Электробезопасность (стр. 6 из 11)

При определении места повреждения на подводных участках применяется ремонтное кабельное судно с бригадой водолазов, имеющей герметизированный комплект акустического и индукционного датчиков. По результатам измерений дистанционным методом судно с водолазами устанавливается в зоне предполагаемого повреждения кабельной линии. Уточнение места повреждения производится, как правило, акустическим методом, при этом водолаз с датчиком передвигается по дну водоема по команде оператора, находящегося на судне, в зависимости от сигналов, поступающих с датчика в зоне повреждения линии. Электролаборатория в это время находится на подстанции и поддерживает заданный режим подачи электрических импульсов в линию.

Выполнение измерений на подводных участках связано со следующими трудностями: ремонтное судно не может быть установлено над подводной трассой КЛ без отклонения, которое на речных протоках доходит до 20 м, в море до 100 м; передвижение водолаза ограничено воздушным шлангом не более 25 м; в ряде случаев возникает необходимость размыва трассы гидромонитором, так как кабели на подводных переходах укладываются в углубленные траншеи: выход судна для измерений ремонта связан с погодными условиями. Поэтому определение ест повреждения на подводных участках может длиться от двух ней до одного месяца.

1.4. МЕРЫ ПРЕДОСТОРОЖНОСТИ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ

Наряду с общими требованиями техники безопасности, которые выполняются при работах на кабельных линиях, существуют дополнительные для допуска к работам на действующих линиях. Такой допуск необходим для проведения следующих основных операций: всестороннее отключение линии; заземление линии; определение линии на трассе; прокол кабеля и его заземление на месте производства работ, разрезание кабеля и при необходимости вскрытие муфты.

На трассе перед ремонтом должны быть вскрыты все кабели и путем тщательной проверки исполнительных чертежей определена линия, подлежащая ремонту. Дополнительно к этому ремонтируемая линия определяется с помощью переносных приборов индукционного типа.

После определения кабеля производится проверка отсутствия на нем напряжения. Согласно ПТБ такая проверка должна производиться специальным приспособлением, обеспечивающим прокол кабеля до жил и их заземление. При этом в колодцах и туннелях приспособление должно иметь дистанционное управление.

Выпускаемое промышленностью устройство с изолированной штангой и сверлом громоздко и может применяться только в траншеях. В ЛКС совместно с трестом № 45 Главзапстроя разработано пиротехническое устройство, которое обеспечивает прокол ленточной брони и оболочки до жил с замыканием их между собой и на землю. Устройство может применяться в любых условиях. На плите устройства (рис. 1-7) установлен ствол, в котором имеется патронник и поршень с пробойником, затвор с кольцом для завода в боевое положение, фиксация которого производится с помощью чеки. Устройство закрепляется на кабеле с помощью хомутов.

При работе устройства применяются пиротехнические патроны МПУ-2. Для производства выстрела чека выдергивается с помощью капронового шнура, длина которого принимается с учетом обеспечения безопасности оператора. Диаметр прокалываемого кабеля 20—66 мм, масса прибора 4,2 кг. При работе устройство заземляется, а также выполняются другие меры безопасности при работах с пиротехническим инструментом.

2. МЕРЫ ПРЕДОСТОРОЖНОСТИ ПРИ ВСКРЫТИИ МУФТ, РАЗРЕЗАНИИ КАБЕЛЯ

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

2.2. На рабочем месте подлежащий ремонту кабель следует определять:

при прокладке кабеля в туннеле, коллекторе, канале, по стенам зданий—прослеживанием, сверкой раскладки с чертежами и схемами, проверкой по биркам;

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

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

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

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

2.6. Прокол кабеля выполняет ответственный руководитель работ или допускающий либо под их наблюдением производитель работ. Прокалывать кабель следует в диэлектрических перчатках и пользуясь предохранительными очками. Стоять при проколе нужно на изолирующем основании сверху траншеи как можно дальше от прокалываемого кабеля.

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

В тех случаях, когда бронелента подвергалась коррозии, допускается присоединение заземляющего проводника к металлической оболочке.

При работах на кабельной четырехжильиой линии напряжением до 1000 В нулевая жила отсоединяется с обоих концов.

3. ИСПЫТАНИЯ ТРАНСФОРМАТОРА И ПРОФИЛАКТИЧЕСКИЕ РАБОТЫ, СВЯЗАННЫЕ С ЕГО ОТКЛЮЧЕНИЕМ

3.1. ИСПЫТАНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ.

Таблица 4.

Силовые трансформаторы, автотрансформаторы.

К – для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, а также для трансформаторов мощностью 80 МВА и более производятся первый раз не позднее, чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию с учетом результатов профилактических испытаний, а в дальнейшем – по мере необходимости в зависимости от результатов измерений и состояния трансформаторов; для остальных трансформаторов – по результатам их испытаний и состоянию.

Т – для трансформаторов, регулируемых под нагрузкой, производятся один раз в год; для трансформаторов без РПН : главных трансформаторов подстанций 35 кВ и выше – не реже 1 раза в 2 года; для остальных трансформаторов – по мере необходимости, но не реже 1 раза в 4 года; для трансформаторов, установленных в местах усиленного загрязнения, - по местным инструкциям.

М – устанавливается системой ППР. Испытания трансформаторного масла следует проводить согласно указаниям п. 4.16.

Наименование испытания			Вид испытания	Нормы испытания			Указания

4.1. Определение условий включения трансформатора 4.2. Измерение сопротивления изоляции: 1) обмоток с определением отношения R₆₀/R₁₅			К К, Т, М	Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт с полной или частичной заменой обмоток или изоляции, подлежат сушке независимо от результатов измерения. Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт без замены обмоток или изоляции, могут быть включены в работу без подсушки или сушки, а также при соблюдении условий пребывания активной части на воздухе. Продолжительность работ, связанных с разгерметизацией бака, не должна превышать: 1) для трансформаторов на напряжение до\35 кВ—24 ч при относительной влажности до 75 % и 16ч при относительной влажности до 85 %; 2) для трансформаторов на напряжение 110 кВ и более—16 ч при относительной влажности до 75 % и 10 ч при относительной влажности до 85%. Если время осмотра трансформатора превышает указанное, но не более чем в2 раза, то должна быть проведена контрольная подсушка трансформатора Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции, при которых возможно включение трансформаторов в работу после капитального ремонта, регламентируются указаниями табл. 2 (приложение Э1.1) [1]. При текущем ремонте и межремонтных испытаниях сопротивление изоляции R₆₀ и отношение R₆₀/R₁₅ не нормируются, но они не должны снижаться за время ремонта более чем на 30 % и должны учитываться при комплексном рассмотрении всех результатов измерений параметров изоляции и сопоставляться с ранее полученными. Сопротивление изоляции не нормируются			При заполнении трансформаторов маслом с иными характеристиками, чем у слитого до ремонта, может наблюдаться изменение сопротивления изоляции и tg d, что должно учитываться при комплекс ной оценке состояния трансформаторов Условия включения сухих трансформаторов без сухих определяются в соответствии с указаниями завода-изготовителя Производится как до ремонта, так и после окончания. Измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В. Измерение производится по схемам табл. 3 (приложение Э1.1) [1]. При текущем ремонте измерение производится, если специально для этого не требуется расшиновка трансформатора Для трансформаторов на напряжение 220 кВ сопротивление изо
Продолжение таблицы
Наименование испытания	Вид испытания				Нормы испытания		Указания
2) ярмовых балок, прессующих колец и доступных для выявления замыкания стяжных шпилек . 4.3. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tg d изоляции обмоток	К, Т				ляции рекомендуется измерять при температуре не ниже 30 С, а до 150 кВ— не ниже 10 С Измеряется мегаомметром на напряжение 1000—2500 В у масляных трансформаторов только при капитальном ремонте, а у сухих трансформаторов — и при текущем ремонте При межремонтных испытаниях измерение производится у силовых трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше или мощностью 31 500 кВ.А и более У трансформаторов на напряжение 220 кВ tg б рекомендуется измерять при температуре не ниже30°С, а до 150кВ—не ниже 10 °С.

	К, М					Для трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, наибольшие допустимые значения приведены в табл. 4 (приложение Э1.1) [1]. В эксплуатации значение tg d не нормируется, но оно должно учитываться при комплексной оценке результатов измерения состояния изоляции
4.4. Определение отношения C₂/C₅₀
	К				См. табл. 5 (приложение Э1.1) [1]		См. примечание 3 [1]
4.5. Определение отношения дельтаС/С	К				См. табл. 6 (приложение Э1.1) [1]		То же
4.6. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:	К
1) изоляции обмоток 35 кВ и ниже вместе с вводами		См. табл. 7 (приложение Э1.1) [1]. Длительность испытания 1 мин. При ремонте с полной заменой обмоток и изоляции трансформаторы испытываются повышенным напряжением промышленной частоты, равным заводскому испытательному напряжению. При частичной замене обмоток испытательное напряжение выбирается в зависимости от того, сопровождалась ли замена части			При капитальных ремонтах без замены обмоток и изоляции испытание изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов не обязательно

Продолжение таблицы
Наименование испытания		Вид испытания		Нормы испытания			Указания
обмоток их снятием с сердечника или нет. Наибольшее испытательное напряжение при частичном ремонте принимается равным 90 % напряжения, принятого заводом. При капитальном ремонте без замены обмоток и изоляции или с заменой изоляции, но без замены обмоток испытательное напряжение принимается равным 85 % заводского испытательного напряжения
2) изоляции доступных для испытания стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок		Производится напряжением 1 кВ в течение 1 мин, если заводом-изготовителем не установлены более жесткие нормы испытания			Испытание производится в случае осмотра активной части.
4.7. Измерение сопротивления обмоток постоянному току		К, М		Не должно отличаться более чем на ±2% от сопротивления, полученного на соответствующих ответвлениях других фаз, или от значений заводских и предыдущих эксплуатационных измерений, если нет особых оговорок в паспорте трансформатора			Производится на всех ответвлениях, если в заводском паспорте нет других указаний и если специально для этого не требуется выемки активной части
4.8. Проверка коэффициента трансформации		К		Не должен отличаться более чем на ±2 % от значений, полученных на соответствующих ответвлениях других фаз., или от заводских (паспортных) значений. Кроме того, для трансформаторов с РПН разница коэффициентов трансформации не должна превышать значения ступени регулирования			Производится на всех ответвлениях переключения
4.9. Проверка группы соединений обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов		К		Должна соответствовать паспортным данным и обозначениям на щитке			Производится при ремонтах с частичной или полной заменой обмоток
Продолжение таблицы
Наименование испытания		Вид испытания		Нормы испытания			Указания
4.10. Измерение тока и потерь холостого хода		К		Не нормируется			Производится одно из измерений, указанных ниже: 1) при номинальном напряжении измеряется ток холостого хода; 2) при пониженном напряжении измеряются потери холостого хода по схемам, по которым производилось измерение на заводе-изготовителе. Частота и значение подведенного напряжения должны соответствовать заводским
4.11. Проверка работы переключающего устройства		К		Переключающее устройство должно быть исправным и удовлетворять требованиям заводской инструкции			Производится согласно типовым и заводским инструкциям
4.12. Испытание бака с радиаторами статическим давлением столба масла		К		Не должно быть течи масла			Производится давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя принимается равной 0,6 м; для баков волнистых и с пластинчатыми радиаторами — 0,3 М. Продолжительность испытания не менее 3 ч при температуре масла не ниже 10 °С
4.13. Проверка устройств охлаждения		К		Устройства должны быть исправными и удовлетворять требованиям заводских инструкций			Производится согласно типовым и заводским инструкциям
4.14. Проверка состояния индикаторного силикагеля воздухосушильных фильтров		К, Т, М		Силикагель должен иметь равномерную голубую окраску зерен. Изменение цвета зерен силикагеля на розовый свидетельствует о его увлажнении			—
4.15. Фазировка трансформаторов		К		Должно иметь место совпадение по фазам			Производится после капитального ремонта, а также при изменениях в первичных цепях
Продолжение таблицы
Наименование испытания		Вид испытания		Нормы испытания		Указания
4.16. Испытание трансформаторного масла: 1) из трансформаторов		К, Т, М		Испытывается по показателям пп.1—6 (кроме п. 3) табл. 8 (приложение Э1.1) [1]. Измерение tg d масла производится у трансформаторов на напряжение 220 кВ, а также у трансформаторов, имеющих повышенное значение tg d изоляции Масло из трансформаторов с пленочной защитой должно испытываться по показателям пп. 8 'и 9 табл. 8 с азотной, защитой — по п. 8 табл. 8 [1]		Производится: 1) после капитальных ремонтов трансформаторов; 2) не реже 1 раза в 5 лет для трансформаторов мощностью свыше 630 кВ-А, работающих с термосифонными фильтрами; 3.) не реже 1 раза в 2 года для трансформаторов, работающих без термосифонных фильтров В трансформаторах до 630 кВ-А с термосифонными фильтрами проба масла не отбирается. При неудовлетворительных характеристиках изоляции производятся работы по восстановлению изоляции, замене масла и силикагеля в термосифонных фильтрах
2) из баков контакторов устройств РПН (отделенного от масла трансформаторов)		Т, М		Масло следует заменять: 1) при пробивном напряжении ниже 25 кВ в контакторах с изоляцией 10кВ,ЗОкВ—с изоляцией 35 кВ, 35 кВ — с изоляцией 110 кВ, 110 кВ — с изоляцией 220 кВ;		Производится после определенного числа переключении, указанного в инструкции по эксплуатации данного переключателя, но не реже 1 раза в год
4.17. Испытание трансформаторов включением толчком на номинальное напряжение		К		2) если в нем обнаружена вода (определение качественное) или механические примеси (определение визуальное) В процессе 3—5-кратного включения трансформатора на номинальное напряжение не должны иметь места явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора		Трансформаторы, смонтированные по схеме блока с генератором, включаются в сеть с подъемом напряжения с нуля
4.18. Испытание вводов 4.19. Испытание встроенных трансформаторов тока		К.М К, М		__ __		Производится согласно разд. 10 Проводится согласно пп. 19.1, 19.3, 19.4. [1]

Примечания: Испытания по пп. 4.3—4.5, 4.8-4.10, 4.13 и 4.18 не обязательны для трансформаторов мощностью до 1000 кВА