АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ФИРМА ПО НАЛАДКЕ, СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И СЕТЕЙ ОРГРЭС"

 

 

СБОРНИК МЕТОДИЧЕСКИХ ПОСОБИЙ ПО КОНТРОЛЮ СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

 

Раздел 13

Методы контроля состояния кабельных линий

 

СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА-ОРГРЭС

Москва 1998

 

 

УДК621.311

Составлено АО "Фирма ОРГРЭС" под редакцией Ф.Л. КОГАНА

Исполнители Л.В. ПОПОВ, А.Г. МИРЗОЕВ

В настоящее время методы испытаний электрооборудования и методы измерения значений параметров, по которым производится оценка его состояния, описываются в различной справочной и технической литературе, что неудобно для практического использования персоналом энергопредприятий.

По запросу ОРГРЭС энергообъединения и энергопредприятия России активно поддержали предложение о необходимости разработки Методических пособий по контролю состояния оборудования электрических сетей.

Разработанный ОРГРЭС Сборник состоит из следующих разделов.

Раздел 1. Испытания изоляции электрооборудования. Общие методы.

Раздел 2. Методы контроля состояния силовых трансформаторов, автотрансформаторов, шунтирующих и дугогасящих реакторов.

Раздел 3. Методы контроля состояния измерительных трансформаторов тока и напряжения.

Раздел 4. Методы контроля состояния коммутационных аппаратов.

Раздел 5. Методы контроля состояния токопроводов, сборных шин и ошиновок, опорных и подвесных изоляторов.

Раздел 6. Методы контроля состояния конденсаторов.

Раздел 7. Методы контроля состояния вентильных разрядников, ограничителей перенапряжений, трубчатых разрядников.

Раздел 8. Методы контроля состояния вводов, проходных изоляторов.

Раздел 9. Методы контроля качества электроизоляционных жидкостей.

Раздел 10. Методы контроля состояния стационарных свинцово-кислотных аккумуляторных батарей.

Раздел 11. Методы контроля состояния заземляющих устройств.

Раздел 12. Методы контроля состояния воздушных линий электропередачи.

Раздел 13. Методы контроля состояния кабельных линий.

В Сборнике представлено большинство известных методов контроля оборудования, рекомендуемых к использованию на энергопредприятиях, за исключением методов контроля с помощью инфракрасной техники и хроматографического анализа газов, растворенных в масле маслонаполненных аппаратов.

Газохроматографический анализ трансформаторного масла в настоящее время проводится на энергопредприятиях в соответствии с действующими "Методическими указаниями по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов: РД.34.46.302-89". Научно-исследовательские работы по дальнейшему развитию и расширению области применения газовой хроматографии продолжаются и с учетом их результатов намечается выпуск методических указаний по газо-хроматографическому анализу других видов маслонаполненного оборудования высокого напряжения.

Что касается тепловизионного контроля различных видов оборудования и их составных частей, то в настоящее время ведутся работы по анализу и обобщению методов контроля с помощью различных приборов инфракрасной техники, применяемых в энергообъединениях. По завершении этой работы ОРГРЭС сможет выпустить пособие по применению этих методов.

В некоторых разделах Сборника наряду с прогрессивными и эффективными Методами контроля приведены давно известные, в определенней степени устаревшие методы по сравнению с теми, которые, например, применяются за рубежом, поскольку Сборник базируется на имеющихся в энергообъединениях аппаратуре и приспособлениях. Вместе с тем в Сборник впервые включены методы контроля состояния маслонаполненного оборудования под рабочим напряжением. Эти методы достаточно проверены на многих энергопредприятиях.

С выпуском данного Сборника появится возможность осуществлять контроль состояния электрооборудования по единым методикам. Это повысит степень достоверности результатов контроля, позволит производить их анализ, давать объективную оценку контролируемому оборудованию. Накопление результатов измерений дает возможность разработать в будущем более обоснованные браковочные нормы. Сборник может служить для обучения постоянно обновляемого персонала энергопредприятий.

Каждый раздел Сборника выпускается отдельно. По заказу энергообъединения (энергопредприятия) разделы могут быть скомплектованы в единый сборник в необходимом наборе.

Фирма ОРГРЭС просит энергообъединения и энергопредприятия присылать отзывы и предложения для корректировки Сборника при его последующих изданиях по адресу: 105023, Москва, Семеновский пер, д. 15.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

1. Измерение сопротивления изоляции

2. Испытание изоляции и пластмассовой оболочки (шланга) кабелей повышенным напряжением

3. Измерение активного сопротивления жил

4. Измерение емкости фаз

5. Определение целости жил кабелей и фазировка КЛ

6. Измерение сопротивления заземления концевых муфт и металлоконструкций колодцев для соединительных и стопорных муфт

7. Измерение токораспределения по кабельным линиям при параллельном включении КЛ из одножильных кабелей

8. Коррозионные обследования КЛ

9. Особенности испытания маслонаполненных КЛ110-500 кВ

10. Измерение удельного термического сопротивления грунта, окружающего кабель

11. Измерение температуры жил КЛ

12. Испытания и измерения для установления опасной степени осушения изоляции на вертикальных участках кабелей

13. Определение местных повреждений защитных покрытий трубопроводов КЛ высокого давления

14. Определение дефектных мест оболочек КЛ 110-220 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена

15. Меры безопасности при испытаниях и измерениях на КЛ

Список использованной литературы

 

Введение

В настоящем разделе Сборника излагаются рекомендуемые методы выполнения проверок и испытаний кабельных линий (КЛ) напряжением до 500 кВ.

Рассмотрены методы испытаний КЛ с бумажной пропитанной и пластмассовой изоляцией, с маслонаполненной изоляцией и КЛ с изоляцией из сшитого полиэтилена. Последние два типа изоляции преимущественно применяются на КЛ при напряжении 110-500 кВ.

Маслонаполненные КЛ подразделяются на два класса: КЛ низкого и высокого давлений (в стальных трубопроводах).

При описании отдельных методов испытания (измерения) приводятся лишь особенности их, касающиеся КЛ, и делается ссылка на соответствующий раздел Сборника, где эти методы изложены подробно.

1. ИЗМЕРЕНИЕ СОПРОТИВЛЕНИЯ ИЗОЛЯЦИИ

Измерение сопротивления изоляции КЛ производится мегаомметром на напряжение 2500 В. Измерения производятся на отключенных и разряженных КЛ.

Измерения одножильных кабелей без металлического экрана (брони, оболочки), проложенных в земле, производятся между жилой и землей; для одножильных кабелей, проложенных на воздухе, сопротивление изоляции не измеряется. Измерение изоляции одножильных кабелей с металлическим экраном (оболочкой, броней) производится между жилой и экраном.

Измерение изоляции многожильных кабелей без металлического экрана (брони, оболочки) производится между каждой жилой и остальными жилами, соединенными между собой. Измерение изоляции многожильных кабелей с металлическим экраном (броней, оболочкой) производится между каждой жилой и остальными жилами, соединенными вместе и с металлическим экраном (броней, оболочкой).

Перед первыми повторными измерениями КЛ должна быть разряжена путем соединения всех металлических элементов между собой и землей не менее чем на 2 мин.

Отсчеты значений сопротивления изоляции производятся по истечении 1 мин с момента приложения напряжения. Кабельная линия напряжением до 1 кВ считается выдержавшей испытания, если сопротивление изоляции составляет не ниже 0,5 МОм.

Причиной асимметрии может явиться увлажнение и загрязнение концевых муфт КЛ, которые устраняются пропиткой. Значение сопротивления изоляции КЛ напряжением выше 1 кВ не нормируются. Методика измерения сопротивления изоляции описывается в разд. 1 (п. 2.3) Сборника.

2. ИСПЫТАНИЕ ИЗОЛЯЦИИ И ПЛАСТМАССОВОЙ. ОБОЛОЧКИ (ШЛАНГА) КАБЕЛЕЙ ПОВЫШЕННЫМ НАПРЯЖЕНИЕМ

2.1. Испытание выпрямленным напряжением

Изоляция одножильных кабелей без металлического экрана (оболочки, брони), проложенных на воздухе, не испытывается. Изоляция одножильных кабелей с металлическим экраном (оболочкой, броней) испытывается между жилой и экраном.

Изоляция многожильных кабелей без металлического экрана (оболочки, брони) испытывается между каждой жилой и остальными жилами, соединенными между собой и с землей. Изоляция многожильных кабелей с общим металлическим экраном (оболочкой, броней) испытывается между каждой жилой и остальными жилами, соединенными между собой и с экраном (оболочкой, броней).

Изоляция многожильных кабелей в отдельных металлических оболочках (экранах) испытывается между каждой жилой и оболочкой (экраном), при этом другие жилы должны быть соединены между собой и с оболочками (экранами). Допускается одновременное испытание всех фаз таких кабелей, но с измерением токов утечки в каждой фазе.

При всех указанных выше видах испытаний металлические экраны (оболочки, броня) должны быть заземлены.

Пластмассовые оболочки (шланги) кабелей, проложенных в земле, испытываются между отсоединенными от земли экранами (оболочками) и землей.

Пластмассовые оболочки (шланги) кабелей, проложенных на воздухе, не испытываются.

Источник выпрямленного напряжения должен обеспечивать на испытуемом кабеле напряжение с пульсацией не более ±5%. Инструментальная погрешность измерения испытательного напряжения не должна быть более 3%.

При испытаниях напряжение должно плавно подниматься до максимального значения и поддерживаться неизменным в течение всего периода испытания. Отсчет времени приложения испытательного напряжения следует производить с момента установления его максимального значения. Значения испытательных напряжений, длительности испытаний, токов утечки и их асимметрии должны соответствовать действующим Нормам испытания электрооборудования.

В течение всего периода выдержки кабеля под напряжением ведется наблюдение за значением тока утечки и на последней минуте испытания должен быть произведен отсчет показаний микроамперметра.

Кабельная линия считается выдержавшей испытание, если во время испытаний не произошло пробоя или перекрытия по поверхности концевых муфт и значения токов утечки и их асимметрии не превысили нормированных значений, а также не наблюдалось резких толчков тока.

Если значения токов утечки стабильны, но превосходят нормированные значения, КЛ может быть введена в эксплуатацию распоряжением руководства энергопредприятия, но с сокращением срока до последующего испытания.

При заметном нарастании тока утечки или появлении толчков тока продолжительность испытания следует увеличить до 10-20 мин и если при этом не происходит пробоя, то КЛ может быть включена в работу с последующим повторным испытанием через 1 мес.

Если значения токов утечки и асимметрия токов утечки превышают нормированные значения, необходимо осмотреть концевые заделки и изоляторы, устранить видимые дефекты (пыль, грязь, влагу и т.п.) и произвести повторные испытания.

2.2. Испытание напряжением переменного тока частоты 50 Гц

Такое испытание допускается для КЛ напряжением 110-500 кВ взамен испытания выпрямленным напряжением.

Испытание производится при напряжении (1-1,73)Uо. Допускается производить испытание путем включения КЛ на номинальное фазное напряжение (Uо). Длительность испытания — по согласованию потребителя с предприятием-изготовителем.

3. ИЗМЕРЕНИЕ АКТИВНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ЖИЛ

Измерение производится для КЛ напряжением 35 кВ и выше. Активное сопротивление жил кабелей постоянному току, приведенное к удельному значению (на 1 мм2 сечения, 1 м длины, при температуре 20°С), согласно ГОСТ 18410-73, должно быть не более 0,0179 Ом для медной и не более 0,0294 Ом для алюминиевой жил.

Измерение сопротивления постоянному току КЛ производится с помощью моста типа Р-333 по четырехзажимной схеме (пределы измерений 5-10-3 - 9,999 Ом), в которой практически исключается влияние сопротивления соединительных проводов, так как два из них входят в цепь гальванометра и источника питания, а два других — в цепь сопротивления плеч моста, имеющих сравнительно большие, сопротивления. В соответствии с ГОСТ 7229-67 суммарное сопротивление соединительных проводов в четырехзажимной схеме моста должно быть не более 0,005 Ом. Измерение сопротивления жилы может производиться также универсальным измерительным прибором Р-4833 (пределы измерения 1*10-4 -105 Ом).

Измеренное значение сопротивления пересчитывается на температуру 20°С по формуле

где R20 — определяемое сопротивление при 20°С, Ом;

Rт — сопротивление, измеряемое при температуре Т, Ом;

a — температурный коэффициент сопротивления, °С-1 (0,00393 — для мягкой отожженной меди; 0,0381 — для твердой меди; 0,00403 — для алюминия);

Т — температура жил кабеля при измерении их сопротивления (принимается равной температуре окружающей среды после выдержки в отключенном состоянии не менее 10 сут) при прокладке в земле и не менее 4 ч при прокладке на воздухе, °С.

4. ИЗМЕРЕНИЕ ЕМКОСТИ ФАЗ

Измерение производится для КЛ напряжением 20 кВ и выше. Измеренное значение емкости, приведенное к удельному значению, должно отличаться от значения при заводских испытаниях не более чем на 5%.

Измерение емкости производится мостом: Р5026 по методике, изложенной в разд. 1 Сборника.

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕЛОСТИ ЖИЛ КАБЕЛЕЙ И ФАЗИРОВКА КЛ

Определение целости жил и фазировка КЛ производится после окончания монтажа, перемонтажа муфт или отсоединения жил кабеля в процессе эксплуатации.

Определение целости жил кабелей напряжением до 20 кВ производится мегаомметром, а кабелей напряжением до 35 кВ и выше — при измерении активного сопротивления жил.

После включения КЛ под напряжение производится проверка приборами правильности ее фазировки. Сущность фазировки под напряжением заключается в определении соответствия фазы кабеля, находящейся под напряжением от распределительного устройства с противоположного конца кабеля, предполагаемой одноименной фазе шин распределительного устройства, где производится фазировка.

Для фазировки КЛ 6 и 10 кВ под напряжением применяются указатели напряжения 10 кВ в комплекте с добавочным сопротивлением (рис. 1). Высоковолыные кабели фазируются с помощью трансформаторов напряжения, установленных на центрах питания (ЦП).

6. ИЗМЕРЕНИЕ СОПРОТИВЛЕНИЯ ЗАЗЕМЛЕНИЯ КОНЦЕВЫХ МУФТ И МЕТАЛЛОКОНСТРУКЦИЙ КОЛОДЦЕВ ДЛЯ СОЕДИНИТЕЛЬНЫХ И СТОПОРНЫХ МУФТ

На КЛ всех напряжений измеряется сопротивление заземления концевых заделок КЛ, а на КЛ 110-500 кВ — также металлических конструкций кабельных колодцев и подпиточных пунктов. На подстанциях напряжением 110 кВ и выше необходимо проверять сопротивление металлической связи между заземлением корпусов концевых муфт и местом заземления нейтрали трансформатора (см. разд. 11 Сборника).

7. ИЗМЕРЕНИЕ ТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПО КАБЕЛЬНЫМ ЛИНИЯМ ПРИ ПАРАЛЛЕЛЬНОМ ВКЛЮЧЕНИИ КЛ ИЗ ОДНОЖИЛЬНЫХ КАБЕЛЕЙ

На таких КЛ должны быть измерены токи, протекающие как в жилах, так и в металлических оболочках и броне. Измерение токов на линиях 110 кВ и выше может производиться только в оболочках и броне, а также общего (результирующего) тока в жиле, оболочке и броне одножильного кабеля при заземлении оболочек и брони, по обоим концам КЛ. Измерения производятся токоизмерительными клещами.

В зависимости от материала оболочки, брони и положения кабеля в пространстве токи в них могут достигать 100% по отношению к току жилы и сильно влиять на нагрев кабелей. Одновременно с измерением токов при нагрузках, близких к номинальной, должны быть проведены измерения температуры наружных покровов кабелей, по которой может быть вычислена температура жилы. Эта температура должна измеряться в самом нагретом месте КЛ и не должна превосходить допустимую для данного места измерения.

При неравномерности распределения токов более 10%, когда отдельные кабели лимитируют пропускную способность всей группы кабелей, должны быть приняты меры по выравниванию токов по фазам.

8. КОРРОЗИОННЫЕ ОБСЛЕДОВАНИЯ КЛ

Обследования КЛ по определению опасности коррозии проводятся с целью выявления участков, находящихся в зоне с повышенной коррозионной активностью грунтов, вод и опасного влияния блуждающих токов, а также влияния электрозащитных установок, действующих в смежных подземных сооружениях. Обследование проводится также и с целью контроля эффективности электрозащитных установок на КЛ.

Общие критерии опасности коррозии и методики коррозионных исследований изложены в ГОСТ 9.602-89, ГОСТ 25812-83 и действующих нормативных документах.

8.1. Критерии опасности коррозии

Критериями опасности коррозии КЛ являются: коррозионная агрессивность среды (грунтов, грунтовых и других вод) по отношению к металлическим оболочкам кабелей; опасное действие постоянного и переменного блуждающих токов; наличие поляризационных потенциалов сверхдопустимых пределов, указанных в табл 1

Таблица 1

Поляризационные защитные потенциалы металла сооружения относительно насыщенного медносульфатного электрода сравнения

Металл оболочки

Защитный потенциал

Мимимальный, В, Еминзащ

Максимальный, В, Емаксзащ

Сталь

-0,85

-1,15

Свинец

-0,70

-1,30

Алюминий

-0,85

-1,40

Здесь и далее под минимальным и максимальным защитными потенциалами подразумеваются их абсолютные значения.

Если измеренные потенциалы находятся в указанных в таблице пределах, то КЛ может считаться защищенной от коррозии. Обычно КЛ без электрической защиты от коррозии не имеют минимального защитного потенциала, и коррозионные процессы могут привести к местным повреждениям брони и оболочек кабелей и стальных трубопроводов линий высокого давления.

8.2. Кабельные линии, подлежащие защите от коррозии

Активной защите от коррозии подлежат КЛ напряжением 6 кВ и выше, проходящие в коррозионно-опасных зонах. Вопрос о необходимости активной защиты КЛ — напряжением ниже 6 кВ решается в каждом случае отдельно. Кабельные линии подлежат защите от коррозии, вызываемой блуждающими токами, в анодных и знакопеременных зонах: при прокладке в грунтах с удельным сопротивлением менее 20 Ом-м независимо от плотности тока, стекающего в землю; при прокладке в грунтах с удельным сопротивлением более 20 Ом-м и значении средней плотности катодного тока свыше 0,20 А/м2; при отсутствии достаточных данных о степени коррозионной активности грунтов, если потенциал в анодной зоне превышает +0,2 В; при обнаружении опасного влияния переменного тока (на участках, где обнаружены напряжения переменного токе между КЛ и землей, превышающие 0,3 В); при обнаружении смещения среднего значения разности потенциалов между КЛ и медносульфатным электродом сравнения в отрицательную сторону не менее 10 мВ по сравнению с разностью потенциалов, измеренных при отсутствии влияния переменного тока.

8.3. Основные электрические способы защиты КЛ от коррозии

Устройства электрической защиты от коррозии должны обеспечивать защитные потенциалы КЛ, указанные в табл. 1, и сохранять работоспособность при протекании по оболочкам кабелей сквозных токов однофазного (двухфазного) КЗ.

Для создания защитного потенциала используются:

8.4. Коррозионные измерения

На КЛ измеряются:

Для измерения поляризационных потенциалов КЛ должен применяться вольтметр с внутренним сопротивлением не менее 20000 Ом на 1 В шкалы с пределами измерений 75-0-75 мВ, 0,5-0-0,5 В, 1,0-0-1,0 В, 5,0-0-5,0 В. Положительный вывод вольтметра присоединяется к оболочке кабеля, а отрицательный — к электроду сравнения.

Если измеряемые разности потенциалов не превышают 1 В, следует применять медносульфатный неполяризующийся электрод сравнения (рис. 2); при больших разностях потенциалов могут быть использованы металлические электроды (Штыри).

Измерения производятся в доступных местах трассы исследуемой КЛ через 100-300 м (в контрольно-измерительных пунктах, во временных шурфах в коррозионно-опасных зонах и т.п.).

При измерениях с использованием стального электрода сравнения значение минимального защитного потенциала должно быть не менее минус 0,3 В.

Измерение значения силы постоянных токов и их направления выполняется в тех же местах и цепях, где производились измерения потенциалов. Сущность метода заключается в измерении падения напряжения между двумя находящимися на некотором расстоянии друг, от друга точками брони (оболочки) кабеля и в определении сопротивления брони (оболочки) между этими точками. Для измерений используется милливольтметр с внутренним сопротивлением 1 МОм на 1 В шкалы и пределами измерений: 0-1 мВ и 10-0-10 мВ.

8.5. Приборы для коррозионных измерений

Для коррозионных измерений на трассе КЛ используются следующие приборы:

9. ОСОБЕННОСТИ ИСПЫТАНИЯ МАСЛОНАПОЛНЕННЫХ КЛ 110-500 кВ

9.1. Определение характеристик масла маслонаполненных кабелей

Состояние масла в маслонаполненных КЛ контролируется регулярным анализом проб масла, отбираемых из различных элементов КЛ. На линиях низкого давления пробы отбираются из концевых муфт, стопорных муфт и подпитывающих баков. На линиях высокого давления пробы отбираются из концевых муфт и автоматических подпитывающих установок. Для проб масла определяются следующие основные характеристики: электрическая пробивная прочность масла по ГОСТ 6581-75 на аппарате АИМ-80 или аналогичном ему, тангенс угла диэлектрических потерь согласно ГОСТ 6581-75 и содержание газа, растворенного в масле. При возникновении каких-либо процессов повреждения КЛ существенную помощь в выявлении ненормальностей может оказать хроматографический анализ, с помощью которого определяются наличие и процентное содержание газов — продуктов разложения масла (водорода, ацетилена, метана, оксида углерода, этана и т.п.). В отдельных случаях своевременный анализ проб позволяет выявить начавшиеся процессы повреждения КЛ и принять соответствующие профилактические меры.

В некоторых случаях требуется дополнительно определись: влагосодержание масла, температуру вспышки, температуру застывания, кинематическую вязкость, диэлектрические потери после старения и др.

Описание методов контроля кабельных масел приведено в разд. 9 Сборника. Некоторые особенности определения характеристик кабельных масел приведены ниже.

Испытание кабельного масла с повышенной вязкостью на пробой отличается от испытания маловязких масел введением операции подсушивания. Связано это с тем обстоятельством, что при отборе пробы масла из аппаратуры, особенно в холодное время года, дегазированное масло жадно впитывает воздух (а с ним и влагу), и это вызывает понижение пробивного напряжения, что может привести к ошибочному заключению о годности масла. Подсушивание выполняется в сушильном шкафу при остаточном давлении 133 Па (1 мм рт.ст.) при температуре 100°С в течение 2 ч. Затем проба масла охлаждается в герметично закрытом сосуде до 60°С, после чего ее заливают в маслопробойник, где выдерживают не менее 30 мин. Пробой производят при плавчом подъеме напряжения.

Определение tgd производят в плоском сосуде (рис. 3), обеспечивающем напряженность электрического поля Е = 1 кВ/мм.

Определение прозрачности производят после подсушивания при остаточном давлении 133 Па (1 мм рт.ст.) и температуре 100°С в течение 2 ч, после чего масло охлаждают до (20±5)°С в герметично закрытом сосуде. Просушенное и охлажденное масло наливают на высоту 50 мм в пробирку диаметром 32-34 мм высотой (135±2) мм со стенками толщиной 1-1,5 мм. К пробирке плотно присоединяют трубку с хлористым кальцием, тщательно закрытую с обоих концов ватой, затем пробирку погружают в сосуд с охлаждающей жидкостью, где выдерживают при (15± 1 )°С в течение 4 ч. Уровень охлаждающей жидкости должен быть на 5 мм выше уровня масла в пробирке. Масло считается выдержавшим испытание, если при рассмотрении его при дневном проходящем свете не наблюдается появления мути.

Определение tgd при частоте 50 Гц и напряженности 1 кВ/мм после старения масла в присутствии меди при 100°С в течение 300 ч с доступом воздуха производится по методике ВНИИКП. Старение производится в цилиндрической химически чистой пробирке диаметром (40 ±3) мм, высотой около 110 мм или диаметром (20 ±3) мм, высотой 200 мм. Испытуемое масло заливают в пробирку в таком количестве, чтобы отношение объема масла к поверхности масла, соприкасающегося с воздухом, было равно шести. Допускается производить старение в конических колбах при том же соотношении объема масла к поверхности, соприкасающейся с воздухом. При старении масла в присутствии меди применяется электролитическая медная проволока (ГОСТ 2112-79). Количество медной проволоки рассчитывается из соотношения 225 см2 площади поверхности меди на 100 см3 масла. К дополнительным испытаниям прибегают лишь в случаях каких-либо отклонений в свойствах, обнаруженных в пробе масла (проба имеет очень темный цвет, необычный запах, содержит взвешенные частицы и т.п.).

Проверка на старение выполняется при возникновении каких-либо сомнений и главным образом на пробах, отобранных из партий свежего масла, полученного с завода.

Проверка содержания растворенного газа в масле выполняется при определении качества работы дегазационных установок и при возникновении каких-либо сомнений в качестве масла в линии. Проверка содержания растворенного газа позволяет обнаружить начавшийся процесс разложения масла в электрическом поле, а своевременное обнаружение газообразования позволит уменьшить объем восстановительных работ на линии. Определение объемного содержания газа в масле производится с помощью абсорбциометра, схема которого приведена на рис. 4.

Абсорбциометр состоит из мерного стакана, сильфонных вентилей, соединительных трубок, вакуумного шланга. В комплект входят вакуумный (типа РВН-20) или аналогичный насос и термопарный вакуумметр типа ВТ-2А (ВТ-3). Вакуумный насос предназначен для вакуумирования мерного стакана. Остаточное давление в нем должно быть не выше 0,65 Па (5*10-3 мм рт.ст.). Объемное содержание газа в масле определяется по давлению газа, выделяющегося из масла, при впуске его в мерный стакан, из которого откачан воздух. При испытании масла на линии (или в дегазационной установке) прибор присоединяется непосредственно к объекту. Если испытание пробы масла выполняется в лаборатории, то проба масла отбирается в специальный сосуд (рис. 5) путем присоединения его к объекту, имеющему избыточное давление масла с проливом масла через сосуд в объеме не менее трехкратного объема сосуда. Для исключения попадания воздуха в этот сосуд он должен перевозиться в банке, заполненной теплым маслом.

Порядок выполнения измерений следующий:

где Vп — объем прибора, см3;

Vм — объем масла, введенного в стакан, см3;

Р2 — давление в приборе после впуска масла, Па;

Р1 — давление в приборе до впуска масла, Па;

Ра — атмосферное давление, Па.

Обычно за результат испытаний по содержанию газа в масле принимается среднее из двух последовательных измерений, если результаты этих измерений отличаются один от другого не более чем на 30%.

Проверка содержания растворенного газа в масле может быть произведена с помощью хроматографа, который позволяет выявить незначительные объемы газов, содержащихся в масле, и является весьма полезным при восстановлении линии, на которой обнаружен процесс газообразования. При определении ремонтнопригодности участков секции, из которой удален кабель, содержащий газ, положительный результат анализа пробы масла на хроматографе подтверждает допустимость монтажа вставки кабеля. В настоящее время отсутствуют нормы на предельно допустимые концентрации газов и требуется проведение научно-исследовательских работ для определения допустимых пределов как отдельных газов, так и компонентов смеси.

Согласно [9], предельные концентрации газов, растворенных в кабельном масле, составят не более:

Н2 — 0,05%;

СН4 — 0,01%;

С2Н2 — 0,03%;

С2Н4 — 0,03%;

С2Н6 — 0,02%;

СО — 0,05%;

СО2 — 0,1%.

При превышении указанных значений рекомендуется после вакуумировки заменить масло в исследуемой арматуре и произвести повторный анализ (после включения КЛ под напряжение). При повторном обнаружении роста концентрации газов выше предельных значений принять меры к уточнению места газообразования.

Предельные значения показателей качества масла для маслонаполненных кабелей приведены в табл. 2 и 3.

Таблица 2

Показатели качества изоляционных масел

Показатели масла

Для вновь вводимой линии с марками масла

Жидкость ПМС

Для линий в эксплуатации

МНК-4В

МН-3,

МН-4

С-220,

5R-А

ДЕ-07

МНК-2

Пробивная прочность, кВ, т менее

45

45

45

45

45

35

42,5

tgd при 100°С, %, не более

0,8

0,8

0,5

0,5

0,5

0,8

См табл 4

Кислотное число, мгКОН, не более

0,02

0,02

0,02

0,02

0,02

—

0,04

Содержание водорастворимых кислот, щелочей, воды и механических примесей

Отсутствуют

Содержание растворенного газа в масле, %, не выше

1

1

0,5

0,5

0,5

-

0,5-1*

Содержание растворенного газа в линии, %, не выше

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

-

0,1

Температура застывания, °С, не выше

-45

-45

-30

-35

-60

Не нормирована

Температура вспышки, °С

135

135

180

145

135

—

 

 

* 1% — значение, допустимое для масел МН-3, МН-4, МНК-4В.

Таблица 3

Допустимые значения tgd масла при 100°С в зависимости от срока службы кабельных линий 110-220 кВ

Срок службы кабельных линий

tgd , % при номинальном напряжении линии, кВ*

110

220

330-500

При вводе в работу

0,5/0,8

0,5/0,8

0,5

В эксплуатации:

в течение первых 10 лет

3

2

2

от 10 до 20 лет

5

3

—

св. 20 лет

10

5

—

* В числителе указано значение для марок масел С-220, 5R-А, ДЕ-07.

9.2. Испытание КЛ на герметичность

Это испытание проводится созданием под оболочкой кабеля низкого давления избыточного давления не более 0,294 МПа (3 кгс/см2). После отсоединения источника давления избыточное давление под оболочкой не должно уменьшаться в течение 1 ч при неизменной температуре окружающей среды. На линиях высокого давления это испытание производится при давлении 1,67-2,45 МПа (17-25 кгс/см2) в течение 48 ч.

9.3. Испытание КЛ на наличие нерастворенных газовых включений (пропиточное испытание)

Качество изготовления кабеля и монтажа муфт на линии характеризуется измерением коэффициента пропитки К. Измерение производится на каждой фазе каждой секции КЛ или на строительной длине кабеля низкого давления. Для этого к испытуемой секции в точке, имеющей высшую геодезическую отметку, посредством трубопровода подключаются вспомогательный бак давления 1А, сливная трубка и манометр с классом точности 1,0 и шкалой до 6 кгс/см2 (рис 6). Вентили стационарных баков давления закрываются. Фаза секции, подвергающаяся испытанию, выдерживается при давлении испытания.в течение 1 ч, после чего вентиль вспомогательного бака закрывается, вентиль сливной трубки открывается и масло вытекает в мерный цилиндр.

После окончания вытеканий масла (появление редких капель — одна капля в 5 с) вентиль сливной трубки закрывается и восстанавливается рабочая схема подпитки секции. Коэффициент пропитки К вычисляется по формуле

где D V — количество масла, вытекшего из фазы секции, м3;

D Р — разность давления в фазе перед началом и после окончания вытекания масла, МПа (кгс/см2);

V — количество масла, содержащегося в фазе, м3.

Значение К должно быть не более 6*10-4 при измерении давления в кгс/см2 и не более 60*10-4 при измерении давления в МПа. Если высшая точка секции находится в трассе, то давление не должно быть ниже 0,0098 МПа (0,1 кгс/см2) в этой точке.

Измерение коэффициента пропитки КЛ высокого давления должно быть выполнено при снижении давления от 1,47 МПа (15 кгс/см2) до 0,098 МПа (1 кгс/см2) в верхней точке линии при отключенном подпитывающем агрегате путем слива масла через коллектор агрегата (или вентиль, установленный в верхней точке линии).

Предельному значению коэффициента пропитки (6*10-4) соответствует процентное содержание нерастворенных газовых включений, равное 0,12%, т.е. между численными значениями коэффициента пропитки К и процентным содержанием нерастворенных газовых включений (Vо%) имеет место равенство

Vо % » 200 К.

Нормативными документами утверждено значение Vо = 0,1%.

9.4. Испытание КЛ на свободное протекание масла

Измерение производится на каждой фазе каждой секции КЛ низкого давления по схеме, приведенной на рис. 6. К нижнему концу, имеющему низшую геодезическую отметку, фазы секции, которая подвергается испытанию, должен быть подключен вспомогательный бак давления 1 Б, а к верхнему концу (высшая геодезическая отметка) — сливная трубка с вентилем и манометр. Давление масла во вспомогательном баке должно быть таким, чтобы в любой точке фазы секции, подвергающейся испытанию, избыточное давление не превышало 0,294 МПа (3 кгс/см2), а в самом верхнем участке было бы в пределах 0,049-0,098 МПа (0,5-1 кгс/см2). Вентили на стационарных баках давления фазы секции, подвергающейся испытанию, закрываются, а вентиль вспомогательного бака открывается. Фаза испытуемой секции выдерживается при давлении испытания в течение 1 ч, после чего вентиль на сливной трубке должен быть открыт и после получения установившейся струи в мерный цилиндр сливается 1000 см3 масла, при этом фиксируется время вытекания и давление масла во вспомогательном баке в начале и конце слива масла в мерный цилиндр. Объем вытекшего масла, мз/с, приведенный к единице времени, должен соответствовать вычисленному по теоретической формуле

где Р — среднее избыточное давление во вспомогательном баке за время слива масла в мерный цилиндр, Па;

h — разность уровней между верхним и нижним концами фазы, подвергшейся испытанию секции, м;

g — плотность масла, н/м3;

r — радиус маслопроводящего канала, м;

t — время вытекания 0,001 м3, с;

h — вязкость масла при температуре фазы секции, подвергшейся испытанию, Па-с;

l — длина маслопроводящего канала (длина фазы), м. Объем масла, полученный в результате измерений линии, не должен быть меньше 80% значения, вычисленного по теоретической формуле.

10. ИЗМЕРЕНИЕ УДЕЛЬНОГО ТЕРМИЧЕСКОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ГРУНТА, ОКРУЖАЮЩЕГО КАБЕЛЬ

В процессе эксплуатации КЛ, проложенных в земле, с засыпкой кабелей грунтом, вынутым из траншеи, в отдельных точках трассы могут образовываться места, где грунт имеет повышенное термическое сопротивление. Регулярный отбор проб грунта и их анализ позволяют выявлять эти места и принимать соответствующие профилактические меры. Обычно пробы грунта отбираются с трасс линий, которые загружены на 80-90%. Кроме того, образцы грунта отбираются в местах пересечения КЛ с теплотрассами. Лабораторные исследования удельного термического сопротивления грунтов выполняются на специальном приборе (рис. 7) с использованием нагревателя, создающего тепловой поток через образец с фиксированием перепада температур между двумя изотермическими поверхностями в нем. Прибор состоит из двух концентрических цилиндров, внутреннего латунного диаметром 34 мм и внешнего стального диаметром 142 мм, между которыми располагается образец грунта. В латунном цилиндре помещается нагреватель из нихромовой проволоки, являющейся источником постоянной регулируемой мощности, Вт/см

где / — ток в цепи нагревателя, А;

Rн — электрическое сопротивление нагревателя, Ом;

l — рабочая длина нагревателя, см.

Нагреватель создает в образце грунта температурное поле. Температура фиксируется термопарами на различных радиусах по обе стороны от нагревателя на глубине 5-6 см (середина образца). Измерения ведутся в стационарном режиме, т.е. по достижении во всех точках образца постоянной температуры. С торцов образец грунта ограничен теплоизолирующими дисками толщиной 50 мм; в верхнем диске сделаны отверстия для ввода термопар (эти отверстия являются одновременно направляющими для термопар). Высота образца равна 130 мм. Удельное термическое сопротивление грунта между двумя цилиндрическими изотермическими поверхностями радиусами r1 и r2 рассчитывается по формуле

где Т1 и Т2 — температуры, измеренные термопарами, расположенными на радиусах r1 и r2 соответственно, °С (среднее арифметическое двух измерений, произведенных по обе стороны от нагревателя на одном расстоянии от него),

q — мощность тепловыделения, Вт/см.

Перед определением термического сопротивления определяется естественная влажность образца высушиванием пробы до постоянной массы Пробы грунта высушиваются в сушильном шкафу при 105-110°С до тех пор, пока разница в массе между двумя последующими взвешиваниями будет не более 0,1% Влажность к сухой массе, %:

где Р1 — масса образца до высушивания;

Р2 — масса образца после высушивания.

11. ИЗМЕРЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ЖИЛ КЛ

Температура нагрева жил кабеля 6-35 кВ с бумажной изоляцией определяется по результатам измерений по формуле

где J бр — температура на бронеленте (оболочке или шланге) кабеля, измеренная при опыте, °С,

D J — разность температуры между бронелентой (оболочкой или шлангом) кабеля и жилами кабеля.

Разность температуры может быть определена по формуле

где n — число жил кабеля,

/оп — длительная максимальная нагрузка кабеля, измеренная при опыте, А;

Р20 — удельное электрическое сопротивление жилы кабеля при температуре +20°С, Ом мм2/см (для меди 17,93 10-5, для алюминия 29,4 • 10-5),

S — сечение жилы кабеля, мм2,

Тк — сумма термических сопротивлений изоляции и защитных покровов кабеля, °С см/Вт

Кр — поправочный коэффициент для приведения электрического сопротивления к расчетной температуре (при прокладке в воздухе 1,02, в земле 0,98)

a — температурный коэффициент сопротивления теплопроводящей жилы, °С-1 (для меди 0,0039, для алюминия 0,0040),

J доп — длительно допустимая температура нагрева жил, °С

J окр — температура окружающей среды, измеренная при опыте, °С

Разность температуры ДЭ для кабелей с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами с различной степенью старения может быть определена также по номограммам:

Для кабелей с бумажной изоляцией и медными жилами разности температуры должны быть соответственно уменьшены в 1,7 раза.

Для кабелей с бумажной изоляцией на напряжение 3-10 кВ, находящихся в эксплуатации более 25 лет, а также для кабелей, длительное время (более 5 лет) работавших в тяжелых условиях, явившихся причиной заметного осушения изоляции, значения термических сопротивлений приведены в табл. 4.

Температура жилы маслонаполненного кабеля на напряжение 110 кВ низкого давления и кабелей 110 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена находится ориентировочно путем прибавления к измеренной температуре теплоперепада от защитных покровов до токоведущей жилы кабеля. С достаточной точностью температуры жилы кабелей 110 кВ при нагрузках, близких к номинальной, могут определяться по эмпирическим формулам:

tж= tм.л + 15 или tж = tз.п+20, tж = tоб+15,

где tж — температура жилы, °С;

tм.л — температура медных усиливающих лент, °С;

tз.п — температура защитных покровов, °С;

tоб — температура оболочки кабеля с изоляцией из сшитого полиэтилена.

Таблица 4

Тепловые сопротивления изоляции и слоя наружных покровов Тн.п для трехжильных кабелей 3, 61 10 кВ с заметно осушенной изоляцией

Напряжение кабеля, кВ

Слой

Тепловые сопротивления изоляции (°С • см/Вт) кабелей с сечением жилы, мм2

16

25

35

50

70

95

120

150

185

240

3

Изоляция

68

51

45

38

34

29

26

24

21

19

Наружные покровы

35

33

31

28

25

22

21

20

19

18

6

Изоляция

83

73

64

58

50

42

37

32

30

30

Наружные покровы

31

30

25

24

22

20

18

18

18

17

10

Изоляция

101

89

82

72

66

57

51

47

43

37

Наружные покроры

25

24

20

19

18

18

17

17

15

15

Примечание. Удельные тепловые сопротивления приняты для изоляции 1000 °С-см Вт, для наружных покровов — 550 0С-см/Вт.

Если нагрузка значительно отличается от номинальной, то определение температуры жилы J ж по измеренной температуре оболочек J об кабелей низкого давления производится по выражению

где Iоп — длительная максимальная нагрузка кабеля, измеренная при опыте, А;

Rж - активное сопротивление жилы переменному току при рабочей температуре, Ом/см;

Тиз —термическое сопротивление изоляции, 0С см/Вт;

Wд.п - диэлектрические потери, Вт/см.

Диэктрические потери в изоляции кабеля Wд.п находятся из выражения '

где Uo —фазное рабочее напряжение, В,

w — 2p ¦ = 314;

С — емкость кабеля, Ф/см;

tgd — тангенс угла диэлектрических потерь при рабочей температуре (обычно находится в пределах 0,0025-0,004).

Термическое сопротивление изоляции находится из выражения

где Pт.из — удельное термическое сопротивление изоляции, °С • см/Вт (450-550);

Д1 и Д2 — наружный и внутренний диаметры кольцевого слоя изоляции, см.

Определение температуры жилы J ж по найденной температуре стальной трубы J тр на линиях высокого давления производится по выражению

где J тр — температура на стальном трубопроводе, °С;

D J из+м — перепад температуры в изоляции и масле между кабелем и трубопроводом, °С;

Тм — термическое сопротивление масла, °С • см/Вт;

Тиз, Wд.п — определяются из выражений, приведенных выше.

Термическое сопротивление от поверхности (экрана) кабеля до стальной трубы Тм1 может быть найдено из выражения

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

К1 — коэффициент, учитывающий часть периметра верхней фазы, участвующей в теплообмене с трубой через масло (принимается равным 0,83 см-1);

К2 — коэффициент, учитывающий часть периметра стальной трубы, участвующей в теплообмене с верхней фазой кабеля (принимается равным 0,42 см-1);

Дэк, Дтр — соответственно диаметры кабеля по экрану и внутренний диаметр трубы, см.

Сопротивление тепловому потоку по экранам соседних фаз на основании опытных данных принимается равным 232 °С-см/Вт. Это сопротивление включено параллельно термическому сопротивлению зоны масла. Отсюда:

12. ИСПЫТАНИЯ И ИЗМЕРЕНИЯ ДЛЯ УСТАНОВЛЕНИЯ ОПАСНОЙ СТЕПЕНИ ОСУШЕНИЯ ИЗОЛЯЦИИ НА ВЕРТИКАЛЬНЫХ УЧАСТКАХ КАБЕЛЕЙ

Для контроля нагрева вертикальных участков КЛ на них устанавливаются термосопротивления для контроля местного перегрева, способствующего развитию пробоя в изоляции. На каждом из вертикальных участков должно быть установлено по три-четыре термосопротивления; первое у горловины концевой муфты и далее вниз через каждые 250-500 мм одно от другого. Измерения должны производиться систематически (не реже одного раза в 5-7 дн).

Превышение показания одного термосопротивления по отношению к другим на 2-3°С будет свидетельствовать о начавшемся процессе пробоя изоляции. Кабель должен быть при этом немедленно выведен из эксплуатации и должны быть приняты меры ло замене вертикального конца кабеля новым.

При одновременном контроле нагрева многих линий рекомендуется подключать термосопротивления к электронным потенциометрам, автоматически ведущим запись температур (например, КСП-4-12). Последние могут иметь устройство, автоматически подающее на щит управления сигнал о превышении разности температур выше обусловленных пределов.

13. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТНЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ ЗАЩИТНЫХ ПОКРЫТИЙ ТРУБОПРОВОДОВ КЛ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

Схема обнаружения местных повреждений антикоррозионных покрытий на трубопроводах показана на рис. 13. Напряжение 20-100 В постоянного тока периодически прикладывается между стенкой трубопровода (могут использоваться контрольные выводы) и анодным заземлителем. На поверхности земли над трубопроводом измеряется разность потенциалов между двумя электродами, один из которых 6 неподвижен, а другой 8 перемещается вдоль трубопровода. Для измерения потенциалов должен использоваться вольтметр с высоким внутренним сопротивлением 400 кОм/В. Покрытие считается неповрежденным, если включение батареи не вызывает изменений показаний вольтметра. При расположении подвижного электрода над местом повреждения покрытия или над плохо защищенным участком поверхности трубопровода вольтметр даст отклонение при включении батареи.

14. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЕФЕКТНЫХ МЕСТ ОБОЛОЧЕК КЛ 110-220 кВ С ИЗОЛЯЦИЕЙ ИЗ СШИТОГО ПОЛИЭТИЛЕНА

Определение дефектных мест оболочек кабелей производится в основном акустическим методом с использованием минимальной мощности разряда для предотвращения повреждения медного экрана, полупроводящего слоя и основной изоляции. Ориентировочно зона повреждения оболочки определяется методом падения напряжения, а точное место повреждения — импульсно-контактным методом. Для ориентировочного определения зоны повреждения собирается схема, приведенная на рис. 14. Источник постоянного напряжения подключается между металлическим экраном и контуром заземления. Экран перед измерением отсоединяется от контура заземления. При присоединении вывода источника к экрану кабеля с поврежденной оболочкой (точка 1) измеряется напряжение от начала кабеля до места повреждения (U1), а при присоединении вывода источника к жиле второго кабеля К2 (точка 2) — напряжение от конца кабеля до места повреждения (U2). При обоих измерениях устанавливается одно и то же значение тока, которое не должно превышать 0,4 А. Время каждого измерения должно быть не более 1 мин.

Место повреждения оболочки определяется по формуле

где Lx — расстояние от начала кабеля до места повреждения оболочки, м;

Lк — общая длина кабеля, м;

U1 — напряжение на участке от начала кабеля до места повреждения, мВ;

U2 — напряжение на участке от конца кабеля до места повреждения, мВ.

Уточнение места повреждения оболочки на трассе линии производится импульсно-контактным методом по схеме, приведенной на рис. 15. Металлический экран кабеля с поврежденной оболочкой отсоединяется от контура заземления. В качестве источника напряжения используется импульсный генератор, состоящий из выпрямительной установки с максимальным выпрямленным напряжением 10 кВ, батареи конденсаторов и разрядника с регулируемым воздушным промежутком. Для определения места повреждения конденсатор заряжается до определенного (по возможности минимального) напряжения и разряжается на искровой промежуток, включенный между металлическим экраном и конденсатором. В месте повреждения пластмассовой оболочки возникает пробой от экрана на землю и образуется поле растекания тока вокруг места повреждения. Энергия разряда конденсатора W = 1/(2СU2), достаточная для обнаружения места повреждения оболочки и не вызывающая повреждения изоляции жилы кабеля, находится в пределах от 54 до 450 Дж. В качестве индикатора обычно применяется вольтметр со средней нулевой точкой и большим входным сопротивлением (20 кОм/В). В Мосэнерго наиболее часто используется ампервольтметр М-231. Вольтметр присоединяется к металлическим зондам, которые при измерении втыкаются в грунт вдоль оси трассы КЛ на глубину 5-8 см на расстоянии 2-3 м один от другого. Расстояние между зондами по время измерения поддерживается постоянным. Измерения обычно начинаются с точки трассы, заведомо находящейся до места повреждения. При этом стрелка прибора будет отклоняться в одну сторону, при приближении к месту повреждения показания прибора возрастут, непосредственно в месте повреждения показания будут равны нулю, а за местом повреждения стрелка прибора будет отклоняться в другую сторону. Бригада для определения места повреждения оболочек обычно состоит из трех человек.

 

15. МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ИСПЫТАНИЯХ И ИЗМЕРЕНИЯХ НА КЛ

В соответствии с ПТБ [8] работы на КЛ выше 1000 В по испытаниям с подачей повышенного напряжения от постороннего источника и измерениям оформляется нарядом. Испытания и измерения на КЛ до 1000 В проводятся по распоряжению.

Бригада, выполняющая испытания КЛ, должна состоять не менее чем из двух человек с IV и III группой квалификации по технике безопасности. Измерение сопротивления изоляции КЛ мегаомметром может выполнять один человек, имеющий III группу квалификации. При испытании КЛ, если противоположный конец ее расположен в незапертом помещении (либо с разделанными жилами в котловане), помимо вывешивания плакатов у дверей, ограждений и разделанных жил кабеля должна быть выставлена охрана из включенных в состав бригады работников с группой II.

Измерения в подземных сооружениях, где возможно появление вредных газов, должны производиться по наряду не менее чем тремя работниками, из которых двое — страхующие. Производитель работ должен иметь группу IV. Перед началом работ в подземных сооружениях с помощью газоанализаторов определяется отсутствие горючих газов и недостаток кислорода. Распространенным ядовитым газом является угарный газ. Наиболее действенным мероприятием, предотвращающим отравление угарным газом, является принудительная вентиляция помещения. Персонал, посещающий колодец, должен пользоваться предохранительным поясом со страховочным канатом.

При работах в котлованах (траншеях) должны быть приняты меры по креплению стен траншеи, отводу поверхностных вод, обозначению зоны работы и ее ограждению. Работы в траншее вдоль транспортных магистралей должны выполняться с повышенной осторожностью, а персонал должен применять дополнительные защитные средства, главными из которых являются защитные каски, оранжевые жилеты.

Работы, выполняемые на высоте более 5 м от поверхности грунта (например, на верхних фланцах концевых муфт высоковольтных КЛ), являются верхолазными и должны выполняться с использованием предохранительного пояса.

Испытания, измерения на отключенных КЛ, выполненных одножильными кабелями, проложенными в одной траншее с КЛ, находящимися под нагрузкой, должны проводиться с повышенной осторожностью, поскольку наведенное напряжение от соседних линий может достигать нескольких десятков вольт. Особо опасными могут оказаться работы на протяженных кабельно-воздушных линиях, где наведенный потенциал может превышать 42 В.

После испытания КЛ (в том числе и мегаомметром) с нее должен быть снят остаточный заряд.

Список использованной литературы

1. Инструкция по эксплуатации силовых кабельных линий. Ч. 1. Кабельные линии напряжением до 35 кВ.— М,: СПО Союзтехэнерго, 1980.

2. Инструкция по эксплуатации силовых кабельных линий. Ч. 2. Кабельные линии напряжением 110-500 кВ — М.: СПО Союзтехэнерго, 1980.

3. Нормы испытания электрооборудования. Изд. пятое.— М.: Атомиздат, 1978.

4. ГОСТ 9.602-89. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии.

5. ГОСТ 25812-83. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

6. Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от электрохимической коррозии.— М.: Стройиздат, 1982.

7. Макиенко Г.П., Попов Л.В. Сооружение и эксплуатация кабельных линий высокого напряжения.— М.: Энергоатомиздат, 1985.

8. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок.— М.: Энергоатомиздат, 1987.

9. Определение состояния маслонаполненных кабелей 110-220 кВ и выше путем анализа масла на хроматографе. Технологическая инструкция 572.00.00.000 ТИ.— М.: СКТБ ВКТ Мосэнерго, 1980.