Електробезпека

1. Випробування кабельних линий.

1.1. Призначення, об'єм і періодичність випробувань кабельних ліній 1.

1.2. Види ушкоджень кісткової та пропалювання кабельних ліній 8.

1.3. Методи визначення місць ушкодження кабельних ліній 10.

1.4. Запобіжні заходи з обслуговування кабельних ліній 17.

2. Запобіжні заходи під час розтину муфт, розрізуванні кабелю 18.

3. Випробування трансформатора і профілактичні роботи пов’язані з його отключением.

3.1. Випробування трансформаторів 19.

3.2. Випробування трансформаторів без виведення із роботи 30.

1. ИСПЫТАНИЯ КАБЕЛЬНИХ ЛИНИЙ.

1.1. ПРИЗНАЧЕННЯ, ОБСЯГ І ПЕРІОДИЧНІСТЬ ВИПРОБУВАНЬ КАБЕЛЬНИХ ЛИНИЙ.

Кабельні лінії одразу після спорудження і під час експлуатації піддаються різноманітним випробувань, з допомогою яких виявляються ослаблені місця чи дефекти в ізоляції і захисних оболонках кабелів, сполучної і кінцевий арматури та інших елементах кабельних линий.

Причини появи таких ослаблених місць дуже різні. Вони можуть бути під час виготовлення кабелю і арматури заводі через конструктивних недоліків кабелю і арматури, при недбалої прокладанні кабельних ліній, при некачественном виконанні монтажних робіт. Ослаблені місця виявляються у процесі експлуатації КЛ, бо з часом спостерігається старіння ізоляції кабелів і корозія їх металевих оболонок. Кабельні лінії, прокладені в земляний траншеї, попри додаткову захист у вигляді покриття цеглою і систематичне спостереження станом траси ліній, вельми піддаються зовнішнім механічним ушкодженням, що потенційно можуть виникати під час прокладання і ремонті інших міських підземних споруд, що проходять у трасі КЛ.

За винятком прямих механічних ушкоджень, ослаблені місця та дефекти КЛ мають прихований характер. Своєчасно не виявлені випробуваннями можуть з тим чи іншого швидкістю розвиватися під впливом робочого напруги. У цьому можливо повна руйнація елементів КЛ в ослабленому місці переходити лінії в режим короткого замикання і його відключення з певним порушенням електропостачання потребителей.

Повний перелік випробувань КЛ залежно від своїх напруження і призначення регламентується «Нормами випробування электрооборудования».

Таблиця 1. Силові кабельні линии.

До, Т чи М — виробляються у найкоротші терміни, встановлювані системою ППР, але з рідше: До — 1 десь у 5 років, Т чи М —1 десь у 3 року (винятку див. в вказівки пп. 1.2- 1.3. 1.7 і 1.9).

Найменування испытания.

Вигляд испытания.

Норми испытания.

Указания.

1,1, Визначення цілості жив і фазировки.

До, Т.

Усі жили би мало бути цілими і сфазированными.

Виробляється по закінченні монтажу, перемонтажу муфт чи від'єднання жив кабеля.

1.2. Випробування підвищеним выпрямленным напряжением:

Результати випробування кабелю вважаються задовільними, а то й спостерігалося що ковзають розрядів, поштовхів струму витоку чи наростання встановленого значення й якщо опір ізоляції, обмірюване мегаомметром, після випробування не змінився. Опір ізоляції доі після випробування не нормируется.

До після випробування кабелів на напруга вище 1 кВ підвищеним выпрямленным напругою виробляється вимір опору ізоляції мегаомметром на напруга 2500 В.

1) кабелів напругою вище 1 кВ (крім гумових кабелів 3—10 кВ).

До, Т.

Групові кабелі на підстанціях можуть випробуватися без від'єднання від шин. Испытание.

підвищеним напругою выпрямленного струму кабелів, розміщених у межах розподільного устрою чи будинку, рекомендується виробляти трохи більше 1 десь у год.

2) кабелів 3—10 кВ з гумової ізоляцією (наприклад, марок КИЭВГ, ЭВТ).

К.

Випробовуються напругою 2Uном протягом п’яти мин.

__.

1.3. Вимірювання опору изоляции.

Перевіряється мегаомметром на напруга 2500 У протягом 1 хв. Опір ізоляції має не нижче 0,5 МОм.

__.

1) кабелів 3—10кВ з гумової изоляцией.

Т, М.

Виробляється після дрібних ремонтів, які пов’язані з перемонтажем кабелю, перед настанням сезону (в сезонних установках) і рідше 1 разу ніяк в стаціонарних установках.

2) кабелів напругою до 1 кВ.

К.

__.

Продовження таблицы.

Найменування испытания.

Вигляд испытания.

Норми испытания.

Указания.

1.4. Контроль осушення вертикальних участков.

М.

Різниця нагріву окремих точок маєш бути у межах 2—3°С. Контроль осушення можна робити також шляхом зняття кривих tg ??=f (U) на вертикальних участках.

Виробляється на кабелях 20— 35 кВ шляхом вимірювання, і зіставлення температур нагріву оболонки у різних точках вертикального участка.

1.5. Визначення опорів заземлений.

К.

Виробляється у металевих кінцевих заделок на лініях всіх напруг, крім ліній до 1000 У з заземленої нейтралью, але в лініях напругою 110—220 кВ також в металевих конструкцій кабельних криниць і подпиточных пунктов.

1.6. Вимірювання токораспределения по одножильным кабелям.

К.

Нерівномірність розподілу струмів на кабелях мусить бути трохи більше 10% (особливо якщо призводить до перевантаження окремих фаз).

1.7. Вимірювання блукаючих токов.

М.

Небезпечними вважаються струми у тих ділянках ліній в анодних і знакопеременных зонах у таких случаях:

1) броньовані кабелі, прокладені в малоагрессивных грунтах (удільне опір грунту р>20 Ом. м), при середньодобовій щільності струму витоку на більш 15 мА/м2;

2) броньовані кабелі, прокладені в агресивних грунтах (р<

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

4) сталеві трубопроводи ліній високого тиску незалежно від агресивності навколишнього грунту та видів ізоляційних покриттів на них.

Виробляється у кабелів, прокладених околицях перебування электрифицированного транспорту (метрополітену, трамвая, залізниці), 2 десь у перший рік тривають експлуатації кабелю чи электрифицированного транспорту, далее—согласно місцевим інструкціям. Вимірюються потенціали і струми на оболонках кабелів в контрольних точках, і навіть параметри установки электрозащит.

Продовження таблицы.

Найменування испытания.

Вигляд испытания.

Норми испытания.

Указания.

1.8. Визначення хімічної коррозии.

М.

Оцінку коррозионной активності грунтів природничих вод рекомендується виробляти за даними хімічного аналізу середовища чи методом втрати маси металла.

Виробляється, коли він має місце ушкодження кабелів корозією немає і даних про коррозионных умовах трассы.

1.9. Вимірювання нагрузки.

М.

Токовые навантаження повинні задовольняти вимогам ПУЭ.

Повинно виконуватися щороку щонайменше 2 разів у тому числі 1 разів у період максимальної навантаження линии.

1.10. Вимірювання температуры.

М.

Температура кабелів має перевищувати допустимих значений.

Виробляється по місцевим інструкціям у тих ділянках траси. де є небезпека перегріву кабелей.

1.11. Перевірка спрацьовування захисту лінії до 1000 У з заземленої нейтралью.

До, М.

При замиканні на корпус кінцевий закладення повинен виникнути струм однофазного короткого замикання, перевищує номінальний струм плавкою вставки найближчого запобіжника чи расцепителя автоматичного вимикача. Перевищення має не менше, ніж зазначено в ПУЭ.

Виробляється у металевих кінцевих заделок безпосереднім виміром струму однофазного короткого замикання на корпус з допомогою спеціальних приладів чи виміром повного опору петлі фаза — нуль з наступним визначенням струму однофазного короткого замикання. Отриманий струм порівнюється зі номінальним струмом захисного апарату лінії з урахуванням коефіцієнтів ПУЭ.

Розглянемо особливості випробування кабельних ліній підвищеним напряжением.

Застосування выпрямленного напруги випробування КЛ дуже ефективно. Для цього застосовуються транспортабельные випробувальні установки обмеженою потужності і габаритів. Останнє залежить від того, що параметри таких установок залежить від струму витоку та ізоляції КЛ, тоді як із використанні підвищеного змінного напруги параметри установок визначаються ємністю ліній, яка для КЛ дуже значна. У цьому выпрямленное напруга, проти настільки ж за величиною напругою, надає мале вплив на неушкоджену ізоляцію кабельних линий.

Випробування выпрямленным напругою, на жаль, виявляє в усіх ослаблені місця ізоляції КЛ. Зокрема, не виявляються: електричне старіння ізоляції; осушення ізоляції через переміщення чи стекания пропиточного складу; засихання ізоляції через важкого теплового режиму роботи кабельних линий.

Випробування підвищеним напругою є які руйнують, бо за додатку випробувального напруги ізоляція КЛ на місці дефекту доводиться до руйнації (пробою). Після пробою необхідний ремонт лінії у цьому чи іншому обсязі. Розроблювані останнім часом методи спеціальної дефектоскопії електроустаткування, з допомогою яких ослаблене місце випробуваного об'єкта виявляється без його руйнації, на жаль, не зачіпають випробування кабельних линий.

Відрізняються проектні випробування (П), випробування при капітальному (До) і поточному (Т) ремонтах, і навіть межремонтные випробування (М). Для кабельних ліній міських мереж характерні випробування П, К і М. У цьому випробування До і М відповідно до прийнятої термінології носять назви профілактичних випробувань (ПИ).

Таблиця 2.

спытательное выпрямленное напруга для кабельних линий.

Напруга лінії, кВ.

Іспитове напруга, кВ, для кабелей.

З паперової изоляцией.

З пластмасової изоляцией.

2.5.

36−45.

2.5.

-;

-;

-;

Значення випробувального выпрямленного напруги для КЛ при профілактичних випробуваннях наведені у табл. 1−2. Для ліній напругою до 1кВ замість випробування підвищеним напругою допускається перевірка їх мегомметром напругою 2500 У. Іспитове напруга при приемосдаточных випробуваннях, на відміну даних табл. 1−2, для ліній до 1 кВ становить 6 кВ, для ліній 6 кВ рівно 36 кВ. Час докладання випробувального напруги для КЛ напругою до 35 кВ приймається рівним 10 хв при приемосдаточных випробуваннях і п’яти хв для ліній, що у експлуатації. Для ліній 110−220 кВ час докладання напруги становить 15 мин.

При випробуваннях підвищеним напругою необхідно враховувати характер зміни струмів витоку, які для КЛ з задовільною ізоляцією, зазвичай, дуже стабільні. Для кабелів з паперової ізоляцією напругою до 10 кВ струм витоку у межах 300 мкА, для кабелів 35 кВ близько 800 мкА. У цьому абсолютне значення струму витоку перестав бути браковочным показником. Асиметрія струмів витоку по фазам КЛ має перевищувати восьми-десяти за умови, що абсолютні значення струмів витоку становить допустимые.

До після випробування ліній підвищеним напругою виробляється вимір опору ізоляції лінії з допомогою мегомметра. У цьому опір ізоляції КЛ до 1 кВ має не нижче 0,5 МОм. Для ліній інших напруг опір ізоляції не нормується. Перевірка мегомметром дозволяє також виявити лінкор серйозно пошкоджено КЛ, зокрема, заземлення і обриву жив, замикання між жилами і т.п.

Профілактичні випробування (ПІ) діляться на планові і позапланові. Періодичність планових випробувань встановлюється керівництвом ПЕМ з урахуванням місцевих умов. У цьому автоматизовані лінії можуть випробуватися рідше, ніж неавтоматизированные. Проте ПІ кабельних ліній 6−35 кВ мають здійснюватися не менше втричі року. Лінії, мають за досвідом експлуатації недостатньо задовільний стан ізоляції або працюючі в несприятливі погодні умови (приватні земляні розкопки на трасі ліній, активна корозія тощо.), рекомендується піддавати частішим випробувань. Позачергові випробування призначаються після виробництва земляних робіт на трасі КЛ. її перекладання чи капітального ремонту, за наявності опади чи розмиву грунту на трасі тощо. Рекомендується також за місяць виробляти повторне випробування таких ліній. Періодичність випробування кабельних ліній 110−220 кВ встановлюється по місцевим условиям.

Профілактичні випробування КЛ не можуть вироблятися двома методами: із конкретним висновком із роботи ліній та його всебічним відключенням тимчасово проведення іспиту; без виведення із роботи ліній з накладенням випробувального напруги на ділянку мережі, що під робочим напругою й під навантаженням нормального режиму (випробування «під нагрузкой»).

Для випробувань застосовуються спеціальні високовольтні выпрямительные установки, що міститимуться, зазвичай, в пересувних электролабораториях. При випробуванні негативний полюс установки приєднується до оселя кабельної лінії, а позитивний полюс заземляется. Для трехжильных кабелів з поясної ізоляцією іспитове напруга прикладається по черзі до кожної оселя, тоді як дві інші жили разом із металевими оболонками кабелю заземляются. У цьому випробовується междуфазовая ізоляція і ізоляція жили стосовно землі. Для кабелів з ізольованими жилами в окремої металевої оболонці чи екрані іспитове напруга прикладається по черзі до кожної оселя, з одночасним заземленням двох інших жив та провідником усіх металевих оболонок і экранов.

Найбільше застосування має спосіб випробування, у якому повністю відключається кабельна лінія (рис 1−1,а). за високої ефективності цей спосіб досить трудомісткий, оскільки процес випробування вимагає почергового виведення ліній із роботи. У цьому порушується нормальний режим мережі, що веде до підвищення втрат енергії у мережі і знижується надійність електропостачання споживачів. Відключення і зворотне включення ліній відбувається за високу напругу, тобто. необхідно дбати про безпеку персоналу, хто ці операции.

Рис. 1−1. Схеми випробування кабельних линий:

а — з відключенням ліній; б — без відключення линий.

Перед початком установка заземляется і виробляється огляд всіх елементів КЛ. За наявності видимих дефектів останні усуваються. Залежно від схеми приєднання лінії із нею може випробуватися ту чи іншу концевое електрообладнання (опорні ізолятори лінійного разъединителя тощо.). допускається виробляти випробування одночасно кількох ділянок розподільній лінії за умови, що силові трансформатори і трансформатори напруги в ТП, що у схемою лінії, цей час отключаются.

Після приєднання випробувальною установки до лінії підвищену напруга збільшують плавно зі швидкістю трохи більше 1−2 кВ в секунду до необхідного значення (див. табл. 1−2) і далі підтримують протягом встановленого часу. У цьому ведеться стеження струмом витоку, але в останній хвилині випробування записується показання микроамперметра. Лінія є витримала випробування, а то й сталося пробою чи перекриття кінцевих муфт, немає зростання струму витоку або його різких стрибків під час випробування. Кабельна лінія після випробування чимало часу зберігає електричний заряд, який потім знімається розрядним устройством.

Як зазначалося, точки витоку та його нерівномірність по фазам не розглядаються як браковочных показників. Але вони характеризують стан ізоляції кабельної лінії, переважно, ізоляції кінцевих муфт. При помітному наростання струму витоку або за появу стрибків струму тривалість випробування слід збільшити до 10−20 мін та довести випробування до пробою лінії. Якщо лінія не пробивається, може бути включено до роботи з повторним випробуванням за місяць. Надалі такі лінії рекомендується відчувати не рідше 1 рази на рік. Якщо значення струмів витоку стабільні, але перевершують 300 мкА за відносної вологості довкілля до 80% і 500 мкА при вологості більш 80% для ліній до 10 кВ, і навіть 800 і 1500 мкА відповідно для ліній 35 кВ, кабельна лінія після випробування то, можливо включено до роботу, але з скороченням терміну наступного испытания.

Кабельні лінії з «поганим станом ізоляції рекомендується відчувати у період, лінії з підводними переходами — на початок льодоставу чи льодоходу. Результати випробування (у тому числі значення струму витоку) записуються в паспортну карту КЛ і сопоставляются з результатами попередніх випробувань для судження про зміну стану ізоляції линии.

Зразок кабелю, має дефекти, при пробое рекомендується вирізати й обстежувати в стаціонарних установках. Це необхідно з метою визначення причин виникнення дефекту і розробки відповідних заходів, що виключатимуть такі дефекти. Результати обстеження оформляються відповідним протоколом і записуються до карти КЛ. За наявності заводських дефектів складається рекламація, яка пред’являється заводу-виготовлювачу кабелю і арматуры.

Другий спосіб випробування підвищеним напругою нині розроблений лише КЛ напругою 6 кВ. Застосування способу призводить до здешевленню випробувань з допомогою значного зменшення числа перемикачів у мережі та скорочення трудовитрат, що з виробництвом самих випробувань. У разі випробуванню піддається ділянку мережі, що у нормальному режимі. Зазвичай, випробування проводять у період мінімального навантаження, з попереднім повідомленням споживачів яке відчуває ділянки сети.

У порівняні з першим способом метод випробування під навантаженням має меншу ефективність. Проте за такому випробуванні ізоляція КЛ підтримується на необхідного рівня, який охороняє мережу від численних ушкоджень, які виникають за перенапряжениях у мережі різноманітні причинам.

При випробуванні мережі під навантаженням випробовується ізоляція всіх кабельних ліній, трансформаторів і устаткування шляхом подачі в нульову точку працюючої мережі 6 кВ выпрямленного напруги 20−24 кВ. внаслідок ізоляція мережі стосовно землі під час випробування перебуває під пульсуючим напругою з максимальним значенням 29 кВ (выпрямленное напруга плюс робоче змінне). Схема випробування «під навантаженням» зазначена на рис.1−1,б. Випробувальна установка приєднується, зазвичай, до нульового висновку трансформатора потреб понижуючої підстанції. Тимчасово випробування дугогасящая котушка (якщо лна є підстанції) отключается.

Застосування методу обмежується, як зазначено, мережами напруги 6 кВ, емкостный струм яке відчуває ділянки мережі може бути трохи більше 20 На ділянці повинно бути електродвигунів 6 кВ або їх повинні відключатися під час випробування, электроприемники I категорії ділянки би мало бути обладнані пристроями АВР.

У зв’язку з зменшенням значення випробувального напруги випробування рекомендується проводити 2−6 на рік. Тривалість випробування становить 3 хв. За появи стрибків струму витоку для запобігання переходу замикання на грішну землю в двухфазное (трехфазное) коротке замикання число підйомів випробувального напруги має не більше двох, із загальною витримкою мережі під підвищеним напругою трохи більше 5 хв. під час випробувань необхідно присутність спеціальної бригади до швидшого виявлення й локалізації виникаючих недоліків у КЛ й у устаткуванні мережі. У цьому можна використовувати спеціальний прилад типу ЗС спрямованого дії. Оскільки у цій методу не випробовується междуфазовая ізоляція, рекомендується раз на дватри роки виробляти додаткові випробування по двухполярной схемою з відключенням ліній. Величина випробувального напруги встановлюється залежно від місцевих условий.

1−2. ПЛАНИ УШКОДЖЕНЬ І ПРОПАЛЮВАННЯ КАБЕЛЬНИХ ЛИНИЙ.

Після пробою КЛ через відмову чи внаслідок випробування, крім прямих механічних ушкоджень, виникає у визначенні місця ушкодження лінії. Нині є скоєні методи, з допомогою яких місце ушкодження, зазвичай, встановлюється з достатньої влучністю і в обмежений время.

Кожен метод має власну область використання, визначене характером ушкодження КЛ у тому числі, перехідним опором, що спливає у місці ушкодження. У зв’язку з цим перед визначенням місця ушкодження необхідно визначити характер ушкодження, і навіть зробити за необхідності пропалювання кабелю із метою зниження перехідного опору на місці ушкодження його ізоляції до необхідного уровня.

Ушкодження КЛ мають різний характер: ушкодження ізоляції з замиканням однієї жили на грішну землю; ушкодження ізоляції з замиканням двох чи трьох жив на грішну землю, двох чи трьох жив між собою у одному чи різних місцях; обрив однієї, двох чи трьох жив з заземленням і заземлення жив; заплывающий пробою ізоляції; складні ушкодження, містять зазначені види ушкоджень. Найпоширеніший випадок — це ушкодження між житловий будинок і оболонкою кабелю, тобто. однофазные ушкодження, особливо кабелів з жилами в самостійних оболочках.

Усі виміру на КЛ виробляються зі своїми повним відключенням і виконанням необхідних заходів техніки безпеки. Зазвичай, визначення характеру ушкодження проводиться за допомогою мегомметра на 2500 У, яким вимірюється опір ізоляції кожної жили стосовно землі та опір ізоляції між жилами. Цілісність жив перевіряється з обох кінців лінії шляхом поочередной установки закоротки на кінцях лінії. Для кабельних ліній 0,38 кВ можна використовувати прилади типу МС-0,5, МС-0,8, ТТ-1 тощо. При визначенні характеру складного ушкодження використовуються вимірювачі неоднородностей кабельних ліній типів Р5−1А, Р5−5, Р5−9, а за необхідності характер уточнюється з допомогою почергового випробування выпрямленным напругою ізоляції кожної жили стосовно оболонці й між жилами.

У процесі визначення характеру ушкодження, як, встановлюється необхідність марнотратства ізоляції КЛ на місці ушкодження. Значення перехідного опору, куди необхідно вести процес марнотратства ізоляції, зазначений нижче. Процес марнотратства кабелю досить трудомісткий і потребує спеціального апаратури, які мають мати достатню міць і широкі діапазони її регулювання. Процес характеризується багаторазовим повторенням електричного пробою ізоляції кабелю на місці його ушкодження, що дозволяє поступово знизити перехідний опір на місці ушкодження до необхідного значення. У цьому в міру зниження опору напруга пробою зменшується і водночас зростають струм у подальшому ланцюгу пробою і потужність установки для прожигания.

Пропалювання КЛ може виконуватися лише з використанням змінного чи выпрямленного напруги. У цьому використання резонансних установок не рекомендуется.

Рекомендується так званий ступінчастий спосіб ведення марнотратства, де змінюються джерела харчування зі зменшенням напруги пробою і перехідного опору на місці ушкодження. У першій і друге щаблях марнотратства використовується выпрямленное напруга. Напруга установки на першому місці приймається 30−50 кВ за максимального струмі 0,1−0,5 А, (установка випробування КЛ). другого щаблі застосовується потужніша установка напругою 5−8 кВ і максимальним струмом 5−10 На третьої щаблі використовується генератор високої частоти, дозволяє регулювати напруга не вдома до 0,05−0,5 кВ за максимального струмі до 10 А.

До кабелю.

Рис. 1−2. Принципова схема установки марнотратства КЛ.

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

Зазначений принцип реалізований у установці для марнотратства, розробленої Московської кабельною мережею. Принципова схема устрою приведено на рис. 1−2. Використовується ректифікатор ВП-60 (1) випробування і попереднього марнотратства ізоляції кабелю, ректифікатор ВП-10/5 (3) для дожигания ізоляції до малих перехідних опорів і генератор (4) звуковий частоти АТО-8 з согласующим трансформатором (1000−500−380−270−110 У) для остаточного дожигания місця ушкодження. Генератор застосовується також і індукційного способу визначення місця ушкодження кабелю. Ректифікатор ВП-60 забезпечує выпрямленное напруга 60 кВ за середнього значенні струму 50−75 мАЛО. Ректифікатор ВП-10/5 має напруга 10 кВ при струмі 3 А.

Пропалювання починають выпрямителем ВП-60 і у режимі припустимою потужності (75 мАЛО) до того часу, поки напруга не знизиться до 15 кВ, після чого підключають ректифікатор ВП-10/5 і паралельно ведуть пропалювання з допомогою обох выпрямителей. Коли напруга пробою зменшиться до 10 кВ і навантаження випрямляча ВП-10/5 досягне 1 А, ректифікатор ВП-60 відключають. При зниженні напруги пробою до 5 кВ обмотки випрямляча ВП-10/5 перемикають з послідовного на паралельне з'єднання з допомогою високовольтного перемикача (10) і продовжує пропалювання при напрузі 5 кВ. Коли напруга пробою досягне нульового значення, включають рубильник 2 на грішну землю. Якщо показання амперметра ВП-10/5 не змінюється, перехідний опір на місці ушкодження доведено до малої величини. Пропалювання до нульових значень перехідного опору з використання імпульсного методу визначення місця ушкодження, який вимагає металевого сполуки жили з оболонкою кабелю, виконується з допомогою генератора звуковий частоти за зміни напруги не більше 1000−100 В.

Залежно від характеру ушкодження і стан КЛ процес марнотратства ізоляції відбувається по-різному. Зазвичай після декількох хвилин марнотратства на першому місці розрядне напруга знижується до значення, що дозволяє перейти другу щабель. Після 10−15 хвилин роботи з другого ступеня напруга знижується нанівець, перехідний опір — до 20−30 Ом, після чого включається третя щабель. Якщо опір зростає, знову повертаються до прожиганию другого сходи й, в міру зниження опору, цього разу третьої ступени.

При ушкодженні підводного КЛ чи лінії, має зволожену ізоляцію, пропалювання ізоляції потребує більшого часу. Після повторення пробоїв на першому місці протягом декількох хвилин і тенденції зниження напруги робота другого щаблі відбувається більш довго, характеризується стійким струмом і перехідний опір не знижується менш як до 2−3 кОм. Кілька годин може протікати пропалювання сполучної муфти за наявності з так званого заплывающего пробою, коли перехідний опір може різко змінюватися включаючи відновлення ізоляції після пробоїв на зниженому напряжении.

1−3. МЕТОДИ ВИЗНАЧЕННЯ МІСЦЬ УШКОДЖЕННЯ КАБЕЛЬНИХ ЛИНИЙ.

При визначенні місць ушкодження кабельних ліній необхідно дотримуватися серйозні вимоги: похибка має перевищувати 3 м (у своїй враховуються труднощі виробництва земляних робіт на міських проїздах з удосконаленим покриттям); виконання ЗМУ обмежується кількома годинами; мають дотримуватися правила безпеки персоналу. Зазначені вимоги посилюються необхідністю якнайшвидшого ремонту КЛ у її ушкодженні, бо за виведення лінії в ремонт порушується надійність електропостачання споживачів і зростають втрати електроенергії у мережі. Для кабельних ліній, прокладених в земляний траншеї, треба враховувати небезпека проникнення вологи в ізоляцію через порушення герметичності, що виникають у місці ушкодження. Проникнення вологи може бути інтенсивним і поширюватися на значну довжину вздовж линии.

При швидкому визначенні місця ушкодження ремонт лінії обмежується заміною ділянки кабелю довжиною 3—5 метрів і монтажем двох з'єднувальних муфт, в сприятливих випадках може бути встановлена одна муфта. Якщо роботи з визначенню місця ушкодження затягуються, що веде до проникненню вологи, виникає необхідність заміни ділянки кабелю з зволоженій ізоляцією довжиною вже у кілька десятків метрів, Це своє чергу, збільшує обсяг земляних робіт і до подорожчання ремонту линии.

Відповідно до усталеним практикою визначають місце ушкодження удвічі прийому: спочатку визначають зони ушкодження кабельної лінії, потім уточнюється місце ушкодження не більше зони. У першому етапі місця ушкодження здійснюється з кінця лінії, другого етапу — безпосередньо на трасі лінії. У зв’язку з цим методи відповідно поділяються на дистанційні (відносні) і топографічні (абсолютні). Орієнтовно область використання методів визначення місця ушкодження, приведено в табл. 3. При складних пошкодженнях можливо поєднання різних методів визначення місць повреждений.

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

При імпульсному методі в КЛ посилається так званий що зондує електричний імпульс і вимірюється час між моментом посилки зондувального імпульсу і моментом приходу імпульсу, відображеного від місця ушкодження. У цьому враховується, що швидкість поширення електромагнітних коливань в КЛ з паперової ізоляцією у межах 160 м/мкс. Час зсуву між зондирующим і відбитим імпульсами визначається з допомогою електронно-променевої трубки.

Для вимірів використовуються відомі прилади ИКЛ-4, ИКЛ-5, Р5−1А, Р5−5, досконаліші Р5−9, Р5−10. Прилад приєднується одного кінцю лінії (схема приєднання вибирається залежно від характеру ушкодження). На екрані електронно-променевої трубки нанесена лінія масштабу часу, ціна розподілу якого встановлюється залежно від діапазону виміру. Для зручності відліку на індикаторі екрана є сітка. На екрані трубки видно відбитий імпульс, вершина якого за обриві жив спрямована вгору, при замиканні жив — вниз. З іншого боку, відбивається зміна хвильового опору лінії з допомогою з'єднувальних муфт, зміни перерізу лінії т. буд.

Імпульсний метод може бути застосований в КЛ будь-яких конструкцій при однофазних і многофазных пошкодженнях стійкого характеру (Rп >106 Ом) і за складних повреждениях.

Таблиця 3.

Рекомендовані методи визначення місця ушкодження кабельних линий.

Вигляд повреж-дения.

Схема повреждения.

Перехідний опір, Ом.

Дистанційний метод.

Топографічний метод.

Замыка-ниние на обо-лочку кабеля.

Rп.

импульсный.

акустический.

R'1.

+ 2 x.

R"1.

< 1.003>

R'1 + R'2.

R"1 + R"2.

де штрихи відповідають показанням однією і краю линии.

Схема виміру виконується з допомогою спеціальних дротів і затискачів із усунення впливу опору контактів на результати. Якщо лінія має вставки різних перетинів, опір лінії наводиться одного еквівалентному. При застосуванні мостового методу необхідно мати одну неушкоджену жилу чи жилу з перехідним опором, щонайменше ніж у 100 раз великим перехідного опору інших жив. Значення перехідного опору пошкодженій жили трохи більше 5000 Ом. Методом надійно визначаються однофазные і многофазные ушкодження стійкого характеру. При обривах жив місця ушкодження виробляється шляхом виміру ємності лінії з допомогою мосту змінного струму. Зазвичай, застосовується універсальний кабельний міст Р-334, який допускає вимір постійному і перемінному токе.

Індукційний метод належить до топографічним методам і грунтується на принципі прослуховування із поверхні землі звуку, що створюється електромагнітними коливаннями під час проходження по жилах КЛ струму звуковий частоти (800— 1200 гц). Для цього він генератор звуковий частоти приєднується до двох жилах кабельної лінії (рис. 1−4). Для прослуховування звуку використовуються спеціальна прийомна рамка з підсилювачем (кабелеискатель) і телефонні навушники. При русі оператора з кабелеискателем трасою звук у навушниках буде періодично змінюватися через наявність скрутки жив. З іншого боку, звук посилюватиметься над сполучної муфтою, змінюватися залежно через зміну глибини прокладки лінії, наявності труб тощо. п. Тільки над місцем ушкодження відзначатиметься різке зростання звуку з наступним його загасанням з відривом 0,5—1,0 м від повреждения.

З допомогою індукційного методу визначаються двохі трифазні ушкодження стійкого характеру за значення перехідного опору трохи більше 20—25 Ом. Генератори звуковий частоти і кабелеискатели застосовуються різного схемного і конструктивного виконання. З метою збільшення чутливості методу і виключення індустріальних перешкод (сусідні кабелі, електрифікований транспорт тощо.) за її великий інтенсивності збільшують частоту генератора до 10 кГц, застосовують кабелеискатели з высокоизбирательными антенами й використовують налаштованість рамки. У цьому то, можливо відзначений комплект апаратури ВНИИЭ, до складу якого генератор ГК-77 на частоту 1 і десяти кГц, кабелеискатель КАИ-77, індукційний і акустичний датчик підвищеної чувствительности.

Рис. 1−4. Визначення місця ушкодження индукционным методом: а — схема включення генератора звуковий частоти при замиканні жив кабелю; б — зміна звучання трасою ушкодженого кабеля.

Індукційний метод широко використовується визначення траси кабелю і глибини його залягання в земляний траншеї. Для цього він перший висновок генератора приєднується до оселя, протилежний її кінець і друге висновок генератора заземляется. Струм генератора залежно від величини перешкод і глибини залягання кабелю встановлюється до 15—20 А. При горизонтальному розташуванні приймальні рамки кабелеискателя максимальний звук у навушниках відповідатиме становищу: та контроль кабелем. При вертикальному розташуванні рамки звук кабелем зникатиме, збільшуючись і далі повільно убуваючи, переміщенні рамки в інший бік від кабелю. У результаті зазначеного прослуховування звуку понад трасою встановлюється її точне становище. Для визначення глибини залягання кабелю в траншеї приймальню рамку кабелеискателя встановлюють з точки 45° до вертикальної площині, що проходить через кабель. Рамку відводять від лінії розташування кабелю доти, коли пропаде звук у навушниках. Відстань між лінією траси і становищем рамки відповідатиме, глибині прокладки кабелю. Метод застосовується також визначення становища з'єднувальних муфт на трасі лінії. У разі генератор включають за схемою двухпроводного харчування, т. е. висновки генератора приєднуються до двох жилах лінії, воно з протилежного кінця з'єднуються накоротко. Над муфтами буде прослухуватися різке посилення звуку. Метод накладної рамки є різновидом індукційного методу. У цьому замість приймальні рамки до кабелеискателю приєднується так звана накладна рамка, виконана як металевої обойми, усередині якої розташована вимірювальна котушка. Накладна рамка обертається оратором навколо ушкодженого кабелю при включеному генераторі звуковий частоти. Звук у навушниках до місця ушкодження буде двічі змінюватися, досягаючи максимуму і мінімуму, місцем ушкодження у навушниках буде прослухуватися монотонне звучання. Метод накладної рамки застосовується на відкрито сложенных КЛ, при замиканні однієї жили на оболонку (особливо кабелів з жилами в самостійних металевих оболонках) і за ушкодженні ізоляції двох чи трьох жив великим перехідним опором. При застосуванні методу для ліній, прокладених у землі, виробляється розтин траси допомогою шурфов.

Рис. 1−5. Схеми визначення місця ушкодження акустичним методом:

а—для ліній до 1000 У; б—то ж, вище 1000 У.

1 — двигун Уорена; 2 — комутатор 60/2 об./хв, 60/10 об./хв; 3 — перемикач; 4 — розрядник; 5 — трансформатор ВП-5; 6 — діод; 7 — конденсатор ИС-5×200; в — розрядник; 9 — конденсатор ИМ-30−30; 10 — крива зміни звуку над місцем повреждения.

Акустичний метод грунтується на прослуховуванні над місцем ушкодження звукових коливань, що виникають у місці ушкодження через іскрового розряду від електричних імпульсів, посылаемых в кабельну лінію. Як джерела імпульсів служить випробувальна установка. Схема визначення місця ушкодження залежить від виду ушкодження КЛ (рис. 1−5). Якщо стався «заплывающий» пробою, то джерелом імпульсів служить випробувальна установка, напруга якої піднімається до пробою на місці ушкодження (рис. 1−5, а). При стійких замиканнях на місці ушкодження для освіти імпульсу використовується випробувальна установка, розрядник і накопичувальна (зарядна) ємність чи ємність неушкоджених жив (рис. 1−5, б, в). І тут разом з разрядником відбувається розряд на місці ушкодження КЛ. У процесі визначення місця ушкодження звук розряду періодично посылаемых імпульсів прослуховується на місці ушкодження оператором з допомогою дерев’яного стетоскопа чи кабедеискателя з пьезодатчиком, який преоб роззує механічні коливання, що у грунті при розряді імпульсу, в електричні. Максимальний звук відповідає місцю ушкодження. Метод використовується при «заплывающих» пробоях, однеі многофазных пошкодженнях стійкого характеру (але з металевих замикань), при обривах жив з заземленням на місці ушкодження. Сучасні кабелеискатели КАИ-73, КАИ-77 є акустико-индукционными і може використовуватися для акустичного і індукційного методів измерения.

Додатково відзначимо, що існують певні труднощі, які під час дистанційному і географічному методах визначення місця ушкодження, виникають через однофазних замикань на грішну землю. Зокрема, імпульсний метод дає надійні результати лише за малому значенні перехідного опору на місці ушкодження. Інакше метод вважається непридатним. Через це 1983;го р. починається промислове виготовлення нового приладу типу Р5−12, принцип роботи якої грунтується на імпульсної локації під час горіння дуги. Через війну область використання імпульсного методу значно розширюється. Зокрема, з її допомогою передбачати дефект кабельної лінії при зволоженій ізоляції і навіть «заплывающий» пробой.

При однофазних пошкодженнях КЛ (при металевому замиканні на грішну землю) акустичний метод непридатний. Індукційний метод у разі теж завжди ефективний. Тільки застосування накладної рамки з певним шурфуванням на трасі кабельної лінії забезпечує місця ушкодження із необхідною точностью.

Застосування індукційного методу за наявності перехідного опору на місці однофазного ушкодження взагалі виключено, оскільки неможливо усунути електромагнітне полі перешкод, що створюється струмом звуковий частоти, стекающим з оболонки кабелю в землю. По зазначені причини кошти пошуку однофазних ушкоджень необхідно удосконалювати. Так відзначити индукционно-фазовый спосіб, який виходить з контролі фазового зсуву струму, викликаного по пошкодженій оселя кабельної лінії. Для цього він на всю і пошкоджену жили лінії посилають струми кратної частоти, наприклад 1 і десяти кГц, які створюються генераторным комплексом. Контроль виробляється индукционным методом з допомогою удосконаленого приймально-передавального переносного устрою. Місце ушкодження визначається зі зміни фазового кута струму дома дефекту кабельної линии.

У зв’язку з впровадженням кабелів з пластмасовим покриттям місця локального ушкодження ведеться топографічним методом. І тому рекомендується застосовувати потенційні методи, які передбачають вимір різниці потенціалів лежить на поверхні землі, створюваної струмом розтікання на місці ушкодження. У основу однієї з таких способів належить порівняння двох сигналів звуковий частоти, створюваних струмом в оболонці кабелю і струмом розтікання у землі. Генератор приєднується до оболонки кабелю і до землі. Приймальна апаратура містить індукційний .датчик, підсилювачі обох сигналів, потенційні зонди і схему порівняння фази сигналів і стрелочный індикатор. Місце ушкодження встановлюється на трасі лінії за нульовим показанню индикатора.

Практика використання методів визначення місця ушкодження в міських мережах значною мірою визначається місцевими умовами: наявністю необхідних апаратів і приладів для вимірів, навичками персоналу, визначального місце ушкодження. Через війну багаторічного досвіду ЛКС, котра володіє необхідний набір коштів на виявлення ушкоджень, виявлено таке. Протягом року в кабельних лініях напругою 1—35 кВ робиться майже 1100 робіт з визначенню місць ушкоджень. У тому числі уточнюється дома ушкодження акустичним методом 93—94% ушкоджень, індукційних 3—5% і лише 2% ушкоджень не вимагають уточнення. Використання дистанційних методів розподіляється так: 63% ушкоджень визначаються индукционным методом, 1,5% — мостовим постійному струмі і 1,5% — методом коливального розряду. Приблизно 30—33% ушкоджень визначаються не залучаючи дистанційних методів. Метод накладної рамки з попереднім шурфовкой застосовується у одиничних случаях.

У мережах ЛКС є близько 100 кабельних ліній напругою 6—110 кВ з підводними переходами, які мають протяжність 30—11 000 м. Методика визначення місць на таких лініях також ввозяться два етапу. Характерними видами ушкоджень КЛ на підводних ділянках є обрив трьох жив і пробою ізоляції жили при випробуваннях, і навіть різні ушкодження ліній у стані. При обриві жив пропалювання непотрібен, а при пробое ізоляції під час випробувань пропалювання бракує особливих проблем. При ушкодженні лінії, що під робочим напругою, без обриву жив виникають труднощі під час спроби знизити перехідний опір на місці ушкодження до 50—100 Ом. У разі застосовується визначення місця ушкодження петлевой метод постійному струмі. У інших випадках застосовується імпульсний метод.

При визначенні місця ушкодження на підводних ділянках застосовується ремонтне кабельне судно з бригадою водолазів, має герметизированный комплект акустичного і індукційного датчиків. За результатами вимірів дистанційним методом судно з водолазами встановлюється у зоні гаданого ушкодження кабельної лінії. Уточнення місця ушкодження виробляється, зазвичай, акустичним методом, у своїй водолаз з датчиком пересувається на дні водойми за командою оператора, знаходиться в судні, залежно від сигналів, вступників з датчика у зоні ушкодження лінії. Электролаборатория тим часом перебуває в підстанції і підтримує поставлене режим подачі електричних імпульсів в линию.

Виконання вимірів на підводних ділянках пов’язаний із такими труднощами: ремонтне судно може бути встановлено над підводного трасою КЛ без відхилення, яке сприймається річкових протоках сягає 20 м, у морі до 100 м; пересування водолаза обмежена повітряним шлангом трохи більше 25 м; часом виникла потреба розмиву траси гидромонитором, оскільки кабелі на підводних переходах укладаються у поглиблені траншеї: вихід судна для вимірів ремонту пов’язані з погодними умовами. Тому визначення їсть ушкодження на підводних ділянках може тривати від двох ній до одного месяца.

1.4. ЗАХОДИ ОБЕРЕЖНОСТІ ПРИ ОБСЛУГОВУВАННІ КАБЕЛЬНИХ ЛИНИЙ.

Поруч із загальними вимогами техніки безпеки, які виконуються при роботах на кабельних лініях, існують додаткові для допуску до робіт на діючих лініях. Такий допуск необхідний проведення таких засадничих операцій: всебічне відключення лінії; заземлення лінії; визначення лінії на трасі; прокол кабелю та її заземлення дома проведення робіт, розрізування кабелю й за необхідності розтин муфты.

На трасі перед ремонтом би мало бути розкрито все кабелі і шляхом ретельної перевірки виконавчих креслень визначено лінія, підлягаючий ремонту. Додатково до цього ремонтируемая лінія визначається за допомогою переносних приладів індукційного типа.

Після визначення кабелю виробляється перевірка відсутності у ньому напруги. Відповідно до ПТБ така перевірка повинна перевірятися спеціальним пристосуванням, які забезпечують прокол кабелю до жив та його заземлення. Причому у криницях і тунелях пристосування повинен мати дистанційне управление.

Яке Випускається промисловістю пристрій з ізольованій штангою і свердлом громіздко і може застосовуватися лише у траншеях. У ЛКС що з трестом № 45 Главзапстроя розроблено піротехнічне пристрій, що забезпечує прокол стрічкової броні і оболонки до жив з замиканням їх між собою — і на грішну землю. Пристрій може застосовуватися у будь-яких умов. На плиті устрою (рис. 1−7) встановлено стовбур, де є патронник і поршень з пробійником, затвор з кільцем для заводи на бойове становище, фіксація якого проводиться за допомогою чеки. Пристрій закріплюється на кабелі з допомогою хомутов.

Працюючи устрою застосовуються піротехнічні патрони МПУ-2. Для виробництва пострілу чека висмикується з допомогою капронового шнура, довжина якого приймається з урахуванням забезпечення безпеки оператора. Діаметр прокалываемого кабелю 20—66 мм, маса приладу 4,2 кг. Працюючи пристрій заземляется, і навіть виконуються інших заходів безпеки при роботах з піротехнічним инструментом.

2. ЗАХОДИ ОБЕРЕЖНОСТІ ПРИ РОЗТИНІ МУФТ, РОЗРІЗУВАННІ КАБЕЛЯ.

2.1. Перед розтином муфт чи розрізуванням кабелю необхідно переконатися у тому, що це операції проводитимуться у тому кабелі, якою потрібно, що це кабель відключений і будуть виконані технічні заходи, необхідних допуску до робіт на нём.

2.2. На робоче місце підлягає ремонту кабель слід определять:

під час прокладання кабелю в тунелі, колекторі, каналі, на стінах зданий—прослеживанием, звіренням розкладки з кресленнями і схемами, перевіркою по биркам;

під час прокладання кабелів в земле—сверкой їхнього розташування з кресленнями прокладки. З цією метою мусить бути попередньо виконано контрольна траншея (шурф) впоперек пучка кабелів, що дозволяє бачити все кабели.

2.3. Там, коли немає впевненості у правильності визначення що підлягає ремонту кабелю, застосовується кабелеискательный апарат з накладної рамкой.

2.4. На КЛ перед розрізуванням кабелю чи розтином сполучної муфти необхідно перевірити відсутність напруженості із допомогою спеціального пристосування, що складається з ізолюючої Штанги і сталевий голки чи ріжучого наконечника. Пристосування має забезпечити прокол чи розрізування броні і оболонки до жив з замиканням їх між собою і злочини на грішну землю. Кабель у місця проколу попередньо прикривається екраном. У тунелях, колекторах і криницях таке пристосування допускається застосувати за наявності дистанційного управления.

2.5. Якщо результаті ушкоджень кабелю відкрито всі токоведущие жили, відсутність напруги можна перевірити безпосередньо покажчиком напруги без прокола.

2.6. Прокол кабелю виконує відповідальний керівник робіт чи припускає або під сумнів їхню наглядом виробник робіт. Проколювати кабель рухається у діелектричних рукавичках користуючись запобіжними окулярами. Стояти при проколі потрібно на изолирующем підставі згори траншеї якнайдалі від прокалываемого кабеля.

2.7. Для заземлення прокалывающего пристосування використовуються спеціальний заземлитель, занурений у сухий ґрунт на глибину щонайменше 0,5 м, чи броня кабелю. Заземляющий провідник приєднується до броні хомутами; бронелента під хомутом мусить бути очищена.

Там, коли бронелента піддавалася корозії, допускається приєднання заземляющего провідника до металевої оболочке.

При роботах на кабельної четырехжильиой лінії напругою до 1000 У нульова жила від'єднується з обох концов.

3. ИСПЫТАНИЯ ТРАНСФОРМАТОРА І ПРОФІЛАКТИЧНІ РОБОТИ, ПОВ’ЯЗАНІ З ЙОГО ОТКЛЮЧЕНИЕМ.

3.1. ИСПЫТАНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ.

Таблиця 4.

Силові трансформатори, автотрансформаторы.

До — для трансформаторів напругою 110 кВ і вище, і навіть для трансформаторів потужністю 80 МВА і більше виробляються вперше пізніше, як за 12 років тому після входження у дію з урахуванням результатів профілактичних випробувань, кому надалі - за необхідності залежно від результатів вимірів і стан трансформаторів; інших трансформаторів — за результатами їхньої випробувань, і состоянию.

Т — для трансформаторів, регульованих під навантаженням, виробляються раз на рік; для трансформаторів без РПН: головних трансформаторів підстанцій 35 кВ і від — не рідше 1 десь у 2 року; інших трансформаторів — за необхідності, але з рідше 1 десь у 4 року; для трансформаторів, встановлених у місцях посиленого забруднення, — по місцевим инструкциям.

М — встановлюється системою ППР. Випробування трансформаторного олії слід проводити відповідно до вказівкам п. 4.16.

Найменування испытания.

Вигляд испытания.

Норми испытания.

Указания.

4.1. Визначення умов включення трансформатора.

4.2. Вимірювання опору изоляции:

1) обмоток з визначенням відносини R60/R15.

До, Т, М.

Трансформатори, минулі перегляд з повним чи часткової заміною обмоток чи ізоляції, підлягають сушінню незалежно від результатів виміру. Трансформатори, минулі перегляд без заміни обмоток чи ізоляції, можуть бути включені в роботу без подсушки чи сушіння, і навіть за дотримання умов перебування активною частиною надворі. Тривалість робіт, що з разгерметизацией бака, має превышать:

1) для трансформаторів на напруга до35 кВ—24 год за відносної вологості до 75% і 16ч за відносної вологості до 85%;

2) для трансформаторів на напруга 110 кВ і более—16 год за відносної вологості до 75% і десяти год за відносної вологості до 85%. Якщо час огляду трансформатора перевищує вказане, але з більш як в2 разу, має бути проведена контрольна подсушка трансформатора.

Найменші допустимі значення опору ізоляції, у яких можливо включення трансформаторів в роботу після капітального ремонту, регламентуються вказівками табл. 2 (додаток Э1.1) [1]. При поточний ремонт і міжремонтних випробуваннях опір ізоляції R60 і ставлення R60/R15 не нормуються, але вони повинні знижуватися під час ремонту понад 30% і дружина мають враховуватися при комплексному розгляді усіх результатів вимірів параметрів ізоляції і зіставлятися з раніше полученными.

Опір ізоляції не нормируются.

При заповненні трансформаторів олією з іншими характеристиками, ніж в злитого до ремонту, можна спостерігати зміна опору ізоляції і tg ?, що має враховуватися при комплекс іншої оцінки стану трансформаторів Умови включення сухих трансформаторів без сухих визначаються відповідність до вказівками завода-изготовителя.

Виробляється як ремонту, і по закінченні.

Вимірюється мегаомметром на напруга 2500 У. Вимірювання проводиться у разі схемами табл. 3 (додаток Э1.1) [1]. При поточний ремонт вимір виробляється, якщо спеціально при цьому непотрібен расшиновка трансформатора.

Для трансформаторів на напруга 220 кВ опір изо.

Продовження таблицы.

Найменування испытания.

Вигляд испытания.

Норми испытания.

Указания.

2) ярмовых балок, прессующих кілець і доступних виявлення замикання стяжных шпилек.

4.3. Вимірювання тангенса кута діелектричних втрат tg? ізоляції обмоток.

До, Т.

ляции рекомендується вимірювати за нормальної температури не нижче 30 З, а до 150 кВ— не нижче 10 С.

Вимірюється мегаомметром на напруга 1000—2500 У у олійних трансформаторів лише за капітальний ремонт, а й у сухих трансформаторів — і за поточному ремонте.

При міжремонтних випробуваннях вимір виробляється в силових трансформаторів на напруга 110 кВ і від чи потужністю 31 500 кВ. А і более.

У трансформаторів на напруга 220 кВ tg б рекомендується вимірювати за нормальної температури не ниже30°С, а до 150кВ—не нижче 10 °C.

До, М.

Для трансформаторів, минулих перегляд, найбільші допустимі значення наведені у табл. 4 (додаток Э1.1) [1]. У експлуатації значення tg? не нормується, але це має враховуватися при комплексної оцінці результатів виміру стану изоляции.

4.4. Визначення відносини C2/C50.

К.

Див. табл. 5 (додаток Э1.1) [1].

Див. примітка 3 [1].

4.5. Визначення відносини дельтаС/С.

К.

Див. табл. 6 (додаток Э1.1) [1].

Те же.

4.6. Випробування підвищеним напругою промислової частоты:

К.

1) ізоляції обмоток 35 кВ і від разом із вводами.

Див. табл. 7 (додаток Э1.1) [1]. Тривалість випробування 1 хв. При ремонті з повним заміною обмоток та ізоляції трансформатори випробовуються підвищеним напругою промислової частоти, рівним заводському испытательному напрузі. При часткової заміні обмоток іспитове напруга вибирається залежно від цього, супроводжувалася чи заміна частини.

При капітальних ремонтах без заміни обмоток та ізоляції випробування ізоляції обмоток маслонаполненных трансформаторів не обязательно.

Продовження таблицы.

Найменування испытания.

Вигляд испытания.

Норми испытания.

Указания.

обмоток їх зняттям з сердечника чи ні. Найбільше іспитове напруга при частковому ремонті приймається рівним 90% напруги, прийнятого заводом. При капітальний ремонт без заміни обмоток та ізоляції чи заміняючи ізоляції, але не матимуть заміни обмоток іспитове напруга приймається рівним 85% заводського випробувального напряжения.

2) ізоляції доступних випробування стяжных шпильок, прессующих кілець і ярмовых балок.

Виробляється напругою 1 кВ протягом 1 хв, якщо заводом-изготовителем не встановлено жорсткіші норми испытания.

Випробування виробляється у разі огляду активною частиною.

4.7. Вимірювання опору обмоток постійному току.

До, М.

Не має відрізнятися понад ±2% від опору, отриманого на відповідних відгалуженнях інших фаз, чи то з значень заводських і попередніх експлуатаційних вимірів, якщо ні особливих застережень у паспорті трансформатора.

Виробляється усім відгалуженнях, тоді як заводському паспорті немає інших вказівок і якщо спеціально при цьому непотрібен виїмки активної части.

4.8. Перевірка коефіцієнта трансформации.

К.

Не має вирізнятися понад ±2% від значень, отриманих на відповідних відгалуженнях інших фаз., чи то з заводських (паспортних) значень. З іншого боку, для трансформаторів з РПН різниця коефіцієнтів трансформації має перевищувати значення щаблі регулирования.

Виробляється усім відгалуженнях переключения.

4.9. Перевірка групи сполук обмоток трифазних трансформаторів і полярності висновків однофазних трансформаторов.

К.

Повинна відповідати паспортним даним і позначенням на щитке.

Виробляється під час ремонтів із застосуванням часткової чи повної заміною обмоток.

Продовження таблицы.

Найменування испытания.

Вигляд испытания.

Норми испытания.

Указания.

4.10. Вимірювання струму і розмір втрат холостого хода.

К.

Не нормируется.

Виробляється одна з вимірів, зазначених ниже:

1) при номінальному напрузі вимірюється струм холостого хода;

2) при зниженому напрузі вимірюються втрати холостого ходу за схемами, якими вироблялося вимір на заводе-изготовителе. Частота і значення подведенного напруги повинні відповідати заводским.

4.11. Перевірка роботи переключающего устройства.

К.

Переключающее пристрій має бути справним і задовольняти вимогам заводський инструкции.

Виробляється відповідно до типовим і заводським инструкциям.

4.12. Випробування бака з радіаторами статичним тиском стовпа масла.

К.

Не має бути течі масла.

Виробляється тиском стовпа олії, висота якого над рівнем заповненого расширителя приймається рівної 0,6 м; для баків хвилястих і з пластинчастими радіаторами — 0,3 М. Тривалість випробування щонайменше 3 год за нормальної температури олії не нижче 10 °C.

4.13. Перевірка пристроїв охлаждения.

К.

Устрою повинні прагнути бути справними і задовольняти вимогам заводських инструкций.

Виробляється відповідно до типовим і заводським инструкциям.

4.14. Перевірка стану індикаторного силикагеля воздухосушильных фильтров.

До, Т, М.

Силикагель повинен мати рівномірну блакитну забарвлення зерен. Зміна кольору зерен силикагеля на рожевий свідчить про його увлажнении.

—.

4.15. Фазировка трансформаторов.

К.

Повинно з’явитися збіг по фазам.

Виробляється після капітального ремонту, і навіть при змін у первинних цепях.

Продовження таблицы.

Найменування испытания.

Вигляд испытания.

Норми испытания.

Указания.

4.16. Випробування трансформаторного масла:

1) з трансформаторов.

пытывается за показниками пп.1—6 (крім п. 3) табл. 8 (додаток Э1.1) [1]. Вимірювання tg? олії виробляється в трансформаторів на напруга 220 кВ, і навіть у трансформаторів, мають підвищену значення tg? изоляции.

Олія з трансформаторів з плівковій захистом має випробуватися за показниками пп. 8 «і 9-те табл. 8 з азотної, захистом — по п. 8 табл. 8 [1].

Производится:

1) після капітальних ремонтів трансформаторов;

2) не рідше 1 десь у 5 років на трансформаторів потужністю понад 630 кВ-А, які працюють із термосифонными фильтрами;

3.) не рідше 1 десь у 2 роки трансформаторів, працюючих без термосифонных фильтров.

У трансформаторах до 630 кВ-А з термосифонными фільтрами проба олії не відбирається. При незадовільних характеристиках ізоляції виробляються з відновлення ізоляції, заміні оливи й силикагеля в термосифонных фильтрах.

2) з баків контакторов пристроїв РПН (від'єднаного від олії трансформаторов).

Т, М.

Олія слід заменять:

1) при пробивном напрузі нижче 25 кВ в контакторах з ізоляцією 10кВ, ЗОкВ—с ізоляцією 35 кВ, 35 кВ — з ізоляцією 110 кВ, 110 кВ — з ізоляцією 220 кВ;

Виробляється після певної кількості переключенні, вказаної у інструкції по експлуатації даного перемикача, але з рідше 1 десь у год.

4.17. Випробування трансформаторів включенням поштовхом на номінальне напряжение.

К.

2) якщо у неї виявлено вода (визначення якісне) чи механічні домішки (визначення визуальное).

У процесі 3—5-кратного включення трансформатора на номінальне напруга нічого не винні не могло явища, що вказують на незадовільний стан трансформатора.

Трансформатори, змонтовані за схемою блоку з генератором, входять у мережу з підйомом напруженості із нуля.

4.18. Випробування уведень 4.19. Випробування вбудованих трансформаторів тока.

К.М.

До, М.

__.

__.

Виробляється відповідно до разд. 10 Проводиться відповідно до пп. 19.1, 19.3, 19.4. [1].

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

2. Випробування по пп. 4.1, 4.3−4.5, 4.10−4.14, 4.16, 4.18 і 4.19 для сухих трансформаторів всіх потужностей не проводятся.

3. Виміри опору ізоляції, tg ?, С2/С50, дС/С мають здійснюватися при одному й тому ж температурі чи наводитися лише до температуре.

Випробування й вимірювання силових трансформаторів, виробляються з певною періодичністю у процесі експлуатацію у цілях перевірки основних технічних характеристик трансформатора і окремих його узлов.

Працюючи трансформатора в енергоблоці ці випробування пристосовуються вчасно виведення в ремонт казана, турбіни і турбогенератора.

У обсяг випробувань, і вимірів входять випробування, дозволяють оцінити стан ізоляції, а также:

вимір втрат холостого ходу при малому однофазном возбуждении;

вимір активного опору обмоток (R60и R15, тобто. через 60 і 15 з після включення мегаомметра);

вимір коефіцієнта трансформации;

перевірка групи сполуки обмоток;

випробування ізоляції докладеним напряжением.

Стан ізоляції оцінюється за результатами виміру R60 і R15 кожної обмотки стосовно іншим заземленим обмоткам. Вимірювання виробляють за нормальної температури не нижче 10 °З у трансформаторів потужністю до 80 МВ. А і напругою до 150 кВ і за температурі щонайменше нижнього значення температури, наведеного у паспорті, у трансформаторів 220−1150 кВ і в трансформаторів потужністю понад 80 МВ. А, напругою 110 і 150 кВ. У трансформаторів, не піддавалися прогріву, за температуру вимірів приймається температура верхніх верств олії, а й у трансформаторів, піддавалися нагріванню, -середня температура обмотки ВН фази У, обумовлена по опору постійному току не раніше як за 1−1,5 год після відключення нагріву (чи відключення трансформатора із роботи) на спаді температуры.

Опір ізоляції вимірюється мегаомметром 2500 У. Тангенс кута діелектричних втрат (tg??) вимірюється по перевернутої схемою при напрузі 10 кВ, але з більш 60% випробувального напряжения.

У процесі ревізії активною частиною трансформатора (під час монтажу, ремонту, сушіння ізоляції) стан зволоженості його обмоток оцінюється виміром відносини С/С з допомогою серійного приладу ПЕКИ-1 (в енергосистемах застосовують також старі прилади ПКВ-7). Результат виміру С/С не нормується, але використовується при комплексному розгляді характеристик ізоляції, отриманих іншими засобами вимірів. Про результати проведених вимірів порівнюють із заводськими характеристиками, які у паспорті трансформатора. За необхідності результати виміру R60 і tg? призводять до температурі, яка вказана у паспорті, шляхом перерахунку залежно від різниці температур.

Характеристики ізоляції необхідно вимірювати за у тому ж схемами й у певної последовательности.

При комплексному розгляді результатів вимірів (опір ізоляції, tg ?, ємності обмоток щодо землі й одне одного, відносного приросту ємності за зміни частоти чи тривалості розряду) дається попередня оцінка стану ізоляції і висновок необхідність сушіння ізоляції. При введення в експлуатацію нового трансформатора необхідно ухвалити до уваги умови транспортування, зберігання, правильність проведення монтажних робіт, характеристики олії вбираються у баку трансформатора, і навіть тривалість перебування активною частиною в разгерметизированном стані при ревізії під час монтажу (те при ремонте).

Вимірювання втрат холостого ходу для трансформаторів 10 000 кВА і більше виробляють при зниженому напрузі (порушенні) перед вимірами опору постійному току, щоб уникнути підвищення втрат XX через намагничивания стали трансформатора. Зняття залишкового намагничивания виробляють однократним плавним збільшенням і плавним зниженням порушення змінним напряжением.

За результатами виміру визначають стану магнитопровода трансформатора (замикання аркушів стали магнитопровода, освіту за різних причин короткозамкнутых контурів в вузлах кріплення магнитопровода). Значення втрат XX в експлуатації не нормується, бо з часом через погіршення властивостей стали втрати XX мають тенденцію до підвищення. Якщо магнитопровод немає дефектів, то виміри свідчать рівність втрат на крайніх стрижнях (у нових трансформаторів відмінність трохи більше 10%) та збільшена приблизно 30% значення втрат на середньому стрижні магнитопровода.

Втрати XX у трифазних трансформаторів вимірюють при трехфазном або за однофазном порушенні. Для виміру втрат при однофазном напрузі проводять три досвіду з измерением:

а) замикають накоротко обмотку фази При порушенні фаз У і З трансформатора;

б) замикають накоротко обмотку фази У при порушенні фаз Проте й С;

в) аналогічно для фази З.

Втрати в трансформаторе.

PОА + РІВ + РОА.

РВ = 2.

де РВА, РІВ і РВА — втрати, певні при зазначених трьох дослідах (з відрахуванням споживання приладу) при однакових значеннях подводимого напряжения,.

При вимірі опору обмоток постійному току виявляють дефекти у місцях пайок (обриви) обмотки, соціальній та різних контактах схеми сполуки обмоток.

Опір обмоток постійному току вимірюють за схемою «мосту «чи за методом падіння напруги (з допомогою вольтметра і амперметра). Вимірювати опір рекомендується при усталеним температурі обмоток, яка вказується в протоколі випробувань разом із температурою верхніх верств олії. Як джерела використовуються акумуляторні батареї необхідної ємності.

Порівняйте вимірюваних опорів останні наводяться лише до температурі за такою формулою розрахунку. Щоб не допустити помилок, обумовлених индуктивностью обмоток, опір потрібно вимірювати лише за повністю що встановилася струмі. З іншого боку, підвищення точності вимірів застосовують схеми і витримують рекомендації, відомі у практиці вимірів (в брошурі не розглядаються). Оцінку результатів виробляють шляхом порівняння отриманих значень з цими вимірів, отриманими заводу і які у паспорті. Значення опорів, отримані на відповідно відгалуженнях інших фаз, нічого не винні відрізнятися одне від друга понад 2%, крім випадків, коли це визначено паспортними даними чи заводськими протоколами.

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

Шляхом перевірки групи сполуки обмоток визначаю тотожність групи сполуки обмоток трансформаторі виділені на паралельної роботи. У трифазних трансформаторах, мають дві і більше обмоток різних напруг, кожна гілка обмоток то, можливо з'єднана за якою схемою. Комбінація схем сполук вищого напруження і нижчого називається групою сполуки, що характеризує кутовий зрушення векторів лінійного напруги обмотки нижчого напруги щодо векторів лінійного напруги обмотки вищого напруги. Тому, за недотриманні тотожності груп сполуки між обмотками трансформаторів виникають зрівняльні струми, значно переважали номінальні струми трансформаторів. Ці зрівняльні струми викликають надмірні перегревы ізоляції (інтенсивне старіння), що зумовлює пошкодження трансформатора.

Найбільш характерними вадами, виявленими під час перевірки групи сполуки обмоток, є неправильно виконана маркірування уведень трансформатора і неправильне під'єднання відводів обмоток до вводам.

Групи сполуки обмоток перевіряють однією з наступних способів: двома вольтметрами, постійним струмом, фазометром (прямий метод), з допомогою спеціального мосту — разом з виміром коефіцієнта трансформації (компенсаційний метод).

Метод двох вольтметрів грунтується на поєднанні векторних діаграм первинного і вторинного напруг і вимірі напруги між відповідними висновками з наступним порівнянням цих значень з розрахунковими, які у довідкових таблицах.

Поєднання досягається з'єднанням між собою однойменних висновків Проте й, а обмотки ВН і НЕ. Щоб не допустити можливих помилок під час випробування трифазних трансформаторів необхідно брати до уваги симетрію трифазного напруги харчування. Подачу напруги допускається вчиняти зі боку кожній із обмоток. Метод застосуємо для однофазних і трифазних трансформаторів. Застосовуються також методи постійного струму і фазометра.

Перевірку електричної міцності ізоляції роблять у період монтажу й надалі у процесі эксплуатации.

У час докладання підвищеного напруги в ізоляції трансформатора створюється збільшена напруженість поля, що сприяє виявлення дефекту. Характерними вадами, обнаруживаемыми під час перевірки ізоляції, являются:

* порушення (скорочення) відстані між гнучкими неизолированными відводами обмоток НЕ на місці їх під'єднання до шпильці ввода;

* місцеві зволоження і забруднення (наявність сторонніх предметів) ізоляції, особливо у ділянках відводів НН;

* його присутність серед трансформаторі повітряних міхурів і др.

Ізоляцію обмоток разом із вводами відчувають підвищеним напругою промислової частоти протягом 1 хв, по черзі докладеним до кожної обмотці при заземленных на бак і закороченных інших обмотках.

Потужність випробувального трансформатора залежить від зарядної потужності випробовуваної обмотки й її ємністю і значенням випробувального напруження і вибирається з умови допустимості нагріву вимірювального трансформатора емкостным струмом випробуваного объекта.

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

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

У експлуатації після ремонту з повним чи часткової заміною обмоток за наявності випробувальних засобів виконують випробування внутрішньої ізоляції обмоток (витковой, межкатущечной) трансформатора индуктированным напругою підвищеної чи промислової частоти. При випробуванні напруга підводять до одної з обмоток, інші залишаються разомкнутыми.

Вимірювання втрат перезимувало і напруги короткого замикання виробляється у експлуатацію у цілях ухвали і нормування значень ік і Рк трансформаторів, минулих ремонт заміняючи обмоток. За значенням ік з наступним розрахунком опору КЗ Zк можна виявляти ушкодження обмоток (деформацію) й необхідність виведення трансформатора в ремонт.

Досвід КЗ проводять, зазвичай, при струмі щонайменше 25% номінального струму на номінальною щаблі напруги обмоток, а трансформаторів з регулюванням напржения під навантаженням — і крайніх положеннях перемикача ответвлений.

Фазировку проводять перед включенням трансформаторів на паралельну роботу після монтажу чи проведеного ремонту. Перевіряють у своїй допустимість паралельної роботи, як самих трансформаторів, і трансформаторів з энергосистемой.

При фазировке по черзі виробляють вимір напруг між фазою подключаемого трансформатора й трьома фазами мережі з метою відшукання які збігаються фаз, між якими напруга має бути одно нулю. Для зниження небезпеки вимір зазвичай виробляють за НН.

Для фазировки при введення в роботу використовують два методу — прямий і косвенный:

* з прямою методі фазировку виробляють безпосередньо на що під робочим напругою ошиновке трансформатора чи незв’язаних з цим ошиновкой апаратах, оборудовании;

* при непрямому методі при фазировке використовують трансформатори напруги, приєднані до фазируемым частинам електроустановки, і фазировку виробляють у вторинних ланцюгах трансформаторів напруги. Непрямий метод фазировки менш небезпечний, а більш трудоемок.

Фазировка вважається закінченою у разі збіги всіх трьох фаз (нульові показання вольтметра).

Методи випробувань трансформаторного олії. Олія у силових трансформаторах, особливо потужних, перебуває під періодичним контролем. При комплексне обстеження трансформатора стан олії визначає її работоспособность.

Свіже трансформаторное олію має світло-жовтий чи світлий колір і певні нормируемые показники, що визначають фізико-хімічні і діелектричні свойства.

Стабільність олії (збереження початкових властивостей) у чинних трансформаторах з часом поступово знижується. Коли на початку експлуатації зміна властивостей олії майже можна знайти (за відсутності дефекту в трансформаторі), то подальшому значно знизився рівень стабільності призводить до змін, видимим при простому огляді, — олію помітно каламутніє. Олія з погіршеними показниками має збільшене кислотне число і зольність, у ньому з’являються небажані компоненти (низькомолекулярні кислоти), які у своє чергу погіршують властивості паперової ізоляції і взаємодіють із металами. У цьому олії з’являються опади, що ще інтенсивніше погіршують ізоляційні характеристики трансформатора. Тому важливо своєчасне визначення сприйнятливості олії до старению.

Електрична міцність є одним із основних характеристик олії, визначене по пробивному напрузі. Випробування проводять у стандартному разряднике, представляє собою два пласких або сферичних електрода діаметром 25 мм, розташованих взаємно паралельно в порцелянової ванночці з відривом 2,5 мм друг від друга. Для випробувань можна використовувати апарати АИИ-70, АИМ-80 або іншого типа.

Для свіжого олії пробивное напруга має не меншим 30 кВ. Олія з такою пробивним напругою то, можливо залитий до кількох трансформаторів без спеціальної підготовки. Для трансформаторів 35 кВ і від вимоги більш жесткие.

Зниження пробивного напруги свідчить, зазвичай, про забруднення олії водою, повітрям, волокнами та інші домішками. Практично будь-яке ушкодження в трансформаторі згодом призводить до зниження пробивного напруги масла.

Тангенс кута діелектричних втрат олії (tg? олії) характеризує властивості трансформаторного олії як диэлектрика. Діелектричні втрати для свіжого олії характеризують їхню якість і рівень очищення, а експлуатації - ступінь забруднення і старіння олії. Погіршення діелектричних властивостей (збільшення tg ?) призводить до зниження ізоляційних характеристик трансформатора в целом.

Для визначення tg? олію заливають у спеціальний посудину з циліндричними чи пласкими електродами. Вимірювання виробляють із застосуванням мосту змінного струму Р525 чи Р5026, і навіть іншого типа.

Виготовлювач трансформаторного олії внормовує tg? за нормальної температури 90 °З. Для комплексної оцінки стану трансформатора та її вузлів в експлуатації tg? доцільно вимірювати попри всі трьох температурах, тобто. при 20, 70 і 90 °C.

Пробивное напруга й тангенс кута діелектричних втрат називають в електротехнічній лабораторії. Не всебічно характеризують ступінь придатності і рівень старіння олії. Тож у хімічної лабораторії перевіряють додатково ряд фізико-хімічних показників трансформаторного олії. У тому числі следующие.

Колір олії в багатьох масел світло-жовтий. У високоякісних масел, виготовлених нині (марки ДК чи Т-1500), колір светлый.

У експлуатації під впливом ряду факторів (зокрема, нагріву, забруднень, електричного поля) через які виникають смол і опадів олію темніє. Темний колір свіжого олії характеризує відхилення в технології виготовлення олії на заводе-изготовителе. Показник кольору олії служить для орієнтовною оцінки його якості як і вітчизняної, і у зарубіжної практике.

Механічні домішки — нерастворенные речовини, які у олії як осаду чи в підвішеному стані. Волокна, пил, продукти розчинення у олії компонентів, застосовуваних конструкції трансформатора (фарби, лаки тощо.), проглядаються наскрізь в скляному посудині після попереднього струшування. Інші домішки з’являються у олії після внутрішніх ушкоджень (електричної дуги, місць перегревов) як обвуглілих частинок. При дуже сильному забрудненні олію підлягає відновленню чи замене.

Принаймні старіння у маслі з’являються опади (шлам), які, осаждаясь на ізоляції, погіршують її ізоляційні свойства.

Домішки в багатьох трансформаторів перевіряють наскрізь візуально. Якщо вони самі не виявляються, то вважається, їхня кількість вбирається у 50 р на 1 т олії. У особливо відповідальних трансформаторів (більш 750 кВ) гранично нормируемое кількість домішок становить 5−15 г/т. Стільки домішок можна фіксувати тільки з застосуванням точніших методів контролю, наприклад певна кількість олії пропускається через фільтр, який зважується доі після прокачування олії; різницю маси показує кількість осадка.

Влагосодержание як показник стану олії старанно контролюється в експлуатації. Погіршення цей показник свідчить про втрату герметичності трансформатора або про роботі у неприпустимому нагрузочном режимі (інтенсивне старіння ізоляції під впливом значних температур).

Влагосодержание визначається за кількістю водню, выделяющегося при взаємодії олії з гидридом кальцію певну время.

Температура спалахи олії характеризує ступінь випаровуваності олії. У експлуатації вона поступово збільшується з допомогою улетучивания легких фракцій (низкокипящих). Температура спалахи для звичайних товарних масел коливається не більше 130−150 °З, а арктичного олії - від 90 до 115 «З повагою та залежить від пружності їх насичених парів. Чим нижчий пружність парів, що стоїть температура спалахи, краще можна дегазувати і осушувати олію перед заливанням в трансформатори. Мінімальна температура спалахи олії встановлено й не так по протипожежним міркувань (хоча це також є важливий чинник), як із погляду можливості глибокої їх дегазації. Що стосується пожежної безпеки великій ролі грає температура самовоспламенения — це температура, коли він олію за наявності повітря від поверхні загоряється спонтанно без підношення полум’я, у трансформаторних масел ця температура дорівнює приблизно 350−400 °С.

Через випаровування легких фракцій погіршується склад олії, зростає в’язкість, утворюються вибухонебезпечні та інші гази. Під час розкладання олії під впливом високих температур (електричної дуги) його температура спалахи різко снижается.

Для визначення температури спалахи олію заливається в закритий посудину (тигль) і нагрівається. Кошти, виділені пари олії, змішуючись з повітрям, утворюють суміш, яка спалахує при поднесении до неї полум’я або під впливом електричної дуги.

Кислотне число олії - на цю кількість їдкого розжарюй (КІН), вираженого в миллиграммах, що слід для нейтралізації вільних кислот один р олії. Це характеризує ступінь старіння олії, викликаного вмістом у ньому кислих сполук. Він служить попередження появи у олії продуктів глибокого окислення у чинному устаткуванні (опади, нерозчинні у маслі). Кислотне число на повинен перевищувати 0,25 мг КІН на 1 р масла.

Водорозчинні кислоти і луги, які у олії, свідчить про низьку якість олії. Вони можуть утворюватися у процесі виготовлення олії у разі порушення технології виробництва, соціальній та експлуатацію у результаті окислення масел. Ці кислоти викликають корозію металу і сприяють старіння твердої изоляции.

Для виявлення кислот застосовується 0,02%-ный водний розчин метилоранжа, а виявлення луги та мив -1%-ный спиртової розчин фенолфталеина, які замінюють колір у присутності небажаних компонентів. За наявності водорозчинних кислот і лугів виробляється регенерація масла.

Стабільність олії перевіряється в експлуатації і при отриманні партій свіжого олії шляхом проведення його штучного старіння (окислення) у спеціальних апаратах. Не завжди свіже, знову що прибуло олію відповідає чинним нормам. Олія з незадовільними характеристиками має повертатися заводу-виготовлювачу. Стабільність олії характеризує довголіття олії, визначає його служби й виражається два показники — відсотковим змістом осаду і кислотним числом.

Натровая проба характеризує ступінь відмивання олії від сторонніх домішок. Це також використовується тільки до свіжого оливи й в експлуатації не проверяется.

Температура застигання перевіряється для олії трансформаторів, що працюють у північних районах. Ця найбільша температура, коли він олію застигає настільки, що з нахилі пробірки з точки 45° його у протягом 1 хв залишається незмінною. Неприпустиме підвищення в’язкості олії через зниження температури навколишнього повітря дає підстави ушкодження рухливих елементів конструкції трансформатора (маслонасосы, РПН), і навіть погіршує теплообмін, що зумовлює перегріву і старіння ізоляції (особливо витковой) токоведущих частин трансформатора.

Газосодержание олії на потужних герметичних трансформаторах має відповідати нормам. Вимірюванняцей показник виробляється абсорбиометром. Можливе також вимір сумарного газосодержания з допомогою хроматографа. Побічно за цим показником визначається герметичність трансформатора. Підвищення змісту газу (зокрема повітря) у маслі призводить до погіршення його властивостей — зростає інтенсивність окислення олії киснем повітря, та, крім того, кілька знижується електрична міцність ізоляції активній частині трансформатора.

Для усебічне вивчення властивостей свіжого олії використовують та інші показники, про котрих тут не рассматриваются.

3.2. ИСПЫТАНИЯ ТРАНСФОРМАТОРІВ БЕЗ ВИВЕДЕННЯ ІЗ РАБОТЫ.

Хроматографический аналіз розчинених у олії газов.

Близько 20 років тому я, на додаток до викладеного вище традиційних методів контролю над станом трансформатора, стали застосовувати Хроматографический аналіз розчинених у олії газів (ХАРГ) як ефективним засобом ранньої діагностики повільно та розвитку ушкоджень. Нині ХАРГ широко застосовують у всіх розвинених країнах, існують міжнародні норми як у процедурі ХАРГ, і по трактуванні результатів анализа.

У застосовують ХАРГ переважають у всіх енергосистемах, причому в Україні завдяки застосуванню ХАРГ істотно зменшений обсяг обслуговування трансформаторів (збільшена періодичність обов’язкового застосування деяких традиційних вимірів). Виміри tg? з, опору ізоляції, опору обмоток постійному току, втрат XX при зниженому напрузі обов’язкові при введення в експлуатацію, капітальний ремонт, і навіть на вимогу виготовлювача; у решті випадках допускається не виробляти ці виміру (рішення Міненерго УРСР від 1980 р.).

Хроматографический метод позволяет:

* ознайомитися з розвитком процесів в трансформаторе;

* передбачити ушкодження, не виявлені традиційними способами;

* характеризувати ушкодження і орієнтуватися щодо місця повреждения.

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

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

Через швидкоплинності витковых і межкатушечных замикань Хроматографический аналіз неефективний і виявляє такі повреждения.

У разі перевищення граничних значень характерних газів у цілях виявлення динаміки його зростання у маслі трансформатора застосовується спосіб періодичної дегазації олії на діючих трансформаторах з наступним хроматографическим аналізом газосодержания олії (спектра, динаміку зростання). При дегазації трансформатор хіба що короткочасно очищається від газів, щоб потім краще виявлялася динаміка зростання дитячих газов.

Хроматографический метод Демшевського не дозволяє враховувати незначні зміни у стані трансформаторів та викладачу встановлювати зв’язок між серйозністю ушкодження і швидкістю зміни концентрації газів. Майже неможливо визначити зародження зміни нестачі конструкції трансформатора при небезпечному ушкодженні ізоляції «повзучим «розрядом (наприклад, при ушкодженні у першому каналі між обмоткою ВН і ізоляційним циліндром). Саме тоді ушкодження кількість газу (його спектр) вбирається у (або перебуває лише на рівні) граничних значень складових спектра газів робочого фону. У завершальній ж стадії «ползущий «розряд швидкоплинний, і тому хроматографическим аналізом його неможливо своєчасно выявить.

Для визначення наявності ушкодження в що працює трансформаторі у вигляді аналізу розчинених у олії газів застосовують маслоотборное пристрій, систему виділення розчинених у олії газів, газоаналізатор, нормировочные дані про відбракування трансформатора.

Хроматографический аналіз олії виконується в енергосистемах відповідно до діючими указаниями.

У Донбасенерго було проведено робота з перевірці зберігання (схоронності) газів у пробі олії вбираються у шприці. Встановлено, що лише по всього два тижні зберігання концентрація вуглеводневих газів, оксиду і діоксиду вуглецю зменшується лише на 20%, а водень майже зовсім зникає з проби олії. У зарубіжній практиці конструкція шприців дає можливість зберігати зразки олії близько двох міс. Тому, за роботи по хроматографії питання можливої тривалості зберігання проби олії на шприцах слід учитывать.

Є кілька способів виділення газів з олії, яким відповідають власні засоби відбору проби олії. Найбільшого поширення набула як і вітчизняної, і у зарубіжної практиці знайшов метод відбору проби олії на скляні шприци обсягом 5 і десяти мл. Для відбору проби олії на трансформаторі є спеціальний патрубок. Перед відбором патрубок може бути очищено від забруднень, у своїй видалення застояного в патрубке олії необхідно злити деяке його количество.

Заповнений олією шприц з корком вміщують у спеціальну тару з гніздами для шприців, маркірують пробу і надсилають до лабораторії. При маркуванню проби слід фіксувати энергообъект (електростанція чи підстанція), стаціонарний номер трансформатора, місце відбору проби (бак, пристрій РПН, введення), дату відбору, ким виконано відбір. Основну вимогу у доборі і доставці проби олії вбираються у центральну лабораторію — забезпечити герметичність і припустити забруднення чи зволоження масла.

Экстрагирование (виділення газів у скляному посудині із застосуванням вакууму і барботирования) олії є найпоширенішим у вітчизняній й зарубіжної практиці. Виділений обсяг газу поділяється в хроматографе на составляющие.

У виконанні вітчизняної і світова практиці визначають зміст (концентрацію) наступних газів: вуглекислого газу СО2, оксиду вуглецю ЗІ, водню Н2, кисню О2, азоту N2; вуглеводнів — метану СН4, ацетилену С2Н2, етилену С2Н4, етана C2H6 та інших. З іншого боку, визначають співвідношення концентрацій деяких найпоказовіших (характерних) газів і зростання їх концентрації проти попереднім регулярним измерением.

Вітчизняні норми, розроблені ВНИИЭ за участю кількох інших НДІ, передбачають використання інформації з концентрації газов:

а виявлення дефектів твердої ізоляції - СО2;

б) виявлення підвищеного нагріву металу і часткових рязрядов (ЧР) у маслі (дефекти токоведущих частин, насамперед контактних сполук, підвищений нагрівання поверхні магнитопровода і конструкційних деталей, зокрема із заснуванням короткозамкнутых контурів), С2Н2, С2Н4; при плівковій захисту додатково використовують концентрації водню і метану, і навіть швидкість зростання концентрації цих чотирьох газів і етана. За цими даними визначають, де міститься джерело ЧР — у маслі чи твердої ізоляції. Більше докладну інформацію про рівень небезпеки дефекту здійснюють за відносинам концентрацій характерних газов.

Аналіз різний для старих та нових трансформаторів, наприклад, у старих трансформаторах наявність ЗІ і СО2 може характеризувати не наявність дефекту, а природний підвищений теплової износ.

Перегревы конструкційних частин 17-ї та магнитопровода в трансформаторі поділяються по температурі на дві групи: перегревы з температурою нижче 350 °З, перегревы з температурою 350−450 °С.

Характерними газами для перегревов конструкційних частин 17-ї та магнитопровода у силових трансформаторах є етилен і ацетилен. Питання виведення трансформатора в перегляд вирішується у разі у маслі трансформаторів однієї з цих газів чи обох разом у певних количествах.

Перегревы твердої електричної ізоляції силових трансформаторів можна фіксувати лише за допомогою ХАРГ. Газове реле у разі не реагує може, розпочати діяти лише завершальній стадії ушкодження ізоляції, сопровождающейся значним газовыделением (наприклад, при завершенні «що повзе «розряду). Характерний газ при перегрів твердої ізоляціїдіоксид вуглецю СО2. Висновок трансформатора в ремонт щоб виявити ушкодження, викликаного перегрівом (ушкодженням) твердої ізоляції, проводиться у разі граничним значенням газів спектра, особливо СО2.

При ХАРГ треба враховувати спосіб захисту олії від зволоження. При захисту воздухоосушителем в спектрі якщо відзначений кисень, при азотної захисту — азот. Наявність повітря (кисню) в спектрі у разі плівковій захисту показує втрату її герметичности.

При встановленні характеру ушкодження й оцінки ступеня її на небезпеку достовірність аналізу залежить кількості проведених аналізів за конкретний проміжок часу. У виконанні вітчизняної практиці прийнята періодичність відбору проб олії для ХАРГ 1 разів у б міс, для нововведених в роботу трансформаторів 220−500 кВ, і навіть 110 кВ потужністю 60 МВ. А і більше — щодня протягом перших три доби роботи, потім через 1, 3 і шість міс. Для трансформаторів 750 кВ і від додатково виробляється ХАРГ два тижні після включения.

СПИСОК ВИКОРИСТОВУВАНОЇ ЛИТЕРАТУРЫ.

1. Правила технічної експлуатації електроустановок споживачів і правил техніки безпеки при експлуатації електроустановок споживачів, М.: Энергоатомиздат, 1986.

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

3. В. А. Козлов, Л. М. Куликович «Прокладка, обслуговування може й ремонт кабельних ліній», Л.: Энергоатомиздат, 1984.