Кабельные маслонаполненные линии 110-500 кВ высокого давления - Эксплуатация кабельных линий высокого давления

8. ЭКСПЛУАТАЦИЯ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

Приемка кабельных линий в эксплуатацию.

Завершающим этапом работы по прокладке и монтажу кабельной линии является сдача их в эксплуатацию. Вследствие того, что испытания, проводимые на линии, не могут выявить всех возможных дефектов смонтированной линии, эксплуатирующая организация согласно «Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей» должна осуществлять технический надзор на всех этапах сооружения линии. Особенностью технического надзора на линиях высокого давления является то, что надзор за прокладкой кабеля и монтажом муфт выполняет персонал завода — поставщика кабеля. Технический надзор за качеством обработки стальных труб, их сваркой, укладкой в траншею и последующей засыпкой стабилизированным или вынутым грунтом обычно осуществляет персонал эксплуатации. Технический надзор включает в себя проверку выполненных основных работ по монтажу трубопровода, проверку герметичности, заполнения азотом, надзор за прокладкой кабеля в трубопроводе, монтажом муфт и АПУ и за заполнением линии маслом.
В процессе сооружения линии представитель эксплуатирующей организации проверяет: соответствие проекту марки кабеля; ведение журнала записи давления азота в трубопроводе до и после прокладки в нем кабеля; наличие заводских протоколов на кабель; внешнее состояние барабанов с кабелем; качество выполненных строительных работ и их соответствие проекту; соответствие проекту расположения и размеров траншеи; осуществление мероприятий по антикоррозионной защите, предусмотренных проектом и тех, которые не могли быть учтены проектом (мусорные ямы, свалка шлака, хранилища извести и т.п.); осуществление мероприятий по дополнительной защите трубопровода от механических повреждений в местах пересечения или сближения с существующими и проектируемыми сооружениями; наличие дополнительной теплоизоляции теплопровода в месте пересечения трассы кабельной линии; отсутствие деревьев на расстоянии 2 м от кабелей; наличие вешек на трассе в местах, не имеющих привязок к постоянным наземным сооружениям.

После окончания всех монтажных работ эксплуатирующей организации передается следующая техническая документация: проект кабельной линии с перечнем отклонений от проекта; исполнительный чертеж линии (план и продольный профиль в масштабе 1 :500, 1 : 200 для плана, 1 : 100; 1 : 50 — для профиля); исполнительные отметки АПУ, арматуры; исполнительные чертежи всех сооружений (колодцы, туннели, подводные переходы, закрытые переходы через улицы и т. п.); акты на скрытые работы по строительной части; акты на устройство заземлений; справки организации, ведающей подземными сооружениями, о взятии на учет смонтированной линии; протоколы проверки и опробования АПУ. всех вспомогательных устройств (освещение, отопление АПУ и подогрев концевых муфт, электронасосы, вентиляторы, установки катодной защиты, сигнализация отклонения от нормального режима работы апу и других автоматических устройств); журнал записи давления азота в трубопроводе до заполнения его маслом; протоколы максимальных величин тяжений во время механизированной прокладки кабеля; журнал заполнения трубопровода маслом; заводские паспорта на все оборудование и кабели, схема фазировки линии; акты на монтаж муфт; протокол проверки телефонной связи АПУ с диспетчером эксплуатирующей организации. После ознакомления с документацией эксплуатирующая организация перед включением линии под нагрузку проводит визуальный осмотр трассы и сооружений, затем линия подвергается испытанию
Испытания кабельной линии после монтажа. Смонтированные маслонаполненные кабельные линии высокого давления согласно ГОСТ 16441—78 и нормам испытания электрооборудования должны подвергаться

1. испытаниям повышенным напряжением выпрямленного тока.

Испытательное напряжение равно 250 кВ для линий 110 кВ.
450 кВ для 220 кВ 670 кВ для 330 кВ, 770 кВ для З80 кВ, 865 кВ для 500 кВ. Длительность приложения испытательного напряжения 15 мин Кабельные линии считаются выдержавшими испытания, ее ли не произошло пробоя изоляции, не было скользящих разрядов по поверхности изоляторов концевых муфт и толчков тока утечки или его нарастания после того, как он достиг установившегося значения Взамен испытания выпрямленным напряжением по согласованию потребителя с заводом-изготовителем допускается производить испытание напряжением промышленной частоты (1,00—1,73)Uo. Продолжительность испытания — по согласованию с заводом-изготовителем,

1. измерениям активного сопротивления жил,
2. измерениям емкости фаз;
3. измерением сопротивления заземления концевых муфт, фазировка линии, измерение коррозионных потенциалов трубопровода и

токов утечки через антикоррозионную изоляцию трубопровода, измерение сопротивления изоляции мегаомметоом;
5) определениям характеристик масла из линии (проводится по приложению 1).
Помимо электрических испытаний производится проверка на содержание нерастворенного газа, определяемого коэффициентом пропитки Для этого линия выдерживается не менее 1 ч под избыточным давлением 1,372—1,470 МПа (14—15 кгс/см²), затем источник давления отключается от линии закрытием вентилей и производится слив масла из линии в мерный сосуд. Слив масла следует проводить до давления П0У8 МПа (1,0 кгс/см²) в точке, имеющей высшую геодезическую отметку. Коэффициент пропитки К, см8/кгс, характеризующий содержание газа, вычисляется по формуле

где ЛV — объем масла, вытекающего из линии, см³: V — объем масла, содержащегося в линии, см³; ДР — разность давлений в линии перед началом и после окончания вытекания масла, МПа (кгс/см²).
Значение К должно быть не более 6-10-4 см²/кгс (при измерении давления в кгс/см²) и 6С 10-4 МПа-1 при измерении давления в мегапакалах. После этих испытаний проверяются сигнализация АПУ и телефонная связь АПУ с диспетчером эксплуатирующей организации. Одновременно с испытаниями линии проводятся испытания вспомогательного оборудования (электронасосов, вентиляторов, освещения, отопления, устройств электрической защиты от коррозии). При получении удовлетворительных данных испытаний кабельная линия считается принятой в эксплуатацию и может толчком включаться под нагрузку.
Организация эксплуатации кабельных линий осуществляется согласно номенклатурному списку работ, который разрабатывается применительно к конкретным условиям эксплуатации с учетом действующих директивных и нормативных документов. В списке приводится полный перечень работ с указанием сроков выполнения и периодичности работы, квалификации и должности персонала, выполняющего работу, плановой нормы времени для испытаний, вида отчетного документа. Данные по эксплуатации линии вносятся в техническую документацию, принимаемую от монтажной организации; паспорт кабельной линии; адресный список сооружений и исполнительные чертежи (план+профиль) линии; заводские чертежи всего оборудования; заводские инструкции по монтажу и вакуумно-масляной обработке линии; архивную папку для хранения первичных докумеитов (актов, протоколов и т.п.); журнал результатов анализов проб масла; журнал осмотра открытых и закрытых трасс и сооружений линии; диаграммы контроля давления масла в линии, журнал наблюдения за вспомогательным оборудованием, журнал дефектов оборудования; журнал контроля нагрузок на линии.
В паспорт линии записываются: наименование линии и объектов, между которыми она проложена, ее длина, число и наименование цепей; основные конструктивные данные кабеля (марка, сечение, материал жилы, номинальное напряжение); дата ввода в эксплуатацию; протяженность отдельных строительных длин кабеля; данные о прокладке кабеля; план трассы в масштабе 1 : 5000 или 1 :2000; схема фазировки линии; укрупненный продольный профиль линии; сведения о ненормальных условиях (большая или малая глубина) прокладки линии; сведения о результатах пропиточных испытаний линии; схема расположения АПУ; данные о монтаже муфт; электрические характеристики линии; данные о сопротивлении заземления концевых муфт и о наличии металлической, термически стойкой связи между заземлениями распределительных устройств соединяемых объектов; характеристика мест, ограничивающих пропускную способность линии; значение длительно допустимой нагрузки линии; сведения о защите линии от коррозии и вибрации. В процессе эксплуатации в паспорт заносятся сведения об анализах проб масла из муфт, проб грунта, окружающего трубопровод, данные об испытаниях изоляции линии повышенным напряжением, результаты измерения температуры нагрева кабелей и нагрузок кабельных линий, сведения о земляных работах на трассе, повреждениях и ремонтах линий, о регулировании АПУ, результаты проверки сигнализации АПУ, результаты изменения коррозионных потенциалов трубопроводов. Другие сведения записываются в отдельных журналах.
Эксплуатационный надзор за кабельными линиями. Эксплуатация кабельных линий высокого давления состоит из осмотров трасс и оборудования, различных измерений, профилактических и ремонтных работ, выполняемых в соответствии с годовым планом эксплуатационных работ, для чего составляется план-график. Для своевременного обнаружения ненормальных явлений на трассах кабельных линий и с целью предупреждения повреждения самих кабелей проводятся систематические осмотры трасс и сооружений кабельных линий. Сроки проведения осмотров трасс и сооружений кабельных линий в соответствии с «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей» приведены ниже:
Трасса кабелей, проложенных в земле - Не реже 1 раза в месяц

То же в коллекторах и туннелях - Не реже 1 раза в 3 месяца
Кабельные муфты.................................... Не реже 1 раза в 3 месяца
Кабельные колодцы ....... Не реже 1 раза в 3 месяца
Наиболее часто осматриваются линии, проложенные непосредственно в грунте. При осмотрах проверяются: не производятся ли на трассе какие-либо не согласованные с эксплуатирующей организацией раскопки земли, не нарушены ли условия согласования разрытий, не появились ли оползни, осадки или размывы грунта (особенно горячей водой), не угрожает ли движение транспорта по кабельным трассам целости трубопровода. При осмотрах обращается внимание на то, чтобы возле трасс не разводились костры, не устраивались ямы для гашения извести и свалки мусора, а также не сливались какие-либо химические продукты, разрушающие антикоррозионные покрытия трубопроводов. Все недостатки, обнаруженные во время осмотра, записываются в журнал осмотра трасс кабельных линий и сооружений.
На трассе запрещаются: бурение скважин, посадка деревьев, устройство наземных сооружений, установка столбов и временных сооружений (палаток, гаражей, складов оборудования и материалов), разработка мерзлого грунта клином-молотом или аналогичны ми приспособлениями. В местах подводной прокладки кабелей провернется исправность береговых сигнальных знаков, обозначающих подводный переход. В пределах охранной зоны подводного перехода (по 100 м в обе стороны от сигнального знака) какие-либо работы могут выполняться только с разрешения эксплуатирующей организации. При прохождении трассы кабельной линии по территории предприятий, воинских частей и других организаций администрацией данной территории назначается лицо, ответственное за сохранность кабельных линий. На генеральном плане территории наносится охранная зона (площадь над кабелем и по 1 м в обе стороны от крайнего кабеля), в пределах которой разрытия выполняются только с письменного разрешения эксплуатирующей организации. Земляные работы на трассе кабельной линии при сооружении новых подземных коммуникаций выполняются только по проектам, предварительно согласованным с организацией, эксплуатирующей кабельную линию. Земляные работы, связанные с ремонтом действующих подземных сооружений, находящихся вблизи кабельных линий, выполняются по письменному разрешению эксплуатационного персонала, выдаваемому на месте работ.
Вскрытие стальных трубопроводов для строительства подземных сооружений допускается на ограниченное время, обусловленное проектом производства работ. В зимнее время трубопроводы (особенно заполненные маслом С-220 или аналогичным) должны быть защищены от замерзания масла и от повреждений антикоррозионных покрытий. При последующей засыпке трубопровода необходимо применять грунт с тем же удельным тепловым сопротивлением, каким была засыпана линия. При осмотре оборудования линии инженерно техническим персоналом составляется ведомость дефектов. Крупные дефекты (особенно течь масла) должны фиксироваться в журнале дефектов оборудования с немедленным извещением диспетчера предприятия.
Осмотр АПУ производится не реже 1 раза в неделю при наличии сигнализации о ненормальной работе АПУ. На каждом подпитывающем агрегате устанавливается регистрирующий манометр. Анализ диаграммы производится мастером, который должен установить отсутствие каких-либо ненормальиостей в работе АПУ с присоединенными кабельными линиями. Возникновение утечек масла в линии (или аппаратуре АПУ) приводит к более частому (против обычного) включению маслонасосов, что хорошо просматривается на суточный диаграмме регистрирующего манометра. На диаграмме рис. 25 срабатывание аппаратуры и включение маслонасоса видно на участке от 17 до 24 ч. При увеличеиии нагрузки возрастает давление в линии. Избыток масла из литии через перепускные клапаны попадает в бак-хранилище масла. Срабатывание клапана видно на участке диаграммы между 10 и 14 ч. Контроль уровня масла в баке-хранилище помогает выявить утечку масла и наличие газообразования при разложении масла в электрическом поле. При медленно протекающем процессе разложения масла, возникшем вдали от АПУ, определенный объем масла будет выдавлен в бак-хранилище, что будет сопровождаться более частым срабатыванием перепускного клапана. При коротком замыкании в трубопроводе происходит увеличение давления масла (на диаграмме в 15 ч 15 мин). При осмотре оборудования АПУ и других доступных элементов линии следует обращать внимание на:

1. отсутствие течей масла из трубопроводов, фланцевых соединений и вентилей;
2. состояние антикоррозионных покрытий;
3. температурные деформации трубопровода;
4. состояние крепления стального трубопровода и медных разветвительных труб;
5. положение «открыто — закрыто» вентилей, клапанов (особенно электромагнитных);
6. эффективность обогрева зимой хвостовиков концевых муфт и помещения АПУ.

При осмотре оборудования АПУ необходимо:

1. проверить давление масла в линиях по показаниям ЭКМ и убедиться по диаграмме регистрирующего манометра в поддержании на линии допустимых пределов давления 1,176—1,568 МПа (12— 16 кгс/см²) и правильности срабатывания перепускного клапана и масляного насоса;
2. проверить правильность работы сигнализации и управления АПУ по указателям и стрелкам ЭКМ;
3. проверить действие маслонасосов и перепускного клапана;
4. проверить уровень масла в баке-хранилище;
5. проверить величину остаточного давления в баке-хранилище и убедиться в правильности работы вакуумного насоса путем пробного пуска его от ручного управления;
6. убедиться в наличии масла и его нормальном уровне в уплотнительных ваннах масляных насосов;
7. проверить показания всех приборов, установленных на щите управления;
8. убедиться в наличии резервирования электроснабжения АПУ по низкому напряжению;
9. убедиться в наличии правильной работы регистрирующего манометра.

Результаты осмотра, а также обнаруженные дефекты отмечаются в журнале посещений, находящемся в АПУ.
Проверка работы оборудования АПУ. Проверка работы вакуумных насосов производится переводом ключа на щите управления с автоматического режима работы на ручное с последующим пуском Правильность работы в автоматическом режиме можно проверить путем искусственного натекания воздуха в систему, для. чего временно приоткрывается вентиль на маслоотделителе до срабатывания вакуумметра, после чего вентиль закрывается. Вакуумный насос должен включаться и отключаться автоматически. Предварительно, перед проверкой, необходимо закрыть вентиль на магистрали к баку-хранилищу масла во избежание попадания воздуха в масло Проверка работы маслонасосов и действия обратных клапанов производится переводом ключей на ручной режим работы. Нажатием соответствующей кнопки проверяется правильность включения и отключения насосов. По диаграмме регистрирующего манометра проверяется давление масла, создаваемое насосом. Проверка работы в автоматическом режиме осуществляется путем замыкания контактных стрелок ЭКМ (переводом стрелок ЭКМ вручную специальным ключом). Одновременно проверяется работа перепускных клапанов
При выводе в ремонт оборудования одного из АПУ необходимо предварительно выполнить перевод кабельных линий с одного АПУ на другое. (Обычно каждое АПУ поддерживает давление масла в нескольких линиях.) Для перевода линий на подпитку от соседней: АПУ нужно:

1. отключить временно технологическую защиту (сняв накладки), чтобы исключить возможность ошибочного отключения кабельных линий от снижения давления масла;
2. уравнять давление масла в обоих АПУ, что исключит гидравлический удар, который может повредить оборудование и прежде всего ЭКМ;
3. открыть все нормально закрытые вентили в коллекторных цепях линий и закрыть все нормально открытые вентили линий. Таким образом, все линии будут подпитываться от одного АПУ. Затем давление масла в другом АПУ снижается до требуемого значения с предварительным отключением автоматики. По окончании ремонтных работ в АПУ или на линии схема подпитки восстанавливается, проверяются уставки всех ЭКМ, проверяется работа масляных насосов в автоматическом режиме. Восстанавливаются цепи технологической защиты путем установки отключающих накладок в рабочее положение.

Аварийные режимы работы АПУ. При исчезновении напряжения 380 В от одного источника электропитания все оборудование должно автоматически переключиться на другой источник. При потере питания от второго источника необходимо принять меры по подаче напряжения от вспомогательного генератора мощностью не менее 2 кВт, чтобы обеспечить работу маслонасосов. В случае длительного отсутствия напряжения необходимо емкости с маслом заполнить от баллонов с азотом до давления 0,098 МПа (1 кгс/см²) и "в случае снижения давления масла в линии отключить линию. При интенсивном поступлении масла в АПУ из кабельной линии (что свидетельствует о процессе разложения масла) необходимо закрыть вентиль на вакуумной магистрали от бака-хранилища масла к маслоотделителю, открыть вентиль на баллоне с азотом и через редуктор заполнить пространство над маслом азотом при давлении 0,098 МПа (1 кгс/см³) и после этого открыть вентиль в нижней части бака- хранилища масла для слива масла в приямок АПУ, из которого масло самотеком стекает в аварийный резервуар, расположенный вблизи АПУ
При текущем ремонте АПУ нужно:
вакуумные насосы заливать специальным маслом, указанным в инструкции, прилагаемой к насосу (обычно марки ВМ-6), и контролировать уровень масла через смотровое стекло;
масляные ванны маслонасосов заливать маслом, находящимся в трубопроводе, и контролировать его уровень через смотровое стекло; своевременно проверять контрольно-измерительные приборы; по мере необходимости подтягивать болтовые соединения арматуры;
не реже 1 раза в квартал промывать и протирать уплотнительные поверхности электромагнитных клапанов с целью удаления сконденсировавшихся паров масла;
регулярно по диаграммам регистрирующих манометров следить за правильностью работы перепускных клапанов и в случае необходимости производить их регулировку;
регулярно сливать накопившееся масло из маслоотделителя, проверять исправность электрических цепей не реже 2 раз в год.
Регулировка перепускного клапана выполняется следующим образом. После сборки клапана проверяется плотность прилегания поршня к седлу давлением масла, равным 1,568 МПа (16 кгс/см²). Давление при этом создается газомасляным редуктором. Длительность испытания 1 ч. Герметичность перепускных клапанов считается удовлетворительной, если вытекание масла через нижний фланец клапана будет не более 90 см³/ч для масла С-220 (для трансформаторного масла до 270 см³/ч). Для предупреждения срабатывания клапана при испытании необходимо соответствующим образом затянуть регулировочный винт клапана, проверить плотности прилегания дроссельного винта к гнезду в закрытом состоянии. Клапан регулируется следующим образом: пружина клапана устанавливается на давление 1,563 МПа (16 кгс/см²) [допустимое отклонение не более ±0,098 МПа (1 кгс/см²)]; от газомасляного редуктора, заполненного маслом на 75 %, масло подводится к игле перепускного клапана через штуцер 9 и к фланцу П (см. рис. 24), давление газа над поверхностью масла в редукторе повышается до 1,568 МПа (16кгс/см²). При этом давлении клапан должен открыться и закрыться при давлении (1,22о±004«) МПа [(12,5±0,5) кгс/см²]. Регулировка проводится на масле, которым заполнено АПУ. При регулировке необходимо, чтобы клапан при открытии и закрытии работал четко, без ударов и дрожания иглы, Скорость при подъеме и опускании поршня должна быть одинаковой, что достигается регулировкой дросселирующим винтом. Регулировку клапана выполняют со снятым колпаком. Допустимое просачивание масла через иглу клапана при испытании не должно превышать 100 см³/ч. С учетом того, что каждый подпитывающий агрегат снабжается двумя перепускными клапанами, клапан рабочей ветви регулируется на давление открытия (1,587±0,017) МПа [(16,2±0,2) кгс/см²], давление закрытия (1,254±0,017) МПа [(12,8±0,2) кгс/см²]; клапан резервной ветви — соответственно на давление (1,656±0,017) МПа [(16,9±0,2) кгс/см²] и (1,352±0,0017) МПа [(13,8±0,2) кгс/см²].
Возможные неисправности оборудования АПУ и их устранение

1. Большое натекание воздуха в аппаратуру и арматуру через образовавшиеся неплотности. Неплотности устраняются путем под тяжки болтов фланцевых соединений, заменой прокладок, подтяжки сальниковых уплотнений.
2. Протекание масла через закрытый вентиль из за повреждения уплотнительных поверхностей арматуры. Протекание устраняется путем разборки и притирки поверхностей с последующей проверкой на герметичность при рабочем давлении.
3. Манометр не показывает давление из-за засорения, повреждения соединительной трубки или повреждения манометра. Устраняется заменой трубки или манометра.
4. Работающие маслонасосы не поднимают дав пение из-за на рушения герметичности кабельной линии, всасывающей полости маслонасоса или повреждения перепускного клапана. Неисправности устраняются соответственно устранением течи масла из линии, удалением воздуха из всасывающей полости насоса или отсоединением перепускного клапана от схемы путем закрытия соответствующих вентилей. Работа АПУ с одним перепускным клапаном (например, резервным) допустима на время ремонта (регулировки рабочего клапана в течение нескольких суток). После ремонта арматуры и аппаратуры заполнение оборудования маслом должно производиться после вакуумирования, которое продолжается не менее 1 ч после достижения остаточного давления не выше 0,266-10-3 МПа (2 мм рт. ст.). После окончания вакуумирования производится испытание на натекание. Если в течение 30 мин натекание не будет больше 0,133-10-3 МПа (1 мм рт. ст.), отвакуумированная часть схемы пригодна для включения в работу Для вакуумирования отдельных элементов АПУ используются соединительные трубки, идущие к манометрам, и вакуумные насосы АПУ.

Контроль нагрева кабелей производится измерением температуры трубопровода с кабелями при помощи ртутных термометров, термопар (медь+константан, хромель+копель) или термосопротивлений.
Температура жилы кабеля определяется расчетом как сумма измеренной температуры и перепада температуры от токопроводящей жилы до стенки трубопровода по формуле

где Ттр — измеренная температура трубопровода с кабелями, °С; ДТп,,м — перепад температуры в изоляции и в масле между кабелями и трубопроводом, СС; /р — длительная нагрузка кабеля, измеренная при опыте, A; S„3 — тепловое сопротивление изоляции, К-м/Вт; 5М — тепловое сопротивление масла, К-м/Вт; — диэлектрические потери в изоляции кабеля, Вт/м; Rm — активное сопротивление жилы, Ом/м.
Термодатчики (два на одну контролируемую точку) устанавливаются сверху и снизу непосредственно на металлическую поверхность трубопровода с последующим восстановлением защитных покровов в этих местах. Провода от термодатчиков должны надежно защищаться от механических повреждений. Измерение температуры трубопровода следует производить через сутки после установки термодатчиков и засыпки котлована. В случае, если необходимо знать теплопроводность грунта, окружающего трубопровода, определяют его удельное тепловое сопротивление. Для этого отбирается в полиэтиленовый пакет проба грунта в количестве 4—5 кг из зоны, окружающей трубопровод, и доставляется в лабораторию, где и определяется его тепловое сопротивление.
Нагрев кабельной линии по длине может быть разным.
Наибольший нагрев может быть в местах сближения или пересечения с теплопроводами, вблизи больших групп деревьев и на участках с большим уклоном. Ухудшение теплоотдачи происходит также в засушливые времена года.
При измерениях температуры трубопровода нужно иметь в виду, что температура трубопровода, проложенного в воздухе, будет значительно ниже температуры трубопровода, проложенного в земле, так как условия охлаждения в воздухе лучше, чем в земле.
Особенностью кабельных линий 110—500 кВ является возможность возникновения состояния тепловой неустойчивости, что может вызвать тепловой пробой кабеля. Основной причиной возникновения тепловой неустойчивости является рост тепловыделения из-за роста диэлектрических потерь в кабеле, которые сильно зависят от температуры изоляции. При достижении некоторой критической температуры происходит подсыхание почвы и теплоотвод от кабеля ухудшается, температура кабеля увеличивается, что приводит к пробою. Ухудшение теплоотвода может также происходить в местах трассы, где кабель засыпан грунтом с большим тепловым сопротивлением, или вблизи теплотрасс. Особенностью линий высокого давления является процесс конвекционного переноса тепла на участках линии со значительной разностью вертикальных геодезических отметок (более 5 м). В этом случае образуется зона несколько повышенного нагрева в высшей точке участка линии, что снижает длительно допустимую нагрузку линии. Поэтому в местах с повышенным нагревом необходимо принимать меры по улучшению охлаждения путем применения принудительной (естественной) вентиляции, замены обычного грунта искусственным с меньшим удельным тепловым сопротивлением, а также путем прокладки параллельно кабелю трубопроводов с охлаждающей жидкостью или воздухом и т.п.
Ток в кабельных линиях для исключения перегрева кабеля не должен превышать длительно допустимого расчетного значения С этой целью производится его систематический контроль по амперметрам, на шкалах которых предельное значение тока обозначено красной чертой. Дежурный персонал ЦП сообщает значения токов нагрузки эксплуатирующему персоналу, который ведет систематическую запись в специальном журнале.
Коррозионное обследование линии во время эксплуатации проводится путем измерения разности потенциалов «труба — земля» в контрольных пунктах, расположенных над трубопроводом на расстоянии 0,5—1 км друг от друга. При измерениях с использованием стального электрода сравнения минимальный защитный потенциал должен быть не менее —0,3 В. Если защитные потенциалы выходят за допустимые пределы, то должно быть проведено всестороннее обследование коррозионного состояния линии [6]. Если обследование укажет на наличие значительных местных разрушений защитных покрытий, они должны быть выявлены и восстановлены. Схема обнаружения местных повреждений антикоррозионных покрытий на трубопроводах показана на рис. 29.

Рис. 29. Схема нахождения местных повреждений защитных покрытий:
1 — выключатель, периодически включаемый; 2 — заземление; 3 — батарея 20—100 В; 4 — вольтметр; 5 — миллиамперметр; 6 — неподвижный электрод 7 — вольтметр с большим внутренним сопротивлением (100 000 Ом/В); 8 — электрод, перемещаемый вдоль трассы в процессе измерений: 9 — кабельный колодец; 10— трубопровод кабельной линии с защитным покрытием; 11 — диаграмма измеренных потенциалов вдоль кабельной линии

Напряжение 20—100 В постоянного тока периодически прикладывается между стенкой трубопровода (могут использоваться контрольные выводы) и анодным заземлением. На поверхности земли над трубопроводом измеряется разность потенциалов между двумя электродами, один из которых неподвижен 6, а второй S переносится вдоль трубопровода. Для измерения потенциалов должен использоваться вольтметр с высоким внутренним сопротивлением (100 кОм/В). Покрытие считается неповрежденным, если включение батареи не вызывает изменений показаний вольтметра. При расположении подвижного электрода над местом повреждения покрытия или над плохо защищенным участком поверхности трубопровода показание вольтметра при включении батареи изменится. Эти измерения могут оказаться также полезными при поиске места течи масла из трубопровода. Измерения потенциалов обычно производятся стрелочным ампервольтметром с внутренним сопротивлением не менее 20 кОм/В, например, типа М231. Подробно описание электрических устройств защиты от коррозии и методика обследования линий приводятся в ГОСТ 9.015—74 и [6]. Действие электрических противокоррозионных устройств проверяется не реже 2 раз в месяц. Проверка действия заключается в осмотре защитного устройства, записи значений тока устройства и, в случае необходимости, его регулировании. Допустимые пределы тока устройства отмечаются красной чертой на шкалах амперметров. Текущий ремонт защитных устройств выполняется по местным инструкциям