Реферат: Кабельные линии

1.ИСПЫТАНИЯ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ.

НАЗНАЧЕНИЕ,ОБЪЕМ И ПЕРИОДИЧНОСТЬ ИСПЫТАНИЙ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ

Кабельныелинии непосредственно после их сооружения и в процессе эксплуатацииподвергаются разнообразным испытаниям, с помощью которых выявляются ослабленныеместа или дефекты в изоляции и защитных оболочках кабелей, соединительной иконцевой арматуры и других элементах кабельных линий.

Причинывозникновения таких ослабленных мест весьма различны. Они могут возникать приизготовлении кабеля и арматуры на заводе из-за конструктивных недостатковкабеля и арматуры, при небрежной прокладке кабельных линий, при некачественномвыполнении монтажных работ. Ослабленные места выявляются в процессеэксплуатации КЛ, так как со временем наблюдается старение изоляции кабелей икоррозия их металлических оболочек. Кабельные линии, проложенные в землянойтраншее, невзирая на дополнительную защиту в виде покрытия кирпичом исистематическое наблюдение за состоянием трассы линий, весьма подверженывнешним механическим повреждениям, которые могут возникать при прокладке иремонте других городских подземных сооружений, проходящих по трассе КЛ.

Заисключением прямых механических повреждений, ослабленные места и дефекты КЛимеют скрытый характер. Своевременно не выявленные испытаниями они могут с тойили иной скоростью развиваться под воздействием рабочего напряжения. При этомвозможно полное разрушение элементов КЛ в ослабленном месте с переходом линии врежим короткого замыкания и ее отключение с соответствующим нарушениемэлектроснабжения потребителей.

Полныйперечень испытаний КЛ в зависимости от их напряжения и назначениярегламентируется “Нормами испытания электрооборудования”.

Таблица1. Силовые кабельные линии

К,Т или М — производятся в сроки, устанавливаемые системой ППР, но не реже: К — 1раза в 5 лет, Т или М --1 раза в 3 года (исключения см. в указаниях пп. 1.2-1.3. 1.7 и 1.9).

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания 1,1, Определение целости жил и фазировки К, Т Все жилы должны быть целыми и сфазированными Производится после окончания монтажа, перемонтажа муфт или отсоединения жил кабеля 1.2. Испытание повышенным выпрямленным напряжением: Результаты испытания кабеля считаются удовлетворительными, если не наблюдалось скользящих разрядов, толчков тока утечки или нарастания установившегося значения и если сопротивление изоляции, измеренное мегаомметром, после испытания осталось прежним. Сопротивление изоляции до и после испытания не нормируется До и после испытания кабелей на напряжение выше 1 кВ повышенным выпрямленным напряжением производится измерение сопротивления изоляции мегаомметром на напряжение 2500 В 1) кабелей напряжением выше 1 кВ (кроме резиновых кабелей 3—10 кВ) К, Т

Групповые кабели на подстанциях могут испытываться без отсоединения от шин. Испытание

повышенным напряжением выпрямленного тока кабелей, расположенных в пределах одного распределительного устройства или здания, рекомендуется производить не более 1 раза в год

2) кабелей 3—10 кВ с резиновой изоляцией (например, марок КИЭВГ, ЭВТ) К

Испытываются напряжением 2Uном в течение 5 мин

__ 1.3. Измерение сопротивления изоляции Проверяется мегаомметром на напряжение 2500 В в течение 1 мин. Сопротивление изоляции должно быть не ниже 0,5 МОм __ 1) кабелей 3—10кВ с резиновой изоляцией Т, М Производится после мелких ремонтов, не связанных с перемонтажем кабеля, перед наступлением сезона (в сезонных установках) и не реже 1 раза в год в стационарных установках 2) кабелей напряжением до 1 кВ К __

Продолжение таблицы

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания 1.4. Контроль осушения вертикальных участков М Разность нагрева отдельных точек должна быть в пределах 2—3°С. Контроль осушения можно производить также путем снятия кривых tg =f (U) на вертикальных участках Производится на кабелях 20— 35 кВ путем измерения и сопоставления температур нагрева оболочки в разных точках вертикального участка 1.5. Определение сопротивлений заземлений К Производится у металлических концевых заделок на линиях всех напряжений, кроме линий до 1000 В с заземленной нейтралью, а на линиях напряжением 110—220 кВ также у металлических конструкций кабельных колодцев и подпиточных пунктов 1.6. Измерение токораспределения по одножильным кабелям К Неравномерность распределения токов на кабелях должна быть не более 10% (особенно если это приводит к перегрузке отдельных фаз) 1.7. Измерение блуждающих токов М

Опасными считаются токи на участках линий в анодных и знакопеременных зонах в следующих случаях:

1) бронированные кабели, проложенные в малоагрессивных грунтах (удельное сопротивление почвы р>20 Ом.м), при среднесуточной плотности тока утечки в землю более 15 мА/м2;

2) бронированные кабели, проложенные в агрессивных грунтах (р< <20 Ом-м), при любой плотности тока утечки на землю;

3) кабели с незащищенными металлическими оболочками, с разрушенными броней и защитными покрытиями;

4) стальные трубопроводы линий высокого давления независимо от агрессивности окружающего грунта и видов изоляционных покрытий на них

Производится у кабелей, проложенных в районах нахождения электрифицированного транспорта (метрополитена, трамвая, железной дороги), 2 раза в первый год эксплуатации кабеля или электрифицированного транспорта, далее—согласно местным инструкциям. Измеряются потенциалы и токи на оболочках кабелей в контрольных точках, а также параметры установки электрозащит

Продолжение таблицы

Наименование испытания Вид испытания Нормы испытания Указания 1.8. Определение химической коррозии М Оценку коррозионной активности грунтов и естественных вод рекомендуется производить по данным химического анализа среды или методом потери массы металла Производится, если имеет место повреждение кабелей коррозией и нет сведений о коррозионных условиях трассы 1.9. Измерение нагрузки М Токовые нагрузки должны удовлетворять требованиям ПУЭ Должно производиться ежегодно не менее 2 раз, в том числе 1 раз в период максимальной нагрузки линии 1.10. Измерение температуры М Температура кабелей не должна превышать допустимых значений Производится по местным инструкциям на участках трассы. где имеется опасность перегрева кабелей 1.11. Проверка срабатывания защиты линии до 1000 В с заземленной нейтралью К, М При замыкании на корпус концевой заделки должен возникнуть ток однофазного короткого замыкания, превышающий номинальный ток плавкой вставки ближайшего предохранителя или расцепителя автоматического выключателя. Превышение должно быть не меньше, чем указано в ПУЭ Производится у металлических концевых заделок непосредственным измерением тока однофазного короткого замыкания на корпус с помощью специальных приборов или измерением полного сопротивления петли фаза — нуль с последующим определением тока однофазного короткого замыкания. Полученный ток сравнивается с номинальным током защитного аппарата линии с учетом коэффициентов ПУЭ /> /> /> /> /> /> />

Рассмотримособенности испытания кабельных линий повышенным напряжением.

Применениевыпрямленного напряжения для испытания КЛ весьма эффективно. Для этих целейприменяются транспортабельные испытательные установки ограниченной мощности игабаритов. Последнее определяется тем, что параметры таких установок зависят оттока утечки и изоляции КЛ, в то время как при использовании повышенногопеременного напряжения параметры установок определяются емкостью линий, котораядля КЛ весьма значительна. При этом выпрямленное напряжение, по сравнению стаким же по величине напряжением, оказывает малое воздействие на неповрежденнуюизоляцию кабельных линий.

Испытаниевыпрямленным напряжением, к сожалению, выявляет не все ослабленные местаизоляции КЛ. В частности, не выявляются: электрическое старение изоляции;осушение изоляции из-за перемещения или стекания пропиточного состава; высыханияизоляции из-за тяжелого теплового режима работы кабельных линий.

Испытанияповышенным напряжением являются разрушающими, так как при приложениииспытательного напряжения изоляция КЛ в месте дефекта доводится до полногоразрушения (пробоя). После пробоя необходим ремонт линии в том или ином объеме.Разрабатываемые в последнее время методы специальной дефектоскопииэлектрооборудования, с помощью которых ослабленное место испытуемого объектавыявляется без его разрушения, к сожалению, не затрагивают испытания кабельныхлиний.

Различаютсяприемосдаточные испытания (П), испытания при капитальном (К) и текущем (Т)ремонтах, а также межремонтные испытания (М). Для кабельных линий городскихсетей характерны испытания П, К и М. При этом испытания К и М согласно принятойтерминологии носят названия профилактических испытаний (ПИ).

Таблица2

Испытательноевыпрямленное напряжение для кабельных линий

Напряжение линии, кВ Испытательное напряжение, кВ, для кабелей С бумажной изоляцией С пластмассовой изоляцией

<1

6

10

35

110

220

2.5

36-45

60

175

250

500

2.5

36

60

--

--

--

Значенияиспытательного выпрямленного напряжения для КЛ при профилактических испытанияхприведены в табл. 1-2. Для линий напряжением до 1кВ вместо испытанияповышенным напряжением допускается проверка их мегомметром напряжением 2500 В.Испытательное напряжение при приемосдаточных испытаниях, в отличие от данныхтабл. 1-2, для линий до 1 кВ составляет 6 кВ, для линий 6 кВ ровно 36 кВ. Времяприложения испытательного напряжения для КЛ напряжением до 35 кВ принимаетсяравным 10 мин при приемосдаточных испытаниях и 5 мин для линий, находящихся вэксплуатации. Для линий 110-220 кВ время приложения напряжения составляет 15мин.

Прииспытаниях повышенным напряжением необходимо учитывать характер изменения токовутечки, которые для КЛ с удовлетворительной изоляцией, как правило, весьмастабильны. Для кабелей с бумажной изоляцией напряжением до 10 кВ ток утечкинаходится в пределах 300 мкА, для кабелей 35 кВ около 800 мкА. При этомабсолютное значение тока утечки не является браковочным показателем. Асимметриятоков утечки по фазам КЛ не должна превышать восьми-десяти при условии, чтоабсолютные значения токов утечки не превышают допустимые.

Дои после испытания линий повышенным напряжением производится измерениесопротивления изоляции линии с помощью мегомметра. При этом сопротивлениеизоляции КЛ до 1 кВ должно быть не ниже 0,5 МОм. Для линий других напряженийсопротивление изоляции не нормируется. Проверка мегомметром позволяет такжевыявить серьезные повреждения КЛ, в частности, заземление и обрыва жил,замыкания между жилами и т.п.

Профилактическиеиспытания (ПИ) делятся на плановые и внеплановые. Периодичность плановыхиспытаний устанавливается руководством ПЭС с учетом местных условий. При этомавтоматизированные линии могут испытываться реже, чем неавтоматизированные.Однако ПИ кабельных линий 6-35 кВ должны производиться не реже одного раза втри года. Линии, имеющие по опыту эксплуатации недостаточно удовлетворительноесостояние изоляции или работающие в неблагоприятных условиях (частные земляныераскопки на трассе линий, активная коррозия и т.п.), рекомендуется подвергатьболее частым испытаниям. Внеочередные испытания назначаются после производстваземляных работ на трассе КЛ. ее перекладки или капитального ремонта, приналичии осадки или размыва грунта на трассе и т.п. Рекомендуется также черезмесяц производить повторное испытание таких линий. Периодичность испытаниякабельных линий 110-220 кВ устанавливается по местным условиям.

Профилактическиеиспытания КЛ могут производиться двумя методами: с выводом из работы линий и ихвсесторонним отключением на время проведения испытания; без вывода из работылиний с наложением испытательного напряжения на участок сети, находящейся подрабочим напряжением и под нагрузкой нормального режима (испытания “поднагрузкой”).

Дляиспытаний применяются специальные высоковольтные выпрямительные установки,размещаемые, как правило, в передвижных электролабораториях. При испытанииотрицательный полюс установки присоединяется к жиле кабельной линии, аположительный полюс заземляется. Для трехжильных кабелей с поясной изоляциейиспытательное напряжение прикладывается поочередно к каждой жиле, в то времякак две другие жилы вместе с металлическими оболочками кабеля заземляются. Приэтом испытывается междуфазовая изоляция и изоляция жилы по отношению к земле.Для кабелей с изолированными жилами в отдельной металлической оболочке илиэкране испытательное напряжение прикладывается поочередно к каждой жиле, содновременным заземлением двух других жил и всех металлических оболочек иэкранов.

Наибольшееприменение имеет способ испытания, при котором полностью отключается кабельнаялиния (рис 1-1, а). при высокой эффективности этот способ достаточно трудоемкий,так как процесс испытания требует поочередного вывода линий из работы. При этомнарушается нормальный режим сети, что ведет к увеличению потерь энергии в сетии снижается надежность электроснабжения потребителей. Отключение и обратноевключение линий происходит при высоком напряжении, т.е. необходимо обеспечитьбезопасность персонала, выполняющего эти операции.

/>

Рис.1-1. Схемы испытания кабельных линий:

 а– с отключением линий; б – без отключения линий

Передначалом установка заземляется и производится осмотр всех элементов КЛ. Приналичии видимых дефектов последние устраняются. В зависимости от схемыприсоединения линии вместе с ней может испытываться то или иное концевоеэлектрооборудование (опорные изоляторы линейного разъединителя и т.п.).допускается производить испытание одновременно нескольких участковраспределительной линии при условии, что силовые трансформаторы итрансформаторы напряжения в ТП, находящийся в схеме линии, на это времяотключаются.

Послеприсоединения испытательной установки к линии повышенное напряжение увеличиваютплавно со скоростью не более 1-2 кВ в секунду до необходимого значения(см.табл. 1-2) и затем поддерживают в течение установленного времени. При этомведется наблюдение за током утечки, а на последней минуте испытаниязаписывается показание микроамперметра. Линия является выдержавшей испытание,если не произошло пробоя или перекрытия концевых муфт, не наблюдалось ростатока утечки или его резких скачков в период испытания. Кабельная линия послеиспытания значительное время сохраняет электрический заряд, который впоследующем снимается разрядным устройством.

Какотмечалось, точки утечки и их неравномерность по фазам не рассматриваются вкачестве браковочных показателей. Однако они характеризуют состояние изоляциикабельной линии и, главным образом, изоляции концевых муфт. При заметномнарастании тока утечки или при появлении скачков тока продолжительностьиспытания следует увеличить до 10-20 мин и довести испытание до пробоя линии. Еслилиния не пробивается, она может быть включена в работу с повторным испытаниемчерез месяц. В дальнейшем такие линии рекомендуется испытывать не реже 1 раза вгод. Если значения токов утечки стабильны, но превосходят 300 мкА приотносительной влажности окружающей среды до 80% и 500 мкА при влажности более80% для линий до 10 кВ, а также 800 и 1500 мкА соответственно для линий 35 кВ,кабельная линия после испытания может быть включена в работу, но с сокращениемсрока следующего испытания.

Кабельныелинии с плохим состоянием изоляции рекомендуется испытывать в летний период,линии с подводными переходами – до начала ледостава или ледохода. Результатыиспытания (среди них значения тока утечки) записываются в паспортную карту КЛ исопоставляются с результатами предыдущих испытаний для суждения об изменениисостояния изоляции линии.

Образецкабеля, имеющий дефекты, при пробое рекомендуется вырезать и обследовать встационарных установках. Это необходимо с целью определения причинвозникновения дефекта и разработки соответствующих мероприятий, исключающихтакие дефекты. Результаты обследования оформляются соответствующим протоколом изаписываются в карту КЛ. При наличии заводских дефектов составляетсярекламация, которая предъявляется заводу-изготовителю кабеля и арматуры.

Второйспособ испытания повышенным напряжением в настоящее время разработан только дляКЛ напряжением 6 кВ. Применение способа приводит к удешевлению испытаний засчет значительного сокращения числа переключателей в сети и сокращениятрудозатрат, связанных с производством самих испытаний. В данном случаеиспытанию подвергается участок сети, находящийся в нормальном режиме. Какправило, испытания проводятся в период минимальной нагрузки, с предварительнымуведомлением потребителей испытываемого участка сети.

Посравнению с первым способом метод испытания под нагрузкой имеет меньшуюэффективность. Однако при таком испытании изоляция КЛ поддерживается нанеобходимом уровне, который предохраняет сеть от многочисленных повреждений,возникающих при перенапряжениях в сети по различным причинам.

Прииспытании сети под нагрузкой испытывается изоляция всех кабельных линий,трансформаторов и оборудования путем подачи в нулевую точку работающей сети 6кВ выпрямленного напряжения 20-24 кВ. в результате изоляция сети по отношению кземле во время испытания находится под пульсирующим напряжением с максимальнымзначением 29 кВ (выпрямленное напряжение плюс рабочее переменное). Схемаиспытания “под нагрузкой” указана на рис.1-1, б. Испытательная установкаприсоединяется, как правило, к нулевому выводу трансформатора собственных нуждпонижающей подстанции. На время испытания дугогасящая катушка (если она есть наподстанции) отключается.

Применениеметода ограничивается, как отмечено, сетями напряжения 6 кВ, емкостный токиспытываемого участка сети должен быть не более 20 А, на участке не должно бытьэлектродвигателей 6 кВ или они должны отключаться во время испытания,электроприемники I категории участка должны быть оборудованыустройствами АВР.

Всвязи с уменьшением значения испытательного напряжения испытания рекомендуетсяпроводить 2-6 раз в год. Продолжительность испытания составляет 3 мин. Припоявлении скачков тока утечки с целью предотвращения перехода замыкания наземлю в двухфазное (трехфазное) короткое замыкание число подъемовиспытательного напряжения должно быть не более двух, с общей выдержкой сети подповышенным напряжением не более 5 мин. во время испытаний необходимоприсутствие специальной бригады для быстрого обнаружения и локализациивозникающих дефектов в КЛ и в оборудовании сети. При этом может использоватьсяспециальный прибор типа ВС направленного действия. Поскольку по данному методуне испытывается междуфазовая изоляция, рекомендуется один раз в два-три годапроизводить дополнительные испытания по двухполярной схеме с отключением линий.Величина испытательного напряжения устанавливается в зависимости от местныхусловий.

1-2.ВИДЫ ПОВРЕЖДЕНИЙ И ПРОЖИГАНИЕ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ

Послепробоя КЛ по причине отказа или в результате испытания, за исключением прямыхмеханических повреждений, возникает необходимость в определении местаповреждения линии. В настоящее время имеются совершенные методы, с помощьюкоторых место повреждения, как правило, устанавливается с достаточной точностьюи в ограниченное время.

Каждыйметод имеет свою область использования, которая определяется характеромповреждения КЛ и, в том числе, переходным сопротивлением, возникающем в местеповреждения. В связи с этим перед определением места повреждения необходимоопределить характер повреждения, а также произвести при необходимостипрожигание кабеля с целью снижения переходного сопротивления в местеповреждения его изоляции до требуемого уровня.

ПоврежденияКЛ имеют различный характер: повреждение изоляции с замыканием одной жилы наземлю; повреждение изоляции с замыканием двух или трех жил на землю, двух илитрех жил между собой в одном или в разных местах; обрыв одной, двух или трехжил с заземлением и без заземления жил; заплывающий пробой изоляции; сложныеповреждения, содержащие указанные виды повреждений. Наиболее распространенныйслучай – это повреждение между жилой и оболочкой кабеля, т.е. однофазныеповреждения, особенно для кабелей с жилами в самостоятельных оболочках.

Всеизмерения на КЛ производятся с их полным отключением и выполнением необходимыхмер техники безопасности. Как правило, определение характера поврежденияпроизводится с помощью мегомметра на 2500 В, которым измеряется сопротивлениеизоляции каждой жилы по отношению к земле и сопротивление изоляции междужилами. Целостность жил проверяется с обоих концов линии путем поочереднойустановки закоротки на концах линии. Для кабельных линий 0,38 кВ могутиспользоваться приборы типа МС-0,5, МС-0,8, ТТ-1 и т.п. При определениихарактера сложного повреждения используются измерители неоднородностейкабельных линий типов Р5-1А, Р5-5, Р5-9, а при необходимости характеруточняется с помощью поочередного испытания выпрямленным напряжением изоляциикаждой жилы по отношению к оболочке и между жилами.

Впроцессе определения характера повреждения, как отмечалось, устанавливаетсянеобходимость прожигания изоляции КЛ в месте повреждения. Значение переходногосопротивления, до которого необходимо вести процесс прожигания изоляции, указанниже. Процесс прожигания кабеля достаточно трудоемкий и требует специальнойаппаратуры, которая должна иметь достаточную мощность и широкие диапазоны еерегулирования. Процесс характеризуется многократным повторением электрическогопробоя изоляции кабеля в месте его повреждения, что позволяет постепенно снизитьпереходное сопротивление в месте повреждения до требуемого значения. При этомпо мере снижения сопротивления напряжение пробоя уменьшается и одновременновозрастают ток в цепи пробоя и мощность установки для прожигания.

ПрожиганиеКЛ может производиться с использованием переменного или выпрямленногонапряжения. При этом использование резонансных установок не рекомендуется.

Рекомендуетсятак называемый ступенчатый способ ведения прожигания, в процессе которогоменяются источники питания по мере уменьшения напряжения пробоя и переходногосопротивления в месте повреждения. На первой и второй ступенях прожиганияиспользуется выпрямленное напряжение. Напряжение установки на первой ступенипринимается 30-50 кВ при максимальном токе 0,1-0,5 А, (установка для испытанияКЛ). на второй ступени применяется более мощная установка напряжением 5-8 кВ имаксимальным током 5-10 А. на третьей ступени используется генератор высокойчастоты, позволяющий регулировать напряжение на выходе до 0,05-0,5 кВ примаксимальном токе до 10 А.

Ккабелю

/>

Рис.1-2. Принципиальная схема установки прожигания КЛ

1 –трансформатор выпрямителя ВП-60, 0,22/42,5 кВ; 2 — трансформатор выпрямителяВП-5/10, 7 кВ А; 3 – переключатель ВП-10/5; 4 – генератор звуковой частотыАТО-8; 5 – трансформатор согласующий 8 кВ А, 1000/500/380/110 В; 6 –переключатель; 7 – регулировочный трансформатор напряжения 250 В.

 

Указанныйпринцип реализован в установке для прожигания, разработанной Московскойкабельной сетью. Принципиальная схема устройства приведена на рис. 1-2.Используется выпрямитель ВП-60 (1) для испытания и предварительногопрожигания изоляции кабеля, выпрямитель ВП-10/5 (3) для дожиганияизоляции до малых переходных сопротивлений и генератор (4) звуковойчастоты АТО-8 с согласующим трансформатором (1000-500-380-270-110 В) дляокончательного дожигания места повреждения. Генератор применяется также дляиндукционного способа определения места повреждения кабеля. Выпрямитель ВП-60обеспечивает выпрямленное напряжение 60 кВ при среднем значении тока 50-75 мА.Выпрямитель ВП-10/5 имеет напряжение 10 кВ при токе 3 А.

Прожиганиеначинают выпрямителем ВП-60 и ведут в режиме допустимой мощности (75 мА) до техпор, пока напряжение не снизится до 15 кВ, после чего подключают выпрямительВП-10/5 и ведут прожигание с использованием обоих выпрямителей. Когданапряжение пробоя уменьшится до 10 кВ и нагрузка выпрямителя ВП-10/5 достигнет1 А, выпрямитель ВП-60 отключают. При снижении напряжения пробоя до 5 кВобмотки выпрямителя ВП-10/5 переключают с последовательного на параллельноесоединение с помощью высоковольтного переключателя (10) и продолжаютпрожигание при напряжении 5 кВ. Когда напряжение пробоя достигнет нулевогозначения, включают рубильник 2 на землю. Если показание амперметраВП-10/5 не меняется, переходное сопротивление в месте повреждения доведено домалой величины. Прожигание до нулевых значений переходного сопротивления сцелью использования импульсного метода определения места повреждения, которыйтребует металлического соединения жилы с оболочкой кабеля, выполняется сиспользованием генератора звуковой частоты при изменении напряжения в пределах1000-100 В.

Взависимости от характера повреждения и состояния КЛ процесс прожигания изоляциипроисходит по-разному. Обычно после нескольких минут прожигания на первойступени разрядное напряжение снижается до значения, позволяющего перейти навторую ступень. После 10-15 минут работы на второй ступени напряжение снижаетсядо нуля, переходное сопротивление – до 20-30 Ом, после чего включается третьяступень. Если сопротивление возрастает, вновь возвращаются к прожиганию навторой ступени и, по мере снижения сопротивления, на третьей ступени.

Приповреждении подводной КЛ или линии, имеющей увлажненную изоляцию, прожиганиеизоляции требует большего времени. После повторения пробоев на первой ступени втечение нескольких минут и снижения напряжения работа на второй ступенипроисходит более длительно, характеризуется устойчивым током и переходное сопротивлениене снижается менее чем до 2-3 кОм. Несколько часов может протекать прожиганиесоединительной муфты при наличии так называемого заплывающего пробоя, когдапереходное сопротивление может резко изменяться включая восстановление изоляциипосле пробоев на сниженном напряжении.

1-3.МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТ ПОВРЕЖДЕНИЯ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ

Приопределении мест повреждения кабельных линий необходимо соблюдать серьезныетребования: погрешность не должна превышать 3 м (при этом учитываются трудностипроизводства земляных работ на городских проездах с усовершенствованнымпокрытием); выполнение ОМП должно ограничиваться несколькими часами; должнысоблюдаться правила безопасности персонала. Указанные требования усиливаютсянеобходимостью быстрейшего ремонта КЛ при ее повреждении, так как при выводелинии в ремонт нарушается надежность электроснабжения потребителей и возрастаютпотери электроэнергии в сети. Для кабельных линий, проложенных в землянойтраншее, следует учитывать опасность проникновения влаги в изоляцию врезультате нарушений герметичности, возникающих в месте повреждения.Проникновение влаги может быть весьма интенсивным и распространяться назначительную длину вдоль линии.

Прибыстром определении места повреждения ремонт линии ограничивается заменой участкакабеля длиной 3—5 м и монтажом двух соединительных муфт, в благоприятныхслучаях может быть установлена одна муфта. Если работы по определению местаповреждения затягиваются, что ведет к проникновению влаги, то возникаетнеобходимость замены участка кабеля с увлажненной изоляцией длиной уже внесколько десятков метров, Это, в свою очередь, увеличивает объем земляныхработ и ведет к удорожанию ремонта линии.

Всоответствии с установившейся практикой определяют место повреждения в дваприема: сначала определяют зоны повреждения кабельной линии, затем уточняетсяместо повреждения в пределах зоны. На первом этапе определение местаповреждения производится с конца линии, на втором этапе — непосредственно натрассе линии. В связи с этим методы соответственно разделяются на дистанционные(относительные) и топографические (абсолютные). Ориентировочно областьиспользования методов определения места повреждения, приведена в табл. 3. Присложных повреждениях возможно сочетание различных методов определения мест повреждений.

Кдистанционным методам относятся; импульсный, колебательного разряда и мостовой,а к топографическим — индукционный, акустический и метод накладной рамки.

Приимпульсном методе в КЛ посылается так называемый зондирующий электрическийимпульс и измеряется время между моментом посылки зондирующего импульса имоментом прихода импульса, отраженного от места повреждения. При этомучитывается, что скорость распространения электромагнитных колебаний в КЛ сбумажной изоляцией находится в пределах 160 м/мкс. Время сдвига междузондирующим и отраженным импульсами определяется при помощи электронно-лучевойтрубки.

Дляизмерений используются известные приборы ИКЛ-4, ИКЛ-5, Р5-1А, Р5-5, болеесовершенные Р5-9, Р5-10. Прибор присоединяется к одному концу линии (схемаприсоединения выбирается в зависимости от характера повреждения). На экранеэлектронно-лучевой трубки нанесена линия масштаба времени, цена делениякоторого устанавливается в зависимости от диапазона измерения. Для удобстваотсчета на индикаторе экрана имеется сетка. На экране трубки виден отраженныйимпульс, вершина которого при обрыве жил направлена вверх, при замыкании жил —вниз. Кроме того, отражается изменение волнового сопротивления линии за счетсоединительных муфт, изменения сечения линии и т. д.

Импульсныйметод может быть применен в КЛ любых конструкций при однофазных и многофазныхповреждениях устойчивого характера (Rп<50/100 Ом), приобрывах жил (Rц> >106 Ом) и при сложных повреждениях.

Таблица3

Рекомендуемые методыопределения места повреждения кабельных линий

Вид повреж-дения Схема повреждения Переходное сопротивление, Ом Дистанционный метод Топографический метод /> Замыка-ниние на обо-лочку кабеля Rп<50 импульсный акустический /> /> />

100<Rп<104

МОСТОВОЙ акустический, накладная рамка /> Rп<=50 импульсный акустический, индукционный, при Rп= 0— накладная рамка /> /> />

100<Rп<104

МОСТОВОЙ акустический /> Rп<=50 импульсный акустический /> /> />

100<Rп<104

МОСТОВОЙ акустический, индукционный /> Замыка-ние между фазами Rп<=100 импульсный индукционный /> Обрыв жил заземле-нием и без заземле-ния

Rп>106

импульсный, колебательного разряда акустический, индукционный, накладная рамка, при Rп= О—индукционный /> />

Rп > 106

импульсный, колебательного разряда акустический при Rп= 500 — индукционный /> /> />

0<Rп<5*103

импульсный акустический, индукционный /> Заплы-вающий пробой

Rп>106

колебательный разряд акустический />

Методколебательного разряда базируется на измерении периода (полупериода)собственных электрических колебаний, которые возникают в КЛ в момент ее пробоя,т. е. при разряде электрической дуги в месте повреждения. Для определения местаповреждения по данному методу линию необходимо доводить до пробоя в моментизмерений. Последнее предусматривается за счет подачи на линию повышенногонапряжения (ниже испытательного). Метод предназначен для определения местаповреждения кабельных линий при наличии “заплывающего” пробоя или в техслучаях, когда в месте повреждения отмечаются электрические разряды.“Заплывающий” пробой характеризуется следующими друг за другом пробоями сразными промежутками времени под воздействием повышенного напряжения. Приснижении напряжения пробои прекращаются. В некоторых случаях поврежденная линияначинает выдерживать более высокое напряжение, вплоть до испытательного, т. е.изоляция линии временно восстанавливается. Это наблюдается преимущественно вмуфтах.

Дляизмерения расстояния до места повреждения применяются приборы ЭМКС-58М и Ш-4120с емкостным делителем напряжения, присоединяемые к линии с помощьюиспытательной установки (рис. 1-3). В процессе определения места повреждениянапряжение установки поднимается до пробивного, в момент пробоя приборпроизводит измерение и самоблокируется. Шкала прибора проградуирована вотносительных единицах. Отсчет расстояния до места повреждения производится пошкале с учетом причины отклонения стрелки и предела измерений. При определенииместа однофазного повреждения целые жилы КЛ должны быть изолированы. Приповреждении между жилами напряжение испытательной установки подается на однужилу, а две других заземляются через сопротивление более 1000 Ом. Мостовойметод предусматривает использование измерительных мостов постоянного илипеременного тока. Для измерения расстояния до места повреждения собирается мостоваясхема из регулируемых резисторов измерительного моста и поврежденной здоровойжил, соединенных накоротко с противоположного конца линии. При определенииместа повреждения путем измерения R1 и R2 добиваются равновесия моста. В таком случае расстояние до местаповреждения равно

lx = 2LR1/(R1+R2),

гдеL — длина линии; R1 и R2,— сопротивление резистора,присоединенного к поврежденной и неповрежденной жилам соответственно. Измеренияпроизводят с обоих концов кабельной линии. Показателем правильности измеренийслужит соотношение

0.997 < 2 x R’1 + 2 x R”1 < 1.003 R’1 + R’2 R”1 + R”2

гдештрихи соответствуют показаниям на одном и на другом конце линии.

Схемаизмерения выполняется с использованием специальных проводов и зажимов с цельюисключения влияния сопротивления контактов на результаты. Если линия имеетвставки разных сечений, сопротивление линии приводится к одному эквивалентному.При применении мостового метода необходимо иметь одну неповрежденную жилу илижилу с переходным сопротивлением, не менее чем в 100 раз большим переходногосопротивления других жил. Значение переходного сопротивления поврежденной жилыне более 5000 Ом. Методом надежно определяются однофазные и многофазныеповреждения устойчивого характера. При обрывах жил определение местаповреждения производится путем измерения емкости линии при помощи мостапеременного тока. Как правило, применяется универсальный кабельный мост Р-334,который допускает измерение на постоянном и переменном токе.

Индукционныйметод относится к топографическим методам и основан на принципе прослушивания споверхности земли звука, который создается электромагнитными колебаниями припрохождении по жилам КЛ тока звуковой частоты (800— 1200 Гц). С этой цельюгенератор звуковой частоты присоединяется к двум жилам кабельной линии (рис.1-4). Для прослушивания звука используются специальная приемная рамка сусилителем (кабелеискатель) и телефонные наушники. При движении оператора скабелеискателем по трассе звук в наушниках будет периодически изменяться из-за наличияскрутки жил. Кроме того, звук будет усиливаться над соединительной муфтой,изменяться в зависимости от изменения глубины прокладки линии, наличия труб ит. п. Только над местом повреждения будет отмечаться резкое возрастание звука споследующим его затуханием на расстоянии 0,5—1,0 м от повреждения.

Спомощью индукционного метода определяются двух- и трехфазные поврежденияустойчивого характера при значении переходного сопротивления не более 20—25 Ом.Генераторы звуковой частоты и кабелеискатели применяются различного схемного иконструктивного исполнения. С целью увеличения чувствительности метода иисключения индустриальных помех (соседние кабели, электрифицированный транспорти т.п.) при их большой интенсивности увеличивают частоту генератора до 10 кГц,применяют кабелеискатели с высокоизбирательными антеннами и используютнастроенность рамки. В этой связи может быть отмечен комплект аппаратуры ВНИИЭ,включающий генератор ГК-77 на частоту 1 и 10 кГц, кабелеискатель КАИ-77,индукционный и акустический датчик повышенной чувствительности.

Индукционныйметод широко используется для определения трассы кабеля и глубины его залеганияв земляной траншее. С этой целью первый вывод генератора присоединяется к жиле,противоположный ее конец и второй вывод генератора заземляется. Ток генераторав зависимости от величины помех и глубины залегания кабеля устанавливается до15—20 А. При горизонтальном расположении приемной рамки кабелеискателямаксимальный звук в наушниках будет соответствовать положению: и над кабелем.При вертикальном расположении рамки звук кабелем будет исчезать, возрастая изатем медленно убывая, перемещении рамки в одну и другую сторону от кабеля. Врезультате указанного прослушивания звука над трассой устанавливается ее точноеположение. Для определения глубины залегания кабеля в траншее приемную рамкукабелеискателя устанавливают под углом 45° к вертикальной плоскости, проходящейчерез кабель. Рамку отводят от линии расположения кабеля до того момента, когдапропадет звук в наушниках. Расстояние между линией трассы и положением рамкибудет соответствовать, глубине прокладки кабеля. Метод используется также дляопределения положения соединительных муфт на трассе линии. В таком случаегенератор включают по схеме двухпроводного питания, т. е. выводы генератораприсоединяются к двум жилам линии, последние с другого конца соединяютсянакоротко. Над муфтами будет прослушиваться резкое усиление звука. Методнакладной рамки является разновидностью индукционного метода. При этом вместоприемной рамки к кабелеискателю присоединяется так называемая накладная рамка,выполненная в виде металлической обоймы, внутри которой расположенаизмерительная катушка. Накладная рамка вращается оратором вокруг поврежденногокабеля при включенном генераторе звуковой частоты. Звук в наушниках до местаповреждения будет дважды изменяться, достигая максимума и минимума, местомповреждения в наушниках будет прослушиваться монотонное звучание. Методнакладной рамки применяется на открыто сложенных КЛ, при замыкании одной жилы наоболочку (особенно для кабелей с жилами в самостоятельных металлическихоболочках) и при повреждении изоляции двух или трех жил большим переходнымсопротивлением. При применении метода для линий, проложенных в земле,производится вскрытие трассы помощью шурфов.

Акустическийметод основан на прослушивании над местом повреждения звуковых колебаний,возникающих в месте повреждения по причине искрового разряда от электрическихимпульсов, посылаемых в кабельную линию. В качестве источника импульсов служитиспытательная установка. Схема определения места повреждения зависит от видаповреждения КЛ (рис. 1-5). Если произошел “заплывающий” пробой, то источникомимпульсов служит испытательная установка, напряжение которой поднимается допробоя в месте повреждения (рис. 1-5, а). При устойчивых замыканиях вместе повреждения для образования импульса используется испытательнаяустановка, разрядник и накопительная (зарядная) емкость или емкостьнеповрежденных жил (рис. 1-5, б, в). В этом случае одновременно с разрядником происходитразряд в месте повреждения КЛ. В процессе определения места повреждения звукразряда периодически посылаемых импульсов прослушивается в месте поврежденияоператором с помощью деревянного стетоскопа или кабедеискателя с пьезодатчиком,который преобразует механические колебания, возникающие в грунте при разрядеимпульса, в электрические. Максимальный звук соответствует месту повреждения.Метод используется при “заплывающих” пробоях, одно- и многофазных поврежденияхустойчивого характера (но не металлических замыканий), при обрывах жил сзаземлением в месте повреждения. Современные кабелеискатели КАИ-73, КАИ-77являются акустико-индукционными и могут использоваться для акустического ииндукционного методов измерения.

Дополнительноотметим, что определенные трудности, возникающие при дистанционном итопографическом методах определения места повреждения, возникают ввидуоднофазных замыканий на землю. В частности, импульсный метод дает надежныерезультаты только при малом значении переходного сопротивления в местеповреждения. В противном случае метод считается непригодным. По этой причине в1983 г. начинается промышленное изготовление нового прибора типа Р5-12, принципработы которого базируется на импульсной локации во время горения дуги. Врезультате область использования импульсного метода значительно расширяется. Вчастности, с его помощью можно будет определять дефект кабельной линии приувлажненной изоляции и даже “заплывающий” пробой.

Приоднофазных повреждениях КЛ (при металлическом замыкании на землю) акустическийметод непригоден. Индукционный метод в таких случаях также не всегдаэффективен. Только применение накладной рамки с соответствующим шурфованием натрассе кабельной линии обеспечивает определение места повреждения с необходимойточностью.

Применениеиндукционного метода при наличии переходного сопротивления в месте однофазногоповреждения вообще исключено, так как невозможно устранить электромагнитноеполе помех, которое создается током звуковой частоты, стекающим с оболочкикабеля в землю. По указанным причинам средства поиска однофазных поврежденийнеобходимо совершенствовать. Так, можно отметить индукционно-фазовый способ,который базируется на контроле фазового сдвига тока, протекающего поповрежденной жиле кабельной линии. С этой целью в целую и поврежденную жилылинии посылают токи кратной частоты, например 1 и 10 кГц, которые создаютсягенераторным комплексом. Контроль производится индукционным методом с помощьюусовершенствованного приемно-передающего переносного устройства. Место поврежденияопределяется по изменению фазового угла тока на месте дефекта кабельной линии.

Всвязи с внедрением кабелей с пластмассовым покрытием определение месталокального повреждения ведется топографическим методом. Для этого рекомендуетсяприменять потенциальные методы, которые предусматривают измерение разностипотенциалов на поверхности земли, создаваемой током растекания в местеповреждения. В основу одного из таких способов положено сравнение двух сигналовзвуковой частоты, создаваемых током в оболочке кабеля и током растекания вземле. Генератор присоединяется к оболочке кабеля и к земле. Приемнаяаппаратура содержит индукционный.датчик, усилители обоих сигналов,потенциальные зонды и схему сравнения фазы сигналов и стрелочный индикатор.Место повреждения устанавливается на трассе линии по нулевому показаниюиндикатора.

Практикаиспользования методов определения места повреждения в городских сетях взначительной мере определяется местными условиями: наличием необходимыхаппаратов и приборов для измерений, навыками персонала, определяющего местоповреждения. В результате многолетнего опыта ЛКС, располагающей необходимымнабором средств для обнаружения повреждений, выявлено следующее. В течение годана кабельных линиях напряжением 1—35 кВ выполняется около 1100 работ поопределению мест повреждений. Из них уточняется на месте поврежденияакустическим методом 93—94 % повреждений, индукционных 3—5% и только 2 %повреждений не требуют уточнения. Использование дистанционных методовраспределяется следующим образом: 63 % повреждений определяются индукционнымметодом, 1,5 % — мостовым на постоянном токе и 1,5 % — методом колебательногоразряда. Примерно 30—33 % повреждений определяются без применения дистанционныхметодов. Метод накладной рамки с предварительной шурфовкой применяется вединичных случаях.

Всетях ЛКС имеется около 100 кабельных линий напряжением 6—110 кВ с подводнымипереходами, которые имеют протяженность 30—11000 м. Методика определения местповреждений на таких линиях также осуществляется в два этапа. Характернымивидами повреждений КЛ на подводных участках являются обрыв трех жил и пробойизоляции жилы при испытаниях, а также различные повреждения линий в рабочемсостоянии. При обрыве жил прожигание не требуется, а при пробое изоляции во времяиспытаний прожигание не вызывает особых трудностей. При повреждении линии,находящейся под рабочим напряжением, без обрыва жил возникают затруднения припопытке снизить переходное сопротивление в месте повреждения до 50—100 Ом. Втаких случаях применяется для определения места повреждения петлевой метод напостоянном токе. В остальных случаях применяется импульсный метод.

Приопределении места повреждения на подводных участках применяется ремонтноекабельное судно с бригадой водолазов, имеющей герметизированный комплектакустического и индукционного датчиков. По результатам измерений дистанционнымметодом судно с водолазами устанавливается в зоне предполагаемого повреждениякабельной линии. Уточнение места повреждения производится, как правило,акустическим методом, при этом водолаз с датчиком передвигается по дну водоемапо команде оператора, находящегося на судне, в зависимости от сигналов,поступающих с датчика в зоне повреждения линии. Электролаборатория в это времянаходится на подстанции и поддерживает заданный режим подачи электрическихимпульсов в линию.

Выполнениеизмерений на подводных участках связано со следующими трудностями: ремонтноесудно не может быть установлено над подводной трассой КЛ без отклонения,которое на речных протоках доходит до 20 м, в море до 100 м; передвижениеводолаза ограничено воздушным шлангом не более 25 м; в ряде случаев возникаетнеобходимость размыва трассы гидромонитором, так как кабели на подводныхпереходах укладываются в углубленные траншеи: выход судна для измерений ремонтасвязан с погодными условиями. Поэтому определение ест повреждения на подводныхучастках может длиться от двух ней до одного месяца.

1.4.МЕРЫ ПРЕДОСТОРОЖНОСТИ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ

Нарядус общими требованиями техники безопасности, которые выполняются при работах накабельных линиях, существуют дополнительные для допуска к работам надействующих линиях. Такой допуск необходим для проведения следующих основныхопераций: всестороннее отключение линии; заземление линии; определение линии натрассе; прокол кабеля и его заземление на месте производства работ, разрезаниекабеля и при необходимости вскрытие муфты.

Натрассе перед ремонтом должны быть вскрыты все кабели и путем тщательнойпроверки исполнительных чертежей определена линия, подлежащая ремонту.Дополнительно к этому ремонтируемая линия определяется с помощью переносныхприборов индукционного типа.

/>

/>

Послеопределения кабеля производится проверка отсутствия на нем напряжения. СогласноПТБ такая проверка должна производиться специальным приспособлением,обеспечивающим прокол кабеля до жил и их заземление. При этом в колодцах итуннелях приспособление должно иметь дистанционное управление.

Выпускаемоепромышленностью устройство с изолированной штангой и сверлом громоздко и можетприменяться только в траншеях. В ЛКС совместно с трестом № 45 Главзапстрояразработано пиротехническое устройство, которое обеспечивает прокол ленточнойброни и оболочки до жил с замыканием их между собой и на землю. Устройствоможет применяться в любых условиях. На плите устройства (рис. 1-7) установленствол, в котором имеется патронник и поршень с пробойником, затвор с кольцомдля завода в боевое положение, фиксация которого производится с помощью чеки.Устройство закрепляется на кабеле с помощью хомутов.

Приработе устройства применяются пиротехнические патроны МПУ-2. Для производствавыстрела чека выдергивается с помощью капронового шнура, длина которогопринимается с учетом обеспечения безопасности оператора. Диаметр прокалываемогокабеля 20—66 мм, масса прибора 4,2 кг. При работе устройство заземляется, атакже выполняются другие меры безопасности при работах с пиротехническиминструментом.

2.МЕРЫ ПРЕДОСТОРОЖНОСТИ ПРИ ВСКРЫТИИ МУФТ, РАЗРЕЗАНИИ КАБЕЛЯ

2.1.Перед вскрытием муфт или разрезанием кабеля необходимо удостовериться в том,что эти операции будут производиться на том кабеле, на каком нужно, что этоткабель отключен и выполнены технические мероприятия, необходимые для допуска кработам на нём.

2.2.На рабочем месте подлежащий ремонту кабель следует определять:

припрокладке кабеля в туннеле, коллекторе, канале, по стенамзданий—прослеживанием, сверкой раскладки с чертежами и схемами, проверкой побиркам;

припрокладке кабелей в земле—сверкой их расположения с чертежами прокладки. Дляэтой цели должна быть предварительно выполнена контрольная траншея (шурф)поперек пучка кабелей, позволяющая видеть все кабели.

2.3.В тех случаях, когда нет уверенности в правильности определения подлежащегоремонту кабеля, применяется кабелеискательный аппарат с накладной рамкой.

2.4.На КЛ перед разрезанием кабеля или вскрытием соединительной муфты необходимопроверить отсутствие напряжения с помощью специального приспособления,состоящего из изолирующей Штанги и стальной иглы или режущего наконечника.Приспособление должно обеспечить прокол или разрезание брони и оболочки до жилс замыканием их между собой и на землю. Кабель у места прокола предварительноприкрывается экраном. В туннелях, коллекторах и колодцах такое приспособлениедопускается применять только при наличии дистанционного управления.

2.5.Если в результате повреждений кабеля открыты все токоведущие жилы, отсутствиенапряжения можно проверить непосредственно указателем напряжения без прокола.

2.6.Прокол кабеля выполняет ответственный руководитель работ или допускающий либопод их наблюдением производитель работ. Прокалывать кабель следует вдиэлектрических перчатках и пользуясь предохранительными очками. Стоять припроколе нужно на изолирующем основании сверху траншеи как можно дальше отпрокалываемого кабеля.

2.7.Для заземления прокалывающего приспособления используются специальныйзаземлитель, погруженный в почву на глубину не менее 0,5 м, или броня кабеля.Заземляющий проводник присоединяется к броне хомутами; бронелента под хомутомдолжна быть очищена.

Втех случаях, когда бронелента подвергалась коррозии, допускается присоединениезаземляющего проводника к металлической оболочке.

Приработах на кабельной четырехжильиой линии напряжением до 1000 В нулевая жилаотсоединяется с обоих концов.

Испытанияи измерения силовых трансформаторов, производятся с определенной периодичностьюв процессе эксплуатации в целях проверки основных технических характеристиктрансформатора и отдельных его узлов.

Приработе трансформатора в энергоблоке эти испытания приурочиваются ко временивывода в ремонт котла, турбины и турбогенератора.

Вобъем испытаний и измерений входят испытания, позволяющие оценить состояниеизоляции, а также:

·    измерение потерь холостого ходапри малом однофазном возбуждении;

·    измерение активного сопротивленияобмоток (R60и R15,т.е. через 60 и 15 с после включениямегаомметра);

·    измерение коэффициента трансформации;

·    проверка группы соединенияобмоток;

·    испытание изоляции приложеннымнапряжением.

Состояниеизоляции оценивается по результатам измерения R60и R15 каждой обмотки по отношению к другим заземленнымобмоткам. Измерения производят при температуре не ниже 10 °С у трансформаторовмощностью до 80 МВ.А и напряжением до 150 кВ и при температуре не менее нижнегозначения температуры, приведенного в паспорте, у трансформаторов 220-1150 кВ иу трансформаторов мощностью свыше 80 МВ.А, напряжением 110 и 150 кВ. Утрансформаторов, не подвергавшихся прогреву, за температуру измеренийпринимается температура верхних слоев масла, а у трансформаторов, подвергавшихся нагреву, -средняятемпература обмотки ВН фазы В, определяемая по сопротивлению постоянномутоку не ранее чем через 1-1,5 ч после отключения нагрева (или отключениятрансформатора из работы) на спаде температуры.

Сопротивлениеизоляции измеряется мегаомметром 2500 В. Тангенс угла диэлектрических потерь (tg) измеряется по перевернутой схеме при напряжении 10 кВ, но не более 60% испытательного напряжения.

Впроцессе ревизии активной части трансформатора (в период монтажа, ремонта,сушки изоляции) состояние увлажненности его обмоток оценивается измерениемотношения С/С с помощью серийного прибора ПЕКИ-1 (в энергосистемахприменяют также старые приборы ПКВ-7). Результат измерения С/С не нормируется,но используется при комплексном рассмотрении характеристик изоляции, полученныхдругими способами измерений. Результаты проведенных измерений сравнивают сзаводскими характеристиками, приведенными в паспорте трансформатора. Принеобходимости результаты измерения R60 и tg  приводят к температуре, указанной в паспорте, путемпересчета в зависимости от разности температур.

Характеристикиизоляции необходимо измерять всегда по одним и тем же схемам и в определеннойпоследовательности.

Прикомплексном рассмотрении результатов измерений (сопротивление изоляции, tg ,емкости обмоток относительно земли и друг друга, относительного приростаемкости при изменении частоты или длительности разряда) дается предварительнаяоценка состояния изоляции и заключение о необходимости сушки изоляции. Привводе в эксплуатацию нового трансформатора необходимо принимать во вниманиеусловия транспортировки, хранения, правильность проведения монтажных работ,характеристики масла в баке трансформатора, а также длительность нахожденияактивной части в разгерметизированном состоянии при ревизии во время монтажа(то же при ремонте).

Измерениепотерь холостого хода для трансформаторов 10000 кВА и более производят припониженном напряжении (возбуждении) перед измерениями сопротивления постоянномутоку, чтобы избежать повышения потерь XX из-за намагничивания сталитрансформатора. Снятие остаточного намагничивания производят однократнымплавным увеличением и последующим плавным снижением возбуждения переменнымнапряжением.

Порезультатам измерения определяют состояния магнитопровода трансформатора(замыкание листов стали магнитопровода, образование по различным причинамкороткозамкнутых контуров в узлах крепления магнитопровода). Значение потерь XXв эксплуатации не нормируется, так как со временем из-за ухудшения свойствстали потери XX имеют тенденцию к повышению. Если магнитопровод не имеетдефектов, то измерения показывают равенство потерь на крайних стержнях (у новыхтрансформаторов различие не более 10 %) и увеличенное примерно на 30 % значениепотерь на среднем стержне магнитопровода.

ПотериXX у трехфазных трансформаторов измеряют при трехфазном или при однофазномвозбуждении. Для измерения потерь при однофазном напряжении проводят три опытас измерением:

а)замыкают накоротко обмотку фазы А при возбуждении фаз В и Странсформатора;

б)замыкают накоротко обмотку фазы В при возбуждении фаз А и С;

в)аналогично для фазы С.

Приизмерении сопротивления обмоток постоянному току выявляют дефекты в местах паек(обрывы) обмотки, а также в различных контактах схемы соединения обмоток.

Сопротивлениеобмоток постоянному току измеряют по схеме «моста» или по методупадения напряжения (с помощью вольтметра и амперметра). Измерять сопротивлениерекомендуется при установившейся температуре обмоток, которая указывается впротоколе испытаний вместе с температурой верхних слоев масла. В качествеисточника используются аккумуляторные батареи необходимой емкости.

Длясравнения измеренных сопротивлений последние приводятся к одной температуре поформуле расчета. Для исключения ошибок, обусловленных индуктивностью обмоток,сопротивление нужно измерять только при полностьюустановившемся токе. Кроме того, для повышения точности измерений применяютсхемы и выдерживают рекомендации, известные в практике измерений (в брошюрене рассматриваются). Оценку результатов производят путем сравнения полученныхзначений с данными измерений, полученными на заводе и приведенными в паспорте.Значения сопротивлений, полученные на соответствующе ответвлениях других фаз,не должны отличаться друг от друга более чем на 2 %, за исключением случаев,когда это оговорено паспортными данными или заводскими протоколами.

Приизмерении коэффициента трансформации выявляют неправильное подсоединениеотводов устройств РП и правильность установки привода устройств ПБВ,повреждения обмоток. Коэффициент трансформации измеряют с помощью специальныхэлектрических схем (мостов) по способу компенсации или методом двухвольтметров, один изкоторых присоединяется к обмотке низшего, а другойк обмотке высшего напряжения. Класс точности измерительных вольтметров долженбыть не ниже 0,2.

Путемпроверки группы соединения обмоток определяю тождественность группы соединенияобмоток трансформаторе предназначенных для параллельной работы. В трехфазныхтрансформаторах, имеющих две и более обмоток разных напряжений, каждая изобмоток может быть соединена по любой схеме. Комбинация схем соединений высшегонапряжения и низшего называется группой соединения, характеризующей угловойсдвиг векторов линейного напряжения обмотки низшего напряжения относительновекторов линейного напряжения обмотки высшего напряжения. Поэтому принесоблюдении тождественности групп соединения между обмотками трансформатороввозникают уравнительные токи, значительно превосходящие номинальные токитрансформаторов. Эти уравнительные токи вызывают чрезмерные перегревы изоляции(интенсивное старение), что приводит к повреждению трансформатора.

Наиболеехарактерными недостатками, выявленными при проверке группы соединения обмоток,являются неправильно выполненная маркировка вводов трансформатора инеправильное подсоединение отводов обмоток к вводам.

Группысоединения обмоток проверяют одним из следующих способов: двумя вольтметрами,постоянным током, фазометром (прямой метод), с помощью специального моста — одновременно с измерением коэффициента трансформации (компенсационный метод).

Методдвух вольтметров основан на совмещении векторных диаграмм первичного и вторичногонапряжений и измерении напряжения между соответствующими выводами с последующимсравнением этих значений с расчетными, приведенными в справочных таблицах.

Совмещениедостигается соединением между собой одноименных выводов А и а обмотки ВНи НН. Для исключения возможных ошибок при испытании трехфазных трансформаторовнеобходимо обращать внимание на симметрию трехфазного напряжения питания.Подачу напряжения допускается производить со стороны любой из обмоток. Методприменим для однофазных и трехфазных трансформаторов. Применяются также методыпостоянного тока и фазометра.

Проверкуэлектрической прочности изоляции производят в период монтажа и в дальнейшем впроцессе эксплуатации.

Вмомент приложения повышенного напряжения в изоляции трансформатора создаетсяувеличенная напряженность поля, что способствует выявлению дефекта.Характерными недостатками, обнаруживаемыми при проверке изоляции, являются:

·    нарушение (сокращение) расстояниямежду гибкими неизолированными отводами обмоток НН в месте их подсоединения кшпильке ввода;

·    местные увлажнения и загрязнения(наличие посторонних предметов) изоляции, особенно на участках отводов НН;

·    наличие в трансформаторе воздушныхпузырей и др.

Изоляциюобмоток вместе с вводами испытывают повышенным напряжением промышленной частотыв течение 1 мин, поочередно приложенным к каждой обмотке при заземленных на баки закороченных остальных обмотках.

Мощностьиспытательного трансформатора зависит от зарядной мощности испытываемой обмоткии определяется ее емкостью и значением испытательного напряжения и выбираетсяиз условия допустимости нагрева измерительного трансформатора емкостным токомиспытуемого объекта.

Взависимости от класса “напряжения трансформаторы до 35 кВ испытываются безпредварительного нагрева, т.е. в холодном состоянии.

Прииспытательных напряжениях, превышающих 100 кВ, или при испытаниитрансформаторов со значительной емкостью, которая может исказить коэффициенттрансформации испытательного трансформатора, измерение испытательногонапряжения производят на стороне ВН с помощью шаровых разрядников илиизмерительных трансформаторов. В процессе испытания дефекты в трансформаторепри пробое изоляции выявляют по характерному звуку, выделению газа и дыма, порезультатам газохроматографического анализа масла, по показаниямприборов измерений частичных разрядов (электрическим или акустическим методом).

Вэксплуатации после ремонта с полной или частичной заменой обмоток при наличиииспытательных средств производят испытание внутренней изоляции обмоток(витковой, межкатущечной) трансформатора индуктированным напряжением повышеннойили промышленной частоты. При испытании напряжение подводят к одной из обмоток,другие остаются разомкнутыми.

Измерениепотерь и напряжения короткого замыкания производится в эксплуатации в целяхопределения и нормирования значений ик и Рктрансформаторов, прошедших ремонт с заменой обмоток. По значению икс последующим расчетом сопротивления КЗ можно выявлять повреждение обмоток (деформацию) инеобходимость вывода трансформатора в ремонт.

ОпытКЗ проводят, как правило, при токе не менее 25 % номинального тока наноминальной ступени напряжения обмоток, а для трансформаторов с регулированиемнапржения под нагрузкой — и на крайних положениях переключателя ответвлений.

Фазировкупроводят перед включением трансформаторов на параллельную работу после монтажаили проведенного ремонта. Проверяют при этом допустимость параллельной работыкак самих трансформаторов, так и трансформаторов с энергосистемой.

Прифазировке поочередно производят измерение напряжений между фазой подключаемоготрансформатора и тремя фазами сети в целях отыскания совпадающих фаз, междукоторыми напряжение должно быть равно нулю. Для снижения опасности измерениеобычно производят на стороне НН.

Дляфазировки при вводе в работу используют два метода — прямой и косвенный:

припрямом методе фазировку производят непосредственно на находящейся под рабочимнапряжением ошиновке трансформатора или на несвязанных с этой ошиновкойаппаратах, оборудовании;

прикосвенном методе при фазировке используют трансформаторы напряжения,присоединенные к фазируемым частям электроустановки, и фазировку производят вовторичных цепях трансформаторов напряжения. Косвенный метод фазировки менееопасен, но более трудоемок.

Фазировкасчитается законченной в случае совпадения всех трех фаз (нулевые показаниявольтметра).

Методыиспытаний трансформаторного масла. Масло в силовых трансформаторах, особенномощных, находится под периодическим контролем. При комплексном обследованиитрансформатора состояние масла определяет его работоспособность.

Свежеетрансформаторное масло имеет светло-желтый или светлый цвет и определенныенормируемые показатели, определяющие физико-химические и диэлектрическиесвойства.

Стабильностьмасла (сохранение начальных свойств) в действующих трансформаторах с течениемвремени постепенно снижается. Если в начале эксплуатации изменение свойствмасла почти не обнаруживается (при отсутствии дефекта в трансформаторе), то вдальнейшем значительное снижение стабильности приводит к изменениям, видимымпри простом осмотре, — масло заметно мутнеет. Масло с ухудшенными показателямиимеет увеличенное кислотное число и зольность, в нем появляются нежелательныекомпоненты (низкомолекулярные кислоты), которые в свою очередь ухудшаютсвойства бумажной изоляции и взаимодействуют с металлами. В таком маслепоявляются осадки, которые еще интенсивнее ухудшают изоляционные характеристикитрансформатора. Поэтому важно своевременное определение восприимчивости масла кстарению.

Электрическаяпрочность является одной из основных характеристик масла, которая определяетсяпо пробивному напряжению. Испытания проводятся в стандартном разряднике,представляющем собой два плоских или сферических электрода диаметром 25 мм,расположенных взаимно параллельно в фарфоровой ванночке на расстоянии 2,5 ммдруг от друга. Для испытаний можно использовать аппараты АИИ-70, АИМ-80 либодругого типа.

Длясвежего масла пробивное напряжение должно быть не менее 30 кВ. Масло с такимпробивным напряжением может быть залито в ряд трансформаторов без специальнойподготовки. Для трансформаторов 35 кВ и выше требования более жесткие.

Снижениепробивного напряжения свидетельствует, как правило, о загрязнении масла водой,воздухом, волокнами и другими примесями. Практически любое повреждение втрансформаторе со временем приводит к снижению пробивного напряжения масла.

Тангенсугла диэлектрических потерь масла (tg масла) характеризует свойства трансформаторного масла как диэлектрика.Диэлектрические потери для свежего масла характеризуют его качество и степеньочистки, а в эксплуатации — степень загрязнения и старения масла. Ухудшениедиэлектрических свойств (увеличение tg )приводит к снижению изоляционных характеристик трансформатора в целом.

Дляопределения tg  масло заливают в специальный сосуд с цилиндрическимиили плоскими электродами. Измерение производят с применением моста переменноготока Р525 или Р5026, а также другого типа.

Изготовительтрансформаторного масла нормирует tg  при температуре 90 °С. Для комплексной оценки состояниятрансформатора и его узлов в эксплуатации tg целесообразно измерять при всех трех температурах, т.е. при 20, 70 и 90 °С.

Пробивноенапряжение и тангенс угла диэлектрических потерь определяют вэлектротехнической лаборатории. Они не всесторонне характеризуют степеньгодности и степень старения масла. Поэтому в химической лаборатории проверяютдополнительно ряд физико-химических показателей трансформаторного масла. В ихчисле следующие.

Цветмасла у большинства масел светло-желтый. У высококачественных масел,изготовляемых в настоящее время (марки ГК или Т-1500), цвет светлый.

Вэксплуатации под влиянием ряда факторов (в частности, нагрева, загрязнений,электрического поля) из-за образующихся смол и осадков масло темнеет. Темныйцвет свежего масла характеризует отклонения в технологии изготовления масла назаводе-изготовителе. Показатель цвета масла служит для ориентировочной оценкиего качества как в отечественной, так и в зарубежной практике.

Механическиепримеси — нерастворенные вещества, содержащиеся в масле в виде осадка или вовзвешенном состоянии. Волокна, пыль, продукты растворения в масле компонентов,применяемых в конструкции трансформатора (краски, лаки и т.п.), просматриваютсяна просвет в стеклянном сосуде после предварительного встряхивания. Другиепримеси появляются в масле после внутренних повреждений (электрической дуги,мест перегревов) в виде обуглившихся частиц. При очень сильном загрязнениимасло подлежит восстановлению или замене.

Помере старения в масле появляются осадки (шлам), которые, осаждаясь на изоляции,ухудшают ее изоляционные свойства.

Примесиу большинства трансформаторов проверяют на просвет визуально. Если они необнаруживаются, то считается, что их количество не превышает 50 г на 1 т масла.У особо ответственных трансформаторов (более 750 кВ) предельно нормируемоеколичество примесей составляет 5-15 г/т. Такое количество примесей можнофиксировать только с применением более точных методов контроля, напримернекоторое количество масла пропускается через фильтр, который взвешивается до ипосле прокачки масла; разность массы показывает количество осадка.

Влагосодержаниекак показатель состояния масла тщательно контролируется в эксплуатации.Ухудшение этого показателя свидетельствует о потере герметичноститрансформатора или о работе в недопустимом нагрузочном режиме (интенсивноестарение изоляции под воздействием значительных температур).

Влагосодержаниеопределяется по количеству водорода, выделяющегося при взаимодействии масла сгидридом кальция за определенное время.

Температуравспышки масла характеризует степень испаряемости масла. В эксплуатации онапостепенно увеличивается за счет улетучивания легких фракций (низкокипящих).Температура вспышки для обычных товарных масел колеблется в пределах 130-150°С, а для арктического масла — от 90 до 115 «С и зависит от упругости ихнасыщенных паров. Чем ниже упругость паров, чем выше температура вспышки, темлучше можно дегазировать и осушать масло перед заливкой в трансформаторы.Минимальная температура вспышки масла установлена не столько по противопожарнымсоображениям (хотя это также является важным фактором), сколько с точки зрениявозможности глубокой их дегазации. В отношении пожарной безопасности большуюроль играет температура самовоспламенения — это температура, при которой маслопри наличии воздуха над поверхностью загорается самопроизвольно без поднесенияпламени, у трансформаторных масел эта температура равна примерно 350-400 °С.

Из-заиспарения легких фракций ухудшается состав масла, растет вязкость, образуютсявзрывоопасные и другие газы. При разложении масла под воздействием высокихтемператур (электрической дуги) его температура вспышки резко снижается.

Дляопределения температуры вспышки масло заливается в закрытый сосуд (тигль) инагревается. Выделяемые пары масла, смешиваясь с воздухом, образуют смесь,которая вспыхивает при поднесении к ней пламени или под воздействиемэлектрической дуги.

Кислотноечисло масла — это количество едкого кали (КОН), выраженного в миллиграммах,которое необходимо для нейтрализации свободных кислот в 1 г масла. Этотпоказатель характеризует степень старения масла, вызванного содержанием в немкислых соединений. Он служит для предупреждения появления в масле продуктовглубокого окисления в действующем оборудовании (осадки, нерастворимые в масле).Кислотное число не должно превышать 0,25 мг КОН на 1 г масла.

Водорастворимыекислоты и щелочи, содержащиеся в масле, свидетельствуют о низком качествемасла. Они могут образовываться в процессе изготовления масла при нарушениитехнологии производства, а также в эксплуатации в результате окисления масел.Эти кислоты вызывают коррозию металла и способствуют старению твердой изоляции.

Дляобнаружения кислот применяется 0,02 %-ный водный раствор метилоранжа, а дляобнаружения щелочи и мыл -1 %-ный спиртовой раствор фенолфталеина, которыеменяют свой цвет в присутствии нежелательных компонентов. При наличииводорастворимых кислот и щелочей производится регенерация масла.

Стабильностьмасла проверяется в эксплуатации при получении партий свежего масла путем проведенияего искусственного старения (окисления) в специальных аппаратах. Не всегдасвежее, вновь прибывшее масло соответствует действующим нормам. Масло снеудовлетворительными характеристиками должно возвращаться заводу-изготовителю.Стабильность масла характеризует долголетие масла, определяет срок его службы ивыражается двумя показателями — процентным содержанием осадка и кислотнымчислом.

Натроваяпроба характеризует степень отмывки масла от посторонних примесей. Этотпоказатель также используется лишь для свежего масла и в эксплуатации непроверяется.

Температуразастывания проверяется для масла трансформаторов, работающих в северныхрайонах. Эта наибольшая температура, при которой масло застывает настолько, чтопри наклоне пробирки под углом 45° его уровень в течение 1 мин остаетсянеизменным. Недопустимое повышение вязкости масла из-за снижения температурыокружающего воздуха может стать причиной повреждения подвижных элементовконструкции трансформатора (маслонасосы, РПН), а также ухудшает теплообмен, чтоприводит к перегреву и старению изоляции (особенно витковой) токоведущих частейтрансформатора.

Газосодержаниемасла в мощных герметичных трансформаторах должно соответствовать нормам.Измерение- этого показателя производится абсорбиометром. Возможно такжеизмерение суммарного газосодержания с помощью хроматографа. Косвенно по этомупоказателю определяется герметичность трансформатора. Повышение содержания газа(в том числе воздуха) в масле приводит к ухудшению его свойств — возрастаетинтенсивность окисления масла кислородом воздуха, и, кроме того, несколькоснижается электрическая прочность изоляции активной части трансформатора.

Длявсестороннего изучения свойств свежего масла используют и другие показатели,которые здесь не рассматриваются.

3.2. ИСПЫТАНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ БЕЗ ВЫВОДА ИЗ РАБОТЫ

Хроматографическийанализ растворенных в масле газов

Около20 лет назад, в дополнение к изложенному выше традиционным методам контроля засостоянием трансформатора, стали применять Хроматографический анализ растворенныхв масле газов (ХАРГ) в качестве эффективного средства ранней диагностикимедленно развивающихся повреждений. В настоящее время ХАРГ широко применяют вовсех развитых странах, существуют международные нормы как по процедуре ХАРГ,так и по трактовке результатов анализа.

ВСССР применяют ХАРГ во всех энергосистемах, причем на Украине благодаряприменению ХАРГ существенно уменьшен объем обслуживания трансформаторов(увеличена периодичность обязательного применения некоторых традиционныхизмерений). Измерения tg из,сопротивления изоляции, сопротивления обмоток постоянному току, потерь XX припониженном напряжении обязательны при вводе в эксплуатацию, капитальномремонте, а также по требованию изготовителя; в остальных случаях допускается непроизводить эти измерения (решение Минэнерго УССР от 1980 г.).

Хроматографическийметод позволяет:

·    следить за развитием процессов втрансформаторе;

·    предвидеть повреждения, необнаруживаемые традиционными способами;

·    характеризовать повреждения иориентироваться при определении места повреждения.

Причувствительности анализа 10-4-10-5 % объема надежнофиксируются такие виды повреждений, как перегревы конструкционных частейтрансформатора или его твердой изоляции.

При существующем рабочемфоне газов в масле действующих трансформаторов своевременное обнаружениедефектов изоляции, поврежденной частичными разрядами, затруднительно.

Из-заскоротечности витковых и межкатушечных замыканий Хроматографический анализнеэффективен и не выявляет такие повреждения.

Припревышении предельных значений характерных газов в целях выявления динамики ихроста в масле трансформатора применяется способ периодической дегазации маслана действующих трансформаторах с последующим хроматографическим анализомгазосодержания масла (спектра, динамики роста). При дегазации трансформатор какбы кратковременно очищается от газов, чтобы затем лучше проявлялась динамикароста газов.

Хроматографическийметод не позволяет учитывать незначительные изменения в состояниитрансформаторов и устанавливать связь между серьезностью повреждения искоростью изменения концентрации газов. Почти невозможно определить зарождениеизменения недостатка конструкции трансформатора при опасном поврежденииизоляции „ползущим“ разрядом (например, при повреждении в первомканале между обмоткой ВН и изоляционным цилиндром). В этот момент поврежденияколичество газа (его спектр) не превышает (или находится на уровне) предельныхзначений составляющих спектра газов рабочего фона. В завершающей же стадии»ползущий" разряд скоротечен, и поэтому хроматографическим анализомего невозможно своевременно выявить.

Дляопределения наличия повреждения в работающем трансформаторе посредством анализарастворенных в масле газов применяют маслоотборное устройство, системувыделения растворенных в масле газов, газоанализатор, нормировочные данные поотбраковке трансформатора.

Хроматографическийанализ масла выполняется в энергосистемах в соответствии с действующимиуказаниями.

ВДонбассэнерго была проведена работа по проверке хранения (сохранности) газов впробе масла в шприце. Установлено, что после двух недель хранения концентрацияуглеводородных газов, оксида и диоксида углерода уменьшается не более чем на 20%, а водород почти полностью исчезает из пробы масла. В зарубежной практикеконструкция шприцов дает возможность хранить образцы масла около 2 мес. Поэтомупри организации работы по хроматографии вопрос возможной длительности храненияпробы масла в шприцах следует учитывать.

Существуетнесколько способов выделения газов из масла, которым соответствуют свои способыотбора пробы масла. Наибольшее распространение как в отечественной, так и взарубежной практике нашел метод отбора пробы масла в стеклянные шприцы объемом5 и 10 мл. Для отбора пробы масла на трансформаторе имеется специальный патрубок.Перед отбором патрубок должен быть очищен от загрязнений, при этом для удалениязастоявшегося в патрубке масла необходимо слить некоторое его количество.

Заполненныймаслом шприц с пробкой помещают в специальную тару с гнездами для шприцов,маркируют пробу и отправляют в лабораторию. При маркировке пробы следуетфиксировать энергообъект (электростанция или подстанция), стационарный номертрансформатора, место отбора пробы (бак, устройство РПН, ввод), дату отбора,кем выполнен отбор. Основное требование при отборе и доставке пробы масла вцентральную лабораторию — обеспечить герметичность и не допустить загрязненияили увлажнения масла.

Экстрагирование(выделение газов в стеклянном сосуде с применением вакуума и барботирования)масла является наиболее распространенным в отечественной и зарубежной практике.Выделенный объем газа разделяется в хроматографе на составляющие.

Вотечественной и мировой практике определяют содержание (концентрацию) следующихгазов: углекислого газа СО2, оксида углерода СО, водорода Н2,кислорода О2, азота N2; углеводородов — метана СН4, ацетилена С2Н2,этилена С2Н4, этана C2H6 и др. Кроме того, определяют соотношение концентрацийнекоторых наиболее показательных (характерных) газов и рост их концентрации посравнению с предшествующим регулярным измерением.

Отечественныенормы, разработанные ВНИИЭ при участии ряда других НИИ, предусматриваютиспользование информации по концентрации газов:

а)для выявления дефектов твердой изоляции — СО2;

б)для выявления повышенного нагрева металла и частичных рязрядов (ЧР) в масле(дефекты токоведущих частей, в первую очередь контактных соединений, повышенныйнагрев поверхности магнитопровода и конструкционных деталей, в том числе собразованием короткозамкнутых контуров), С2Н2, С2Н4;при пленочной защите дополнительно используют концентрации водорода и метана, атакже скорость роста концентрации этих четырех газов и этана. По этим даннымопределяют, где расположен источник ЧР — в масле или в твердой изоляции. Болееподробную информацию о степени опасности дефекта получают по отношениямконцентраций характерных газов.

Анализразличен для старых и новых трансформаторов, например в старых трансформаторахналичие СО и СО2 может характеризовать не наличие дефекта, аестественный повышенный тепловой износ.

Перегревыконструкционных частей и магнитопровода в трансформаторе подразделяются потемпературе на две группы: перегревы с температурой ниже 350 °С, перегревы стемпературой 350-450 °С.

Характернымигазами для перегревов конструкционных частей и магнитопровода в силовыхтрансформаторах являются этилен и ацетилен. Вопрос о выводе трансформатора вкапитальный ремонт решается при появлении в масле трансформаторов одного изэтих газов или обоих вместе в определенных количествах.

Перегревытвердой электрической изоляции силовых трансформаторов можно фиксировать толькопосредством ХАРГ. Газовое реле в этом случае не реагирует и может начатьдействовать лишь в завершающей стадии повреждения изоляции, сопровождающейсязначительным газовыделением (например, при завершении «ползущего»разряда). Характерный газ при перегреве твердой изоляции -диоксид углерода СО2.Вывод трансформатора в ремонт для обнаружения повреждения, вызванногоперегревом (повреждением) твердой изоляции, производится по предельнымзначениям газов спектра, особенно СО2.

ПриХАРГ следует учитывать способ защиты масла от увлажнения. При защитевоздухоосушителем в спектре буде отмечен кислород, при азотной защите — азот.Наличие воздуха (кислорода) в спектре в случае пленочной защиты показывает потерюее герметичности.

Приустановлении характера повреждения и оценке степени его опасности достоверностьанализа зависит от количества проведенных анализов за конкретный промежутоквремени. В отечественной практике принята периодичность отбора проб масла дляХАРГ 1 раз в б мес, для вновь вводимых в работу трансформаторов 220-500 кВ, атакже 110 кВ мощностью 60 МВ.А и более — ежедневно в течение первых трех сутокработы, затем через 1, 3 и 6 мес. Для трансформаторов 750 кВ и вышедополнительно производится ХАРГ через две недели после включения.

еще рефераты
Еще работы по науке и технике