Лекция №1

 

Тема «Вводная лекция»

 

Электрическая энергия в силу своих преимуществ по сравнению - другими видами энергии (легкость преобразования в механическую, тепловую и световую, простота передачи на большие расстояния, большая скорость распространения, приближающаяся к скорости света, и др.) эффективно используется на промышленных предприятиях.

Чтобы обеспечить нормальное и эффективное  функционирование промышленных предприятий, необходимо не только правильно обслуживать электрооборудование во время  эксплуатации, но и проводить своевременно ремонт.

Ремонт должен выполняться в сжатые сроки, качественно и с небольшими затратами, что возможно при высоком уровне организации ремонтных работ и наличии высококвалифицированных специалистов. Многолетняя практика функционирования электроремонтых цехов предприятий и электроремонтных заводов показывает, то что более 70% поступающего в ремонт поврежденного электрооборудования составляют трансформаторы, электрические машины,  коммутационные аппараты.

Современные технологи позволяют достигать максимального уровня качества, надежности  (увеличение срока службы, наработки до отказа и др.) и энергосбережения, являющихся важнейшими факторами снижения потребления энергоресурсов, затрат.

 Надежность  систем и входящие в них элементов определяются тремя стадиями существования: проектирование,  изготовление, эксплуатация.

    На  стадии проектирования надежность обеспечивается :

 использованием высоконадежных, отработанных устройств, элементов и узлов;  учетом условий эксплуатации, исключением перегрузок, работа на пределе допуска по механическим, тепловым и прочим нагрузкам; резервированием наиболее ответственных и наименее надежных устройств; обеспечение доступности к устройствам, их узлам и элементам  с целью быстрого ремонта и замены .

 На стадии  изготовления надежность обеспечивается: контролем качества выполнения, как отдельных операций, так и изготовленных устройств  и систем  в целом; периодической проверкой качества и надежности выпускаемых устройств; регламентацией условий их хранения и транспортирования.

 На  стадии  эксплуатации надежность обеспечивается: соблюдением условий эксплуатации по параметрам окружающей среды и другим влияющим фактором, условий хранения и складированием; своевременным проведением всех регламентированных мероприятий по обслуживанию системы и устройств; квалификацией и степенью ответственности обслуживающего персонала.

   По статическим данным только 5-10 %  отказа измерительной и регулирующей аппаратурой вызывается естественным износом, остальные отказы определяются ошибками проектирования, дефектами производства, и неквалифицированным обслуживанием. Остальные распределяются между тремя стадиями существования.

   

Основные задачи, решаемые теорией надежности:

 

1.Расчет надежности на стадии проектирования.

2. Оптимизация резервирования с учетом затрат и потерь, вызванных отказами.

3. Планирование испытаний на надежность и расчет по их результатам показателей надежности.

4. Определение показателей надежности по данным эксплуатации.

5. Исследование законов распределения  отказов и механизма их возникновения.

6. Оптимизация сроков технического обслуживания, объема запасных устройств и деталей, количество обслуживающего и ремонтного персонала и пр.

   Решение перечисленных задач осуществляется с привлечением теории вероятности, математической статистики, методов линейного и динамического программирования, теории массового обслуживания.

 

Лекция №2

Тема «Диагностика и оценка состояния силовых трансформаторов»

План лекции:

1. Основные виды повреждений трансформаторов

2. Способы диагностики силовых трансформаторов

3. Контроль за показаниями контрольно-измерительных приборов и осмотры трансформаторов

1. Трансформаторы входят в состав основного оборудования электростанций, повышающих, понижающих и распределительных подстанций, различного вида преобразовательных устройств и т.д. Различное назначение, нередко связанное с различиями в конструкции, разнообразные условия работы и другие особенности требуют различного подхода к эксплуатации трансформаторов.

Но где бы ни находились и как бы ни эксплуатировались трансформаторы, "болезни" у них, как правило, общие. Уровень эксплуатации определяет не характер возможных повреждений, а возможность как можно более раннего выявления проявляющихся отклонений от нормы, проведения требуемого объема профилактических работ, качественного ремонта. Естественно, что чем выше уровень эксплуатации, тем меньше неприятностей доставляют трансформаторы.

Повреждения или отклонения от нормального режима работы могут быть вызваны различными причинами: недоработкой конструкции, скрытыми дефектами изготовления, нарушениями правил перевозки, технологии монтажа или правил эксплуатации, некачественным ремонтом. В большинстве случаев повреждение происходит не сразу, а после более или менее длительного воздействия неблагоприятного фактора. Своевременное выявление возникающего дефекта позволяет принять меры по предупреждению его развития и сохранению работоспособного состояния трансформатора.

Наиболее распространенным видом повреждения силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и более является повреждение высоковольтных вводов. В настоящее время эксплуатируются негерметичные и герметичные маслонаполненные вводы, а также вводы с твердой изоляцией.

Наиболее слабым узлом негерметичных вводов является система защиты масла от воздействия влаги с помощью масляного гидрозатвора и силикагелевого воздухоосушителя. При длительной эксплуатации, особенно в случае несвоевременной замены силакагеля, масло увлажняется, ухудшаются его изоляционные характеристики, в результате чего могут возникнуть частичные разряды в масле. В дальнейшем по поверхности бумажной изоляции начинает образовываться так называемый "ползущий" разряд: от одной или нескольких исходных точек поврежденной поверхности изоляции как бы расползаются прожоги, образуя сложный рисунок с ослабленной поверхностной изоляцией. При приближении "ползущего" разряда к заземленной части происходит пробой изоляции с возникновением короткого замыкания. Пробой при значительном ухудшении изоляционных характеристик может возникнуть и без образования ползущего разряда. Аналогичное повреждение может произойти и в том случае, если при ремонте ввода была плохо просушена бумажная изоляция.

Герметичные вводы менее трудоемки в эксплуатации и более надежны, чем негерметичные. В первые годы эксплуатации наблюдались повреждения вводов из-за образования алюминиевой пыли в сильфонах баков давления. На устранение этого явления были направлены мероприятия, предусмотренные противоаварийным циркуляром Главтехуправления Минэнерго СССР № Ц-11-83(Э) "О повышении надежности герметичных вводов 220—750 кВ с выносными баками давления" и другими директивными материалами. Выполнение этих мероприятий не освобождает от необходимости продолжать контролировать характеристики изоляции, сравнивая результаты измерений с данными, полученными непосредственно после замены выносных баков давления. На герметичные вводы, изготовленные после 1978 г., мероприятия циркуляра не распространяются.

Как в негерметичных, так и в герметичных вводах может иметь место нарушение герметичности в зоне крепления верхней контактной шпильки. Нарушение может возникнуть вследствие неправильной сборки узла, превышения создаваемого гибким спуском радиального усилия над расчетным значением и т.д. Этот узел находится в самой верхней точке трансформатора, и избыточное давление масла в нем, особенно в холодное время (т.е. при минимальном уровне масла в баке-расширителе), близко к нулю. При неплотностях влага может из атмосферы просачиваться в масло, создавая увлажнение изоляции трансформатора.

Другим распространенным видом повреждения трансформаторов является повреждение устройств регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). Нарушения в контактной системе избирателя могут возникать от неправильной регулировки контактов (недостаточное или чрезмерное нажатие, перекосы и др.), вследствие образования на контактах пленки окисла при редких переключениях и несвоевременно выполненных прокрутках устройства, при нарушениях в кинематической схеме.

Контактор устройства РПН может повреждаться при неправильной регулировке его контактной системы и кинематической схемы, а также вследствие несвоевременной замены трансформаторного масла. Время между срабатыванием вспомогательных и дугогасящих контактов контактора при переключении исчисляется десятыми долями секунды. Если масло в контакторе потеряло свои дугогасящие свойства, процесс гашения дуги затягивается и соседние отпайки (ответвления) регулировочной обмотки трансформатора могут оказаться замкнутыми не через дугогасящий резистор, а через электрическую дугу, что приводит к тяжелым авариям с деформацией обмоток трансформатора.

К повреждениям устройств РПН могут приводить увлажнение и загрязнение изолирующих деталей, изготовление этих деталей из материалов, не предусмотренных технической документацией, ослабление креплений и т.д. Нередки отказы вследствие нарушений в работе приводов.

К наиболее тяжелым последствиям приводят повреждения обмоток и главной изоляции трансформаторов. Плохо просушенные электрокартон или витковая бумажная изоляция, грязное или увлажненное трансформаторное масло вызывают местное ослабление твердой изоляции с возникновением ползущего разряда или без него с последующим пробоем. К нарушению работы твердой изоляции приводит также несоблюдение размеров (между листами электрокартона и др.), разбухание слабо намотанной изоляции, нарушения в работе системы охлаждения, чрезмерные перегрузки трансформатора по току и напряжению и др. В связи с разнообразием причин и тяжелыми последствиями от повреждений витковой и главной изоляции своевременному выявлению этого вида нарушений в работе трансформаторов уделяется наибольшее внимание.

В связи с постоянным ростом энергетических мощностей растут мощности короткого замыкания (КЗ). Вследствие этого роста, а также при ослабленной запрессовке обмоток электродинамическая стойкость обмоток к воздействию внешних КЗ (называемых также "сквозными" КЗ) может оказаться недостаточной. В результате при внешних КЗ обмотка может деформироваться или разрушиться, хотя ее изоляция перед повреждением находилась в хорошем состоянии.

Повреждения в активной стали трансформатора приводят к менее тяжелым последствиям и связаны, как правило, с образованием короткозамкнутых контуров внутри бака. Контур может образоваться как внутри пакета магнитопровода, так и через какую-либо конструктивную металлическую деталь, например, через прессующее кольцо и элементы заземления магнитопровода.

При современных бесшпилечных магнитопроводах короткозамкнутый контур обычно сцеплен не с главным потоком (замыкающимся только по активной стали), а с потоком рассеяния. Короткозамкнутый контур вызывает повышенный местный нагрев (местный перегрев), обычно в местах контактов, ухудшающий свойства трансформаторного масла. Если своевременно не устранить дефект. то может произойти повреждение твердой изоляции трансформатора.

И, наконец, существенное влияние на общую работоспособность трансформатора оказывают вспомогательные узлы и устройства. Так, например, повреждение маслонасоса в трансформаторах с системой охлаждения Ц и ДЦ (также НЦ и НДЦ) приводит к попаданию металлических частиц и других примесей в трансформаторное масло и, будучи несвоевременно выявленным, вызывает серьезные аварии. При нарушении резиновых и других уплотнений увлажняется трансформаторное масло. Неисправность стрелочного маслоуказателя приводит к недопустимому снижению или превышению уровня масла и т.д.

Приведенный краткий обзор основных видов повреждений показывает, что в большинстве случаев они развиваются постепенно. Следовательно, если правильно поставить работу по проверке состояния трансформаторов, возникающие дефекты можно выявить до того момента, когда будет превышена какая-то критическая точка. Тогда можно будет своевременно вывести трансформатор в ремонт, предотвратив возникновение аварии или отказа, не допустить недоотпуск электроэнергии, снизить время и расходы на ремонт.

2. Проблема контроля состояния трансформаторов возникла сразу, как только появились закрытые масляные трансформаторы. Для того чтобы осмотреть какой-либо внутренний узел, надо было произвести отключение, слить масло, выполнить ревизию и затем снова залить масло. И все это следует выполнять с соблюдением многочисленных правил, иначе перед включением потребуется еще и сушка трансформатора. На заре массовой эксплуатации масляных трансформаторов ремонты со вскрытием предписывалось производить очень часто. Связанные с этим неудобства и трудности заставили искать и развивать такие методы контроля за состоянием трансформатора, которые не требовали бы вскрытия и слива масла. К тому же было замечено, что чем чаще без особой на то нужды трансформатор вскрывается, тем более вероятным становится его повреждение.

В настоящее время в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей капитальные ремонты трансформаторов напряжением 110 кВ и выше и мощностью 80 МВ-А и более электростанций и подстанций, основных трансформаторов собственных нужд электростанций должны производиться первый раз не позже чем через 12 лет после включения в эксплуатацию с учетом результатов профилактических испытаний, а в дальнейшем по мере необходимости в зависимости от результатов измерений и состояния трансформаторов. Для остальных трансформаторов необходимость капитальных ремонтов определяется по результатам испытаний и их состоянию в течение всего срока службы.

Под диагностикой понимается система мероприятий, проводимых с помощью различных технических средств для проверки и оценки состояния трансформаторов.

Используются простейшие визуальные, механические, физические, химические и другие способы контроля состояния, а также их комбинации. Например, увлажнение трансформаторного масла может быть определено по изменению цвета индикаторного силикагеля или путем химического анализа. Наличие частичных электрических зарядов в масле или твердой изоляции может быть определено непосредственным измерением с помощью индикатора частичных разрядов либо при хроматографическом анализе растворенных в масле газов. Обычно для практических целей из всех возможных способов контроля того или иного параметра выбирают простейший, и лишь для более тщательной проверки, уточнения места и характера дефекта применяют более сложные способы.

Контроль за состоянием трансформатора носит комплексный характер. Обычно он начинается еще на стадии изготовления. Именно тогда проверяют качество изоляционных и активных материалов, отдельных деталей и узлов, качество сборки. Готовый трансформатор подвергают комплексной проверке на испытательной станции завода-изготовителя, оснащенной всеми необходимыми средствами диагностики. При транспортировке трансформатора осуществляют контроль за его герметичностью, а в некоторых случаях и за воздействием механических усилий. Прибывший трансформатор также требует контроля за его состоянием как при хранении, так и в процессе монтажа в соответствии с руководящими техническими материалами "Трансформаторы силовые. Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию". После окончания монтажа перед вводом в эксплуатацию с целью диагностики состояния трансформатор испытывается в объеме, предусмотренном Правилами устройств электроустановок (ПУЭ).

Дня оценки режима работы трансформаторы оборудуют необходимыми контрольно-измерительными приборами. Количество и точки подсоединения электроизмерительных приборов зависят от назначения, мощности, пункта установки трансформатора и других факторов [4]. На стороне каждого напряжения силовых трансформаторов мощностью 1 МВ-А и более устанавливают по одному амперметру, в некоторых случаях можно устанавливать амперметры в каждой фазе. Контроль напряжения обычно осуществляют вольтметрами, установленными на сборных шинах. На отдельно стоящем трансформаторе вольтметр устанавливают только на стороне низкого напряжения либо вообще не устанавливают. На рис. 1,а приведена простейшая схема включения электроизмерительных приборов трансформатора 1 МВ-А, 6/0,4 кВ.

Ваттметры и варметры устанавливают на повышающих трансформаторах электростанций, трансформаторах подстанций 110 кВ и выше. Расчетные счетчики активной и реактивной энергии устанавливают на стороне высшего (ВН) и среднего напряжения (СН) трехобмоточных трансформаторов и на стороне высшего напряжения двухобмоточных. На оконечных трансформаторах счетчики могут быть установлены на стороне низшего напряжения (НН). На рис. 1.б приведена схема включения электроизмерительных приборов трехобмоточного автотрансформатора 220/110/10 кВ. На стороне ВН включены три амперметра, ваттметр и счетчик активной энергии. Напряжение измеряется тремя вольтметрами, подключенными к трансформатору напряжения шин ВН. Такие же приборы установлены и на стороне СН. На стороне НН установлено по одному вольтметру и амперметру.

В трехобмоточных автотрансформаторах, особенно при подключении к обмотке НН генератора или синхронного компенсатора, когда вся мощность передается в сторону СН или поступает со стороны СН, необходимо контролировать нагрузку общей части обмотки (00 на рис. 1.б) автотрансформатора, которая иногда условно называется обмоткой СН.

Рис. 1. Схемы включения электроизмерительных приборов: а - к трансформатору 1 МВ-А, 6/0,4 кВ; б - к трехобмоточному автотрансформатору 220/110/10 кВ

При некоторых режимах может иметь место случай, когда ток со стороны СН не превышает номинального, а ток в общей части обмотки будет выше допустимого. Ток измеряется одним специально подключенным амперметром. В однофазных автотрансформаторах амперметр включается через трансформатор тока, установленный на вводе нейтрали одного автотрансформатора группы (рис. 2,а). В трехфазных автотрансформаторах амперметр включается на сумму линейных токов сторон ВН и СН через трансформаторы тока, имеющие одинаковый коэффициент трансформации (рис. 2,б). Можно его включить и через трансформатор тока, установленный на нейтральном проводе одной фазы автотрансформатора, как показано пунктиром на рис.1.б.

Кроме электроизмерительных приборов, на трансформаторе устанавливают и другие контрольные средства. Уровень масла определяется по стрелочному маслоуказателю или масломерному стеклу, располагаемым на торце расширителя. Температура верхних слоев масла может быть проверена по показаниям манометрического сигнализирующего термометра, который снабжается двумя переставными сигнальными контактами. На герметичных маслонаполненных вводах трансформаторов устанавливаются манометры для контроля за давлением масла. Важную информацию о состоянии трансформаторного масла может дать цвет индикаторного силикагеля (поэтому его замена после изменения цвета является необходимой).

Рис.2. Схемы включения амперметра для контроля тока в общей части обмотки автотрансформатора: а - на вводе нейтрали однофазного автотрансформатора; б - на сумму линейных токов ВН и СН трехфазного автотрансформатора.

Устройства дутьевого охлаждения трансформаторов (Д, ДЦ, НДЦ) снабжаются устройствами сигнализации о прекращении работы системы охлаждения, о включении резервного охлаждения или резервного источника питания, а при принудительной циркуляции масла (ДЦ, НДЦ, Ц, НЦ) — сигнализацией о включении и отключении каждого электронасоса, о включении резервного электронасоса взамен вышедшего из строя рабочего, о прекращении работы всех рабочих электронасосов, о включении резервного источника питания. На всех системах охлаждения, имеющих электронасосы, устанавливают манометры для контроля за давлением масла в напорном патрубке. Могут устанавливаться и другие измерительные и индикаторные устройства.

Первую группу мероприятий по диагностике состояния трансформаторов при эксплуатации составляют работы, не требующие прикосновения к работающему трансформатору. Это контроль за показаниями перечисленных средств контроля и измерения, сигнальных устройств и внешние осмотры трансформаторов.

Ко второй группе относятся заботы, не требующие отключения но связанные с необходимостью прикосновения к трансформатору или его вспомогательным устройствам. Главным здесь является отбор проб масла для проверки электрических свойств и химического анализа или для хроматографического анализа растворенных в масле газов. К этой же группе относится измерение вибрации бака или других частей трансформатора, измерение специальной аппаратурой уровня частичных разрядов, отбор газа из сработавшего на сигнал газового реле и т.д.

Третья группа включает в себя работы, выполняемые на отключенном трансформаторе. Это - испытания и определение состояния изоляции, обмоток, магнитопровода, высоковольтных вводов, переключающих устройств и вспомогательного оборудования.

В частности, сюда относятся почти все виды профилактических испытаний, осмотр электронасосов, различные виды ревизий и т.д.

И, наконец, к четвертой группе относятся работы на трансформаторе, выведенном в ремонт. Здесь производится более полный анализ состояния отдельных частей с целью определения или уточнения объема ремонта, а также те контрольные операции, что и при изготовлении и монтаже трансформаторов. Однако само решение о необходимости вывода трансформатора в ремонт принимается на основании результатов диагностических операций первых трех групп.

3. Правила технической эксплуатации устанавливают обязательную периодичность осмотра трансформаторов. При наличии постоянного дежурного персонала осмотры главных трансформаторов электрических станций и подстанций, трансформаторов собственных нужд и реакторов производятся без отключения не реже 1 раза в сутки. Остальные трансформаторы могут осматриваться 1 раз в неделю. Однако показания измерительных приборов, установленных на трансформаторе, могут сниматься и чаще (1 раз в час и даже каждые полчаса), если это необходимо для контроля за режимом нагрузки электростанций или какого-то участка энергосистемы.

Если же постоянного дежурного персонала нет, то трансформатор осматривается выездной бригадой 1 раз в месяц. Контроль за нагрузкой таких трансформаторов осуществляется не реже чем 2 раза в год, в том числе 1 раз в период зимнего максимума.

При периодических осмотрах следует проверять состояние фарфоровых изоляторов и покрышек вводов, а также установленных на трансформаторе разрядников, определяя наличие или отсутствие трещин, сколов форфора, загрязнений, течи масла через уплотнения. Необходимо убедиться в целости и исправности измерительных приборов (в том числе в системе охлаждения, азотной защиты и на герметичных вводах), термосигнализаторов и термометров, маслоуказателей, газовых реле, мембраны выхлопной трубы, а также проверить положение автоматических отсечных клапанов на трубе к расширителю, состояние индикаторного силикагеля в воздухоосушителях, состояние фланцевых соединений маслопроводов и сварных швов (на отсутствие течи масла).

Сами по себе электроизмерительные приборы, установленные на трансформаторе, еще не позволяют судить о его состоянии.

Однако они помогают своевременно выявить перегрузки по току или по напряжению. Правила технической эксплуатации, соответствующие стандарты и инструкции завода-изготовителя указывают предельно допустимые превышения напряжения и тока над номинальными значениями, а также допустимую длительность их приложения. Например, для трансформаторов, изготовленных по ГОСТ 11677—65, допускается длительное превышение напряжения сверх номинального на 5 % при номинальной нагрузке. При малой нагрузке (не более 25 % номинальной) можно допустить длительную работу этих трансформаторов с повышением напряжения на 10 %. На сколько же разрешается кратковременное (не более 6 ч в сутки) повышение напряжения при номинальной нагрузке. В стандартах 1975 г. и в ГОСТ 11677-85 допускается длительное превышение напряжения на 10 % сверх номинального напряжения соответствующего ответвления, а для автотрансформаторов с РПН в нейтрали - больше 10 %, если рабочее возбуждение магнитопровода не превосходит 110 % номинального возбуждения. Возбуждение стержня контролируется по напряжению Uнн, ярма - по разности напряжений (Uнн - Uсн).

Масляные трансформаторы допускают длительную перегрузку по току на 5 % сверх номинального, если напряжение не превышает номинального.

Для трансформаторов, изготовленных по ГОСТ 11677-65 и ГОСТ 11677-75, в аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка по току независимо от предшествующего режима и системы охлаждения в следующих пределах:

Перегрузка по току, %. ........................................30 45 60 75 100

Допустимая длительность, мин............................120 80 45 20 10

Для новых трансформаторов мощностью до 100 МВ-А включительно допустимые систематические и аварийные перегрузки указаны в ГОСТ 14209-85. В нем, в отличие от ранее действовавшего ГОСТ 14209-69, допустимые аварийные перегрузки поставлены в зависимость от предшествовавшей нагрузки и окружающей температуры. Аналогичные усложнения нормы аварийных перегрузок введены в новые инструкции по эксплуатации трансформаторов мощностью более 100 МВ-А. Во многих случаях новые нормы допускают меньшие перегрузки по сравнению со старыми нормами.

При осмотре устройств РПН необходимо обращать внимание на соответствие положений на указателях в приводном механизме и щите управления, а также на разных фазах устройства. Все элементы приводных механизмов должны находиться в фиксированном положении. Следует проверить уровень масла в баке контактора или в соответствующем отсеке расширителя, уплотнения заглушек и разъемов, в зимнее время - работу обогревателей в приводах и шкафах управления обогревом, внешнее состояние доступных осмотру элементов устройства.

Если устройство РПН совмещено с высоковольтным вводом (например, 3РНОА-110), проверяется состояние гибких спусков и состояние воздушного промежутка между корпусом контактора и разрядника. Необходимо фиксировать показания счетчика переключении устройства РПН.

При периодическом внешнем осмотре трансформаторов следует осмотреть все имеющиеся на нем контрольные средства, так как они могут свидетельствовать о появлении какой-то неисправности или об опасности ее возникновения. Например, снижение уровня масла в трансформаторе ниже допустимого может свидетельствовать о наличии проточек в баке или системе охлаждения, о нарушении системы дыхания или о том, что в трансформатор было залито недостаточное количество масла. Дальнейшая работа трансформатора со сниженным уровнем масла может привести к срабатыванию газового реле, ускоренному старению масла, ухудшению работы или отказу системы охлаждения, а если изоляция обмоток окажется ниже опустившегося уровня масла, то может произойти ее перекрытие по воздуху, что приведет к замыканию между обмотками и серьезной аварии.

Повышение уровня выше нормы является следствием перелива (т.е. избыточного количества) масла. Если перелив был допущен в холодное время года или суток, то с ростом температуры произойдет дальнейшее повышение уровня. В трансформаторах с азотной защитой при этом образуется масляная пробка в системе дыхания, работа этой системы нарушается и может сработать газовое реле или мембрана выхлопной трубы. В трансформаторах с пленочной защитой, снабженных предохранительными клапанами, сработает один или оба клапана. Если один клапан после такого срабатывания не закроется, произойдет аварийное отключение трансформатора.

При каждом осмотре трансформатора необходимо проверять и записывать температуру масла. Нормами оговаривается предельное значение температуры его верхних слоев. При номинальной нагрузке температура верхних слоев масла не должна превышать 95 ° С при естественном масляном охлаждении (М) или с обдувом вентиляторами (Д), 75 ° С при наличии принудительной циркуляции масла (ДЦ,НДЦ),и 70 °С на входе в маслоохладитель - при водяном охлаждении масла (Ц, НЦ).

Если температура масла превышает допустимую, нужно выяснить причины и принять меры к устранению неисправности. В первую очередь следует проверить исправность системы охлаждения: вентиляторов, масляных электронасосов, воздушных и водяных маслоохладителей. Если в системе охлаждения неисправностей не обнаружено, то повышение температуры масла в большинстве случаев свидетельствует о возникновении внутренних повреждений в трансформаторе: образовании короткозамкнутого контура, увеличении переходного сопротивления в контактных соединениях, уменьшении сечения масляных каналов из-за разбухания изоляции, попадания в канал постороннего предмета и т.д.

Во всех случаях длительная работа трансформатора с повышенной температурой масла недопустима.

Срабатывание сигнализации об отключении какого-либо одного элемента системы охлаждения, как правило, не требует отключения или ограничения нагрузки трансформатора, поскольку имеется достаточное резервирование. Если резервный элемент не включился автоматически, его следует включить способом, предусмотренным местной инструкцией по эксплуатации. При невозможности восстановления нормальной работы системы охлаждения трансформатора его нагрузка и длительность работы ограничиваются в соответствии с требованиями ПТЭ и заводской инструкции. Для систем охлаждения ДЦ, Ц и особенно для систем НДЦ, НЦ установлены жесткие ограничения длительности работы при отказе охладителей.

Снижение давления масла в высоковольтном вводе в большинстве случаев является следствием нарушения герметичности ввода. Такое повреждение очень опасно. Если манометр неисправен, то повреждение не будет своевременно обнаружено. Поэтому манометры надо регулярно проверять, а поврежденные заменять как можно быстрее.

При внешних осмотрах высоковольтных вводов следует обращать внимание также на отсутствие протечек масла в месте уплотнений зажимных шпилек (в верхней части ввода), на целостность измерительных и заземляющих проводников и надежное их присоединение.

Индикаторный силикагель является простейшим средством определения увлажнения трансформаторного масла. Впитывая в себя влагу, попавшую в масло, он начинает розоветь и в дальнейшем принимает более яркую окраску. При этом целесообразно взять пробу масла для непосредственного измерения его влагосодержания, а также проверить другие свойства, так как изменение цвета индикаторного силикагеля в некоторых случаях может быть вызвано интенсивным старением масла.

Естественно, что при осмотре могут быть определены и другие нарушения нормальной работы трансформатора, как, например, повышенная вибрация трансформатора или его элементов, нарушение внешних контактных соединений (сопровождаемое характерным потрескиванием), нарушение крепления шин, деформация каких-либо элементов, повреждения системы автоматического пожаротушения, дренажной системы и т.д.

Дежурный или оперативно-ремонтный персонал, заметив какое-либо нарушение в работе трансформатора, должен немедленно поставить об этом в известность начальника цеха электростанции, начальника подстанции, района электросети или соответствующей службы предприятия, принять, если это возможно, необходимые меры для устранения неисправности, сделать запись в журнал дефектов или в оперативный журнал.

Если обнаруженные неисправности не могут быть устранены без отключения трансформатора, то решение об оставлении трансформатора в работе или о выводе в ремонт принимается руководством электростанции, предприятия электросетей, службой главного энергетика промышленного предприятия в зависимости от местных условий. При обнаружении внутреннего повреждения (выделение газа и пр.) трансформатор должен быть отключен обслуживающим персоналом с предварительным извещением вышестоящего дежурного персонала [1].

На основании внешнего осмотра бывает трудно сделать однозначный вывод о возможности дальнейшей эксплуатации трансформатора или о необходимости его отключения. Если нет показаний, требующих немедленного отключения трансформатора, приступают к выполнению мероприятий второй группы. Например, если трансформатор имеет повышенную вибрацию, определяемую при осмотре по характерному звуку, производят соответствующие измерения. При этом можно определить очаг вибрации. Если очаг не определяется, а вибрирует весь бак, то причина в большинстве случаев заключается в том, что нарушилась жесткая установка трансформатора на катках или фундаменте. Бывает достаточно поправить положение башмака или установить дополнительные прокладки, чтобы, обеспечить снижение вибрации до уровня, допускающего дальнейшую эксплуатацию.

Не отключая трансформатор, можно произвести непосредственный осмотр всей системы охлаждения. Если невозможно восстановить ее работу полностью, то трансформатор может эксплуатироваться с пониженной нагрузкой.

Лекция №3

 

Тема «Диагностика и оценка состояние силовых трансформаторов»

 

            Объект - предмет определенного целевого назначения.

            Надежность - свойства объекта выполнять заданные функции, сохраняя во времени значения установленных эксплуатационных показателей в заданных пределах, соответствующим заданным режимам и условиям использования, технического обслуживания, ремонтов, хранения и транспортирования.

            Работоспособность -  состояние объекта, при котором он способен выполнять заданные функции, сохраняя значения заданных параметров в пределах,  установленных нормативно - технической документацией.

            Отказ - событие, заключающееся в нарушении работоспособности объекта. Признаки отказа устанавливаются нормативно - технической документацией.

            Предельное состояние - состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация должна быть прекращена из-за неустранимого нарушения требований безопасности, неустранимого ухода заданных параметров за установленные пределы, неустранимого снижения эффективности эксплуатации ниже допустимой, необходимости проведения среднего или капитального ремонта.

            Признаки предельного состояния также указываются в нормативно  технической документации.

            Наработка - продолжительность или объем работы объекта. В зависимости от вида объекта наработка может быть выражена в единицах производимой продукции; числе срабатываний (реле) и т.д.

            Ресурс - наработка объекта от начала эксплуатации или ее возобновления после среднего или капитального ремонта до наступления предельного состояния.

            Понятие “ срок службы” аналогично понятию “наработка”, но имеет более узкий смысл и выражается только в календарной продолжительности.

            Безотказность - свойство объекта непрерывно сохранять работоспособность в течение некоторого времени или некоторой наработки.

            Показатели безотказности вероятность безотказной работы, средняя наработка до отказа, интенсивность отказов, параметр потока отказов, наработка на отказ.

            Долговечность - свойство объекта сохранять работоспособность до наступления предельного состояния при установленной системе технического обслуживания и ремонтов.

            Ремонтопригодность - свойство объекта, заключающееся в приспособленности к предупреждению и обнаружению причин возникновения отказов, повреждений и устранению их последствий путем проведения ремонтов и технического обслуживания.

            Показатели ремонтопригодности: вероятность восстановления в заданное время, среднее время восстановления.

            Сохраняемость - свойство объекта непрерывно сохранять исправное и работоспособное состояние до и после хранения и транспортирования.

  Виды  объектов и отказов              

               

       Зависимым    называют     отказ  при  котором   отказ   одного  элемента   влияет    на  показание   надежности   другого.

       Независимым      называют    отказ  при  котором отказ  одного   элемента      не  влияет   на показание    надежности    другого.

   Частичными   называют      отказ    при   котором  объект  еще может  выполнять данные   функции,   но  с   ухудшенными   показателями  .

    Полный  отказ    вызывает   нарушения  работоспособности  объекта.

      Катастрофическим  называют   отказ   вызывающий    нарушение    работоспособности  объекта .

     Параметрическим  называют  отказ   при  котором    объект  может     продолжить     работу   однако     меняются   его  эксплуатационные   показатели.

    Разделение   на  внезапные и постепенные  отказы     являются  условными, предшествовавших  отказу , по сравнению   со  временем  его     функционирования.

    Самоустраняющийся  отказ    называется сбоем. Многократно возникающей  сбои     называется   перемежающий.

 

Лекция № 4

Тема «Диагностика и оценка состояние коммутационных аппаратов 35, 110 кВ и выше»

В электроэнергетических системах высоковольтные выключатели относятся к одним из наиболее ответственных видов электрооборудования. Качество функционирования высоковольтных выключателей  определяет степень надёжности и энергобезопасности работы всей системы передачи и распределения электроэнергии как в нормальных, так и в аварийных режимах. Поэтому весьма актуальными являются технический контроль и диагностика состояния высоковольтных выключателей, позволяющие своевременно выявлять развивающиеся дефекты или неисправности, а затем оперативно устранять их. Очевидно, что диагностике высоковольтных выключателей  в эксплуатации любых энергообъектов следует уделять повышенное внимание. В настоящее время важную роль в электроэнергетике, в том числе и в диагностике высоковольтного электрооборудования, начинают играть цифровые методы, устройства и системы на микропроцессорной элементной базе. Эти методы имеют особо важное значение для изношенного электрооборудования, в первую очередь для масляных выключателей, которых в настоящее время находится в эксплуатации значительно больше, чем других типов. На предприятиях  энергосистемы России количество масляных выключателей составляет, как правило, не менее 50% от общего числа высоковольтных выключателей. Важное место в диагностике высоковольтных выключателей занимает тепловизионный контроль. С применением инфракрасной техники каждый год выявляется значительное количество дефектов на электрооборудованиях подстанций. В настоящее время на каждый тип выключателя разработана своя методика тепловизионного контроля. Следует отметить, что диагностика масляных выключателей требует измерения большего числа параметров и трудозатрат ввиду их конструктивных особенностей. Среди многочисленных технических параметров выключателей особое значение для их функционального назначения имеют временные параметры контактной системы и скоростные характеристики подвижных частей. Качество работы контактной системы выключателей определяет в первую очередь совокупность следующих основных временных параметров: время включения и отключения, разновременность включения фаз, длительность и характер дребезга контактов. Эти параметры должны строго контролироваться в условиях эксплуатации на соответствие допустимым (нормируемым) значениям. Заметим, что работа выключателя зависит от состояния его механических частей, правильности регулировок, настроек, степени износа, наличия развивающихся дефектов, точности изготовления деталей и качества сборки на заводе-изготовителе. Так, в режиме отключения чёткая одновременность разрыва дугогасительных контактов в каждой фазе высоковольтного выключателя обеспечивает равномерное распределение энергии дуги на разные плечи контактной системы и быстрое её гашение, что в свою очередь снижает степень износа и гарантирует длительный ресурс работы выключателя. Сокращение времени дребезга контактов также уменьшает их эрозию и увеличивает ресурс контактной системы. Одновременно замыкающиеся главные контакты выключателей обеспечивают предсказуемость и регулярность бросков тока намагничивания фаз трансформатора, а также исключают неполнофазные режимы электроустановок, что важно для правильной работы пусковых измерительных органов устройств РЗА. Сверхнормативное значение разновременности работы контактов выключателей может приводить также к перенапряжениям. Традиционные методы и устройства для измерения параметров и характеристик высоковольтного выключателя, как правило, трудоёмки, результаты измерений фиксируются вручную, а точность определения тех или иных параметров зависит от субъективных факторов, а также от совершенства технических средств измерения. Так, разновременность замыкания подвижных контактов с неподвижными контактами обычно осуществляется косвенно, по разнице линейных перемещений подвижных контактов в разных фазах в камере выключателя, и производится медленно, ручным включением выключателя с помощью рычага или домкрата. Фиксация касания контактов в каждой фазе осуществляется оператором по загоранию соответствующих ламп в специальной схеме электрической цепи и поэтапной отметкой карандашом положений направляющей трубы на изолирующей штанге. Затем линейкой вручную производятся измерения положений подвижных контактов. Для определения разновременности касания контактов выключателя с помощью данной методики необходим предварительный слив трансформаторного масла из его бака и ручное производство измерений. Процесс измерения не автоматизирован и не позволяет определять собственное время включения и отключения выключателя в рабочем режиме, а также выявить при этом дребезг контактов. В эксплуатационной практике нередки случаи, когда необходимо оперативно и без слива трансформаторного масла оценить разновременность касания контактов высоковольтного выключателя, например после аварийного отключения. Если подвижные контакты выключателя всех трёх фаз при включении одновременно касаются неподвижных контактов, а при выключении одновременно размыкаются и если отсутствует обрыв шунтирующих сопротивлений, то в ряде случаев отпадает необходимость традиционной методики вскрытия выключателя со сливом диэлектрической жидкости. Известно, например, что в выключателях типов У-110 и МКП-110 кВ в баке одной фазы находится 2.7 т трансформаторного масла. Поэтому слив трансформаторного масла из баков выключателя и последующая его заливка после ремонта требуют больших трудозатрат, наличия дополнительных механизмов, ёмкости для слива масла, маслонасоса, шланга для перекачки диэлектрической жидкости и т. д. При этом возникает угроза загрязнения окружающей среды из-за неосторожных действий персонала. Для измерения скорости контактов в нашей стране наиболее распространён метод, основанный на формировании периодического колебательного процесса с помощью вибрографа с пишущим узлом и штанги с диаграммной лентой, которая кинематически связана с подвижным контактом коммутационного аппарата. Этот метод также требует большого объёма подготовительных и восстановительных работ. Существующий способ для измерения времени собственного включения и отключения высоковольтного выключателя предполагает применение источника постоянного и переменного напряжения, миллисекундомера и трёхполюсного автоматического выключателя. Временные параметры по этому способу определяются для каждой фазы отдельно. Очевидно, данным способом невозможно оценить разновременность включения и отключения разных фаз выключателя, а также выявить отскоки и дребезг контактов. Общим недостатком вышеназванных способов является ручное производство измерений, отсутствие автоматизации обработки данных измерений, невозможность хранения полученных результатов измерений для последующего архивирования и создания электронной базы данных. Существующие устройства для оценки технического состояния масляных выключателей типов ПКВ/М5А и ПКВ/М6 измеренные характеристики выдают в виде таблиц, а не в виде осциллограмм. Поэтому для персонала, обслуживающего высоковольтные выключатели, получение реальных осциллограмм их характеристик является более информативным и более ценным сведением, чем получение данных в виде таблиц. На базе многоканального цифрового регистратора достаточно легко удаётся производить контроль многих характеристик высоковольтных выключателей с применением новых методов и встроенного программного обеспечения в вычислительном блоке цифрового регистратора.

Лекция № 6

«Хроматографический контроль технического состояния трансформаторов тяговых подстанций»

Показатели вычисляются по наработке:

T_n=T⁽¹⁾+T⁽²⁾+...+T ,

где Т⁽ⁱ⁾ - наработка между i-1 и i - тым отказом.

Возможно два пути оценки надежности ремонтируемых объектов: вычисление характеристик потока отказов и вычисление условных распределений наработки между отказами.

Рассмотрим путь оценки надежности вычислением характеристик

потока отказов.

Рассматриваются потоки случайных событий каждый из которых состоит в появлении отказов. Поток отказов может быть характерен

ведущей функцией потока (t) - это есть математическое ожидание числа отказов на интервале от до t.

Однако чаще всего используется параметр потока отказов (t) - плотность вероятности возникновения отказов ремонтируемых объектов, определяемая для расчетного момента суммарной наработки

Интенсивность потока событий определяется как дифференциал ведущей функции:

Параметр потока событий определяется:

a(t)= ,

где P_k(t,t+ ) - вероятность появления к событий на интервале (t,t+ .

Потоки отказов являются ординарными потоками , т.е. вероятность совмещения в один и тот же момент двух и более отказов ничтожно мала.

Таким образом: .

Тогда интенсивность равна:

.

P₁(t,t+ - вероятность появления одного события на интервале (t,t+ .

0( - бесконечно мала величина на много меньше чем .

Вероятность - это есть вероятность одного и более отказов в один момент . Чтобы не смешивать с интенсивностью отказов неремонтируемых объектов принять используемый термин параметр потока отказов.

Рассматривают две математические модели случайных потоков отказов: без последействия и с ограниченным последействием.

1. Без последействия.

Вероятность отказов в любом интервале не зависит от отказов в других интервалах:

для ремонтируемых объектов - .

Пуассоновский поток отказов:

Пуассоновский поток характерен для сложных не резервируемых систем, состоящих из высоконадежных элементов.

При стационарном потоке отказов: , без последействия:

.

2. С ограниченным последействием.

Когда нельзя допустить случай с последействием, тогда рассматривают потоки с ограниченным последействием. То есть вероятность появления отказов за наработку (t₁,t₂) зависит от наработки, накопленной от последнего отказа и не зависит от предыдущего.

Уравнение Вольтера второго порядка: .

Уравнение решается преобразованием Лапласа.

Если наработка между отказами имеет показательное распределение, то , то есть:

f(t)= , то

где t_{p -} технический ресурс.

Если при t плотность распределения наработки до отказа f(t) то существует установившееся значении параметра потока отказов:

,

где - наработка на отказ ремонт объекта.

Наработка - это отношение наработки ремонтируемого объекта к математическому ожиданию его отказов.

Лекция №7

«Техническая диагностика контактной сети»

Показатели исчисляются только в календарном времени . Объекты, делятся на две группы:

1.Объекты, для которых в течении заданного времени допускается отказы и кратковременные перерывы в работе. Таким образом объекты имеют свойства готовности - способность находиться в процессе эксплуатации в работоспособном (готовым к применению) состоянии.

2 Объекты, для которых отказы в течении заданного времени не допускаются. Если есть избыточный элемент, то при отказе некоторые из них объект работоспособны и можно осуществить ремонт отказавших объектов..

Рассмотрим первую группу объектов:

t - время работы объекта;

t_в - Время восстановления;

t₀= t+t_в - полное время между восстановлением.

Случайные величины, характеризующие первую группу:

Т⁽ⁱ⁾ - время безотказной работы;

Т_в⁽ⁱ⁾ - время восстановления.

Случайная величина между средними ремонтами:

Т⁽ⁱ⁾+T_в⁽ⁱ⁾=Т_0.

Надежность объектов первой группы может быть оценена с помощью двух видов показателей: мгновенные и числовые.

• Мгновенные:

- параметр потока восстановления;

Г(t_i) - вероятность застать объект работоспособным в момент t_i;

П(t_i)= 1- Г(t_i) - вероятность того, что объект во время t_i не работоспособен.

Г(t_i) - функция готовности;

П(t_i) - функция неготовности.

При t=0, Г(0)=1

П(0) =0.

При t=t_i - объект работоспособен при осуществлении одного из двух несовместимых событий:

1. Объект в течении интервала (0,t) не отказал;

1. Объект отказывал и восстанавливался за интервал (0,t). После последнего восстановления не отказал.

Очевидно, что Г(t) равна сумме вероятности первого и второго событий.

Вероятность первого события - P(t) .

Вероятность второго события :

Таким образом :

Т₀=Т+Т_в=m_t+m_tв.

m_t - математическое ожидание.

_.

Лекция №8

Тема «Виды ремонтов. Планово-предупредительные ремонты»

1. Виды и причины износа электрооборудования

В процессе работы электрооборудования происходит его постепенное изнашивание. Применительно к любым техническим объектам различают два вида износа: физический и моральный. Под физическим износом понимается изменение размеров, формы, массы технического объекта или состояния его поверхности вследствие остаточной деформации от постоянно действующих нагрузок либо из-за разрушения поверхностного слоя при трении. Применительно к электрооборудованию выделяют механический, электрический и моральный износы. Показатели надежности оборудования (срок службы до износа, интенсивность отказов и др.) зависят от физического износа. Поэтому во время периодических ремонтов наиболее изношенные детали и узлы заменяют новыми.

Механический износ - электрооборудования происходит из-за длительных переменных или постоянных воздействий на его отдельные детали или сборочные узлы. В результате изменяется их первоначальная форма или ухудшаются качества, например на поверхности коллектора электрических машин постоянного тока образуются глубокие дорожки. Причиной быстрого механического износа коллектора может быть продолжительное воздействие на него щеток, прижатых с усилием, превышающим допустимое, или неправильный выбор вида щеток, например, более твердых, чем те, на которые рассчитан коллектор. В электрических машинах из-за трения механически изнашиваются, кроме коллектора, шейки валов, подшипники, контактные кольца роторов.

Электрический износ - это потеря электроизоляционными материалами электрооборудования изоляционных качеств. Например, электрически изнашиваются пазовая изоляция электрических машин, изоляция проводов обмоток и др. Электрический износ изоляции чаще всего является результатом длительной эксплуатации электрооборудования, воздействия на изоляцию высоких температур или химически агрессивных веществ. Эти факторы приводят к быстрому старению изоляции (потере изоляционных свойств) и как следствие - к витковым замыканиям в обмотках и катушках, пробою изоляции и появлению потенциалов опасной величины на частях электрооборудования, обычно ненаходящихся под напряжением, т. е. к повреждениям, устранение которых требует капитального ремонта электрооборудования.

Моральный износ - это устаревание исправного электрооборудования, дальнейшая эксплуатация которого нецелесообразна из-за создания нового, технически более совершенного или более экономичного электрооборудования аналогичного назначения. Однако иногда эксплуатация морально изношенного электрооборудования может быть технически и экономически целесообразной, если при его капитальном ремонте осуществляется модернизация.

2 . Системы планово-предупредительного ремонта

Ремонт электрооборудования на промышленных предприятиях проводится в соответствии с принятой системой планово-предупредительного ремонта (ППР). Периодичность и объем ремонтов устанавливаются системой ППР в зависимости от режимов работы, технического состояния и условий эксплуатации электрооборудования. Таким образом, система ППР - это система организационных и технических мероприятий, выполнение которых обеспечивает продолжительную и безаварийную работу электрооборудования.

Существуют три основные системы организации ППР электрооборудования промышленных предприятий: централизованная, децентрализованная и смешанная.

При централизованной системе ремонт выполняют несколько ремонтных служб, специализированных по видам электрооборудования или работ. Эти службы подчинены главному энергетику предприятия. Персонал, обслуживающий электрооборудование цеха или подстанции, выполняет только работы по надзору и мелкому текущему ремонту.

Децентрализованная система характеризуется отсутствием специализированных ремонтных служб. Все электроремонтные работы выполняет персонал электроремонтных мастерских или бригад, находящихся в административном подчинении соответствующего начальника, например начальника цеха.

Смешанная система характеризуется тем, что в структуре предприятия имеются как электроремонтные мастерские и бригады, выполняющие небольшие по объему и сложности ремонтные работы, так и специализированные ремонтные службы, осуществляющие сложные и большие по объему работы.

В настоящее время для проведения технической диагностики (определения состояния оборудования и выявления неисправностей) и ремонта все более широко используются средства вычислительной и микропроцессорной техники (установки, стенды, уст-ройства для диагностики и испытания электрооборудования), позволяющие сокращать сроки проведения ремонтов, уменьшать затраты на ремонт и повышать эффективность эксплуатации электрооборудования .

Одним из направлений повышения безопасности выполнения работ при диагностике воздушных линий электропередач высокого напряжения (ВН) является применение приборно-программного комплекса (ППК), устанавливаемого на легких летательных ап-паратах. Такие комплексы широко используются энергокомпаниями Америки, Австралии и ряда стран Западной Европы. Подобные комплексы целесообразно использовать и в энергосистеме Беларуси, например, при регулярных осмотрах воздушных ЛЭП (напряжением 35-330 кВ и протяженностью 1845 км) в Борисовских электросетях, которые проводятся на легком самолете. вызов электрика услуги электрика вызвать электрика

3. Виды ремонтов

Положением о ППР электрооборудования промышленных предприятий предусмотрено выполнение нескольких видов ремонта (текущего и капитального, среднего и капитального или текущего, среднего и капитального). На практике широко используется система, предусматривающая осуществление для большей части электрооборудования двух видов ремонта: текущего и капитального.

При текущем ремонте после осмотра всего электрооборудования устраняют мелкие дефекты, регулируют механизмы и выполняют ряд других небольших по объему работ (например, перезарядку предохранителей с заменой плавких вставок, зачистку подгорелых контактов аппаратов, замену изношенных щеток), позволяющих обеспечить нормальную работу электрооборудования до следующего планового ремонта. Текущие ремонты производят обычно без разборки электрооборудования в период кратковре-менных остановок производственного оборудования.

Средним считают ремонт, при котором предупреждают чрезмерный износ наиболее ответственных деталей и узлов электрооборудования. В этом случае заменяют отдельные детали, устраняют дефекты изоляции лобовых частей обмоток электродвигателей, ремонтируют щеткодержатели (меняют пружины и гибкие связи), шлифуют контактные кольца электродвигателей с фазным ротором и т. п.

При капитальном ремонте восстанавливают или заменяют отдельные основные детали и узлы электрооборудования. Например, к этому виду ремонта относят перемотку статорных или роторных обмоток электрических машин, перезаливку подшипников скольжения электродвигателей, изготовление и установку новых обмоток силовых трансформаторов.

Капитальный ремонт обычно производится при частичной или полной разборке электрооборудования. Иногда при капитальном ремонте электрических машин, трансформаторов и коммутационных аппаратов осуществляют их модернизацию, т. е. совершенствуют конструкцию, улучшают эксплуатационные показатели, повышают надежность и другие характеристики. Главная цель модернизации заключается в приближении технических показателей ремонтируемого электрооборудования к техническим показателям нового, более совершенного оборудования. При этом затраты времени, средств и материалов на модернизацию электрооборудования должны быть оправданы теми техническими или экономическими результатами, которые будут достигнуты после его модернизации.

Если при капитальном ремонте осуществляется модернизация с изменением конструкции и основных технических параметров оборудования, то такой ремонт называют капиталъно-реконструктивным.

4. Планирование ремонтных работ

Ремонты электрооборудования планируют исходя из межремонтных периодов, ремонтных циклов и их структуры (рис. 1.1).

Межремонтный период - период работы электрооборудования между двумя очередными плановыми ремонтами, например соседними текущими, текущим и капитальным или текущим и средним.

Ремонтный цикл — промежуток времени работы электрооборудования между двумя очередными капитальными ремонтами или с момента ввода его в эксплуатацию до первого капитального ремонта.

Структура ремонтного цикла представляет собой совокупность текущих и средних ремонтов на протяжении одного ремонтного цикла.

Основой для определения продолжительности межремонтного периода и ремонтного цикла служит расчетное (или действительное) время, в течение которого электрооборудование может нормально работать в заданных режимах. При этом ориентируются на продолжительность нормальной работы наиболее быстро изнашивающихся деталей и узлов электрооборудования.

Рис. 1.1. Структура ремонтного цикла Ц:

К - капитальный ремонт; Т - текущий ремонт; С - средний ремонт; П - межремонтный период

Ремонты электрооборудования предприятий планируют на один год с разбивкой по кварталам и месяцам. Такое планирование ремонтов называется текущим (планирование ремонтов электрооборудования на более длительный период называется перспективным).

Существует также оперативное планирование ремонта электрооборудования с помощью сетевых графиков, которые могут быть общими или локальными. Общий сетевой график предусматривает ремонт определенного комплекса электрооборудования (отдельной электроустановки, подстанции, цеха), а локальный - ремонт отдельной крупной единицы электрооборудования (мощного электродвигателя, силового трансформатора).

Модель сетевого графика представлена на рис. 1.2 (стрелками обозначены виды работ, а кружками - события). Под видом работ понимается определенный производственный процесс ремонта, требующий затрат времени, материалов, применения различных инструментов или приспособлений. Событие представляет собой промежуточный или конечный результат одного или нескольких видов работ. Таким образом, сетевой график - это схематичное изображение операций и элементов производственного процесса ремонта, а также связей между ними, порядка и технологической последовательности их выполнения.

Составление сетевых графиков ремонта электрооборудования начинают после установления взаимосвязей между видами работ согласно технологической последовательности их выполнения. На графиках линии со стрелками идут слева направо: номер события, из которого выходит линия, меньше номера события, куда она входит; номера событий не должны повторяться, а все события, кроме завершающего, должны иметь продолжение (в виде линий со стрелками).

Рис. 1.2. Модель сетевого графика ремонта электрооборудования

На рис. 1.2 событие 1 является началом работ А-10, Б-3 и В-11, а события 6,2,3 - соответственно результатами этих работ и одновременно началом работ И-8, Е-9, Д-12, Г-4, М-22. Цифры после букв обозначают продолжительность (в месяцах, неделях, днях) выполнения отдельных видов электроремонтных работ между двумя событиями.

На сетевых графиках ремонта четко выявляются те виды работ, от которых зависит общая продолжительность всего комплекса работ по ремонту. Она определяется последовательностью ремонтных работ с наибольшим временем от исходного до завершающего события (на рис. 1.2 наибольший срок ремонта показан жирными линиями). Такая последовательность ремонтных работ является важным элементом сетевого графика, определяет его критический путь, позволяет анализировать отдельные виды работ на этом пути и намечать дополнительные мероприятия с целью сокращения продолжительности выполнения этих работ, а следовательно, и общего срока ремонта электрооборудования.

Применительно к ремонту силового трансформатора событие 1 означает разборку трансформатора, а событие 13 - его испытание после ремонта.

Выполнение ремонтов по графикам оказывает большое организующее и дисциплинирующее влияние на персонал ремонтных предприятий, а также позволяет повысить эксплуатационные и экономические показатели электрооборудования.

5. Структура электроремонтного цеха и состав его оборудования

На промышленных предприятиях существует определенная структура электроремонтных подразделений, которая, кроме цехов (с технологическими отделениями) по ремонту крупных единиц конкретного вида электрооборудования (например, цех по ре-монту электрических машин, цех по ремонту трансформаторов), включает ряд производственных участков, где специализированные бригады выполняют определенные виды ремонтных работ.

Структура электроремонтного цеха и состав его оборудования определяются различными факторами, основными из которых являются количество, номенклатура, габаритные размеры и сложность ремонтируемого электрооборудования. Электроремонтный цех предприятия средней мощности с небольшим объемом ремонтируемого электрооборудования имеет следующие производственные отделения: разборочно-дефектировочное, ремонтно- механическое, обмоточное, сушильно-пропиточное, комплектовочное, сборочное, испытательную станцию, а также отдельные участки, на которых выполняются конкретные виды работ по ремонту трансформаторов, электрических машин и коммутационных аппаратов, вызов электрика услуги электрика вызвать электрика

В разборочно-дефектировочном отделении ремонтируемое оборудование очищают от грязи, сливают масло из трансформаторов и маслонаполненных аппаратов, выполняют предремонтные испытания, разбирают электрооборудование, проводят дефектировку (определяют состояние и степень износа отдельных частей, л также объем предстоящего ремонта, оформляют дефектацион-11 ую ведомость и маршрутную карту ремонта, навешивают маркировочные бирки на детали, подлежащие ремонту, принимают мери по сохранению исправных частей электрооборудования), передают неисправные детали на ремонтные участки, а исправные – в комплектовочное или сборочное отделение.

Разборочно-дефектировочное отделение оснащается подъемнотранспортными средствами, испытательной станцией или стендами для проведения предремонтных испытаний поврежденного электрооборудования, моечными ваннами, съемниками, приспособлениями и инструментом для разборки ремонтируемого электрооборудования.

В ремонтно-механическом отделении ремонтируют и при необходимости изготавливают новые детали электрооборудования (валы, коллекторы, щеточные механизмы, подшипники скольжения), производят перешихтовку сердечников роторов и статоров электрических машин, расшихтовывают магнитопроводы трансформаторов, выполняют необходимые слесарные работы. Это отделение оснащено подъемно-транспортными средствами, металлообрабатывающими станками, прессами, сварочными аппаратами, инструментами и специальными приспособлениями.

При необходимости выполнения работ по хромированию и никелированию деталей в отдельном помещении устанавливаются гальванические ванны.

Кроме перечисленного оборудования в ремонтно-механическом отделении имеются слесарные верстаки, стеллажи и шкафы для хранения деталей и инструмента.

В обмоточном отделении ремонтируют поврежденные (восстанавливают изоляцию) и изготавливают новые обмотки электрических машин, трансформаторов и катушек электрических аппаратов. Отделение оснащается станками для намотки и изолировки обмоток и катушек, станком для изготовления клиньев, гильотинными ножницами для резки изоляционных материалов, станками для бандажирования роторов и якорей электрических машин, сварочным и паяльным инструментом для соединения проводов обмоток, испытательной установкой для пооперационного контроля изоляции изготавливаемых обмоток, а также аппаратами контроля правильности соединения схем обмоток. При необходимости устанавливают (в отдельном помещении с наличием вентиляционных устройств и средств пожаротушения) печь для отжига проводов, ванну для их травления и станок для волочения и калибровки проводов старой обмотки.

Сушильно-пропиточное отделение служит для пропитки и сушки изготовленных обмоток. В состав его оборудования входят пропиточные ванны, печи для сушки и запечки пропитанных обмоток, подъемно-транспортные средства для транспортировки массивных обмоток и емкости для хранения пропиточных лаков и растворителей в количествах, обеспечивающих не более чем суточную потребность в них. Учитывая вредность паров и летучих частиц лаков и растворителей, их большую пожаро- и взрывоопасность, помещения этого отделения обеспечивают вытяжными вентиляционными устройствами и средствами пожаротушения.

Комплектовочное отделение является местом, куда доставляют все отремонтированные, а также исправные и некоторые новые сборочные единицы и детали ремонтируемого оборудования.

Отделение оборудуется верстаками, стеллажами, необходимым инструментом, приспособлениями и подъемно-транспортными средствами. Полностью укомплектованное электрооборудование передается затем в сборочное отделение.

Комплект жасайтын бөлiмше сонымен бiрге дұрыс және кейбiр жаңа жиынтық бiрлiктер және жөнделетiн жабдықтың бөлшек жөнделген барлық апарып салатын орын болып табылады.

Бөлiмше қажеттi құрал-саймандармен верстактермен, аспаппен қажеттi стеллаждармен жабдықтайды және құралдармен көтергiш-көлiк. Толық толықтырылған электр жабдық содан соң құрастырушы бөлiмшеге берiледi.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Какие основные причины вызывают механический, электрический и моральный износ электрооборудования?

2. Что собой представляет система ППР?

3. Как организовываются централизованные, децентрализованные и смешанные системы ППР?

4. Чем различаются текущий и капитальный ремонты электрооборудования?

5. Что такое межремонтный период и ремонтный цикл ?

6. Что собой представляет сетевой график ремонта электрооборудования?

7. Какое оборудование должно быть в разборочно-дефектировочном отделении?

8. Какие ремонтные работы выполняют в ремонтно-механическом отделении электроремонтного цеха ?

9. Какие требования предъявляются к рабочему месту?

10. Чем должно быть укомплектовано рабочее место?

Лекция №5

«Испытание, измерение и диагностика силовых кабелей»

План лекции:

1. Особенности дефектов в изоляции кабеля и способы их определения

Эксплуатация КЛ требует непрерывной информации о состоянии изоляции кабелей, в т.ч. об их электрической прочности и остаточном ресурсе.

Это необходимо для:

• выработки стратегии по замене кабелей с выработанным ресурсом;

• планирования очередного ремонта;

• устранения участков КЛ с опасными дефектами, которые могут привести к пробою изоляции в эксплуатации.

Особенности дефектов в изоляции кабеля и способы их определения. Для оценки состояния кабельной изоляции можно использовать диагностику изоляции с помощью различных методов, таких как измерения ЧР, токов утечки, абсорбционных токов и др.

Для БМИ хорошо зарекомендовал себя метод, основанный на измерении ЧР, применение которого позволяет обнаружить локальные дефекты и находить их местоположение. Однако, как показывает опыт применения в полевых условиях диагностических методов для изоляции из полиэтилена, примерно 70 % из всех опасных дефектов нельзя обнаружить этим методом. Многие дефекты изоляции не создают ЧР, например, водные триинги, полости с науглероженными стенками, участки кабеля с повышенной проводимостью и т. п. В кабелях с БМИ увлажненные участки, а также места с науглероженными слоями образуют дефекты, которые не фиксируются по методу ЧР. С образованием и развитием водных триингов связывают в настоящее время большое влияние влажности на снижение электрической прочности полиэтиленовой изоляции кабелей в условиях их эксплуатации.

Метод рефлектометрии (РМ) заключается в том, что выявляется неоднородность кабеля (дефект) с помощью зондирования КЛ коротким (десятки наносекунд) низковольтным импульсом. Повышенная точность измерительной аппаратуры, компьютерная обработка информации позволяют определить факт локального изменения емкости участка изоляции и связать его с наличием дефекта. Фиксируемые на РГ пики, связанные с отражением импульсов от участков изоляции с дефектом, в работе названы аномалиями. Этот термин используется и в данной работе.

Возможные механизмы образования аномалий изоляции, дефекты в БМИ. Основным дефектом является зауглероживание слоев бумаги, приводящее к местному (в данном отрезке КЛ) увеличению диэлектрических потерь tg, т.е. возрастанию проводимости G и изменению емкости C.

Измерение аномалий в силовых кабелях с изоляцией из сшитого полиэтилена в полевых условиях показывает, что они связаны с дефектами, снижающими электрическую прочность изоляции. В кабелях, которые долго (годы) находились в грунте, но не были в эксплуатации, аномалии не обнаружены; они выявляются только в кабелях, длительное время находившихся под нагрузкой. Сейчас установлено, что снижение электрической прочности кабелей с пластмассовой изоляцией связано главным образом с развитием водных триингов. Этот процесс длительный и развивается при рабочих напряженностях поля. Вода диффундирует в изоляцию кабеля и под действием градиента напряженности электрического поля собирается в местах с локальной неоднородностью, где могут развиваться триинги. Такими местами в кабеле могут быть неоднородности на проводящих слоях, либо неоднородности в самой толще диэлектрика (газовые или проводящие включения). Типичный вид триингов показан на рис.1.

Рис.1 Типичный вид триингов.

Процессы, приводящие к развитию триингов, пока не совсем ясны; это могут быть электрохимические процессы, приводящие к разрушению диэлектрика под действием электрических сил, воздействие повышенного давления и др. Несомненно, что присутствие воды в каналах триингов значительно сокращает срок службы кабеля. Заполненные водой каналы триингов влияют на собственное электрическое поле кабеля, как если бы они представляли чисто проводящие включения. Это связано не только с проводимостью воды, но и с ее большой диэлектрической проницаемостью. Величина емкости триинга, проросшего всего на несколько миллиметров, дает приращение удельной емкости на величину порядка десятых долей пикофарады. Один такой триинг обнаружить существующими методами невозможно. Однако в кабеле, длительное время находившемся в эксплуатации, присутствует большое количество триингов. Исследования в лаборатории участков таких кабелей показали, что на длине порядка 1 м могут присутствовать сотни каналов различной длины. Отражения от многих триингов могут дать суммарный отраженный импульс, регистрируемый на РГ. Каков в этом случае механизм воздействия высокого напряжения?

Таких механизмов несколько:

• силовое воздействие электрического поля на воду;

• нагрев газа в каналах под действием ЧР;

• локальный разогрев диэлектрика от токов утечки;

• электролитические эффекты;

• диссипационные явления в науглероженных слоях.

Характеристики аномалий. Таким образом, в зависимости от условий под действием электрического поля емкости триингов могут увеличиваться или уменьшаться, что приводит к изменению отражений и картины на участках РГ.

В твердой изоляции (в основном это сшитый полиэтилен), в зарубежной литературе называемой ХLPE, дефекты связаны с образованием водных триингов и каналов с различной степенью зауглероживания и заполнения водой. Указанные дефекты также связаны с изменениями проводимости и емкости. В общем случае локальная емкость диэлектрика в кабеле может измениться, если в ней возникли следующие образования:

• газовые полости с науглероженными стенками;

• полости, заполненные водой или грунтовым электролитом;

• расслоения комбинированной изоляции (в особенности применительно к КЛ с БМИ);

• нарушения адгезии между основной твердой изоляцией и полупроводящим слоем, которые окружают как токоведущую жилу, так и экран.

Изменение индуктивности L в современных полиэтиленовых кабелях возможно за счет обрыва одного или нескольких проводов, образующих наружную токоведущую оболочку. При всех других нарушениях конструкции КЛ вариации индуктивности будут малыми. Появление в теле КЛ микротрещин и связанных с ними дендритов и полостей (каналов с изменяющейся электропроводностью) приводит к изменению удельной проводимости G. Необходимо помнить, что из-за специфики длинных КЛ возможные изменения L, C и G могут быть:

• точечными, т.е. с дополнительным подключением сосредоточенных С, L или G в определенной точке линии;

• многоточечными, когда подключение С, L и G происходит во многих точках на определенном участке l КЛ.

Фактические результаты по диагностике кабелей 6…25 кВ. Испытания изоляции кабелей проводились на переменном напряжении величиной не более 1,5U_раб. При испытании по технологии ДИАКС применялись РМ и воздействие на изоляцию серией последовательных импульсов. Это позволило выявить: дефекты изоляции, сопровождаемые ЧР, их расположение по длине кабеля; зоны старения и деградации, определяемые аномалиями волнового сопротивления, проявляющимися при воздействии серией высоковольтных импульсов.

Результаты, приведенные в табл. 1…5, скомпонованы таким образом, чтобы можно было выделить влияние ряда факторов: возраст кабеля (старые - табл.1, новые - табл.4), токовая нагрузка кабелей (слабый ток - табл.2, нагруженные - табл.1); кабели, длительно лежащие в грунте без напряжения (брошенные кабели) - табл.3; влияние типа изоляции: полиэтилен XLPE (табл.1…4), БМИ (табл.5). По итогам диагностики в указанных таблицах приводятся рекомендации. Рекомендовано заменить 4% длины КЛ, 17 концевых разделок, 15 кабельных муфт.

По результатам испытаний на части кабелей был проведен ремонт с заменой поврежденных участков. Повторные испытания отремонтированных кабелей показали эффективность диагностики. По результатам диагностики кабелей появилась объективная картина состояния изоляции, позволившая производить замену дефектных зон кабеля, планировать последовательность испытаний и ремонта, продлить срок службы кабелей.

КЛ высокого напряжения (60…500 кВ) имеют исключительно важное хозяйственное значение, и их надежность должна быть также высока, поскольку по этим КЛ передают большие потоки электроэнергии на ответственных объектах. Это, как правило, линии глубокого ввода в центр города, вывод мощности с электростанции и т.д. Повреждение такой линии может привести к большим экономическим потерям из-за недоотпуска энергии (например, пробой кабельной линии 315 кВ в Монреале в 1992 г., когда центральная банковская часть города на 15 мин. потеряла энергоснабжение). Вторым важным обстоятельством является то, что в КЛ высокого давления при пробое возникают большие повреждения, происходит выброс масла из труб с образованием в изоляции кабеля сухих участков. Ликвидация таких участков дорогая и очень длительная процедура. Третье обстоятельство - стратегия применения и замены КЛ, последнее заключается в том, что рано или поздно КЛ (или ее участок) все равно необходимо менять из-за естественного старения изоляции. Для этого необходимо знать реальное техническое состояние изоляции и прогнозировать наступление времени, когда часть изоляции (на некотором участке в силу тех, или иных обстоятельств) достигнет предельного состояния. Таким образом, необходимы процедуры, позволяющие выполнять диагностику изоляции, определять место на КЛ, где имеются участки с ухудшенным состоянием изоляции.

Имеющиеся в настоящее время методы испытания КЛ (приложение повышенного напряжения постоянного тока с измерением токов утечки; анализ растворенных в масле газов при взятии проб масла из муфт; вырезание отрезков кабеля из КЛ для анализа) не в полной мере позволяют делать заключение о техническом состоянии.

Оборудование и аппаратура для диагностики изоляции КЛ по характеристикам ЧР. Поскольку КЛ-220 подключена к блочному трансформатору ГГ, то имелась возможность на КЛ подавать изменяющееся напряжение при опыте х.х. ГГ. Трансформаторное оборудование на ВОГЭС им.В.И.Ленина позволяло проводить испытания при ступенчатом подъеме и спуске напряжения в следующей последовательности (за 100 % принято рабочее напряжение):

25 %®50 %®75 %®100 %®120 %®100 %®75 %®50 %®25 %.

Измерение активности ЧР проводилось на всех ступенях. Для этой цели применялся высокочастотный цифровой, управляемый компьютером, осциллограф "Tektronix" типа TDS-524A для получения осциллограмм и локации места ЧР. Для измерений энергетических характеристик потока импульсов ЧР использован компьютеризированный анализатор ЧР типа PDPA. Анализатором измерялись распределения n(Q) (n - число импульсов ЧР за время периода частоты 50 Гц; Q - величина кажущегося заряда); по распределению можно было рассчитать величину мощности ЧР:

Р= ,

где U_i - величина напряжения зажигания данного вида ЧР.

Стабильность ЧР (это позволяет прогнозировать возможность роста ЧР, а также и рост мощности ЧР в эксплуатации) может быть оценена по сравнению мощности на ступенях 100 % до приложения 120 % и после. При этом возможны два варианта:

• потенциальный дефект имеет быстрое развитие, если:

Р_100%|_до< Р_100%|_после;

• потенциальный дефект стабилен, если:

Р_100%|_до> Р_100%|_после.

Вторым критерием, определяющим успешность испытаний, является величина кажущегося заряда Q_max отдельно для муфт и целой части кабеля, определенная по измерениям n(Q). Эта величина должна быть меньше нормированных значений.

Локация ЧР, т.е. определение координаты ЧР производится по так называемой трехимпульсной осциллограмме:

• временной интервал Т_и между двумя крайними импульсами осциллограммы соответствует физической длине КЛ - L;

• интервал t между первым и средним импульсами дает расстояние места ЧР от дальнего конца КЛ - х;

• определение места ЧР можно выполнить при двух условиях:

  • если известна скорость v распространения электромагнитной волны в данной конструкции кабеля, тогда ЧР находится на расстоянии х=vt от конца КЛ;

  • если известна строительная длина КЛ - L, то координата места ЧР определяется по выражению .

После того, как координата ЧР установлена, можно оценить величину кажущегося заряда ЧР в этой точке. При этом нужно учитывать затухание импульса (уменьшение амплитуды) при его распространении по длине кабеля:

Q_p= Q ,

где: Q - измеряемая величина амплитуды импульса ЧР на конце линии; a - удельное затухание, т.е. уменьшение амплитуды при прохождении единицы длины КЛ.

Р

281

ефлектометрические измерения. Рефлектометрические измерения на КЛ необходимы для определения координат концевой муфты и соединительных муфт, локальных изменений проводимости и емкости, т.е. Dtgd. Для получения РГ, т.е. осциллограммы, фиксируемой при подаче зондирующего импульса от генератора на ближнюю муфту, используется схема, состоящая из осциллографа типа TDS-524A и генератора стабильных импульсов типа PG 45/30. При этом необходимы меры по согласованию волновых сопротивлений аппаратуры. Следует указать, что при РМ необходимо фиксировать малые амплитуды отраженного импульса (»0,5 % от амплитуды зондирующего). Такие малые сигналы можно измерять, если уровень шумов будет »0,2 %. Для подавления измерительных шумов использовались статистические методы и корреляционный анализ. В частности, для получения достоверной РГ проводилось усреднение до 1000 индивидуальных осциллограмм.

Компьютерная программа управления. Управляемый комплекс Tektronix TDS-524A - компьютер позволяет оцифровывать осциллограммы и проводить с ними любые математические операции, а также управлять режимом осциллографа (усиление, развертка и т.д.). Для управления измерениями и выполнения математических преобразований была разработана программа "DIACS-CABAN", которая применялась для диагностирования КЛ 220 кВ на ВОГЭС им.В.И.Ленина. Ранее этот компьютеризированный комплекс использовался для диагностики КЛ других классов напряжений.

Программа позволяет:

• определять длину КЛ, координаты промежуточных муфт;

• измерять характеристики ЧР отдельных дефектов в КЛ и проводить их локацию;

• определять участки КЛ с повышенными утечками или потерями.

Измерения, расчет характеристик и выдача протокола производятся практически в темпе испытаний.

Результаты измерений. Рефлектометрия КЛ проводится для определения длины КЛ и координат соединительных муфт. При этом применялись импульсы различной длины. Для данного типа конструкций кабеля соединительные муфты при монтаже выматываются бумажными лентами и переходы, т.е. геометрия поперечного сечения вдоль от кабеля к муфте, становятся плавными. Это приводит к тому, что отражения от муфт довольно слабые. Однако такие измерения необходимы, так как в эксплуатации, как правило, нет точной информации не только о строительных длинах КЛ между муфтами, но и о наличии самих муфт.

Определение длины КЛ и координат муфт выполнялось программой "DIACS-CABAN", которая позволяет с хорошей точностью (0,5 %) определить эти параметры. При этом под длиной понимается временной интервал на осциллограмме, который может быть пересчитан в физическую длину, при известной скорости распространения электромагнитной волны в данном кабеле.

Определение участков с повышенными диэлектрическими потерями. Чувствительность измерений определяется уровнем шумов при рефлектометрических измерениях, зависящих от стабильности генератора, усилителя, наличия шумов в измерительном тракте и т.д. Уровень шумов иллюстрируется разностной РГ, которая получается в результате серии измерений в том случае, когда параметры и характеристики КЛ неизменны. Уровни шумов можно оценить по осциллограмме (рис.2). Шумы в той части осциллограммы, которая соответствует началу КЛ, в несколько раз больше, чем в конце. Это обстоятельство учитывается при анализе РГ и заложено в программу "CABAN".

Для определения участков с повышенными утечками (Dtgd) проводится серия измерений РГ по специальной процедуре.

Измерения характеристик ЧР, анализ внешних и внутренних помех. Внешние помехи, т.е. импульсы, фиксируемые схемой измерения ЧР в отсутствии испытательного напряжения, невелики по амплитуде, а по спектру частот соответствуют эфирным помехам. Активность внешних помех при измерениях оказалась низкой, не влияющей на измерения. Более серьезной проблемой, как было установлено, являются внутренние помехи. В основном это ЧР в трансформаторе, использовавшемся для прогрузки КЛ переменным напряжением. Для внутренних помех распределение n(Q) имеет особенность (рис. 3): с ростом U_исп увеличивались и Q, и n (кривые 1 и 2). Учитывая такую активность ЧР в трансформаторе, были приняты меры по защите от внутренних помех. Собственно ЧР КЛ даны на осциллограмме (рис.4).

Рис. 2. Принцип обработки и представления РГ с итоговыми данными, показывающими участки с повышенными диэлектрическими потерями: 1 – осциллограмма с двумя модами колебания («а» - в районе концевой муфты, «b» - в целой части КЛ); 2 – показывает длину КЛ и иллюстрирует результаты обработки (моде «а» соответствует прямоугольник «с», моде «b» - прямоугольник «d»; высоты прямоугольников «с» и «d» соответствуют величине Dtgd, ширина определяет зону предполагаемого дефекта).

Рис. 3. Распределение n(Q) для внутренних помех (ЧР в трансформаторе) при двух величинах испытательного напряжения:

1 – 25% от амплитуды испытательного напряжения, 2 – 100% от амплитуды испытательного напряжения.

Рис. 4. Осциллограмма импульса ЧР. Кривая соответствует месту ЧР на расстоянии 235 м от начала КЛ, последующие колебания на осциллограмме соответствуют отражениям от соединительных муфт.

Эти примеры соответствуют наличию ЧР в концевых муфтах и в средней части. Во время всех измерений (по анализу более 200 осциллограмм для 15 отдельных фаз) наличие ЧР во внутренней части КЛ обнаружено только в одном случае. Осциллограмм, где были бы три импульса на уровне чувствительности схемы »20 пКл, не зафиксировано. Все ЧР соответствовали участкам вблизи муфт. При этом имелась возможность определения координат ЧР. Пример ЧР от дальнего конца дан на рис.4. Видно, что первые колебания являются суперпозицией двух импульсов прямого и отраженного от дальнего конца КЛ.

Кабель – это провод, заключенный в герметическую оболочку, который можно прокладывать в воде, земле и на воздухе. Он обычно состоит из одного или нескольких изолированных друг от друга проводников, заключенных в герметическую оболочку из резины, пластмассы, алюминия или свинца. Кабель, имеющий поверх защитной оболочки покрытие (броню) из стальных лент, плоской или круглой проволоки (для защиты от механических повреждений), называют бронированным. Если защитные или бронированные оболочки кабеля не покрыты джутовой пропитанной пряжей, его называют голым или небронированным.

По назначению различают кабели силовые и контрольные. Силовые кабели служат для передачи и распределения ЭЭ в осветительных и силовых электроустановках, а контрольные – для создания цепей контроля, сигнализации, дистанционного управления и автоматики. ЛЭП 6(10) кВ и выше выполняют специальным силовым кабелем.

Конструкции силовых кабелей зависят от класса напряжения. Наиболее распространены трех- и четырехжильные силовые кабели с бумажной изоляцией. Для напряжения 10 кВ их выполняют с поясной изоляцией и в общей свинцовой оболочке для всех жил, а для напряжений 20 и 35 кВ – с отдельно освинцованными жилами.

Жилы кабеля состоят из большого числа проволок малого сечения. Кабели напряжением до 6 кВ и сечением до 16 мм² изготовляют с круглыми жилами, напряжением выше 6 кВ и сечением более 16 мм² – с секторными жилами (в поперечном разрезе жила имеет форму сектора окружности).

На рис. 5 показан трехжильный кабель с секторными жилами на напряжение 10 кВ. Каждая жила изолирована от другой специальной кабельной бумагой (6), пропитанной массой, в состав которой входят масло и канифоль, а все жилы от земли – поясной изоляцией (4) также из пропитанной бумаги. Для обеспечения герметичности кабеля на поясную изоляцию накладывают свинцовую оболочку без швов. От механических повреждений кабель защищают броней (8) из стальной ленты, а от химических воздействий покрывают асфальтированным джутом.

В последнее время выпускают кабели, у которых свинцовое покрытие заменено алюминиевым либо пластмассовым (сопрен, винилит).

Силовые кабели 110 кВ и выше изготовляют одножильными. Внутри этих кабелей находится лента, свернутая в виде спирали, в которой под давлением циркулирует масло, обеспечивающее их высококачественную изоляцию и охлаждение. Силовые кабели напряжением выше 110 кВ выпускаются с оболочкой, заполненной инертным газом под давлением 0,2–0,3 МПа.

Кабели 10 кВ и выше используют для ЛЭП в городах, где земля сравнительно дорога и требования к условиям безопасности ЛЭП очень жесткие, а также на территориях промышленных предприятий.

Контрольные кабели имеют от 4 до 37 жил сечением 0,75–10 мм² и изоляцию из пропитанной кабельной бумаги или резины. Для их герметизации используют оболочку из свинца, алюминия или поливинилхлорида, которая защищена от механических повреждений броней из стальных лент или стальных оцинкованных проволок круглого либо прямоугольного сечения. Стальная броня покрыта джутовой пряжей.

Контрольные кабели допускается прокладывать в земле, тоннелях, помещениях с различной средой, шахтах и под водой.

В соответствии с конструкцией силовые кабели обозначают так: первая буква указывает материал токоведущей жилы (А – алюминий, отсутствие буквы указывает на медные жилы); вторая буква – изоляция токоведущей жилы (Р – резиновая, В – поливинилхлоридная, П – полиэтиленовая, отсутствие буквы указывает на бумажную изоляцию); третья буква – защитная оболочка (Р – резиновая, В – поливинилхлоридная, П – полиэтиленовая, С – свинцовая, А – алюминиевая); четвертая буква – защитное покрытие (Г – голый, А – асфальтированный, Б – бронированный лентами, К – бронированный круглыми проволоками, П – брониро­ванный плоскими проволоками). Цифры после букв означают: количество жил и площадь поперечного сечения жил (мм²). Для контрольных кабелей после обозначения материала жилы ставится буква К.

Муфты. Соединение токопроводящих жил кабелей осуществляется в специальных кабельных муфтах, которые применяют при протяженности кабельной линии, превышающей строительную длину отдельного кабеля. На КЛ длиной 1 км допускается установка не более шести муфт. Соединения в кабельной муфте должны быть герметичными, влагостойкими, обладать механической и электрической прочностью, а также должны быть обладать коррозионной стойкостью.

Кабельные муфты разделяют: по напряжению (до 1, 6, 10, 35 кВ), назначению (соединительная, ответвительная, концевая), габариту (нормального габарита или малогабаритная), материалу (чугунная, свинцовая, эпоксидная), форме исполнения (У – образная, Т – образная и крестообразная), месту установки (для внутренней или наружной установки), количеству фаз (концевая трехфазная или четырехфазная).

Чугунные муфты (рис. 6) применяют для соединения кабелей до 1000 В. После монтажа их заливают нагретой кабельной битумной мастикой МБ-70 или МБ-90. Для усиления герметичности соединений муфты, проложенные в земле, дважды покрывают нагретой мастикой.

Свинцовые муфты (рис. 7) применяют для соединения высоковольтных кабелей напряжением 6(10) кВ и выше, изготовляют из свинцовых труб соответствующего диаметра, обрабатывая в процессе монтажа. Они бывают шести типоразмеров, которые зависят от диапазона сечений жил кабелей, допускаемых при определенных напряжениях. После монтажа свинцовые муфты также заливают нагретой кабельной мастикой МБ. Для защиты от механических повреждений их помещают в чугунный или стеклопластиковый кожух.

Буквы и цифры в обозначении чугунных и свинцовых муфт означают следующее: Ч – чугунная; С – свинцовая; СС – соединительная свинцовая; 60, 70, 80, 90, 100 и 110 – диаметр кабеля.

Эпоксидные муфты применяют для соединения преимущественно кабелей 1, 6 и 10 кВ и их ответвления только до 1000 В. Эти муфты изготовляют в виде полых корпусов. После установки таких корпусов на участке соединения кабелей их внутреннюю полость заполняют эпоксидным компаундом, состоящим из эпоксидной смолы, пластификатора, наполнителя и отвердителя. Пластификатор и наполнители повышают термостойкость, эластичность, механическую прочность эпоксидной смолы и снижают температурный коэффициент расширения компаунда до значения, близкого к коэффициенту расширения меди, алюминия и свинца, с которыми соприкасается компаунд при соединении кабелей. Отвердитель ускоряет процесс полимеризации.

Эпоксидным соединительным муфтам присвоено общее обозначение СЭ, а ответвительным – ОЭ. В зависимости от особенностей разъемного корпуса, соединения кабелей и заземления муфты бывают разных исполнений: СЭп, СЭв, СЭм, СЭс (рис. 8).

Способы соединения концевой заделки силовых кабелей. Для соединения кабелей и создания единой электрической цепи выполняют разделку их концов и соединение жил.

Разделка конца кабеля состоит из последовательных операций ступенчатого удаления от него защитных и изоляционных частей. Она является частью монтажа муфт. Размеры разделки, зависящие от конструкции муфты, напряжения кабеля и сечения его жил, определяются специальными разметочными линейками ЛК-1 (до 1000 В) и ЛК-2 (6–10 кВ). Соединение и ответвление токопроводящих жил кабеля выполняют с помощью специальных инструментов, различных приспособлений и принадлежностей с соблюдением технологии, обеспечивающей надежный электрический контакт и необходимую механическую прочность соединения.

При выборе способа соединения учитывают материал и сечение соединяемых жил, конструктивные особенности муфт и т. п. Соединения выполняют пайкой, опрессовкой, газовой или электрической сваркой и термитной сваркой.

Пайка – один из наиболее распространенных способов соединения токопроводящих жил между собой. Разогретый до жидкого состояния припой проникает в металл соединяемых жил, а затем, застывая, образует прочное механическое соединение. Для пайки используют специальные припои.

Опрессовку применяют в основном для соединения кабелей до 1000 В и выполняют с помощью гильз и опрессовочных механизмов – клещей и прессов. Под действием создаваемого прессующим механизмом давления металл гильз и жил спрессовывается, проникает друг в друга, образуя монолитное соединение.

Газовая и электрическая сварка служит для соединения алюминиевых жил кабеля сечением 16–240 мм². При газовой сварке используется теплота сжигаемого газа (например, пропанбутана), достигающая 2300° С и выше, а при электросварке – теплота электрической дуги.

Термитная сварка – один из наиболее совершенных способов соединения алюминиевых жил кабелей, который выполняется с помощью специальных патронов типа А. Провода в патроне устанавливают встык и его поджигают специальной спичкой. Внутри патрона находится термитный состав, при горении которого температура достигает 1000° С.

Кроме того, кабели в целях безопасности заземляют. Заземление выполняют в чугунных соединительных муфтах двумя отрезками гибкого медного провода, сечение которого зависит от сечения токопроводящих жил кабеля. Оболочку и броню кабелей соединяют таким же проводом, присоединяя его к контактной площадке муфты.

В свинцовых муфтах заземление выполняют одним куском гибкого медного провода, присоединяемого пайкой и проволочными бандажами к оболочкам и броне обоих кабелей, а также к корпусу муфт.

В эпоксидных муфтах существует определенная технология присоединения провода заземления между оболочками и броней кабелей и разъемными корпусами муфт, которая зависит от конструкции последних, особенностей их монтажа и заливки компаундом.

Для оконцевания кабелей вне помещений применяют кабельные муфты, а внутри помещений – концевые заделки.

Концевая заделка осуществляется для герметизации кабеля в непосредственной близости от места присоединения его токопроводящих жил к аппаратам, шинам распределительных устройств и другим элементам электроустановок.

В качестве концевых муфт для кабелей с бумажной изоляцией напряжением до 10 кВ используют мачтовые муфты КМ с заливкой кабельной массы или эпоксидные КНЭ, напряжением 20–35 кВ – однофазные КНО или КНЭО, а для кабелей с пластмассовой изоляцией – КНЭ или ПКНЭ. Концевые муфты применяют при переходах воздушных ЛЭП в кабельные, на выходах кабелей с территории подстанции, на присоединениях кабелей к открытым РУ подстанции и др.

Концевая заделка в стальных воронках КВБ широко распространена в электроустановках до 10 кВ, размещаемых в сухих отапливаемых помещениях.

В зависимости от конструкции и расположения токопроводов воронки бывают трех исполнений: КВБм (с малогабаритной воронкой); КВБк (с круглой воронкой и расположением жил по вершинам равностороннего треугольника) и КВБо (с овальной воронкой и расположением токопроводов в один ряд).

Заделки КВБо и КВБк применяют для оконцевания кабелей до 10 кВ с токопроводящими жилами всех сечений (при напряжении кабелей 3, 6 и 10 кВ воронку монтируют с крышкой и фарфоровыми втулками, а при напряжении до 1000 В – без крышки и втулок). После монтажа заделку заливают битуминозной нагретой кабельной мастикой, нагревая воронку до 50–60 °С, а мастику до 130 °С.

Концевая заделка КВБо с фарфоровыми втулками и крышкой, используемая на напряжение 10 кВ, показана на рис. 9.

Концевая заделка в воронке из эпоксидного компаунда (КВЭ) проста в исполнении и обладает высокой электрической и механической прочностью, пожаробезопасна и термостойка, что позволяет изготовлять ее без фарфоровых втулок и защитного металлического кожуха. Ее применяют для оконцевания кабелей до 10 кВ внутри помещений всех видов, а также для наружных установок при условии защиты заделки от непосредственного воздействия атмосферных осадков и солнечных лучей. Заделки КВЭ с эпоксидным корпусом конической формы могут быть различных исполнений – КВЭд, КВЭп, КВЭз, КВЭн (рис. 10).

Концевая заделка поливинилхлоридными лентами КВВ (рис. 11) применяется для кабелей с бумажной изоляцией напряжением до 10 кВ внутри помещений, а также в наружных установках, находящихся в районах с температурой не выше 40 °С при условии защиты заделки от атмосферных осадков и солнечных лучей и разности уровней между высшей и низшей точками не более 10 м.

Монтаж заделок выполняют при температуре не ниже 5 °С, при этом применяют как липкую поливинилхлоридную ленту толщиной 0,2–0,3 мм и шириной 15–20 мм, а также не липкую ленту толщиной 0,4 мм и шириной 25 мм.

Концевая заделка в резиновых перчатках КВР (рис. 12) предназначена для оконцевания кабелей напряжением до 6 кВ, монтируемых в помещениях с нормальной средой при разности уровней концов кабелей не более 10 м.

Перчатки изготовляют из найритовой резины девяти размеров для трехжильных кабелей сечением до 240 мм² с изоляцией на 1 и 6 кВ и пяти размеров для трехжильных кабелей сечением до 185 мм² с изоляцией до 1 кВ. Их приклеивают клеем 88-14.

Для оконцевания токопроводящих жил кабелей применяют наконечники, присоединяемые опрессовкой, сваркой или пайкой.

Наиболее надежным и распространенным способом оконцевания жил является опрессовка. Алюминиевые жилы сечением 16–240 мм² оконцовывают опрессовкой трубчатыми наконечниками ТА или ТАМ, а медные жилы сечением 4–240 мм² – наконечником Т. Опрессовку выполняют местным вдавливанием трубчатой части наконечника с помощью специальных опрессовочных механизмов.

При сварке применяют литые наконечники серии ЛА, а при пайке – медные наконечники серии П.

Новые технологии соединения и оконцевания КЛ напряжением 6(10) кВ (см. Приложение). В настоящее время широкое применение получили новые технологии монтажа кабельных муфт и концевых заделок для различных условий прокладки кабельных линий по технологии фирмы «Raychem».

В основу этой технологии положен метод использования современных термоусаживаемых материалов для изготовления муфт силовых кабелей в бумажной и пластмассовой изоляции на напряжение 6(10) кВ.

В России ЗАО «Подольский завод электромонтажных изделий» серийно выпускает современные термоусаживаемые соединительные и концевые муфты для вышеотмеченных силовых кабелей.

Муфты изготавливаются на основе технологии термоусадки из отечественных материалов и по надежности и долговечности не уступают мировым образцам.

Они прошли полный комплекс электрических испытаний, в том числе ресурсные испытания – 250 циклов при напряжении 1,73∙U_ном при повышенных температурах (соединительные муфты находились в 5%-м растворе NaCl в воде) и испытания токам короткого замыкания.

Комплектовочная ведомость на кабельную муфту и «Инструкции по монтажу соединительных муфт на основе термоусаживаемых труб для кабелей с бумажной изоляцией на напряжение 6(10) кВ ТУ 3599-003-0400 1953–97», приведены в приложении.

Кабели прокладывают в кабельных сооружениях, в траншеях, блоках, на опорных конструкциях, в лотках (в помещениях, туннелях).

Монтаж КЛ выполняют в соответствии с проектно-технической документацией, в которой указаны: трасса линии и ее геодезические отметки, позволяющие судить о разности уровней отдельных участков трассы.

При прокладке кабелей необходимо соблюдать допустимую разность уровней (не более 25 м), а также предусмотренные проектом минимальные расстояния (м) от кабельных линий до различных сооружений при их параллельном сближении и пересечениях, которые приведены ниже:

• до нефте- и газопроводов при параллельной прокладке 1,0;

• до трубопроводов (кроме нефте-, газо - и теплопроводов) при параллельной прокладке 0,5;

• при защите асбоцементными трубами 0,25;

• до теплопроводов при параллельной прокладке 2,0;

• до теплопроводов при их пересечении кабельными линиями (теплопровод должен иметь изоляцию на длине 2 м в обе стороны от пересечения) 0,5;

• при пересечении кабельными линиями трамвайных и неэлектрифицированных железных дорог (кабель должен прокладываться в изолирующих блоках) до полотна дорог 9,0;

• до электрифицированных дорог 10,0;

• до трубопроводов при пересечении их кабельными линиями 0,5.

Радиус изгиба кабеля на поворотах трассы должен составлять не менее 15–25 от его диаметра в зависимости от материала изоляции и оболочки. Монтаж кабелей в траншеях – наиболее распространенный и легковыполняемый способ их прокладки. Его недостатком является возможность механического повреждения кабелей при земляных работах и несчастных случаях с людьми.

При монтаже кабелей в бетонных блоках или в блоках из асбоцементных труб повышается надежность их защиты, однако усложняется прокладка и значительно увеличивается стоимость линии. Кроме того, допустимые токовые нагрузки кабелей, находящихся в блоках, ниже, чем у кабелей, проложенных открыто или в земле, из-за менее благоприятных условий охлаждения.

На территории электростанций и подстанций кабели часто прокладывают в небольших железобетонных каналах, закрытых сверху плитами. При большом количестве параллельно идущих кабелей строят туннели, проходные каналы или прокладывают блоки из труб.

Если кабели пересекаются с инженерными сооружениями, их выполняют в стальных или асбоцементных трубах, причем на переходах через автомобильные и железные дороги укладывают в трубах по всей ширине полосы отвода дорог, а при прокладке вдоль дорог – за ее пределами.

При пересечении кабельных линий между собой силовые кабели высшего напряжения располагают ниже кабелей низшего напряжения, при пересечении с кабелями связи – под ними.

При прокладке кабелей в траншеях выполняют следующие работы: подготовительные, устройство траншей, доставку барабанов с кабелем к месту ремонта, раскатку кабеля и его укладку в траншею, защиту кабеля от механических повреждений и засыпку траншеи.

Траншеи большой протяженности отрывают специальными роторными траншеекопателями, а чаще обычными землеройными машинами и экскаваторами, небольшие траншеи на стесненных участках – иногда вручную. Размеры кабельных траншей и размещение в них кабелей с защитой кирпичом от механических повреждений показаны на рис. 13.

Глубина траншей должна быть не менее 700 мм, а ширина – такой, чтобы расстояние между несколькими параллельно проложенными в ней кабелями до 10 кВ было не менее 100 мм, от стенки траншеи до ближайшего крайнего кабеля – не менее 50 мм. Глубину заложения кабеля можно уменьшить до 0,5 м на участках длиной до 0,5 м при вводе в здание, а также в местах пересечения его с подземными сооружениями при условии защиты асбоцементными трубами.

Для предохранения от механических повреждений кабели 6(10) кВ поверх присыпки защищают красным кирпичом или железобетонными плитами, напряжением 20–35 кВ – плитами, до 1 кВ – только в местах частых раскопок кирпичами и плитами, которые укладывают по длине траншеи с напуском над крайними кабелями не менее 50 мм.

В местах будущего расположения кабельных соединительных муфт траншеи расширяют, образуя котлованы. Котлован для одной кабельной муфты напряжением до 10 кВ должен быть шириной 1,5 м и длиной 2,5 м, а для каждой следующей муфты его ширину увеличивают на 350 мм. Кабели раскатывают вдоль трассы с движущегося транспорта (с барабана, расположенного на земле) или ручным способом.

Кабели с пропитанной бумажной и поливинилхлоридной изоляцией можно прокладывать только при температуре окружающего воздуха выше 0 °С. Если температура в течение суток до начала прокладки падала ниже 0 °С, то кабели перед прокладкой прогревают в отапливаемом помещении, в обогреваемом тепляке или электрическим током, пропускаемым по жилам, закороченным с одной стороны, при этом обязательно контролируют температуру нагрева. Значения тока и напряжения, время прогрева и срок проложения нагретого кабеля в траншее строго регламентированы.

Прокладка кабелей в блоках применяется для их защиты от механических повреждений. Блок (рис. 14) представляет собой подземное сооружение, выполненное из нескольких труб (асбоцементных, керамических и др.) или железобетонных панелей с относящимися к ним колодцами.

Глубина заложения в земле кабельных блоков зависит от местных условий, но не должна быть меньше расстояний, допустимых при прокладке кабелей в траншеях. В местах изменения направления трассы сооружают кабельные колодцы, обеспечивающие удобное протягивание кабелей, а также их замену в процессе эксплуатации. Для стока воды блоки укладывают с уклоном в сторону колодцев не менее чем на 100 мм на каждые 100 м. Кабельные колодцы сооружают также на прямолинейных участках трассы, соблюдая установленные расстояния друг от друга. На их дне устраивают водосборник, представляющий собой закрытое металлической решеткой углубление, которое служит для сбора просачивающихся в колодец грунтовых или ливневых вод.

Прокладка силовых кабелей в кабельных блоках выполняется редко, так как имеет существенные недостатки: высокую стоимость сооружения и содержания всех элементов блочного устройства; необходимость замены поврежденного кабеля от колодца до колодца; дополнительные затраты на эксплуатацию кабельных колодцев.

Прокладка кабелей на опорных конструкциях и в лотках выполняется в цехах промышленных предприятий, по стенам зданий, в туннелях. Установка лотков и размещение на них силовых кабелей показаны на рис. 15. Опорные кабельные конструкции изготовляют из листовой стали в виде стоек с полками, стоек со скобой, настенных полок. Специальные перфорированные и сварные лотки используют для прокладки проводов и небронированных кабелей по кирпичным и бетонным стенам на высоте не менее 2 м. Их обязательно заземляют не менее чем в двух местах и электрически соединяют.

Допускается совместная прокладка силовых кабелей, осветительных и контрольных цепей при условии разделения каждой из них стальными разделителями.

Силовые кабели 6(10) кВ можно размещать в лотках только в один ряд и с просветами между ними 35 мм. Для кабельных муфт устраивают специальные лотки. Кабели должны быть жестко закреплены на прямых участках через каждые 0,5 м при вертикальном расположении лотков и через каждые 3 м при их горизонтальном расположении, а также на углах и в местах соединений.

Контрольные вопросы

1. На каком элементе ВЛ чаще всего появляется гололед?

2. Почему на высоковольтных линиях нельзя применять провода сечением меньше 25 мм²?

3. Можно ли соединять медный и алюминиевый провода?

4. Какую опору используют при повороте ВЛ?

5. Можно ли присоединять провод непосредственно к опоре?

6. Когда кабель прокладывают в специальной траншее?

7. Можно ли соединять жилы кабелей скручиванием?

8. Допускается ли скопление воды в кабельном колодце?

Осмотры кабельных линий. Осмотр трассы КЛ производится с целью обеспечения сохранности и предотвращения ухудшения условий эксплуатации кабелей. Осмотр трассы КЛ производится электромонтерами, которые должны хорошо знать трассу КЛ, пра­вила техники безопасности, устройства электроустановок. Осмотры КЛ напряжением до 35 кВ производятся в следующие сроки.

Трассы кабелей, проложенные в земле, по эстакадам, в туннелях, блоках, каналах, галереях и по стенам зданий, осматриваются по местным инструкциям, но не реже одного раза в 3 месяца.

Концевые муфты на линиях напряжением выше 1000 В осматриваются один раз в 6 месяцев, на линиях напряже­нием 1000 В и ниже – один раз в год; кабельные муфты, расположенные в трансформаторных помещениях, распределительных пунктах и на подстанциях, осматриваются одновременно с другим оборудованием.

Кабельные колодцы осматриваются 2 раза в год.

Осмотр подводных кабелей производится в соответствии с местными инструкциями.

Трассы КЛ могут проходить по открытым и закрытым территориям. Открытыми считаются территории, не имеющие постоянного персонала для охраны и доступные для всех граждан (улицы, площади).

При обходе и осмотре кабельных трасс необходимо обращать внимание на то, чтобы на трассе линии не проводились земляные работы, не было завалов мусора, шлака и отбросов. Следует внимательно осматривать места пересечения трасс кабелей с канавами, проверять состояние кабелей, проходящих по мостам, дамбам, эстакадам, состояние переходов КЛ на стены зданий и на опоры воздушных линий.

Осмотр трассы КЛ, проходящих по закрытым территориям, осуществляется совместно с представителями организаций, расположенных на данных территориях. При осмотре таких трасс электромонтеру может быть поручено провести инструктаж представителей этих организаций о порядке охраны КЛ, о правилах производства раскопок с вручением соответствующих нормативных документов руководителям организаций.

Внеочередные обходы трасс КЛ проводят после паводков и ливней, а также при отключении КЛ релейной защитой.

После обхода все выявленные дефекты записываются в журнал дефектов. В случае выявления нарушения на закрытых территориях составляется протокол, в котором указываются обнаруженные неполадки и сроки их устранения.

При осмотре открыто проложенных кабелей в кабельных сооружениях предварительно определяют отсутствие газа, контролируют температуру воздуха и работу вентиляционных устройств. В летнее время температура воздуха внутри кабельных туннелей, каналов и шахт не должна превышать температуру наружного воздуха более чем на 10 °С. В случае, если разность температур превышает эту величину, включается система искусственной вентиляции. При осмотре обращают внимание на внешнее состояние кабеля, соединительных и концевых муфт, строительной части сооружений, на смещения и провисы кабелей.

Туннели, коллекторы, каналы и другие сооружения КЛ должны содержаться в чистоте. Все посторонние предметы (строительные материалы, тряпки, мусор) должны немедленно удаляться.

При осмотре проверяется температура оболочек кабелей с помощью измерительных приборов.

Осмотр подводных трасс КЛ выполняется водолазами в соответствии с местными инструкциями.

Технический надзор за работами, выполняемыми на трассе кабельной линии. При назначении электромонтера для надзора за работами, выполняемыми на трассе КЛ, ему выдается план трассы КЛ, рулетка, комплект предупредительных и запрещающих плакатов. Он обязан ознакомиться с проектами производства земляных работ, убедиться в наличии разрешения на право производства работ и удостовериться, что предусмотрены мероприятия по сохранности КЛ и сооружений. На месте производства работ представитель эксплуатирующей организации должен точно указать место нахождения кабеля, наметить границу безопасного производства работ и присутствовать при шурфовке и вскрытии кабельных трасс. Открытые кабели и муфты должны быть защищены коробами, на которых укреплены предупредительные плакаты. При допуске у производителя работ берется расписка, подтверждающая получение им указанных сведений.

Допускающий обязан вести постоянное наблюдение за работами непосредственно на трассе КЛ. Места производства работ в зависимости от степени опасности механических повреждений делятся на две зоны:

· первая зона – работы на трассах КЛ или на расстоянии 1 м и ближе от крайней КЛ;

· вторая зона – работы на расстоянии больше 1 м от крайней КЛ.

Если на трассе КЛ для производства работ применяются механизмы, необходимо, кроме производителя работ, проинструктировать и рабочих о правилах работы с механизмами вблизи КЛ и на месте показать им расположение КЛ. Производство работ землеройными машинами на расстоянии менее 1 м от кабеля, а также использование отбойных молотков для рыхления грунта над кабелями на глубину более 0,4 м при нормальной глубине прокладки кабеля не допускаются. На этих участках грунт должен выбираться лопатами. Применение клинбабы и других ударных и вибропогружательных механизмов разрешается на расстоянии не менее 5 м от трассы КЛ, так как от сотрясения грунта и просадок почвы возможны вытяжка жил кабеля из соединительных гильз в муфтах и разрыв свинцовой (алюминиевой) оболочки кабеля в шейках свинцовых соединительных муфт.

Зимой раскопки на глубину ниже 0,4 м в местах прохождения кабелей должны производиться с отогревом грунта. В процессе отогрева грунта действующие кабели могут быть повреждены в результате воздействия высокой температуры, поэтому необходимо следить за тем, чтобы от поверхности отогреваемого слоя до кабелей сохранялся слой грунта толщиной не меньше 0,25 м. При отогреве очищают трассу от снега и льда, укладывают нагреватель непосредственно на грунт, а отогреваемый участок сверху утепляют с помощью матов из стекловолокна, деревянных щитов и др. Отогрев грунта может быть осуществлен с помощью электродов, уложенных непосредственно в земле, электрических трехфазных нагревателей, рефлекторных печей, направленного открытого огня и костров. Отогрев с помощью электродов осуществляется следующим образом: электроды длиной 2,5–3,0 м укладываются на расстоянии 700–800 мм друг от друга непосредственно на грунт, засыпаются слоем опилок, смоченных в водном растворе соли, а затем к электродам подводится напряжение 380 В. Участок на расстоянии 3–5 м от отогреваемого места ограждают, а в ночное время освещают. Кроме того, необходимо осуществлять за этим участком постоянный надзор квалифицированным персоналом, так как работы по отогреву грунта относятся к работам с повышенной опасностью.

Рефлекторная печь состоит из нагревательного элемента, тепловая энергия которого направляется с помощью рефлектора на определенный участок. Обычно используют три рефлекторные печи, которые присоединяются к электрической сети напряжением 380/220 В по схеме звезда или треугольник. Печи включают на несколько часов, затем их отключают. Через 3–4 ч печи удаляют и производят разрытие грунта.

Установка для получения направленного огня состоит из форсунок и коробов. В форсунки подается жидкое или газообразное топливо. Короба в виде полусфер сверху для сокращения потерь тепла укрывают теплоизоляционным материалом.

При отогреве грунта кострами сверху его накрывают листами железа и периодически с помощью стального зонда проверяют глубину отогрева грунта. При отогреве грунта на 20–25 см дают костру догореть и выкапывают оттаявший грунт. Затем снова разводят костер и повторяют операцию до тех пор, пока траншея не будет выкопана на всю глубину.

Особое внимание обращается на то, чтобы не расширялась зона раскопок без дополнительного разрешения. В случае нарушения правил производства работ наблюдающему необходимо добиваться прекращения нарушений вплоть до остановки работ.

При обнаружении во время разрытия траншей не указанных в схеме кабелей и инженерных коммуникаций необходимо приостановить работы и поставить в известность лицо, пылавшее разрешение на производство работ, для получения соответствующих указаний.

После окончания земляных работ и снятия защитных коробов с кабелей наблюдающему следует внимательно осмотреть все кабели и присутствовать при их засыпке грунтом.

Если во время производства работ произошло повреждение кабеля, то составляется акт о нарушении производителем работ требований «Правил охраны электрических сетей напряжением свыше 1000 В» и «Правил охраны электрических сетей напряжением до 1000 В».

В обязанности организации, эксплуатирующей КЛ, входит также технический надзор за прокладкой и монтажом линий, сооружаемых другими организациями и передаваемых затем данной эксплуатирующей организации. Такое требование вызвано необходимостью обеспечения высокого качества монтажных и пусконаладочных работ.

В обязанности электромонтера, назначенного для технического надзора за прокладкой и монтажом кабельных линий, входит:

· проверка наличия у производителя работ и монтеров-кабель-щиков удостоверений, разрешающих выполнять указанные работы;

· ознакомление с проектом прокладки и монтажа КЛ;

· проверка документов и осмотр состояния кабелей на барабанах;

· проверка качества муфт и монтажных материалов;

· проверка состояния проложенного кабеля на всем протяжении;

· проверка соблюдения необходимой технологии при монтаже муфт и заделок.

В случае обнаружения дефектов и несоблюдения технологии прокладки КЛ лицо, выполняющее технический надзор, ставит об этом в известность производителя работ и требует устранения дефектов. При возникновении разногласий между электромонтером, контролирующим работу и производителем работ необходимо вмешательство администрации.

Контроль за нагревом КЛ. Для каждой КЛ при вводе в эксплуатацию устанавливаются наибольшие допустимые токовые нагрузки.

Сечение КЛ выбирается с учетом температуры окружающей среды, равной 15 °С для земли и 25 °С для воздуха. Контроль за нагревом КЛ необходим для установления возможности повышения нагрузки, по сравнению с расчетной, или для уточнения нагрузки вследствие изменения температурных условий, по сравнению с проектными. Температура нагрева кабелей проверяется в сроки, установленные местными инструкциями на участках с наихудшим внешним охлаждением (участки с параллельным расположением теплотрасс, помещения с высокой температурой воздуха, участки с прокладкой кабелей в трубах и т. д.).

Температура токопроводящей жилы не должна превышать предельную температуру, допускаемую ГОСТом и ТУ. Однако контролировать непосредственно температуру жилы на работающем кабеле невозможно, так как жила находится под напряжением. Поэтому производят измерение одновременно температуры оболочки (или брони) кабеля и токовой нагрузки кабеля, а затем пересчетом определяют температуру жилы и максимальную допустимую токовую нагрузку.

Измерения температур металлических оболочек кабелей, проложенных открыто в кабельных сооружениях, проводят обычным термометром, который укрепляется на броне или свинцовой оболочке кабеля.

Если кабель проложен в земле, то измерения производятся с помощью термопар. Для установки термопары кабель откапывается и с него снимается верхний слой из джута. Броня очищается, и в месте установки термопары накладывается фольга. К фольге с помощью изоляционной ленты прижимается термопара. Рекомендуется устанавливать не менее двух термопар для обеспечения надежного контроля температуры в случае выхода из строя одной из них (кроме того, повышается точность измерения). Провода от термопар укладываются в трубу и выводятся в удобное и безопасное от механических повреждений место.

Контроль за нагрузкой кабельной линии. На КЛ не менее 2 раз в год производится измерение нагрузки. Согласно ПТЭ одно из этих измерений должно производиться один раз во время максимальной нагрузки линий. На основании этих измерений уточняются режимы и схемы работы кабельных сетей.

В РУ с постоянным дежурным персоналом контроль за нагрузками осуществляется по стационарным измерительным приборам, показания которых записываются в суточные ведомости. Для облегчения работы персонала на шкале стационарных приборов наносится красной чертой отметка, соответствующая максимально допустимому току для данной КЛ.

В РУ, не имеющих постоянного дежурного персонала и стационарных измерительных приборов, контроль за нагрузками производится пере­носными приборами или токоизмерительными клещами. Обычно измерения нагрузок в РУ производятся одновременно с измерениями нагрузок на силовых трансформаторах.

В случае обнаружения перегрузок принимаются меры по снижению нагрузки на данную КЛ.

КЛ допускают перегрузки в течение определенного времени. Непременным условием для этого является предварительная работа кабеля с недогрузкой (коэффициентом предварительной нагрузки является отношение предварительной нагрузки к номинальной). Отношение допустимой максимальной перегрузки к номинальной (коэффициент перегрузки) определяется по табл. 1.

Таблица 1

Определение коэффициента перегрузки в нормальном режиме

Коэффициент предварительной нагрузки	Вид прокладки кабелей	Коэффициент перегрузки в течение
		0,5 ч	1,0 ч	3,0 ч
0,6	в земле в воздухе в трубах (земле)	1,35 1,25 1,20	1,30 1,15 1,10	1,15 1,10 1,00
0,8	в земле в воздухе в трубах (земле)	1,20 1,15 1,10	1,15 1,10 1,05	1,10 1,05 1,00

При коэффициентах перегрузок, указанных в табл. 1, температура жил кабеля не превышает допустимую стандартом, и поэтому срок службы кабеля не снижается.

При возникновении аварий необходимо любыми возможными путями сохранять электроснабжение потребителей. Поэтому во время ликвидации аварии для КЛ до 10 кВ включительно допускаются аварийные перегрузки в течение 5 суток, хотя при этом температура перегрева кабелей будет выше допустимой.

Коэффициент перегрузки в аварийных случаях определяется по табл. 2.

Таблица 2

Определение коэффициента перегрузки в аварийном режиме

Коэффициент предварительной нагрузки	Вид прокладки кабелей	Коэффициент перегрузки в течение
		1,0 ч	3,0 ч	6,0 ч
0,6	в земле в воздухе в трубах (земле)	1,50 1,35 1,30	1,35 1,25 1,20	1,25 1,25 1,15
0,8	в земле в воздухе в трубах (земле)	1,35 1,30 1,20	1,25 1,25 1,15	1,20 1,20 1,10

Для КЛ, которые более 15 лет находятся в эксплуатации, перегрузки должны быть снижены на 10 %, так как эти линии имеют естественный износ изоляции.

Перегрузка КЛ напряжением 20–35 кВ не допускается, так как они работают при высоких напряженностях электрического поля и ослабление изоляции вследствие перегрузки для них недопустимо.

При эксплуатации КЛ происходит ослабление изоляции из-за действия электрического поля, тепла, влаги и др. Чтобы предупредить пробой ослабленного места и предотвратить внезапный перерыв электроснабжения в процессе эксплуатации, КЛ напряжением 3–35 кВ не реже одного раза в 3 года подвергаются профилактическим испытаниям повышенным напряжением постоянного тока. Перед испытанием кабелей напряжение 1 кВ и выше производится измерение сопротивления изоляции кабеля мегаомметром на напряжение 2,5 кВ для определения целости изоля­ции и выявление развившихся местных дефектов.

При испытаниях повышенным напряжением концы кабелей отсоединяются с обеих сторон. Для сокращения времени проведения испытаний групповые кабели на подстанциях могут испытываться без отсоединения от шин. Для испытаний используются высоковольтные специальные установки.

При испытаниях трехфазного кабеля с поясной изоляцией свинцовая оболочка и две жилы заземляются.