ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 06.04.2021
Просмотров: 4680
Скачиваний: 1
122
Допустимые токи утечки в зависимости от испытательного напряжения и допустимые значения
коэффициента асимметрии при измерении тока утечки приведены в табл. 1.8.40. 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 умень-
шаться. Если не происходит уменьшения значения тока утечки, а также при его увеличении или неста-
бильности тока испытание производить до выявления дефекта, но не более чем 15 мин.
При смешанной прокладке кабелей в качестве испытательного напряжения для всей кабельной ли-
нии принимать наименьшее из испытательных напряжений по табл. 1.8.39.
Таблица 1.8.39. Испытательное напряжение
выпрямленного тока для силовых кабелей
Кабели с бумажной изоляцией на напряжение, кВ
2
3
6
10
20
35
110
150
220
330
500
12
18
36
60
100
175
285
347
510
670
865
Кабели с пластмассовой изоляцией
Кабели с резиновой изоляцией на напряжение, кВ
на напряжение, кВ
1*
3
6
10
110
3
6
10
5,0
15
36
60
285
6
12
20
* Испытания выпрямленным напряжением одножильных кабелей с пластмассовой изоляцией без брони (эк-
ранов), проложенных на воздухе, не производится.
Таблица 1.8.40. Токи утечки и коэффициенты асимметрии
для силовых кабелей
Кабели напряжением, кВ
Испытательное
Допустимые
Допустимые значения
напряжение, кВ
значения токов утечки, мА
коэффициента асимметрии
(
I
((
max
/
I
//
min
I
)
6
36
0,2
8
10
60
0,5
8
20
100
1,5
10
35
175
2,5
10
110
285
Не нормируется
Не нормируется
150
347
То же
То же
220
610
— '' —
— '' —
330
670
— '' —
— '' —
500
865
— '' —
— '' —
4. 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)
U
ном
.
Допускается производить испытания путем включения кабельной линии на номинальное напряже-
ние
U
ном
. Длительность испытания — согласно указаниям завода-изготовителя.
5. Определение активного сопротивления жил.
Производится для линий 20 кВ и выше. Актив-
ное сопротивление жил кабельной линии постоянному току, приведенное к 1 мм
2
сечения, 1 м длины
и температуре +20°С, должно быть не более 0,0179 Ом для медной жилы и не более 0,0294 Ом для
алюминиевой жилы. Измеренное сопротивление (приведенное к удельному значению) может отличаться
от указанных значений не более чем на 5%.
6. Определение электрической рабочей емкости жил.
Производится для линий 20 кВ и выше. Измеренная емкость не должна отличаться от результатов
заводских испытаний более чем на 5%.
7. Проверка защиты от блуждающих токов.
Производится проверка действия установленных катодных защит.
8. Испытание на наличие нерастворенного воздуха (пропиточное испытание).
Производится для маслонаполненных кабельных линий 110—500 кВ. Содержание нерастворенно-
го воздуха в масле должно быть не более 0,1%.
123
9. Испытание подпитывающих агрегатов и автоматического подогрева концевых муфт.
Производится для маслонаполненных кабельных линий 110—500 кВ.
10. Проверка антикоррозийных защит.
При приемке линий в эксплуатацию и в процессе эксплуатации проверяется работа антикоррозион-
ных 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/дм
2
;
— кабелей с металлической оболочкой, проложенных в грунтах с высокой коррозионной активностью
(удельное сопротивление грунта менее 20 Ом/м) при любой среднесуточной плотности тока в землю;
— кабелей с незащищенной оболочкой и разрушенными броней и защитными покровами;
— стального трубопровода кабелей высокого давления независимо от агрессивности грунта и ви-
дов 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.
11. Определение характеристик масла и изоляционной жидкости.
Определение производится для всех элементов маслонаполненных кабельных линий на напряже-
ние 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, МН-3 и МН-4 и изоляционной жидкости марки ПМС должны удовлет-
ворять требованиям норм табл. 1.8.41. и 1.8.42.
Если значения электрической прочности и степени дегазации масла МН-4 соответствуют нормам,
а значения tg
δ
, измеренные по методике ГОСТ 6581-75, превышают указанные в табл. 1.8.42, пробу
масла дополнительно выдерживают при температуре 100 °С в течение 2 ч, периодически измеряя tg
δ
.
При уменьшении значения tg
δ
проба масла выдерживается при температуре 100°С до получения уста-
новившегося значения, которое принимается за контрольное значение.
12. Измерение сопротивления заземления.
Производится на линиях всех напряжений для концевых заделок, а на линиях 110—500 кВ, кроме
того, для металлических конструкций кабельных колодцев и подпиточных пунктов.
Таблица 1.8.41. 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
С-220, 5РА
МН-3, МН-4
ПМС
Пробивное напряжение в стандартном сосуде, кВ,
не менее
45
45
35
Степень дегазации (растворенный газ), не более
0,5
0,1
—
Примечание.
Испытания масел, не указанных в табл. 1.8.39, производить в соответствии с требованием из-
готовителя.
Таблица 1.8.42. Тангенс угла диэлектрических потерь масла и изоляционной жидкости (при 100°С), %,
не более, для кабелей на напряжение, кВ
110
150—220
330—500
0,5/0,8*
0,5/0,8*
0,5/—
* В числителе указано значение для масел марок С-220, в знаменателе — для МН-3, МН-4 и ПМС.
1.8.41.
Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ
1. Проверка изоляторов.
Производится внешним осмотром.
2. Проверка соединений проводов.
Производится согласно 1.8.27.
3. Измерение сопротивления заземления опор, их оттяжек и тросов.
Производится в соответствии с 1.8.39 и указаниями главы 2.4.
124
Глава 1.9
ИЗОЛЯЦИЯ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
Утверждено
Министерством энергетики
Российской Федерации
Приказ от 8 июля 2002 г. № 204
Вводится в действие
с 1 января 2003 г.
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ. ОПРЕДЕЛЕНИЯ
1.9.1.
Настоящая глава распространяется на выбор изоляции электроустановок переменного тока на номи-
нальное напряжение 6—750 кВ.
1.9.2.
Длина пути утечки изоляции (изолятора) или составной изоляционной конструкции (
L
(( ) — наименьшее
расстояние по поверхности изоляционной детали между металлическими частями разного потенциала.
1.9.3.
Эффективная длина пути утечки — часть длины пути утечки, определяющая электрическую прочность
изолятора или изоляционной конструкции в условиях загрязнения и увлажнения.
Удельная эффективная длина пути утечки (
λ
((
э
) — отношение эффективной длины пути утечки к наи-
большему рабочему межфазному напряжению сети, в которой работает электроустановка.
1.9.4.
Коэффициент использования длины пути утечки (
k
) — поправочный коэффициент, учитывающий эф-
kk
фективность использования длины пути утечки изолятора или изоляционной конструкции.
1.9.5.
Степень загрязнения (СЗ) — показатель, учитывающий влияние загрязненности атмосферы на сниже-
ние электрической прочности изоляции электроустановок.
1.9.6.
Карта степеней загрязнения (КСЗ) — географическая карта, районирующая территорию по СЗ.
ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ
1.9.7.
Выбор изоляторов или изоляционных конструкций из стекла и фарфора должен производиться по
удельной эффективной длине пути утечки в зависимости от СЗ в месте расположения электроуста-
новки и ее номинального напряжения. Выбор изоляторов или изоляционных конструкций из стекла
и фарфора может производиться также по разрядным характеристикам в загрязненном и увлажнен-
ном состоянии.
Выбор полимерных изоляторов или конструкций в зависимости от СЗ и номинального напряжения
электроустановки должен производиться по разрядным характеристикам в загрязненном и увлажнен-
ном состоянии.
1.9.8.
Определение СЗ должно производиться в зависимости от характеристик источников загрязнения и рас-
стояния от них до электроустановки (табл. 1.9.3—1.9.18). В случаях, когда использование табл. 1.9.3—
1.9.18 по тем или иным причинам невозможно, определение СЗ следует производить по КСЗ.
Вблизи промышленных комплексов, а также в районах с наложением загрязнений от крупных про-
мышленных предприятий, ТЭС и источников увлажнения с высокой электрической проводимостью
определение СЗ, как правило, должно производиться по КСЗ.
1.9.9.
Длина пути утечки
L
(см) изоляторов и изоляционных конструкций из стекла и фарфора должна опре-
деляться по формуле
L
=
λ
э
•
U
•
k
,
где
λ
э
— удельная эффективная длина пути утечки по табл. 1.9.1, см/кВ;
U
— наибольшее рабочее междуфазное напряжение, кВ (по ГОСТ 721);
U
k
— коэффициент использования длины пути утечки (1.9.44—1.9.53).
k
ИЗОЛЯЦИЯ ВЛ
1.9.10.
Удельная эффективная длина пути утечки поддерживающих гирлянд изоляторов и штыревых изолято-
ров ВЛ на металлических и железобетонных опорах в зависимости от СЗ и номинального напряжения
(на высоте до 1000 м над уровнем моря) должна приниматься по табл. 1.9.1.
125
Таблица 1.9.1. Удельная эффективная длина пути утечки поддерживающих гирлянд изоляторов
и штыревых изоляторов ВЛ на металлических и железобетонных опорах,
внешней изоляции электрооборудования и изоляторов ОРУ
Степень
λ
э
, см/кВ (не менее), при номинальном напряжении, кВ
загрязнения
до 35 включительно
110—750
1
1,90
1,60
2
2,35
2,00
3
3,00
2,50
4
3,50
3,10
Удельная эффективная длина пути утечки поддерживающих гирлянд и штыревых изоляторов ВЛ на
высоте более 1000 м над уровнем моря должна быть увеличена по сравнению с нормированной в табл. 1.9.1:
от 1000 до 2000 м — на 5%;
от 2000 до 3000 м — на 10%;
от 3000 до 4000 м — на 15%.
1.9.11.
Изоляционные расстояния по воздуху от токоведущих до заземленных частей опор должны соответ-
ствовать требованиям гл. 2.5.
1.9.12.
Количество подвесных тарельчатых изоляторов в поддерживающих гирляндах и в последовательной
цепи гирлянд специальной конструкции (V-образных, Л-образных,
— образных,
— образных
и др., составленных из изоляторов одного типа) для ВЛ на металлических и железобетонных опорах
должно определяться по формуле
,
и
L
m
L
и
=
где
L
и
— длина пути утечки одного изолятора по стандарту или техническим условиям на изолятор
конкретного типа, см. Если расчет
m
не дает целого числа, то выбирают следующее целое число.
1.9.13.
На ВЛ напряжением 6—20 кВ с металлическими и железобетонными опорами количество подвесных
тарельчатых изоляторов в поддерживающих и натяжных гирляндах должно определяться по 1.9.12 и не-
зависимо от материала опор должно составлять не менее двух.
На ВЛ напряжением 35—110 кВ с металлическими, железобетонными и деревянными опорами с за-
земленными креплениями гирлянд количество тарельчатых изоляторов в натяжных гирляндах всех ти-
пов в районах с 1—2-й СЗ следует увеличивать на один изолятор в каждой гирлянде по сравнению
с количеством, полученным по 1.9.12.
На ВЛ напряжением 150—750 кВ на металлических и железобетонных опорах количество тарель-
чатых изоляторов в натяжных гирляндах должно определяться по 1.9.12.
1.9.14.
На ВЛ напряжением 35—220 кВ с деревянными опорами в районах с 1—2-й СЗ количество подвесных
тарельчатых изоляторов из стекла или фарфора допускается принимать на 1 меньше, чем для ВЛ на
металлических или железобетонных опорах.
На ВЛ напряжением 6—20 кВ с деревянными опорами или деревянными траверсами на металли-
ческих и железобетонных опорах в районах с 1—2-й СЗ удельная эффективная длина пути утечки изо-
ляторов должна быть не менее 1,5 см/кВ.
1.9.15.
В гирляндах опор больших переходов должно предусматриваться по одному дополнительному тарельчатому
изолятору из стекла или фарфора на каждые 10 м превышения высоты опоры сверх 50 м по отношению к ко-
личеству изоляторов нормального исполнения, определенному для одноцепных гирлянд при
λ
э
= 1,9 см/кВ для
э
ВЛ напряжением 6—35 кВ и
λ
э
= 1,4 см/кВ для ВЛ напряжением 110—750 кВ. При этом количество изолято-
э
ров в гирляндах этих опор должно быть не менее требуемого по условиям загрязнения в районе перехода.
1.9.16.
В гирляндах тарельчатых изоляторов из стекла или фарфора, подвешенных на высоте более 100 м, должны
предусматриваться сверх определенного в соответствии с 1.9.12 и 1.9.15 два дополнительных изолятора.
1.9.17.
Выбор изоляции ВЛ с изолированными проводами должен производиться в соответствии с 1.9.10—1.9.16.
ВНЕШНЯЯ СТЕКЛЯННАЯ И ФАРФОРОВАЯ ИЗОЛЯЦИЯ
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ И ОРУ
1.9.18.
Удельная эффективная длина пути утечки внешней фарфоровой изоляции электрооборудования и изо-
ляторов ОРУ напряжением 6—750 кВ, а также наружной части вводов ЗРУ в зависимости от СЗ и но-
минального напряжения (на высоте до 1000 м над уровнем моря) должна приниматься по табл. 1.9.1.
126
Удельная эффективная длина пути утечки внешней изоляции электрооборудования и изоляторов
ОРУ напряжением 6—220 кВ, расположенных на высоте более 1000 м, должна приниматься: на высоте
до 2000 м — по табл. 1.9.1, а на высоте от 2000 до 3000 м — на одну степень загрязнения выше по
сравнению с нормированной.
1.9.19.
При выборе изоляции ОРУ изоляционные расстояния по воздуху от токоведущих частей ОРУ до зазем-
ленных конструкций должны соответствовать требованиям гл. 4.2.
1.9.20.
В натяжных и поддерживающих гирляндах ОРУ число тарельчатых изоляторов следует определять по
1.9.12—1.9.13 с добавлением в каждую цепь гирлянды напряжением 110—150 кВ — одного, 220—
330 кВ — двух, 500 кВ — трех, 750 кВ — четырех изоляторов.
1.9.21.
При отсутствии электрооборудования, удовлетворяющего требованиям табл. 1.9.1 для районов с 3—4-й
СЗ, необходимо применять оборудование, изоляторы и вводы на более высокие номинальные напряже-
ния с изоляцией, удовлетворяющей табл. 1.9.1.
1.9.22.
В районах с условиями загрязнения, превышающими 4-ю СЗ, как правило, следует предусматривать
сооружение ЗРУ.
1.9.23.
ОРУ напряжением 500—750 кВ и, как правило, ОРУ напряжением 110—330 кВ с большим количест-
вом присоединений не должны располагаться в зонах с 3—4-й СЗ.
1.9.24.
Удельная эффективная длина пути утечки внешней изоляции электрооборудования и изоляторов в ЗРУ
напряжением 110 кВ и выше должна быть не менее 1,2 см/кВ в районах с 1-й СЗ и не менее 1,5 см/кВ
в районах с 2—4-й СЗ.
1.9.25.
В районах с 1—3-й СЗ должны применяться КРУН и КТП с изоляцией по табл. 1.9.1. В районах с 4-й СЗ
допускается применение только КРУН и КТП с изоляторами специального исполнения.
1.9.26.
Изоляторы гибких и жестких наружных открытых токопроводов должны выбираться с удельной эф-
фективной длиной пути утечки по табл. 1.9.1:
λ
э
= 1,9 см/кВ на номинальное напряжение 20 кВ для
токопроводов 10 кВ в районах с 1—3-й СЗ;
λ
э
= 3,0 см/кВ на номинальное напряжение 20 кВ для токо-
проводов 10 кВ в районах с 4-й СЗ;
λ
э
= 2,0 см/кВ на номинальное напряжение 35 кВ для токопроводов
13,8—24 кВ в районах с 1—4-й СЗ.
ВЫБОР ИЗОЛЯЦИИ ПО РАЗРЯДНЫМ ХАРАКТЕРИСТИКАМ
1.9.27.
Гирлянды ВЛ напряжением 6—750 кВ, внешняя изоляция электрооборудования и изоляторы ОРУ на-
пряжением 6—750 кВ должны иметь 50%-ные разрядные напряжения промышленной частоты в за-
грязненном и увлажненном состоянии не ниже значений, приведенных в табл. 1.9.2.
Удельная поверхностная проводимость слоя загрязнения должна приниматься (не менее):
для 1-й СЗ — 5 мкСм, 2-й СЗ — 10 мкСм, 3-й СЗ — 20 мкСм, 4-й СЗ — 30 мкСм.
Таблица 1.9.2. 50%-ные разрядные напряжения гирлянд ВЛ 6—750 кВ, внешней изоляции
электрооборудования и изоляторов ОРУ 6—750 кВ в загрязненном и увлажненном состоянии
Номинальное напряжение электроустановки, кВ
50%-ные разрядные напряжения, кВ
(действующие значения)
6
8
10
13
35
42
110
110
150
150
220
220
330
315
500
460
750
685
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТЕПЕНИ ЗАГРЯЗНЕНИЯ
1.9.28.
В районах, не попадающих в зону влияния промышленных источников загрязнения (леса, тундра, лесо-
тундра, луга), может применяться изоляция с меньшей удельной эффективной длиной пути утечки, чем
нормированная в табл. 1.9.1 для 1-й СЗ.
1.9.29.
К районам с 1-й СЗ относятся территории, не попадающие в зону влияния источников промышленных
и природных загрязнений (болота, высокогорные районы, районы со слабозасоленными почвами, сель-
скохозяйственные районы).