На головну

 Електробезпека - Безпека життєдіяльності

Міністерство загальної та професійної освіти Російської Федерації

Магнітогорський державний технічний університет ім. Г.І.НосоваКафедра ЕПП

 РЕФЕРАТ

З дисципліни: «Електробезпека»

.

Магнітогорськ

2000

ЗМІСТ

1. Випробування кабельних ліній

1.1. Призначення, обсяг і періодичність випробувань кабельних ліній 1

1.2. Види пошкоджень і марнування кабельних ліній 8

1.3. Методи визначення місць пошкодження кабельних ліній 10

1.4. Запобіжні заходи при обслуговуванні кабельних ліній 17

2. Запобіжні заходи при розтині муфт, розрізуванні кабелю 18

3. Випробування трансформатора і профілактичні роботи пов'язані з його відключенням

3.1. Випробування трансформаторів 19

3.2. Випробування трансформаторів без виведення з роботи 30

1. ВИПРОБУВАННЯ КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ.

1.1. ПРИЗНАЧЕННЯ, ОБСЯГ І ПЕРІОДИЧНІСТЬ ВИПРОБУВАНЬ КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ

Кабельні лінії безпосередньо після їх спорудження та в процесі експлуатації піддаються різноманітним випробувань, за допомогою яких виявляються ослаблені місця або дефекти в ізоляції і захисних оболонках кабелів, сполучної і кінцевий арматури та інших елементах кабельних ліній.

Причини виникнення таких ослаблених місць досить різні. Вони можуть виникати при виготовленні кабелю і арматури на заводі через конструктивних недоліків кабелю і арматури, при недбалої прокладання кабельних ліній, при неякісному виконанні монтажних робіт. Ослаблені місця виявляються в процесі експлуатації КЛ, бо з часом спостерігається старіння ізоляції кабелів і корозія їх металевих оболонок. Кабельні лінії, прокладені в земляний траншеї, незважаючи на додатковий захист у вигляді покриття цеглою і систематичне спостереження за станом траси ліній, дуже схильні до зовнішніх механічних пошкоджень, які можуть виникати при прокладанні та ремонті інших міських підземних споруд, що проходять по трасі КЛ.

За винятком прямих механічних пошкоджень, ослаблені місця і дефекти КЛ мають прихований характер. Своєчасно не виявлені випробуваннями вони можуть з тією чи іншою швидкістю розвиватися під впливом робочої напруги. При цьому можливе повне руйнування елементів КЛ в ослабленому місці з переходом лінії в режим короткого замикання і його відключення з відповідним порушенням електропостачання споживачів.

Повний перелік випробувань КЛ залежно від їх напруги і призначення регламентується «Нормами випробування електрообладнання».

Таблиця 1. Силові кабельні лінії

К, Т або М - проводяться у терміни, встановлювані системою ППР, але не рідше: К - 1 разу на 5 років, Т або М --1 разу на 3 роки (виключення див. У вказівках пп. 1.2-1.3. 1.7 і 1.9).

 Найменування випробування Вид випробування Норми випробування Вказівки

 1,1, Визначення цілості жив і фазування К, Т Усі жили повинні бути цілими і сфазірованнимі Виробляється після закінчення монтажу, перемонтажа муфт або від'єднання жил кабелю

 1.2. Випробування підвищеною випрямленою напругою: Результати випробування кабелю вважаються задовільними, якщо не спостерігалося ковзних розрядів, поштовхів струму витоку або наростання усталеного значення і якщо опір ізоляції, виміряний мегаомметром, після випробування залишилося колишнім. Опір ізоляції до і після випробування не нормується До і після випробування кабелів на напругу вище 1 кВ підвищеним випрямленою напругою проводиться вимірювання опору ізоляції мегаомметром на напругу 2500 В

 1) кабелів напругою вище 1 кВ (крім гумових кабелів 3-10 кВ) К, Т

 Групові кабелі на підстанціях можуть випробовуватися без від'єднання від шин. Випробування

 підвищеною напругою випрямленого струму кабелів, розташованих у межах одного розподільчого пристрою або будівлі, рекомендується проводити не більше 1 разу на рік

 2) кабелів 3-10 кВ з гумовою ізоляцією (наприклад, марок КІЕВГ, ЕОТ) До

 Випробовуються напругою 2Uном протягом 5 хв __

 1.3. Вимірювання опору ізоляції Перевіряється мегаомметром на напругу 2500 В протягом 1 хв. Опір ізоляції має бути не нижче 0,5 МОм __

 1) кабелів 3-10кВ з гумовою ізоляцією Т, М Виробляється після дрібних ремонтів, не пов'язаних з перемонтажем кабелю, перед настанням сезону (в сезонних установках) і не рідше 1 разу на рік в стаціонарних установках

 2) кабелів напругою до 1 кВ До __

 Продовження таблиці

 Найменування випробування Вид випробування Норми випробування Вказівки

 1.4. Контроль осушення вертикальних ділянок М Різниця нагріву окремих точок повинна бути в межах 2-3 ° С. Контроль осушення можна робити також шляхом зняття кривих tg d = f (U) на вертикальних ділянках Проводиться на кабелях 20- 35 кВ шляхом вимірювання і зіставлення температур нагріву оболонки у різних точках вертикального ділянки

 1.5. Визначення опорів заземлений К Виробляється у металевих кінцевих заправлень на лініях усіх напруг, крім ліній до 1000 В із заземленою нейтраллю, а на лініях напругою 110-220 кВ також в металевих конструкцій кабельних колодязів і підживлювальних пунктів

 1.6. Вимірювання токораспределения по одножильним кабелям До Нерівномірність розподілу струмів на кабелях повинна бути не більше 10% (особливо якщо це призводить до перевантаження окремих фаз)

 1.7. Вимірювання блукаючих струмів М

 Небезпечними вважаються струми на ділянках ліній в анодних і знакозмінних зонах у таких випадках:

 1) броньовані кабелі, прокладені в малоагрессівних грунтах (питомий опір ґрунту р> 20 Ом.м), при середньодобовій щільності струму витоку на більш 15 мА / м 2;

 2) броньовані кабелі, прокладені в агресивних грунтах (р <<20 Ом-м), при будь-якої щільності струму витоку на землю;

 3) кабелі з незахищеними металевими оболонками, з зруйнованими бронею і захисними покриттями;

 4) сталеві трубопроводи ліній високого тиску незалежно від агресивності навколишнього грунту та видів ізоляційних покриттів на них Виробляється у кабелів, прокладених у районах знаходження електрифікованого транспорту (метрополітену, трамвая, залізниці), 2 рази в перший рік експлуатації кабелю або електрифікованого транспорту, далі- згідно з місцевими інструкціями. Вимірюються потенціали і струми на оболонках кабелів у контрольних точках, а також параметри установки електрозащіте

 Продовження таблиці

 Найменування випробування Вид випробування Норми випробування Вказівки

 1.8. Визначення хімічної корозії М Оцінку корозійної активності грунтів і природних вод рекомендується виробляти за даними хімічного аналізу середовища або методом втрати маси металу Проводиться, якщо має місце пошкодження кабелів корозією і немає відомостей про корозійних умовах траси

 1.9. Вимірювання навантаження М Струмові навантаження повинні задовольняти вимогам ПУЕ Повинно проводитися щорічно не менше 2 разів, у тому числі 1 раз в період максимального навантаження лінії

 1.10. Вимірювання температури М Температура кабелів не повинна перевищувати допустимих значень Проводиться за місцевим інструкціям на ділянках траси. де є небезпека перегріву кабелів

 1.11. Перевірка спрацьовування захисту лінії до 1000 В із заземленою нейтраллю К, М При замиканні на корпус кінцевий закладення повинен виникнути струм однофазного короткого замикання, перевищує номінальний струм плавкої вставки найближчого запобіжника або розчеплювача автоматичного вимикача. Перевищення повинно бути не менше, ніж зазначено в ПУЕ Виробляється у металевих кінцевих заправлень безпосереднім вимірюванням струму однофазного короткого замикання на корпус за допомогою спеціальних приладів або вимірюванням повного опору петлі фаза - нуль з наступним визначенням струму однофазного короткого замикання. Отриманий струм порівнюється з номінальним струмом захисного апарата лінії з урахуванням коефіцієнтів ПУЕ

Розглянемо особливості випробування кабельних ліній підвищеною напругою.

Застосування випрямленої напруги для випробування КЛ вельми ефективно. Для цих цілей застосовуються транспортабельні випробувальні установки обмеженою потужності і габаритів. Останнє визначається тим, що параметри таких установок залежать від струму витоку та ізоляції КЛ, у той час як при використанні підвищеного змінного напруги параметри установок визначаються ємністю ліній, яка для КЛ дуже значна. При цьому випрямлена напруга, в порівнянні з таким же за величиною напругою, надає мале вплив на неушкоджену ізоляцію кабельних ліній.

Випробування випрямленою напругою, на жаль, виявляє не всі ослаблені місця ізоляції КЛ. Зокрема, не виявляються: електричне старіння ізоляції; осушення ізоляції через переміщення або стікання просочувального складу; висихання ізоляції через важке теплового режиму роботи кабельних ліній.

Випробування підвищеною напругою є які руйнують, так як при додатку випробувального напруги ізоляція КЛ в місці дефекту доводиться до повного руйнування (пробою). Після пробою необхідний ремонт лінії в тому чи іншому обсязі. Розробляються останнім часом методи спеціальної дефектоскопії електроустаткування, за допомогою яких ослаблене місце випробуваного об'єкта виявляється без його руйнування, на жаль, не зачіпають випробування кабельних ліній.

Розрізняються приймально-здавальні випробування (П), випробування при капітальному (К) і поточному (Т) ремонтах, а також міжремонтні випробування (М). Для кабельних ліній міських мереж характерні випробування П, К і М. При цьому випробування До і М згідно з прийнятою термінології носять назви профілактичних випробувань (ПІ) .Таблиця 2 Випробувальний випрямлена напруга для кабельних ліній

 Напруга лінії, кВ Випробувальна напруга, кВ, для кабелів

 З паперовою ізоляцією З пластмасовою ізоляцією

 <1

6

 10

 35

 110

 220

 2.5

 36-45

 60

 175

 250

 500

 2.5

 36

 60

 -

 -

 -

Значення випробувального випрямленої напруги для КЛ при профілактичних випробуваннях наведені в табл. 1-2. Для ліній напругою до 1кВ замість випробування підвищеною напругою допускається перевірка їх мегомметром напругою 2500 В. Випробувальна напруга при приймально-здавальних випробуваннях, на відміну від даних табл. 1-2, для ліній до 1 кВ становить 6 кВ, для ліній 6 кВ рівно 36 кВ. Час додатки випробувального напруги для КЛ напругою до 35 кВ приймається рівним 10 хв при приймально-здавальних випробуваннях і 5 хв для ліній, що знаходяться в експлуатації. Для ліній 110-220 кВ час докладання напруги становить 15 хв.

При випробуваннях підвищеною напругою необхідно враховувати характер зміни струмів витоку, які для КЛ із задовільною ізоляцією, як правило, досить стабільні. Для кабелів з паперовою ізоляцією напругою до 10 кВ струм витоку знаходиться в межах 300 мкА, для кабелів 35 кВ близько 800 мкА. При цьому абсолютне значення струму витоку не є бракувальною показником. Асиметрія струмів витоку по фазах КЛ має перевищувати восьми-десяти за умови, що абсолютні значення струмів витоку не перевищують допустимі.

До і після випробування ліній підвищеною напругою виконується вимірювання опору ізоляції лінії за допомогою мегомметра. При цьому опір ізоляції КЛ до 1 кВ повинно бути не нижче 0,5 МОм. Для ліній інших напруг опір ізоляції не нормується. Перевірка мегомметром дозволяє також виявити серйозні пошкодження КЛ, зокрема, заземлення і обриву жив, замикання між жилами і т.п.

Профілактичні випробування (ПІ) діляться на планові та позапланові. Періодичність планових випробувань встановлюється керівництвом ПЕС з урахуванням місцевих умов. При цьому автоматизовані лінії можуть випробовуватися рідше, ніж неавтоматизовані. Однак ПІ кабельних ліній 6-35 кВ повинні проводитися не рідше одного разу на три роки. Лінії, що мають з досвіду експлуатації недостатньо задовільний стан ізоляції або працюють в несприятливих умовах (приватні земляні розкопки на трасі ліній, активна корозія тощо), рекомендується піддавати частішим випробувань. Позачергові випробування призначаються після виконання земляних робіт на трасі КЛ. її перекладки або капітального ремонту, при наявності опади або розмиву грунту на трасі і т.п. Рекомендується також через місяць виробляти повторне випробування таких ліній. Періодичність випробування кабельних ліній 110-220 кВ встановлюється за місцевими умовами.

Профілактичні випробування КЛ можуть здійснюватися двома методами: з виведенням з роботи ліній і їх всебічним відключенням на час проведення випробування; без виведення з роботи ліній з накладенням випробувального напруги на ділянку мережі, що знаходиться під робочою напругою і під навантаженням нормального режиму (випробування «під навантаженням»).

Для випробувань застосовуються спеціальні високовольтні випрямні установки, що розміщуються, як правило, в пересувних електролабораторії. При випробуванні негативний полюс установки приєднується до оселя кабельної лінії, а позитивний полюс заземлюється. Для трьохжильних кабелів з поясною ізоляцією випробувальне напруга прикладається по черзі до кожної жиле, в той час як дві інші жили разом з металевими оболонками кабелю заземляются. При цьому випробовується междуфазовая ізоляція та ізоляція жили стосовно землі. Для кабелів з ізольованими жилами в окремій металевій оболонці або екрані випробувальне напруга прикладається по черзі до кожної жиле, з одночасним заземленням двох інших жив і всіх металевих оболонок і екранів.

Найбільше застосування має спосіб випробування, при якому повністю відключається кабельна лінія (рис 1-1, а). при високій ефективності цей спосіб досить трудомісткий, оскільки процес випробування вимагає почергового виведення ліній з роботи. При цьому порушується нормальний режим мережі, що веде до збільшення втрат енергії в мережі і знижується надійність електропостачання споживачів. Відключення і зворотне включення ліній відбувається при високій напрузі, тобто необхідно забезпечити безпеку персоналу, що виконує ці операції.

Рис. 1-1. Схеми випробування кабельних ліній:

а - з відключенням ліній; б - без відключення ліній

Перед початком установка заземляется і проводиться огляд всіх елементів КЛ. При наявності видимих ??дефектів останні усуваються. Залежно від схеми приєднання лінії разом з нею може випробовуватися те чи інше кінцеве електрообладнання (опорні ізолятори лінійного роз'єднувача і т.п.). допускається проводити випробування одночасно кількох ділянок розподільної лінії за умови, що силові трансформатори і трансформатори напруги в ТП, що знаходиться у схемі лінії, на цей час відключаються.

Після приєднання випробувальної установки до лінії підвищену напругу збільшують плавно зі швидкістю не більше 1-2 кВ в секунду до необхідного значення (см.табл. 1-2) і потім підтримують протягом встановленого часу. При цьому ведеться спостереження за струмом витоку, а на останній хвилині випробування записується показання мікроамперметра. Лінія є витримала випробування, якщо не відбулося пробою або перекриття кінцевих муфт, не спостерігалося зростання струму витоку або його різких стрибків в період випробування. Кабельна лінія після випробування значний час зберігає електричний заряд, який у подальшому знімається розрядним пристроєм.

Як зазначалося, точки витоку і їх нерівномірність за фазами не розглядаються як бракувальних показників. Однак вони характеризують стан ізоляції кабельної лінії і, головним чином, ізоляції кінцевих муфт. При помітному наростанні струму витоку або при появі стрибків струму тривалість випробування слід збільшити до 10-20 хв і довести випробування до пробою лінії. Якщо лінія не пробивається, вона може бути включена в роботу з повторним випробуванням через місяць. Надалі такі лінії рекомендується відчувати не рідше 1 разу на рік. Якщо значення струмів витоку стабільні, але перевершують 300 мкА при відносній вологості навколишнього середовища до 80% і 500 мкА при вологості більше 80% для ліній до 10 кВ, а також 800 і 1500 мкА відповідно для ліній 35 кВ, кабельна лінія після випробування може бути включена в роботу, але з скороченням терміну наступного випробування.

Кабельні лінії з поганим станом ізоляції рекомендується відчувати в літній період, лінії з підводними переходами - до початку льодоставу або льодоходу. Результати випробування (серед них значення струму витоку) записуються в паспортну картку КЛ і зіставляються з результатами попередніх випробувань для судження про зміну стану ізоляції лінії.

Зразок кабелю, має дефекти, при пробої рекомендується вирізати і обстежити в стаціонарних установках. Це необхідно з метою визначення причин виникнення дефекту і розробки відповідних заходів, що виключають такі дефекти. Результати обстеження оформляються відповідним протоколом і записуються в карту КЛ. При наявності заводських дефектів складається рекламація, яка пред'являється заводу-виробнику кабелю і арматури.

Другий спосіб випробування підвищеною напругою в даний час розроблений тільки для КЛ напругою 6 кВ. Застосування способу призводить до здешевлення випробувань за рахунок значного скорочення числа перемикачів у мережі та скорочення трудовитрат, пов'язаних з виробництвом самих випробувань. В даному випадку випробуванню піддається ділянку мережі, що знаходиться в нормальному режимі. Як правило, випробування проводяться в період мінімального навантаження, з попереднім повідомленням споживачів відчуває ділянки мережі.

У порівнянні з першим способом метод випробування під навантаженням має меншу ефективність. Однак при такому випробуванні ізоляція КЛ підтримується на необхідному рівні, який оберігає мережу від численних ушкоджень, що виникають при перенапруженнях в мережі з різних причин.

При випробуванні мережі під навантаженням випробовується ізоляція всіх кабельних ліній, трансформаторів і устаткування шляхом подачі в нульову точку працюючої мережі 6 кВ випрямленої напруги 20-24 кВ. в результаті ізоляція мережі по відношенню до землі під час випробування перебуває під пульсуючим напругою з максимальним значенням 29 кВ (випрямлена напруга плюс робоче змінне). Схема випробування «під навантаженням» вказана на ріс.1-1, б. Випробувальна установка приєднується, як правило, до нульового висновку трансформатора власних потреб понижувальної підстанції. На час випробування дугогасильний котушка (якщо лна є на підстанції) відключається.

Застосування методу обмежується, як зазначено, мережами напруги 6 кВ, ємнісний струм відчуває ділянки мережі повинен бути не більше 20 А, на ділянці не повинно бути електродвигунів 6 кВ або вони повинні відключатися під час випробування, електроприймачі I категорії ділянки повинні бути обладнані пристроями АВР.

У зв'язку зі зменшенням значення випробувальної напруги випробування рекомендується проводити 2-6 разів на рік. Тривалість випробування становить 3 хв. При появі стрибків струму витоку з метою запобігання переходу замикання на землю в двофазне (трифазне) коротке замикання число підйомів випробувального напруги повинно бути не більше двох, із загальною витримкою мережі під підвищеним напругою не більше 5 хв. під час випробувань необхідно присутність спеціальної бригади для швидкого виявлення та локалізації виникаючих дефектів у КЛ і в обладнанні мережі. При цьому може використовуватися спеціальний прилад типу ПС спрямованої дії. Оскільки за цим методом не випробовується междуфазовая ізоляція, рекомендується один раз в два-три роки виробляти додаткові випробування по двухполярной схемою з відключенням ліній. Величина випробувальної напруги встановлюється залежно від місцевих умов.

1-2. ВИДИ УШКОДЖЕНЬ І пропалювання КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ

Після пробою КЛ через відмову чи внаслідок випробування, за винятком прямих механічних пошкоджень, виникає необхідність у визначенні місця пошкодження лінії. В даний час є досконалі методи, за допомогою яких місце ушкодження, як правило, встановлюється з достатньою точністю і в обмежений час.

Кожен метод має свою область використання, яка визначається характером пошкодження КЛ і, в тому числі, перехідним опором, що виникає в місці пошкодження. У зв'язку з цим перед визначенням місця пошкодження необхідно визначити характер ушкодження, а також провести при необхідності пропалювання кабелю з метою зниження перехідного опору в місці пошкодження його ізоляції до необхідного рівня.

Ушкодження КЛ мають різний характер: ушкодження ізоляції з замиканням однієї жили на землю; ушкодження ізоляції з замиканням двох чи трьох жив на землю, двох або трьох жив між собою в одному або в різних місцях; обрив однієї, двох чи трьох жив з заземленням і без заземлення жив; запливають пробою ізоляції; складні ушкодження, містять зазначені види ушкоджень. Найбільш поширений випадок - це пошкодження між житловою і оболонкою кабелю, тобто однофазні пошкодження, особливо для кабелів з жилами в самостійних оболонках.

Всі вимірювання на КЛ виробляються з їх повним відключенням і виконанням необхідних заходів техніки безпеки. Як правило, визначення характеру пошкодження проводиться за допомогою мегомметра на 2500 В, яким вимірюється опір ізоляції кожної жили по відношенню до землі і опір ізоляції між жилами. Цілісність жив перевіряється з обох кінців лінії шляхом почергової установки закоротки на кінцях лінії. Для кабельних ліній 0,38 кВ можуть використовуватися прилади типу МС-0,5, МС-0,8, ТТ-1 і т.п. При визначенні характеру складного пошкодження використовуються вимірювачі неоднорідностей кабельних ліній типів Р5-1А, Р5-5, Р5-9, а при необхідності характер уточнюється за допомогою почергового випробування випрямленою напругою ізоляції кожної жили по відношенню до оболонки і між жилами.

У процесі визначення характеру пошкодження, як зазначалося, встановлюється необхідність марнотратства ізоляції КЛ в місці пошкодження. Значення перехідного опору, до якого необхідно вести процес марнотратства ізоляції, зазначений нижче. Процес пропалювання кабелю досить трудомісткий і вимагає спеціальної апаратури, яка повинна мати достатню потужність і широкі діапазони її регулювання. Процес характеризується багаторазовим повторенням електричного пробою ізоляції кабелю в місці його пошкодження, що дозволяє поступово знизити перехідний опір в місці пошкодження до необхідного значення. При цьому в міру зниження опору напруга пробою зменшується і одночасно зростають струм в ланцюзі пробою і потужність установки для пропалювання.

Пропалювання КЛ може проводитися з використанням змінного або випрямленого напруги. При цьому використання резонансних установок не рекомендується.

Рекомендується так званий ступінчастий спосіб ведення пропалювання, в процесі якого змінюються джерела живлення в міру зменшення напруги пробою і перехідного опору в місці пошкодження. На першому і другому ступенях пропалювання використовується випрямлена напруга. Напруга установки на першій ступені приймається 30-50 кВ при максимальному струмі 0,1-0,5 А, (установка для випробування КЛ). на другому ступені застосовується більш потужна установка напругою 5-8 кВ і максимальним струмом 5-10 А. на третьому ступені використовується генератор високої частоти, що дозволяє регулювати напругу на виході до 0,05-0,5 кВ при максимальному струмі до 10 А.

До кабелю

Рис. 1-2. Принципова схема установки пропалювання КЛ

1 - трансформатор випрямляча ВП-60, 0,22 / 42,5 кВ; 2 - трансформатор випрямляча ВП-5/10, 7 кВ А; 3 - перемикач ВП-10/5; 4 - генератор звукової частоти АТО-8; 5 - трансформатор узгоджувальний 8 кВ А, 1000/500/380/110 В; 6 - перемикач; 7 - регулювальний трансформатор напруги 250 В.

Зазначений принцип реалізований в установці для марнотратства, розробленої Московської кабельною мережею. Принципова схема пристрою наведена на рис. 1-2. Використовується випрямляч ВП-60 (1) для випробування і попереднього марнотратства ізоляції кабелю, випрямляч ВП-10/5 (3) для допалювання ізоляції до малих перехідних опорів і генератор (4) звуковий частоти АТО-8 з согласующим трансформатором (1000-500- 380-270-110 В) для остаточного допалювання місця пошкодження. Генератор застосовується також для індукційного способу визначення місця пошкодження кабелю. Випрямляч ВП-60 забезпечує випрямлена напруга 60 кВ при середньому значенні струму 50-75 мА. Випрямляч ВП-10/5 має напругу 10 кВ при струмі 3 А.

Пропалювання починають випрямлячем ВП-60 і ведуть в режимі допустимої потужності (75 мА) до тих пір, поки напруга не знизиться до 15 кВ, після чого підключають випрямляч ВП-10/5 і ведуть пропалювання з використанням обох випрямлячів. Коли напруга пробою зменшиться до 10 кВ і навантаження випрямляча ВП-10/5 досягне 1 А, випрямляч ВП-60 відключають. При зниженні напруги пробою до 5 кВ обмотки випрямляча ВП-10/5 перемикають з послідовного на паралельне з'єднання за допомогою високовольтного перемикача (10) і продовжують пропалювання при напрузі 5 кВ. Коли напруга пробою досягне нульового значення, включають рубильник 2 на землю. Якщо показання амперметра ВП-10/5 не змінюється, перехідний опір в місці пошкодження доведено до малої величини. Пропалювання до нульових значень перехідного опору з метою використання імпульсного методу визначення місця пошкодження, який вимагає металевого сполуки жили з оболонкою кабелю, виконується з використанням генератора звукової частоти при зміні напруги в межах 1000-100 В.

Залежно від характеру пошкодження та стану КЛ процес марнотратства ізоляції відбувається по-різному. Зазвичай після декількох хвилин пропалювання на першій ступені розрядне напруга знижується до значення, що дозволяє перейти на другу сходинку. Після 10-15 хвилин роботи на другому ступені напруга знижується до нуля, перехідний опір - до 20-30 Ом, після чого включається третя щабель. Якщо опір зростає, знову повертаються до пропалювання на другому ступені і, в міру зниження опору, на третьому щаблі.

При пошкодженні підводної КЛ або лінії, що має зволожену ізоляцію, пропалювання ізоляції потребує більшого часу. Після повторення пробоїв на першій ступені протягом декількох хвилин і зниження напруги робота на другому ступені відбувається триваліше, характеризується стійким струмом і перехідний опір не знижується менш ніж до 2-3 кОм. Кілька годин може протікати пропалювання сполучної муфти при наявності так званого запливаючого пробою, коли перехідний опір може різко змінюватися включаючи відновлення ізоляції після пробоїв на зниженому напрузі.

1-3. МЕТОДИ ВИЗНАЧЕННЯ МІСЦЬ УШКОДЖЕННЯ КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ

При визначенні місць пошкодження кабельних ліній необхідно дотримуватися серйозні вимоги: похибка не повинна перевищувати 3 м (при цьому враховуються труднощі виробництва земляних робіт на міських проїздах з удосконаленим покриттям); виконання ЗМУ повинно обмежуватися кількома годинами; повинні дотримуватися правила безпеки персоналу. Зазначені вимоги посилюються необхідністю якнайшвидшого ремонту КЛ при її пошкодженні, так як при виведенні лінії в ремонт порушується надійність електропостачання споживачів і зростають втрати електроенергії в мережі. Для кабельних ліній, прокладених у земляний траншеї, слід враховувати небезпеку проникнення вологи в ізоляцію в результаті порушень герметичності, що виникають в місці пошкодження. Проникнення вологи може бути дуже інтенсивним і поширюватися на значну довжину уздовж лінії.

При швидкому визначенні місця пошкодження ремонт лінії обмежується заміною ділянки кабелю довжиною 3-5 м і монтажем двох з'єднувальних муфт, в сприятливих випадках може бути встановлена ??одна муфта. Якщо роботи з визначення місця пошкодження затягуються, що веде до проникнення вологи, то виникає необхідність заміни ділянки кабелю з зволоженою ізоляцією довжиною вже у кілька десятків метрів, Це, в свою чергу, збільшує обсяг земляних робіт і веде до подорожчання ремонту лінії.

Відповідно до встановленої практики визначають місце пошкодження в два прийоми: спочатку визначають зони ушкодження кабельної лінії, потім уточнюється місце пошкодження в межах зони. На першому етапі визначення місця пошкодження проводиться з кінця лінії, на другому етапі - безпосередньо на трасі лінії. У зв'язку з цим методи відповідно поділяються на дистанційні (відносні) і топографічні (абсолютні). Орієнтовно область використання методів визначення місця пошкодження, наведена в табл. 3. При складних пошкодженнях можливо поєднання різних методів визначення місць пошкоджень.

До дистанційним методам ставляться; імпульсний, коливального розряду і бруківці, а до топографічним - індукційний, акустичний і метод накладної рамки.

При імпульсному методі в КЛ надсилається так званий зондує електричний імпульс і вимірюється час між моментом посилки зондуючого імпульсу і моментом приходу імпульсу, відбитого від місця пошкодження. При цьому враховується, що швидкість поширення електромагнітних коливань в КЛ з паперовою ізоляцією знаходиться в межах 160 м / мкс. Час зсуву між зондирующим і відбитим імпульсами визначається за допомогою електронно-променевої трубки.

Для вимірювань використовуються відомі прилади ИКЛ-4, ИКЛ-5, Р5-1А, Р5-5, досконаліші Р5-9, Р5-10. Прилад приєднується до одного кінця лінії (схема приєднання вибирається залежно від характеру пошкодження). На екрані електронно-променевої трубки нанесена лінія масштабу часу, ціна розподілу якого встановлюється залежно від діапазону вимірювання. Для зручності відліку на індикаторі екрана є сітка. На екрані трубки видно відбитий імпульс, вершина якого при обриві жив спрямована вгору, при замиканні жив - вниз. Крім того, відбивається зміна хвильового опору лінії за рахунок з'єднувальних муфт, зміни перерізу лінії і т. Д.

Імпульсний метод може бути застосований в КЛ будь-яких конструкцій при однофазних і багатофазних пошкодженнях стійкого характеру (Rп <50/100 Ом), при обривах жив (Rц>> 106Ом) і при складних ушкодженнях.

Таблиця 3

Рекомендовані методи визначення місця пошкодження кабельних ліній

 Вид повреж-дення Схема пошкодження Перехідний опір, Ом Дистанційний метод Топографічний метод

 Замикаючи-нініе на обо-лочка кабелю Rп <50 імпульсний акустичний

 100 Rп <= 50 імпульсний акустичний, індукційний, при Rп = 0- накладна рамка

 100 Rп <= 50 імпульсний акустичний

 100 Замикаючи-ня між фазами Rп <= 100 імпульсний індукційний

 Обрив жив заземлені-ням і без заземлені-ня

 Rп> 6 жовтня імпульсний, коливального розряду акустичний, індукційний, накладна рамка, при Rп = О-індукційний

 Rп> 6 жовтня імпульсний, коливального розряду акустичний при Rп = 500 - індукційний

0 Заплив-вающий пробою

 Rп> 6 жовтня коливальний розряд акустичний

Метод коливального розряду базується на вимірюванні періоду (полупериода) власних електричних коливань, які виникають в КЛ в момент її пробою, т. Е. При розряді електричної дуги в місці пошкодження. Для визначення місця пошкодження за цим методом лінію необхідно доводити до пробою в момент вимірювань. Останнє передбачається за рахунок подачі на лінію підвищеної напруги (нижче випробувального). Метод призначений для визначення місця пошкодження кабельних ліній при наявності «запливаючого» пробою або в тих випадках, коли в місці пошкодження відзначаються електричні розряди. «Запливали» пробій характеризується наступними один за одним пробоями з різними проміжками часу під впливом підвищеної напруги. При зниженні напруги пробої припиняються. У деяких випадках пошкоджена лінія починає витримувати більш високу напругу, аж до випробувального, т. Е. Ізоляція лінії тимчасово відновлюється. Це спостерігається переважно в муфтах.

Рис. 1-3. Схема включення приладу при визначенні місця пошкодження методом коливального розряду

1 - випрямляч ВП-60; 2 - ємнісний дільник напруги; 3 - жили кабелю

Для вимірювання відстані до місця пошкодження застосовуються прилади ЕМКС-58М і Ш-4120 з ємнісним дільником напруги, що приєднуються до лінії за допомогою випробувальної установки (рис. 1-3). У процесі визначення місця пошкодження напруга установки піднімається до пробивної, в момент пробою прилад проводить вимірювання і самоблокується. Шкала приладу проградуйована у відносних одиницях. Відлік відстані до місця пошкодження проводиться за шкалою з урахуванням причини відхилення стрілки і межі вимірювань. При визначенні місця однофазного ушкодження цілі жили КЛ повинні бути ізольовані. При пошкодженні між жилами напруга випробувальної установки подається на одну жилу, а дві інших заземляются через опір більше 1000 Ом. Мостовий метод передбачає використання вимірювальних мостів постійного або змінного струму. Для вимірювання відстані до місця пошкодження збирається мостова схема з регульованих резисторів вимірювального моста і пошкодженої здорової жив, з'єднаних накоротко з протилежного кінця лінії. При визначенні місця пошкодження шляхом вимірювання R1і R2добіваются рівноваги моста. У такому випадку відстань до місця пошкодження одно

lx = 2LR1 / (R1 + R2),

де L - довжина лінії; R1і R2, - опір резистора, приєднаного до пошкодженої і неушкодженою жилах відповідно. Вимірювання проводять з обох кінців кабельної лінії. Показником правильності вимірювань служить співвідношення

 0.997 <2 x R'1 + 2 x R "1 <1.003

 R'1 + R'2 R "1 + R" 2

де штрихи відповідають показанням на одному і на іншому кінці лінії.

Схема вимірювання виконується з використанням спеціальних проводів і затискачів з метою виключення впливу опору контактів на результати. Якщо лінія має вставки різних перетинів, опір лінії приводиться до одного еквівалентному. При застосуванні мостового методу необхідно мати одну неушкоджену жилу або жилу з перехідним опором, не менш ніж у 100 разів більшим перехідного опору інших жив. Значення перехідного опору пошкодженій жили не більше 5000 Ом. Методом надійно визначаються однофазні та багатофазні пошкодження сталого характеру. При обривах жив визначення місця пошкодження проводиться шляхом вимірювання ємності лінії за допомогою моста змінного струму. Як правило, застосовується універсальний кабельний міст Р-334, який допускає вимір на постійному і змінному струмі.

Індукційний метод належить до топографічним методам і заснований на принципі прослуховування з поверхні землі звуку, який створюється електромагнітними коливаннями при проходженні по жилах КЛ струму звукової частоти (800- 1200 Гц). З цією метою генератор звукової частоти приєднується до двох жилах кабельної лінії (рис. 1-4). Для прослуховування звуку використовуються спеціальна прийомна рамка з підсилювачем (кабелеискатель) і телефонні навушники. При русі оператора з кабелеискателем по трасі звук в навушниках буде періодично змінюватися через наявність скрутки жив. Крім того, звук буде посилюватися над сполучною муфтою, змінюватися залежно від зміни глибини прокладки лінії, наявності труб і т. П. Тільки над місцем ушкодження відзначатиметься різке зростання звуку з наступним його загасанням на відстані 0,5-1,0 м від ушкодження.

За допомогою індукційного методу визначаються двох- і трифазні ушкодження стійкого характеру при значенні перехідного опору не більше 20-25 Ом. Генератори звукової частоти і кабелеискатели застосовуються різного схемного і конструктивного виконання. З метою збільшення чутливості методу і виключення індустріальних перешкод (сусідні кабелі, електрифікований транспорт тощо) при їх великої інтенсивності збільшують частоту генератора до 10 кГц, застосовують кабелеискатели з Високовибірково антенами і використовують налаштованість рамки. У цьому зв'язку може бути відзначений комплект апаратури ВНІІЕ, що включає генератор ГК-77 на частоту 1 і 10 кГц, кабелеискатель КАИ-77, індукційний і акустичний датчик підвищеної чутливості.

Рис. 1-4. Визначення місця пошкодження індукційним методом: а - схема включення генератора звукової частоти при замиканні жив кабелю; б - зміна звучання по трасі пошкодженого кабеля

Індукційний метод широко використовується для визначення траси кабелю і глибини його залягання в земляний траншеї. З цією метою перший висновок генератора приєднується до жили, протилежний її кінець і другий висновок генератора заземлюється. Струм генератора залежно від величини перешкод і глибини залягання кабелю встановлюється до 15-20 А. При горизонтальному розташуванні приймальні рамки кабелеискателя максимальний звук в навушниках буде відповідати положенню: і над кабелем. При вертикальному розташуванні рамки звук кабелем зникатиме, зростаючи і потім повільно убуваючи, переміщенні рамки в одну й іншу сторону від кабелю. В результаті зазначеного прослуховування звуку над трасою встановлюється її точне положення. Для визначення глибини залягання кабелю в траншеї приймальню рамку кабелеискателя встановлюють під кутом 45 ° до вертикальної площини, що проходить через кабель. Рамку відводять від лінії розташування кабелю до того моменту, коли пропаде звук у навушниках. Відстань між лінією траси і становищем рамки відповідатиме, глибині прокладки кабелю. Метод використовується також для визначення положення з'єднувальних муфт на трасі лінії. У такому випадку генератор включають за схемою двухпроводного харчування, т. Е. Висновки генератора приєднуються до двох жилах лінії, останні з іншого кінця з'єднуються накоротко. Над муфтами буде прослуховуватися різке посилення звуку. Метод накладної рамки є різновидом індукційного методу. При цьому замість приймальні рамки до кабелеискатели приєднується так звана накладна рамка, виконана у вигляді металевої обойми, усередині якої розташована вимірювальна котушка. Накладна рамка обертається оратором навколо пошкодженого кабелю при включеному генераторі звуковий частоти. Звук в навушниках до місця пошкодження буде двічі змінюватися, досягаючи максимуму і мінімуму, місцем ушкодження у навушниках буде прослуховуватися монотонне звучання. Метод накладної рамки застосовується на відкрито складених КЛ, при замиканні однієї жили на оболонку (особливо для кабелів з жилами в самостійних металевих оболонках) і при пошкодженні ізоляції двох чи трьох жив великим перехідним опором. При застосуванні методу для ліній, прокладених у землі, проводиться розтин траси допомогою шурфів.

Рис. 1-5. Схеми визначення місця пошкодження акустичним методом:

а-для ліній до 1000 В; б-те ж, вище 1000 В

1 - двигун Уорена; 2 - комутатор 60/2 об / хв, 60/10 об / хв; 3 - перемикач; 4 - розрядник; 5 - трансформатор ВП-5; 6 - діод; 7 - конденсатор ІС-5х200; в - розрядник; 9 - конденсатор ІМ-30-30; 10 - крива зміни звуку над місцем ушкодження

Акустичний метод заснований на прослуховуванні над місцем ушкодження звукових коливань, що виникають в місці пошкодження з причини іскрового розряду від електричних імпульсів, що посилаються в кабельну лінію. Як джерело імпульсів служить випробувальна установка. Схема визначення місця пошкодження залежить від виду пошкодження КЛ (рис. 1-5). Якщо стався «запливати» пробою, то джерелом імпульсів служить випробувальна установка, напруга якої піднімається до пробою в місці пошкодження (рис. 1-5, а). При стійких замиканнях в місці пошкодження для утворення імпульсу використовується випробувальна установка, розрядник і накопичувальна (зарядна) ємність або ємність неушкоджених жив (рис. 1-5, б, в). У цьому випадку одночасно з розрядником відбувається розряд в місці пошкодження КЛ. У процесі визначення місця пошкодження звук розряду періодично посилаються імпульсів прослуховується в місці пошкодження оператором за допомогою дерев'яного стетоскопа або кабедеіскателя з пьезодатчиком, який перетворює механічні коливання, що у грунті при розряді імпульсу, в електричні. Максимальний звук відповідає місцю ушкодження. Метод використовується при «запливаючих» пробоях, одно- і багатофазних пошкодженнях стійкого характеру (але не металевих замикань), при обривах жив із заземленням в місці пошкодження. Сучасні кабелеискатели КАИ-73, КАИ-77 є акустико-індукційними і можуть використовуватися для акустичного і індукційного методів вимірювання.

Додатково зазначимо, що певні труднощі, що виникають при дистанційному і топографічному методах визначення місця ушкодження, виникають через однофазних замикань на землю. Зокрема, імпульсний метод дає надійні результати тільки при малому значенні перехідного опору в місці пошкодження. В іншому випадку метод вважається непридатним. З цієї причини в 1983 р починається промислове виготовлення нового приладу типу Р5-12, принцип роботи якого базується на імпульсної локації під час горіння дуги. В результаті область використання імпульсного методу значно розширюється. Зокрема, з його допомогою можна буде визначати дефект кабельної лінії при зволоженою ізоляції і навіть «запливати» пробій.

При однофазних пошкодженнях КЛ (при металевому замиканні на землю) акустичний метод непридатний. Індукційний метод в таких випадках також не завжди ефективний. Тільки застосування накладної рамки з відповідним шурфуванням на трасі кабельної лінії забезпечує визначення місця пошкодження з необхідною точністю.

Застосування індукційного методу за наявності перехідного опору в місці однофазного ушкодження взагалі виключено, оскільки неможливо усунути електромагнітне поле перешкод, яке створюється струмом звукової частоти, що стікає з оболонки кабелю в землю. З наведених причин кошти пошуку однофазних ушкоджень необхідно удосконалювати. Так, можна відзначити індукційно-фазовий спосіб, який базується на контролі фазового зсуву струму, що протікає по пошкодженій оселя кабельної лінії. З цією метою в цілу і пошкоджену жили лінії посилають струми кратної частоти, наприклад 1 і 10 кГц, які створюються генераторним комплексом. Контроль проводиться індукційним методом за допомогою вдосконаленого приймально-передавального переносного пристрою. Місце пошкодження визначається по зміні фазового кута струму на місці дефекту кабельної лінії.

У зв'язку з впровадженням кабелів з пластмасовим покриттям визначення місця локального ушкодження ведеться топографічним методом. Для цього рекомендується застосовувати потенційні методи, які передбачають вимір різниці потенціалів на поверхні землі, створюваної струмом розтікання на місці ушкодження. В основу одного з таких способів належить порівняння двох сигналів звукової частоти, створюваних струмом в оболонці кабелю і струмом розтікання в землі. Генератор приєднується до оболонки кабелю і до землі. Приймальна апаратура містить індукційний .датчік, підсилювачі обох сигналів, потенційні зонди і схему порівняння фази сигналів і стрілочний індикатор. Місце пошкодження встановлюється на трасі лінії по нульову відмітку індикатора.

Практика використання методів визначення місця ушкодження в міських мережах значною мірою визначається місцевими умовами: наявністю необхідних апаратів і приладів для вимірювань, навичками персоналу, визначального місце ушкодження. В результаті багаторічного досвіду ЛКС, котра володіє необхідним набором засобів для виявлення ушкоджень, виявлено таке. Протягом року на кабельних лініях напругою 1-35 кВ виконується близько 1100 робіт з визначення місць пошкоджень. З них уточнюється на місці пошкодження акустичним методом 93-94% ушкоджень, індукційних 3-5% і лише 2% ушкоджень не вимагають уточнення. Використання дистанційних методів розподіляється наступним чином: 63% ушкоджень визначаються індукційним методом, 1,5% - мостовим на постійному струмі і 1,5% - методом коливального розряду. Приблизно 30-33% ушкоджень визначаються без застосування дистанційних методів. Метод накладної рамки з попередньою шурфовкою застосовується в одиничних випадках.

У мережах ЛКС є близько 100 кабельних ліній напругою 6-110 кВ з підводними переходами, які мають протяжність 30-11000 м. Методика визначення місць пошкоджень на таких лініях також здійснюється в два етапи. Характерними видами ушкоджень КЛ на підводних ділянках є обрив трьох жив і пробою ізоляції жили при випробуваннях, а також різні пошкодження ліній в робочому стані. При обриві жив пропалювання не потрібно, а при пробої ізоляції під час випробувань пропалювання не викликає особливих труднощів. При пошкодженні лінії, що перебуває під робочою напругою, без обриву жив виникають труднощі при спробі знизити перехідний опір в місці пошкодження до 50-100 Ом. У таких випадках застосовується для визначення місця пошкодження петлевий метод на постійному струмі. В інших випадках застосовується імпульсний метод.

При визначенні місця пошкодження на підводних ділянках застосовується ремонтне кабельне судно з бригадою водолазів, що має герметизований комплект акустичного і індукційного датчиків. За результатами вимірювань дистанційним методом судно з водолазами встановлюється у зоні передбачуваного ушкодження кабельної лінії. Уточнення місця пошкодження проводиться, як правило, акустичним методом, при цьому водолаз з датчиком пересувається по дну водойми по команді оператора, що знаходиться на судні, залежно від сигналів, що надходять з датчика у зоні ушкодження лінії. Електролабораторія в цей час знаходиться на підстанції і підтримує заданий режим подачі електричних імпульсів в лінію.

Виконання вимірювань на підводних ділянках пов'язаний із такими труднощами: ремонтне судно не може бути встановлено над підводного трасою КЛ без відхилення, яке на річкових протоках доходить до 20 м, в море до 100 м; пересування водолаза обмежена повітряним шлангом не більше 25 м; в ряді випадків виникає необхідність розмиву траси гідромонітором, так як кабелі на підводних переходах укладаються у поглиблені траншеї: вихід судна для вимірів ремонту пов'язаний з погодними умовами. Тому визначення їсть ушкодження на підводних ділянках може тривати від двох ній до одного місяця.

1.4. ЗАСТЕРЕЖЕННЯ ПРИ обслуговування кабельних ЛІНІЙ

Поряд із загальними вимогами техніки безпеки, які виконуються при роботах на кабельних лініях, існують додаткові для допуску до робіт на діючих лініях. Такий допуск необхідний для проведення наступних основних операцій: всебічне відключення лінії; заземлення лінії; визначення лінії на трасі; прокол кабелю і його заземлення на місці проведення робіт, розрізання кабелю і при необхідності розтин муфти.

На трасі перед ремонтом повинні бути розкриті всі кабелі і шляхом ретельної перевірки виконавчих креслень визначена лінія, що підлягає ремонту. Додатково до цього ремонтируемая лінія визначається за допомогою переносних приладів індукційного типу.

 Рис. 1-6.

 Рис. 1-7.

Після визначення кабелю проводиться перевірка відсутності на ньому напруги. Згідно ПТБ така перевірка повинна проводитися спеціальним пристосуванням, що забезпечує прокол кабелю до жив і їх заземлення. При цьому в колодязях і тунелях пристосування повинно мати дистанційне керування.

Випускається промисловістю пристрій з ізольованою штангою і свердлом громіздко і може застосовуватися тільки в траншеях. У ЛКС спільно з трестом № 45 Главзапстроя розроблено піротехнічне пристрій, який забезпечує прокол стрічкової броні і оболонки до жил із замиканням їх між собою і на землю. Пристрій може застосовуватися в будь-яких умовах. На плиті пристрої (рис. 1-7) встановлено стовбур, в якому є патронник і поршень з пробійником, затвор з кільцем для заводу в бойове положення, фіксація якого проводиться за допомогою чеки. Пристрій закріплюється на кабелі за допомогою хомутів.

При роботі пристрою застосовуються піротехнічні патрони МПУ-2. Для здійснення пострілу чека висмикується з допомогою капронового шнура, довжина якого приймається з урахуванням забезпечення безпеки оператора. Діаметр проколюваного кабелю 20-66 мм, маса приладу 4,2 кг. При роботі пристрій заземлюється, а також виконуються інші заходи безпеки при роботах з піротехнічним інструментом.

2. ЗАСТЕРЕЖЕННЯ ПРИ РОЗТИНІ МУФТ, розрізанням кабелю

2.1. Перед розкриттям муфт або розрізанням кабелю необхідно впевнитися в тому, що ці операції будуть провадитися на тому кабелі, на якому потрібно, що цей кабель відключено і вжито технічних заходів, необхідних для допуску до робіт на ньому.

2.2. На робочому місці підлягає ремонту кабель слід визначати:

при прокладці кабелю в тунелі, колекторі, каналі, по стінах будівель-простежуванням, звіркою розкладки з кресленнями та схемами, перевіркою за бирками;

при прокладанні кабелів у землі-звіркою його розташування з кресленнями прокладки. Для цієї мети повинна бути попередньо виконано контрольна траншея (шурф) впоперек пучка кабелів, що дозволяє бачити всі кабелі.

2.3. У тих випадках, коли немає впевненості у правильності визначення що підлягає ремонту кабелю, застосовується кабелепошуковий апарат з накладної рамкою.

2.4. На КЛ перед розрізанням кабелю або розкриттям з'єднувальної муфти необхідно перевірити відсутність напруги за допомогою спеціального пристосування, що складається з ізолюючої Штанги і сталевий голки або різального наконечника. Пристосування має забезпечити прокол або розрізування броні і оболонки до жил із замиканням їх між собою і на землю. Кабель у місця проколу заздалегідь прикривається екраном. У тунелях, колекторах і колодязях таке пристосування допускається застосовувати тільки при наявності дистанційного керування.

2.5. Якщо внаслідок пошкоджень кабелю відкриті всі струмовідні жили, відсутність напруги можна перевірити безпосередньо покажчиком напруги без проколу.

2.6. Прокол кабелю виконує відповідальний керівник робіт або допускач або під їх наглядом виробник робіт. Проколювати кабель слід в діелектричних рукавичках і користуючись запобіжними окулярами. Стояти під час проколювання потрібно на ізолювальній основі зверху траншеї якомога далі від проколюваного кабелю.

2.7. Для заземлення пристосування для проколу використовуються спеціальний заземлювач, заглиблений у грунт на глибину не менше 0,5 м, або броня кабелю. Заземлювальний провідник приєднується до броні хомутами; бронелента під хомутом повинна бути очищена.

У тих випадках, коли бронелента піддавалася корозії, допускається приєднання заземлювального провідника до металевої оболонки.

При роботах на кабельної четирехжільіой лінії напругою до 1000 В нульова жила від'єднується з обох кінців.

3. ВИПРОБУВАННЯ ТРАНСФОРМАТОРА І ПРОФІЛАКТИЧНІ РОБОТИ, ПОВ'ЯЗАНІ З його відключення

3.1. ВИПРОБУВАННЯ ТРАНСФОРМАТОРІВ.

Таблиця 4.

Силові трансформатори, автотрансформатори.

К - для трансформаторів напругою 110 кВ і вище, а також для трансформаторів потужністю 80 МВА і більше виробляються вперше пізніше, ніж через 12 років після введення в експлуатацію з урахуванням результатів профілактичних випробувань, а надалі - по мірі необхідності в залежності від результатів вимірювань і стану трансформаторів; для інших трансформаторів - за результатами їх випробувань і станом.

Т - для трансформаторів, регульованих під навантаженням, виробляються раз на рік; для трансформаторів без РПН: головних трансформаторів підстанцій 35 кВ і вище - не рідше 1 разу на 2 роки; інших трансформаторів - у міру потреби, але не рідше 1 разу на 4 роки; для трансформаторів, встановлених у місцях посиленого забруднення, - по місцевим інструкціям.

М - встановлюється системою ППР. Випробування трансформаторного масла слід проводити згідно з вказівками п. 4.16.

 Найменування випробування Вид випробування Норми випробування Вказівки

 4.1. Визначення умов включення трансформатора

 4.2. Вимірювання опору ізоляції:

 1) обмоток з визначенням відносини R 60 / R 15

К

 К, Т, М

 Трансформатори, що пройшли капітальний ремонт з повною або частковою заміною обмоток чи ізоляції, підлягають сушінню незалежно від результатів вимірювання. Трансформатори, що пройшли капітальний ремонт без заміни обмоток чи ізоляції, можуть бути включені в роботу без підсушування чи сушіння, а також при дотриманні умов перебування активної частини на повітрі. Тривалість робіт, пов'язаних з розгерметизацією бака, не повинна перевищувати:

 1) для трансформаторів на напругу до \ 35 кВ-24 год при відносній вологості до 75% і 16ч при відносній вологості до 85%;

 2) для трансформаторів на напругу 110 кВ і більше-16 год при відносній вологості до 75% і 10 год при відносній вологості до 85%. Якщо час огляду трансформатора перевищує вказане, але не більше ніж в2 рази, то повинна бути проведена контрольна подсушка трансформатора

 Найменші допустимі значення опору ізоляції, при яких можливе включення трансформаторів в роботу після капітального ремонту, регламентуються вказівками табл. 2 (додаток Е1.1) [1]. При поточному ремонті та міжремонтних випробувань опір ізоляції R 60 і ставлення R 60 / R 15 не нормуються, але вони не повинні знижуватися за час ремонту більш ніж на 30% і повинні враховуватися при комплексному розгляді всіх результатів вимірювань параметрів ізоляції і зіставлятися з раніше отриманими.

 Опір ізоляції не нормуються

 При заповненні трансформаторів олією з іншими характеристиками, ніж у злитого до ремонту, може спостерігатися зміна опору ізоляції і tg d, що повинно враховуватися при комплекс ної оцінки стану трансформаторів Умови включення сухих трансформаторів без сухих визначаються відповідно до вказівок заводу-виробника

 Проводиться як до ремонту, так і після закінчення.

 Вимірюється мегаомметром на напругу 2500 В. Вимірювання проводиться за схемами табл. 3 (додаток Е1.1) [1]. При поточному ремонті вимірювання проводиться, якщо спеціально для цього не потрібно Розшиновку трансформатора

 Для трансформаторів на напругу 220 кВ опір з

 Продовження таблиці

 Найменування випробування Вид випробування Норми випробування Вказівки

 2) ярмових балок, пресуючих кілець і доступних для виявлення замикання стяжних шпильок

.

 4.3. Вимірювання тангенса кута діелектричних втрат tg d ізоляції обмоток К, Т

 ляции рекомендується вимірювати при температурі не нижче 30 С, а до 150 Кв- не нижче 10 С

 Вимірюється мегаомметром на напругу 1000-2500 В у масляних трансформаторів тільки при капітальному ремонті, а у сухих трансформаторів - і при поточному ремонті

 При міжремонтних випробуваннях вимірювання проводиться у силових трансформаторів на напругу 110 кВ і вище або потужністю 31 500 кВ.А і більше

 У трансформаторів на напругу 220 кВ tg б рекомендується вимірювати при температурі не ніже30 ° С, а до 150кВ-не нижче 10 ° С.

 К, М Для трансформаторів, які пройшли капітальний ремонт, найбільші допустимі значення наведені в табл. 4 (додаток Е1.1) [1]. В експлуатації значення tg d не нормується, але воно повинно враховуватися при комплексній оцінці результатів вимірювання стану ізоляції

 4.4. Визначення ставлення C 2 / C 50

 До Див. Табл. 5 (додаток Е1.1) [1] Див. Примітку 3 [1]

 4.5. Визначення ставлення дельтаС / С К Див. Табл. 6 (додаток Е1.1) [1] Те ж

 4.6. Випробування підвищеною напругою промислової частоти: До

 1) ізоляції обмоток 35 кВ і нижче разом з вводами Див. Табл. 7 (додаток Е1.1) [1]. Тривалість випробування 1 хв. При ремонті з повною заміною обмоток та ізоляції трансформатори випробовуються підвищеним напругою промислової частоти, рівним заводському випробувальному напрузі. При частковій заміні обмоток випробувальну напругу вибирається залежно від того, супроводжувалася чи заміна частини При капітальних ремонтах без заміни обмоток та ізоляції випробування ізоляції обмоток маслонаповнених трансформаторів не обов'язково

 Продовження таблиці

 Найменування випробування Вид випробування Норми випробування Вказівки

 обмоток їх зняттям з сердечника чи ні. Найбільше випробувальну напругу при частковому ремонті приймається рівним 90% напруги, прийнятого заводом. При капітальному ремонті без заміни обмоток та ізоляції або із заміною ізоляції, але без заміни обмоток випробувальну напругу приймається рівним 85% заводського випробувального напруги

 2) ізоляції доступних для випробування стяжних шпильок, пресуючих кілець і ярмових балок Виробляється напругою 1 кВ протягом 1 хв, якщо заводом-виробником не встановлені більш жорсткі норми випробування Випробування проводиться в разі огляду активної частини.

 4.7. Вимірювання опору обмоток постійному струму К, М Не повинно відрізнятися більш ніж на ± 2% від опору, отриманого на відповідних відгалуженнях інших фаз, або від значень заводських і попередніх експлуатаційних вимірювань, якщо немає особливих застережень у паспорті трансформатора Виробляється на всіх відгалуженнях, якщо в заводському паспорті немає інших вказівок і якщо спеціально для цього не потрібно виїмки активної частини

 4.8. Перевірка коефіцієнта трансформації К Не має відрізнятися більш ніж на ± 2% від значень, отриманих на відповідних відгалуженнях інших фаз., Або від заводських (паспортних) значень. Крім того, для трансформаторів з РПН різниця коефіцієнтів трансформації не повинна перевищувати значення щаблі регулювання Виробляється на всіх відгалуженнях перемикання

 4.9. Перевірка групи з'єднань обмоток трифазних трансформаторів і полярності висновків однофазних трансформаторів До Повинна відповідати паспортним даним і позначенням на щитку Виробляється при ремонтах з частковою або повною заміною обмоток

 Продовження таблиці

 Найменування випробування Вид випробування Норми випробування Вказівки

 4.10. Вимірювання струму і втрат холостого ходу К Не нормується

 Виробляється один з вимірів, зазначених нижче:

 1) при номінальній напрузі вимірюється струм холостого ходу;

 2) при зниженій напрузі вимірюються втрати холостого ходу за схемами, якими вироблялося вимір на заводі-виробнику. Частота і значення підведеної напруги повинні відповідати заводським

 4.11. Перевірка роботи перемикає пристрої До Переключающее пристрій повинен бути справним і задовольняти вимогам заводський інструкції Виробляється відповідно до типовим і заводським інструкціям

 4.12. Випробування бака з радіаторами статичним тиском стовпа масла К Не повинно бути течі масла Виробляється тиском стовпа масла, висота якого над рівнем заповненого розширювача приймається рівною 0,6 м; для баків хвилястих і з пластинчастими радіаторами - 0,3 М. Тривалість випробування не менше 3 год при температурі масла не нижче 10 ° С

 4.13. Перевірка пристроїв охолодження До Пристрої повинні бути справними і задовольняти вимогам заводських інструкцій Виробляється відповідно до типовим і заводським інструкціям

 4.14. Перевірка стану індикаторного силікагелю воздухосушільних фільтрів К, Т, М Силикагель повинен мати рівномірну блакитне забарвлення зерен. Зміна кольору зерен силікагелю на рожевий свідчить про його зволоженні -

 4.15. Фазировка трансформаторів До Повинно мати місце збіг за фазами Виробляється після капітального ремонту, а також при змінах в первинних ланцюгах

 Продовження таблиці

 Найменування випробування Вид випробування Норми випробування Вказівки

 4.16. Випробування трансформаторного масла:

 1) з трансформаторів К, Т, М

 Випробовується за показниками пп.1-6 (крім п. 3) табл. 8 (додаток Е1.1) [1]. Вимірювання tg d масла проводиться у трансформаторів на напругу 220 кВ, а також у трансформаторів, що мають підвищене значення tg d ізоляції

 Масло з трансформаторів з плівковим захистом повинно випробовуватися за показниками пп. 8 'і 9 табл. 8 з азотної, захистом - по п. 8 табл. 8 [1]

 Провадиться:

 1) після капітальних ремонтів трансформаторів;

 2) не рідше 1 разу на 5 років для трансформаторів потужністю понад 630 кВ-А, що працюють з термосифонні фільтрами;

 3.) не рідше 1 разу на 2 роки для трансформаторів, що працюють без термосифонних фільтрів

 У трансформаторах до 630 кВ-А з термосифонні фільтрами проба масла не відбирається. При незадовільних характеристиках ізоляції проводяться роботи з відновлення ізоляції, заміні масла і силикагеля в термосифонних фільтрах

 2) з баків контакторів пристроїв РПН (відокремленого від масла трансформаторів) Т, М

 Масло слід замінювати:

 1) при пробивном напрузі нижче 25 кВ в контакторах з ізоляцією 10кВ, ЗОкВ-з ізоляцією 35 кВ, 35 кВ - з ізоляцією 110 кВ, 110 кВ - з ізоляцією 220 кВ; Проводиться після певного числа перемиканні, зазначеного в інструкції з експлуатації даного перемикача, але не рідше 1 разу на рік

 4.17. Випробування трансформаторів включенням поштовхом на номінальну напругу До

 2) якщо в ньому виявлена ??вода (визначення якісне) або механічні домішки (визначення візуальне)

 У процесі 3-5-кратного включення трансформатора на номінальну напругу не повинні мати місця явища, що вказують на незадовільний стан трансформатора Трансформатори, змонтовані за схемою блоку з генератором, включаються в мережу з підйомом напруги з нуля

 4.18. Випробування вводів 4.19. Випробування вбудованих трансформаторів струму

 К.М

 К, М

 __

 __ Проводиться згідно розд. 10 Проводиться згідно з пп. 19.1, 19.3, 19.4. [1]

Примітки: Випробування по пп. 4.3-4.5, 4.8-4.10, 4.13 і 4.18 не обов'язкові для трансформаторів потужністю до 1000 кВА

2. Випробування за пп. 4.1, 4.3-4.5, 4.10-4.14, 4.16, 4.18 і 4.19 для сухих трансформаторів усіх потужностей не проводяться.

3. Вимірювання опору ізоляції, tg d, С2 / С50, ДС / С повинні проводитися при одній і тій же температурі або приводитися до однієї температурі.

Випробування та вимірювання силових трансформаторів, виробляються з певною періодичністю в процесі експлуатації з метою перевірки основних технічних характеристик трансформатора і окремих його вузлів.

При роботі трансформатора в енергоблоці ці випробування пристосовуються до часу виведення в ремонт котла, турбіни і турбогенератора.

У обсяг випробувань і вимірювань входять випробування, дозволяють оцінити стан ізоляції, а також:

вимір втрат холостого ходу при малому однофазном порушенні;

вимір активного опору обмоток (R60і R15, тобто через 60 і 15 с після включення мегаомметра);

вимір коефіцієнта трансформації;

перевірка групи з'єднання обмоток;

випробування ізоляції докладеним напругою.

Стан ізоляції оцінюється за результатами вимірювання R60і R15каждой обмотки по відношенню до інших заземленим обмоткам. Вимірювання проводять при температурі не нижче 10 ° С у трансформаторів потужністю до 80 МВ.А і напругою до 150 кВ і при температурі не менше нижнього значення температури, наведеного в паспорті, у трансформаторів 220-1150 кВ і в трансформаторів потужністю понад 80 МВ.А , напругою 110 і 150 кВ. У трансформаторів, не піддавалися прогріву, за температуру вимірів приймається температура верхніх шарів масла, а у трансформаторів, піддавалися нагріванню,-середня температура обмотки ВН фази В, обумовлена ??по опору постійному струму не раніше ніж через 1-1,5 год після відключення нагріву ( або відключення трансформатора з роботи) на спаді температури.

Опір ізоляції вимірюється мегаомметром 2500 В. Тангенс кута діелектричних втрат (tg d) вимірюється по перевернутої схемою при напрузі 10 кВ, але не більше 60% випробувального напруги.

У процесі ревізії активної частини трансформатора (в період монтажу, ремонту, сушіння ізоляції) стан зволоженості його обмоток оцінюється виміром відносини С / С за допомогою серійного приладу Пеки-1 (в енергосистемах застосовують також старі прилади ПКВ-7). Результат вимірювання С / С не нормується, але використовується при комплексному розгляді характеристик ізоляції, отриманих іншими способами вимірювань. Результати проведених вимірювань порівнюють із заводськими характеристиками, які у паспорті трансформатора. При необхідності результати вимірювання R60і tg d призводять до температурі, зазначеної в паспорті, шляхом перерахунку залежно від різниці температур.

Характеристики ізоляції необхідно вимірювати завжди за одними і тими ж схемами і в певній послідовності.

При комплексному розгляді результатів вимірів (опір ізоляції, tg d, ємності обмоток щодо землі й одне одного, відносного приросту ємності при зміні частоти або тривалості розряду) дається попередня оцінка стану ізоляції і висновок про необхідність сушіння ізоляції. При введенні в експлуатацію нового трансформатора необхідно брати до уваги умови транспортування, зберігання, правильність проведення монтажних робіт, характеристики масла в баку трансформатора, а також тривалість знаходження активної частини в розгерметизованому стані при ревізії під час монтажу (те ж при ремонті).

Вимірювання втрат холостого ходу для трансформаторів 10000 кВА і більше виробляють при зниженому напрузі (порушенні) перед вимірами опору постійному струму, щоб уникнути підвищення втрат XX через намагнічування стали трансформатора. Зняття залишкового намагнічування виробляють одноразовим плавним збільшенням і подальшим плавним зниженням порушення змінним напругою.

За результатами вимірювання визначають стану муздрамтеатру трансформатора (замикання аркушів стали муздрамтеатру, освіта з різних причин короткозамкнутих контурів в вузлах кріплення муздрамтеатру). Значення втрат XX в експлуатації не нормується, оскільки з часом через погіршення властивостей стали втрати XX мають тенденцію до підвищення. Якщо магнитопровод не має дефектів, то виміри показують рівність втрат на крайніх стрижнях (у нових трансформаторів відмінність не більше 10%) і збільшене приблизно на 30% значення втрат на середньому стрижні муздрамтеатру.

Втрати XX у трифазних трансформаторів вимірюють при трифазному або при однофазному збудженні. Для вимірювання втрат при однофазному напрузі проводять три досвіду з вимірюванням:

а) замикають накоротко обмотку фази А при порушенні фаз В і С трансформатора;

б) замикають накоротко обмотку фази У при порушенні фаз А і С;

в) аналогічно для фази С.

Втрати в трансформаторі

PОА + РОР + РОА

ро = 2

де РОА, рови РОА- втрати, певні при зазначених трьох дослідах (за вирахуванням споживання приладу) при однакових значеннях напруги, що підводиться,

При вимірюванні опору обмоток постійному струму виявляють дефекти в місцях пайок (обриви) обмотки, а також у різних контактах схеми з'єднання обмоток.

Опір обмоток постійному струму вимірюють за схемою "мосту" або за методом падіння напруги (з допомогою вольтметра і амперметра). Вимірювати опір рекомендується при сталій температурі обмоток, яка вказується в протоколі випробувань разом з температурою верхніх шарів масла. Як джерело використовуються акумуляторні батареї необхідної ємності.

Для порівняння виміряних опорів останні приводяться до однієї температурі за формулою розрахунку. Для виключення помилок, обумовлених индуктивностью обмоток, опір потрібно вимірювати лише при повністю сталому струмі. Крім того, для підвищення точності вимірів застосовують схеми і витримують рекомендації, відомі в практиці вимірів (в брошурі не розглядаються). Оцінку результатів виробляють шляхом порівняння отриманих значень з даними вимірювань, отриманими на заводі і які у паспорті. Значення опорів, отримані на відповідно відгалуженнях інших фаз, не повинні відрізнятися один від одного більш ніж на 2%, за винятком випадків, коли це обумовлено паспортними даними чи заводськими протоколами.

При вимірюванні коефіцієнта трансформації виявляють неправильне під'єднання відводів пристроїв РП і правильність установки приводу пристроїв ПБВ, пошкодження обмоток. Коефіцієнт трансформації вимірюють за допомогою спеціальних електричних схем (мостів) за способом компенсації чи методом двох вольтметрів, один з яких приєднується до обмотці нижчого, а інший до обмотці вищої напруги. Клас точності вимірювальних вольтметрів повинен бути не нижче 0,2.

Шляхом перевірки групи з'єднання обмоток визначаю тотожність групи з'єднання обмоток трансформаторі призначених для паралельної роботи. У трифазних трансформаторах, що мають дві і більше обмоток різних напруг, кожна з обмоток може бути з'єднана за будь схемою. Комбінація схем сполук вищого напруження і нижчого називається групою сполуки, що характеризує кутовий зрушення векторів лінійного напруги обмотки нижчої напруги щодо векторів лінійного напруги обмотки вищого напруги. Тому при недотриманні тотожності груп сполуки між обмотками трансформаторів виникають зрівняльні струми, що значно перевершують номінальні струми трансформаторів. Ці зрівняльні струми викликають надмірні перегріви ізоляції (інтенсивне старіння), що призводить до пошкодження трансформатора.

Найбільш характерними недоліками, виявленими при перевірці групи з'єднання обмоток, є неправильно виконана маркування вводів трансформатора і неправильне під'єднання відводів обмоток до вводів.

Групи з'єднання обмоток перевіряють одним із таких способів: двома вольтметрами, постійним струмом, фазометром (прямий метод), за допомогою спеціального мосту - одночасно з вимірюванням коефіцієнта трансформації (компенсаційний метод).

Метод двох вольтметрів заснований на поєднанні векторних діаграм первинного і вторинного напруг і вимірі напруги між відповідними висновками з наступним порівнянням цих значень з розрахунковими, наведеними в довідкових таблицях.

Поєднання досягається з'єднанням між собою однойменних висновків Проте й а обмотки ВН і НН. Для виключення можливих помилок при випробуванні трифазних трансформаторів необхідно звертати увагу на симетрію трифазного напруги харчування. Подачу напруги допускається проводити з боку будь-якої з обмоток. Метод застосуємо для однофазних і трифазних трансформаторів. Застосовуються також методи постійного струму і фазометра.

Перевірку електричної міцності ізоляції роблять у період монтажу і надалі в процесі експлуатації.

У момент програми підвищеної напруги в ізоляції трансформатора створюється збільшена напруженість поля, що сприяє виявленню дефекту. Характерними недоліками, які виявляються при перевірці ізоляції, є:

· Порушення (скорочення) відстані між гнучкими неізольованими відводами обмоток НН в місці їх під'єднання до шпильці ввода;

· Місцеві зволоження і забруднення (наявність сторонніх предметів) ізоляції, особливо на ділянках відводів НН;

· Наявність в трансформаторі повітряних бульбашок та ін.

Ізоляцію обмоток разом із вводами відчувають підвищеним напругою промислової частоти протягом 1 хв, почергово прикладеним до кожної обмотці при заземлених на бак і закорочених інших обмотках.

Потужність випробувального трансформатора залежить від зарядної потужності випробовуваної обмотки і визначається її ємністю і значенням випробувального напруження і вибирається з умови допустимості нагріву вимірювального трансформатора ємнісним струмом випробуваного об'єкта.

Залежно від класу «напруги трансформатори до 35 кВ випробовуються без попереднього нагрівання, тобто в холодному стані.

При випробувальних напругах, що перевищують 100 кВ, або при випробуванні трансформаторів зі значною ємністю, яка може спотворити коефіцієнт трансформації випробувального трансформатора, вимір випробувального напруги виробляють на стороні ВН за допомогою кульових розрядників або вимірювальних трансформаторів. У процесі випробування дефекти в трансформаторі при пробої ізоляції виявляють по характерному звуку, виділенню газу і диму, за результатами газохроматографического аналізу масла, за показниками приладів вимірів часткових розрядів (електричним або акустичним методом).

В експлуатації після ремонту з повною або частковою заміною обмоток за наявності випробувальних засобів виконують випробування внутрішньої ізоляції обмоток (витковой, межкатущечной) трансформатора индуктироваться напругою підвищеної або промислової частоти. При випробуванні напруга підводять до однієї з обмоток, інші залишаються розімкнутими.

Вимірювання втрат і напруги короткого замикання виробляється в експлуатації з метою визначення та нормування значень ики Рктрансформаторов, що пройшли ремонт із заміною обмоток. За значенням ікс подальшим розрахунком опору КЗ Zкможно виявляти пошкодження обмоток (деформацію) і необхідність виведення трансформатора в ремонт.

Досвід КЗ проводять, як правило, при струмі не менше 25% номінального струму на номінальною щаблі напруги обмоток, а для трансформаторів з регулюванням напрженія під навантаженням - і на крайніх положеннях перемикача відгалужень.

Фазировку проводять перед включенням трансформаторів на паралельну роботу після монтажу або проведеного ремонту. Перевіряють при цьому допустимість паралельної роботи як самих трансформаторів, так і трансформаторів з енергосистемою.

При фазировке по черзі проводять вимірювання напруг між фазою підключається трансформатора і трьома фазами мережі з метою відшукання співпадаючих фаз, між якими напруга має дорівнювати нулю. Для зниження небезпеки вимір зазвичай виробляють на стороні НН.

Для фазировки при введенні в роботу використовують два методи - прямий і непрямий:

· При прямому методі фазировку виробляють безпосередньо на що під робочим напругою ошиновці трансформатора або на незв'язаних з цією ошиновкой апаратах, устаткуванні;

· При непрямому методі при фазировке використовують трансформатори напруги, приєднані до фазіруемим частин електроустановки, і фазировку виробляють у вторинних колах трансформаторів напруги. Непрямий метод фазировки менш небезпечний, але більш трудомісткий.

Фазировка вважається закінченою в разі збігу всіх трьох фаз (нульові показання вольтметра).

Методи випробувань трансформаторного масла. Масло в силових трансформаторах, особливо потужних, перебуває під періодичним контролем. При комплексному обстеженні трансформатора стан олії визначає його працездатність.

Свіже трансформаторне масло має світло-жовтий або світлий колір і певні нормовані показники, що визначають фізико-хімічні та діелектричні властивості.

Стабільність олії (збереження початкових властивостей) у чинних трансформаторах з часом поступово знижується. Якщо на початку експлуатації зміна властивостей олії майже не виявляється (за відсутності дефекту в трансформаторі), то надалі значне зниження стабільності призводить до змін, видимим при простому огляді, - масло помітно мутніє. Масло з погіршеними показниками має збільшене кислотне число і зольність, у ньому з'являються небажані компоненти (низькомолекулярні кислоти), які в свою чергу погіршують властивості паперової ізоляції і взаємодіють з металами. У такому маслі з'являються опади, які ще інтенсивніше погіршують ізоляційні характеристики трансформатора. Тому важливо своєчасне визначення сприйнятливості олії до старіння.

Електрична міцність є однією з основних характеристик олії, яка визначається за пробивному напрузі. Випробування проводяться в стандартному розряднику, що представляє собою два плоских або сферичних електрода діаметром 25 мм, розташованих взаємно паралельно в порцелянової ванночці на відстані 2,5 мм один від одного. Для випробувань можна використовувати апарати АИИ-70, АІМ-80 або іншого типу.

Для свіжого масла пробивна напруга має бути не менше 30 кВ. Масло з таким пробивним напругою може бути залито в ряд трансформаторів без спеціальної підготовки. Для трансформаторів 35 кВ і вище вимоги жорсткіші.

Зниження пробивної напруги свідчить, як правило, про забруднення олії водою, повітрям, волокнами та іншими домішками. Практично будь-яке пошкодження в трансформаторі з часом призводить до зниження пробивної напруги масла.

Тангенс кута діелектричних втрат масла (tg d масла) характеризує властивості трансформаторного масла як діелектрика. Діелектричні втрати для свіжого масла характеризують його якість і ступінь очищення, а в експлуатації - ступінь забруднення і старіння масла. Погіршення діелектричних властивостей (збільшення tg d) призводить до зниження ізоляційних характеристик трансформатора в цілому.

Для визначення tg d масло заливають у спеціальну посудину з циліндричними або плоскими електродами. Вимірювання виробляють із застосуванням мосту змінного струму Р525 або Р5026, а також іншого типу.

Виробник трансформаторного масла унормовує tg d при температурі 90 ° С. Для комплексної оцінки стану трансформатора і його вузлів в експлуатації tg d доцільно вимірювати при всіх трьох температурах, тобто при 20, 70 і 90 ° С.

Пробивна напруга і тангенс кута діелектричних втрат визначають в електротехнічної лабораторії. Вони не всебічно характеризують ступінь придатності і ступінь старіння масла. Тому в хімічній лабораторії перевіряють додатково ряд фізико-хімічних показників трансформаторного масла. У їх числі наступні.

Колір масла у більшості масел світло-жовтий. У високоякісних масел, виготовлених нині (марки ГК або Т-1500), колір світлий.

В експлуатації під впливом ряду факторів (зокрема, нагріву, забруднень, електричного поля) через що утворюються смол і опадів олію темніє. Темний колір свіжого масла характеризує відхилення в технології виготовлення масла на заводі-виробнику. Показник кольору олії служить для орієнтовною оцінки його якості як у вітчизняній, так і в зарубіжній практиці.

Механічні домішки - нерозчинені речовини, що містяться в олії у вигляді осаду або в підвішеному стані. Волокна, пил, продукти розчинення в олії компонентів, застосовуваних у конструкції трансформатора (фарби, лаки тощо), проглядаються на просвіт в скляній посудині після попереднього струшування. Інші домішки з'являються в олії після внутрішніх ушкоджень (електричної дуги, місць програвав) у вигляді обвуглених частинок. При дуже сильному забрудненні масло підлягає відновленню або заміні.

У міру старіння в маслі з'являються опади (шлам), які, осідаючи на ізоляції, погіршують її ізоляційні властивості.

Домішки у більшості трансформаторів перевіряють на просвіт візуально. Якщо вони не виявляються, то вважається, що їх кількість не перевищує 50 г на 1 т масла. У особливо відповідальних трансформаторів (більш 750 кВ) гранично нормоване кількість домішок становить 5-15 г / т. Така кількість домішок можна фіксувати тільки з застосуванням більш точних методів контролю, наприклад деяку кількість масла пропускається через фільтр, який зважується до і після прокачування масла; різниця маси показує кількість осаду.

Вологовміст як показник стану масла ретельно контролюється в експлуатації. Погіршення цього показника свідчить про втрату герметичності трансформатора або про роботу в неприпустимому нагрузочном режимі (інтенсивне старіння ізоляції під впливом значних температур).

Вологовміст визначається за кількістю водню, що виділяється при взаємодії масла з гидридом кальцію за певний час.

Температура спалаху масла характеризує ступінь випаровуваності олії. В експлуатації вона поступово збільшується за рахунок випаровування легких фракцій (низкокипящих). Температура спалаху для звичайних товарних масел коливається в межах 130-150 ° С, а для арктичного олії - від 90 до 115 "С і залежить від пружності їх насичених парів. Чим нижче пружність парів, чим вище температура спалаху, тим краще можна дегазувати і осушувати масло перед заливкою в трансформатори. Мінімальна температура спалаху масла встановлена ??не стільки за протипожежними міркувань (хоча це також є важливим фактором), скільки з точки зору можливості глибокої їх дегазації. Відносно пожежної безпеки велику роль відіграє температура самозаймання - це температура, при якій масло при наявності повітря над поверхнею спалахує мимовільно без піднесення полум'я, у трансформаторних масел ця температура дорівнює приблизно 350-400 ° С.

Через випаровування легких фракцій погіршується склад олії, зростає в'язкість, утворюються вибухонебезпечні та інші гази. При розкладанні масла під впливом високих температур (електричної дуги) його температура спалахи різко знижується.

Для визначення температури спалаху масло заливається в закритий посудину (тигль) і нагрівається. Виділяються пари масла, змішуючись з повітрям, утворюють суміш, яка спалахує при піднесенні до неї полум'я або під впливом електричної дуги.

Кислотне число олії - це кількість їдкого калі (КОН), вираженого в міліграмах, яка необхідна для нейтралізації вільних кислот в 1 г масла. Цей показник характеризує ступінь старіння масла, викликаного вмістом у ньому кислих сполук. Він служить для попередження появи в олії продуктів глибокого окислення в діючому обладнанні (опади, нерозчинні в маслі). Кислотне число не повинно перевищувати 0,25 мг КОН на 1 г масла.

Водорозчинні кислоти і луги, що містяться в олії, свідчать про низьку якість масла. Вони можуть утворюватися в процесі виготовлення масла при порушенні технології виробництва, а також в експлуатації в результаті окислення масел. Ці кислоти викликають корозію металу і сприяють старінню твердої ізоляції.

Для виявлення кислот застосовується 0,02% -ний водний розчин метилоранжа, а для виявлення лугу і мив -1% -ний спиртовий розчин фенолфталеїну, які змінюють свій колір у присутності небажаних компонентів. При наявності водорозчинних кислот і лугів виробляється регенерація масла.

Стабільність масла перевіряється в експлуатації при отриманні партій свіжого олії шляхом проведення його штучного старіння (окислення) у спеціальних апаратах. Не завжди свіже, новоприбуле масло відповідає діючим нормам. Масло з незадовільними характеристиками має повертатися заводу-виробнику. Стабільність масла характеризує довголіття олії, визначає термін його служби і виражається двома показниками - відсотковим вмістом осаду і кислотним числом.

Натрової проба характеризує ступінь відмивання олії від сторонніх домішок. Цей показник також використовується лише для свіжого масла і в експлуатації не перевіряється.

Температура застигання перевіряється для олії трансформаторів, що працюють в північних районах. Ця найбільша температура, при якій масло застигає настільки, що при нахилі пробірки під кутом 45 ° його рівень протягом 1 хв залишається незмінним. Неприпустиме підвищення в'язкості масла через зниження температури навколишнього повітря може стати причиною пошкодження рухомих елементів конструкції трансформатора (маслонасоси, РПН), а також погіршує теплообмін, що призводить до перегріву і старіння ізоляції (особливо витковой) струмоведучих частин трансформатора.

Газосодержание масла в потужних герметичних трансформаторах має відповідати нормам. Ізмереніе- цього показника проводиться абсорбіометром. Можливо також вимір сумарного газосодержания за допомогою хроматографа. Побічно за цим показником визначається герметичність трансформатора. Підвищення вмісту газу (у тому числі повітря) в олії призводить до погіршення його властивостей - зростає інтенсивність окислення масла киснем повітря, і, крім того, кілька знижується електрична міцність ізоляції активної частини трансформатора.

Для всебічного вивчення властивостей свіжого масла використовують і інші показники, які тут не розглядаються.

3.2. ВИПРОБУВАННЯ ТРАНСФОРМАТОРІВ БЕЗ ВИВЕДЕННЯ ІЗ РОБОТИ

Хроматографический аналіз розчинених у маслі газів

Близько 20 років тому, в доповнення до викладеного вище традиційних методів контролю за станом трансформатора, стали застосовувати Хроматографический аналіз розчинених у маслі газів (ХАРГ) як ефективного засобу ранньої діагностики повільно розвиваються ушкоджень. В даний час ХАРГ широко застосовують у всіх розвинених країнах, існують міжнародні норми як за процедурою ХАРГ, так і по трактуванні результатів аналізу.

В СРСР застосовують ХАРГ у всіх енергосистемах, причому на Україні завдяки застосуванню ХАРГ істотно зменшений обсяг обслуговування трансформаторів (збільшена періодичність обов'язкового застосування деяких традиційних вимірів). Вимірювання tg dіз, опору ізоляції, опору обмоток постійному струму, втрат XX при зниженому напрузі обов'язкові при введенні в експлуатацію, капітальному ремонті, а також на вимогу виробника; в інших випадках допускається не виробляти ці виміру (рішення Міненерго УРСР від 1980).

Хроматографический метод дозволяє:

· Стежити за розвитком процесів в трансформаторі;

· Передбачити ушкодження, не виявляються традиційними способами;

· Характеризувати ушкодження і орієнтуватися при визначенні місця пошкодження.

При чутливості аналізу 10-4-10-5% обсягу надійно фіксуються такі види ушкоджень, як перегріви конструкційних частин трансформатора або його твердої ізоляції.

При існуючому робочому тлі газів у маслі діючих трансформаторів своєчасне виявлення дефектів ізоляції, пошкодженій частковими розрядами, важко.

Через швидкоплинність виткових і міжкотушкових замикань Хроматографический аналіз неефективний і не виявляє такі ушкодження.

При перевищенні граничних значень характерних газів у цілях виявлення динаміки їх зростання в олії трансформатора застосовується спосіб періодичної дегазації масла на діючих трансформаторах з наступним хроматографічним аналізом газосодержания масла (спектра, динаміки зростання). При дегазації трансформатор як би короткочасно очищається від газів, щоб потім краще виявлялася динаміка зростання газів.

Хроматографический метод не дозволяє враховувати незначні зміни в стані трансформаторів і встановлювати зв'язок між серйозністю ушкодження і швидкістю зміни концентрації газів. Майже неможливо визначити зародження зміни нестачі конструкції трансформатора при небезпечному ушкодженні ізоляції "повзучим" розрядом (наприклад, при пошкодженні в першому каналі між обмоткою ВН і ізоляційним циліндром). У цей момент ушкодження кількість газу (його спектр) не перевищує (або знаходиться на рівні) граничних значень складових спектра газів робочого фону. У завершальній же стадії "повзе" розряд швидкоплинний, і тому хроматографическим аналізом його неможливо своєчасно виявити.

Для визначення наявності пошкодження в працюючому трансформаторі за допомогою аналізу розчинених у маслі газів застосовують маслоотборное пристрій, систему виділення розчинених у маслі газів, газоаналізатор, нормувальні дані по відбракування трансформатора.

Хроматографический аналіз масла виконується в енергосистемах відповідно до чинних вказівок.

У Донбасенерго була проведена робота по перевірці зберігання (схоронності) газів у пробі масла в шприці. Встановлено, що після двох тижнів зберігання концентрація вуглеводневих газів, оксиду і діоксиду вуглецю зменшується не більше ніж на 20%, а водень майже повністю зникає з проби масла. У зарубіжній практиці конструкція шприців дає можливість зберігати зразки олії близько 2 міс. Тому при організації роботи по хроматографії питання можливої ??тривалості зберігання проби масла в шприцах слід враховувати.

Існує кілька способів виділення газів з олії, яким відповідають свої способи відбирання проби масла. Найбільшого поширення як у вітчизняній, так і в зарубіжній практиці знайшов метод відбору проби масла в скляні шприци об'ємом 5 і 10 мл. Для відбору проби масла на трансформаторі є спеціальний патрубок. Перед відбором патрубок повинен бути очищений від забруднень, при цьому для видалення застояного в патрубку масла необхідно злити деяке його кількість.

Заповнений маслом шприц з корком вміщують у спеціальну тару з гніздами для шприців, маркують пробу і відправляють в лабораторію. При маркуванні проби слід фіксувати енергооб'єкт (електростанція або підстанція), стаціонарний номер трансформатора, місце відбору проби (бак, пристрій РПН, введення), дату відбору, ким виконано відбір. Основна вимога при відборі і доставці проби масла в центральну лабораторію - забезпечити герметичність і не допустити забруднення або зволоження масла.

Екстрагування (виділення газів у скляній посудині із застосуванням вакууму і барботирования) масла є найбільш поширеним у вітчизняній і зарубіжній практиці. Виділений обсяг газу поділяється в хроматографе на складові.

У вітчизняній і світовій практиці визначають зміст (концентрацію) наступних газів: вуглекислого газу СО2, оксиду вуглецю СО, водню Н2, кисню О2, азоту N2; вуглеводнів - метану СН4, ацетилену С2Н2, етилену С2Н4, етану C2H6і ін. Крім того, визначають співвідношення концентрацій деяких найбільш показових (характерних) газів і зростання їх концентрації в порівнянні з попереднім регулярним вимірюванням.

Вітчизняні норми, розроблені ВНІІЕ за участю ряду інших НДІ, передбачають використання інформації з концентрації газів:

а) для виявлення дефектів твердої ізоляції - СО2;

б) для виявлення підвищеного нагріву металу і часткових рязрядов (ЧР) в олії (дефекти струмоведучих частин, в першу чергу контактних з'єднань, підвищений нагрівання поверхні муздрамтеатру і конструкційних деталей, у тому числі з утворенням короткозамкнутих контурів), С2Н2, С2Н4; при плівковій захисту додатково використовують концентрації водню і метану, а також швидкість росту концентрації цих чотирьох газів і етану. За цими даними визначають, де розташоване джерело ЧР - у маслі або у твердій ізоляції. Більш детальну інформацію про ступінь небезпеки дефекту отримують по відносинам концентрацій характерних газів.

Аналіз різний для старих і нових трансформаторів, наприклад в старих трансформаторах наявність СО і СО2может характеризувати не наявність дефекту, а природний підвищений тепловий знос.

Перегріви конструкційних частин і муздрамтеатру в трансформаторі поділяються по температурі на дві групи: перегріви з температурою нижче 350 ° С, перегріви з температурою 350-450 ° С.

Характерними газами для програвав конструкційних частин і муздрамтеатру в силових трансформаторах є етилен і ацетилен. Питання про виведення трансформатора в капітальний ремонт вирішується при появі в олії трансформаторів одного з цих газів чи обох разом у певних кількостях.

Перегріви твердої електричної ізоляції силових трансформаторів можна фіксувати лише за допомогою ХАРГ. Газове реле в цьому випадку не реагує і може почати діяти лише в завершальній стадії пошкодження ізоляції, що супроводжується значним газовиділенням (наприклад, при завершенні "що повзе" розряду). Характерний газ при перегрів твердої ізоляції -діоксід вуглецю СО2. Висновок трансформатора в ремонт для виявлення пошкодження, викликаного перегрівом (ушкодженням) твердої ізоляції, проводиться за граничним значенням газів спектра, особливо СО2.

При ХАРГ слід враховувати спосіб захисту олії від зволоження. При захисті воздухоосушитель в спектрі буде відзначений кисень, при азотної захисту - азот. Наявність повітря (кисню) в спектрі у разі плівковій захисту показує втрату її герметичності.

При встановленні характеру ушкодження й оцінки ступеня його небезпеки достовірність аналізу залежить від кількості проведених аналізів за конкретний проміжок часу. У вітчизняній практиці прийнята періодичність відбору проб масла для ХАРГ 1 раз в б міс, для нововведених в роботу трансформаторів 220-500 кВ, а також 110 кВ потужністю 60 МВ.А і більше - щодня протягом перших трьох діб роботи, потім через 1 , 3 і 6 міс. Для трансформаторів 750 кВ і вище додатково проводиться ХАРГ через два тижні після включення.

Список використаної літератури

1. Правила технічної експлуатації електроустановок споживачів і правила техніки безпеки при експлуатації електроустановок споживачів, М .: Вища школа, 1986.

2. В.Ф.Могузов «Обслуговування силових трансформаторів», М .: Вища школа, 1991.

3. В.А.Козлов, Л.М.Куліковіч «Прокладка, обслуговування та ремонт кабельних ліній», Л .: Вища школа, 1984.

© 8ref.com - українські реферати
8ref.com