Документ [ /22/14/50/ ]:

Инструкция по эксплуатации силовых кабельных линий. Часть. 2. Кабельные линии напряжением 110 - 500 кВ

Инструкция по эксплуатации силовых кабельных линий.

Часть. 2. Кабельные линии напряжением 110 - 500 кВ

УТВЕРЖДЕНО:

Заместитель начальника Главтехуправления

15 октября 1979 г.

Проект Инструкции составлен цехом электрических сетей ПО «Союзтехэнерго»

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).

Введение

В настоящее время, в соответствии с классификацией кабелей по давлению масла, 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.

Избыточное давление масла в процессе эксплуатации для кабелей низкого давления рекомендуется выдерживать в пределах 0,25 – 3,0 кгс/см² для кабелей в свинцовой оболочке и 0,25 – 5,0 кгс/см² для кабелей в алюминиевой оболочке, для кабелей высокого давления – 11,0 – 16,0 кгс/см².

Кабели низкого давления предназначены для эксплуатации при напряжении до 220 кВ, кабели высокого давления - во всем диапазоне напряжений. В маслонаполненных кабелях низкого давления и напряжением 110 – 220 кВ применяется масло кабельное МНК-4В.

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 систематическим наблюдением за состоянием маслоподпитывающих устройств, наблюдением за состоянием (качеством) масла в кабельных линиях, обеспечением высокой герметичности всей системы и предотвращением попадания в кабель воздуха и образования газа из-за разложения масла.

Для маслонаполненных кабельных линий 110 – 500 кВ рекомендуется проводить мероприятия по предотвращению коррозионного разрушения оболочек кабелей и особенно стальных трубопроводов на линиях высокого давления.

Правильное использование пропускной способности линий производится с учетом дополнительного нагрева изоляции за счет диэлектрических потерь. Кабельные линии низкого давления выполняются из однофазных кабелей и поэтому требуют учета влияния токов, наводимых в оболочках.

В настоящее время выпускаются кабельные системы с изоляцией из сшитого полиэтилена (СПЭ).

В число наиболее часто используемых стандартов МЭК на системы кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена входят:

- МЭК 60228 – Жилы изолированных кабелей;

- МЭК 60287 – Электрические кабели. Расчет номинального тока;

- МЭК 60332 – Испытания на электрических кабелях в условиях пожара;

- МЭК 60840 – Силовые кабели с экструдированной изоляцией и арматура к ним на номинальные напряжения свыше 30 кВ (U_m = 36 кВ) до 150 кВ (U_m = 170 кВ). Методы испытания и требования;

- МЭК 60853 – Расчет циклических и аварийных значений тока в кабелях;

- МЭК 61443 – Предельно допустимая температура при коротких замыканиях электрических кабелей на номинальные напряжения свыше 30 кВ (Um = 36 кВ);

- МЭК 62067 – Силовые кабели с экструдированной изоляцией и арматура к ним на номинальное напряжение свыше 150 кВ (U_m = 170 кВ) до 500 кВ (U_m = 550 кВ). Методы испытания и требования.

1. Область применения

Инструкция является нормативно-техническим документом, в котором рекомендовано изложены основные вопросы эксплуатации кабельных линий.

Положения настоящей Инструкции рекомендованы для силовых кабельных линии всех типов напряжением 110 – 500 кВ.

2. Нагрузочная способность кабельных линий

2.1. 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 рекомендована до величины 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.

Минимальная температура эксплуатации для кабелей низкого давления с пропиткой нефтяным маслом и для кабелей высокого давления с пропиткой синтетическим маслом не ниже –20°С.

2.2. Длительно допустимые токовые нагрузки для маслонаполненных линий зависят от конструкции кабеля, числа параллельно проложенных кабелей, условий прокладки (грунт, воздух) и определяются 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 рекомендуется производить в соответствии с методикой Международной электротехнической комиссии (публикация 287), 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. Выбор сечения кабеля производится с учетом нагрузочной способности кабельной линии.

2.3. Для среднерасчетных условий¹ длительно допустимые токовые нагрузки для маслонаполненных кабелей на напряжение 110 - 220 кВ в свинцовых и алюминиевых оболочках, 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 допустимую токовую нагрузку рекомендуется принимать 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.

2.4. Контроль за нагрузками кабельных линий осуществляется по амперметрам, на шкале которых нанесена риска красного цвета, соответствующая допустимому току.

2.5. В аварийных режимах непрерывная перегрузка маслонаполненных кабельных линии рекомендуется 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 рекомендуется не выше 90°С, а температура нагрева жил кабелей марок МНСА и МНСК и кабелей на напряжение 330, 380 и 500 кВ не выше 80°С.

Если при перегрузках кабельных линий напряжением до 220 кВ включительно температура нагрева жил не выше 80°С, то рекомендуется увеличение продолжительности перегрузки не более 500 ч в год. При этом длительность непрерывной перегрузки не выше 100 ч, а перерыв между перегрузками - не менее 10 суток.

При перегрузке кабельных линий в аварийных режимах рекомендуется контроль их температуры.

Допустимые аварийные перегрузки и нагрузки для условий, отличающихся от среднерасчетных, рекомендуется определять для каждой конкретной линии.

2.6. При недопустимом повышении давления масла в кабельной линии или отдельной кабельной секции линия отключается и включается только после устранения причин его повышения.

2.7. Значения минимальной температуры воздуха для кабельных линий и их отдельных элементов, приведены в таблице 2.1.

2.8. Необходимость устройства подогрева концевых муфт кабелей низкого давления определяется при проектировании - при расчете подпитки каждой конкретной линии с учетом возможной средней минимальной температуры наиболее холодной пятидневки и абсолютного минимума температуры воздуха в климатической зоне.

При температурах, указанных в таблице 2.1, перед включением линии масло в муфтах рекомендуется подогревать до температуры +10°С предварительным обогревом концевых муфт в течение 2 суток перед включением.

Таблица 2.1 – Минимальная температура среды

Температура окружающей среды	Линия низкого давления с маслом марок		Линия высокого давления с маслом марок
Температура окружающей среды	МН-3, МН-4	МНК-2	С-110, С-220	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 – для прокладки кабеля в воздухе; 2 – для прокладки кабеля в земле.

Рисунок 1 – Зависимость внешнего теплового сопротивления кабеля от его диаметра.

2.9. При необходимости контроля нагрева маслонаполненных линий высокого и низкого давлений термодатчики рекомендуется закладывать на подземных и воздушных участках линии, при прокладке в грунте - в местах с наименее теплопроводными грунтами (насыпные, чернозем, каменистая почва) и содержащими наименьшее количество влаги, т.е. участки с наихудшими условиями охлаждения. Такие участки целесообразно определять по кривым, приведенным на рисунке 1.

2.10. 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.

2.11. При наличии нескольких линий, достаточном количество заложенных термодатчиков и трудоемкости тепловых измерений, целесообразна автоматическая регистрация температуры нагрева линий (например, с помощью электронных мостов).

2.14. Перегрузка кабель с СПЭ изоляцией температурой свыше 90°С возможна, но как можно реже, с температурой жилы не выше 105°С. Частота и длительность таких перегрузок рекомендуются с циклическими и аварийными значения по МЭК 60853.

Непрерывная нагрузка на кабели с СПЭ-изоляцией может прилагаться вплоть до температуры проводника 90°С. Однако рекомендуется ограничить рабочую температуру на уровне 65°С для того, чтобы иметь запас по нагрузке, либо уменьшить потери, либо избежать возможной термической нестабильности.

2.15. Температурный мониторинг кабельных линий высокого напряжения с изоляцией из сшитого полиэтилена приведен в приложении 21.

3. Обходы и осмотры линий

3.1. Трассы и сооружения маслонаполненных линий рекомендуется осматривать в сроки, установленные соответствующими правилами технической эксплуатации.

Во время обходов рекомендуются осмотры трассы кабельных линий и самих кабелей, кабельных колодцев с соединительными и стопорными муфтами, концевых муфт и их подогревательных устройств, подпитывающих пунктов, подпитывающей аппаратуры, подпитывающих агрегатов и маслопроводов.

3.2. Осмотры кабельных линий целесообразны во время эксплуатации, перед каждым включением их в эксплуатацию и после окончания ремонтных работ. Внеочередные осмотры рекомендуются после каждого автоматического отключения, а также во время паводков, появления оползней и др.

3.3. При обходе трассы проверяется исправность концевых муфт, люков колодцев, наружного состояния подпитывающих пунктов (строительной части и запирающих устройств), проверяется состояние кабелей низкого напряжения, подходящих к подпитывающим пунктам и колодцам, а также соединительных маслопроводов.

3.4. При осмотре колодца рекомендуется контроль внешнего состояния кабелей, соединительных и стопорных муфт, маслоподпитывающих трубок, целостности контура заземления, наличия воды или посторонних предметов в колодце, грязи на стенах и перекрытиях, наличия смещений кабелей с конструкцией. Результаты осмотра рекомендуется регистрировать записью в журнале о необходимости устранения указанных недостатков.

3.6. При осмотре подпитывающих пунктов на линиях низкого давления рекомендуются мероприятия по:

- контролю состояния всей установленной маслоподпитывающей аппаратуры, маслопроводов, вентилей, контрольно-сигнальных устройств и помещения пункта питания,

- проверке уставки электроконтактных манометров и телефонной связи,

- регистрации в журнале значений потенциала и силы тока катодной защиты и давления масла во всех элементах линии.

3.7. При осмотрах концевых муфт рекомендуются мероприятия по:

- обнаружению потеков масла через места уплотнений и в местах паек, на маслопроводах и кранах,

- проверке заземляющих спусков и присоединений сопротивлений катодных станций,

- проверке отсутствия трещин и сколов на фарфоровых покрышках.

3.8. При осмотрах линий высокого давления (рисунок 2) рекомендуются мероприятия по контролю состояния трубопроводов, обходных труб, вентилей, разветвительных устройств, контура заземления и присоединений сопротивлений катодных станций.

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.

Рисунок 2 – Кабельная линия высокого давления (общий вид).

Все обнаруженные недостатки и неисправности целесообразно фиксировать в соответствующих журналах.

3.9. При осмотрах маслоподпитывающих агрегатов на линиях высокого давления (рисунок 3 и 4) рекомендуются мероприятия по контролю:

- давления масла в линиях по показаниям манометров;

- правильности уставок электроконтактных манометров и мановакуумметров;

- действия перепускных клапанов и масляных насосов;

- уровня масла и значение вакуума в баке-хранилище масла;

1 – бак-хранилище масла (под вакуумом);

2 – узел автоматически действующей маслоподпитки.

Рисунок 3 – Маслоподпитывающий агрегат линии 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.

Рисунок 4 – Схема маслоподпитывающего агрегата для линий

высокого давления.

- правильности работы вакуумного насоса (пробным пуском от руки);

- наличия и уровня масла в уплотнительных ваннах масляных насосов;

- положения накладок для отключения защиты от понижения давления масла;

- положения соленоидных и сильфонных вентилей;

- пределов изменений давлений по диаграммам самопишущих манометров.

3.10. При осмотре концевых муфт на линиях высокого давления рекомендуются мероприятия по контролю давления масла в баках, подпитывающих камеры низкого давления, работы нагревательных элементов (в зимнее время), наличия трещин и сколов на фарфоровых покрышках муфт, их загрязнения, а также течи масла из вентилей.

4. Наблюдение за состоянием масла в кабельных линиях

4.1. Для поддержания заданного давления масла, для нормальных условий работы линии целесообразно подпитывать линии маслом в определенных расчетных точках.

Параметры давлений масла и вид подпитывающего устройства маслонаполненных кабелей всех типов приведены в таблице 4.1.

4.2. Схема подпитки линий низкого давления, посредством (таблица 4.1) баков давления подпитывающих пунктов приведена на рисунке 5.

4.3. 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 рекомендуется 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) давление кабельной линии низкого рекомендуется повысить до 0,0245 МПа (0,25 кгс/см²) или до минимального расчетного давления в месте измерения. При дальнейшем падении давления в линии ее рекомендуется отключить, а после устранения причин снижения давления - включить в работу.

При длительном повышении давления выше максимальных длительно допустимых давлений (таблица 4.1) целесообразно, после соответствующего решения, отключить кабельную линию низкого давления.

При снижении давления масла до 0,0102 МПа (0,11 кгс/см²) кабельную линию низкого давления рекомендуется аварийно отключить.

4.4. Подпитка линий высокого давления автоматизирована маслоподпитывающими агрегатами с баком для подпитки линий, нагнетательными маслонасосами, масляными коллекторами (для групповой подпитки линий), сильфонными вентилями и другой аппаратурой.

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 кратковременное изменение давления установлено в пределах 0,980 – 1,76 МПа (10,0 – 18,0 кгс/см²).

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.

Рисунок 5 – Подпитывающий пункт, расположенный в колодце

стопорных муфт.

Таблица 4.1 – Параметры давлений масла и вид подпитывающего устройства

Конструкция кабеля	Параметры давления, МПа (кгс/см²)			Вид подпитывающего устройства
Конструкция кабеля	длительно допустимое давление	кратковременное давление при переходных режимах	давление при аварийном отключении	Вид подпитывающего устройства
Низкого давления:	0,0245 - 0,147 (0,25 - 1,5)	0,0148 - 0,294 (0,15 - 3,0)	0,0102 (0,11)	Баки питания Баки давления
в свинцовой оболочке	0,0245 - 0,294 (0,25 - 3,0)	0,0148 - 0,590 (0,15 - 6,0)	0,0102 (0,11)	Баки давления
в алюминиевой оболочке	0,0245 - 0,49 (0,25 - 5,0)	0,0148 - 0,980 (0,15 - 10)	0,0102 (0,11)	Баки давления
Среднего давления:	0,0245 - 0,294 (0,25 - 3,0)	0,0148 - 0,590 (0,15 - 6,0)	0,0102 (0,11)	Баки давления
Высокого давления:	1,08 - 1,57 (11 - 16)	0,98 - 1,76 (10 - 18)	0,78 (8,0)	Подпитывающий агрегат
110 кВ	1,08 - 1,57 (11 - 16)	0,98 - 1,76 (10 - 18)	0,490 (5,0)	Подпитывающий агрегат
220 кВ и выше	1,08 - 1,57 (11 - 16)	0,98 - 1,76 (10 - 18)	0,785 (8,0)	Подпитывающий агрегат

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, кабельную линию рекомендуется аварийно отключить.

4.5. В процессе эксплуатации целесообразен постоянный контроль за характеристиками масла.

4.6. Основные показатели состояния изоляции маслонаполненной кабельной линии – это совокупность характеристик проб масла, систематически отбираемых из различных элементов линии, а также испытание линии на содержание нерастворенного и растворенного газа в масле.

4.7. Причина диэлектрических потерь не только старение масла (окисление, полимеризацию), но и дополнительный нагрев изоляции. В кабелях 110 кВ и особенно 220 кВ и выше этот дополнительный нагрев причина снижения пропускной способности линий.

4.8. Схема определения тангенса угла диэлектрических потерь в пробах масла с помощью стационарных мостов переменного тока приведена приложении 4.

Требования к отбору проб масла из различных элементов кабельных линий изложены в приложении 5.

4.9. Схема определения количества растворенного в масле газа (степень дегазации) с помощью прибора показана на рисунке 6. Прибор проверяется на натекание, а рекомендуемое соотношение между объемом прибора и объемом масла в нем - не менее 10.

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.

Рисунок 6 – Схема абсорбциометра для определения степени дегазации масла.

4.10. 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 (рисунок 7).

1 – рабочая емкость сосуда; 2 – притертые краны;

3 – наконечники для присоединения трубок из вакуумной резины.

Рисунок 7 – Сосуд для отбора и транспортирования проб масла.

До взятия пробы масла сосуд отвакуумируется до остаточного давления 1,3 Па (0,01 мм рт. ст.).

При открытом верхнем кране и закрытом нижнем 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 имеет 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.

При всех операциях с маслом при испытаниях на степень дегазации должны быть приняты меры, предотвращающие соприкосновение его с воздухом. Указания по работе с прибором для определения степени дегазации даны в приложении 6.

4.11. Измерение коэффициента пропитки кабельной линии (определение количества нерастворенного газа в изоляции) производится 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, перекрываются, 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

, (1)

где:V – объем масла, слитого из фазы секции, м³;

V – объем масла, содержащегося в фазе, м³;

Р – 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 6010^-4 при измерении давления в мегапаскалях (610^-4 при измерении давления в кгс/см²). Форма протокола пропиточных испытаний приведена в приложении 7.

4.12. Отбор проб масла рекомендуется производить в соответствии с графиком работ.

4.13. При отборе проб масла из таких элементов кабельной линии, как баки давления, соединительные муфты, персонал, производящий отбор проб, имеет бак давления, заполненный дегазированным маслом, и соединительные шланги (свинцовые трубки или трубки из маслостойкой резины) с накидными гайками.

4.14. Отбор проб масла и восполнение убыли его в различных элементах линии (от вспомогательного бака давления) производится с соблюдением всех необходимых мер, предотвращающих попадание воздуха в кабельную линию.

Порядок отбора проб масла из различных элементов маслонаполненных линий приведен в приложении 8.

4.15. 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 в отбор проб масла из линии низкого давления.

4.16. Отбор проб масла в эксплуатации рекомендуется производить в сроки, установленные нормами испытания электрооборудования.

4.17. Пробы масла отбираются из концевых, стопорных, полустопорных муфт, баков питания, баков давления и подпитывающих агрегатов.

4.18. При ухудшении характеристик масла (более чем на 30 % за срок между испытаниями) сроки между отборами проб масла целесообразно сократить.

4.19. Дополнительные отборы проб масла связаны с проведением ремонтных работ, связанных с полной или частичной заменой масла в различных элементах кабельных линий, а именно, по окончании ремонтно-восстановительных работ и дополнительно через 3 – 6 мес.

4.20. Несоответствие пробы масла установленным нормам - причина вторичного отбора проб масла. При повторном получении неудовлетворительных результатов целесообразно решить вопрос о дальнейшей работе линии.

4.21. Определение степени дегазации масла и пропиточные испытания рекомендуется производить после ремонтных работ на линиях.

4.22. Значения тангенса угла диэлектрических потерь масла tg (при 100°С) при вводе в работу и в процессе эксплуатации (в зависимости от срока эксплуатации) приведены в таблице 4.2.

Содержание растворенного газа в масле (степень дегазации) - не выше 1 %, а содержание нерастворенного газа в масле (результат пропиточного испытания) - не выше 0,1 %.

Таблица 4.2 – Значение тангенса угла диэлектрических потерь масла (при 100°С)

Срок работы кабельных линий	Значение tg масла, %, кабеля на номинальное напряжение, кВ
Срок работы кабельных линий	100	150 - 220	330 - 500
При вводе в работу¹ В эксплуатации в течение:	0,5/0,8	0,5/0,8	0,5
первых 10 лет	3,0	2,0	2,0
до 20 лет	5,0	3,0	–
свыше 20 лет	5,0	5,0	–

¹В числителе указано значение tg масел средней вязкости, а в знаменателе – маловязких масел.

4.23. При прогрессирующем ухудшении характеристик масла (в первую очередь значений пробивного напряжения и tg) рекомендуется тщательный контроль и сокращение сроков испытания в 2 – 3 раза.

4.24. При возрастании значений tg выше значений, приведенных в таблице 4.2, рекомендуются меры по частичной или полной замене масла в линии или секции.

4.25. Если резкое изменение характеристик масла имеет местный характер (например, только в какой-то муфте), то целесообразна смена масла, именно в этом элементе и усиленное наблюдение за характеристиками масла в нем.

4.26. Резкое увеличение в кабельной линии количества нерастворенного газа (в одной фазе или в одной секции, по сравнению с количеством газа, определенным после окончания монтажа) - причина повышения давления выше допустимых пределов. Это свидетельствует о появлении опасных процессов в изоляции, связанных с разложением масла - линию рекомендуется отключить. Целесообразны мероприятия по анализу состава газа, присутствующего в масле. Присутствие заметного количества водорода в газе - причина разложения масла. В зависимости от местных условий на таких линиях (секциях) рекомендуются меры по восстановлению изоляции (смене масла) или замене кабелей.

4.27. Поскольку для кабельных линий низкого и высокого давлений применяется различное масло, хранение и обработка тоже раздельное (во избежание смещения).

4.28. Для эксплуатации маслонаполненных кабельных линий рекомендуется иметь в наличии:

- 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.

4.29. Запас масла, необходимый для ремонтных работ на линии, рекомендуется содержать не ниже 1 т.

Для энергосистем, эксплуатирующих кабельные линии, масса масла, в которых выше 100 т, неснижаемый запас масла - не менее 5 % от находящегося в кабельных линиях.

5. Ремонт кабельных линий

5.1. Виды ремонтов кабельных линий подразделены на два вида: текущий и капитальный.

При проведении текущего ремонта кабельной линии рекомендуются следующие мероприятия:

- 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.

К выполнению капитального ремонта - монтаж муфт и вставок (или замена секций) целесообразно привлечение специализированных организаций.

5.2. При текущем ремонте колодцев и туннелей рекомендуется планировать следующие работы по:

- очистке от пыли и грязи кабеля, муфт и самого колодца;

- проверке крепления кабеля клицами и, при необходимости, подтяжке креплений, замене негодных кронштейнов;

- ремонту осветительной сети, ремонту и проверки всего электрооборудования системы вентиляции;

- проверке работы и осмотру водоотливного агрегата;

- ремонту металлических дверей, люков, лестниц, замков, окраске и смазке их.

5.3. Во время текущего ремонта подпитывающего пункта рекомендуется планировать такие работы, как:

- 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.

5.4. При планировании и проведении текущего ремонта подпитывающей аппаратуры на линиях низкого давления целесообразны работы по устранению течей масла, ремонту кранов, смене маслоуказательных стекол, окраске баков и в случаях необходимости (неудовлетворительные характеристики масла) промывке их свежим дегазированным маслом.

5.5. Рекомендуемый состав текущего ремонта концевых муфт, производимых на отключенных линиях (по мере необходимости, но не реже 1 раза в 2 года): устранение течей масла через уплотняющие прокладки, подтяжка болтов, протирка всех частей муфт.

5.6. Рекомендуемый состав текущего ремонта трубопроводов линий высокого давления, проложенных в туннелях:

- восстановление лаковых покрытий на трубопроводе, его подвесках и опорах;

- проверка креплений трубопроводов на подвесках и опорах (при необходимости производят подтяжку болтов);

- проверка и при необходимости смена изолирующих прокладок на подвесках и опорах, крепящих медные разветвительные трубы (на концевых устройствах).

5.7. Течь в стальном трубопроводе устраняется. В зависимости от степени интенсивности утечки масла ремонт производится или при понижении давления в линии или при ее полном отключении, приложение 9.

5.8. 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 предшествует 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 (рисунок 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.

5.9. При текущих ремонтах концевых устройств по устранению небольших течей во фланцевых соединениях медных разветвительных труб и рекомендуются меры по 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.

6. Защита маслонаполненных кабельных линий от коррозии

6.1. Наиболее опасные участки в отношении коррозии металлических оболочек кабелей - это районы с электрифицированным транспортом, работающим на постоянном токе (метрополитен, трамвай, железная дорога), или районы с линиями электропередачи постоянного тока системы «провод-земля», а также с почвами, агрессивными по отношению к свинцу и алюминию.

Мероприятия по защите кабельных линий от коррозии рекомендуются согласовывать со специализированными организациями, координирующими работу по защите металлоконструкций от коррозии или эксплуатирующими расположенные в непосредственной близости подземные металлические сооружения и сооружения, являющиеся источниками блуждающих токов.

6.2. Мероприятия по защите кабелей от коррозии рекомендуется разрабатывать на стадии проектирования.

К мероприятиям по эксплуатации кабельных линий в коррозионно-опасных зонах отнесены:

- измерения блуждающих токов (приложение 10),

определение степени коррозионной активности грунтов, грунтовых и других вод (приложение 11),

составление и периодическая корректировка карты коррозионных зон кабельной сети.

Составление и корректировка карты коррозионных зон рекомендуется реализовать нанесением диаграммы потенциалов и плотностей блуждающих токов, а также мест расположения агрессивных почв на совмещенных планах расположения кабельных линий и трамвайных сооружений (рельсовых путей, отсосов, питающих центров) по данным наблюдений.

6.3. На основании анализа данных о коррозионных зонах диаграммы потенциалов рельсовой сети, а также данных об имевших место случаях повреждений кабелей электрокоррозией определяются места, где в первую очередь производятся 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 целесообразно размещать контрольные пункты для производства измерений.

Анализ результатов первых измерений блуждающих токов, а также после принятия мер по защите кабелей (или мер по снижению уровней блуждающих токов), - основа для дальнейших мероприятий по борьбе с электрокоррозией.

Определенные, по результатам измерений, средние значения потенциалов – это основные данные для построения диаграммы потенциалов кабеля. При этом рекомендуемый уровень стационарного потенциала на металлической оболочке кабеля по отношению к медно-сульфатному электроду равен: 0,48 В - для свинца, 0,7 В - для алюминия.

6.4. Результаты измерений разности потенциалов – это объективные данные для определения в исследуемой зоне наличия того или иного вида коррозии.

Изменение измеряемой разности потенциалов по значению и знаку или только по значению свидетельствует о наличии в земле блуждающих токов. Если измеряемая разность потенциалов имеет устойчивый характер, то это указывает на наличие в земле токов почвенного происхождения либо токов от линий передачи постоянного тока по системе «провод-земля», если таковые имеются в данном районе.

6.5. Графики потенциалов рекомендуется строить отдельно для каждого сооружения и линии.

Графики целесообразно дополнять 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).

6.6. Мероприятия по защите кабельных линий низкого давления от коррозии, реализуемые на стадии проектирования, сооружения и эксплуатации:

- рациональный выбор трассы прокладки и марки кабеля (с учетом коррозионной активности окружающей среды, наличия блуждающих токов и типа защитных покровов кабеля);

- соблюдение 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 рекомендуется осуществлять на всех этапах прокладки и монтажа кабельной линии, а также периодически в процессе эксплуатации измерением сопротивления изоляции защитного покрова. Рекомендуемый уровень испытательного повышенного выпрямленного напряжения 10 кВ в течение 1 мин (для кабельной линии с защитным покровом из поливинилхлоридного пластиката каждой строительной длины кабеля после прокладки и засыпки траншеи грунтом непосредственно перед монтажом муфт). Напряжение прикладывается между металлическими лентами упрочнявшего покрова или металлической оболочкой кабеля и заземлением кабельной линии;

- активная электрозащита участков кабельной линии, проложенных в коррозионно-опасных зонах (в коррозионно-активных грунтах и водах и в зонах с наличием блуждающих токов).

6.7. Защита кабельных линии от коррозии, вызываемой блуждающими токами, в анодных и знакопеременных зонах рекомендуется при:

- прокладке в грунтах с удельным сопротивлением выше 20 Омм и значений среднесуточной плотности тока, стекающего в землю, выше 0,15 мА/дм²;

-прокладках в грунтах с удельным сопротивлением менее 20 Омм независимо от плотности тока, стекающего в землю.

При отсутствии достаточных данных о степени коррозионной активности грунтов защита на кабельной линии целесообразна, если потенциал в анодной зоне превышает +0,2 В.

В процессе эксплуатации коррозионная ситуация по трассе кабельной линии не постоянная. При обнаружении коррозии оболочек кабельных линий рекомендуются безотлагательные мероприятия по предотвращению дальнейшего повреждения кабелей и замене поврежденных участков.

6.8. Способ защиты стальных трубопроводов кабельных линий высокого давления и способы обнаружения повреждений и восстановления их защитных покровов приведены в приложении 12.

6.9. Рекомендуется систематический контроль 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.).

6.10. 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.

6.11. Выбор средств и способов защиты кабельных линий от электрокоррозии связан с типом (маркой) проложенных кабелей, а также степенью опасности их коррозионного разрушения, указанных в приложении 13.

Сведения о защитных устройствах, выпускаемых промышленностью, приведены в приложении 14.

Сведения об особенностях защиты от коррозии кабелей в алюминиевых оболочках приведены в приложении 15.

6.12. Все случаи коррозионных повреждений рекомендуется регистрировать. Основной учетный документ по коррозионному повреждению - акт коррозионного обследования кабельной линии. Результаты обследований и случаи повреждений рекомендуется документировать в паспортной карте кабельной линии.

7. Испытания кабельных линий повышенным напряжением

7.1. Кабельные линии на напряжение 110 кВ и выше в процессе эксплуатации периодически подвергаются испытаниям повышенным напряжением от испытательных электроустановок в соответствии с рекомендациями, приведенными в приложении 16.

Методика испытания кабельной линии повышенным выпрямленным напряжением и повышенным напряжением частоты 50 Гц в изложена в приложении 17.

7.2. Вместе с кабелем испытываются концевые и соединительные муфты. Измерение сопротивления изоляции линии до и после испытания повышенным напряжением производятся, а сроки проведения испытаний устанавливаются в соответствии с принятыми нормами испытания электрооборудования. После аварийных отключений проводятся внеочередные испытания линий повышенным напряжением.

7.3. Значения испытательного выпрямленного напряжения и испытательного напряжения частоты 50 Гц, каждой фазы по отношению к земле для кабельных линий на напряжение до 500 кВ приведены в таблице 7.1.

Продолжительность испытания каждой фазы 15 мин.

7.4. 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.

7.5. Испытания кабельных линий на напряжение 500 кВ допускается производить с приложением меньших значений напряжения частоты 50 Гц, чем это предусмотрено в п. 7.3. 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.

Таблица 7.2 – Значения испытательного напряжения и время продолжения испытания

Испытательное напряжение частоты 50 Гц, кВ	290	303
Продолжительность испытаний, ч	24	15

Строительные длины кабелей должны выдержать испытания переменным напряжением частотой 50 Гц в течении 15 минут для кабелей на напряжение 110 и 220 кВ и 30 минут для кабелей на напряжение 500 кВ. Величины испытательных напряжений приведены в таблице 7.3, где U₀ – переменное напряжение частотой 50 Гц между жилой и оболочкой кабеля при номинальном междуфазном напряжении.

7.6. 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.

Таблица 7.3 – Испытательные напряжения, кВ

Номинальное напряжение кабеля, кВ	Кабели низкого давления	Кабели высокого давления
110	2U₀ + 10	–
220	1.67U₀ + 10	0,7U₀
500	–	0,5U₀

Разница в токах утечки по фазам не должна превышать 50 %.

При оценке состояния линии принимаются во внимание результаты предыдущих испытаний.

7.7. 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.

7.8. Значения тангенса угла диэлектрических потерь не должно превышать значений, указанных в таблице 7.4.

Таблица 7.4 – Значения угла диэлектрических потерь

Номинальное напряжение кабеля, кВ	Напряжение измерения	Кабели низкого давления	Кабели высокого давления
110	U₀	0,0033	–
220	U₀ 0,7U₀	0,0033 –	– 0,0035
500	0,5U₀	–	0,0025.

Испытания кабельных систем с СПЭ-изоляцией.

Стандартные периодические испытания и испытания на образцах, как правило, проводятся в соответствии со стандартами МЭК.

Периодические испытания кабельных систем с СПЭ-изоляцией и арматуры:

- измерение уровня частичных разрядов;

- высоковольтные испытания параметров изоляции;

- электрические испытания наружной оболочки, если таковые требуются;

- визуальная проверка.

Испытания на образцах:

- проверка электрического сопротивления жилы;

- проверка конструкции и геометрических размеров;

- определение емкостных характеристик кабеля;

- проверка степени полимеризации изоляционных материалов;

- электрические испытания.

Испытания на образцах проводят с периодичностью, требуемой соответствующими стандартами МЭК.

Таблица 7.5 – Периодические испытания кабельных систем с СПЭ-изоляцией

Номинальное напряжение	Тип испытания	Периодичность испытания
Номинальное напряжение	Импульсное напряжение	Испытание напряжением переменного тока		Измерение уровня частичных разрядов
кВ	кВ	кВ	Продолжительность в мин.	кВ
110	500	160	30	96
150	750	218	30	131
220	1050	318	30	190
330	1175	420	60	285
500	1550	580	60	435

8. Определение мест утечек масла на линиях

8.1. При срабатывании сигнализации о появлении заметных утечек масла и, как следствие, падении давления в поврежденной секции рекомендуется снятие точных показаний давлений в секции и осмотр всего доступного оборудования секции.

8.2. После пополнения потери масла в линии рекомендуются:

- меры к поиску течи масла,

- наблюдение за показаниями манометров для определения скорости падения давления масла в секции и потери масла.

8.3. При не обнаружении места утечки масла рекомендуется дальнейшее перекрытие масляного канала кабеля примерно в середине секции и измерение давления в каждой половине секции. Процесс деления участков кабельной линии пополам изложен в приложении 18.

8.4. Перекрытие масляного канала осуществляется либо закрытием обходных вентилей на стопорах (либо полустопорах), либо замораживанием кабеля в промежуточных кабельных колодцах или в специально для этого вскрытых местах.

8.5. 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.

8.6. 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.

8.7. При очень слабых утечках масла, характер которых показан на рисунке 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.

1 – наполнение маслом баков питания; 2 – снижение уровня масла в баках вследствие небольших утечек в линии; Н – уровень масла в баках питания.

Рисунок 8 – Разряд баков питания при малых утечках масла в линии.

9. Порядок приемки кабельных линий в эксплуатацию

9.1. Эксплуатирующей организации рекомендуется организовать постоянный технический надзор в процессе прокладки и монтажа кабельных линий.

9.2. Для технического надзора рекомендуются следующие мероприятия:

- ознакомление с проектом прокладки и монтажа кабельной линии,

- проверка состояния и качества кабелей на барабанах,

- проверка давление масла в подпитывающей аппаратуре на барабанах, а также комплектность, состояние и качество кабельных муфт и монтажных материалов,

- контроль за строгим соблюдением допустимых радиусов изгиба кабеля и усилия тяжения,

- контроль за выполнением мероприятий по защите кабелей от коррозии, предусмотренных проектом.

- контроль за устранением всех замеченных дефектов и нарушений производителем работ.

При отказе производителя работ выполнить требования по устранению замеченных дефектов и недостатков выполняющему технический надзор рекомендуется ставить об этом в известность свою администрацию.

9.3. Вновь смонтированная кабельная линия принимается в эксплуатацию комиссией в составе представителей монтажной и эксплуатирующей организаций. Председателем комиссии назначается представитель эксплуатирующей организации.

9.4. Совместно с кабельной линией рекомендуется одновременно комиссионный прием в эксплуатацию комплекса сооружений, относящийся к маслонаполненной линии, а именно:

- маслоподпитывающих устройств;

- помещения маслоподпитывающих устройств и вспомогательное оборудование этих помещений (освещение, вентиляция, дренажные устройства и др.);

- кабельных колодцев для стопорных, соединительно-разветвительных и соединительных муфт и все относящиеся к ним оборудование;

- туннелей, каналов, «мертвых» опор и разветвительных устройств;

- антикоррозионной защиты;

- системы сигнализации и автоматики.

Для приемки в эксплуатацию строительных сооружений (помещений маслоподпитывающих устройств, колодцев, туннелей и т.п.) рекомендуется введение в состав приемочной комиссии от эксплуатирующей организации специалиста-строителя.

9.5. Приемка кабельных линий высокого давления с учетом разнохарактерных сооружений, относящихся к ним (стальной трубопровод, «мертвые» опоры, разветвительные устройства, подпитывающие агрегаты, вентиляция туннелей), рекомендуется по результатам специально проводимых нагрузочных испытаний или данных наблюдений за работой линии в период их временной эксплуатации (комплексного опробования).

9.6. При сдаче кабельной линии в эксплуатацию рекомендуется использовать документацию, приведенную в приложении 19.

9.7. Результат приемки в эксплуатацию кабельной линии рекомендуется документировать актом, дополненным документами в соответствии с приложением 19.

10. Техническая документация

10.1. Форма и содержание паспорта кабельной линии приведена в приложение 20.

10.2. Кабельная линия обеспечивается архивной папкой, 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.

10.3. Журналы, сопровождающие процесс эксплуатации кабельной линии:

- журнал результатов анализа проб масла;

- журнал обходов и осмотров трасс линий;

- журнал контроля давления масла в линии;

- журнал состояния средств антикоррозионной защиты;

- журнал записи дефектов оборудования;

- журнал наблюдения за водоотливными и вентиляционными агрегатами и освещением колодцев,

- журнал дефектов строительной части сооружений.

10.4. Сроки хранения журналов и другой эксплуатационной документации устанавливаются местными инструкциями.

11. Требования техники безопасности при эксплуатации кабельных линий

11.1. Требования техники безопасности должны соответствовать действующим общим правилам техники безопасности.

11.2. При эксплуатации кабельных линий рекомендуются особое внимание вопросам безопасности производства ремонтных работ по кабелям, проложенным в зданиях и на территории, вопросам безопасности при проведении испытаний оборудования и измерений.

12. Правила пожарной безопасности при эксплуатации кабельных линий

При эксплуатации кабельных линий следует руководствоваться и другими действующими правилами пожарной безопасности промпредприятий.

_________________________________________________________________

Приложение 1 Рекомендуемый состав специального засыпного грунта

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, песчанику (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).

Приложение 2 Длительно допустимые токовые нагрузки для кабелей на напряжение 110 – 500 кВ

Токовые нагрузки для кабелей приведены в таблицах 1-6. В числителе таблиц 1 – 6 приведены длительно допустимые токовые нагрузки для среднерасчетных условий в соответствии с п. 3.3 настоящей Инструкции. В знаменателе приведены токовые нагрузки для условий, когда коэффициент нагрузки не превышает 0,8 максимального расчетного значения.

Таблица 2 – Кабели высокого давления марки МВДТ на напряжение 110 кВ

Сечение жил, мм²	Токовая нагрузка, А, при прокладке
Сечение жил, мм²	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 3 – Кабели низкого давления марки МНСА на напряжение 220 кВ

Сечение жил, мм²	Токовая нагрузка, А, при прокладке
Сечение жил, мм²	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 4 – Кабели высокого давления марки МВДТ на напряжение 220 кВ

Сечение жил, мм²	Токовая нагрузка, А, при прокладке
Сечение жил, мм²	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 5 – Кабели высокого давления на напряжение 500 кВ

Сечение жил, мм²	Токовая нагрузка, А, при прокладке
Сечение жил, мм²	в земле	в воздухе
625	530	817

Таблица 6 – Кабели низкого давления марок МНАШву и МНАгИву на напряжение 110 кВ¹

Сечение жил, мм²	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

______________

¹ Оболочки соединены с обоих концов линии

Таблица 7 – Кабели низкого давления марок МНАШв и МНАгШв на напряжение 110 кВ

Сечение жил, мм²	Токовая нагрузка, А, при прокладке
	в земле¹ одной цепи кабелей с		в земле¹ двух параллельных кабелей с		В воздухе²
	гладкой оболочкой	гофрированной оболочкой	гладкой оболочкой	гофрированной оболочкой	с гладкой оболочкой	с 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	–	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

В таблице 8 и 9 приведены длительно допустимые токи для одножильного кабеля. с СПЭ - изоляцией. Расчет длительно допустимых токов произведен согласно МЭК 60287 при соблюдений следующих условий:

одна трехфазная группа одножильных кабелей;

температура грунта - +20°С;

температура окружающего воздуха – +35°С;

глубина прокладки - 1,0 м;

расстояние между осями кабелей, проложенными в плоскости - 70 мм + d_к, где d_к – диаметр кабеля;

термическое сопротивление грунта 1,0 К·м/Вт.

Таблица 8 – Длительно допустимый ток кабеля с СПЭ-изоляцией, А: номинальное напряжение 110 - 500 кВ, алюминиевая жила, сечение экрана 95 мм², заземление с двух сторон

Сечение жил	Кабели, проложенные в земле				Кабели, проложенные в воздухе
Сечение жил	В плоскости		Треугольником		В плоскости		Треугольником
мм²	65⁰С	90⁰С	65⁰С	90⁰С	65⁰С	90⁰С	65⁰С	90⁰С
300	365	445	385	460	415	565	400	540
400	410	500	435	525	470	640	460	625
500	455	555	490	595	530	725	530	720
630	500	610	550	670	595	820	605	830

Продолжение таблицы 8 – Длительно допустимый ток кабеля с СПЭ-изоляцией, А: номинальное напряжение 110 - 500 кВ, алюминиевая жила, сечение экрана 95 мм², заземление с двух сторон

Сечение жил	Кабели, проложенные в земле				Кабели, проложенные в воздухе
Сечение жил	В плоскости		Треугольником		В плоскости		Треугольником
мм²	65⁰С	90⁰С	65⁰С	90⁰С	65⁰С	90⁰С	65⁰С	90⁰С
800	540	665	610	745	660	910	685	940
1000	585	720	670	820	720	1005	765	1055
1200	610	755	710	870	765	1070	825	1140
1400	635	785	745	915	805	1125	880	1220
1600	655	815	775	955	835	1170	925	1285
2000	685	855	820	1015	885	1250	1000	1395

Таблица 9 – Длительно допустимый ток кабеля с СПЭ-изоляцией, А: номинальное напряжение 110 - 500 кВ, медная жила, сечение экрана 95 мм², заземление с двух сторон

Сечение жил	Кабели, проложенные в земле				Кабели, проложенные в воздухе
Сечение жил	В плоскости		Треугольником		В плоскости		Треугольником
мм²	65⁰С	90⁰С	65⁰С	90⁰С	65⁰С	90⁰С	65⁰С	90⁰С
300	440	535	480	580	500	685	500	685
400	850	595	540	650	565	775	575	785
500	530	650	600	730	675	860	650	895
630	570	705	660	810	685	950	735	1010
800	610	755	720	885	745	1040	815	1130
1000	645	800	770	950	800	1125	895	1245
1200	690	860	855	1055	880	1240	1025	1425
1400	715	890	895	1110	920	1300	1090	1525
1600	735	920	930	1155	960	1355	1150	1615
2000	765	955	980	1220	1000	1425	1230	1740
2500	795	1000	1025	1285	1065	1515	1330	1890
3000	870	1024	1055	1330	1100	1575	1400	1990

Приложение 3 Способы установки термодатчиков, методика контроля нагрева и определения температуры жил кабелей

1. Для установки термодатчика на кабелях, проложенных в грунте, следует:

- 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 долей 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 сутки 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 рекомендуется 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 сутки после установки термодатчиков.

При прокладке кабелей в кабельных сооружениях температура воздуха измеряется 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. 3.9 настоящей Инструкции.

7. Измерение температуры оболочек (труб) производится в течение не менее 1 сутки 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 _ж по измеренной температуре оболочек _об кабелей низкого давления производится по выражению

,(2)

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 = U²··C·tg,(3)

где: U – рабочее напряжение, В;

– 2f = 314;

С – емкость кабеля, Ф/см;

tg – 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

,(4)

где: _т.из – удельное тепловое сопротивление изоляции °Ссм/Вт (450 – 550);

D₁ и D₂ – наружный и внутренний диаметры кольцевого слоя изоляции, см.

Активное сопротивление жилы R_ж берется с поправкой на температуру (_ж подсчитывается 2 раза методом последовательного приближения) и с поправкой на поверхностный эффект (введением коэффициента 1,15).

12. Определение температуры жилы _ж по найденной температуре стальной трубы _тр на линиях высокого давления производится по выражению

,(5)

где:_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

,(6)

где: _т.м – удельное сопротивление теплопереходу с поверхности кабеля в масло и от масла к поверхности стальной трубы (принимается равным 435°С(см/Вт);

К₁ – коэффициент, учитывающий часть периметра верхней фазы, участвующей в теплообмене с трубой через масло (0,83);

К₂ – 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

.(7)

Приложение 4 Сосуд (конденсатор) для измерения диэлектрических потерь в маслах

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.

Рисунок 9 – Сосуд для измерения диэлектрических потерь в маслах.

Приложение 5 Общие требования по отбору проб масла из маслонаполненных кабельных линий

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

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. При отборе проб масла применяются абсолютно чистые приборы и посуда.

2. Вся посуда и приборы, предназначенные для отбора проб масла, в обязательном порядке заранее тщательно промываются 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 несколько раз прополаскивается 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 устанавливаются в сушильный шкаф для окончательной просушки при 110 – 120°С.

8. Просушенные банки после отключения сушильного шкафа медленно остывают в шкафу, затем закрываются 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, разделяются на ячейки в количестве от двух до шести мест таких размеров, чтобы в каждую ячейку плотно входила одна банка.

Сопроводительная документация

Каждая проба масла снабжается 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.

Приложение 6 Указания по работе с прибором (абсорбциометром) для определения степени дегазации масла

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 рисунке 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.

Рекомендуется следующий порядок пользования прибором.

1. Сначала производится подготовка прибора к измерениям, для чего необходимо:

установить вакуумный насос и вакуумметр рядом с абсорбциометром;

соединить вакуумным шлангом патрубок вентиля 5 с всасывающим патрубком насоса;

установить манометрическую лампу (ПМТ-4М) в грибковое уплотнение и соединить разъем измерительного кабеля вакуумметра с ответной частью лампы ПМТ-4М;

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

,(8)

где:V_п – объем прибора (указан на панели абсорбциометра), см³;

V_м – объем масла, введенного в стакан, см³;

Р₁ – давление до выпуска масла, Па;

Р₂ – 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 %.

Приложение 7 Протокол пропиточных испытаний кабельной линии

«___» _____________ 20 __ г.

Секция __________________ между колодцами, № ________________длина секции ____________ м, объем масла в секции ___________ м³температура воздуха ________________ °С.

Фаза	Секция	Продолжительность слива масла, мин	Объем слитого масла¹, м³	Разность давлений масла, МПа (кгс/см²)	Коэффициент пропитки К10^-4
Ж
З
К
Ж
З
К

______________

¹ Слив масла производится в первой части секции

Мастер ___________________

Приложение 8 Порядок отбора проб масла из различных элементов маслонаполненных кабельных линий

1. Отбор проб масла из соединительной муфты кабеля вязкого давления

1, 7 – штуцер с заглушкой; 2 – накидная гайка; 3 – соединительная трубка; 4 – сильфонный вентиль; 5 – манометр; 6 – переносный бак давления; 8 – стеклянная банка.

Рисунок 10 – Отбор проб масла из соединительных муфт кабелей низкого давления

1.1. Отбор проб из соединительной муфты может производиться без отключения линии.

1.2. Для взятия пробы масла из соединительной муфты рекомендуется 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. Приоткрывается сильфонный вентиль 4 на переносном баке давления, снимается заглушка с соединительной трубки, проливается масло для удаления воздуха в трубке, путём поднятия ее выше вентиля 4 бака давления.

1.5. Присоединяется соединительная трубка к штуцеру 1 соединительной муфты.

1.6. Отворачивается заглушка 7 на несколько оборотов до получения небольшой струи масла.

1.7. Сливается около 0,5 л масла, стеклянный сосуд для отбора пробы в его пробку промывается этим маслом.

1.8. Отбирается проба масла в количестве 1 л в стеклянный сосуд и сосуд закрывается пробкой.

1.9. Рекомендуется завинтить заглушку 7.

1.10. Отсоединяется соединительная трубка от штуцера 1, завинчивается заглушка 1.

2. Отбор проб масла из стопорной муфты кабеля низкого давления

2.1. Отбор проб из стопорной муфты кабеля 110 кВ производится без отключения линии, кабеля 220 кВ – на отключенной линии.

2.2. Отбор проб масла из концевых частей стопорной муфты рекомендуется производить следующим образом.

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.

Рисунок 11 – Отбор проб масла из стопорных муфт кабелей низкого давления

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 п.п. 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 рекомендуется осуществлять 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 п.п. 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

3.1. Отбор проб масла из концевой муфты производится на отключенной линии.

1 – стеклянная банка; 2, 4, 10 – заглушки; 3, 7, 11 – сильфонные вентили;

5 – изолирующая втулка; 6 – электроконтактный манометр;

8, 9 – баки давления.

Рисунок 12 – Отбор проб масла из концевых муфт кабелей низкого давленая и баков давления

3.2. Закрываются вентили 10 и 21 баков давления 7 и 8.

3.3. Отвинчивается заглушка 4 на несколько витков до появления небольшой струи масла.

3.4. Выполняются указания п.п. 1.7 и 1.8 настоящего приложения.

4.1. Отбор проб из баков давления производится без отключения линии.

4.2. Закрываются вентили 7, 11, 12.

4.3. Для взятия пробы из бака давления 9 приоткрывается вентиль 11 и отворачивается на несколько витков заглушка10 до появления небольшой струи масла.

4.4. Выполняются указания п.п. 1.7 и 1.8 настоящего приложения.

4.5. Закрывается вентиль 11 и завинчивается заглушка 10.

4.6. Для взятия пробы из бака давления 8 приоткрывается вентиль 12, отворачивается на несколько витков заглушка 10 и сливается масло, содержащееся в соединительной трубке между баками.

4.7. Выполняются указания п.п. 1.7 и 1.8 настоящего приложения.

4.8. Завинчивается заглушка 10 и восстанавливается схема маслоподпитки, путём открытия вентилей 7, 11, 12.

5. Отбор проб масла из концевых и соединительно – разветвительных муфт кабелей высокого давления

5.1. Отбор проб производится на отключенной кабельной линии.

1 – концевая муфта; 2, 6, 8 – сильфонные вентили; 3, 7 – изогнутая трубка;

4 – стеклянная банка; 5 – штуцер; 9 – соединительно - разветвительная муфта.

Рисунок 13 – Отбор проб масла из концевых и соединительно - разветвительных муфт кабелей высокого давления.

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. Приоткрывается специальный вентиль 2 или 6 или снимается заглушка после снижения давления и навинчивается на штуцер вместо заглушки изогнутая трубка с накидной гайкой.

5.4. Выполняются указания п.п. 1.7 и 1.8 настоящего приложения.

5.5. Закрывается специальный вентиль 2 или 6 или снимается изогнутая трубка с накидной гайкой и устанавливается заглушка на штуцер 5.

Приложение 9 Указания по ремонту отдельных элементов маслонаполненных кабельных линий

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 рекомендуется производить 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 4,910⁴ 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 несколько дней, после чего антикоррозионная изоляция восстанавливается.

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. Натекание 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 производятся 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 подпитка линии переводится на одну ветвь с исправным нагнетательным насосом и перепускным клапаном.

3.3. По окончании ремонта насос и перепускной клапан включаются 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 (рисунок 14).

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.

Рисунок 14 – Схема вакуумирования цепей подпитывающего агрегата через импульсную трубку (при ремонтных работах).

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 рисунке 14.

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 используется один из вакуумных насосов подпитывающего агрегата.

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 2,610² Па (2 мм рт. ст.). После вакуумирования производится испытание на натекание. Если в течение 30 мин натекание не будет больше 1,310² (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. Открывается вентиль у маслобака и производится слив 20 – 30 л масла через импульсную трубку в сливной бак. Затем перекрывается кран сливного бака, отсоединяется свинцовая трубка от импульсной и под струей масла ввертывается 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, снимается 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 проверяется исправность маслонасосов. Если насосы исправны, принимаются меры к отысканию утечки на линии.

4.3. При падении вакуума в баке-хранилище переключается откачка 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 закрываются сильфонные вентили электромагнитным приводом. Вслед за этим дежурный персонал вручную закрывает 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 по показаниям манометров на линиях находят поврежденную линию, аварийно снимают с нее напряжение и восстанавливают давление на неповрежденных линиях подъемом вручную вентилей с электромагнитным приводом.

4.6. При появлении сигнала о недопустимо длительной работе маслонасосов рекомендуется 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 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 (рисунок 15) просачивается незначительное количество масла из стального трубопровода в разветвительные устройства и концевые муфты.

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.

Рисунок 15 – Конструкция полустопорного устройства на линиях

высокого давления (показано уплотнение одной фазы).

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 (натекание воздуха) и заполняется маслом (через обходный вентиль полустопорного устройства с подачей масла от подпитывающего агрегата или предварительным заполнением системы маслом от передвижной дегазационной установки).

Приложение 10 Измерение блуждающих токов

1. В комплекс измерений на кабельных линиях входят измерения:

- потенциалов оболочек кабелей по отношению к медно-сульфатному 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 рекомендуется применять вольтметр с внутренним сопротивлением не менее 20 000 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 разности потенциалов не превышают 1 В, следует применять неполяризующийся медно-сульфатный 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 ограничивают 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).

Приложение 11 Контроль коррозионных свойств грунтов, грунтовых и других вод

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 отбираются по три пробы на расстоянии 300 – 500 м.

Масса одной пробы составляет 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 (таблица 12 и 13).

Коррозионная активность грунтов, грунтовых и других вод по отношению к алюминиевой оболочке кабелей определяется по концентрации водородных ионов рН, содержанию ионов хлора и железа (таблица 14 и 15). Степень коррозионной активности грунтов, грунтовых и других вод на основании результатов химического анализа устанавливается в соответствии с нормами, приведенными в таблицах 12 – 15.

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 банке.

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/дм², промывается дистиллированной водой, высушивается и взвешивается с погрешностью не более 0,1 г.

6.8. Оценка коррозионной активности грунта производится согласно следующим данным:

Таблица 10 – Данные коррозийной активности грунта

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:

Таблица 11 – Данные коррозийной активности грунта в зависимости от их удельного электрического сопротивления

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	Повышенная	Высокая	Весьма высокая

Таблица 12 – Коррозионная активность грунтов по отношению к свинцовой оболочке кабеля

рН	Содержание компонентов, % от массы воздушно-сухой пробы		Коррозионная активность
рН	органические вещества (гумус)	нитрат-ион	Коррозионная активность
6,5 – 7,5	До 0,0100	До 0,0001	Низкая
5,0 – 6,4 7,6 – 9,0	0,010 – 0,020	0,0001 – 0,0010	Средняя
До 5,0 свыше 9,0	Свыше 0,0200	Свыше 0,0010	Высокая

Таблица 13 – Коррозионная активность грунтовых и других вод по отношению к свинцовой оболочке кабеля

рН	Общая жесткость, мг-экв/л	Содержание компонентов, мг/л		Коррозионная активность
рН	Общая жесткость, мг-экв/л	органические вещества (гумус)	нитрат-ион	Коррозионная активность
6,5 – 7,5	Свыше 5,3	До 20	До 10	Низкая
5,0 – 6,4 7,6 – 9,0	5,3 – 3,0	20 – 40	10 – 20	Средняя
До 5,0 свыше 9,0	До 3,0	Свыше 40	Свыше 20	Высокая

Таблица 14 – Коррозионная активность грунтов по отношению к алюминиевой оболочке кабеля

рН	Содержание компонентов, % от массы воздушно-сухой пробы		Коррозионная активность
рН	хлор-ион	ион железа	Коррозионная активность
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 15 – Коррозионная активность грунтовых и других вод по отношению к алюминиевой оболочке кабеля

рН	Содержание компонентов, мг/л		Коррозионная активность
рН	хлор-ион	ион железа	Коррозионная активность
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

Приложение 12 Защита от коррозии стальных трубопроводов кабельных линий высокого давления

1. Стальные трубопроводы на линиях высокого давления при наличии агрессивных почв или блуждающих токов имеют 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 рисунке 16. Способ катодной защиты заключается в пропускании выпрямленного тока через сопротивление, включенное в заземление трубопровода (рисунок 16а).

а – с дополнительным резистором;

б – с источником переменного тока на концевом участке трубопровода.

Рисунок 16 – Схема катодной поляризации стального трубопровода кабельной линии высокого давления.

Включенное на землю сопротивление рассчитывается 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 выполняется достаточно стойкой к воздействию коротких замыканий.

В качестве катодной установки используется селеновый выпрямитель со ступенчатым регулированием тока. В качестве резистора может использоваться часть самого трубопровода, в котором уложен кабель (рисунок 16б). 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 рисунке 17.

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.

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.

Рисунок 17 – Схема катодной поляризации стального трубопровода

для одиночных кабельных линий.

В зависимости от местных условий катодная поляризация может быть осуществлена в одной точке линии (рисунок 17б) или может потребоваться установка двух катодных защит на обоих концах линии (рисунок 17а). 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 таблице 16 и 17.

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_защR_общ,(9)

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

,(10)

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

,(11)

где: U_защ – минимальный потенциал относительно земли, равный 0,30,5 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 рисунке 18. 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.

9. В случаях появления значительных местных нарушений целости защитных покрытий они выявляются и восстанавливаются. Схема обнаружения местных повреждений антикоррозионных покрытий на стальных трубопроводах показана на рисунке 19.

Напряжение 20 – 100 В постоянного тока периодически прикладывается между стенкой стального трубопровода (могут использовался 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).

1 – антикоррозийная защита трубопровода; 2 – изолирующая втулка; 3 – битум; 4 – литая чугунная коробка; 5 – кирпичная кладка; 6 – стальная труба; 7 – усиленное битумное покрытие; 8 – стальной стержень; 9 – трубопровод.

Рисунок 18 – Конструкция вывода от стального трубопровода для

измерения потенциалов.

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 (рисунок 19).

10. При эксплуатации установок катодной защиты соблюдаются 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.

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.

Рисунок 19 – Схема нахождения местных повреждений защитных покрытий.

11. В установках электрических защит от коррозии (катодные станции, электродренаж) на приборах красной риской указываются допустимые значения защитного тока и потенциала.

Приложение 13 Способы защиты кабельных линий от коррозии

1. Одним из основных способов защиты кабелей 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.

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 осуществляется при минимальном значении дренажного тока, обеспечивающего защиту оболочек кабелей от коррозии, и устанавливается на линиях, как правило, в тех местах, где стекающие с оболочки токи максимальны.

Электродренаж периодически контролируется и регулируется в зависимости от изменившихся условий работы трамвайной 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) осуществляется таким образом, чтобы создаваемые на них потенциалы по отношению к электродам сравнения (по абсолютной величине) были не менее значений, указанных в таблице 16, и не более значений, указанных в таблице 17.

Таблица 16 – Минимальные поляризационные потенциалы

Металл сооружения	Значения минимальных поляризационных (защитных) потенциалов, В, по отношению к неполяризующимся электродам		Среда
Металл сооружения	водородному	медно-сульфатному	Среда
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 17 – Максимальные поляризационные потенциалы

Металл сооружения	Защитные покрытия	Значения максимальных поляризационных (защитных) потенциалов, В, по отношению к неполяризующимся электродам		Среда
Металл сооружения	Защитные покрытия	водородному	медно-сульфатному	Среда
Сталь	Имеются	–0,80	–1,10	Любая
Сталь	Отсутствуют	Не ограничивается		Любая
Свинец	Имеются или	–0,80	–1,10	Кислая
Свинец	отсутствуют	–1,00	–1,30	Щелочная
Алюминий	С частично поврежденным покрытием	–1,08	–1,38	Любая

Катодная поляризация силовых кабелей осуществляется 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 Омм 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 осуществляются 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.

Приложение 14 Защитные средства от электрокоррозии

Таблица 18 – Защитные средства от электрокорозии

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
	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
Поляризованный электродренаж	ПД-3А	–	–	500

Приложение 15 Особенности защиты от коррозии кабелей низкого давления в алюминиевых оболочках

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 кОмкм, 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 кОмкм, 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 преимущественно обеспечивается 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 обеспечивают автоматическое поддержание защитных потенциалов в заданных пределах.

4. Для предотвращения контактной коррозии при сооружении и ремонтах кабельных линий выполняется 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 проводится периодически с учетом условий прокладки кабеля в сроки, устанавливаемые местными инструкциями.

Приложение 16 Установки для испытания повышенным выпрямленным напряжением

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 (рисунок 20) 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

U_исп = U_трК = U_тр 3

,(12)

гдеU_тр – напряжение трансформатора высокого напряжения.

Схема каскадной выпрямительной установки на 450 – 500 кВ для испытания кабельных линий 220 кВ показана на рисунке 21. 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, 2U_макс, 3U_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 промышленностью, могут быть использованы конденсаторы ИМ-150-0,015 или ИМН-100-0,10. В качестве выпрямительных ламп применяются 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.

1 – испытательный трансформатор (100 кВ; 5 кВА); 2 – конденсатор высокого напряжения; 3 – выпрямительные кенотронные лампы (КР-220); 4 – миллиамперметр; 5 – экранированный микроамперметр; 6 – испытуемый кабель.

Рисунок 20 – Схема испытательной установки на 250 кВ.

1 – испытательный трансформатор (100 кВ, 25 кВА);

2 – конденсатор высокого напряжения; 3 – кенотронные лампы (КР-220);

4 – резистор; 5 – испытуемый кабель.

Рисунок 21 – Схема испытательной установки постоянного тока на напряжение 500 кВ.

В качестве трансформатора высокого напряжения может быть использован трансформатор ИОМ на 100 кВ, 25 кВА. 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 повышающего трансформатора. Более точно значение напряжения на выходе определяется с помощью шаровых разрядников с диаметром шаров 500 мм. Верхний кенотрон и испытательный трансформатор защищаются от перенапряжений шаровым разрядником с диаметром шаров 125 – 150 мм.

Приложение 17 Методика испытаний кабелей

1. При испытании маслонаполненных кабельных линий давление масла в линии проверяется в пределах длительно допустимых давлений в соответствии с таблице 5.1 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 производится 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 часта муфты устраняют применением экрана, на который подается потенциал испытательного напряжения (рисунок 22).

В случае необходимости принимаются 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. Порядок производства испытаний следующий:

- линия отключается, токоподводящие шины отсоединяются от концевых муфт, тщательно осматриваются все элементы линии, производится очистка изоляторов;

- 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 разряжается. Разрядку производят через 1 - 2 мин после снятия напряжения штангой или специальными заземляющими ножами (имеющимися в испытательной установке) через ограничительный резистор.

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.

Рисунок 22 – Схема испытаний с устранением погрешностей в измерениях токов утечек.

Приложение 18 Методика определения места утечки масла

Для определения места утечки масла на линии между колодцами К3 и К7 (рисунок 23) производится замораживание кабеля в колодце К5. Затем в течение 1 – 1,5 ч через каждые 5 мин снимаются показания манометров в колодцах К3 и К7. Если манометр (например, в колодце К7) показывает постоянное снижение давления в линии (на участке между колодцами К5 и К7), а показания манометра в колодце К3 остаются неизменными, следовательно, утечка масла имеет место на участке линии между колодцами К5 и К7. Затем производится замораживание кабеля в колодце К6 и снимаются показания манометров, как указано выше. Если показания манометра в колодце К7 остаются неизменными, а манометр в колодце К3 доказывает постоянное снижение давления, то это свидетельствует о том, что утечка масла происходит на участке линии между колодцами К3 и К6.

1 – колодец; 2 – манометр; 3 – соединительная муфта; 4 – кабель.

Рисунок 23 – Схема определения места утечки масла.

Как установлено ранее на участке линии между колодцами К3 и К5 утечки масла нет. Следовательно, утечка имеет место на участке между колодцами К5 и К6. Более точное определение места утечки масла производится последовательным вскрытием трассы кабеля на участке между колодцами К5 и К6, замораживанием кабеля и постепенным приближением к месту утечки масла.

Приложение 19 Перечень приемно-сдаточной документации

При сдаче кабельной линии в эксплуатацию представляется 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 блуждающих 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;

- 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 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.

Приложение 20 Содержание паспорта

1. Для паспорта маслонаполненной кабельной линии рекомендуются 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 над блуждающими токами.

4.10. Сведения о земляных работах.

Приложение 21 Температурный мониторинг кабельных линий высокого напряжения на основе кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена

В современных условиях часто меняющейся нагрузки кабельные линии высокого напряжения требует постоянного контроля над тепловыми процессами, происходящими внутри кабельной линии на всём её протяжении. Особенно это актуально для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена (СПЭ - кабели). Связано это, как известно, с тем, что даже кратковременное превышающее температурное воздействие на сшитый полиэтилен приводит к изменению изолирующих свойств полиэтилена.

Одно из современных решений контроля температуры в кабелях из сшитого полиэтилена – использование систем мониторинга, основанных на обратном рассеянии света в оптическом волокне. Оптические волокна, либо встроенные непосредственно в силовой кабель, либо прикреплённые к кабелю снаружи, позволяют регистрировать температурную кривую вдоль всей кабельной трассы.

В целом системы температурного мониторинга достаточно сложны - здесь используются разработки в области оптоэлектроники. Общий принцип работы и используемые физические законы одни – в оптический световод излучаются мощные импульсы лазера, затем измеряется спектральный состав обратного (Рамановского) рассеяния – при изменении свойств стекловолокна под воздействием локальной температуры для конкретного места определяется температура изменения.

Внешне система мониторинга – это стойка, в которой размещаются блоки аппаратуры, включая блоки лазерного излучения и измерения, обработки сигналов и хранения данных, источник бесперебойного питания, монитор, клавиатура и оптическая распределительная коробка для подключения оптических волокон, идущих с кабельной линии.

Все предлагаемые системы мониторинга в режиме реального времени определяют места локальных перегревов и превышение допустимых значений температуры с возможностью передачи информации на диспетчерские пункты. Системы мониторинга аккумулируют данные для возможности определения остаточного срока службы кабельной линии высокого напряжения на основе «исторических» данных распределения температуры по её длине.

Для мониторинга могут применяться системы типа ПТС (ПТС-1000, ПТС-1500 и аналоги).

В базовой комплектации ПТС-1000 время измерения одного канала (одной фазы) для линии длиной 10 км - 2 минуты (с температурным разрешением 0,1°С - см. таблицу 19, в которой приведены технические характеристики ПТС-1000). Реализованная технология обеспечивает сбор динамических температурных данных в режиме реального времени по всей длине высоковольтного СПЭ-кабеля более чем в 40000 точках с разрешающей способностью в 1 метр с помощью многомодового оптического волокна, вмонтированного в XLPE-кабель

Система мониторинга типа ПТС имеет высокую производительность и надёжность - наработка на отказ 11 лет. Положительным моментом системы ПТС является адаптация к системам передачи данных с учётом отечественных условий.

Система мониторинга позволяет решить три основных проблемных вопроса эксплуатации подземных кабелей из сшитого полиэтилена, которые в значительной степени определяют срок службы кабеля в связи с технологическими особенностями конструкционных материалов:

- превышал ли кабель свою номинальную рабочую температуру; если да - то, как долго и в каком месте;

- превышал ли кабель свою максимально допустимую температуру; если да - то, как долго и в каком месте;

- предсказывать допустимую электрическую нагрузку на кабель, в случае, если температура кабеля достигнет своей максимальной расчётной температуры.

Обладая этой информацией, эксплуатирующая организация, имеет возможность оценить остаточный срок службы высоковольтного кабеля.

Система мониторинга кабельных линий высокого напряжения «ПТС-1000»:

- обеспечивает точными температурными данными для оценки состояния кабеля в реальных условиях эксплуатации;

- позволяет определять остаточный срок службы высоковольтного кабеля на основе исторических данных распределения температуры по его длине;

- предоставляет действующие температурные значения для систем динамического управления нагрузкой;

- определяет места локальных перегревов и превышение допустимых значений температуры кабеля;

- дополнительно обеспечивает раннее выявление мест возникновения пожара в кабельном тоннеле или в трубопроводе;

- позволяет осуществлять контроль состояния оптоволокна внутри высоковольтного кабеля;

- обеспечивает автоматическую передачу вышеуказанных данных в места информационного потребления и сбора данных;

- позволяет осуществлять удаленное управление системой, возможность реконфигурации системы, перекалибровки или удаленное изменения программ.

Таблица 19 – Основные технические характеристики системы ПТС-1000

Наименование характеристик	Значение характеристики
Диапазон измерений температуры	от -40°С до +300°С
Предел допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры	не более ±1 %
Время измерения канала (одной фазы)	2 мин
Температурное разрешение	вплоть до 0,1 °С
Область измерения на каждый канал	до 10 км
Потребляемая мощность	не более 500 Вт
Волоконно-оптический кабель датчика	Multimode GI 50/125
Интерфейсы	Ethernet (основной), USB, MODBUS, модем, RS232, RS485
Операционная система	ОС Windows XP (внутренняя установка)
Стандарт хранения данных	80 ГБ жесткий диск и CD дисковод
Параметры питания источника переменного тока:
Напряжение	120/240В АС
Частота	50/60 Гц
Рабочие условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха	от +20°С до +40°С
Относительная влажность окружающего воздуха
Габариты (длина ? ширина ? высота)	600 ? 2010 ? 800 мм
Масса	не более 120 кг
Назначенный срок службы	не менее 5 лет

Список использованной литературы

1. Электрические кабели, провода и шнуры. Справочник. 5-е издание, переработанное и дополненное. Авторы: Н.И. Белоруссов, А.Е. Саакян, А.И. Яковлева. Под редакцией Н.И. Белоруссова. (М.: Энергоатомиздат, 1987, 1988).

2. «Кабели оптические. Заводы-изготовители. Общие сведения. Конструкции, оборудование, техническая документация, сертификаты» Авторы: Ларин Ю.Т., Ильин А.А., Нестерко В.А.. Издательство ООО «Престиж». 2007.

3. Справочник «Кабели, провода и шнуры».Издательство ВНИИКП в семи томах. 2002.

4. Кабели, провода и материалы для кабельной индустрии: Технический справочник. Сост. и редактирование: Кузенев В.Ю., Крехова О.В. М.: Издательство «Нефть и газ», 1999.

5. Алиев И.И. Кабельные изделия. Справочник. Издание 2. 2004

6. Монтаж и ремонт кабельных линий. Справочник электромонтажника (1990) Под редакцией А. Д. Смирнова, Б. А. Соколова, А. Н. Трифонова. 2-е издание, переработанное и дополненное М: Энергоатомиздат 1990.

7. Инструкция по эксплуатации силовых кабельных линий. Часть 2. Кабельные линии напряжением 110 - 500 к В. РД 34.20.509 - М.: СПО "Союзтехэнерго". 1979 г.

8. Инструкция по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением до 220 кВ. - М.: Энергия, 1966.

9. Правила устройства электроустановок Республики Казахстан.

10. РД 34 РК. 20.501-02 «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Республики Казахстан»

11. Техническая эксплуатация электрических станций и сетей. Правила. ГКД 34.20.507-2003

12. Нормы испытания электрооборудования. СОУ-Н ЕЕ 20.302:2007.

________________________

Консалтинговые услуги