Указания по ремонту отдельных элементов маслонаполненных

Бак давления с течью масла подлежит замене.

1.2. Ремонт бака давления и заполнение его маслом производится в стационарных условиях (в мастерских) по специальной заводской инструкции. Отключение линии при замене бака давления не требуется.
2. Ремонты стального трубопровода кабельной линии

высокого давления
2.1. Ремонт сквозных отверстий в трубопроводе рекомендуется производить следующим образом:

• 
  давление масла в трубопроводе снижают до минимально возможного значения, но так, чтобы в верхних частях линии (с наивысшей отметкой) оно было не менее 4,910⁴ Па (0,5 кгс/см²);
  
• 
  снимают в месте повреждения антикоррозионную изоляцию;
  
• 
  сквозное отверстие закрывают пробкой и накладывают на нее с помощью специального хомута накладку, которую затем приваривают к трубопроводу по периметру. После приварки накладки хомут снимают;
  
• 
  давление масла в линии повышают до нормального значения, после чего линия включается в эксплуатацию;
  
• 
  отремонтированное место линии находится под наблюдением несколько дней, после чего антикоррозионная изоляция восстанавливается.
  

3.2. Ремонт и проверка масляного насоса производятся совместно с ремонтом и проверкой соответствующего перепускного клапана, как правило, только при неисправности или отказе в работе одного из них.

После выявления дефектного насоса или клапана подпитка линии переводится на одну ветвь с исправным нагнетательным насосом и перепускным клапаном.

3.3. По окончании ремонта насос и перепускной клапан включаются в схему агрегата только после удаления воздуха из труб, примыкающих к насосу и клапану, которое производится в соответствии с указаниями, приведенными ниже.

3.3.1. Вакуумирование выведенной из работы части подпитывающего агрегата производится через импульсную трубку электроконтактного манометра 9 (рисунок 14).

1, 5, 7, 8 – сильфонные вентили с электромагнитным приводом;
2 – масляный насос с электроприводом; 3 – обратный клапан; 4 – перепускной клапан; 6 – сильфонный вентиль с механическим приводом; 9 – импульсная, трубка (от щита управления); 10 – сливной бак; 11 – вакуумный насос.
Рисунок 14 – Схема вакуумирования цепей подпитывающего агрегата через импульсную трубку (при ремонтных работах).
До установки на место всех элементов выведенной из работы части схемы производится их тщательная очистка от грязи и промывка горячим маслом марки С-220.

3.3.2. Для вакуумирования соответствующий электроконтактный манометр снимается. Освободившийся конец импульсной трубки подсоединяется к схеме вакуумирования, как это показано на рисунке 14.

3.3.3. Вакуумирование производится при закрытых вентилях у маслобака (на линии 1) и остальных открытых вентилях.

3.3.4. В качестве вакуумного насоса при необходимости используется один из вакуумных насосов подпитывающего агрегата.

Если использование вакуумного насоса агрегата невозможно по условиям работы установки, то в этом случае для вакуумирования используется дополнительный вакуумный насос.

3.3.5. Вакуумирование производится в течение 1 ч с момента достижения вакуума 2,610² Па (2 мм рт. ст.). После вакуумирования производится испытание на натекание. Если в течение 30 мин натекание не будет больше 1,310² (1 мм рт. ст.), отвакуумированная часть схемы включается в работу.

Перед вакуумированием следует обращать внимание на наличие масла в корпусе нагнетательного насоса.

3.3.6. Открывается вентиль у маслобака и производится слив 20 – 30 л масла через импульсную трубку в сливной бак. Затем перекрывается кран сливного бака, отсоединяется свинцовая трубка от импульсной и под струей масла ввертывается электроконтактный манометр.

3.3.7. Восстанавливается нормальная схема подпитки, а управление масляным насосом 2 переводится на автоматическое.

3.3.8. При неудовлетворительных результатах испытания на натекание к свободному концу импульсной трубки подсоединяется баллон с сухим азотом и подается давление около 0,490 – 0,580 МПа (5 – 6 кгс/см²). Неплотности обнаруживаются покрытием фланцевых соединений мыльной пеной. После отыскания неплотности производится повторное вакуумирование, а затем заполнение маслом так, как это изложено выше.

3.4. О неисправностях электромагнитного воздушного клапана судят по показаниям соответствующих вакуумметров при включении вакуумного насоса, которые или остаются без изменения или очень медленно возрастают. Вакуумный насос с клапаном, в котором имеется неисправность, должен быть отключен.

3.5. Неисправный вакуумный насос демонтируется, подвергается проверке и ремонту. Работу агрегата обеспечивает резервный вакуумный насос, имеющийся в установке.

3.6. К неисправностям сильфонных вентилей относятся продольные течи или повреждения сильфонных элементов вентилей.

При продольной течи вентиль в положении «закрыто» пропускает масло (или воздух).

Для устранения продольной течи или повреждений сильфона вентиль демонтируется и подвергается ремонту и проверке. При повреждении сильфона вентиль в зависимости от положения в схеме пропускает наружу масло или внутрь воздух.

Вентили с поврежденным сильфоном легко выявляются при осмотре агрегата.

Вентили с поврежденным сильфоном в вакуумной части установки выявляются по падению вакуума в соответствующем узле после проверки отсутствия неплотностей в других элементах схемы. Вентиль, имеющий поврежденный сильфон, снимается с агрегата для замены и впайки нового сильфона.
4. Аварийные режимы работы маслоподпитывающих агрегатов
4.1. Сигнал об аварийном состоянии агрегата срабатывает по следующим причинам:

- понижение давления масла в кабельной линии ниже допустимых пределов из-за неисправности нагнетательного насоса или утечки масла в линии, превышающей производительность насоса;

повышение давления в линии более допустимых пределов из-за отказов в - работе перепускных клапанов, вследствие нарушения их регулировки или неисправности;

- чрезмерно длительная работа нагнетательных насосов (больше 3 - 5 мин) из-за большой утечки масла в линии;

- падение вакуума в баке-хранилище из-за появления неплотностей в вакуумной системе или неисправности вакуумного насоса;

- снижение уровня масла в баке-хранилище ниже допустимого предела из-за большой утечки масла в отдельных элементах линии.

4.2. Во всех случаях снижения давления в линиях ниже допустимых пределов проверяется исправность маслонасосов. Если насосы исправны, принимаются меры к отысканию утечки на линии.

4.3. При падении вакуума в баке-хранилище переключается откачка воздуха на резервный насос. Дальнейшее снижение вакуума укажет на неплотности в самом баке-хранилище.

4.4. При аварийном понижении давления при групповой подпитке линий автоматически закрываются сильфонные вентили электромагнитным приводом. Вслед за этим дежурный персонал вручную закрывает соответствующие сильфонные вентили, включенные последовательно с вентилями с электромагнитным приводом.

4.5. При больших утечках масла возможна неселективная работа сильфонных вентилей с электромагнитным приводом и отключение от коллектора вместе с поврежденной линией исправных линий. В этом случае по показаниям манометров на линиях находят поврежденную линию, аварийно снимают с нее напряжение и восстанавливают давление на неповрежденных линиях подъемом вручную вентилей с электромагнитным приводом.

4.6. При появлении сигнала о недопустимо длительной работе маслонасосов рекомендуется проверить, не происходит ли понижение уровня масла в баке, которое будет указывать на повреждение кабельной линии.

При отсутствии понижения уровня масла в баке следует поочередно перекрыть вентили на магистралях перепускных клапанов и проверить их исправность.

При обнаружении неисправного клапана последний выводится в ремонт.

Если указанными мерами не удается выяснить причину непрерывной работы насосов, необходимо перевести их на ручное управление. Если при отключенных насосах давление в линиях не будет резко падать, то неисправен насос.

При резком падении давления в коллекторе следует проверить исправность кабельных линий.
5. Устройство неисправностей в концевых устройствах
5.1. При появлении слабых течей во фланцевых соединениях медных разветвительных труб необходимо подтянуть болты фланцевых соединений.

5.2. При чрезмерно сильной затяжке болтов иногда наблюдается деформация фланцев, которая приводит к увеличению переходного электрического сопротивления во фланцевом соединении и заметному перегреву фланцев токами, наведенными в разветвительных медных трубах.

Для предотвращения перегрева фланцевого соединения следует наложить на него шунт из медной шины, зажав последнюю под один из стяжных болтов фланцевого соединения.

5.3. При появлении сильной течи во фланцевых соединениях (нарушение целостности металлоасбестовой прокладки), в целом месте или местах сварок медных разветвительных труб, а также при нарушении герметичности камер высокого давления концевых муфт (повреждения бакелитового цилиндра или его торцевых уплотнителей), во всех этих случаях, сопровождающихся значительным вытеканием масла и спадом давления в линии, необходимо отключить линию, перекрыть обходной вентиль на полустопоре и предотвратить тем самым значительные потери масла из линии. При применении полустопорного устройства (рисунок 15) просачивается незначительное количество масла из стального трубопровода в разветвительные устройства и концевые муфты.

высокого давления (показано уплотнение одной фазы).

После указанного ремонта разветвительное устройство вместе с концевыми муфтами вакуумируется, проверяется на герметичность (натекание воздуха) и заполняется маслом (через обходный вентиль полустопорного устройства с подачей масла от подпитывающего агрегата или предварительным заполнением системы маслом от передвижной дегазационной установки).

Приложение 10

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

- потенциалов оболочек кабелей по отношению к медно-сульфатному электроду сравнения;

- разности потенциалов между оболочкой кабеля и другими подземными сооружениями и рельсами электрифицированного транспорта;

- значений силы и плотности токов и их направления в тех же местах и цепях, где производились измерения потенциалов.

2. Для измерений потенциалов блуждающих токов рекомендуется применять вольтметр с внутренним сопротивлением не менее 20 000 Ом на 1 В с пределами измерений 75 - 0 - 75 мВ; 0,5 - 0 - 0,5 В; 1 - 0 - 1 В; 5 - 0 - 5 В или с другими близкими к указанным пределами.

Если разности потенциалов не превышают 1 В, следует применять неполяризующийся медно-сульфатный электрод сравнения; при больших разностях потенциалов могут быть использованы металлические электроды (штыри).

3. Резко переменный характер блуждающих токов обусловливает следующие требования к методике их измерений.

В каждом контрольном пункте измерения следует производить в течение 10 – 15 мин через каждые 5 – 10 с.

В зонах отсутствия блуждающих токов время измерения потенциалов в каждой точке ограничивают 3 – 5 мин. Отсчеты должны производиться через каждые 15 – 20 с.

По данным измерений определяются средние значения потенциалов и токов. В знакопеременных зонах средние потенциалы подсчитываются отдельно для каждой полярности.

4. Измерения блуждающих токов следует производить в часы наиболее интенсивного движения транспорта (трамваев, поездов электрифицированной железной дороги).

5. Измерения блуждающих токов на кабельных линиях производятся по исследуемой трассе в каждом кабельном колодце (в местах расположений соединительных муфт).

6. Конструкции контрольно-измерительных пунктов с учетом местных условий бывают различными (настенные, подземные и др.).

7. При наличии сложных узлов подземных сооружений и перетоков блуждающих токов с одних сооружений на другие измерения блуждающих токов должны производиться одновременно всеми заинтересованными организациями. Полученные данные измерений после рассмотрения и анализа позволят наметить наиболее обоснованные и правильные меры борьбы с коррозией.

Приложение 11

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

- в местах, где имеются подозрения на агрессивные свойства грунтов (торфяные, черноземные, солончаковые, засоренные шлаком, строительным мусором и т.д.);

- в местах, где уже наблюдалось разрушение оболочек кабелей коррозией (особенно там, где нет блуждающих токов, или где их уровень низок);

- по трассам вновь прокладываемых кабельных линий.

Отбор пробы грунтов рекомендуется производить в местах всякого рода ремонтных работ.

2. Пробы грунта на химический анализ отбираются с глубины прокладки кабеля через каждые 1000 м при однородном и через каждые 500 м при неоднородном характере грунта.

В торфяных, черноземных, солончаковых и насыпных грунтах отбираются по три пробы на расстоянии 300 – 500 м.

Масса одной пробы составляет не менее 500 г, причем 70 % этой пробы берется с глубины заложения кабеля и по 15 % со стенок шурфа или траншеи в двух характерных по цвету, составу и влажности местах. Все три части перемешиваются и помещаются в закрытую пронумерованную тару, не допускающую загрязнения пробы.

3. При наличии на трассе участков с грунтовыми и другими водами также следует устанавливать их коррозионные свойства отбором и анализом проб.

Проба воды отбирается в чистые сухие бутылки емкостью 1 л, предварительно 2 – 3 раза промытые отбираемой водой. Бутылки закрываются жесткими корковыми или резиновыми пробками. На бутылку прикрепляется этикетка с указанием номера объекта, номера пробы, места и даты отбора.

4. Коррозионная активность грунтов, грунтовых и других вод по отношению к свинцовой оболочке кабелей определяется по концентрации в них водородных ионов рН, содержание органических и азотистых веществ (нитрат-ионов и общей жесткости воды (таблица 12 и 13).

Коррозионная активность грунтов, грунтовых и других вод по отношению к алюминиевой оболочке кабелей определяется по концентрации водородных ионов рН, содержанию ионов хлора и железа (таблица 14 и 15). Степень коррозионной активности грунтов, грунтовых и других вод на основании результатов химического анализа устанавливается в соответствии с нормами, приведенными в таблицах 12 – 15.

5. Оценку коррозионной активности грунтов допускается производить также по потере массы стальных образцов и определением удельного электрического сопротивления грунтов.

При определении коррозионной активности грунтов различными методами принимается показатель, указывающий на более высокую степень коррозионности.

6. Определение коррозионной активности грунтов по потере массы стальных образцов выполняется следующим образом.

6.1. Образец представляет собой стальную трубку длиной 100 мм и внутренним диаметром 19 мм.

6.2. Перед испытанием поверхность образца очищают от ржавчины и окалины корундовой шкуркой, обезжиривают ацетоном, высушивают фильтровальной бумагой, выдерживают сутки в эксикаторе с хлористым кальцием и взвешивают с погрешностью не более 0,1 г.

6.3. Образец помещают в жестяную банку высотой 110 мм и внутренним диаметром 80 мм. Для изоляции образца от дна банки в один из его торцов вставляют резиновую пробку так, чтобы она выступала на 10 – 12 мм.

6.4. Банка заполняется грунтом на 5 мм ниже верхнего конца трубки. Грунт трамбуется для обеспечения плотного прилегания к образцу в банке.

6.5. Грунт увлажняют до появления на его поверхности непоглощенной влаги. Не допускается проводить увлажнение грунта после начала испытаний.

6.6. К банке с помощью зажимного приспособления подключается отрицательный, а к образцу - положительный полюс источника постоянного тока напряжением 6 В. Образец должен находиться под током в течение 24 ч.

6.7. После отключения тока образец тщательно очищается от продуктов коррозии катодным травлением в 8 %-ном гидрате окиси натрия при плотности тока 3 – 5 А/дм², промывается дистиллированной водой, высушивается и взвешивается с погрешностью не более 0,1 г.

6.8. Оценка коррозионной активности грунта производится согласно следующим данным:
Таблица 10 – Данные коррозийной активности грунта

Потеря массы стальной трубки, г.	Менее 1	Свыше 1 до 2	Свыше 2 до 3	Свыше 3 до 4	Свыше 4
Степень коррозионной активности грунтов.	Низкая	Средняя	Повышенная	Высокая	Весьма высокая

7. Оценка коррозионной активности грунтов в зависимости от их удельного электрического сопротивления производится согласно следующим данным:

Таблица 11 – Данные коррозийной активности грунта в зависимости от их

удельного электрического сопротивления

Минимальное годовое удельное сопротивление грунтов, Ом	Свыше 100	Свыше 20 до 100	Свыше 10 до 20	Свыше 5 до 10	До 5
Степень коррозионной активности грунтов	Низкая	Средняя	Повышенная	Высокая	Весьма высокая

Таблица 12 – Коррозионная активность грунтов по отношению к свинцовой оболочке кабеля

рН	Содержание компонентов, % от массы воздушно-сухой пробы		Коррозионная активность
	органические вещества (гумус)	нитрат-ион
6,5 – 7,5	До 0,0100	До 0,0001	Низкая
5,0 – 6,4 7,6 – 9,0	0,010 – 0,020	0,0001 – 0,0010	Средняя
До 5,0 свыше 9,0	Свыше 0,0200	Свыше 0,0010	Высокая

Таблица 13 – Коррозионная активность грунтовых и других вод по отношению к свинцовой оболочке кабеля

Таблица 14 – Коррозионная активность грунтов по отношению к алюминиевой

оболочке кабеля

рН	Содержание компонентов, % от массы воздушно-сухой пробы		Коррозионная активность
	хлор-ион	ион железа
6,0 – 7,5	До 0,001	До 0,002	Низкая
4,5 – 5,9 7,6 – 8,5	0,001 – 0,005	0,002 – 0,010	Средняя
До 4,5 свыше 8,5	Свыше 0,005	Свыше 0,010	Высокая

Таблица 15 – Коррозионная активность грунтовых и других вод по отношению

к алюминиевой оболочке кабеля

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