Лекция № 10г Основные нормы по наладке и испытанию электрооборудования
Оглавление
Заземляющие устройства. 1
Силовые кабельные линии. 6
Воздушные линии электропередачи. 12
Заземляющие устройства
1. П. Проверка выполнения элементов заземляющего устройства
Проверка конструктивного выполнения заземляющего устройства на ОРУ электростанций и подстанций производится после монтажа до засыпки грунта и присоединения естественных заземлителей и заземляемых элементов (оборудования, конструкций, сооружений).
Проверка заземляющих устройств на ВЛ производится у всех опор в населённой местности и, кроме того, не менее, чем у 2% опор от общего числа опор с заземлителями.
Сечения и проводимости элементов заземляющего устройства должны соответствовать Правилам устройства электроустановок.
2. П, К, М. Проверка соединений заземлителей с заземляемыми элементами, а также естественных заземлителей с заземляющим устройством
Проверка производится путем простукивания мест соединений молотком и осмотра для выявления обрывов и других дефектов. Производится измерение переходных сопротивлений (при исправном состоянии контактного соединения сопротивление не превышает 0,05 Ом).
Проверка состояния цепей и контактных соединений между заземлителями и заземляемыми элементами, а также соединений естественных заземлителей с заземляющим устройством производится после каждого ремонта и реконструкции заземляющих устройств, но не реже 1 раза в 12 лет.
3. М. Проверка коррозионного состояния элементов заземляющего устройства, находящихся в земле
На ОРУ электростанций и подстанций проверка производится вблизи нейтралей силовых трансформаторов, мест заземления короткозамыкателей, разрядников и ограничителей перенапряжений, а также выборочно у стоек конструкций и в местах, где заземлители наиболее подвержены коррозии.
В закрытых распределительных устройствах осмотр элементов заземлителей со вскрытием грунта производится по решению технического руководителя энергопредприятия.
На ВЛ выборочная проверка со вскрытием грунта производится не менее чем у 2% опор от общего числа опор с заземлителями. Указанную проверку следует производить на ВЛ в населённой местности, на участках с наиболее агрессивными, оползневыми, выдуваемыми и плохо проводящими грунтами.
Элемент заземлителя должен быть заменен, если разрушено более 50% его сечения.
Проверка коррозионного состояния производится не реже 1 раза в 12 лет.
Таблица 28.1
Наибольшие допустимые сопротивления заземляющих устройств
| Вид электроустановки | Характеристика заземляемого объекта | Характеристика заземляющего устройства | Сопротивление, Ом | ||
| 1. Электроустановки напряжением выше 1 кВ, кроме ВЛ1) | Электроустановка сети с эффективно заземлённой нейтралью | Искусственный заземлитель с подсоединёнными естественными заземлителями | 0,5 | ||
| Электроустановка сети с изолированной нейтралью при использовании заземляющего устройства только для установки выше 1 кВ | Искусственный заземлитель вместе с подсоединёнными естественными заземлителями | 250/I2), но не более 10 | |||
| Электроустановка сети с изолированной нейтралью при использовании заземляющего устройства для электроустановки до 1 кВ | Искусственный заземлитель с подсоединёнными естественными заземлителями | 125/I2), при этом должны быть выполнены требования к заземлению установки до 1 кВ | |||
| Подстанция с высшим напряжением 20-35 кВ при установке молниеотвода на трансформаторном портале | Заземлитель подстанции | 4, без учета заземлителей, расположенных вне контура заземления ОРУ | |||
| Отдельно стоящий молниеотвод | Обособленный заземлитель | ||||
| 2. Электроустановки напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью, кроме ВЛ3) | Электроустановка с глухозаземленными нейтралями генераторов или трансформаторов или выводами источников однофазного тока | Искусственный заземлитель с подключёнными естественными заземлителями и учётом использования заземлителей повторных заземлений нулевого провода ВЛ до 1 кВ при количестве отходящих линий не менее двух при напряжении источника, В: | |||
| трех-фазный | одно-фазный | ||||
| Заземлитель, расположенный в непосредственной близости от нейтрали генератора или трансформатора или вывода источника однофазного тока при напряжении источника, В: | |||||
| трёх-фазный | одно-фазный | ||||
| 3. ВЛ напряжением выше 1 кВ4) | Опоры, имеющие грозозащитный трос или другие устройства грозозащиты, железобетонные и металлические опоры ВЛ 35 кВ и такие же опоры ВЛ 3-20 кВ в | Заземлитель опоры при удельном эквивалентном сопротивлении r, Ом×м: | |||
| населённой местности, а также | до 100; | 105) | |||
| заземлители электрооборудования, | более 100 до 500; | 155) | |||
| установленного на опорах ВЛ 110 | более 500 до 1000; | 205) | |||
| кВ и выше | более 1000 до 5000; | 305) | |||
| более 5000 | 6×10-3r5) | ||||
| Электрооборудование, установленное на опорах ВЛ 3-35 кВ | Заземлитель опоры | 250/I2), но не более 10 | |||
| Железобетонные и металлические опоры ВЛ 3-20 кВ в ненаселённой местности | Заземлитель опоры при удельном сопротивлении грунта r, Ом/м: | ||||
| до 100; | 305) | ||||
| более 100 | 0,3r5) | ||||
| Трубчатые разрядники и защитные промежутки ВЛ 3-220 кВ | Заземлитель разрядника или защитного промежутка при удельном сопротивлении грунта r, Ом×м: | ||||
| не выше 1000; | |||||
| более 1000 | |||||
| Разрядники на подходах ВЛ к подстанциям с вращающимися машинами | Заземлитель разрядника | ||||
| 4. ВЛ напряжением до 1 кВ3) | Опора ВЛ с устройством грозозащиты | Заземлитель опоры для грозозащиты | |||
| Опоры с повторными заземлителями нулевого рабочего провода | Общее сопротивление заземления всех повторных заземлений при напряжении источника, В: | ||||
| трех-фазный | одно-фазный | ||||
| Заземлитель каждого из повторных заземлений при напряжении источника, В: | |||||
| трех-фазный | одно-фазный | ||||
____________________
1) Для электроустановок выше 1 кВ при удельном сопротивлении грунта r более 500 Ом·м допускается увеличение сопротивления в 0,002r раз, но не более десятикратного.
2) I - расчётный ток замыкания на землю, А.
В качестве расчётного тока принимается:
- в сетях без компенсации ёмкостного тока - ток замыкания на землю;
- в сетях с компенсацией ёмкостного тока:
- для заземляющих устройств, к которым присоединены дугогасящие реакторы, - ток, равный 125% номинального тока этих реакторов;
- для заземляющих устройств, к которым не присоединены дугогасящие реакторы, - ток замыкания на землю, проходящий в сети при отключении наиболее мощного из дугогасящих реакторов или наиболее разветвлённого участка сети.
3) Для установок и ВЛ напряжением до 1 кВ при удельном сопротивлении грунта r более 100 Ом×м допускается увеличение указанных выше норм в 0,01r раз, но не более десятикратного.
4) Сопротивление заземлителей опор ВЛ на подходах к подстанциям должно соответствовать требованиям Правил устройства электроустановок.
5) Для опор высотой более 40 м на участках ВЛ, защищённых тросами, сопротивление заземлителей должно быть в 2 раза меньше приведённых в таблице.
4. П, К, М. Измерения сопротивления заземляющих устройствэлектростанций, подстанций и линий электропередачи
Наибольшие допустимые значения сопротивления заземляющих устройств приведены в табл. 28.1.
Измерение сопротивления заземляющих устройств электростанций и подстанций производится после монтажа, переустройства и капитального ремонта, но не реже 1 раза в 12 лет для подстанций ВЛ распределительных сетей напряжением 35 кВ и ниже. Измерение производится после присоединения естественных заземлителей.
На воздушных линиях электропередачи измерения производятся:
а) при напряжении выше 1 кВ:
- на опорах с разрядниками, разъединителями и другим электрооборудованием — после монтажа, переустройства, ремонтов, а также в эксплуатации не реже 1 раза в 6 лет;
- выборочно у 2% опор от общего числа опор с заземлителями в населённой местности, на участках ВЛ с наиболее агрессивными или плохо проводящими грунтами — после монтажа, переустройства, ремонтов, а также в эксплуатации не реже 1 раза в 12 лет;
- на тросовых опорах ВЛ 110 кВ и выше при обнаружении на них следов перекрытий или разрушений изоляторов электрической дугой;
б) при напряжении до 1 кВ:
- на опорах с заземлителями грозозащиты — после монтажа, переустройства, ремонтов, а также а эксплуатации не реже 1 раза в 6 лет;
- на опорах с повторными заземлениями нулевого провода — после монтажа, переустройства, ремонтов, а также в эксплуатации не реже 1 раза в 6 лет;
- выборочно у 2% опор от общего количества опор с заземлителями в населённой местности, на участках ВЛ с наиболее агрессивными или плохо проводящими грунтами — после монтажа, переустройства, ремонтов, а также в эксплуатации не реже 1 раза в 12 лет.
5. П, К, М. Измерение напряжения прикосновения (в электроустановках, выполненных по нормам на напряжение прикосновения)
Измерение напряжения прикосновения производится после монтажа, переустройства и капитального ремонта заземляющего устройства, но не реже 1 раза в 6 лет. Измерение производится при присоединённых естественных заземлителях и тросах ВЛ.
Напряжение прикосновения измеряется в контрольных точках, в которых эти величины определены расчётом при проектировании. Под длительностью воздействия напряжения понимается суммарное время действия релейной защиты и собственного времени отключения выключателя. Допустимые значения напряжения прикосновения на ОРУ подстанций 110-1150 кВ приведены ниже:
| Длительность воздействия напряжения, с | 0,1 | 0,2 | 0,5 | 0,7 | 0,9 | 1,0 и выше |
| Напряжение прикосновения, В |
6. П, К, М. Проверка напряжения на заземляющем устройстве РУ электростанций и подстанций при стекании с него тока замыкания на землю
Проверка (расчётная) производится после монтажа, переустройства, но не реже 1 раза в 12 лет для электроустановок напряжением выше 1 кВ в сети с эффективно заземлённой нейтралью.
Напряжение на заземляющем устройстве:
- не ограничивается для электроустановок, с которых исключен вынос потенциалов за пределы зданий и внешних ограждений электроустановки;
- не более 10 кВ, если предусмотрены меры по защите изоляции отходящих кабелей связи и телемеханики и по предотвращению выноса потенциалов;
- не более 5 кВ во всех остальных случаях.
7. П, К, М. Проверка пробивных предохранителей в установках напряжением до 1 кВ
Проверка исправности производится не реже 1 раза в 6 лет.
Пробивные предохранители должны быть исправны и соответствовать номинальному напряжению электроустановки.
8. П, М. Проверка цепи фаза-нуль (цепи зануления) в электроустановках до 1 кВ с глухим заземлением нейтрали
Проверка производится одним из следующих способов:
непосредственным измерением тока однофазного замыкания на корпус или нулевой провод;
измерением полного сопротивления петли фаза-нуль с последующим вычислением тока однофазного замыкания.
Кратность тока однофазного замыкания на землю по отношению к номинальному току плавкой вставки или расцепителя автоматического выключателя должна быть не менее значения, указанного в ПУЭ.
В эксплуатации проверка производится только на ВЛ с периодичностью не реже 1 раза в 6 лет. Проверка цепи фаза-нуль должна также производиться при подключении новых потребителей и выполнении работ, вызывающих изменение сопротивления цепи.
Силовые кабельные линии
1. П, К, М. Измерение сопротивления изоляции
Измерение производится мегаомметром на напряжение 2500 В. У силовых кабелей на напряжение 1 кВ и ниже значение сопротивления изоляции должно быть не ниже 0,5 МОм. У силовых кабелей на напряжение 2-500 кВ сопротивление изоляции не нормируется.
2 П, К, М. Испытание изоляции кабелей повышенным выпрямленным напряжением
2.1 Испытательные напряжения, длительность испытаний, токи утечки и их асимметрия
Испытательное напряжение принимается в соответствии с табл. 29.1.
Разрешается техническому руководителю энергопредприятия в процессе эксплуатации (М) исходя из местных условий, как исключение, уменьшать уровень испытательного напряжения для кабельных линий напряжением 6—10 кВ до 4Uном.
Для кабелей на напряжение до 35 кВ с бумажной и пластмассовой изоляцией длительность приложения полного испытательного напряжения при приёмосдаточных 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 напряжением до 1 кВ испытаниям повышенным напряжением не подвергаются.
Для кабелей на напряжение 110—500 кВ длительность приложения полного испытательного напряжения при приёмосдаточных испытаниях и в эксплуатации составляет 15 мин.
Допустимые токи утечки в зависимости от испытательного напряжения и допустимые значения коэффициента асимметрии при измерении тока утечки приведены в табл. 29.2. Абсолютное значение тока утечки не является браковочным показателем. Кабельные линии с удовлетворительной изоляцией должны иметь стабильные значения токов утечки. При проведении испытания ток утечки должен уменьшаться. Если не происходит уменьшения значения тока утечки, а также при его увеличении или нестабильности тока испытание производить до выявления дефекта, но не более чем 15 мин.
При смешанной прокладке кабелей в качестве испытательного напряжения для всей кабельной линии принимать наименьшее из испытательных напряжений по табл. 29
Таблица 29.1
Испытательное выпрямленное напряжение, кВ, для силовых кабелей
| Категория испытания | Кабели с бумажной изоляцией на напряжение, кВ | |||||||||||||||||
| до 1 | ||||||||||||||||||
| П | ||||||||||||||||||
| К | 2,5 | 10-17 | 15-25 | |||||||||||||||
| М | - | 10-17 | 15-25 | |||||||||||||||
| Категория испытаний | Кабели с пластмассовой изоляцией на напряжение, кВ | Кабели с резиновой изоляцией на напряжение, кВ | ||||||||||||||||
| 0,66* | 1* | |||||||||||||||||
| П | 3,5 | 5,0 | ||||||||||||||||
| К | - | 2,5 | 7,5 | |||||||||||||||
| М | - | - | 7,5 | 6** | 12** | 20** | ||||||||||||
* Испытание выпрямленным напряжением одножильных кабелей с пластмассовой изоляцией без брони (экранов), проложенных на воздухе, не производится.
** После ремонтов, не связанных с перемонтажом кабеля, изоляция проверяется мегаомметром на напряжение 2500 В, а испытание повышенным выпрямленным напряжением не производится.
Таблица 29.2
Токи утечки и коэффициенты асимметрии для силовых кабелей
| Кабели напряжением, кВ | Испытательное напряжение, кВ | Допустимые значения токов утечки, мА | Допустимые значения коэффициента асимметрии, (Imax/Imin) |
| 0,2 | |||
| 0,3 | |||
| 0,5 | |||
| 0,5 | |||
| 1,5 | |||
| 1,8 | |||
| 2,0 | |||
| 2,5 | |||
| Не нормируется | Не нормируется | ||
| То же | То же | ||
| -"- | -"- | ||
| -"- | -"- | ||
| -"- | -"- |
2.2 Периодичность испытаний в процессе эксплуатации
Кабели на напряжение 2-35 кВ:
а) 1 раз в год - для кабельных линий в течение первых 2 лет после ввода в эксплуатацию, а в дальнейшем:
- 1 раз в 2 года - для кабельных линий, у которых в течение первых 2 лет не наблюдалось аварийных пробоев и пробоев при профилактических испытаниях и 1 раз в год для кабельных линий, на трассах которых производились строительные и ремонтные работы и на которых систематически происходят аварийные пробои изоляции;
- 1 раз в 3 года - для кабельных линий на закрытых территориях (подстанции, заводы и др.);
- во время капитальных ремонтов оборудования для кабельных линий, присоединённых к агрегатам, и кабельных перемычек 6-10 кВ между сборными шинами и трансформаторами в ТП и РП;
б) допускается не проводить испытание:
- для кабельных линий длиной до 100 м, которые являются выводами из РУ и ТП на воздушные линии и состоят из двух параллельных кабелей;
- для кабельных линий со сроком эксплуатации более 15 лет, на которых удельное число отказов из-за электрического пробоя составляет 30 и более отказов на 100 км в год;
- для кабельных линий, подлежащих реконструкции или выводу из работы в ближайшие 5 лет;
в) допускается распоряжением технического руководителя энергопредприятия устанавливать другие значения периодичности испытаний и испытательных напряжений:
- для питающих кабельных линий со сроком эксплуатации более 15 лет при числе соединительных муфт более 10 на 1 км длины;
- для кабельных линий на напряжение 6-10 кВ со сроком эксплуатации более 15 лет, на которых смонтированы концевые заделки только типов КВВ и КВБ и соединительные муфты местного изготовления, при значении испытательного напряжения не менее 4Uном и периодичности не реже 1 раза в 5 лет;
- для кабельных линий на напряжение 20-35 кВ в течение первых 15 лет испытательное напряжение должно составлять 5Uном, а в дальнейшем - 4Uном.
Кабели на напряжение 110-500 кВ:
- через 3 года после ввода в эксплуатацию и в последующем 1 раз в 5 лет.
Кабели на напряжение 3-10 кВ с резиновой изоляцией:
а) в стационарных установках - 1 раз в год;
б) в сезонных установках - перед наступлением сезона;
в) после капитального ремонта агрегата, к которому присоединён кабель.
2.3. П, К. Определение целостности жил кабелей и фазировка кабельных линий
Производится в эксплуатации после окончания монтажа, перемонтажа муфт или соединения жил кабеля.
2.4 П. Определение сопротивления жил кабеля
Производится для линий на напряжение 20 кВ и выше.
Сопротивление жил кабелей постоянному току, приведённое к удельному значению (на 1 мм2 сечения, 1 м длины, при температуре 20°C), должно быть не более 0,01793 Ом для медной и 0,0294 Ом для алюминиевой жил. Измеренное сопротивление (приведённое к удельному значению) может отличаться от указанных значений не более чем на 5%.
2.5 П. Определение электрической рабочей ёмкости кабелей
Определение производится для линий на напряжение 20 кВ и выше.
Измеренная ёмкость, приведённая к удельному значению (на 1 м длины), должна отличаться от значений при заводских испытаниях не более чем на 5%.
2.6 М. Контроль степени осушения вертикальных участков
Контроль степени осушения вертикальных участков производится по решению технического руководителя энергопредприятия.
Контроль производится для кабелей с пропитанной вязким составом бумажной изоляцией на напряжение 20-35 кВ путем измерения и сопоставления нагрева металлических оболочек в разных точках вертикального участка линии. Разность в нагреве отдельных точек при токах, близких к номинальным, не должна быть более 2-3°C.
2.7 П, К. Измерение токораспределения по одножильным кабелям
Неравномерность распределения токов по токопроводящим жилам и оболочкам (экранам) кабелей не должна быть более 10%.
2.8 П, М. Проверка антикоррозийных защит
При приёмке линий в эксплуатацию и в процессе эксплуатации проверяется работа антикоррозионных защит для:
- кабелей с металлической оболочкой, проложенных в грунтах со средней и низкой коррозионной активностью (удельное сопротивление грунта выше 20 Ом/м), при среднесуточной плотности тока утечки в землю выше 0,15 мА/дм2;
- кабелей с металлической оболочкой, проложенных в грунтах с высокой коррозионной активностью (удельное сопротивление грунта менее 20 Ом/м), при любой среднесуточной плотности тока утечки в землю;
- кабелей с незащищённой оболочкой и разрушенными броней и защитными покровами;
- стального трубопровода кабелей высокого давления независимо от агрессивности грунта и видов изоляционных покрытий.
При проверке измеряются потенциалы и токи в оболочках кабелей и параметры электрозащиты (ток и напряжение катодной станции, ток дренажа) в соответствии с Руководящими указаниями по электрохимической защите подземных энергетических сооружений от коррозии.
Оценку коррозионной активности грунтов и естественных вод следует производить в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602-89.
Сроки проведения измерений блуждающих токов в земле (М) определяются техническим руководителем энергопредприятия, но не реже 1 раза в 3 года.
2.9 П, К, М. Определение характеристик масла и изоляционной жидкости
Определение производится для всех элементов маслонаполненных кабельных линий на напряжение 110-500 кВ и для концевых муфт (вводов в трансформаторы и КРУЭ) кабелей с пластмассовой изоляцией на напряжение 110 кВ.
Пробы масел марок С-220, 5-РА, МН-3 и МН-4 и изоляционной жидкости марки ПМС должны удовлетворять требованиям норм табл. 29.3 и 29.4.
Испытание проб масла и изоляционной жидкости производят при вводе в эксплуатацию, через 1 год, затем через 3 года и в последующем 1 раз в 6 лет. Если значения электрической прочности и степени дегазации масла МН-4 соответствуют нормам, а значения tgd, измеренные по методике ГОСТ 6581-75, превышают указанные в табл. 29.4, пробу масла дополнительно выдерживают при температуре 100°C в течение 2 ч, периодически измеряя tgd. При уменьшении значения tgd проба масла выдерживается при температуре 100°C до получения установившегося значения, которое принимается за контрольное значение.
Допускается для МНКЛ низкого давления производить отбор проб масла из коллектора, а при неудовлетворительных результатах из баков давления.
Таблица 29.3
Нормы на показатели качества масел марок С-220, МН-3 и МН-4 и изоляционной жидкости марки ПМС
| Показатель качества масла | Для вновь вводимой линии | В эксплуатации | ||||
| С-220, 5РА | МН-3, МН-4 | ПМС | С-220, 5РА | МН-3, МН-4 | ПМС | |
| Пробивное напряжение в стандартном сосуде, кВ, не менее | 42,5 | 42,5 | ||||
| Степень дегазации (растворенный газ), %, не более | 0,5 | 1,0 | - | 0,5 | 1,0 | - |
Примечание. Испытание масел, не указанных в табл. 29.3, производится в соответствии с требованием изготовителя.
Таблица 29.4
Тангенс угла диэлектрических потерь масла и изоляционной жидкости (при 100°С), %, не более, для кабелей на напряжение, кВ
| Срок работы кабельных линий | 150-220 | 330-500 | |
| При вводе в работу | 0,5/0,8* | 0,5/0,8* | 0,5/- |
| В эксплуатации в течение: | |||
| первых 10 лет | 3,0 | 2,0 | 2,0 |
| более 10 до 20 лет | 5,0 | 3,0 | - |
| свыше 20 лет | 5,0 | 5,0 | - |
* В числителе указано значение для масел марок С-220 и 5-РА, в знаменателе - для МН-3, МН-4 и ПМС.
2.10 П, К, М. Определение объёма не растворенного газа (пропиточное испытание)
Испытание производится для маслонаполненных кабельных линий на напряжение 110-500 кВ.
Содержание нерастворённого газа в изоляции должно быть не более 0,1%. Периодичность - в соответствии с п. 29.9 Объём и нормы испытания электрооборудования.
2.11 П, К. Проверка заземляющего устройства
На линиях всех напряжений измеряется сопротивление заземления концевых муфт и заделок, а на линиях на напряжение 110-500 кВ - также металлических конструкций кабельных колодцев и подпиточных пунктов. В эксплуатации сопротивление заземления измеряется при капитальном ремонте заземляющих устройств, а целостность металлической связи между заземлителями кабельных линий на напряжение 110 кВ и выше и нейтралью трансформатора - 1 раз в 3-5 лет.
2.12 П, К, М. Испытание пластмассовой оболочки (шланга) кабелей на напряжение 110 кВ и выше повышенным выпрямленным напряжением
При испытаниях выпрямленное напряжение 10 кВ прикладывается между металлической оболочкой (экраном) и землёй в течение 1 мин. Испытания проводятся перед вводом в эксплуатацию, через 1 год после ввода в эксплуатацию и затем через каждые 3 года.
2.13 П. Испытание напряжением переменного тока частоты 50 Гц
Такое испытание допускается для кабельных линий на напряжение 110-500 кВ взамен испытания выпрямленным напряжением.
Испытание производится напряжением (1,00-1,73)Uном. Допускается производить испытания путем включения кабельной линии на номинальное напряжение Uном. Длительность испытания - по согласованию потребителя с предприятием-изготовителем.
2.14 М. Испытание на содержание отдельных растворенных газов
Испытание производится для маслонаполненных кабельных линий на напряжение 110-500 кВ при превышении нормы на общее содержание растворенных или нерастворённых газов (пп. 29.9 и 29.10).
Для этой цели применяется метод хроматографического анализа по газам Н2, СО и СО2. Если наблюдается устойчивая тенденция роста содержания газа, то линия отключается, и дальнейший режим работы определяется согласованным решением энергопредприятия и предприятия-изготовителя.