Инструкция по эксплуатации силовых кабельных линий. Часть. Кабельные линии напряжением 110 500 кВ

2. При испытании линии напряжение подается на одну из фаз, две другие фазы заземляются. При испытании повышенным выпрямленным напряжением к испытуемой жиле кабеля присоединяется отрицательный полюс установки. Повышение напряжения производится плавно (1 – 2 кВ/с), при этом производится наблюдение за короной и разрядами по концевым муфтам, а также за токами, протекающими через изоляцию (токи утечки).

3. Измерение токов утечки в целях предотвращения погрешностей за счет токов короны и различных паразитных токов утечек во всей испытательной схеме производится с помощью прибора, включенного на стороне высокого напряжения при одновременном экранировании прибора и провода, соединяющего испытательную установку с кабелем.

Погрешность в измерении тока утечки из-за короны на верхней часта муфты устраняют применением экрана, на который подается потенциал испытательного напряжения (рисунок 22).

В случае необходимости принимаются меры по устранению погрешностей из-за поверхностных токов утечек, протекающих по изоляторам концевых муфт, наложением на них охранных колец.

4. Если при испытаниях кабельной линии появляются толчки тока или токи утечки будут возрастать, испытание следует продолжить еще на 5-10 мин. При дальнейшем повышении тока утечки или увеличении толчков тока испытания следует прекратить и поставить об этом в известность главного инженера электрической сети района или электростанции.

5. Порядок производства испытаний следующий:

- линия отключается, токоподводящие шины отсоединяются от концевых муфт, тщательно осматриваются все элементы линии, производится очистка изоляторов;

- у противоположного конца линии устанавливают наблюдающего, который следит за всем происходящим на концевых муфтах во время испытания линии;

- собирают схему испытаний и производят испытания;

- после испытаний кабель разряжается. Разрядку производят через 1 - 2 мин после снятия напряжения штангой или специальными заземляющими ножами (имеющимися в испытательной установке) через ограничительный резистор.

1 – экранированный провод от испытательной установки;

4 – охранные кольца на изоляторах концевых муфт;

5 – экранирующие колпаки для головок муфт; 6 – испытуемый кабель;

7 – кабель, используемый для подсоединения экранов.

Приложение 18

к «Инструкции по эксплуатации силовых кабельных линий. Часть. 2. Кабельные линии напряжением 110 – 500 кВ»
Методика определения места утечки масла
Для определения места утечки масла на линии между колодцами К3 и К7 (рисунок 23) производится замораживание кабеля в колодце К5. Затем в течение 1 – 1,5 ч через каждые 5 мин снимаются показания манометров в колодцах К3 и К7. Если манометр (например, в колодце К7) показывает постоянное снижение давления в линии (на участке между колодцами К5 и К7), а показания манометра в колодце К3 остаются неизменными, следовательно, утечка масла имеет место на участке линии между колодцами К5 и К7. Затем производится замораживание кабеля в колодце К6 и снимаются показания манометров, как указано выше. Если показания манометра в колодце К7 остаются неизменными, а манометр в колодце К3 доказывает постоянное снижение давления, то это свидетельствует о том, что утечка масла происходит на участке линии между колодцами К3 и К6.

1 – колодец; 2 – манометр; 3 – соединительная муфта; 4 – кабель.
Рисунок 23 – Схема определения места утечки масла.
Как установлено ранее на участке линии между колодцами К3 и К5 утечки масла нет. Следовательно, утечка имеет место на участке между колодцами К5 и К6. Более точное определение места утечки масла производится последовательным вскрытием трассы кабеля на участке между колодцами К5 и К6, замораживанием кабеля и постепенным приближением к месту утечки масла.

Приложение 19

к «Инструкции по эксплуатации силовых кабельных линий. Часть. 2. Кабельные линии напряжением 110 – 500 кВ»
Перечень

приемно-сдаточной документации
При сдаче кабельной линии в эксплуатацию представляется следующая документация:

- проект кабельной линии, скорректированный и согласованный с заводом-изготовителем кабеля и эксплуатирующей организацией, имеющий в своем составе мероприятия по антикоррозионной защите;

- исполнительный чертеж трассы с указанием места установки муфт и исполнительные профили линий, чертежи колодцев, туннелей, концевых участков, подпитывающих пунктов с точным указанием на чертежах всего расположенного в них оборудования;

- материалы по согласованию трассы кабельной линии;

- протоколы заводских испытаний кабелей и муфт, а также подпитывающей аппаратуры;

- акты о состоянии кабелей на барабанах;

- кабельный журнал с указанием количества и типов смонтированных муфт, даты их монтажа, фамилий электромонтеров, длин секций, номеров барабанов и номеров строительных длин;

- акты строительных и скрытых работ с указанием пересечений и сближений кабелей со всеми подземными коммуникациями;

- акты на монтаж кабельных муфт;

- протокол испытания кабельной линии повышенным напряжением после прокладки;

- результаты коррозионных изысканий в соответствии с проектом (протоколы анализа грунтов трассы кабельной линии по характерным участкам и измерений блуждающих токов, потенциальные диаграммы);

- исполнительные высотные отметки кабеля и подпитывающей аппаратуры (для линий 110 - 220 кВ низкого давления);

- протоколы испытаний защитных покровов;

- результаты испытаний масел из всех элементов линий;

- результаты пропиточных испытаний и испытаний на свободное протекание масла на линиях низкого давления;

- результаты опробования и испытаний подпитывающих агрегатов на линиях высокого давления;

- результаты проверки системы сигнализации давления;

- результаты испытания устройств автоматического подогрева концевых муфт;

- результаты измерения токораспределения по фазам;

- результаты измерения рабочей емкости жил кабелей;

- результаты измерения активного сопротивления жил кабелей;

- результаты измерения сопротивления изоляции;

- результаты измерений сопротивления заземления колодцев и концевых муфт;

- акт проверки и испытаний автоматических стационарных установок пожаробезопасности;

- протокол контроля усилий тяжения в процессе прокладки;

- инвентарная опись всех элементов кабельной линии.

Приложение 20

к «Инструкции по эксплуатации силовых кабельных линий. Часть. 2. Кабельные линии напряжением 110 – 500 кВ»

1.1. Конструктивные данные линии.

1.2. Технические данные линии.

1.3. Эксплуатационные данные линии.

2. В разделе «Конструктивные данные кабельной линии» должны быть приведены:

2.1. Тип, сечение и номинальное напряжение кабеля.

2.2. Длина линии и число цепей.

2.3. Адрес линии.

2.4. Дата ввода линии во временную и промышленную эксплуатацию.

2.5. Объем масла в линии.

3. В разделе «Технические данные кабельной линии» должны быть приведены:

3.1. Сведения о прокладке кабельной линии:

- номера барабанов с кабелем;

- строительные длины кабеля;

- масса строительной длины;

- номера колодцев;

- номера секций, цепей и наименование фаз;

- дата прокладки;

- усилие тяжения;

- условия прокладки;

- фамилия, инициалы и должность лица, ответственного за прокладку;

- подпись лица, ответственного за прокладку.

3.2. Схема трассы линии с указанием улиц и переулков, по которым проходит трасса, мест размещения колодцев, подпитывающих пунктов, концевых муфт.

3.3. Профиль трассы линии с указанием значений абсолютных отметок по линии.

3.4. Адресный список трассы линии с указанием улиц и переулков, на которых расположены колодцы.

3.5. Схема трассы контрольного кабеля и конструктивные данные кабеля.

3.6. Схема фазировки линии.

3.7. Схема маслоподпитывающей системы с указанием мест размещения, количества и типа подпитывающей аппаратуры.

3.8. Электрические характеристики линии (емкость по фазам, сопротивление жил и изоляции, токи утечки при испытании, длина кабельной линии по прибору ИКЛ).

3.9. Сведения о результатах пропиточных испытаний каждой секции, каждой фазы кабеля.

3.10. Данные о монтаже соединительных, стопорных и концевых муфт с указанием номеров муфт, номеров строительных длин (концов) кабеля, места расположения (монтажа) муфт, заводских номеров муфт, наименование цепи и фазы, дата монтажа, фамилии и инициалы руководителей монтажа и монтеров.

4. В разделе «Эксплуатационные данные кабельной линии» должны быть приведены:

4.1. Результаты нагрузочных испытаний линии на герметичность и др.

4.2. Результаты измерений токовых нагрузок с указанием даты измерения и тока нагрузки.

4.3. Результаты измерения температуры нагрева кабелей.

4.4. Сведения о повреждениях кабельной линии с указанием даты, места и причины повреждения.

4.5. Сведения о ремонтах кабельной линии с указанием даты ремонта.

4.6. Сведения о проверке устройств телесигнализации давления масла с указанием даты, места проверки и значений уставок.

4.7. Сведения о регулировании системы маслоподпитки.

4.8. Сведения о проверке значений сопротивлений заземлений с указанием даты измерений и значения сопротивления контура заземления.

4.9. Сведения по контролю над блуждающими токами.

4.10. Сведения о земляных работах.

Приложение 21

к «Инструкции по эксплуатации силовых кабельных линий. Часть. 2. Кабельные линии напряжением 110 – 500 кВ»
Температурный мониторинг кабельных линий высокого напряжения

на основе кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена
В современных условиях часто меняющейся нагрузки кабельные линии высокого напряжения требует постоянного контроля над тепловыми процессами, происходящими внутри кабельной линии на всём её протяжении. Особенно это актуально для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена (СПЭ - кабели). Связано это, как известно, с тем, что даже кратковременное превышающее температурное воздействие на сшитый полиэтилен приводит к изменению изолирующих свойств полиэтилена.

Одно из современных решений контроля температуры в кабелях из сшитого полиэтилена – использование систем мониторинга, основанных на обратном рассеянии света в оптическом волокне. Оптические волокна, либо встроенные непосредственно в силовой кабель, либо прикреплённые к кабелю снаружи, позволяют регистрировать температурную кривую вдоль всей кабельной трассы.

В целом системы температурного мониторинга достаточно сложны - здесь используются разработки в области оптоэлектроники. Общий принцип работы и используемые физические законы одни – в оптический световод излучаются мощные импульсы лазера, затем измеряется спектральный состав обратного (Рамановского) рассеяния – при изменении свойств стекловолокна под воздействием локальной температуры для конкретного места определяется температура изменения.

Внешне система мониторинга – это стойка, в которой размещаются блоки аппаратуры, включая блоки лазерного излучения и измерения, обработки сигналов и хранения данных, источник бесперебойного питания, монитор, клавиатура и оптическая распределительная коробка для подключения оптических волокон, идущих с кабельной линии.

Все предлагаемые системы мониторинга в режиме реального времени определяют места локальных перегревов и превышение допустимых значений температуры с возможностью передачи информации на диспетчерские пункты. Системы мониторинга аккумулируют данные для возможности определения остаточного срока службы кабельной линии высокого напряжения на основе «исторических» данных распределения температуры по её длине.

Для мониторинга могут применяться системы типа ПТС (ПТС-1000, ПТС-1500 и аналоги).

В базовой комплектации ПТС-1000 время измерения одного канала (одной фазы) для линии длиной 10 км - 2 минуты (с температурным разрешением 0,1°С - см. таблицу 19, в которой приведены технические характеристики ПТС-1000). Реализованная технология обеспечивает сбор динамических температурных данных в режиме реального времени по всей длине высоковольтного СПЭ-кабеля более чем в 40000 точках с разрешающей способностью в 1 метр с помощью многомодового оптического волокна, вмонтированного в XLPE-кабель

Система мониторинга типа ПТС имеет высокую производительность и надёжность - наработка на отказ 11 лет. Положительным моментом системы ПТС является адаптация к системам передачи данных с учётом отечественных условий.

Система мониторинга позволяет решить три основных проблемных вопроса эксплуатации подземных кабелей из сшитого полиэтилена, которые в значительной степени определяют срок службы кабеля в связи с технологическими особенностями конструкционных материалов:

- превышал ли кабель свою номинальную рабочую температуру; если да - то, как долго и в каком месте;

- превышал ли кабель свою максимально допустимую температуру; если да - то, как долго и в каком месте;

- предсказывать допустимую электрическую нагрузку на кабель, в случае, если температура кабеля достигнет своей максимальной расчётной температуры.

Обладая этой информацией, эксплуатирующая организация, имеет возможность оценить остаточный срок службы высоковольтного кабеля.

Система мониторинга кабельных линий высокого напряжения «ПТС-1000»:

- обеспечивает точными температурными данными для оценки состояния кабеля в реальных условиях эксплуатации;

- позволяет определять остаточный срок службы высоковольтного кабеля на основе исторических данных распределения температуры по его длине;

- предоставляет действующие температурные значения для систем динамического управления нагрузкой;

- определяет места локальных перегревов и превышение допустимых значений температуры кабеля;

- дополнительно обеспечивает раннее выявление мест возникновения пожара в кабельном тоннеле или в трубопроводе;

- позволяет осуществлять контроль состояния оптоволокна внутри высоковольтного кабеля;

- обеспечивает автоматическую передачу вышеуказанных данных в места информационного потребления и сбора данных;

- позволяет осуществлять удаленное управление системой, возможность реконфигурации системы, перекалибровки или удаленное изменения программ.