6. Примеры выбора сечений проводов и кабелей. Кл 10 квРаботы по ремонту силовых кабелей 0,4-6-10 кВ, проложенных в земле (кабельном канале)В случае силовой кабельной линии (КЛ-0,4/6/10 кВ), проложенной в земле, ремонтно-восстановительные работы осложняются тем, что место расположения повреждения не известно. От безошибочного определения места повреждения зависит вся последующая работа по ремонту и оформление разрешительной документации на земляные работы. Работы по поиску и подтверждению места повреждения выполняет кабельная электролаборатория. Приведенные далее сведения редко излагаются в интернете, хотя, они являются крайне необходимыми Заказчику. Далее описано, что, и в какой последовательности, необходимо выполнить персоналу электролаборатории, для решения задачи ремонта кабельной линии. Заметим - нарушение порядка работ по поиску и определению места повреждения, как правило, приводят к тому, что время и деньги затрачены, а "воз и ныне там" - повреждение не локализовано, КЛ не исправна. В целях НЕ допущения такой ситуации, Клиенту и должно обладать ниже следующей информацией. При строгом соблюдении последовательности технологических операций ремонт силового кабеля 0,4-10 кВ занимает 1-2 дня и особых "сюрпризов" не преподносит. В целом, восстановление электроснабжения, в случае повреждения КЛ, происходит в три этапа:
Разумеется, что в случае не единственного и / или распределенного по длине повреждения КЛ (например, при попадании влаги под оболочку, вытекании масла и пр.) задача несколько усложняется. Как пример - обрыв кабеля по трассе (порвали экскаватором) с последующим вытеканием масла в месте порыва и, соответственно, осушением концевой муфты на дальнем, выше расположенном участке. Оценочно можно указать:- 80% простые локальные повреждения (как правило, механические, - порвали строительной техникой, продавили на не достаточно укрепленном участке дорожного покрытия, зачастую - на повороте с углом более 70 градусов EPK) - 20% сложные повреждения, распределенные / не локальные / множественные (старые, давно не эксплуатировавшиеся кабели, КЛ поврежденные при перегрузках, в т.ч. длительных, систематических). В случае сложных повреждений, набор Решений и Действий сугубо индивидуален. Характер повреждения КЛ определяется при первом выезде электролаборатории, на этапе предварительной диагностики кабельной линии. Как правило, на этом этапе используется разразрядно-волновая рефлектометрия массива жил КЛ и оценка состояния изоляции испытаниями повышенным напряжением до 80 кВ (включительно) выпрямленным напряжением (кенотронирование) и реакцией на 3,5 / 5кВ 50Гц чистой синусоиды промышленной частоты с использованием осциллографа ИФК. В части простых повреждений КЛ-0,4/6/10 кВ (те самые 80%) - последовательно выполняется:1. Поиск точки на поверхности, под которым находится повреждение, ориентировочная точность по горизонтальной плоскости +-0,4мПо результатам оформляется Протокол определения места повреждения кабельной линии (этот документ не только отражает место повреждения на плане местности, но и служит основанием для запроса проведения земляных работ в официальные инстанции), в частности, ОАТИ района г.Москва (МО). Вполне вероятно при этом обнаружить несколько кабелей (допустим, «ваш» и какие-то соседние, проложенные выше, ниже, рядом). 3. Подтверждение/выбор из найденных именно «вашего» кабеляВажно понимать, что в случае механического повреждения (порвали дорожной техникой, продавили), даже найденный визуально поврежденный кабель может оказаться "чужим" (соседним, проложенным рядом). Без подтверждения приборами никакой, пусть даже визуально прогоревший кабель, ремонтировать нельзя. Позиция "ну какой другой еще тут может неисправный кабель лежать" очень часто не проходит, потому как, действительно, МОЖЕТ рядом быть другой поврежденный кабель - смуфтите не тот - потеряете время и деньги. Помните: при первом выезде, электролаборатория указывает только место на поверхности земли, где копать, а не кабель, который ремонтировать. 4. Прокол / контрольная резка выявленной неисправной КЛ в месте вскрытия - технологическая операция по обеспечению техники безопасности кабельных работКазалось бы – все - место повреждения найдено, однако оно еще не локализовано, поэтому далее: 5. Локализация повреждения и проверка исправности прочих участков кабельной линииЭлектролаборатория определяет, в какую сторону отрезать кабель и на какую длину. Обычно траншея вскрывается на +-5м от контрольной резки, концы зачищаются и проводится проверка "в обе стороны". Цель этих мероприятий - убедиться, что поврежденное место вырезано (8..10 м) и иных повреждений КЛ не имеет. Только теперь можно однозначно сказать, что повреждение найдено и кабель остается смуфтить и подать напряжение: 6. Установка соединительных кабельных муфт и кабельной вставки (7-10 м) 7. Приемо-сдаточные испытания кабеля с выдачей протокола по результатамПротокол действителен 72 часа, в случае если за это время не подать на кабель рабочее напряжение - испытания кабеля придется повторять. Желательно, этот пункт выполнить непосредственно в присутствии представителя энергоснабжающей организации (например, мастера участка МОЭСК), который тут же и даст команду на подачу напряжения. Стоимость ремонта кабельной линииВопреки некоторым предубеждениям, стоимость ремонта КЛ-10 кВ мало отличается от цены ремонта КЛ-0,4 кВ. Это связано с тем, что разница состоит только в типе устанавливаемых соединительных муфт, прочие действия по поиску места повреждения и кабельным работам неизменны. Базовые расценки на комплексный ремонт кабельных линий:
Более подробно стоимость работ иллюстрирует типовая смета "под ключ" Разумеется, Вы можете заказать, например, только определение места повреждения, а земляные работы и испытания кабеля выполнить самостоятельно, что, конечно, обойдется несколько дешевле. В заключениеКак видим, даже в самом простом и благоприятном случае, все не так быстро и просто, как это описывается некоторыми лабораториями - т.е. выполнить п.1 (приехать - воткнуть в землю флажок, мол, "здесь копать", уехать) не достаточно. Электролаборатории придется выполнить минимум 2 выезда, причем, пока не будут выполнены пункты с 1-го по 5-й, еще и не ясно, в единственном ли месте поврежден кабель. Подчеркнем еще раз – никакие «суперсовременные приборы» и «специалисты с огромным опытом работы» не позволят из выше приведенной последовательности что-то "выкинуть" – либо выполнить все – либо, рискуете остаться с тем с чего начинали – неисправным кабелем и не локализованным местом повреждения. obryv.ucoz.ru 6. Примеры выбора сечений проводов и кабелей6.1. Выбор сечений проводов вл 110 кВИсходные данные: напряжение Uн = 110кВ; максимальный ток Imах = 100А; количество часов использования максимума Тmах = 5000 ч/год; нормативный коэффициент эффективности введения линии в строй Ен = 0,15; климатическая зона — центр России; тип опор - стальные, одноцепные. Для выбора сечения проводов применим метод экономических интервалов. Во-первых, по табл. П.3 находим нормативный коэффициент амортизации ра = 0,024. Далее, используя график рис. П.1, по заданному значению Тmах=5000 ч/год находим значение времени потерь Т=3000 ч/год. С учетом климатической зоны по графику зависимости Сэ = f (τ) (рис. П.2) определяем удельную стоимость потерь энергии Сэ ≈ 2,35 руб/кВт-ч. Вычисляем значение:
На рнс.П.5 по значениям Imах=100А и находим точку N1, попадающую в зону экономического сечения Fэк=150 мм2. 6.2. Выбор сечения жил трехфазного кабеля кл 10 кВИсходные данные: напряжение Uн =10кВ; мощность нагрузки Sнагр = 2000 кВА , материал жил — алюминий; тип линии — одиночный кабель в траншее. Определяем длительно допустимую токовую нагрузку Iдоп= Iрасч/(Кпер∙Ксн) Где , значение коэффициента перегрузки и коэффициента снижения находим в табл. П.6 и П.7:Кпер=1,3; Ксн =1. Таким образом, Iдоп=89А. Далее по табл. П.5 для ближайшего большего тока длительно допустимой нагрузки (90 А) находим рекомендуемую площадь поперечного сечения жилы кабеля — 25 мм. 7. Примеры расчета релейных защит7.1. Расчет максимальной токовой защиты вл 10 кВИсходными данными для расчета МТЗ являются схема линии и следующие основные параметры: сопротивление питающей энергосистемы Zc; длина и тип проводов основной линии и ответвлений; параметры трансформаторов; тип и характеристики существующей токовой защиты. Исходные данные примера приведены на рис. 4. Расчет ведется для МТЗ АК-1, установленной в начале линии ВЛ 10кВ. Рис. 4. Схема электрической сети
Рис, 5. Схема включения генератора ток Существующей защитой является МТЗ АК-2 питающего трансформатора 35/10 кВ. Эта защита выполнена по двухрелейной схеме на реле прямого действия типа РТВ-1 (рис. 5). Защиту АК-1 целесообразно выполнить по такой же схеме. Для силовых трансформаторов на рис. 4 указаны только номинальные мощности, поскольку значения номинальных напряжений к.з. являются стандартными или близки к ним. Расчет ведется в следующем порядке. В первую очередь выбираются расчетные точки к.з., электрически наиболее удаленные от питающей подстанции. Такими для данной линии являются точки К1 и К2. Затем для расчетов токов к.з. определяются сопротивления участков линии. Необходимые для этого значения удельных сопротивлений проводов берутся из таблиц П.9 и П. 10. Результаты расчетов сопротивлений сводятся в соответствующую таблицу (табл. 3). Таблица 3 Определение сопротивлений участков ВЛ10 кВ
Вычисляются суммарные сопротивления до расчетных точек к.з.: rК1= 3 + 1,1 + 1,5 + 1,3 + 5,1 + 6,2 = 18,2 Ом ; Хк =9 + 0,6 + 0,8 + 0,4 + 1,8 + 1,8 = 14,4 Ом; zu ==23,3Ом. Ток при трехфазном к.з. в точке Kt определяется формулой где Ео — ЭДС энергосистемы (принимается равной среднему напряжению сети Uср.ном=10500 В). Аналогично рассчитывается ток трехфазного к.з. в точке К2. Результаты расчетов: 260 А;193A. На следующем этапе вычисляют ток срабатывания максимальной токовой защиты по формуле (1) где Кн - коэффициент надежности (учитывает разброс значений токов срабатывания реле), Кв - коэффициент возврата реле; Kсзп - коэффициент самозапуска, - максимальный рабочий ток. Значения Кн лежат в диапазоне 1,1-1,2 для реле типа РТ-40, РТ-80 или 1,2-1,4 для реле типа РТВ; Кв принимает значения 0,8-0,85 для реле типа РТ-40, РТ-80 или 0,6-0,7 для реле типа РТВ. Коэффициент самозапуска определяется долей электродвигателей в суммарной нагрузке и их типами. Для бытовой нагрузки Kсзп ≈ 1,2-1,3; для промышленной нагрузки преимущественно с двигателями напряжением 0,4 кВ Ксзп ≈ 2,0 - 3,0; для промышленной нагрузки с высокой долей (более 50%) двигателей 3-10 кВ Ксзп ≈ 3,5…5,0. Максимальный рабочий ток линии определим как сумму номинальных токов всех трансформаторов, питающихся от защищаемой линии = 20А. Таким образом, при использовании реле типа РТВ-1, промышленной нагрузке без высоковольтных двигателей и с учетом формулы (1) ток срабатывания защиты определяется так:
Далее рассчитываем ток срабатывания реле РТВ-1 по формуле , где Кск — коэффициент схемы при симметричном режиме; Кт — коэффициент трансформации трансформатора тока. Коэффициент схемы показывает, во сколько раз ток в реле защиты больше, чем вторичный ток трансформатора тока. Для схем соединения трансформаторов тока в звезду = 1, для схем "треугольник" и при работе на разность двух токов . Коэффициент трансформации Кт принимаем равным Кт = 50/5 (трансформатор типа ТПЛ-10). Таким образом, ток срабатывания реле Iср =100∙1/10 = 10А. На реле РТВ-1 такая уставка может быть выполнена (табл. П. 11). На следующем этапе необходимо проверить, достаточна ли чувствительность защиты. Ответ на этот вопрос дает расчет коэффициента чувствительности , где - минимальное значение тока при двухфазном к.з. в концезащищаемого участка. При КЧ≥1,5 чувствительность защиты достаточна. Если КЧ <1,5, то необходимо либо применить более совершенную защиту (например, дистанционную), либо уменьшить зону защиты (путем секционирования линии). В нашем случае расчет производим для точки К2 (с наименьшим током к.з.):
Кч= 170/100 = 1,7. Таким образом, чувствительность защиты достаточно высокая. Далее вычисляется коэффициент чувствительности в зоне резервирования, т.е. при к.з. на шинах низшего напряжения трансформаторов ответвлений. Выбираем ближайший трансформатор мощностью 100 кВ∙А и определяем ток через защиту при к.з. за этим трансформатором. Сопротивление трансформатора вычисляется по формуле, приведенной в табл. 1: . Токи трехфазного и двухфазного к.з. за трансформатором соответственно равны =152A; =0,865∙152 ≈ 131 А. Коэффициентчувствительности Это значение превышает норматив 1,2 [2]. Аналогично определяются коэффициенты чувствительности для к.з. за трансформаторами других ответвлений. При этом надо учесть, что ПУЭ [1] допускают нечувствительность максимальной токовой защиты к к.з. за удаленными маломощными трансформаторами. На следующем этапе выбираются время срабатывания и характеристика реле РТВ. Они должны быть согласованы по току и времени с параметрами срабатывания защитных устройств последующих и предшествующих элементов. Предыдущим элементом является трансформатор Т1 на 100 кВ∙А. Его защита в соответствии с [20; 21] осуществляется плавкими предохранителями. Последующим элементом является трансформатор 35/10 кВ, его защищает МТЗ АК-2. Значения номинальных токов плавких предохранителей выбирают по табл. П. 12. В нашем случае Iном =16 А. Для защиты трансформатора Т1 возможно применение как предохранителей типа ПКТ (с кварцевым песком в качестве наполнителя), так и типа ПВТ (выхлопных). Рис. 6. Карта селективности Допустим, что выбраны предохранители типа ПВТ - 10-16-1,6 (напряжение 10 кВ, номинальный ток 16 А, максимальный ток отключения 1,6 кА). Используя графики (рис. П.9), построим на карте селективности (рис. 6) типовую токовую характеристику предохранителя по точкам с координатами: 30 А - 5 с; 40 А — 2 с; 50 А — 1 с; 60 А — 0,6 с; 70 А — 0,4 с; 80 А — 0,3 с; 100 А — 0,22 с (график 1). Смещая график типовой характеристики вправо на 20%, получим предельную времятоковую характеристику (график 2) с координатами соответствующих точек: 36 А — 5 с; 48 А — 2 с; 60 А — 1 с; 72 А — 0,6 с; 84 А —0,4 с; 96 А — 0,3 с; 120 А —0,22 с. Ток срабатывания МТЗ АК-1 должен превышать не менее, чем на 10% ток плавления вставки предохранителя в начальной части (при t≥5c) предельной времятоковой характеристики. Для выбранного предохранителя tпл =5 с соответствует ток 30 А (рис. П.9), что существенно ниже ранее вычисленного тока срабатывания защиты Iс.з = 100 А. Ступень селективности 0,5...0,7 с между времятоковыми характеристиками защиты АК-1 и предохранителей желательно обеспечить при всех значениях тока к.з. Ступень селективности 0,7 с между существующей защитой АК-2 и защитой АК-1 должна быть обеспечена при максимальном токе к.з. в начале линии 1. В нашем случае этот ток практически равен току 640 А на шинах питающей подстанции. Рабочие точки защит АК-1 и АК-2, соответствующие этому значению тока, лежат на независимых частях времятоковых характеристик (см. рис. 6). Следовательно, для защиты АК-1 время срабатывания на независимой части характеристики определяется так: tс.з1≤ tс.з2-Δt=1,4-0,7=0,7с График времятоковой характеристики защиты АК-1 построим, используя односекундную характеристику реле РТВ-1 (рис. П. 11,а). Для этого на графике последней определим значения абсциссы К=Ip/Ic.p для нескольких значений tcз≥0,7 с, а затем вычислим значения токов к.з. по формуле Iк=КIс.р∙KTa/(100 Kcx), где в нашем примере Iср= 10 А; КТа= 10; Kсх = 1. Результаты вычислений сводим в табл. 4 и строим соответствующий график на карте селективности (график 3). Очевидно (см. график селективности), что при токах к.з. в диапазоне 120-160 А требуемая ступень селективности обеспечивается. Таблица 4
На следующем этапе проводим проверку правильности выбора времени срабатывания МТЗ по термической стойкости проводов защищаемой линии. За основу принимаем формулу , где — минимально допустимое сечение проводов, мм2; toтк — время от начала к.з. до отключения линии. Значение постоянной С для проводов с тяжением менее 1 даН/мм2 равно 91; с тяжением более 1 даН/мм2 — 69,5 [23; 24]. Для рассматриваемого примера tотк = tс.з1 + tо.в , где tс.з1 = 0,7 с - время срабатывания защиты; tо.в = 0,1 - время отключения выключателя. Таким образом, = (640/69,5)∙≈ 8,2 мм2, что меньше, чем у провода АС-35, принятого в примере на участках 1 и 2. На следующем этапе проводится расчет трансформаторов тока (Т.Т.), целью которого является проверка выполнения следующих трех условий:
Проверка на 10 %-ю погрешность проводится по кривым предельной кратности [22], которые для Т.Т. типа ТПЛ-10 приведены на рис. П. 13. Для реле РТВ-1 значения расчетного тока I1расч выбираются в среднем на 60 % выше тока срабатывания защиты Iс.з . Расчет предельной кратности производится по формуле: К10 = I1расч/I1ном.Т.Т. В нашем случае К10= 1,6∙100/50 = 3,2. Этому значению на кривой предельной кратности (рис. П. 13, кривая 1) соответствует максимальное допустимое сопротивление нагрузки Zн.доп ≈ 3,2 Ом. Расчетное сопротивление нагрузки определяется для двухрелейной двухфазной схемы (см. табл. П. 13) по формуле Zн.расч = 2rпр + Zp + rпер Сопротивление реле Zp для РТВ-1 при втянутом якоре и уставке 5 А рассчитывается по выражению Zp= S / I2 , где S — мощность, потребляемая реле; I - токовая уставка. Таким образом, Zp= 280/52= 2,8 Ом. Сопротивление проводов (Znp) можно не учитывать, т.к. реле РТВ устанавливаются (как и все другие реле комплектных распределительных устройств типа КРУ, КРУН, КСО и т.д.) непосредственно у трансформаторов тока. Переходное сопротивление контактов (гпер) обычно принимают равным 0,1 Ом. Итак, Zн.расч = 2,8 + 0,1 = 2,9 Ом, что меньше Zн.доп ≈ 3,2 Ом, следовательно, полная погрешность Т.Т. меньше 10 %. Проверка надежности замыкания контактов в силу конструктивных особенностей реле РТВ-1 не проводится [7]. Напряжение на выходах вторичной обмотки при к.з. в начале защищаемого участка определяется по формуле U2max = Kmax I2ном Zн.расч , где Кmax - максимальная кратность тока при к.з. в начале участка защиты; I2ном- номинальный вторичный ток трансформатора тока (обычно 5 А). В нашем случае Кmax = I1к max / I1ном ; КТа = 640/50 = 12,8; U2max = ∙12,8∙5∙2,9 ≈ 263 В. Полученное значение существенно ниже предельно допустимого значения 1000 В [ 1 ]. На этом, расчет защиты завершается. Результаты расчета оформляются в виде задания на наладку защиты. В задании указывается наименование линии, номер проектной схемы защиты, тип и коэффициент трансформации Т.Т., тип реле, выбранные уставки защиты, максимальный вторичный ток к.з. через защиту. Для реле с зависимой характеристикой дополнительно указывается, при каком токе реле должно срабатывать с заданным временем (например, 0,7 с при 160 % I2с.р ). Для защит, которые согласовываются с предохранителями 6 и 10 кВ, важно проверить, что при токе срабатывания время действия защиты составляет менее 5 с. studfiles.net Методика испытаний силовых кабельных линий 6 - 10 кВ1. Измерение сопротивления изоляции Измерение сопротивления изоляции КЛ производится мегаомметром на 2500 В. Измерения производятся на отключенных и разряженных линиях. Измерение сопротивления изоляции многожильных кабелей без металлического экрана (брони, оболочки) производится между каждой жилой и остальными жилами, соединенными между собой. Измерение сопротивления изоляции многожильных кабелей с металлическим экраном (броней, оболочкой) производится между каждой жилой и остальными жилами, соединенными вместе и с металлическим экраном (броней, оболочкой). Перед первыми и повторными измерениями КЛ должна быть разряжена путем соединения всех металлических элементов между собой и землей не менее чем на 2 мин. Отсчеты значений сопротивления изоляции производятся по истечении 1 мин с момента приложения напряжения. КЛ до 1 кВ считается выдержавшей испытания, если сопротивление изоляции составляет не менее 0,5 МОм. В противном случае кабель вновь разделывается. 2. Испытание изоляции кабелей повышенным выпрямленным напряжением Испытательное напряжение принимается в соответствии с табл. 29.1. РД 34.45-51.300-97. Разрешается техническому руководителю энергопредприятия в процессе эксплуатации исходя из местных условий как исключение уменьшать уровень испытательного напряжения для кабельных линий напряжением 6-10 кв до Uном. Для кабелей на напряжение до 35 кВ с бумажной и пластмассовой изоляцией длительность приложения полного испытательного напряжения при приемо-сдаточных испытаниях составляет 10 мин., а в процессе эксплуатации – 5 мин. Для кабелей с резиновой изоляцией на напряжение 3-10 кВ длительность приложения полного испытательного напряжения 5 мин. Кабели с резиновой изоляцией на напряжение до 1 кВ испытаниям повышенным напряжением не подвергаются. Токи утечки и коэффициенты асимметрии для силовых кабелей принимаются в соответствии с табл. 29.2. РД 34.45-51.300-97. Приложение повышенного напряжения создаёт в испытываемой изоляции увеличенную напряженность электрического поля, что позволяет обнаруживать дефекты, вызвавшие недопустимое для дальнейшей эксплуатации высоковольтного кабеля снижение электрической прочности его изоляции, не обнаруживаемые другими способами (например, мегаомметром). При испытании повышенным напряжением постоянного тока особенно отчетливо выявляются местные сосредоточенные дефекты. Так как в большинстве случаев кабельные линии выходят из строя именно из-за появления в них местных дефектов (механические повреждения, коррозия, монтажные и заводские дефекты), регулярные испытания кабельных линий повышенным напряжением постоянного тока получили наиболее широкое распространение. Кроме того, испытание кабельных линий повышенным напряжением постоянного тока диктуется следующим обстоятельством. Для испытания кабельных линий переменным током требуется большая мощность испытательной установки. Так, например, мощность установки для испытания кабеля напряжением 10 кВ и длиной 2000м составляет: P=wCU210-3=3140.54102103=170 кВа, Где w – угловая частота испытательного напряжения. С – ёмкость кабеля напряжением 10 кВ, примерно равная 0,27 мкф/км. U- испытательное напряжение, кВ. При испытании этого же кабеля постоянным током мощность установки составит : P = UIут = 10x1x10-3 = 10 Вт, Где Iут – ток утечки, принимаемый равным 1 мА. Основным назначением испытаний кабеля повышенным напряжением постоянного тока является доведение ослабленного места в них до пробоя с целью предотвращения аварийного выхода из строя кабельной линии в эксплуатации. Повышенное выпрямленное напряжение для испытания изоляции кабеля обычно получают от установки переменного тока с помощью выпрямительного устройства. В комплект такой испытательной установки входят: трансформатор переменного тока, рассчитанный на нужное напряжение; выпрямитель; регулировочное устройство, изменяющее величину напряжения на трансформаторе, а следовательно, и величину выпрямленного напряжения; комплект контрольно-измерительных приборов. Напряжение испытательной установки должно быть выбрано в соответствии с наивысшим напряжением, принятым для испытываемой изоляции кабеля, согласно ПУЭ. Ток, проходящий через изоляцию при испытании выпрямленным напряжением, в большинстве случаев не превышает величину 5-10 мА, что и определяет требования к пропускной способности выпрямителя, а следовательно, и к мощности трансформатора переменного тока. Регулировочное устройство должно обеспечивать плавное регулирование напряжения трансформатора от нуля до полного испытательного напряжения. Ступень регулирования напряжения не должна превышать 1-1,5% величины номинального напряжения обмотки трансформатора. В цепи, питающей регулировочное устройство, помимо коммутирующих элементов с видимым разрывом рекомендуется иметь автоматы и плавкие предохранители, обеспечивающие защиту испытательного трансформатора при недопустимых перегрузках и коротких замыканиях. Поскольку на правильность отсчета тока утечки, особенно в нестационарном режиме, имеет большое влияние стабильность напряжения, подводимого от источника питания, рекомендуется снабжать установку стабилизатором напряжения. Измерительный прибор для измерения тока утечки должен давать возможность отсчета токов от 0,5-1,0 до 1000 мкА. Прибор должен быть снабжен устройством, полностью его шунтирующим, это исключит повреждение прибора бросками ёмкостного тока и тока абсорбции при заряде и разряде объекта. Стационарные и передвижные высоковольтные испытательные установки, предназначенные для получения выпрямленного напряжения, должны выполняться с соблюдением следующих условий: • конструкция установки должна обеспечивать минимальную затрату времени на испытания при создании безопасных условий работы, простоту обслуживания установки, надёжность и бесперебойность работы в условиях частой транспортировки; • электрическая схема установки должна быть снабжена коммутирующим аппаратом, обеспечивающим создание видимого разрыва в цепи питания источников высокого напряжения; • металлические конструкции, баки, аппараты, нулевой вывод испытательного трансформатора и другие элементы установки, подлежащие заземлению, должны быть надёжно связаны с внешним заземляющим контуром. Всем этим требованиям отвечают переносные испытательные установки типа АИИ-70 или АИД-70, а также заводские передвижные лаборатории, например ЭИЛ и СПЭИИ. Изоляция многожильных кабелей без металлического экрана (брони, оболочки) испытывается между каждой жилой и остальными жилами, соединенными между собой и с землей. Изоляция многожильных кабелей с общим металлическим экраном (броней, оболочкой) испытывается между каждой жилой и остальными жилами, соединенными между собой и с экраном (броней, оболочкой). Изоляция многожильных кабелей в отдельных металлических оболочках (экранах) испытывается между каждой жилой и оболочкой, при этом другие жилы должны быть соединены между собой и с оболочками. Допускается одновременное испытание всех фаз таких кабелей, но с измерением токов утечки в каждой фазе. При всех указанных выше видах испытаний металлические экраны (броня, оболочки) должны быть заземлены. Пластмассовые оболочки (шланги) кабелей, проложенных в земле, испытываются между отсоединенными от земли экранами (оболочками) и землей. При испытаниях напряжение должно плавно подниматься до максимального значения и поддерживаться неизменным в течение всего периода испытания. Отсчет времени приложения испытательного напряжения следует производить с момента установления его максимального значения. В течение всего периода выдержки кабеля под напряжением ведется наблюдение за значением тока утечки и на последней минуте испытания должен быть произведен отсчет показаний микроамперметра. КЛ считается выдержавшей испытания, если во время их проведения не произошло пробоя или перекрытия по поверхности концевых муфт и значения токов утечки и их асимметрии не превысили норм, а также не наблюдалось резких толчков тока. Если значения токов утечки стабильны, но превосходят нормы, КЛ может быть введена в работу, но с сокращением срока до последующего испытания. При заметном нарастании тока утечки или появлении толчков тока продолжительность испытания следует увеличить до 15 мин и если при этом не происходит пробоя, то КЛ может быть включена в работу с повторным испытанием через 1 мес. Если значения токов утечки и асимметрия токов утечки превышают нормы, необходимо осмотреть концевые заделки и изоляторы, устранить видимые дефекты (пыль, грязь, влага и т.п.) и произвести повторные испытания. После каждого испытания производят повторное измерение сопротивления изоляции с помощью мегаомметра на 2500 В для того, чтобы убедиться, что производство испытаний не ухудшило состояние изоляции кабеля. 3. Определение целости жил кабеля и фазировка КЛ Определение целости жил кабелей производится мегаомметром при соединении проверяемой жилы на другом конце кабеля с землей. Таким же образом производится предварительная фазировка КЛ. Если на одном из концов кабеля проверяемая жила подсоединяется к фазе «А», то на другом конце она должна подсоединиться тоже к фазе «А». На основании «прозвонки» делается раскраска жил. Перед включением в работу КЛ фазируется под напряжением. Для этого с одного конца на кабель подается рабочее напряжение, а с другого конца проверяется соответствие фаз измерениями напряжений между одноименными и разноименными фазами КЛ и шинами распределительного устройства, где производится фазировка. Работа указателя обеспечивается только при двухполюсном его подключении к электроустановке. Применение диэлектрических перчаток при этом обязательно. Исправность указателя проверяется на рабочем месте путем двухполюсного подключения указателя к земле и фазе. Сигнальная лампа исправного указателя при этом должна ярко светиться. НТД и техническая литература: • Межотраслевые правила по охране труда (ПБ) при эксплуатации электроустановок. ПОТ Р М — 016 — 2001. — М.: 2001. • Правила устройства электроустановок Глава 1.8 Нормы приемосдаточных испытаний Седьмое издание • Объем и нормы испытаний электрооборудования. Издание шестое с изменениями и дополнениями — М.:НЦ ЭНАС, 2004. • Наладка и испытания электрооборудования станций и подстанций/ под ред. Мусаэляна Э.С. -М.:Энергия, 1979. • Сборник методических пособий по контролю состояния электрооборудования. – М.: ОРГРЭС, 1997. • Правила применения и испытания средств защиты… Издание девятое.- М.: 1993. www.etlpro.ru | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
||||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||
|
