Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Архивы >> Сооружение и эксплуатация кабельных линий высокого напряжения

Ремонт линий высокого давления - Сооружение и эксплуатация кабельных линий высокого напряжения

Оглавление
Сооружение и эксплуатация кабельных линий высокого напряжения
Общие сведения о кабелях
Кабели с пластмассовой изоляцией
Технические требования к кабелям
О создании маслонаполненных кабелей низкого давления
Конструкции маслонаполненных кабелей низкого давления
Особенности сооружения кабельных линий высокого давления
Конструкции кабельных линий высокого давления
Допустимые токовые нагрузки кабелей высокого давления
Муфты кабелей высокого напряжения
Муфты кабелей высокого давления
Муфты кабелей с пластмассовой изоляцией
Проектирование кабельных линий и организация монтажа
Организация монтажа кабельных линий
Хранение маслонаполненных кабелей низкого давления
Прокладка кабелей низкого давления в земле
Прокладка кабелей низкого давления в туннеле
Прокладка кабелей низкого давления в зимнее время, через водные препятствия
Хранение и способы прокладки кабелей высокого давления
Сварка стального трубопровода для кабелей высокого давления
Заполнение трубопровода азотом и устройство опор для кабелей высокого давления
Изготовление разветвления из медных труб для кабелей высокого давления
Прокладка кабелей высокого давления
Организация работ по монтажу муфт кабелей низкого давления
Монтаж концевых муфт кабелей низкого давления
Монтаж соединительных муфт кабелей низкого давления
Монтаж стопорных муфт кабелей низкого давления
Монтаж кабельных вводов низкого давления в трансформаторы
Вакуумирование муфт низкого давления и заполнение маслом
Монтаж муфт кабелей высокого давления
Монтаж соединительных муфт кабелей высокого давления
Монтаж кабельного ввода высокого давления в трансформатор
Вакуумирование линии высокого давления и заполнение маслом
Маслоподпитывающие системы линий низкого давления
Автоматические подпитывающие установки
Телесигнализация давления масла и сигнализация подпитывающей установки
Защита сигнализации давления масла от влияния силовых кабельных линий
Электрическая защита от коррозии
Вспомогательное оборудование линий
Приемка кабельных линий в эксплуатацию
Испытание после монтажа
Организация эксплуатации
Осмотр подпитывающих устройств линий
Контроль нагрева кабелей
Контроль поляризационных потенциалов
Контроль состояния масла
Текущий ремонт оборудования
Эксплуатация масляного хозяйства
Определение дефектных мест на линиях
Содержание работ лаборатории
Ремонт линий высокого давления
Ремонт линий низкого давления
Дополнительные меры безопасности
Противопожарные мероприятия
Технико-экономические положения сооружения и эксплуатации
Структура эксплуатационного предприятия
Оперативно-диспетчерская служба предприятия

Ремонт кабелей и оборудования линии
РЕМОНТ ЛИНИЙ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ
Повреждения кабельных линий возникают как по внутренним, так и по внешним причинам. Повреждениями, вызванными внутренними причинами, являются: старение изоляции, завершаемое электрическим пробоем кабеля; разложение масла в результате ионизации воздуха, попавшего в изоляцию; нарушение герметичности линии с образованием течи масла. Повреждения, вызванные внешними причинами, возникают вследствие механического или теплового воздействия, коррозионного разрушения оболочки кабеля или трубопровода.
При электрическом пробое изоляции определение места повреждения после КЗ производится традиционными способами, (применяемыми для кабелей до 35 кВ. Вблизи места повреждения оно уточняется акустическим методом с точностью до нескольких сантиметров. Если при КЗ на линии произошло приваривание жилы в стенке трубы, то место повреждения уточняется при помощи источника постоянного тока и вольтметра. В месте повреждения трубопровод разрезается, и принимается решение о замене участка кабеля или всей строительной длины в зависимости от характера и причин повреждения. Оценка состояния кабелей и трубопровода делается после визуального осмотра и разборки вырезанных образцов кабеля с измерением tg δ отдельных бумажных лент. Если tg δ превышает нормированные величины, то вырезка кабеля, продолжается до границы, где старение изоляции не обнаруживается. До разрезания трубопровода с обеих сторон от места повреждения устанавливаются муфты замораживания. Если трубопровод заполнен маслом С-220 (или аналогичным по физическим характеристикам), замораживание можно осуществить сухим льдом и ацетоном в специальной муфте. Если трубопровод заполнен маслом МН-4, то целесообразнее использовать жидкий азот. Учитывая, что при КЗ в трубопроводе выделяется большое количество копоти, оседающей на стенках трубы и которая не может быть удалена проливом масла, необходимо после освобождения трубопровода от кабелей тампоном удалить негодное масло (из точек трубопровода, имеющих низкие геодезические отметки) и затем очистить стенки трубопровода от копоти. Копоть и масло с ухудшенными характеристиками обычно расположены вблизи места КЗ и на участке трубопровода со стороны АПУ. Вызвано это тем, что при КЗ масло может быть выдавлено в АПУ, что и служит причиной ухудшения характеристик масла на этом участке трубопровода.
При возникновении КЗ образуется определенный объем газов, продуктов разложения масла, которые могут скапливаться в корпусах муфт или в точках трубопровода, имеющих высокие геодезические отметки, а также растворяться в масле. Для проверки отсутствия газа (или его удаления) необходимо на трубопроводе установить штуцер, приваривая донышко к трубопроводу и высверливая отверстия в нем, и произвести откачку газа до полного исчезновения пузырьков газа в потоке масла, наблюдаемом в стеклянной трубке. Полезным может оказаться анализ пробы масла на хроматографе.
Прибор весьма четко реагирует на присутствие растворенных в масле газов — продуктов разложения масла. В некоторых случаях возникает необходимость дегазации значительного объема масла, находящегося в линии. Необходимое количество азота для замораживания одного места составляет 15— 20 л/ч, количество персонала — 2 чел. Замораживание масла происходит через 4—5 ч после начала заливки азота в муфту. Для замораживания используются специальные (транспортные) резервуары вместимостью 1000— 1400 л или сосуды Дьюара вместимостью 16—25 л. Оттаивание кабеля в трубопроводе происходит при отогреве тепловоздуходувками при 50—60 °С на поверхности муфты. Длительность ремонта кабельной линии в случае замены строительной длины при проведении работ без перерывов с момента начала замораживания до включения кабельной линии под напряжение составляет 14—16 сут, в том числе:
замораживание трубопровода с кабелем, демонтаж соединительных муфт, установка герметизаций и заполнение их азотом, демонтаж поврежденного кабеля, подготовка стального трубопровода и прокладка кабеля — 5—6 сут;
прокладка кабеля, монтаж двух соединительных муфт, вакуумирование и заполнение трубопровода с кабелем маслом (со стороны муфты заморозки, имеющей низшую геодезическую отметку), подготовка кабельной линии к включению под напряжение—9—10 сут.
Резка сварных швов (корпусов муфт и места стыка труб) выполняется пневмоинструментом (фрезой) или при помощи ацетиленокислородной горелки. При пользовании ацетилено-кислородной горелкой в трубопроводе должно поддерживаться небольшое избыточное давление азота. Муфты монтируются непосредственно в земле (без устройства спецколодца).
Подпитка линии при монтаже вставки обеспечивается с обеих сторон при помощи временных маслопроводов, устанавливаемых у концевых муфт (если линия двухцепная), либо монтажа временного маслопровода, устанавливаемого между муфтами замораживания. Сильфонные вентили на перемычке целесообразно установить на расстоянии 6 м от муфты замораживания для того, чтобы исключить влияние увеличения вязкости масла на надежность работы схемы маслоподпитки. При повреждении трубопровода требуется его замена. Прокладки трубопровода и его засыпка в зимнее время должны выполняться обязательно с применением подогрева (если температура ниже— 5°С), в противном случае в трубопроводе возникают сжимающие усилия и как следствие—повреждение соединительных муфт, так как они являются относительно более слабым (механически) элементом линии.
При повреждении пассивной антикоррозионной защиты определение места повреждения производится непосредственно на трассе с использованием источника постоянного тока и с большим внутренним сопротивлением вольтметра (100—400 кОм/В). Восстановление защитных покрытий на трубопроводе особых трудностей не представляет и выполняется согласно инструкциям, как при изолировании места стыка труб. Выполнение этой работы не является срочным делом при надежно действующей электрической защите от коррозии. Линия может длительно работать с местными нарушениями пассивной изоляции, если на линии будут обеспечены нормированные защитные потенциалы по отношению к земле. При нарушении герметичности трубопровода с образованием сквозного отверстия в верхней части трубы или сбоку оно может быть закрыто привариванием металлической манжеты (кусок трубы) и удалением газа, образовавшегося при сварке, из отверстий в трубе, просверленных вблизи места сварки. Обычно объем газа небольшой, если длина сварочного шва, наложенного за один прием, не более 200 мм, а нагрев трубопровода с маслом не выше 90 °С. Сварка должна выполняться высококвалифицированным сварщиком в кратчайший срок при пониженном давлении масла в трубопроводе с выполнением усиленных мер пожарной безопасности. Если нет уверенности в возможности проведения этой работы на трубопроводе, заполненном маслом, то целесообразно заморозить трубопровод с обеих сторон от места повреждения, слить масло, заполнить участок сухим азотом и выполнить сварочные работы. При выполнении сварки в нижней части трубы могут оказаться необходимыми вырезка окна на трубопроводе и установка теплоизоляции под кабелями в месте сварки. После восстановления герметичности этого участка трубопровода он вакуумируется через ниппели и сильфонные вентили, установленные в верхних точках трубы, муфта замораживания, имеющая низшую геодезическую отметку, отогревается, и происходит заполнение ремонтируемого участка трубопровода маслом.
При повреждениях медных разветвительных труб необходимо установить муфту замораживания на стальном трубопроводе, заморозить масло и слить масло с участка линии от муфты замораживания до концевых муфт, заполнить участок сухим азотом, демонтировать концевые муфты неисправной фазы и снять дополнительную изоляцию — фарфоровую покрышку, разболтить фланцевое соединение разветвительных труб, снять с кабеля поврежденную трубу, предварительно наложив на кабель два слоя лент из поливинилхлоридного пластиката. После того как поврежденное место заварено, труба проверяется на герметичность и надевается на кабель, после чего монтируется концевая муфта и три муфты вакуумируются в течение 4 ч и, разогревая муфты замораживания, заполняются маслом от АПУ. На время любого ремонта давление в линии поддерживается не
менее 0,049 МПа (0,5 кгс/см2) в верхней точке линии. Ремонт разветвительных труб вблизи концевых муфт (если необходимо заварить сквозное отверстие) при небольшом объеме работ может выполняться без демонтажа концевых муфт, но обязательно с заполнением участка сухим азотом.
Ремонт маслоподпитывающих агрегатов линий высокого давления заключается в устранении неплотностей в соединениях трубопроводов, уплотнений оборудования (маслонасосы, указательные стекла на баке-хранилище масла, перепускные клапаны, электромагнитные клапаны, сильфонные вентили и т. п.). Наиболее частым дефектом является появление неплотности в маслонасосе, и это вызывает утечку масла из ванны, в которую он погружен. При этом может произойти попадание воздуха во всасывающую полость насоса (она находится под небольшим остаточным давлением (ниже атмосферного), и при понижении давления масла в линии автоматически включившийся насос не подаст масла в линию, в результате чего сработает сигнализация длительной работы маслонасоса. В этом случае насос отсоединяется от схемы АПУ (закрываются соответствующие вентили), отключаются и отсоединяются электрические цепи электродвигателя маслонасоса и сливается масло из ванны. Восстановление сальникового уплотнения насоса или прокладок в разъемной части обычно дает положительный эффект. Проверка уплотнений может выполняться при помощи давления масла (или сухим азотом при давлении 0,49—0,58 МПа) — появление течи масла будет свидетельствовать о нарушении герметичности. После установки насоса на место и заливки ванны маслом весь узел вакуумируется с использованием трубопроводов, идущих к ЭКМ. В качестве вакуумного насоса для вакуумирования узла может быть использован вакуумный насос АПУ.
Отказ в работе перепускного клапана приводит к понижению давления масла в АПУ из-за неполного закрытия клапана. Для устранения причины клапан демонтируется для разборки и промывки. Установка может работать несколько суток с одним исправным перепускным клапаном. После того как установлен отремонтированный или резервный клапан, узел подлежит вакуумированию в течение 1 ч при остаточном давлении 266 Па (2 мм рт. ст.) и заполнению маслом после проверки на натекание. Натекание в течение 30 мин не более 133 Па (1 мм рт. ст.) считается удовлетворительным.
При повреждении сильфонного элемента сильфонные вентили в зависимости от положения в схеме пропускают либо воздух внутрь, либо масло наружу. При пропуске воздуха внутрь вентиль испытывается повышенным давлением азота, а место повреждения обнаруживается покрытием сильфона мыльной пеной или маслом. Вентиль, имеющий повреждение сильфона, должен ремонтироваться впайкой исправного сильфона. Если обнаруживается протекание масла через закрытый вентиль из-за повреждения уплотнительных поверхностей арматуры, то устраняется это разборкой и притиркой поверхностей. После ремонта вентиль проверяется на герметичность при рабочем давлении с использованием газомасляного редуктора. Неправильные показания электроконтактного манометра происходят не только из-за повреждения ЭКМ, но и из-за засорения или повреждения соединительной трубки. Устраняется дефект заменой трубки или ЭКМ.



 
« Создание комплекса электрооборудования 1150 кВ   Сорок лет трудов и свершений Энергосетьпроект »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.