрены в последние 5 лет ) для испытаний кабельных линий 110 - 220 кВ ( эти кабели имеют наибольшее распространение ) применяются выпрямительные установки на кенотронных лампах или полупроводниковых выпрямителях , позволяющие получить повышенное выпрямленное напряжение 300 - 500 кВ . Установки для получения более высоких выпрямленных напряжений для проведения испытаний кабельных линий 330 - 500 кВ в настоящее время в энергосистемах отсутствуют .
2. Схема установки на кенотронных лампах ( рис . П16.1 ) позволяет получить повышенное выпрямленное напряжение до 250 кВ . Это схема утроения напряжения с двумя конденсаторами высокого напряжения ( на 150 кВ ) и тремя кенотронными лампами . Значение испытательного напряжения U исп определяется по коэффициенту увеличения напряжения установкой К
где U тр - напряжение трансформатора высокого напряжения .
Схема каскадной выпрямительной установки на 450 - 500 кВ для испытания кабельных линий 220 кВ показана на рис . П16.2 . В выпрямительной установке используется шесть кенотронов , каждый из которых работает под напряжением 170 кВ ( кроме нижнего ).
Трансформаторы ( или аккумуляторы ) накала изолируются от земли соответственно на U макс , 2 U макс , 3 U макс и т . д ., где U макс - амплитудное значение напряжения испытательного трансформатора ( примерно 90 кВ ). Катод первого кенотрона изоляции от земли не имеет .
В качестве высоковольтных конденсаторов , выпускаемых отечественной промышленностью , могут быть использованы конденсаторы ИМ -150-0,015 или ИМН -100-0,10. В качестве выпрямительных ламп могут быть применены стандартные лампы КР -220 ( анодный ток 30 мА , напряжение накала 12 В , ток накала 9 А ). С учетом кратковременной работы установки и ее редкого использования ( несколько раз в году ) для питания накала ламп целесообразно использовать аккумуляторы .
Рис. П 16.1. Схема испытательной установки на 250 кВ :
1 - испытательный трансформатор (100 кВ; 5 кВ·А); 2 - конденсатор высокого напряжения; 3 - выпрямительные кенотронные лампы (КР-220); 4 - миллиамперметр; 5 - экранированный микроамперметр; 6 - испытуемый кабель
Рис . П 16.2. Схема испытательной установки постоянного тока на напряжение 500 кВ :
1 - испытательный трансформатор (100 кВ, 25 кВ·А); 2 - конденсатор высокого напряжения; 3 - кенотронные лампы (КР-220); 4 - резистор; 5 - испытуемый кабель
В качестве трансформатора высокого напряжения может быть использован трансформатор ИОМ на 100 кВ , 25 кВ·А . В схеме должны быть защитный ( примерно 0,8 МОм ) и разрядный ( примерно 1 МОм ) резисторы .
Значение повышенного выпрямленного напряжения может быть определено по показаниям вольтметра , включенного в обмотку низкого напряжения повысительного трансформатора . Более точно значение напряжения на выходе определяется с помощью шаровых разрядников с диаметром шаров 500 мм . Верхний кенотрон и испытательный транс ф орматор защищаются от перенапряжений шаровым разрядником с диаметром шаров 125 - 150 мм .
1. При испытании маслонаполненных кабельных линий давление масла в линии должно быть в пределах длительно допустимых давлений в соответствии с табл . 3.1 настоящей Инструкции .
2. При испытании линии напряжение подается на одну из фаз , две другие фазы заземляются . При испытании повышенным выпрямленным напряжением к испытуемой жиле кабеля присоединяется отрицательный полюс установки . Повышение напряжения производится плавно (1 - 2 кВ / с ), при этом производится наблюдение за короной и разрядами по концевым муфтам , а также за токами , протекающими через изоляцию ( токи утечки ).
3. Измерение токов утечки в целях предотвращения погрешностей за счет токов короны и различных паразитных токов утечек во всей испытательной схеме должно производиться с помощью прибора , включенного на стороне высокого напряжения , при одновременном экранировании прибора и провода , соединяющего испытательную установку с кабелем .
Погрешность в измерении тока утечки из - за короны на верхней части муфты устраняют применением экрана , на который подается потенциал испытательного напряжения ( рис . П17.1 ). В случае необходимости должны быть приняты меры по устранению погрешностей из - за поверхностных токов утечек , протекающих по изоляторам концевых муфт , наложением на них охранных колец .
4. Если при испытаниях кабельной линии появляются толчки тока или токи утечки будут возрастать , испытание следует продолжить еще на 5 - 10 мин . При дальнейшем повышении тока утечки или увеличении толчков тока испытания следует прекратить и поставить об этом в известность главного инженера электрической сети района или электростанции .
5. На работы по испытаниям кабельных линий оформляется наряд в соответствии с требованиями Правил техники безопасности .
Порядок производства испытаний должен быть следующим :
- по указанию дежурного инженера электростанции или диспетчера линия отключается , токоподводящие шины отсоединяются от концевых муфт , тщательно осматриваются все элементы линии , производится очистка изоляторов ;
Рис . П 17.1. Схема испытаний с устранением погрешностей в измерениях токов утечек :
1 - экранированный провод от испытательной установки; 2 - микроамперметр; 3 - экранировка прибора и провода, идущего к кабелю; 4 - охранные кольца на изоляторах концевых муфт; 5 - экранирующие колпаки для головок муфт; 6 - испытуемый кабель; 7 - кабель, используемый для подсоединения экранов
- у противоположного конца линии устанавливают наблюдающего , который следит за всем происходящим на концевых муфтах во время испытания линии ;
- собирают схему испытаний и производят испытания ;
- после испытаний кабель должен быть разряжен . Разрядку производят через 1 - 2 мин после снятия напряжения штангой или специальными заземляющими ножами ( имеющимися в испытательной установке ) через ограничительный резистор .
Для определения места утечки масла на линии между колодцами К3 и К 7 ( рис . П18.1 ) производится замораживание кабеля в колодце К 5. Затем в течение 1 - 1,5 ч через каждые 5 мин снимаются показания манометров в колодцах К3 и К 7. Если манометр ( например , в колодце К 7) показывает постоянное снижение давления в линии ( на участке между колодцами К 5 и К 7), а показания манометра в колодце К3 остаются неизменными , следовательно , утечка масла имеет место на участке линии между колодцами К 5 и К 7. Затем производится замораживание кабеля в колодце К6 и снимаются показания манометров , как указано выше . Если показания манометра в колодце К 7 остаются неизменными , а манометр в колодце К3 показывает постоянное снижение давления , то это свидетельствует о том , что утечка масла происходит на участке линии между колодцами К3 и К6 .
Рис . П 18.1. Схема определения места утечки масла :
1 - колодец; 2 - манометр; 3 - соединительная муфта; 4 - кабель
Как установлено ранее на участке линии между колодцами К3 и К 5 утечки масла нет . Следовательно , утечка имеет место на участке между колодцами К 5 и К6 . Более точное определение места утечки масла производится последовательным вскрытием трассы кабеля на участке между колодцами К 5 и К6 , замораживанием кабеля и постепенным приближением к месту утечки масла .
При сдаче кабельной линии в эксплуатацию должна быть представлена следующая документация :
- проект кабельной линии , скорректированный и согласованный с заводом - изготовителем кабеля и эксплуатирующей организацией , имеющий в своем составе мероприятия по антикоррозионной защите ;
- исполнительный чертеж трассы с указанием места установки муфт и исполнительные профили линий , чертежи колодцев , туннелей , концевых участков , подпитывающих пунктов с точным указанием на чертежах всего расположенного в них оборудования ;
- материалы по согласованию трассы кабельной линии ;
- протоколы заводских испытаний кабелей и муфт , а также подпитывающей аппаратуры ;
- акты о состоянии кабелей на барабанах ;
- кабельный журнал с указанием количества и типов смонтированных муфт , даты их монтажа , фамилий электромонтеров , длин секций , номеров барабанов и номеров строительных длин ;
- акты строительных и скрытых работ с указанием пересечений и сближений кабелей со всеми подземными коммуникациями ;
- акты на монтаж кабельных муфт ;
- протокол испытания кабельной линии повышенным напряжением после прокладки ;
- результаты коррозионных изысканий в соответствии с проектом ( протоколы анализа грунтов трассы кабельной линии по характерным участкам и измерений блуждавших токов , потенциальные диаграммы );
- исполнительные высотные отметки кабеля и подпитывающей аппаратуры ( для линий 110 - 220 кВ низкого давления );
- протоколы испытаний защитных покровов ;
- результаты испытаний масел из всех элементов линий ;
- результаты пропиточных испытаний и испытаний на свободное протекание масла на линиях низкого давления в соответствии с п . 7.13 ГОСТ 16441-78 ;
- результаты опробования и испытаний подпитывающих агрегатов на линиях высокого давления ;
- результаты проверки системы сигнализации давления ;
- результаты испытания устройств автоматического подогрева концевых муфт ;
- результаты измерения токораспределения по фазам ;
- результаты измерения рабочей емкости жил кабелей ;
- результаты измерения активного сопротивления жил кабелей ;
- результаты измерения сопротивления изоляции ;
- результаты измерений сопротивления заземления колодцев и концевых муфт ;
- акт проверки и испытаний автоматических стационарных установок пожаробезопасности ;
- протокол контроля усилий тяжения в процессе прокладки ;
- инвентарная опись всех элементов кабельной линии .
1. Паспорт маслонаполненной кабельной линии должен содержать следующие разделы :
1.1. Конструктивные данные линии .
1.2. Технические данные линии .
1.3. Эксплуатационные данные линии .
2. В разделе « Конструктивные данные кабельной линии » должны быть приведены :
2.1. Тип , сечение и номинальное напряжение кабеля .
2.2. Длина линии и число цепей .
2.3. Адрес линии .
2.4. Дата ввода линии во временную и промышленную эксплуатацию .
2.5. Объем масла в линии .
3. В разделе « Технические данные кабельной линии » должны быть приведены :
3.1. Сведения о прокладке кабельной линии :
- номера барабанов с кабелем ;
- строительные длины кабеля ;
- масса строительной длины ;
- номера колодцев ;
- номера секций , цепей и наименование фаз ;
- дата прокладки ;
- усилие тяжения ;
- условия прокладки ;
- фамилия , инициалы и должность лица , ответственного за прокладку ;
- подпись лица , ответственного за прокладку .
3.2. Схема трассы линии с указанием улиц и переулков , по которым проходит трасса , мест размещения колодцев , подпитывающих пунктов , концевых муфт .
3.3. Профиль трассы линии с указанием значений абсолютных отметок по линии .
3.4. Адресный список трассы линии с указанием улиц и переулков , на которых расположены колодцы .
3.5. Схема трассы контрольного кабеля и конструктивные данные кабеля .
3.6. Схема фазировки линии .
3.7. Схема маслоподпитывающей системы с указанием мест размещения , количества и типа подпитывающей аппаратуры .
3.8. Электрические характеристики линии ( емкость по фазам , сопротивление жил и изоляции , токи утечки при испытании , длина кабельной линии по прибору ИКЛ ).
3.9. Сведения о результатах пропиточных испытаний каждой секции , каждой фазы кабеля .
3.10. Данные о монтаже соединительных , стопорных и концевых муфт с указанием номеров муфт , номеров строительных длин ( концов ) кабеля , места расположения ( монтажа ) муфт , заводских номеров муфт , наименование цепи и фазы , дата монтажа , фамилии и инициалы руководителей монтажа и монтеров .
4. В разделе « Эксплуатационные данные кабельной линии » должны быть приведены :
4.1. Результаты нагрузочных испытаний линии на герметичность и др .
4.2. Результаты измерений токовых нагрузок с указанием даты измерения и тока нагрузки .
4.3. Результаты измерения температуры нагрева кабелей .
4.4. Сведения о повреждениях кабельной линии с указанием даты , места и причины повреждения .
4.5. Сведения о ремонтах кабельной линии с указанием даты ремонта .
4.6. Сведения о проверке устройств телесигнализации давления масла с указанием даты , места проверки и значений уставок .
4.7. Сведения о регулировании системы маслоподпитки .
4.8. Сведения о проверке значений сопротивлений заземлений с указанием даты измерений и значения сопротивления контура заземления .
4.9. Сведения по контролю за блуждающими токами .
4.10. Сведения о земляных работах .
СОДЕРЖАНИЕ
Введение . 1 1. Нагрузочная способность маслонаполненных кабельных линий . 2 2. Обходы и осмотры линий . 5 3. Наблюдение за состоянием масла в кабельных линиях . 9 4. Ремонт кабельных линий . 16 5. Защита маслонаполненных кабельных линий от коррозии . 18 6. Испытания кабельных линий повышенным напряжением .. 20 7. Определение мест утечек масла на линиях . 21 8. Правила приемки кабельных линий в эксплуатацию .. 22 9. Техническая документация . 23 10. Требования техники безопасности при эксплуатации кабельных линий . 24 11. Правила пожарной безопасности при эксплуатации кабельных линий . 24 Приложение 1. Рекомендуемый состав специального засыпного грунта . 24 Приложение 2. Длительно допустимые токовые нагрузки для маслонаполненных кабелей на напряжение 110 - 220 к в .. 25 Приложение 3. Способы установки термодатчиков, методика контроля нагрева и определения температуры жил кабелей . 26 Приложение 4. Сосуд (конденсатор) для измерения диэлектрических потерь в маслах . 29 Приложение 5. Общие требования по отбору проб масел из маслонаполненных кабельных линий . 29 Приложение 6. Указания по работе с прибором (абсорбциометром) для определения степени дегазации масла . 31 Приложение 7. Протокол пропиточных испытаний кабельной линии . 32 Приложение 8. Порядок отбора проб масла из различных элементов маслонаполненных кабельных линий . 32 Приложение 9. Указания по ремонту отдельных элементов маслонаполненных кабельных линий . 36 Приложение 10. Измерение блуждающих токов . 39 Приложение 11. Контроль коррозионных свойств грунтов, грунтовых и других вод . 40 Приложение 12. Защита от коррозии стальных трубопроводов кабельных линий высокого давления . 42 Приложение 13. Способы защиты кабельных линий от коррозии . 46 Приложение 14. Защитные средства от электрокоррозии, изготовляемые промышленностью .. 48 Приложение 15. Особенности защиты от коррозии кабелей низкого давления в алюминиевых оболочках . 49 Приложение 16. Установки для испытания повышенным выпрямленным напряжением .. 49 Приложение 17. Методика испытаний кабелей . 51 Приложение 18. Методика определения места утечки масла . 52 Приложение 19. Перечень приемосдаточной документации . 52 Приложение 20. Содержание паспорта . 53 |