КАБЕЛЬНЫЕ
МАСЛОНАПОЛНЕННЫЕ
ЛИНИИ 11О-5ООкВ
ВЫСОКОГО
ДАВЛЕНИЯ
ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ

БИБЛИОТЕКА ЭЛЕКТРОМОНТЕРА
Основана в 1959 г.
Выпуск 555
Г. П. МАКИЕНКО, Л. В. ПОПОВ
КАБЕЛЬНЫЕ
МАСЛОНАПОЛНЕННЫЕ
ЛИНИИ
110-500 кВ
ВЫСОКОГО
ДАВЛЕНИЯ
МОСКВА ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ 1984

ББК 31.279
М 15
УДК 621.315.23:621.315.211.3
Редакционная коллегия:
В. Н. Андриевский, С. А. Бажанов, Ю. В. Зайцев, Д. Т. Ко¬
маров, В. П. Ларионов, Э. С. Мусаэлян, С. П. Розанов,
В. А. Семенов, А. Д. Смирнов, А. Н. Трифонов, П. И. Устинов,
А. А. Филатов
Рецензент H. Н. Войденов
Макиенко Г. П., Попов Л. В.
М 15 Кабельные маслонаполненные линии ПО—
500 кВ высокого давления. — М.: Энергоатомиздат,
1984. — 104 с., ил.— (Б-ка электромонтера; Вып.
555).
30 к.
Содержатся сведения о конструкциях маслонаполненных кабелей
высокого давления на ПО—500 кВ н муфт для них. подпитывающей ап¬
паратуре. технологии монтажа кабельных линий и применяемом обо¬
рудовании. Описываются эксплуатационные работы на линиях, мате¬
риалы. применяемые при изготовлении кабелей. Обобщается опыт ка¬
бельных зцродов, монтажных и эксплуатационных организаций.
Для электромонтажников и мастеров, занятых иа монтаже и об¬
служивании кабельных линий.
м 2302040000-599	ББК 31.279
051(01)-84	6П2.13
ГЕНЙАДИИ ПЕТРОВИЧ МАКИЕНКО, ЛЕВ ВИКТОРОВИЧ ПОПОВ
Кабельные маслонаполненные линии 110—500 кВ
высокого давления
Редактор В. П. Жаров
Редактор издательства Л. Л. Жданова
Художественный редактор В. А. Гозак-Хозак
Технический редактор Л. В. Изгаршева
Корректор В. В. Мошникова
ИБ 3217
Сдйно в набор 18.07.83. Подписано в печать 03.10.83. Т-19742.
84X108732. Бумага типографская № 3. Гарнитура литературная,
высокая. Усл. печ. л. 5,46. Усл. кр.-отт. 5,72. "

9000 экз. Заказ № 522. Цена 30 к.
Энергоатомиздат, 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10
Владимирская типография «Союзполиграфпрома при Государственном
комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли
600000, г. Владимир, Октябрьский проспект, д. 7
Формат
„ „ _j. Печать
Уч.-изд. 6,25. Тираж
© Энергоатомиздат, 1983

ПРЕДИСЛОВИЕ
Большое жилищное, коммунальное и промыш¬
ленное строительство, реконструкция промышлен¬
ных предприятий обусловливают непрерывный
рост электропотребления городов. Присоединение
районных понижающих подстанций к энергосисте¬
ме, сооружение линий между подстанциями, соеди¬
нение электростанций с сетями высокого напряже¬
ния все чаще требуют применения маслонаполнен¬
ных кабельных линий напряжением ПО—500 кВ.
В СССР успешно эксплуатируются кабельные
линии ПО, 220, 330 и 500 кВ. Линии ПО кВ соору¬
жаются, как правило, с использованием кабеля
низкого давления. Линии 220, 330 и 500 кВ обычно
сооружаются с применением кабелей высокого дав¬
ления, поскольку они обладают повышенной на¬
дежностью, менее уязвимы к механическим по¬
вреждениям по сравнению с кабелем низкого дав¬
ления.
Настоящая книга, обобщая накопленный опыт,
знакомит читателей с основами монтажа и обслу¬
живания маслонаполненных кабельных линий вы¬
сокого давления ПО—500 кВ и может быть исполь¬
зована при подготовке мастеров и электромонтеров
по монтажу и эксплуатации кабельных линий.
Замечания по книге просим направлять по ад¬
ресу: 113114, Москва, М-114, Шлюзовая набереж¬
ная, 10, Энергоатомиздат.
Авторы
1

1.	ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
И КЛАССИФИКАЦИЯ КАБЕЛЕЙ
Кабели на напряжение ПО—500 кВ получают все
большее применение для вывода мощности от энерго¬
блоков ГЭС к ОРУ или пунктам перехода, передачи
электроэнергии через труднопроходимые местности с вы¬
сокой плотностью застройки, с сильной степенью загряз¬
нения окружающей среды, большие водные простран¬
ства и т. п., глубоких вводов электроэнергии в города,
электроснабжения энергоемких промышленных пред¬
приятий, а также для ввода высокого напряжения не¬
посредственно в цехи для питания мощных агрегатов от
трансформаторов с кабельными вводами.
Изготовление силовых кабелей с бумажной изоляци¬
ей, пропитанной маслоканифольным составом, на напря¬
жение выше 35 кВ не представляется возможным из-за
наличия в изоляции воздушных и газовых включений.
Под действием электрического поля в них возникает
ионизация, которая сопровождается повышением темпе¬
ратуры изоляции, что вызывает ускоренное местное ста¬
рение изоляции, снижает ее электрическую прочность,
В процессе эксплуатации при нагреве кабеля за счет ра¬
бочего тока все его элементы, в том числе пропитываю¬
щий состав, увеличиваются в объеме. После охлаждения
кабеля оболочка и бумажная изоляция из-за остаточных
деформаций не в состоянии занять свое прежнее поло¬
жение и не оказывает на пропитывающий состав давле¬
ние, необходимое для возвращения его в прежнее поло¬
жение. Включения, находившиеся ранее у оболочки, по¬
сле нескольких циклов нагрева и охлаждения постепенно
могут перемещаться к жиле, т. е. в область большей на¬
пряженности электрического поля в изоляции кабеля.
Одновременно происходит увеличение объема газовых
включений.
Электрическая прочность бумажной изоляции кабе-
я может быть повышена за счет исключения в кабеле
4

воздушных и газовых включений или путем увеличения
давления в них.
В маслонаполненных кабелях для пропитки бумаж¬
ной изоляции при изготовлении применяется дегазиро¬
ванное масло, а сушка и пропитка изоляции производит¬
ся по технолгии, исключающей появление воздушных и
газовых включений.
В процессе эксплуатации масло в изоляции кабеля
постоянно находится под некоторым избыточным давле¬
нием, которое автоматически поддерживается в задан¬
ных пределах, и даже при отключении кабельной линии
в кабеле не могут образоваться газовые включения. Дав¬
ление масла в кабельных линиях высокого давления под¬
держивается автоматической подпитывающей установ¬
кой (АПУ). Установка принимает избыток масла из ка¬
бельной линии при нагревании кабеля и отдает его в
линию при охлаждении.
Маслонаполненные кабели классифицируются по
длительно допустимому давлению и конструктивному
исполнению. По давлению кабели подразделяются на
кабели низкого и кабели высокого давления, по конст¬
руктивному исполнению — на кабели с центральным
маслопроводящим каналом и кабели в стальном трубо¬
проводе. В настоящее время в нашей стране применя¬
ются следующие типы кабелей:
кабели низкого давления в свинцовой оболочке,
работающие при длительно допустимом давлении
до 0,098 МПа (1,0 кгс/см2); изготовлялись до
1960 г.;
кабели низкого давления в свинцовой оболочке с уп¬
рочняющим покровом, работающие при длительно до¬
пустимом давлении от 0,0245 до 0,294 МПа (0,25—
3,0 кгс/см2), или в алюминиевой оболочке, работающие
при длительно допустимом давлении от 0,0245 до
0,49 МПа (0,25—5,0 кгс/см2); до 1979 г. кабели этого
типа назывались кабелями среднего давления. Избы¬
точное давление масла при переходных тепловых про¬
цессах должно быть в пределах 0,0149—0,59 МПа для
кабелей в свинцовой оболочке и 0,0149—0,98 МПа в алю¬
миниевой;
кабели высокого давления в стальной трубе с мас¬
лом, работающие при длительно допустимом давлении
от 1,08 до 1,57 МПа (11—16 кгс/см2). При переходных
тепловых процессах давление масла должно быть в пре¬
делах 0,98—1,76 МПа (10—18 кгс/см2).
5

Кабели низкого давления с центральным маслопро¬
водящим каналом изготовляются на напряжение ПО, 150
и 220 кВ, а кабели высокого давления — на ПО, 220,
330, 380 и 500 кВ.
Опыт многолетней эксплуатации (30—40 лет) пока¬
зал, что маслонаполненные кабели имеют высокую на¬
дежность. Определились области преимущественного
применения кабелей различного конструктивного испол¬
нения. Для сооружения кабельных линий ПО кВ в на¬
шей стране в основном применяются кабели низкого
давления (около 95 % общего количества кабелей на
данный класс напряжения). Кабели ПО кВ высокого дав¬
ления применяются в отдельных случаях в зависимости
от конкретных условий (прокладка через водоемы, зна¬
чительная разность уровней прокладки и пр.).
Сведения о кабелях низкого давления на напряжение
НО кВ, их арматуре и подпитывающей аппаратуре, а
также о технологии монтажа кабельных линий и их экс¬
плуатации даются в [1, 2].
Для сооружения кабельных линий 150 кВ до настоя¬
щего времени применялись только кабели с централь¬
ным маслопроводящим каналом в свинцовой или алю¬
миниевой гофрированной оболочке. Для сооружения ка¬
бельных линий 220 кВ в городах — кабели низкого и
высокого давления. Для глубоких вводов электроэнер¬
гии в города применяются кабели высокого давления.
Длина кабельных линий при этом составляет 3—15 км.
Электроснабжение промышленных предприятий преиму¬
щественно осуществляется кабелями низкого давления.
Для вывода мощности от энергоблоков ГЭС на
220 кВ для передачи мощности примерно 300—400 МВХ
ХА, а также при напряжении кабельных линий 330 кВ
и выше применяются кабели высокого давления. Такие
кабели применены на восьми ГЭС страны.
Кабели в стальной трубе обладают рядом преиму¬
ществ в сравнении с кабелями низкого давления [3):
при прокладке стального трубопровода строитель¬
ные работы могут выполняться на небольшом участке
.-длиной в несколько десятков метров с восстановлением
дорожных покрытий на участках, где проложен трубо¬
провод;
возможность прокладки кабелей увеличенными стро¬
ительными длинами в городских условиях;
более надежная защита кабелей от механических по¬
вреждений;
6

меньшие затраты на перевозку грунта для засыпки
траншеи;
меньшие объем работ по обсуживанию колодцев, уста¬
новок сигнализации давления масла, объем технадзора
за сохранностью линии при сооружении или ремонте со¬
седних подземных сооружений;
возможность поэтапного проведения работ по соору¬
жению кабельных линий: прокладка трубопровода без
одновременной прокладки кабелей в него, поскольку раз¬
рытые траншеи для линии и сооружение трубопровода
может быть выполнено в теплое время года — проклад¬
ка кабеля в трубопроводе зимой особых трудностей не
представляет;
меньшая трудоемкость работ при замене кабеля на
кабель большего сечения или на кабель более высокого
напряжения (если позволяют размеры стального трубо¬
провода) ;
меньшие затраты цветного металла на изготовление
кабелей;
более высокая электрическая прочность при напря¬
жении промышленной частоты (примерно на 30 % вы¬
ше, чем у кабелей низкого давления) ;
К недостаткам кабелей высокого давления следует
отнести:
большие трудоемкость и продолжительность монтаж¬
ных работ при сооружении кабельных линий (сварка
стального трубопровода, снятие временной свинцовой
оболочки и пр.);
л сложность прокладки трубопровода на трассах со
значительным количеством неучтенных коммуникаций в
горизонтальной и вертикальной плоскостях (большие
радиусы изгиба стального трубопровода кабельной ли¬
нии при поворотах трассы и пересечениях с другими
коммуникациями) ;
необходимость специальной базы для обработки
стальных труб;
применение для заполнения стального трубопровода
дефицитного и дорогостоящего масла марки С-220 при
расходе 20—25 т/км;
необходимость замены всех трех фаз кабеля в тру¬
бопроводе при повреждении одной фазы, а также необ¬
ходимость замораживания стального трубопровода с ка¬
белем при производстве ремонтных работ.
За последние годы отечественной кабельной про¬
мышленностью выполнен комплекс работ по расшире-
7

Таблица 1
Марка
Элементы конструкции
Область применения
МНАШв
Маслонаполненный кабель
низкого давления в алюми¬
ниевой оболочке в шланге
из поливинилхлоридного
пластиката
В каналах зданий и тун¬
нелях
МНАШву
То же, с усиленным за-
В земле (в траншеях),
щитным слоем под шлангом
если кабель не подвер¬
гается растягивающим
усилиям и защищен от
механических повреж¬
дений
МНАгШв
То же, что и кабель мар¬
ки МНАШв, в алюминиевой
гофрированной оболочке
То же, что и кабель мар¬
ки МНАШв
МНАгШву
То же, что и кабель мар¬
ки МНАШву, в алюминие¬
вой гофрированной оболочке
То же, что и кабель мар¬
ки МНАШву
Л	? * я» .
мне ' ;
Маслонаполненный ка¬
бель низкого давления в
свинцовой оболочке с упроч¬
няющим и защитным покро¬
вом
В каналах зданий и тун¬
нелях
МНСА
То же с защитным покро¬
вом из слоев битумного со-
В земле (в траншеях),
если кабель не подвер-
става, полиэтилентерефта¬
латных лент (или резиновых
лент) и пропитанной ка-;
бельной пряжи (или стекло¬
пряжи)
гается растягивающим
усилиям и защищен от
механических повреж¬
дений
МНСШв
То же с упрочняющим по¬
кровом в шланге из поливи¬
нилхлоридного пластиката
То же, а также в кана¬
лах зданий и сооруже¬
ний
мнск
То же с упрочняющим
покровом, с подушкой, с
броней из круглых оцинко¬
ванных проволок, с наруж¬
ным покровом из слоев би¬
тумного состава, полиэти¬
лентерефталатных лент (или
резиновых лент) и пропи¬
танной кабельной пряжи
(или. стеклопряжи)
Под водой, в болотистой
местности, где кабель
подвергается растяги¬
вающим усилиям и где
требуется его дополни¬
тельная механическая
защита
мвдт
Маслонаполненный ка¬
бель высокого давления в
свинцовой оболочке, снимае¬
мой на месте прокладки или
протягивании кабеля в тру¬
бопровод
Эксплуатация в сталь¬
ном трубопроводе с мас¬
лом под давлением, про¬
кладываемом в туннелях,
в земле и под водой
8

Продолжение табл. 1
Марка
Элементы конструкции
Область применения
МВДТк
Маслонаполненный ка¬
бель высокого давления в
контейнере с маслом
То же
Примечание. К марке кабеля, пропитанного синтетическим маслом,
добавляется буква «с».
нию ассортимента маслонаполненных кабелей высокого
давления, повышению уровня эксплуатационных и эко¬
номических показателей, усовершенствованию техноло¬
гии монтажа кабельных линий. Разработаны конструк¬
ции, технология изготовления, необходимая оснастка и
освоено производство кабелей без временной свинцовой
оболочки с поставкой их в специальных контейнерах.
Освоена прокладка кабелей непосредственно из кон¬
тейнеров без соприкосновения их с окружающей средой,
прокладка кабелей длиной до 1500 м, протяжка кабелей
в стальной трубопровод через трубы разветвления и др.
• Выполнение данных работ позволило снизить затраты и
трудоемкость при изготовлении кабелей и сооружении
кабельных линий высокого давления.
В табл. 1 даны марки маслонаполненных кабелей
низкого и высокого давления и их область примене¬
ния.
На рис. 1 приведена схема кабельной линии высокого
давления. Поперечный разрез фазы кабеля высокого
давления во временной свинцовой оболочке, предназна¬
ченного для затягивания в трубопровод, показан на
рис, 2.
Для сооружения кабельных линий высокого давле¬
ния комплектно с кабелем поставляются: стальные и
медные трубы в необработанном виде, муфты, фланце¬
вые и муфтовые соединения для сборки медных труб
разветвления, изоляционное масло для заполнения тру¬
бопровода кабельной линии, автоматическая подпитыва¬
ющая установка, материалы, необходимые для монтажа
кабельной линии. Типы и количество комплектующих
деталей, поставляемых на место монтажа, определяются
при согласовании проекта кабельной линии с заводом—
изготовителем кабеля.
9

Рис. 1. Поперечный разрез кабелей в стальном трубопроводе (а) и схема кабельной линии высокого давле¬
ния (б):
1 — фаза кабеля: 2—изоляционное масло; 3 — стальной трубопровод; 4 — защитные покровы трубопровода; 5 — кабельный ввод
в трансформатор; 6 — трансформатор; 7 — медная труба разветвления; 8 — муфтовое соединение медных труб; 9 — фланцевое
соединение медных труб; 10— соединительно-разветвительная муфта; 11 — двусторонняя неподвижная опора; 12 — туннель; 13 —
соединительная муфта; 14 — подвеска; 15 — стальной трубопроводе кабелями; 16—автоматическая подпитывающая установка;
17 — односторонняя неподвижная опора; 18— разветвительная муфта; 19— приямок для разветвительной муфты и медных труб
разветвления; 20 — опорная стойка для концевой муфты; 21 — концевая муфта

Рис. 2. Поперечный разрез
фазы кабеля высокого дав¬
ления во временной свинцо¬
вой оболочке:
1 — токопроводящая жила; 2 —
экран по жиле; 3— изоляция из
бумаг различной плотности и
толщины; 4— экран по изоля¬
ции; 5—проволока скольжения;
6 — изоляционное масло; 7 —
временная свинцовая оболочка
2.	КОНСТРУКЦИИ И ХАРАКТЕРИСТИКИ КАБЕЛЕЙ
Для маслонаполненных кабелей предусмотрены токопроводящие
жилы сечением: 120, 150, 185, 240, 270, 300, 350, 400, 500, 550, 625,
700, 800, 1000, 1250 и 1500 мм2. Жилы сечением до 800 мм2 включи¬
тельно скручиваются из отдельных проволок, а при больших сечени¬
ях — из отдельных изолированных секторов для кабелей высокого
давления или из отдельных сегментов для кабелей низкого давления.
Согласно ГОСТ 16441—78 кабели высокого давления могут из¬
готовляться с токопроводящими жилами сечением 120—700 мм2 —
напряжением 110 кВ; 300—700 мм2 — 220 кВ; 400—700 мм2 — 330,
380 кВ; 550—700 мм2 — 500 кВ. Конструктивные параметры кабелей
указаны в табл. 2. Для сооружения кабельных линий 330, 380 кВ
до настоящего времени применялись кабели сечением 550 мм2,
500 кВ — 625 мм2 и в ближайшие годы планируется применение ка¬
белей с токопроводящей жилой сечением 1000—1200 мм2.
Токопроводящая жила кабеля высокого давления скручивается
из круглых медных нелуженых проволок диаметром 2—3 мм. Жилы
сечением 120—270 мм2 четырехповивные, 300—400 мм2 пятиповив¬
ные, 500—700 мм2 шестиповивные. Центральная проволока считает¬
ся за повив.
Жилы сечением 1000 мм2 и выше скручиваются из четырех сек¬
торов, изолированных слоями полупроводящей бумаги. Применение
изолированных секторов уменьшает сопротивление жилы перемен¬
ному току за счет снижения влияния поверхностного эффекта и эф¬
фекта близости. Поверхностный эффект — неравномерное распреде¬
ление переменного тока по сечению проводника; при этом плотность
тока уменьшается в направлении от поверхности проводника к его
Н

Таблица 2
Напряжение, кВ
Сечение жилы,
мм2
Диаметр жилы,
мм
Толщина, мм
Диаметр по про¬
волокам сколь¬
жения, мм
Тол щина обо¬
лочки, мм
Наружный диа¬
метр, мм
Масса и і
экрана по
жиле
изоляции
экрана по
изоляции
кабеля, кг/км
оболочки,
кг/км
ПО
120
14,1
0,32
12,4
0,65
45,8
2,6
53,0
8621
4910
ПО
150
15,8
0,32
11,8
0,65
46,3
2,6
53,5
8959
4960
ПО
185
17,6
0,32
11,3
0,65
47,1
2,6
54,3
9397
5040
ПО
240
20,0
0,32
10,7
0,65
48,3
2,8
55,5
10 073
5170
ПО
270
21,4
0,32
10,5
0,65
49,3
2,8
56,5
10 576
5275
ПО
300
22,4
0,32
10,5
0,65
50,3
2,8
57,5
11 402
5780
ПО
400
26,1
0,32
10,0
0,65
53,0
2,8
60,2
12 856 ч
6070
ПО
500
29,1
0,32
9,8
6,65
55,6
2,8
62,8
14 233
6340
ПО
550
30,4
0,32
9,8
0,65
56,9
2,8
64,1
14 869
6480
НО
625
32,7
0,32
9,6
0,65
58,8
2,8
66,0
16011
6680
ПО
700
34,4
0,32
9,6
0,65
60,5
2,8
67,7
16 983
6860
220
300
22,4
0,32
20,7
0,65
70,7
3,3
79,3
17 925
9400
220
400
26,1
0,32
19,1
0,65
71,2
3,3
79,8
18 905
9460
220
500
29,1
0,32
18,1
0,65
72,2
3,3
80,8
19 978
9590
220
550
30,4
0,32
18,1
0,65
73,5
3,3
82,1
20 616
9750
220
625
32,7
0,32
17,5
0,65
74,6
3,3
83,2
21 692
9890
220
700
34,4
0,32
17,5
0,65
76,3
з,-з
84,9
22 711
10 100
380
550
30,6
0,48
26,0
0,90
90,4
3,9
98,6
26619
13 887
500
625
32,6
0,56
30,0
0,90
100,2
3,6
109,4
30 460
14 350
центру. Это приводит к увеличению сопротивления проводника пере¬
менному току по сравнению с сопротивлением постоянному току.
Прн наличии эффекта близости под действием магнитного поля
соседних фаз кабеля наибольшая плотность тока наблюдается в сло¬
ях жилы, обращенных к соседним кабелям, или в противоположно
расположенных слоях (в зависимости от направления тока в сосед¬
них кабелях).
Экран, накладываемый на токопроводящую жилу, сглаживает
неровности, на ее поверхности, формирует радиальное электрическое
поле в толщине изоляции.
Экран, накладываемый на изоляцию, сглаживает неровности на
внутренней поверхности медных лент, исключает возможность обра¬
зования масляных полостей между ними и поверхностью изоляции,
обеспечивает радиальное электрическое поле в изоляции.
Изоляция кабеля высокого давления и кабельная линия в целом
подпитываются маслом от АПУ. Прн изменениях температуры ка¬
беля происходит движение масла сквозь слои изоляции н экранов,
которое поступает в изоляцию из трубопровода или в трубопровод
из изоляции. Экраны из -полупроводящих бумаг, обладающих аб-
18

сорбционными свойствами, способствуют стабилизации электричес¬
ких свойств масла и изоляции.
При применении экранов только из полупроводящей бумаги са¬
жа из последней проникает в слои изоляции, прилегающие к экра¬
нам, вследствие чего увеличивается тангенс угла, диэлектрических
потерь основной изоляции. Во избежание этого для экранов высоко¬
вольтных кабелей применяется специальная двухцветная изоляцион¬
ная бумага с полупроводящим слоем с одной стороны. Бумага на¬
кладывается изоляционным слоем к изоляции кабеля, и изоляцион¬
ный слой препятствует миграции сажи в основную изоляцию.
Экран по жиле состоит из трех полупроводящих лент толщиной
по 0,08 мм или двух по 0,12 мм; при этом одна лента из двухцвет¬
ной бумаги толщиной 0,08 мм.
Экран по изоляции имеет следующую конструкцию: одна лента
двухцветной бумаги толщиной 0,12 мм, одна лента полупроводящей
бумаги толщиной 0,12 мм для кабелей 110—220 кВ или три для
кабелей 330—500 кВ, одна полупроводящая металлизированная пер¬
форированная лента толщиной 0,14 мм, одна медная перфорирован¬
ная лента толщиной 0,15 мм с прослойкой ленты полупроводящей
бумаги толщиной 0,12 мм.
Полупроводящие ленты экранов накладываются с зазором 0,5—
2 мм: двухцветные — с перекрытием 2—3 мм, металлизированная
полупроводящая — с перекрытием 2—4 мм металлом наружу, медная
перфорированная — с перекрытием 2—5 мм с прослойкой нз ленты
полупроводящей бумаги.
Изоляция жил кабелей выполняется из бумаги различной тол¬
щины и плотности (градирование изоляции), для чего применяются
ленты из кабельной бумаги толщиной 0,08 и 0,12 мм для кабелей
110 кВ; 0,08, 0,12 и 0,17 для кабелей 220 кВ и выше. Ленты наклады¬
ваются на жилу методом обмотки и пропитываются маслом С-220.
Непосредственно у жилы слой изоляции выполняется из тонкой
(толщиной 0,08 мм) уплотненной бумаги, имеющей более высокую
электрическую прочность. Применение тонкой бумаги также дает
возможность получать наименьшие толщины масляных прослоек, что
способствует увеличению электрической прочности изоляции кабеля.
Ленты изоляции накладываются с зазором 0,5—2,0 мм, который
необходим для того, чтобы при изгибании кабеля они могли несколь¬
ко смещаться без разрывов и без смятия краев. Каждая последую¬
щая лента перекрывает на */3 своей ширины зазор предыдущей.
Расчет толщины изоляции производится по напряжению пере¬
менного тока частотой 50 Гц и импульсному напряжению. По ре¬
зультатам расчета принимается наибольшая полученная толщина
изоляции. При расчетах толщины изоляции по переменному напря¬
жению максимальная напряженность электрического поля в изоля¬
ции кабелей 110—220 кВ при рабочем напряжении принимается
13

равной 8,0—9,0 МВ/м и не более 15,0 МВ/м для кабелей 330—
500 кВ. При расчетах толщины изоляции по импульсному напря¬
жению максимальная напряженность электрического поля принима¬
ется не более 100 МВ/м,
Толщина слоев изоляции из бумаги различной толщины для ка¬
белей высокого давления ПО—220 кВ приведена в табл. 3.
На экран по изоляции накладывается ие менее двух полукруг¬
лых проволок скольжения из немагнитного материала (медные лу¬
женые проволоки и пр.) размером 2,5X5,0 мм, предохраняющих его
"и изоляцию от повреждения при протягивании кабеля в трубопро¬
вод. Проволоки образуют зазор между фазами кабелей, что улуч¬
шает их охлаждение за счет циркуляции масла в зазорах.
Оболочки, кабелей и способы транспортировки. Для защиты изо¬
ляции от увлажнений при транспортировке и хранении поверх по¬
лукруглых проволок скольжения накладывается временная свинцо¬
вая оболочка, разрезаемая и снимаемая специальной машиной при
затягивании кабелей в трубопровод. Свинцовая оболочка выполня¬
ется из свинца марки С2, СЗ или из свинцового сплава с присад¬
ками меди 0,03—0,05 %, сурьмы 0,15—0,3 %, олова 0,35—0,5 %. и
теллура до 0,005% (сплав Е). Толщина свинцовой оболочки ука¬
зана в табл. 2.
За последние годы выполнен комплекс работ по освоению про¬
изводства, транспортировке, хранению и прокладке кабелей с приме¬
нением специальных контейнеров или корзин. Контейнер (рис. 3)
состоит из герметичного корпуса, закрываемого крышкой, в котором
размещается барабан с кабелем. При наложении бумажной изоля¬
ции изолированная жила принимается на барабан контейнера. Ба¬
рабан устанавливается в контейнер, в котором производятся сушка
Таблица 3
Сечение
жилы, мм2
Толщина слоя изоляции, мм, из лейт толщиной, мм
0.08
0,12
0,17
ПО кВ
220 кВ
НО кВ
220 кВ
220 кВ
120
1,7


10,7
—
—
150
1,8
—
10,0
—
—
185
2,0
—
9,3
—
—
240
2,2
—
8,5
—
—
270
2,4
—-
8,1
—-
—
300
2,4
2,4
8,1
3,5
14,8
400
2,8
2,8
7,2
3,5
12,8
425
3,0
3,0
7,0
3,5
12,6
500
3,2
3,2
6,6
3,5
11,4
550
3,4
3,4
. 6,4
3,5
11,2
625
3,5
3,5
6,1
3,5
10,5
700
3,8
3,8
5,8
3,5
10,2
14

Рис. 3. Контейнер для кабеля высокого давления без свинцовой обо¬
лочки:
1 — корпус контейнера; 2— крышка контейнера; 3 — барабан с кабелем; 4 —
компенсатор; 5 —люк для вымотки кабеля; 6 —кабель; 7 —стопор барабана
и пропитка кабеля, его электрические сдаточные испытания, транс¬
портировка и хранение. Из него же кабель прокладывается в тру¬
бопровод кабельной линии.
Высокая механическая прочность и герметичность контейнера
гарантируют сохранность кабеля при всех указанных выше опера¬
циях. Компенсирующее устройство контейнера специальной конст¬
рукции поддерживает постоянное избыточное давление масла в изо¬
ляции при изменении температуры окружающей среды, что обеспе¬
чивает постоянство электрических характеристик изоляции. При
прокладке кабелей в трубопровод кабельной линии контейнеры со¬
единяются с трубопроводом с помощью закрытых шлюзов, через ко¬
торые производится протягивание кабеля. Такой способ значительно
упрощает прокладку кабелей, сокращает длительность и трудоем¬
кость работ. Уменьшается число временных сооружений, объем
строительных работ, расход электроэнергии, высвобождается спе¬
циальное монтажное оборудование.
Применение кабельных контейнеров наиболее целесообразно при
сооружении кабельных линий на объектах, до которых контейнеры
транспортируются с завода-изготовителя автомобильным или вод¬
ным транспортом. При перевозке контейнеров железнодорожным
транспортом их размеры ограничиваются допустимыми габаритами
перевозимых грузов.
15

Длина кабеля НО—220 кВ на барабане контейнера 600—800 м.
Строительные длины кабеля могут быть увеличены примерно в 2 ра¬
за при применении специальных металлических корзин. Корзина
состоит из двух колец (обечаек) высотой около 1 м, к ннжним тор¬
цам которых приваривается дно корзины, а на верхние устанавлива¬
ется крышка. Кабель после изолирования принимается в корзину,
которая затем закрывается крышкой. В крышке имеются выводы
для вакуумирования кабеля и подачи масла. Корзины устанавлива¬
ются в вертикальный вакуумный котел, где производится сушка и
пропитка изоляции. При сооружении линии кабели из трех корзин
одновременно прокладываются в трубопровод.
. Электрические характеристики кабелей. Качество изготовления
кабелей и их соответствие требованиям ГОСТ или техническим ус¬
ловиям тщательно контролируется на заводе-изготовителе. Прове¬
ряются размеры конструктивных элементов кабеля и проводятся
электрические заводские испытания, что позволяет следить за со¬
блюдением технологии изготовления и принимать своевременные ме¬
ры по устранению обнаруженных недостатков, обеспечивая высо¬
кое качество и надежность кабельных линий в условиях эксплуатации.
Электрическое сопротивление жилы кабеля постоянному току,
пересчитанное на 1 мм2 номинального сечения, 1 м длины и темпе¬
ратуру 20 °C, должно быть не более 0,01790 Ом. Фактически элект¬
рическое сопротивление токопроводящих жил строительных длин ка¬
белей высокого давления составляет 0,01583—0,01770 Ом.
Перед отгрузкой кабеля на место монтажа производятся элек¬
трические контрольные (сдаточные) испытания на всех строительных
длинах. Строительная длина кабеля должна выдержать испытание
переменным напряжением частотой 50 Гц в течение 15 мин: кабели
ПО кВ — испытательное напряжение 0,9 Uo кВ; 220 кВ — 0,7 По,
330 кВ —0,65 По; 380 кВ — 0,6 По и 500 кВ —0,5По, где По —пере-'
менное напряжение частотой 50 Гц между жилой и оболочкой ка¬
беля при номинальном междуфазиом напряжении. Кроме того, для
кабелей 110—500 кВ нормируются тангенс угла диэлектрических по¬
терь и его приращение, являющиеся показателями качества изоля¬
ции кабелей.
Диэлектрическими потерями называют потери, вызванные рас¬
сеиванием энергии в диэлектрике (изоляции кабеля) под действием
приложенного к нему переменного напряжения. Углом диэлектри¬
ческих потерь называют дополняющий до 90° угол б сдвига фаз
между током и напряжением в емкостной цепи. Известно, что в
электрической цепи с идеальной изоляцией вектор тока опережает
вектор напряжения на угол 90° и дополнительный угол при этом
равен нулю. Чем больше энергии будет переходить в тепло в испы¬
тываемой изоляции, тем больше будет значение угла б и тем хуже
качество изоляции.
16

На каждую строительную длину заполняется пас¬
порт, в котором указываются электрические характери¬
стики кабеля.
Допустимые токовые нагрузки на кабельные линии.
В процессе эксплуатации жилы кабелей не должны на¬
греваться выше установленных предельных значений
температуры при всех возможных режимах работы. Ес¬
ли это требование не будет выполнено, бумажно-масля¬
ная изоляция кабеля при нагреве станет быстро ста¬
реть, ее электрические и механические свойства ухуд¬
шатся и надежность кабеля понизится.
Допустимая температура нагрева жилы маслона¬
полненного кабеля высокого давления приведена в
табл. 4.
В высоковольтных кабелях высокого давления переменного тока
источниками тепла являются потери в токопроводящей жиле, ди¬
электрике (изоляции), а также в металлических экранах и стальном
трубопроводе кабельной линии.
Допустимая токовая нагрузка кабеля высокого давления опре¬
деляется расчетным путем. В формулу входят: допустимая темпера¬
тура нагрева жилы, температура окружающей среды, тепловое со¬
противление изоляции фазы кабеля, тепловое сопротивление зоны
масла от металлического экрана поверх изоляции кабеля до трубо¬
провода, тепловое сопротивление антикоррозионного защитного по¬
крова трубопровода и тепловое сопротивление среды, окружающей
трубопровод, а также потери в токопроводящей жиле, диэлектричес¬
кие потери в изоляции фазы, потери в металлическом экране изоля¬
ции фазы и потери в стальном трубопроводе. Расчеты выполняются
для фазы, имеющей наиболее высокую температуру жилы, т. е. для
верхней при расположении фаз по треугольнику с вершиной в верх¬
нем положении.
Таблица 4
' Номинальное
L напряжение
кабеля. кВ
Длитель¬
но допус¬
тимая тем¬
пература
жилы, °C
Условия прокладки н эксплуатации кабеля
110 и 220
85
Прокладка в воздухе и под водой; в зем¬
ле, если для засыпки траншей с кабелем
применен специальный засыпочный грунт с
улучшенными тепловыми свойствами
330, 380 и 500
75
То же
110 и 220
70
- Прокладка в земле, если кабели засыпа¬
ны естественным грунтом, вынутым из
траншей
330,380 и 500
70
То же
2-522
17

Таблица 5
со
Допустимый ток нагрузки, А, пли напряжении линии и сечении жилы, мм*	_

s'
К„
2 н
ПО кВ
220 кВ
d
150
185
240
270
300
1 400
500
550
625
300
400
500
550
625
—	Т

Одноцепных
ЛИНИЙ
При отсутствии продольной циркуляции
масла
0,8
0,8
—
370
410
480
510
535
620
680
710
750
490
560
610
630
650
0,8
1
—
330
370
420
450
470
540
590
615
650
430
490
540
550
570
1,2
0,8


340
370
430
450
480
550
600
620
660
420
480
510
530
540
1,2
1
—
300
330
370
390
415
470
520
530
56о’
370
420
450
460
470
•1,6
0,8


310
340
390
410
435
490
540
560
590
370
410
440
450
450
1,6
1
—
270
290
330
350
370
420
460
470
490
320
360
370
380
390
При продольной циркуляции масла со
скоростью 0,1 м/с
0,8
‘1
300
440
500
590
630
670
800
910
950
1030
650
770
870
910
980
0,8
1
600
400
450
530
560
600
710
810
840
920
600
720
800
840
890
0,8
1
1000
370
420
480
520
550
650
740
760
830
560
660
740
770
810
1,2
1
300
440
500
590
620
670
800
910
950
1030
640
770
870
910
970
1,2
1
600
390
440
520
560
600
700
800
830
910
600
710
800
830
880
1,2
1
1
»
1000
360
400
470
500
540
630
720
740
810
550
650
720
.750
800

to 1,6
< «
1
300
440
500
580
630
670
800
910
950
1030
640
770
870
910
1,6
1
600
390
440
520
550
590
700
800
830
900
590
710
790
830
1,6
1
1000
350
400
460
490
530
620
710
730
800
540
650
720
750
Двухцепных лин
и й
При отсутствии продольной циркуляции масла
0,8
0,8
—
350
390
450
480
510
580
640
660
700
450
520
560
580
0,8
• 1
—
300
330
370
390
420
470
520
540
560
400
450
490
500
1,2
0,8
—
320
350
400
420
450
510
560
580
610
380
430
460
470
1,2
1
—
260
290
320
340
360
400
440
450
470
330
. 370
390
400
1,6
0,8
—
290
320
360
380
400
450
500
510
530
330
360
370
380
1,6
1
—
230
250
280
300
320
350
380
390
410
280
310
320
320
При продольной циркуляции масла со скоростью 0,1 м/с
0,8
1
300
420
470
550
590
630
750
.850
890
970
630
760
850
890
0,8
1
600
370
420
490
520
560
650
740
770
840
580
690
770
810
. 0,8
1
1000
340
380
440
470
500
590
660
685
740
530
630
700
730
1,2
1
300
420
470
550
590
630
750
850
890
970
630
760
850
890
1,2
1
600
360
410
470
510
550
640
730
760
830
570
690
770
800
1,2
1
1000
320
370
420
450
480
570
640
660
730
520
620
690
720
1,6
1
300
410
470
540
590
630
750
850
890
970
630
760
850
890
1,6
1
600
360
400
470
500
540
640
730
750
830
570
680
760
800
«о 1,6
1
1000
320
360
410
440
470
550
630
650
710
520
620
680
710
970
880
790
590
520
480
410
380
320
950
850
770
950
850
750
950
840
740

Таблица 6
Уном- кВ
Допустимый ток нагрузки. А, линии 110 н220 кВ, проло¬
женной в воздухе кабелями марки МВДТ при сечении
жнлы, мм2
150
185
240
270
зоо
400
500
550
625
ПО
1
420
470
550
590


730
830
—
920
220
1
—
—
—
—
530
630
700
730
770
Экспериментальное изучение нагревания кабелей в стальном тру¬
бопроводе показало, что при расположении фаз по треугольнику с
вершиной в верхнем положении температура токопроводящих жил
кабелей как средняя (для трех кабелей), так и максимальная (для
верхнего кабеля) несколько больше, чем при расположении фаз по
треугольнику с вершиной вниз.
Допустимые токовые нагрузки кабелей высокого давления ПО—
220 кВ приведены в табл. 5, 6.
При расчете взаимного теплового влияния расстояние между
центрами параллельных линий высокого давления, проложенных в
земле, было принято равным 800 мм, при прокладке кабелей в воз¬
духе влияние параллельных линий не учитывалось. Температура
земли была принята равной +15 °C, воздуха +25 °C, жилы кабеля,
проложенного в земле, +70 °C, жилы кабеля ПО кВ, проложенного
в воздухе, +80 °C.
В табл. 5, 6 даны допустимые нагрузки на линии высокого дав¬
ления, проложенные в земле при естественном и искусственном ох¬
лаждении кабелей. Искусственное охлаждение осуществлялось с
помощью продольной циркуляции масла со скоростью 0,1 м/с на
участках различной длины- р — удельное тепловое сопротивление
грунта, К-м/Вт; Кя — коэффициент заполнения суточного графика
нагрузки.
В качестве искусственного грунта для засыпки кабелей в тран¬
шее по рекомендации ВНИИКП следует применять смесь гравия
(размер частиц 5—10 мм) и песка (размер частиц до 2,0 мм) в со¬
отношении 1 : 1 (по объему). Удельное тепловое сопротивление ис¬
кусственного грунта в высушенном состоянии не более (в зависи¬
мости от минерального состава фракций) 1,0—1,5 К-м/Вт (однород¬
ный по крупности песок имеет в сухом состоянии рт,г=2,5^-
4-3,5 К-м/Вт).
Необходимый размер засыпки не менее 600X600 мм (в попереч¬
ном сечении), кабель должен располагаться в центре засыпки.
По кабельным линиям 500 кВ (кабель 3X625 мм2), проложен¬
ным в воздухе, может передаваться мощность 630 МВ-А [4].

3.	ПРОКЛАДКА КАБЕЛЕЙ
Хранение кабелей. Поставка маслонаполненных ка¬
белей высокого давления на место монтажа производит¬
ся на деревянных или металлических барабанах, а так¬
же в специальных кабельных контейнерах.
■ При поставке кабеля строительной длины на метал¬
лическом барабане избыточное давление масла в кабеле
поддерживается баком давления типа БД-6-0,25, уста¬
навливаемым в центральной части барабана. На дере¬
вянных барабанах кабели строительной длины постав¬
ляются без баков давления. Барабаны с кабелем долж¬
ны быть установлены без толчков и ударов на бруски,
которые не должны проминать обшивку барабана. Меж¬
ду полом и обшивкой должен быть зазор не менее 50 мм
для осмотра обшивки снизу и обнаружения течи масла.
Барабаны с кабелем должны храниться в закрытом
помещении или под навесом на специально выделенной
площадке без уклона. При хранении барабаны с кабе¬
лем должны быть защищены от механических воздейст¬
вий, солнечных лучей, атмосферных осадков и агрессив¬
ных сред, действующих на кабель и тару.
Между барабанами с кабелем должны быть остав¬
лены проходы шириной не менее 1 м для возможности
внешнего осмотра и контроля давления масла в кабеле
по манометру, установленному на баке давления. Дав¬
ление в кабеле должно быть не более 0,1176 МПа, так
как при большем давлении возможно повреждение свин¬
цовой оболочки. При давлении выше 0,1176 МПа необ¬
ходимо слить часть масла из бака через переходник.
При уменьшении температуры окружающего воздуха
давление в кабеле снижается и при температурах
5—10 °C может стать равным нулю. Подпитка бака дав¬
ления при низких температурах затруднительна в свя¬
зи с резким увеличением вязкости масла, температура
застывания которого —30 °C.
Осмотр барабанов с кабелем должен производиться
не реже одного раза в неделю, а также при резких по¬
вышениях температуры окружающего воздуха. При ос¬
мотрах в специальный журнал записываются темпера¬
тура окружающей среды, давление масла в баках, даты
осмотров и все работы, проводимые с кабелем. Специ¬
альные кабельные контейнеры с кабелем могут хранить¬
ся на открытых площадках.
Способы прокладки кабелей. Маслонаполненные ка¬
?!

бели высокого давления 110—500 кВ прокладываются в
земле (траншеях), в кабельных сооружениях, через вод¬
ные пространства.
Сооружение кабельных линий производится специа¬
лизированными монтажными организациями, имеющими
соответствующее оборудование, приспособления, инст¬
рументы и материалы, а также квалифицированных спе¬
циалистов, прошедших обучение на одном из заводов —
изготовителей кабелей и постоянно занятых на монтаже
маслонаполненных кабелей. Работы разрешается выпол¬
нять только при наличии проекта производства работ,
согласованного с заводом — изготовителем кабеля.
Прокладка трубопровода в траншее производится ни¬
же уровня промерзания грунта и на глубине не менее
1,5 м. При этой глубине прокладки все другие кабели,
пересекающие трассу маслонаполненных кабелей, будут
находиться выше и при их ремонте не требуется вести
земляные работы на уровне прокладки маслонаполнен¬
ных кабелей. При прокладке кабелей ниже уровня про¬
мерзания грунта улучшаются условия подпитки кабеля,
так как при температуре ниже 0°С вязкость масла С-220
резко возрастает, что затрудняет проникновение масла
в изоляцию.
Рытье траншей, устройство вводов и пересечений с
другими коммуникациями должно производиться строи¬
тельными организациями в соответствии с проектом про¬
изводства работ. Ширина дна траншеи определяется
количеством прокладываемых цепей и указана на рис. 4.
Выбор способа прокладки кабелей высокого давле¬
ния зависит от назначения кабельных линий. При соору¬
жении глубоких вводов в крупные города в основном
применяется прокладка в траншее. При сооружении ка¬
бельных линий для вывода мощности от энергоблоков
ГЭС в здании электростанции кабели прокладываются в
туннелях. На участках от ГЭС до ОРУ кабели прокла¬
дываются в земле, если прокладка в туннелях не вызва¬
на специальными требованиями. Учитывая, что на гид¬
роэлектростанциях сооружается по нескольку кабель¬
ных линий высокого давления, на береговых участках в
основном применяется прокладка в туннеле [5]. В тунне¬
ле прокладывается по нескольку кабельных линий, тру¬
бопроводы которых крепятся на кронштейнах или на
специальных подвесках (рис. 4).
Сварка стального трубопровода, медных разветви¬
тельных труб и заполнение их осушенным азотом произ¬
22

водится согласно проекту производства работ (ППР) и
по инструкциям завода — изготовителя кабеля. В дан¬
ной книге указанные работы не рассматриваются.
Прокладка кабелей производится с учетом особенно¬
стей того или иного участка кабельной линии с таким
расчетом, чтобы максимально снизить усилия тяжения
кабелей, уменьшить объем выполняемых подготовитель¬
ных работ, и также численность монтажного персонала,
Рис. 4. Способы прокладки кабелей высокого давления:
тп7н?п»»°-Ц»ПНая лнния ® траншее; б и в —двух- и четырехцепиая.линии в
ГЛ,ТУНИеЛе на„подвесках; ô-в туннеле па кронштейнах; 1-
сыпочш?й	траншей; 2 —траншея для кабелей; 3 — специальный за-
кабелямД чРУ улучшенными тепловыми свойствами; 4 - Трубопровод с
с кабелями^ 7	ДЛЯ кабельнь,х линий; 6 — подвеска для трубопровода
Штейн ’ 7 — скоба для крепления трубопровода на кронштейне; в —крон-
23

трудоемкость и длительность работ в процессе про¬
кладки.
Прокладка кабелей может производиться: в секцию
трубопровода с тяжеиием или без тяжения через смеж¬
ные секции при поставке кабелей на барабанах; то же
при поставке кабелей в контейнерах; через медные тру¬
бы разветвления в стальной трубопровод; в медные тру¬
бы разветвления.
Прокладка кабелей разрешается при температуре не
ниже —5 °C и не выше +35 °C.
Прокладку разрешается производить, если:
захваты для кабелей, приспособление против закру¬
чивания и крепление тяговой лебедки испытаны нагруз¬
кой 10 кН (10 тс) ;
подготовлены и испытаны соответствующие приспо¬
собления для временной герметизации кабелей в трубо¬
проводе;
рабочие и вспомогательные тросы тщательно про¬
терты (применение оцинкованных тросов с пеньковым
сердечником при протягивании кабеля запрещается);
надежно закреплены медные трубы разветвлений и
сооружены опорные конструкции для концевых муфт
или вводов в трансформаторы;
проверена работа вакуумных насосов со сливными
баками;
подготовлена оснастка и материалы для прокладки
кабелей и их ремонта в случае повреждения.
Перечень оборудования, приспособлений и материа¬
лов для прокладки кабелей, указан в приложении 2.
Прокладка кабелей в секцию трубопровода с тяже-
нием через смежные секции в основном применяется при
сооружении кабельных линий на ГЭС, когда параллель¬
но прокладывается несколько кабельных линий и невоз¬
можно на входе и выходе каждой секции установить не¬
обходимое монтажное оборудование. В последнем слу¬
чае тяжепие через смежные секции применяется и при
сооружении кабельных линий в городах. При этом
представляется возможным с одной монтажной площад¬
ки проложить кабели в несколько секций кабельной л,и-
нии или обеспечить прокладку кабелей в трубопроводы
нескольких кабельных линий. В последнем слу¬
чае необходимо только заменить направляющий
трубопровод на участке от монтажной площадки до
входа в трубопровод соответствующей кабельной линии.
При прокладке кабелей в свинцовой оболочке с ме¬
24

таллических или деревянных барабанов с тяжением че¬
рез смежные секции и с использованием специальной
монтажной площадки расстановка оборудования произ¬
водится согласно схеме, показанной на рис. 5.
Для выполнения работ по прокладке кабелей соору¬
жается специальная монтажная площадка, над которой
устанавливается шатер. В шатре поддерживается тем¬
пература воздуха 4-184-25 °C и влажность не более
50%. Барабаны с кабелем во временной свинцовой обо¬
лочке устанавливаются на отдающих устройствах в спе¬
циальном приямке так, чтобы место схода кабеля с ба¬
рабана находилось на одном уровне с осью машин для
снятия временной свинцовой оболочки. При этом на
участке от барабана до машины кабель не должен иметь
изгиба в вертикальной плоскости. При установке бара¬
банов на площадке без приямков на участке от бараба¬
на до машины для снятия свинца кабель изгибается и
на свинцовой оболочке в верхней ее части образуются
гофры. Гофры затрудняют снятие свинцовой оболочки,
что может привести к повреждению лент экрана и на¬
ружных слоев изоляции. Барабаны с кабелем устанав¬
ливаются непосредственно в шатре, под передвижным
навесом или в палатке с торца шатра.
На участке от барабанов до машин для снятия свин¬
цовых оболочек равномерно по длине устанавливаются
и надежно закрепляются стойки с направляющими ро¬
ликами, по которым движется кабель при затяжке в
трубопровод. Высота и ширина стоек уточняется по ме¬
сту, расстояние между стойками около 1,5 м. Снятие
свинцовой оболочки с трех фаз кабеля производится од¬
новременно с помощью однофазных машин (рис. 6).
Принцип действия машины заключается в том, что уст¬
ройство для снятия свинца при своем вращении распо¬
ложенным под углом к плоскости сечения кабеля но¬
жом надрезает свинцовую оболочку по винтовой линии.
Одновременно два планетарных рифленых валика за¬
хватывают и «сматывают» полоску свинца с кабеля.
С двух или с одной стороны вдоль вращающегося уст¬
ройства для снятия свинца установлены ножи, с по¬
мощью которых полоска свинца разрезается на пластин¬
ки шириной 40 мм и длиной 60—170 мм при наличии
Двух ножей и длиной, в 2 раза большей при установке
одного ножа.
Устройство для снятия свинца установлено на двух
направляющих планках, и с помощью рукоятки оно пе-
25

Рис. 5. Схема расположения оборудо¬
вания при прокладке кабеля в сталь¬
ной . трубопровод при сооружении
кабельной линии на ГЭС:
1	барабан с кабелем; 2 — направляющие
ролики; 3 — машина для снятия свинцо¬
вой оболочки; 4 — шатер, устанавливае¬
мый над монтажной площадкой; 5 — стол
для осмотра кабелей при входе их в тру¬
бопровод; 6 — направляющая труба; 7 —
направляющий лоток; 8 — туннель; 9
стальной трубопровод кабельной линии;
10 — лебедка для прокладки кабелей; 11—
устройство для регистрации усилий тяже-
ния; 12 — лебедка для чистки внутренней
поверхности стального трубопровода; 13
переходное кольцо соединительной муфты;
14— трос лебедки; 15 — палатка, устанав¬
ливаемая над местами выхода н входа
кабелей в трубопровод; 16 — лебедка для
прокладки кабеля от барабана до маши¬
ны для снятия свинцовой оболочки; /7—
пульт управления; 18 — лоток для свинца,
поступающего на транспортер; 19 кон¬
тейнер для свинца; 20 — транспортер для
свинца

/—гвалик ведущий; 2 —валик ведомый; 3 —ролик направляющий; 4 — иож
для резки свинцовой оболочки; -5 — болт; 6 — подшипник; 7 — колесо зубча¬
тое; 8 — свинцовая оболочка кабеля; 9— кожух; 10 — кабель высокого дав¬
ления
ремещается вдоль оси кабеля. На каждой машине уста¬
новлены выключатели для отключения лебедки в случае
обрыва полоски свинца шли повреждения кабеля. Длина
машины для снятия свинца 1700 мм, ширина 700 мм.
Машина имеет направляющий лоток, по которому пла¬
стинки снятого свинца подаются на ленточный транспор¬
тер, а затем в контейнер для свинца.
На участке от машин до направляющей трубы за¬
крепляются направляющие лотки для каждого кабеля.
Перед входом кабелей в трубу устанавливается стол для
осмотра кабелей и направляющие ролики. Около конца
направляющей трубы располагается вспомогательная
лебедка для прокладки кабеля с барабанов до направ¬
ляющей трубы. На монтажной площадке монтируется
пульт для управления работами по прокладке кабеля.
Между направляющей трубой и входом в трубопро¬
вод, а также между секциями трубопровода в местах
установки соединительных, соединительно-разветвитель¬
ных муфт размещаются направляющие лотки. В этих же
местах устанавливаются палатки, в которых должна
поддерживаться температура воздуха +184-25°С и
влажность не более 50 % • На противоположной монтаж¬
27

ной площадке стороне секции трубопровода, в которой
прокладывается кабель, закрепляется лебедка со счет¬
чиком длины. С помощью оттяжных роликов обеспечи¬
вается движение троса по центру трубопровода. Между
лебедкой и выходом кабеля из трубопровода монтиру¬
ется устройство для регистрации тяжений. В случае
тяжения кабеля через три секции трубопровода и более
на выходе из второй секции, считая от монтажной пло¬
щадки, располагается дополнительная лебедка. Послед¬
няя применяется для тяжения кабеля через две первые
секции трубопровода, а затем тяжение производится ос¬
новной лебедкой. Это позволяет снизить усилия тяжения
на 1,5—3 тс за счет уменьшения длины троса лебедки
в трубопроводе.
« Электрическая схема управления машинами для сня¬
тия свинцовой оболочки и лебедкой должна предусмат¬
ривать возможность их раздельной и синхронной рабо¬
ты. Со стороны лебедки должна быть обеспечена воз¬
можность пуска и остановки лебедки и машин для сня¬
тия свинца при их синхронной работе. С основного
пульта управления, установленного на монтажной пло¬
щадке, производится включение и отключение машин
для снятия свинца и лебедки при их синхронной и раз¬
дельной работе, перевод их на синхронную или раздель¬
ную работу. Должна быть предусмотрена блокировка
от неправильных действий при всех режимах работы.
Между монтажной площадкой, местами входа и вы¬
хода кабелей из трубопровода и лебедкой устанавлива¬
ется телефонная или радиосвязь. Подготавливаются
приспособления для герметизации концов кабелей, вы¬
ходящих из трубопровода, после их прокладки. Приспо¬
собления должны быть испытаны на герметичность,
иметь вентиль для вакуумирования и заполнения азотом,
а также должны быть защищены от попадания в них за¬
грязнений. Должны быть подготовлены соответствую¬
щие прокладки и крепеж.
Установка переходных колец соединительных муфт
на торцы секций стального трубопровода производится
при монтаже трубопровода или перед началом работ по
прокладке кабелей.
Не более чем за 24 ч до прокладки кабелей с секции
или секций трубопровода снимаются заглушки и в тру¬
бопровод прокладывается трос диаметром 5—7 мм от
вспомогательной лебедки. Трос прокладывается с по¬
мощью проволоки или троса, заложенных в трубопро-
28

воД при его мойтаже, или с помощью тампона и сжато¬
го воздуха. С помощью двух лебедок производится там¬
понирование трубопровода. На тампон накладывается
2 3 слоя чистого миткаля и он прогоняется через тру¬
бопровод 5 7 раз. При каждом проходе на тампоне
меняется миткаль, количество проходов тампона опре¬
деляется по чистоте миткаля. Если через секцию трубо¬
провода производилась прокладка кабеля в трубопровод
другой секции, то перед новой прокладкой необходимо
произвести повторное тампонирование.
Проверяется правильность синхронной и раздельной
работы машин для снятия свинца и лебедки. В трубо¬
провод от лебедки до монтажной площадки проклады¬
вается трос. С барабанов снимается обшивка и произ¬
водится внешний осмотр. Проверяется качество крепле¬
ния нижнего конца кабеля на барабане. С помощью
лебедки, установленной в шатре у направляющей трубы,
производится прокладка кабеля до машин для снятия
свинца. Подготавливаются вакуумные насосы со слив¬
ными баками для вакуумирования трубопровода
с кабелями и баллоны с азотом для его заполне¬
ния.
Дальнейшие работы по прокладке кабелей должны
вестись непрерывно, начиная со снятия свинцовой обо¬
лочки для монтажа захватов и вплоть до начала вакуу¬
мирования. С концов кабелей снимается свинцовая обо¬
лочка и производится монтаж захватов (рис. 7). На жи¬
ле монтируется центральная часть захвата — конусная
втулка, конус и стакан, навертываемый на втулку. Ка¬
бель протягивается через машину для снятия свинцовой
оболочки, и захват монтируется полностью. При этом
обрезанная свинцовая оболочка не должна доходить до
машины для снятия свинца. Все три захвата с помощью
тросов диаметром 14,5 мм подсоединяются к приспособ¬
лению против закручивания (рис. 8), соединяемому с
тросом тяговой лебедки, диаметр которого 22,5 мм. Дли¬
ны тросов должны быть такими, чтобы захваты были
Сдвинуты относительно друг друга на 0,5^-1 м. Лебедкой
подтягиваются все три кабеля до полного натяжения
тросов машины. Свинцовая оболочка подрезается и за-
"Равляется в машину. Затем по мере подхода свинцо-
Ют °б°лочек Других кабелей к машинам они заправля¬
йся в последние.
ста!,1? к„аждой Фазе против захватов соседних фаз из
льнои проволоки находится общий бандаж на рас¬
29

стоянии 0,5—1 м от третьего захвата. Производится
маркировка каждой фазы.
Правильность работы машин для снятия свинцовых
оболочек и лебедки проверяется протягиванием кабелей
до входа последнего захвата в направляющую трубу.
Ролики, установленные у входа в трубу, располагаются
и закрепляются таким образом, чтобы кабель не касал¬
Рис. 7. Захват для притягивания кабеля в трубопровод:
/ — вкладыш; 2 —стакан; 3 —клин; 4 — втулка конусная; 5 —фланец I; 6 —
фланец II; 7 —захват; 8—корпус захвата; 9 —жила кабеля; 10 — втулка за¬
жимная; // — проволока скольжения; 12 — лента медная перфорированная;
13 — лента полупроводящей бумаги; 14 — шплинт; 15 — шайба; 16 — винт
Рис. 8. Устройство против закручивания кабелей при протягивании
в трубопровод:	,
/-^вкладыш; 2 —шплинт; 3 — вкладыш II; 4 — захват; 5 — гайка; 6 " про¬
кладка; 7 — корпус; 8 — подшипник; 9 — фланец; 10 — винт с захватом
30

ся ее стенок и все три фазы были расположены треуголь¬
ником с основанием в горизонтальной плоскости. Ско¬
рость прокладки кабелей в трубопровод при снятии
свинцовой оболочки 1—1,5 м/мин. В случае тяжения ка¬
белей после полного снятия оболочки через смежные
секции скорость может быть увеличена до 3—8 м/мин.
Максимально допустимое тяжение при прокладке ка¬
белей не должно превышать 5 кгс/мм2 (9,8- ІО6 Па) се¬
чения токопроводящей жилы кабелей. Оно записывается
на ленту устройства для регистрации тяжения, которое
автоматически отключает лебедку при усилиях, превы¬
шающих допустимые величины. После схода кабелей с
барабанов свинцовые оболочки промываются бензином,
а затем насухо протираются. На выходе из машин для
снятия свинцовых оболочек и в месте входа кабелей в
направляющую трубу визуально контролируется состоя¬
ние проволок скольжения и экранов. Осмотр нижних ча¬
стей поверхности кабелей производится с помощью зер¬
кал. В случае повреждения лент экрана или лент экра¬
на и изоляции производится, их ремонт. Изоляция в
месте повреждения снимается на конус и роликами про¬
питанной бумаги восстанавливается до диаметра за¬
водской изоляции. Восстанавливаются ленты экрана и
проволоки скольжения. При наличии на свинцовой обо¬
лочке гофр, которые при снятии оболочки могут приве¬
сти к обрыву полоски свинца и повреждению кабелей,
оболочка снимается вручную.
При прокладке кабелей через смежные секции тру¬
бопровода к концу одного из кабелей привязывается
трос от вспомогательной лебедки. После прокладки трос
должен остаться в каждой секции. Кабель из трубопро¬
вода вытягивается так, чтобы перед местом установки
приспособления для герметизации с концов кабелей мо¬
жно было отрезать куски длиной по 3 м, считая от обще¬
го бандажа всех фаз. Затем концы кабелей отрезаются
на расстоянии примерно 70 °/о длины корпуса соедини¬
тельной муфты, считая от ее переходного кольца. Пред¬
варительно кабели осаживаются внутрь трубопровода на
максимально возможную длину.
На концы кабелей надевается резиновая или свин¬
цовая прокладка 4 (рис. 9), которая устанавливается на
переходном кольце муфты и крепится к нему с помощью
полуколец и шпилек. Места схода прокладки на кабель
подматываются поливинилхлоридной лентой для умень¬
шения расхода азота во время монтажа. Концы кабелей
31

Рис. 9. Устройство для герметизации концов кабелей, выходящих
из стального трубопровода:
/ — стальной трубопровод; 2—переходное кольцо соединительной муфты; 3 —
резиновая прокладка; 4 — свинцовая нли резиновая прокладка; 5 — полуколь¬
цо; 6 — гайка; 7 — шпилька; 8— лента поливинилхлоридная; 9 —фаза кабеля;
10 — корпус; 11 — сильфонный вентиль
обматываются поливинилхлоридной лентой в один слой
с 50%-ным перекрытием, и на них устанавливается кор¬
пус устройства для герметизации 10. Устройство соеди¬
няется с переходным кольцом муфты 2.
Непосредственно после прокладки кабелей и уста¬
новки приспособлений для временной герметизации про¬
изводится вакуумирование трубопровода до остаточного
давления 0,133-ІО-3—0,266-ІО-3 МПа (1-—2 мм рт. ст.)
и заполнение осушенным азотом через силикагелевые
осушители до давления 0,0294—0,049 МПа (0,3—
0,5 кгс/см2). В таком состоянии кабели в трубопроводе
сохраняются до конца монтажа.
При прокладке кабелей в стальном трубопроводе че¬
рез медные трубы разветвления участки медных труб,
соединенные фланцами, а также хвостовики концевых
муфт развертываются таким образом, чтобы они служи¬
ли направляющими трубами (рис. 10). В медные трубы
разветвлений прокладываются тросы, одни концы кото¬
рых через приспособление против закручивания соеди¬
няются с тросом лебедки,- а другие соединяются с захва¬
тами, смонтированными на жилах кабелей. При входе
концов кабелей в разветвительную муфту производится
наложение бандажей на каждую фазу у захватов кабе¬
лей и общего бандажа на все фазы.
32

Рис. 10. Схема расстановки оборудования на монтажной площадке при прокладке кабелей в стальном трубопро¬
воде через медные трубы разветвления

По окончании прокладки кабелей в трубопроводах
на них накладываются бандажи на расстоянии, равном
примерно высоте концевой муфты от фланца трубы раз¬
ветвления. Кабели обрезаются у бандажей, и на них на¬
кладывается один слой ленты поливинилхлоридного пла¬
стиката с 50 %-ным перекрытием. На концы кабелей
монтируются устройства для герметизации, соединяемые
с медными трубами разветвлений. Затем ослабляются
болты фланцевых соединений и концы кабелей устанав¬
ливаются в вертикальное положение с развертыванием
участков труб разветвления. Корпус разветвительной
муфты соединяется с фланцем разветвления. Со стороны
соединительной или соединительно-разветвительной муф¬
ты на концы кабелей, выходящие из трубопровода, так¬
же устанавливается устройство для герметизации. Тру¬
бопровод и медные трубы разветвлений вакуумируются
и заполняются осушенным азотом.
На рисунке приняты следующие обозначения: 1 — от¬
дающее устройство; 2 — барабан с кабелем; 3 — шатер,
устанавливаемый над монтажной площадкой; 4 — на¬
правляющие ролики; 5 — машина для снятия свинцовой
оболочки; 6 — стол для осмотра кабеля у входа в мед¬
ную трубу; 7 — опорная конструкция для медной тру¬
бы; 8—медная труба разветвления (поворотная); 9—
приспособление для герметизации конца кабеля после
прокладки; 10 — опорная стойка для концевой муфты;
И— фланцевое соединение; 12— приямок для медных
труб разветвления и разветвительной муфты; 13—мед¬
ные трубы разветвления; 14 — палатка, устанавливае¬
мая над разветвительной муфтой; 15 — фланец переход¬
ный разветвительной муфты; 16 — устройство против
закручивания; 17 — корпус разветвительной муфты; 18—
стальной трубопровод; 19 — пульт управления.
Прокладка кабелей в медных трубах разветвлений.
Все подготовительные работы, установка механизмов и
приспособления, выполняются, как и при прокладке ка¬
белей в трубопроводах, в соответствии с ППР. Проклад¬
ка кабелей в медных трубах разветвления производится
пофазно с использованием одной машины для снятия
свинцовой оболочки. Учитывая, что длины кабелей не¬
большие, часто свинцовую оболочку снимают вручную.
При прокладке кабелей со стороны тройника раз¬
ветвления лебедка устанавливается в шатре для конце¬
вой муфты или кабельного ввода и трос лебедки пропус¬
кается через блок, закрепленный над вводом или кон¬
34

цевой муфтой. Для крепления конца кабеля к тросу
лебедки на его жиле монтируется центральная часть за¬
хвата, на которой закрепляются проволоки скольжения.
Кабель прокладывается в медной трубе разветвления и
со стороны концевой муфты или ввода проволоки сколь¬
жения закрепляются на деталях временного устройства
для герметизации, которое монтируется после наложе¬
ния на кабель одного слоя ленты поливинилхлоридного
пластиката. Последовательно прокладываются кабели
во всех трех трубах разветвления. На кабели, выходя¬
щие из тройника разветвления, устанавливается общее
устройство для герметизации. Разветвления с кабелями
вакуумируются и заполняются азотом.
При сооружении кабельных линий в крупных горо¬
дах, когда длина линии составляет несколько километ¬
ров, наиболее целесообразной и более широко приме¬
няемой является прокладка кабелей в трубопроводе без
тяжения через смежные секции с использованием пере¬
движных фургонов. В этом случае в фургоне размером
8,5X3 м устанавливаются машины для снятия оболочек
с кабелей, направляющие лотки от машин до входа ка¬
белей в направляющую трубу, стол для осмотра кабе¬
лей у входа в трубу, а также общий пульт управления
работами при прокладке кабелей. Направляющая тру¬
ба из фургона прокладывается в колодце для соедини¬
тельной или соединительно-разветвительной муфты.
С противоположного торца фургона на расстоянии 8—
10 м от него в приямках устанавливаются три барабана
с кабелями, над которыми устанавливается палатка для
защиты их от воздействия солнечных лучей и атмосфер¬
ных осадков. С другой стороны секции устанавливается
лебедка с тросом для тяжения кабелей и устройство
для регистрации усилий.
При применении передвижных фургонов не требуется
сооружать приямки для барабанов с кабелями, так как
машины для снятия свинцовой оболочки находятся при¬
мерно на уровне места схода кабелей с барабанов. Сня¬
тый свинец по лоткам подается в контейнеры, установ¬
ленные вне фургона. В случае прокладки кабелей непо¬
средственно в секции трубопровода без тяжения через
смежные секции не требуется дополнительно тампони¬
ровать трубопровод после тяжения по нему кабелей,
уменьшается тяжение и истирание проволок скольжения
при прокладке. Снижается трудоемкость работ при про¬
кладке кабелей.
3*
35

Прокладка кабеля из контейнера. При прокладке ка¬
белей в трубопроводе из контейнера оборудование на
монтажной площадке устанавливается согласно рис. 11.
Контейнеры с кабелями размещаются на специальных
подставках под углом около 11,5° друг к другу. У входа
в направляющую трубу устанавливается стол для внеш-:
него осмотра кабелей и общий пульт управления. Места
выхода кабеля из контейнеров у стола для осмотра ка¬
белей, а также все места входа и выхода кабеля из тру¬
бопровода закрываются палатками. Для исключения
соприкосновения кабеля с воздухом монтажный стол и
■места перехода кабеля из одной секции в другую отде¬
ляются от окружающей среды с помощью оргстекла или
прозрачной пленки. Вход и выход троса тяговой лебедки
герметизируется резиновой манжетой. Баллоны с осу¬
шенным азотом подсоединяются к направляющей трубе,
а также к резиновым манжетам на торцах трубопрово¬
дов. Со стороны контейнеров располагается вспомога¬
тельная лебедка, на барабан которой наматывается трос,
Рис. 11. Схема расстановки оборудования на монтажной площадке
при прокладке кабелей высокого дйвления 220 кВ из контейнеров
в стальной трубопровод:
1— контейнер с кабелем; 2—подставка; 3—направляющий шлюз; 4— пере¬
ходник; 5 — изогнутый трубопровод; 6 — трубопровод; 7—переходное устрой¬
ство; 8 — монтажный стол; 9— барабан с кабелем; 10 — стяжка; // — направ¬
ляющая труба
36

оставленный в трубопроводе при его тампонировании.
Снимается люк с крышки каждого контейнера. Вывер¬
тывается пробка из бокового люка и из контейнера сли¬
вается масло до уровня пробки. Отсоединяется свинцо¬
вая труба, соединяющая полость центральной части
барабана с полостью компенсатора на крышке. Устанав¬
ливается заглушка на трубку и закрепляется на щеке
барабана. Снимается фиксатор, препятствующий вра¬
щению барабана в контейнере, и крышка с хвостовика
тормозной колодки. Устанавливается рычаг тормоза.
С каждого контейнера снимается крышка люка. Ос¬
вобождается крепление верхнего конца кабеля и вруч¬
ную вытягивается около 3 м кабеля. На контейнерах
закрепляются шлюзы, а к концам кабелей присоединяют¬
ся вспомогательные тросы, предварительно заложенные
в соединительные трубы шлюзов. Концы кабелей вруч¬
ную протягиваются к монтажному столу. На концах
монтируются захваты и с помощью тросов диаметром
14,5 мм соединяются через устройство против закручи¬
вания с тросом лебедки.
На три фазы кабелей за последним захватом накла¬
дывается общий бандаж и концы кабелей со скоростью
около 0,5 м/мин протягиваются в направляющую трубу.
При этом необходимо следить, чтобы три фазы были
расположены треугольником с основанием в горизон¬
тальной плоскости. Прокладка кабелей производится со
скоростью 5—8 м/мин.
Прокладка кабелей из контейнеров разрешается при
температуре не ниже 0°С и не выше +35 °C. При тем¬
пературе ниже 0 °C над контейнерами располагается па¬
латка для разогрева кабелей. Продолжительность разо¬
грева контейнера с кабелем при температуре окружаю¬
щей среды —15+20 °C и температуре воздуха в палатке
+5+10 °C должна быть не менее 48 ч.
Расстановка персонала при прокладке кабелей и его численность
определяется способом прокладки. При прокладке кабелей во вре¬
менной оболочке рекомендуется следующая расстановка персонала:
руководство прокладкой
координация управления машинами для
снятия свинца и лебедкой
регулирование размотки барабанов
промывка свинцовых оболочек и наблю¬
дение за кабелими на участке между
барабанами и машинами для снятия обо¬
лочек
1 инженер
1 инженер
3 электромонтажника
3-го и 4-го разряда
6 электромонтажников
3-го и 4-го разряда
37

наблюдение у машин за снятием свин¬
цовых оболочек
обеспечение электроснабжения
обеспечение телефонной (радио) связи
наблюдение за кабелями после снятия
свинцовых оболочек
наблюдение за кабелями у входа в тру¬
бопровод
наблюдение за кабелями в местах уста¬
новки соединительных муфт (на одну
муфту)
наблюдение за кабелями у выхода из
трубопровода и управление лебедкой
уборка свинца и масла от машин
Всего 23—28 чел. в смену.
Продолжение
3—6 электромонтажни¬
ков 5-го и 6-го разряда
1 дежурный электромон¬
тер
1 дежурный связист
1 электромонтажник 5-го
и 6-го разряда
1 электромонтажник 4-го
и 5-го разряда
1	электромонтажник 3-го
и 4-го разряда
2	электромонтажника
3-го и 4-го разряда
2—4 электромонтажника
2-го и 3-го разряда
Прн прокладке кабелей в медных трубах разветвлений расста¬
новка персонала такая же, как и прн прокладке в стальном трубо¬
проводе, но с учетом работы на одной фазе.
Прн прокладке кабелей в стальном трубопроводе из контейнеров
рекомендуется следующая расстановка персонала:
руководство работ
наблюдение за контейнерами, регулиро¬
вание торможения барабанов
наблюдение за кабелем при прохожде¬
нии его через монтажный стол, ремонт
кабеля в случае необходимости
обслуживание лебедки и наблюдение за
кабелем при его выходе из трубопровода
контроль за состоянием кабеля при пе¬
реходе его из одной секции трубопрово-
1	инженер
2	чел.
2—3 чел.
2 чел.
по 1 чел., на муфту
да в другую
дежурный электромонтер
дежурный связист
Всего 10—15 чел. в смену.
1 чел.
1 чел.
4.	МУФТЫ ДЛЯ КАБЕЛЕЙ
Кабельные муфты высокого напряжения различаются
по назначению, виду изоляции, величине и роду напря¬
жения. По назначению муфты кабелей высокого давления
делятся на концевые, разветвительные, соединительные,
соединительно-разветвительные и кабельные вводы в
трансформаторы; по виду изоляции — с конденсаторной
и неконденсаторной подмоткой; по роду напряжения —
на муфты переменного и постоянного тока.
Монтаж муфт маслонаполненных кабелей выполня¬
ется квалифицированными электромонтажниками, про-
38

шедшими соответствующее обучение на одном из кабель¬
ных заводов и имеющими удостоверения на право
монтажа. Руководитель бригады должен иметь квали¬
фикацию электромонтажника 6-го разряда и быть спе¬
циалистом I категории по монтажу кабелей высокого
давления, остальные члены бригады — 5-го и 4-го раз¬
ряда, специалистами II и III категории.
К началу монтажа муфт должны быть выполнены
все строительно-монтажные работы, относящиеся к ка¬
бельной линии на данном участке: строительство поме¬
щения, в котором или над которым устанавливаются
муфты; установка опорных стоек для крепления муфт.
Должна быть полностью закончена прокладка кабеля.
Монтаж разрешается производить только при нали¬
чии ППР, согласованного с заводом — изготовителем ка¬
беля. На время монтажа назначаётся ответственный
руководитель и составляется график работ по монтажу
муфт и график работы по сменам с учетом непрерывно¬
го монтажа каждой муфты до окончания ее сборки. Со¬
гласно ППР на месте монтажа концёвых муфт или вво¬
дов в трансформаторы устанавливаются палатки или
шатры, балки для электротали или блока грузоподъем¬
ностью 0,5—1 т. Сооружаются леса или опорные стой¬
ки, обеспечивающие нормальный монтаж муфт.
Над местом монтажа соединительной и соедини¬
тельно-разветвительной муфт в туннеле устанавливают¬
ся палатки или шатер. При монтаже муфт в колодце над
входом и выходом из колодца устанавливаются палатки
или шатры. В шатре или колодце, где производится мон¬
таж муфт, размещается оборудование, приспособления,
инструменты и материалы, необходимые для монтажа
(см. приложение 3), которые должны иметь резерв или
замену. Резерв должен храниться в передвижном фурго¬
не или во вспомогательном помещении. Муфты и мон¬
тажные материалы, применяемые для сооружения ка¬
бельной линии, до монтажа хранятся в закрытом поме¬
щении в упаковке завода-изготовителя и должны быть
защищены от механических повреждений и воздействия
агрессивных сред. Перед постановкой на монтаж по упа¬
ковочной ведомости проверяется содержимое ящиков с
муфтами и монтажными комплектами. Из банок с мон¬
тажными комплектами берутся пробы масла, характери¬
стики которого должны удовлетворять требованиям, ука¬
занным в приложении 1. Для монтажного комплекта
проба масла берется из одной банки. После взятия про-
39

бы банка доливается дегазированным маслом и запаи¬
вается.
Рулоны в банках должны быть полностью погружены
в масло, в противном случае они бракуются. Если на
стенках банок имеются потеки масла, т. е. банки негер¬
метичны, они вскрываются. Если рулоны погружены в
масло полностью, то при удовлетворительных результа¬
тах испытаний пробы ма-
Фшо	ела из банки монтажный
комплект может быть ис¬
пользован для монтажа
муфт.
Концевые муфты пред¬
назначены для вывода то¬
копроводящей жилы из
кабеля и присоединения
ее к линиям электропере¬
дачи, трансформаторам
или элементам распреде¬
лительного устройства.
Муфтам присвоена марка
КМВДТ — муфта конце¬
вая для маслонаполнен¬
ного кабеля высокого дав¬
ления. Концевая муфта
кабелей высокого давле-
*ния на напряжение 500кВ
показана на рис. 12. Кон¬
цевые муфты, работаю¬
щие при температурах ок¬
ружающего воздуха ни¬
же —5 °C, снабжаются ус¬
тройствами для обогрева.
Рис. 12. Концевая муфта мас¬
лонаполненного кабеля высоко-
го давления в стальной трубе
на напряжение 500 кВ:
/ — экран; 2—верхняя плита; 3 —
токовывод; 4 — фарфоровый изоля¬
тор; 5 — соединение фарфоровых
изоляторов; 6 — армированная ре¬
зиновая прокладка; 7 — концевая
разделка; 8 — опорная плита с хво¬
стовиком; 9— соединение хвостови¬
ка муфты с медной трубой; 10
медиая труба разветвления; 11—ка¬
бель
40

Опорная часть муфты состоит из опорной плиты и
приваренной к ней металлической трубы (корпус муф¬
ты). На опорной плите устанавливаются фарфоровые
изоляторы. Плита скрепляется с опорной стойкой кон¬
цевой муфты. Корпус имеет два штуцера для при¬
соединения подпитывающей и контрольной аппарату¬
ры и фланец для соединения с медной трубой разветв¬
ления.
Наружная изоляция муфты в зависимости от напря¬
жения выполняется из одного, двух или трех изолято¬
ров из высокопрочного фарфора. Между собой, а также
с опорной плитой и верхней частью муфты фарфоровые
изоляторы скрепляются с помощью шпилек, шайб и га¬
ек. Для обеспечения герметичности муфт при избыточ¬
ном давлении масла применяются армированные масло-
бензостойкие резиновые прокладки.
Токовывод муфты предназначен для присоединения
внешнего вывода концевой муфты к жиле кабеля, нахо¬
дящейся в фарфоровом изоляторе. Токовывод (рис. 13)
состоит из наконечника, соединяемого с жилой кабеля
опрессовкой; компенсатора, выполняемого из медных
гибких пластин и обеспечивающего компенсацию
при тепловых удлинениях жилы; наружного кон¬
тактного вывода. Внутренняя изоляция (концевая за¬
делка) представляет собой усиливающую подмотку по
заводской изоляции на конце кабеля, где в результате
среза заземленного экрана кабеля образуется сильно не¬
равномерное электрическое поле. Размеры и конструкция
концевой кабельной заделки определяются электричес¬
ким расчетом. Для концевых муфт НО кВ и выше в ка¬
честве усиливающей изоляции конца кабеля применяют¬
ся заделки конденсаторного типа (рис. 14), выполняе-
Рис. 13. Токовывод концевой муфты на напряжение
500 кВ:	г
3 — верхняя часть токовывода; 2 — гибкий сжим; 3 — стержень
направляющий; 4 — болт; 5 — наконечник
41

мые из рулонов пропитанной бумаги шириной 200, 300,
500 мм и конденсаторных обкладок из алюминиевой
фольги, разделяющих подмотку на ряд слоев. На верх¬
нюю и нижнюю части муфты, а также на узел соедине¬
ния фарфоровых изоляторов устанавливатся экраны. Для
концевых муфт на напряжение 220 кВ и выше верхний
экран выполняется в виде шара из изогнутых металли¬
ческих прутков. В остальных случаях экраны выполня¬
ются сплошными из металлического листа.
Монтаж концевых муфт выполняется согласно про¬
изводственной инструкции завода-изготовителя и произ¬
водится, как правило, после монтажа соединительных и
соединительно-разветвительных муфт. Последователь¬
ность работ при монтаже муфт на различные напряже¬
ния в основном одинакова.
На место монтажа концевые муфты поставляются в
ящиках (одна или три муфты в ящике). Измеряется рас¬
стояние от фланца корпуса муфты до ее крышки. Изоля¬
торы отсоединяются от опорной плиты, все детали муфты
протираются, обертываются бумагой и размещаются в
помещении для монтажа. В этом же помещении размен
щаются инструменты монтеров, пресс и матрица для
опрессовки наконечника, материалы, необходимые для
монтажа (приложение 3), щит для подключения элект¬
рооборудования и освещения.
Проверяется давление азота в трубопроводе, которое
должно быть около 0,0294 МПа (0,3 кгс/см2). В течение
всего монтажа трубопровод подпитывается сухим азо¬
том. С фазы кабеля снимается временное приспособле¬
ние для герметизации, отрубаются проволоки скольже¬
ния с поддерживающего стакана и кабель осаживается
в трубу разветвления. Место -выхода кабеля из трубы
герметизируется полотном и пластмассовыми лентами.
Конец кабеля устанавливается в вертикальное положе¬
ние. Определяется место обреза кабеля, на которое на¬
кладывается бандаж. Ножовкой кабель ровно обреза¬
ется у бандажа. Выполняется разделка конца кабеля
для опрессования наконечника токовывода. На жилу
кабеля накладывается бандаж из стальной оцинкован¬
ной проволоки диаметром 1—1,5 мм, устанавливается
наконечник, расстояние от торца которого до обреза изо¬
ляции должно быть 20 мм. Снимается бандаж с жилы.
Производится опрессование наконечника на жиле. При
первом опрессовании матрица пресса устанавливается
так, чтобы ее торец был на 5 мм ниже торца наконеч¬
42

ника. При втором опрессовании матрица устанавливает¬
ся у буртика, наконечника. Затем матрица устанавлива¬
ется так, чтобы она перекрывала места предыдущих
опрессовок. В случае получения на поверхности наконеч¬
ника выступов или неровностей производится дополни¬
тельное опрессование. Затем головка пресса снимается
с кабеля и удаляется с места монтажа. Наконечник за¬
чищается напильником до получения ровной и гладкой
поверхности, которая доводится до блеска наждачным
полотном. Наконечник, жилы и изоляция промываются
горячим маслом до исчезновения опилок.
В случае, если монтаж муфты выполняется спустя
некоторое время после опрессования наконечника, нако¬
нечник и изоляция обматываются пластмассовыми лен¬
тами и на кабель устанавливается приспособление для
герметизации, которое заполняется азотом. Затем про¬
изводится разделка конца кабеля и наложение усилива¬
ющей подмотки (рис. 14). На расстоянии 50 мм от флан¬
ца разветвления на кабель накладывается бандаж из
медной луженой проволоки и припаивается к проволо¬
кам скольжения. С конца кабеля снимаются проволоки
скольжения и обрезаются на расстоянии 0,5 м от банда¬
жа. Выполняется ступенчатая разделка изоляции кабе¬
ля согласно чертежу. Обрыв лент бумажной изоляции
производится с помощью стальной проволоки с грузика¬
ми. Разделка кабеля промывается горячим маслом.
Далее накладывается конденсаторная подмотка, со¬
стоящая из чередующихся слоев бумаги, и обкладок из
алюминиевой фольги. Алюминиевая фольга (ролик ши¬
риной 40—50 мм) накладывается с положительным пе¬
рекрытием. При наложении изоляции (рулоны шириной
200—300 мм) конец рулона каждого последующего слоя
закладывается на длину окружности под верхний слой
предыдущего рулона. Рулоны должны наматываться
плотно, с натягом без морщин и складок. Каждый слой
изоляции, накладываемый на конденсаторную обкладку,
разделяется на два подслоя равной толщины. Стыки ру¬
лонов нижнего подслоя должны перекрываться рулона¬
ми верхнего не менее чем на 50 мм. После наложения
каждого подслоя подмотка промывается теплым маслом
С-220.
Намотка продолжается до тех пор, пока ее диаметр
не станет равным диаметру заводской изоляции, после
чего с кабеля снимается медная перфорированная и по¬
лупроводящая ленты экрана и две ленты изоляции. Мед-
43

1?ЯП
Рис. 14. Конструкция изоляции концевой муфты кабеля марки МВДТ1Х400 мм2 110 кВ:
/ — наконечник; 2—подмотка наконечника; 3— жила кабеля; 4 — рулоны пропитанной бумаги; Б — конденсаторные обкладки;
С —экран по жиле; 7 —медный луженый каиатик; 8 — изоляция кабеля; *> —пол у проводящие ленты экрана по изоляции; 10 —
полупроводящая металлизированная лента; // — бандаж; 12 — медная перфорированная лента; 13—медная труба разветвления;
/4 — провод заземления; 15 — проволока скольжения

7330
Ш/ШІІНПіи
И/1ІІІІІІИН!
A~A
3 10 H 12 13
2230
ФьЗО
7
t
шішішшііііііііі
Рис.
кого
15. Соединительно-разветвительная муфта маслонаполненного кабеля высо-
давления на напряжение 500 кВ:
1 кабель; 2 —-стальной трубопровод; 3 — переходное кольцо; 4 —кожух муфты; 5 — про¬
вод заземления; 6 подставка под кабель; 7 — изоляция; 8 — сильфоиный вентиль; 9—коль¬
цо; 10—фланец разветвления; И — фланец усиливающий; 12— труба медная; 13 — флан¬
цевое соединение; 14 — жила кабеля; 15 — бандаж; 16 — поддон; 17 — подставка под под¬
мотку муфты
!3
15
10
17

ная лента отрезается на расстоянии 10, металлизиро¬
ванная полупроводящая — 20, полупроводящие — 30 мм
от бандажа. Продолжается наложение подмотки соглас¬
но чертежу. По окончании намотки производится срыв
выравнивающего конуса. На полупроводящую бумагу,
выступающую из-под медной перфорированной ленты, и
на конус накладывается экран роликами из полупрово¬
дящей бумаги. Ролики шириной 10 мм накладываются
с положительным перекрытием до последней (верхней)
конденсаторной обкладки, которая в некоторых случаях
выполняется из медной луженой перфорированной
ленты.
Из медного луженого канатика или мягкой медной
проволоки на медную ленту экрана кабеля накладыва¬
ется экран по всей длине выравнивающего конуса и на
20 мм по цилиндрической части подмотки. Канатик на¬
кладывается плотно виток к витку, а последние витки
припаиваются к заземляющей обкладке. Экран пропаи¬
вается по трем образующим, сдвинутым относительно
друг друга на 120°. Ширина полоски пайки экрана око¬
ло 10 мм. Затем экран припаивается к медной перфори¬
рованной ленте кабеля по всей окружности. Один конец
провода заземления разделяется по сечению на две по¬
ловины. Одна половина провода припаивается к месту
пайки экрана к медной ленте, другая — к проволокам
скольжения с помощью гильзы. Другой конец провода
заземления соединяется с плитой муфты.
К наконечнику присоединяется верхняя часть токовы¬
вода. Производится сборка муфты.
■ На фланец трубы разветвления укладывается рези¬
новая прокладка. На опорную стойку устанавливается
опорная плита с корпусом, соединяемым с медной тру¬
бой разветвления. На опорную плиту укладывается ре¬
зиновая прокладка, на которую устанавливае*гся фарфо¬
ровый изолятор, соединяемый с плитой. Устанавливается
верхняя плита муфты на изолятор; при этом должны
совпасть грани токовывода и отверстия в плите. Муфта
заполняется осушенным азотом.
Соединительно-разветвительная муфта предназначе¬
на для соединения строительных длин кабеля в месте
перехода от магистрального трубопровода к трубам раз¬
ветвления, идущим к концевым муфтам или кабельным
вводам в трансформаторы. Соединительно-разветвитель¬
ные муфты применяются в тех случаях, когда невозмож¬
но проложить кабель в трубопроводе и медных трубах
46

разветвления одной строительной длиной из-за сложной
разводки труб. Применение соединительно-разветвитель¬
ных муфт позволяет раздельно протянуть кабель в по¬
следнюю секцию трубопровода и медные трубы разветв¬
ления. От соединительной муфты соединительно-р'азвег-
вительная муфта (рис. 15) отличается конструкцией
фланца, посредством которого осуществляется переход
от общего трубопровода к разветвительным трубам, а
также разводка фаз кабеля в муфте. Соединение жил и
усиленная изоляция (подмотка) такие же, как и в со¬
единительной муфте.
Муфтам присвоена марка СРМВДТ — муфта соеди¬
нительно-разветвительная для маслонаполненного кабе¬
ля высокого давления.
Соединительные муфты предназначены для соедине¬
ния строительных длин кабеля. Муфтам присвоена мар¬
ка СМВДТ — муфта соединительная для маслонапол¬
ненного- кабеля высокого давления. Муфта состоит из
соединения токопроводящих жил, экранированной уси¬
ленной изоляции корпуса. Соединение токопроводящих
жил выполняется с помощью гильзы, наружный диаметр
которой выбирается равным диаметру токопроводящей
жилы (рис. 16). Это позволяет получить бол,ее равно¬
мерное электрическое поле в подмотке (изоляции) муф¬
ты над гильзой. Соединение выполняется методом опрес¬
совки, а затем для улучшения контакта место соедине¬
ния жил пропаивается.
Усиленная изоляция соединительной муфты выпол¬
няется в виде подмотки из бумажных роликов и руло¬
нов, пропитанных маслом С-220. Регулирование танген¬
циальной составляющей электрического поля на перехо¬
дах от заводской изоляции кабеля к цилиндрической
части подмотки производится с помощью конусной раз¬
делки торцов подмотки.
Корпус муфты, изготовленный из стальной трубы, со¬
единяется со стальным трубопроводом с помощью пере¬
ходных колец. Корпус предназначен для защиты внут¬
ренней изоляции соединительной муфты от атмосферных
и механических воздействий.
Монтаж трех фаз соединительной муфты выполняет¬
ся одновременно и производится без перерыва с момен¬
та начала работ поднятию приспособлений для гермети¬
зации с переходных колец до окончания сварки корпуса
с ними.
В помещении для монтажа муфты размещаются не-
47

Рис,-16. Оснастка, применяемая при соединении токопроводящих
жил сечением 625 мм2 кабеля высокого давления
Рис. 17. Матрица для опрессования
гильзы при соединении жил сечени¬
ем 400 мм2 кабелей высокого давле¬
ния:
1 — матрица нижняя с шаровыми выступа¬
ми; 2—ось; 3 — матрица верхняя; 4—пла- •
стииа направляющая; 5 — матрица нижняя
без шаровых выступов; 6 — шаровой вы¬
ступ.
обходимые инструменты и ма¬
териалы (приложение 3), а так¬
же оснастка для соединения
токопроводящих жил.
Снимаются приспособления
для герметизации с концов ка¬
белей, выходящих из стальных
трубопроводов. Торцы резино¬
вой или свинцовой прокладки
в местах соединения с кабелем
дополнительно обматываются
пластмассовой лентой для
48

уменьшения расхода азота. В течение всего времени мон¬
тажа муфт трубопровод с обоих концов подпитывается
азотом.
Между фазами устанавливаются распорки и две фа¬
зы укладываются на подставках, а третья фаза подве¬
шивается над ними. С концов кабелей снимается изоля¬
ция до жил на длине, необходимой для соединения жил.
На концы жил накладываются бандажи из мягкой сталь¬
ной оцинкованной проволоки диаметром 1—1,5 мм. На
жилы устанавливаются оправки (рис. 16). Проволоки
верхнего повива жил надрезаются под углом 45° на 70—
80 % их толщины и обламываются. Заусенцы обрабаты¬
ваются напильником. На торцы изоляции накладывается
фольга и шнуровой асбест для предохранения от обго¬
рания во. время пайки и лужения жилы.
На концы соединяемых жил наносится слой паяль¬
ной пасты (канифоль на спирте), и каждая жила про¬
паивается с большим количеством расплавленного при¬
поя до получения монолита. При этом жила помещается
в специальную ванночку (рис. 16, в) с расплавленным
припоем ПОССу 40-2. При помощи стального шаблона
(рис. 16, г) на каждой жиле вырезается часть, равная
половине цилиндра так, чтобы при их сложении полу¬
чилась целая жила. Затем концы жил облуживаются
припоем. На жилы устанавливается соединительная
гильза таким образом, чтобы ее края плотно прилегали
к торцам верхнего повива проволок и отверстие для
пайки находилось в верхней части.
С помощью гидравлического пресса и трех матриц,
из которых две имеют шаровые выступы на полукруглом
профиле (рис. 17), выполняется опрессование гильзы.
Опрессование выполняется за два приема. При первом
опрессовании одна матрица применяется с шаровым вы¬
ступом, другая — с гладкой поверхностью. Затем послед¬
няя заменяется на матрицу с шаровым выступом и вы¬
полняется второе опрессование. На опрессованную гиль¬
зу устанавливается алюминиевая разъемная опока (рис.
16, д), имеющая в верхней части прорезь для заливки
припоя. Расплавленный припой ПОССу 40-2 заливается
в опоку по всей ее длине до полного заполнения припо¬
ем зазоров между проволоками. Прогрев места пайки
контролируется палочкой припоя. Если при соприкосно¬
вении с опокой припой плавится, то место пайки прогре¬
то. После охлаждения припоя снимается алюминиевая
опока.
4—522
49

Место соединения жил обрабатывается напильником
и наждачной бумагой доводится до блеска. Диаметр
соединения должен быть равен-диаметру жилы. Соеди¬
нение жил и изоляция промываются чистым маслом, а
затем выполняется разделка изоляции конца кабеля.
С кабеля снимаются проволоки скольжения, обрезае¬
мые на расстоянии 150 мм от бандажей, медная перфо¬
рированная и полупроводящая ленты и производится
срыв конуса на заводской изоляции согласно чертежу
подмотки соответствующего маркоразмера муфты (рис.
18). Срыв изоляции выполняется при помощи стальной
проволоки с двумя грузиками на концах. Каждая лента
обрывается в направлении, перпендикулярном оси кабе¬
ля. Полупроводящие ленты экрана по жиле обрываются
на расстоянии 10 мм от обреза изоляции. На места со¬
единений жил накладывается экран из двух слоев полу¬
проводящей бумаги, выполняемый роликом шириной
10 мм.
Верхняя фаза подвешивается так, чтобы обеспечить
возможность наложения усиливающей изоляции на ос¬
тальных фазах.
Производится наложение изоляции (подмотка) на
двух нижних фазах роликами и рулонами из уплотнен¬
ной бумаги толщиной 0,08 мм до диаметра, равного диа¬
метру изоляции кабеля. После этого такая же подмотка
выполняется на верхней фазе. Затем с кабелей снима¬
ются ленты экрана и две ленты изоляции и выполняется
подмотка всех трех фаз рулонами из пропитанной бума¬
ги шириной 200, 300 мм и толщиной 0,12 мм. Торцам
подмотки придается форма выравнивающих конусов,
подмотка промывается маслом.
На выравнивающие конусы роликами шириной 10 мм
и на цилиндрическую часть роликами шириной 20 мм
накладывается экран из полупроводящей бумаги толщи¬
ной 0,2 мм в один слой с перекрытием 2—3 мм. Экран
накладывается с двух сторон от начала конусов. На ци¬
линдрическую часть подмотки накладывается медная
перфорированная луженая лента, концы которой припаи¬
ваются к предыдущему витку. На медную, перфорирован¬
ную ленту экрана кабеля, выравнивающие конусы и на
расстоянии около 60 мм по цилиндрической части подмо¬
ток виток к витку накладывается медный луженый ка¬
натик. Канатик и лента экрана пропаиваются по трем
образующим, сдвинутым относительно друг друга на 90°.
Ширина полоски пайки должна быть около 10 мм. Мес-
50

Рис. 18. Конструкция изоляции соединительной муф¬
ты кабеля НО кВ с сечением жилы 1X400 мм2 (а)
и последовательность работ при соединении жил ка¬
белей (б)
1в

та паек очищаются и подмотка промывается горячим
маслом.
Производится заземление экранов подмоток и кабе¬
лей, а также проволок скольжения. На три провода
заземления с одного конца напаивается наконечник. Дру¬
гие концы каждого провода делятся по сечению пример¬
но на две одинаковые части. Виток одной части накла¬
дывается^ припаивается к медной ленте экрана кабеля
и проволокам экрана подмотки муфты. Другая часть
провода и две проволоки скольжения спаиваются между
собой в гильзе. Наконечник присоединяется к переход¬
ному кольцу муфты. Заземление выполняется с обоих
концов подмотки. По окончании монтажа всех трех фаз
они размещаются треугольником на подставках и на
них накладывается общий бандаж из медного луженого
канатика.
Поддон муфты соединяется с переходными кольцами.
На подмотку устанавливается корпус муфты, который
приваривается к переходным кольцам. При сварке оба
■соединения провариваются одним слоем так, чтобы за¬
мыкание сварного шва было в верхней точке. Перед за¬
мыканием сварного шва на втором стыке увеличивается
подача азота с обеих сторон трубопровода и муфта про¬
дувается в течение 10 мин. Затем зазор проваривается.
Выполняется второй и третий слой сварки и удаляется
■окалина. На штуцер корпуса муфты устанавливается за¬
глушка или сильфонный вентиль. ■
После заполнения линии маслом и испытания дав¬
лением переходные кольца и сварные швы на муфтах
красят. В случае, если трубопровод с кабелями проложен
в земле, муфты монтируются в специальных колодцах.
На муфты накладывается антикоррозионные покрытия
и колодцы засыпаются песком.
На рис. 18 приняты следующие обозначения: 1 —
бандаж; 2 — медная перфорированная лента; 3 — про¬
вод заземления; 4 —■ металлизированная полупроводя¬
щая лента; 5 — полупроводящие ленты; 6 — изоляция
кабеля; 7— подмотка рулонами пропитанной бумаги; 8—
подмотка роликами пропитанной бумаги; 9 — ленты
полупроводящей бумаги; 10 — гильза соединительная;
И — жила кабеля; 12 — лента полупроводящей бумаги
и медная перфорированная лента; 13 — лента полупро¬
водящей бумаги; 14 — проволока медная луженая; 15—
проволока скольжения; 16 — оправка; 17 — бандаж;
18 — шаблон; 19 — опока; 20 — асбест шнуровой
Ъ2

Рис. 19. Разветвительная муфта для кабеля на напряжение 500 кВ:
1 — переходное кольцо; 2 — корпус; 3 — штуцер; 4 — болт; 5 — фланец при¬
варной; 6—фланец переходный; 7 — медная труба разветвления; 8 — фланце¬
вое соединение медных труб разветвления; Ў—резиновая прокладка
Разветвительная муфта (рис. 19) предназначена для
разводки фаз кабеля из трубопровода к концевым муф¬
там и применяется в тех случаях, когда фазовые развет¬
вления сравнительно короткие и не требуется установки
соединительно-разветвительных муфт. Муфта состоит
из переходного кольца 1, приваренного к трубопроводу;
корпуса 2 с фланцем; переходного фланца, к которому
привариваются медные трубы разветвления; фланцевого
соединения медных труб.
Муфтам присвоена марка РМВДТ — муфта развет¬
вительная для маслонаполненного кабеля высокого дав¬
ления.
Кабельные вводы в трансформаторы. Ввод в транс¬
форматор облегчает возможность размещения трансфор¬
маторов вблизи генераторов электростанций, а также в
цеховых помещениях. В отличие от обычных трансфор¬
маторов, у которых металлическая арматура и экраны
верхней части ввода, находящиеся под высоким напря¬
жением, расположены открыто в воздухе, в трансформа¬
торах с кабельными вводами все части ввода размещены
внутри кожуха в масле. Вывод трансформатора и конце¬
53

вая муфта кабельного ввода соединяются в промежуточ-
ной камере, примыкающей к кожуху трансформатора.
Полости трансформатора и промежуточной камеры
отделены друг от друга, и для их заполнения могут при¬
меняться различные масла. Размещение концевой муф¬
ты в масле позволяет уменьшить ее размеры по сравне¬
нию с открытыми концевыми муфтами, размеры кото¬
рых определяются мокроразрядными характеристиками.
Концевая муфта кабельного ввода на напряжение 220—•
500 кВ, устанавливаемая в масле, имеет один фарфоро¬
вый изолятор вместо двух или трех в муфтах наружной
установки. В настоящее время изготовляются кабельные
вводы в трансформаторы для кабелей высокого давле¬
ния на напряжение 220, 330, 380 и 500 кВ. Конструкция
кабельного ввода в трансформатор на напряжение ‘
500 кВ показана на рис. 20.
Регулирование электрического поля концевой муфты
кабельного ввода достигается теми же методами, что и .
в обычных концевых муфтах. Для выравнивания, элект¬
рического поля в промежуточной камере детали, нахо¬
дящиеся под высоким напряжением, тщательно экрани¬
руются; между этими деталями и кожухом устанавлива¬
ются барьерные цилиндры.
Монтаж трансформатора и ввода может произво¬
диться независимо друг от друга. - Монтаж кабельного
ввода в трансформатор состоит из двух последователь¬
ных этапов. Сначала производится монтаж концевой
муфты ввода, затем ее соединение с проходным вводом
трансформатора, включая монтаж токового соединения,
экранов, барьерной изоляции, заполнение кожуха ввода
трансформаторным маслом. Первая часть работы ~
монтаж концевых муфт вводов выполняется после про¬
тягивания кабеля в разветвления и монтажа соедини¬
тельно-разветвительной муфты. Вторая часть работы —
монтаж кабельных вводов выполняется после заполнения
кабельной линии маслом и испытания проб масла из эле¬
ментов кабельной линии.
Монтаж концевых муфт вводов выполняется непре¬
рывно, считая с момента снятия приспособлений для,
герметизации с концов кабелей и до окончания сборки'
муфты. На месте монтажа муфты ввода сооружается
шатер, устанавливаются грузоподъемные приспособле¬
ния, размещаются необходимые оборудования, инстру¬
менты и материалы (приложение 3).
Концевые муфты вводов на место монтажа поставля-
54

Рис. 20. Кабельный ввод в трансформатор на напряжение 500 кВ:
1 — расширитель; 2 —верхняя часть кожуха; 3 —изоляция барьерная; 4 —
токовое соединение; 5 — муфта концевая; 6 — фланцевое соединение; 7 — про¬
ходной ввод трансформатора; 3 —опорная плита; S —нижняя часть кожуха
55

ются в сборе с избыточным давлением газа и перед мон¬
тажом испытываются давлением масла 2,156 МПа
(22,0 кгс/см2) в течение 2 ч. Технология монтажа конце¬
вой муфты ввода аналогична технологии монтажа конце¬
вой муфты наружной установки и включает следующие
основные этапы: снятие приспособлений для герметиза¬
ции и разметку концов кабелей; опрессование наконеч¬
ников и установку внутренних экранов; разделку изоля¬
ции кабеля и наложение конденсаторной подмотки и
экранов; выполнение заземлений; сборку муфты. На
подмотку кабеля муфта устанавливается в собран¬
ном виде и соединяется с медной трубой разветвле¬
ния.
Монтаж концевых муфт, как правило, выполняется
одновременно на трех фазах. По окончании монтажа
концевых муфт приступают к вакуумированию кабель¬
ной линии для заполнения ее изоляционным маслом. Ес¬
ли заполнение линии по той или иной причине
откладывается, то линия после вакуумирования в
течение 6 ч при остаточном давлении не более
0,26690~3 МПа (2,0 мм рт. ст) заполняется осушен¬
ным азотом.
Монтаж кабельных вводов (соединение вывода
трансформатора и концевой муфты кабеля, установка
экранов и барьерной изоляции, установка кожуха и др.)
выполняется после окончания работ по установке транс¬
форматора. Согласно ППР и инструкции завода-изгото¬
вителя размещаются необходимая оснастка, баки с барь¬
ерной изоляцией, кожух ввода. Производится наложе¬
ние изоляции из рулонов пропитанной бумаги на
токовое соединение. Устанавливается барьерная изоля¬
ция; соединяется концевая муфта с проходным вводом
трансформатора; устанавливаются экраны. Протирается
кожух кабельного ввода и плита, на которой он уста¬
навливается. На плиту устанавливается, резиновая про¬
кладка. Нижняя часть кожуха ввода поднимается над
концевой муфтой и проходным вводом трансформатора,
опускается на плиту и соединяется с ней. Верхняя часть
кожуха устанавливается на нижнюю, и они соединяются
между собой. В течение 24 ч производится вакуумиро¬
вание кожуха кабельного ввода при остаточном давле¬
нии не более 0,665-ІО-3 МПа (5 мм рт. ст.). Затем ка¬
бельный ввод заполняется трансформаторным маслом,
характеристики которого должны удовлетворять требо¬
ваниям, указанным в приложении 1.
56

Таблица 7
Тип муфты
Напряже¬
ние, кВ
Количест-
во элект-
ромон- ’
тажников
Квалификация
Длитель¬
ность
монтажа
муфты, ч
высокая
средняя
Концевая (одна
110
3—4
1
2—3
10—12
муфта)
220
5
2
3
16—18
500
6
3
3
20—22
Соединительная
НО
6—7
3
3—4
12—14
Соединительно-
220
6—7
3
3—4
20—22
разветвитель¬
ная
500
7
3
4
30—32
Кабельный ввод
220
10
6
4
14—16
в трансформа¬
тор (три муфты)
500
10—12
6
4—6
20—22
Состав бригад, квалификация монтажного персонала
и длительность монтажа муфт кабелей высокого давле¬
ния указаны в табл. 7.
5.	ВАКУУМИРОВАНИЕ ЛИНИИ
И ЗАПОЛНЕНИЕ МАСЛОМ
Вакуумирование кабельной линии и заполнение мас¬
лом производится после окончания монтажа всех эле¬
ментов кабельной линии. В случае, если сооружается
кабельная линия длиной в несколько километров, вакуу¬
мирование и заполнение маслом производится поочеред¬
но на отдельных участках длиной по 1—3 км. Соединение
отдельных участков линии, заполненных маслом, произ¬
водится при замораживании кабелей и масла в трубо¬
проводе [5]. Порядок работ по замораживанию кабелей
в трубопроводе и монтажу муфт подробно описан в раз¬
деле по ремонту кабельных линий высокого давления.
Перечень оборудования, приспособлений и материа¬
лов, необходимых для вакуумирования и заполнения
маслом кабельной линии, указан в приложении 4. До на¬
чала вакуумирования должны быть закончены работы
по монтажу коллектора системы маслоподпитки, а авто¬
матическая подпитывающая установка смонтирована,
проверена на герметичность и подсоединена к коллекто¬
ру. В дегазационной установке должна быть подготов¬
лена порция масла для заполнения кабельной линии, ха¬
рактеристики которого должны удовлетворять требова¬
ниям, указанным в приложении 1.
57

Вакуумирование линии выполняется с обоих ее кон¬
цов, а также с самой верхней точки трассы. Маслопро¬
вод для заполнения линии от дегазационной установки
должен подсоединяться к нижней точке трассы и должен
быть возможно более коротким. Для вакуумирования
кабельной линии собирается схема, указанная на рис. 21.
Вакуумные установки устанавливаются в непосредствен¬
ной близости от места подсоединения к линии. Концы
вакуумных труб, подсоединяемые к элементам кабель-
нои линии, должны быть заглушены. Вакуумные уста¬
новки подсоединяются к линии через вентили 3. Вентиль
VII на период вакуумирования заменяется вставкой из
трубы.
Производится проверка вакуумных установок на гер¬
метичность. Вакуумная установка считается герметич¬
ной, если в сливных баках с подсоединенными к ним
трубопроводами с открытыми вентилями 1, 2, 3,4 и за¬
крытыми остальными вентилями при работающих ва¬
куумных насосах остаточное давление, измеренное ва¬
куумметрами, установленными на сливных баках, не
превышает 0,0133-10-3 МПа (0,1 мм рт. ст.) и натекание
за 1 ч (вентили 1 закрыты, насосы отключены) состав¬
ляет не более 0,02-10-3 МПа (0,15 мм рт. ст.). Если
герметичность вакуумных установок соответствует уста¬
новленным требованиям, приступают к вакуумированию
кабельной линии. При этом вентили 3, 5, 6, 7, 8, 10, 11,
17, 19, 21, 22 закрыты и первоначально вакуумиру¬
ются сливные баки. Затем последовательно открывают¬
ся вентили баков в сторону кабельной линии. Вентили
6, 8, 11 приоткрываются медленно, чтобы из выхлопной
трубы вакуумного насоса не выбрасывалось масло.
Спустя 24 ч после получения в кабельной линии уста¬
новившегося значения остаточного давления не выше
0,133-10~3 МПа (1,0 мм рт. ст.) (по вакуумметрам, ус¬
тановленным на сливных баках) производится испыта¬
ние линии на «натекание», для чего закрываются венти¬
ли 1 и отключаются вакуумные насосы. Герметичность
линии считается удовлетворительной, если через 2 ч пос¬
ле отключения вакуумных насосов остаточное давление
по всем вакуумметрам повысится не более чем на
0,133-ІО-3 МПа (1 мм рт. ст.). Если «натекание» не со¬
ответствует норме, следует обнаружить и устранить
места негерметичности и повторно произвести вакууми¬
рование и испытание линии на «натекание». По оконча¬
нии испытания кабельной линии на «натекание» включа-
58

122
Рис. 21. Схема вакуумирования и заполнения кабельной линии маслом:
I — концевая муф+а; II — медные трубы разветвления; III — соединительно-разветвительная
муфта; IV — стальной трубопровод; V — электроконтактный манометр; VI— соединительная
муфта; VII — вентиль; VIII — коллектор; IX — труба заполнения; X — концевая муфта кабель¬
ного ввода в трансформатор; XI — сливной бак; XII — вакуумный трубопровод; XIII — вакуум¬
метр; XIV — вакуумный насос: XV — сильфонные вентили (/—23)

ются вакуумные насосы, открываются вентили 1 и про¬
должается ее вакуумирование. Общее время вакуумиро¬
вания от начала установления остаточного давления
0,133-ІО-3 МПа (1,0 мм рт. ст.) должно быть не менее
48 ч.
Перед заполнением линии маслом открывается вен¬
тиль 22 и из дегазационной установки масло через кол¬
лектор закачивается в линию. Для дегазации масла
применяются дегазационные установки непрерывного
действия или установки с баками для хранения дегази¬
рованного масла. Подача масла в линию производится
до полного заполнения ее маслом. Допускается подача
масла В' линию отдельными порциями. После окончания
подачи в кабельную линию масла, подготовленного в де¬
газационной установке, закрывается вентиль 22 и произ¬
водится дегазация следующей порции масла. Во время
дегазации масла линия вакуумируется непрерывно. При
появлении масла в сливных баках в каждый бак проли¬
вается около 150 л и закрываются вентили, установлен¬
ные на маслопроводе от сливного бака до кабельной ли¬
нии. В линии создается давление 0,098—0,196 МПа от
дегазационной установки. Берутся пробы масла из со¬
единительных, соединительно-разветвительных и конце¬
вых муфт, кабельных вводов в трансформаторы, агрега¬
та подпитки и из верхней точки трассы. Характеристики
проб масла должны удовлетворять требованиям, указан¬
ным в приложении 1. Под струей масла из коллектора
монтажная вставка заменяется вентилем VII. С конце¬
вых муфт снимаются вентили 6 и на их место устанавли¬
ваются заглушки. От вентилей 8, 11 отсоединяются ва¬
куумные трубы.
От коллектора отсоединяется дегазационная установ¬
ка. От агрегата подпитки давление в линии повышается
до 1,47—1,57 МПа (15—16 кгс/см2), при котором линия
выдерживается 2—3 сут. Проверяются места сварок на
герметичность. При обнаружении негерметичностей про¬
изводится их устранение. Через 5 сут после заполнения
линии маслом производится отбор проб масла из ее
элементов. При неудовлетворительных результатах ис¬
пытаний масла производится повторный отбор проб и
испытания. Если вновь будут получены неудовлетвори¬
тельные результаты, то производится промывка кабель¬
ной линии маслом. Пробы берутся через каждые проли¬
тые 100—200 л масла.

6.	АВТОМАТИЧЕСКИЕ ПОДПИТЫВАЮЩИЕ УСТАНОВКИ
Поддержание номинального избыточного давления
масла в линии высокого давления осуществляется при
помощи автоматических подпитывающих установок
(АПУ) (рис. 22). Установки размещаются в закрытых
помещениях, имеющих температуру не ниже + 10°С, и
обычно состоят из двух отдельных агрегатов, разделен¬
ных несгораемыми перегородками с пределом огнестой¬
кости не менее 0,75 ч и располагаемых возможно ближе
к трассе кабельной линии, что определяется расчетом
подпитки линии. Маслопровод, соединяющий коллектор
подпитывающего агрегата с линией, должен проклады¬
ваться в помещениях с положительной температурой
либо в траншее при условии обеспечения положитель¬
ной температуры окружающей среды. Автоматические
подпитывающие установки оборудуются устройствами
связи с диспетчером эксплуатирующей организации и
пожарной сигнализацией (или автоматического пожаро¬
тушения). Серийно поставляемые АПУ обеспечивают
давление в линии в пределах ( 1,37+0,196) МПа [(14+
+2) кгс/см2]. Схема АПУ для присоединения несколь¬
ких линий приведена на рис. 23.
Установка АПУ (см. рис. 22) включает в себя:
1.	Один-три бака 15 вместимостью обычно 4 м3 каж¬
дый (их количество определяется расчетом подпитки ли¬
нии) для хранения масла, отдаваемого в линию при ее
охлаждении, либо для приема масла, поступающего из
линии при ее нагреве. Баки оборудованы смотровыми
стеклами, ртутными термометрами. Для контроля уров¬
ня масла установлены поплавковые реле.
2.	Маслоотделитель 14 для улавливания паров и мел¬
ких брызг масла, образующихся при работе вакуумных
насосов. Маслоотделитель имеет в нижней части патру¬
бок с краном для слива масла.
3.	Маслонасосы 10, рассчитанные на давление на вы¬
ходе 1,568 МПа (16 кгс/см2) с подачей 1,4 м3/ч. Для
герметизации маслонасосы помещены в специальные
герметичные ванны, залитые маслом, которым заполнена
линия.
4.	Вакуумные насосы 13 для откачки воздуха, посту¬
пающего в баки-хранилища через неплотности.
5.	Перепускные клапаны 12, предназначенные для
автоматического сброса избыточного масла из трубопро-
61

21
19
/7
<?<?
f 19
К
13
19 В
ff
Рис. 22. Автоматическая подпиты¬
вающая установка:
/, 2 — коллекторные трубы; 3, 4 — кол¬
лекторные вентили; 5 — масломерное
стекло маслоуловителя; 6, 7 — пере¬
пускные вентнлн; 8 — регистрирующий
манометр; 9, 10 — маслонасосы; 11 —
обратные клапаны; 12 — перепускные
14 — маслоуловитель; 15 — бак-хранилнще
с азотом; 18— вакуумметр ртутный (бло-
электромагннтный клапан; 21—22 — электро-
клапаны; 13 — вакуумные насосы;
масла; 16 — редуктор; 17 — баллон
кировочный); 19— вентили; 20 — Г’
контактные манометры; 23 — датчики реле уровня масла
Рис. 23. Схема включения четырех кабельных линий с подпиткой от
двух АПУ:
1 — разветвительные трубы; 2 — концевые муфты; 3 — вентиль; 4 — соедини¬
тельные муфты; 5 — соеднннтельно-разветвнтельные муфты; 6 — соленоидный
вентиль,- 7. 10 — электроконтактный манометр; 8 ~ регистрирующий манометр;
У — автоматическая подпитывающая установка

Рис. 24. Перепускной клапан:
/ — корпус клапана; 2 —поршень; 3—игла клапана; 4 — дроссель регулиро¬
вания клапана; 5 — регулирующий винт; 6 — крышка клапана; 7 —пружина?
8 — колпак; 9 —штуцер для присоединения к линии; 10 — штуцер для слива
масла; // — фланец для присоединения к линии; /2 — специальная гайка
водов в бак-хранилище при повышении давления в ли¬
нии сверх 1,568—1,666 МПа (16—17 кгс/см2).
Перепускной клапан (рис. 24) состоит из литого чу¬
гунного корпуса /, имеющего два фланцевых прилива,
один из которых служит для крепления к магистрали ка¬
бельной линии 11, второй — для присоединения сливной
трубы. В корпусе помещается дифференциальный сталь¬
ной поршень 2, который при своем движении направля¬
ется по двум расточкам в корпусе и по расточке в крыш¬
ке 6 корпуса. В закрытом положении поршень прижима¬
ется к стальному седлу, которое вставлено с опайкой в
отверстие корпуса. В верхней части корпуса имеется од¬
но продольное и два радиальных отверстия для подвода
63

масла по обе стороны дифференциального поршня. Ниж¬
нее радиальное отверстие служит для подвода масла от
кабельной линии под поршень, а верхнее для подпиты¬
вания маслом через дроссель 4 области над поршнем.
Регулирующий винт 5 после регулирования стопорится
гайкой 12. Внутри дифференциального поршня помеща¬
ется игла 3, которая снизу упирается в пробку, вверну¬
тую в нарезное отверстие поршня. Сверху на иглу через
тарелку давит пружина 7, опирающаяся на регулирую¬
щий винт 5. Внутри иглы имеется одно продольное и од¬
но радиальное отверстие, при помощи которых масло,
подводимое от кабельной линии по штуцеру 9 и по ра¬
диальным отверстиям поршня, поступает в область над
поршнем, если игла находится в нижнем положении. При
этом для беспрепятственного попадания масла в отвер¬
стие под иглу в пробке имеются специальные канавки.
При движении иглы вверх поступающее через ее отвер¬
стие масло отсекается тарел,кой иглы и не попадает в об¬
ласть над поршнем. Одновременно эта область соеди¬
няется через заточку иглы с отверстиями в поршне,
идущими в сливную полость клапана.
Верхний конец иглы, выступающий наружу, закры¬
вается колпачком. Масло, просочившееся во внутреннюю
полость крышки, сливается через штуцер 10. Сверху кла¬
пан закрывается специальным колпаком 8. Работает
клапан следующим образом: масло под давлением из
кабельной линии поступает через штуцер 9 к торцу иг¬
лы 3 клапана, уравновешенной пружиной. Поршень кла¬
пана прижат к седлу и закрывает клапан до тех пор, по¬
ка игла, поджатая пружиной, находится в нижнем поло¬
жении, обеспечивая сообщение области над поршнем с
линией. По мере увеличения давления масла в кабель¬
ной линии игла, преодолевая сопротивление пружины,
поднимается вверх, соединяя область над поршнем (че¬
рез кольцевую проточку в игле) со сливом. Одновремен¬
но вследствие постоянного давления масла снизу на
поршень, подводимого из кабельной линии, через тот же
штуцер 9 поршень начнет подниматься и выжимать мас¬
ло из верхней области над поршнем клапана через свои
каналы на слив в бак-хранилище, в результате чего кла¬
пан открывается. При понижении давления в кабельной
линии игла под действием пружины опускается, обеспе¬
чивая сообщение масла в области над поршнем с линией.
Вследствие того, что поршень выполнен дифференциаль¬
ным и имеет сверху большую площадь, чем.снизу, он под
64

давлением опускается. При этом масло выжимается из
нижней области и клапан закрывается. В конструкции
этого клапана предусмотрено специальное дросселирую¬
щее устройство, через которое подводимое под давлени¬
ем через нижний штуцер 9 масло параллельно подается
в полость над поршнем (на закрытие клапана). Пере¬
крывая полностью или частично отверстие в корпусе
дроссельным винтом 4, можно регулировать давление
открытия и закрытия перепускного клапана в пределах
0,294—0,392 МПа (3—4 кгс/см2). Одновременно с этим
дроссель способствует более плавному подъему и опус¬
канию поршня, т. е. более спокойной, без ударов, работе
клапана.
6.	Баллоны с газообразным азотом 17 (см. рис. 22)
вместимостью 40 л с редуктором 16 и предохранитель¬
ным клапаном, отрегулированным на 0,147 МПа
(1,5 кгс/см2). Баллоны предназначены для хранения су¬
хого очищенного азота, необходимого для заполнения
вакуумной системы и создания избыточного давления в
емкостях с маслом при общем длительном отключении
электроснабжения АПУ, при отказе работы вакуумных
насосов или при большом притоке воздуха в емкости:
7.	Заборные фильтры, установленные на всасываю¬
щей стороне трубопровода.
8.	Обратные клапаны 11, установленные на нагнета¬
тельной стороне маслонасосов и предназначенные для
запирания линий после прекращения работы маслонасо¬
сов.
9.	Коллектор и вентили с электромагнитным приво¬
дом 6 (см. рис. 23) для мгновенного закрытия всех пи¬
тающих маслопроводов, присоединенных к коллектору
при снижении давления до 0,882 МПа. Через 20 с после
их закрытия автоматически открываются вентили ис¬
правных линий.
10.	Электроконтактные манометры (ЭКМ) 21, 22 (см.
рис. 22), служащие для управления работой маслонасо¬
сов в автоматическом режиме, и ЭКМ 7, 10 (см. рис. 23)
для выбора линии, имеющей большую утечку масла, и
последующего ее отсоединения от АПУ.
11.	Самопишущие манометры 8 (см. рис. 22), регист¬
рируют изменение давления в АПУ в течение су¬
ток. Примерный вид диаграммы давления приведен
на рис. 25.
12.	Шкафы сигнализации, автоматики и электроснаб¬
жения АПУ.
5—522
65

Рис. 25. Суточная диаграмма записи давления масла в АПУ
Автоматическая подпитывйющая установка дейст¬
вует следующим образом (рис. 22). При снижении дав¬
ления до 1,225 МПа (12,5 кгс/см2) манометр 21 замы¬
кает свой контакт в цепи катушки промежуточного реле,
которое включает магнитный пускатель и запускает дви¬
гатель рабочего насоса. При отказе насоса и дальней¬
шем снижении давления до 1,127 МПа (11,5 кгс/см2) ма¬
нометр 22 замыкает свой контакт-и через промежуточное
реле и магнитный пускатель запускает двигатель резерв¬
ного маслонасоса. Отключение насосов осуществляется
при помощи манометров 21, 22. При достижении давле¬
ния 1,47 МПа (15 кгс/см2) манометры замыкают своп
контакты и через промежуточное реле отключают маг¬
нитные пускатели двигателей рабочего и резервного на¬
сосов. Одновременно с включением маслонасоса вклю¬
чается реле времени, которое при ненормально дли-
66

тельной работе рабочего маслонасоса (более 3 мин)
подает сигнал на щит управления подстанции дежурно¬
му персоналу. Маслонасосы можно включать при помо¬
щи кнопки со щита АПУ. Для этого маслонасосы перево¬
дятся в режим ручного управления специальным клю¬
чом. Вакуумный насос запускается автоматически от
блокировочного или ртутного вакуумметра с помощью
реле времени при повышении остаточного давления воз¬
духа в емкости масла до 1,33-ІО-3 МПа (10 мм рт. ст.).
При ненсфмально длительной работе рабочего вакуум¬
ного насоса (около 33 мин) реле времени через магнит¬
ный пускатель включает резервный вакуумный насос и
через 3 мин после его включения подает на щит сигнал
«Отклонение вакуума». Отключение насоса происходит
при достижении остаточного давления 0,532-10*3 МПа
(4 мм рт. ст.) при размыкании контакта ртутного ваку¬
умметра. Открытие электромагнитного клапана 20 ва¬
куумной линии происходит через 20 с после запуска дви¬
гателя насоса при помощи реле времени. Вакуумные на¬
сосы в автоматическом режиме работают лишь при
натекании воздуха в вакуумную полость после останов¬
ки насоса. Если воздух не натекает, то вакуумное масло,
находящееся в насосе, попадает в вакуумную полость
насоса и его последующий автоматический пуск будет
невозможен. Пуск насоса в этом случае должен осуще¬
ствляться только после проворачивания вручную вала
насоса для удаления попавшего масла. Для защиты мас¬
лонаполненных кабелей от повреждения при потере мас¬
ла предусматривается релейная схема, обеспечивающая
при снижении давления в линиях до 0,784 МПа
(9 кгс/см2) мгновенное закрытие при помощи ЭКМ 10
(см. рис. 23) всех электромагнитных вентилей 6 и через
20 с открытие вентилей лишь исправных линий. В слу¬
чае, если в поврежденной линии давление снизится ниже
0,784 МПа (8 кгс/см2), манометры 7 с помощью проме¬
жуточного .реле блокируют цепи открытия «своего»
электромагнитного вентиля и подают сигнал на отклю¬
чение выключателя соответствующей кабельной линии.
При этом выпадут соответствующие указатели сигнали¬
зации на щите подстанции. Открытие электромагнитных
соленоидных вентилей после устранения повреждения
линии производится вручную, рукояткой.
На кабельных линиях 110 кВ масло в баке-хранили-
ще может находиться под небольшим избыточным дав¬
лением азота (вместо хранения под вакуумом с остаточ-
5*	67

ным давлением до 1,33-ІО-3 МПа (10 мм рт. ст.). Верхняя
часть бака-хранилища масла при этом заполняется осу¬
шенным газообразным азотом при избыточном давлении
около 0,049 МПа. Маслонасосы, перепускные клапаны, со¬
единения арматуры при этом работают более надежно. На
баке-хранилище масла обычно устанавливаются игла и
предохранительная мембрана для предупреждения чрез¬
мерного повышения давления в баке. Давление азота
поддерживается вручную от баллона с редуктором в
пределах 0,019—0,078 МПа (0,2—0,8 кгс/см2). Сигнали¬
зация о ненормальном давлении азота осуществляется
от ЭКМ с пределами срабатывания 0,009—0,098 МПа
(0,1—1,0 кгс/см2). Пополнение азотом бака-хранилища
производится ■ примерно 1 раз в 14 сут. Необходимо от¬
метить, что переключения в схеме маслоподпитки (вы¬
вод из работы одного из АПУ или какого-либо элемента
АПУ) должны производиться только при условии вре¬
менного отключения технологической защиты во избе¬
жание ошибочного отключения линии при случайном за¬
мыкании контактов ЭКМ. Автоматическая подпитываю¬
щая установка перед заполнением маслом (после
испытания узлов согласно инструкциям завода-постав¬
щика) испытывается на герметичность следующим об¬
разом: при помощи вакуумных насосов остаточное дав¬
ление воздуха в АПУ доводится до 0,133-ІО-3 МПа
(1 мм рт. ст.), вакуумные насосы отключаются и через
1 ч измеряется остаточное давление. Натекание атмо¬
сферного воздуха допускается не более 0,133-ІО-3 МПа
(1 мм рт. ст.). Газовый редуктор на баллоне с азотом
регулируется на давление 0,147 МПа (1,5 кгс/см2). За¬
тем проверяется работа АПУ в автоматическом режиме
(с присоединенными линиями) и исправность цепей тех¬
нологической защиты с проверкой отключения линии
путем имитации утечки масла из линии. Помещения
АПУ оборудуются отоплением, обеспечивающим поддер¬
жание температуры воздуха около 4-18 °C с целью до¬
стижения устойчивой работы оборудования. Понижение
температуры воздуха в АПУ может вызвать увеличение
вязкости масла и явиться причиной отказа в работе обо¬
рудования. На некоторых линиях с целью повышения
допустимой нагрузки и уменьшения влияния местных
ухудшений теплоотвода от трубопровода применяется
система циркуляции масла вдоль линии. Для этого в
АПУ добавляются циркуляционные насосы, теплообмен¬
ники и устройства для автоматического запуска цирку¬
68

ляционных насосов от термодатчиков, установленных в
наиболее нагретых точках линии. Во избежание появ¬
ления высокого потенциала в АПУ от кабельной линии
в рассечку питающего маслопровода включается изоли¬
рующая вставка.
Сигнализация о неисправности, возникшей на АПУ,
выводится на щит самого АПУ и на панель щита центра
питания (ЦП), имеющего дежурный персонал. На пане¬
ли имеются соответствующие табло с надписями, харак¬
теризующими определенные неисправности. Обычно на
панель выводятся следующие сигналы: о исчезновении
напряжения на силовом электрическом щите 380 В,
включении рабочего и резервного маслонасосов, неис¬
правности цепей сигнализации, длительной работе рабо¬
чего маслонасоса (больше 3 мин), понижении давления
в АПУ до 1,029 МПа (10,5 кгс/см2), ухудшении вакуума,
аварийном отключении линии, отклонении уровня масла
в баках-хранилищах.
Помимо световой сигнализации (включение электри¬
ческой лампы соответствующего табло) при возникнове¬
нии ненормальностей включается также и звуковая сиг¬
нализация. Звуковая сигнализация не включается лишь
при нормальной работе маслонасосов. В этом случае
загораются лампы табло, которые гаснут при отключе¬
нии маслонасоса, если продолжительность его работы
была меньше 3 мин. При срабатывании сигнализации
дежурный персонал ЦП, отключив звуковой сигнал, дол¬
жен записать в оперативный журнал время, наименова¬
ние неисправности (или номер табло) и немедленно со¬
общить оперативному персоналу. После устранения
неисправности и заведения указателей оперативный пер¬
сонал сообщает дежурному ЦП о ликвидации ненор¬
мальности. Лампа светового табло на щите ЦП гаснет.
7.	ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ
С учетом требований [6] трубопроводы линий высоко¬
го давления, прокладываемые в земле, должны иметь
независимо от коррозионной активности грунта усилен¬
ные защитные покрытия, наносимые в заводских усло¬
виях. В полевых условиях изолируются лишь места со¬
единения труб и корпуса соединительных муфт. С целью
предотвращения коррозионных повреждений трубопро¬
воды, проложенные в земле, защищаются катодной по¬
ляризацией независимо от коррозионной активности
грунта [6]. При осуществлении катодной поляризации
во

должно быть обеспечено поддержание на трубопроводе
отрицательного потенциала (в пределах от —0,85 до
—1,1 В по отношению к медносульфатному электроду
сравнения), что исключает возможность коррозионного
повреждения при незначительных повреждениях защит¬
ного покрытия. Отрицательный потенциал на трубопро¬
воде может быть обеспечен несколькими способами. Наи¬
более часто применяются установки катодной защиты и
электрические дренажи. Катодная защита представляет
собой устройство, создающее отрицательный потенциал
на трубопроводе за счет электроэнергии от постороннего
источника. Катодная станция, используемая для этой
цели, обычно состоит из понижающего трансформатора
мощностью 0,5—3 кВ-А, выпрямительного устройства
на ток 50—100 А, вспомогательных приборов, регулято¬
ров, переключателей и т. п.
Электрический дренаж — это устройство, позволяю¬
щее отвести блуждающие токи от защищаемого соору¬
жения к источнику этих токов.. Источником блуждающих
токов обычно являются линии электрифицированных же¬
лезных дорог, трамвая, метрополитена, а также город¬
ские электрические сети с заземленной нейтралью. На
трубопроводах линий высокого давления чаще применя¬
ются схемы катодной поляризации с использованием ка¬
тодных станций. Одна из применяемых схем показана
на рис. 26. Она обладает тем преимуществом по срав¬
нению с рядом других схем, что ее влияние на другие
сооружения незначительно. Существенным достоинством
этой схемы являются регулируемые напряжения на вы¬
ходе, относительная простота и то, что на нее не оказы¬
вают влияния блуждающие токи. Для получения требуе¬
мого защитного потенциала используются чугунные
сопротивления марки АС-3-70 сечением активной части
около 50 мм2 с сопротивлением постоянному току около
0,05 Ом. Из этих сопротивлений собирается шунтовой
реостат общим сечением около 300 мм2 и результиру-
щим сопротивлением 0,01 Ом. Реостат служит для соз¬
дания падения напряжения в 0,5 В при прохождении по¬
стоянного тока около 50 А от катодной станции. Этого
падения напряжения обычно бывает достаточно для
создания защитного потенциала вдоль линии длиной в
несколько километров.
Для поддержания отрицательного потенциала шун¬
товые реостаты устанавливаются на обоих концах линии,
а их сечения выбираются исходя из перспективного тока
70

Рис. 26. Принципиальная
линии высокого давления:
схема катодной поляризации кабельной
/ — концевая муфта; 2 — соединительно-разветвительная муфта; 3 — мертвая
опора; 4 — соединительная муфта; 5 — стальной изолированный трубопровод;
6— шунтовое сопротивление; 7 — катодная станция; 8 — сопротивление зазем¬
ляющего устройства
Рис. 27. Принципиальная
схема подключения опытной
катодной станции и измери¬
тельных приборов при ис¬
пытании изоляционного по¬
крытия катодной поляриза¬
цией:
/ — анодное заземление; 2 — шуит; 3 — амперметр; 4— ге¬
нератор постоянного тока; 5 — соединительные провода;
6 — место присоединения провода к трубе; 7 — конец
трубы; 8— вольтметр (М-231) начала трубопровода; 9 —
вольтметр конца трубопровода; 10 — медиосульфатный
электрод сравнения; // — изоляция трубы
однофазного короткого замыкания. Шунтовый реостат
должен быть проверен на термическую и электродинами¬
ческую стойкость к токам однофазного короткого замы¬
кания. В этой схеме заземления концевых муфт выпол¬
няют роль анодов. Согласно ГОСТ 9.015—74 контроль
качества изоляционных покрытий законченных строи¬
тельством участков трубопроводов, а также во время по¬
следующей эксплуатации производится методом катод¬
ной поляризации, которая обеспечивается наложением
постоянного тока от генератора (аккумуляторной бата¬
реи, станции катодной защиты и т.п.). Принципиальная
схема подключения генератора постоянного тока и из¬
мерительных приборов показана на рис. 27. Состояние
изоляционного покрытия оценивают как удовлетвори¬
тельное, если смещение разности потенциалов «труба —
71

земля» в конце участка, вызванное поляризацией, ока¬
зывается не меньше 0,4 В (по абсолютной величине), а
ток, вызывающий это смещение, не превосходит значе¬
ния, определяемого дю номограмме, изображенной на
рис. 28, а. При неудовлетворении хотя бы одного из этих
условий состояние изоляционного покрытия оценивают
как неудовлетворительное.
Смещение разности потенциалов «труба — земля» оп¬
ределяют по формуле
^т,з = ^т.з.й ^т.з.е»
где t/т.з.и — измеренная разность потенциалов «труба —
земля» (после включения катодной поляризации) В;
і/т,3,е — естественная разность потенциалов «труба —
земля» (до включения катодной поляризации), В.
Значение тока определяют в зависимости от длины
трубопровода и его диаметра. Состояние изоляционного
покрытия коротких (до 4 км) трубопроводов оценивают
по смещению разности потенциалов «труба — земля» в
начале трубопровода и току, определяемому по номо¬
грамме, приведенной на рис. 28,6. Состояние покрытия
короткого участка оценивают как удовлетворительное,
если ток не превышает значения, определяемого по но¬
мограмме (рис. 28,6), а смещение разности потенциа¬
лов «труба—земля» не меньше (по абсолютной величи¬
не) 0,7 В. Испытания проводят в следующем порядке:
измеряют естественную разность потенциалов «труба —
земля» в начале (в точке подключения генератора) и в
конце участка. При измерениях генератор должен быть
отключен; включают генератор постоянного тока, уста¬
навливают требуемый ток, который определяют по но¬
мограммам, поддерживают его постоянным в течение
всего периода испытаний; если ни разность потенциалов
в точке дренажа, ни ток не изменяются в течение 2 ч, из¬
меряют разность потенциалов «труба — земля» в конце
участка. Все измерения разности потенциалов «труба—
земля» производят относительно медносульфатного
электрода сравнения. При подготовке кабельной линии
к включению следует иметь в виду, что линия должна
быть присоединена к заземляющему контуру подстан¬
ции. Обычно шина заземления присоединяется к трубо¬
проводу около неподвижной опоры или около соедини¬
тельно-разветвительной муфты. Вследствие того, что
концевые муфты обычно изолируются от опорных метал¬
локонструкций, во время прохождения тока однофазного
72

Рис. 28. Номограммы зависимости тока от. длины контролируемого участка и диаметра трубопровода

короткого замыкания возможно появление на разветви¬
тельных трубах и нижних фланцах концевых муфт наве¬
денного напряжения. Поэтому разветвительные трубы и
нижние фланцы концевой муфты должны быть надежно
изолированы от металлоконструкции во избежание элек¬
трического пробоя, который может повлечь за собой
прожог трубы и потерю масла.
«
8.	ЭКСПЛУАТАЦИЯ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИИ
ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ
Приемка кабельных линий в эксплуатацию. Завершающим эта¬
пом работы по прокладке н монтажу кабельной линии является сда¬
ча их в эксплуатацию. Вследствие того, что испытания, проводимые
на линии, ие могут выявить всех возможных дефектов смонтирован¬
ной линии, эксплуатирующая организация согласно «Правилам тех¬
нической эксплуатации электрических станций и сетей» должна осу¬
ществлять 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 над¬
зор 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 проклад¬
ки 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 антикоррозион¬
ной 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 тру¬
бопровода от механических повреждений в местах пересечения или
сближения с существующими и проектируемыми сооружениями; на¬
личие дополнительной теплоизоляции теплопровода в месте пересече¬
ния трассы кабельной линии; отсутствие деревьев на расстоянии
2 м от кабелей; наличие вешек на трассе в местах, не имеющих при¬
вязок к постоянным наземным сооружениям.
74

После окончания всех монтажных работ эксплуатирующей орга¬
низации 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 подзем¬
ными сооружениями, о взятии на учет смонтированной линии; про¬
токолы проверки и опробования АПУ, всех вспомогательных уст¬
ройств (освещение, отопление АПУ и подогрев концевых муфт,
электронасосы, вентиляторы, установки катодной защиты, сигнали¬
зация отклонения от нормального режима работы АПУ и других
автоматических устройств); журнал записи давления азота в тру¬
бопроводе до заполнения его маслом; протоколы максимальных ве¬
личин тяжений во время механизированной прокладки кабеля; жур¬
нал заполнения трубопровода маслом; заводские паспорта на все
оборудование и кабели; схема фазировки линии; акты на монтаж
муфт; протокол проверки телефонной связи АПУ с диспетчером экс¬
плуатирующей организации. После ознакомления с документацией
эксплуатирующая организация перед включением линии под нагруз¬
ку 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 ПО кВ,
450 кВ для 220 кВ, 670 кВ для 330 кВ, 770 кВ для 380 кВ, 865 кВ
для 500 кВ. Длительность приложения испытательного напряжения
15 мин. Кабельные линии считаются выдержавшими испытания, ес¬
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 ис¬
пытание напряжением промышленной частоты (1,00—1,73) I/o- Про¬
должительность испытания — по согласованию с заводом-изготови¬
телем;
2)	измерениям активного сопротивления жил;
3)	измерениям емкости фаз;
4)	измерениям сопротивления заземления концевых муфт, фази-
ровка линии, измерение коррозионных потенциалов трубопровода и
6*
75

токов утечки через антикоррозионную изоляцию трубопровода, изме¬
рение сопротивления изоляции мегаомметром;
5)	определениям характеристик масла из линии (проводится по
приложению 1).
Помимо электрических испытаний производится проверка иа со¬
держание нерастворенного газа, определяемого коэффициентом про¬
питки Для этого линия выдерживается не менее 1 ч под избыточным
давлением 1,372—1,470 МПа (14—15 кгс/см2), затем источник дав¬
ления отключается от линии закрытием вентилей и производится
слив масла из линии в мерный сосуд. Слив масла следует проводить
до давления 0,098 МПа (1,0 кгс/см2) в точке, имеющей высшую гео¬
дезическую отметку. Коэффициент пропитки К, см2/кгс, характери¬
зующий содержание газа, вычисляется по формуле
&PV
где А V — объем масла, вытекающего из линии, см3; V — объем мас¬
ла, 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-ІО-4 см2/кгс (при измере¬
нии давления в кгс/см2) и 60-ІО-4 МПа-1 при измерении давления в
мегапаскалях. После этих испытаний проверяются сигнализация
АПУ и телефонная связь АПУ с диспетчером эксплуатирующей ор¬
ганизации. Одновременно с испытаниями линии проводятся испыта¬
ния вспомогательного оборудования (электронасосов, вентиляторов,
освещения, отопления, устройств электрической. защиты от корро¬
зии). При получении удовлетворительных данных испытаний кабель¬
ная 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 дей¬
ствующих директивных и нормативных документов. В списке приво¬
дится полный перечень работ с указанием сроков выполнения и пе¬
риодичности работы, квалификации и должности персонала, выпол¬
няющего работу, плановой нормы времени для испытаний, вида от¬
четного документа. Данные по эксплуатации линии вносятся в тех¬
ническую документацию, принимаемую от монтажной организации;
паспорт кабельной линии; адресный список сооружений и исполни¬
тельные чертежи (план + профиль) линии; заводские чертежи всего
оборудования; заводские инструкции по монтажу и вакуумно-масля¬
ной обработке линии; архивную папку для хранения первичных до¬
кументов (актов, протоколов и т.п.); журнал результатов анализов
проб масла; журнал осмотра открытых и закрытых трасс и соору¬
жений линии; диаграммы контроля давления масла в линии; жур¬
76

нал наблюдения за вспомогательным оборудованием; журнал дефек¬
тов 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, ма¬
териал жилы, номинальное напряжение); дата ввода в эксплуата¬
цию; 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; элект¬
рические 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 спо¬
собность линии; значение длительно допустимой нагрузки линии;
сведения о защите линии от коррозии н вибрации. В процессе экс¬
плуатации в паспорт заносятся сведения об анализах проб масла
из муфт, проб грунта, окружающего трубопровод, данные об испы¬
таниях изоляции линии повышенным напряжением, результаты из¬
мерения 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 трубопрово¬
дов. Другие сведения записываются в отдельных журналах.
Эксплуатационный надзор за кабельными линиями. Эксплуата¬
ция кабельных линий высокого давления состоит из осмотров трасс
и оборудования, различных измерений, профилактических и ремонт¬
ных работ, выполняемых в соответствии с годовым планом эксплуа¬
тационных работ, для чего составляется план-график. Для своевре¬
менного обнаружения ненормальных явлений на трассах кабельных
линий и с целью предупреждения повреждения самих кабелей прово¬
дятся снстматические осмотры трасс и сооружений кабельных ли¬
ний. Сроки проведения осмотров трасс и сооружений кабельных ли¬
ний в соответствии с «Правилами технической эксплуатации элект¬
рических станций и сетей» приведены ниже:
Трасса кабелей, проложенных в зем-
Не реже-1 раза в месяц
ле

То же в коллекторах и туннелях . .
Кабельные муфты

Кабельные колодцы

Наиболее часто осматриваются линии, проложенные
венно в грунте. При осмотрах проверяются: не производятся ли на
трассе какие-либо не согласованные с эксплуатирующей органнза-
Не
Не
Не
реже 1
реже 1
реже 1
раза
раза
раза
3 месяца
3 месяца
3 месяца
непосредст-
в
в
в
77

цией раскопки земли, не нарушены ли условия согласования разры¬
тый, 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 материа¬
лов), разработка мерзлого грунта клином-молотом нли аналогичны¬
ми приспособлениями. В местах подводной прокладки кабелей про¬
веряется 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 организа¬
ции. При прохождении трассы кабельной линии по территории пред¬
приятий, воинских частей и других организаций администрацией дан¬
ной территории назначается лицо, ответственное за сохранность ка¬
бельных 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 подзем¬
ных коммуникаций выполняются только по проектам, предварительно
согласованным с организацией, эксплуатирующей кабельную линию,
’емляные работы, связанные с ремонтом действующих подземных
сооружений, находящихся вблизи кабельных линий, выполняются по
письменному разрешению эксплуатационного персонала, выдаваемо¬
му на месте работ.
Вскрытие стальных трубопроводов для строительства подземных
сооружений допускается на ограниченное время, обусловленное про¬
ектом производства работ. В зимнее время трубопроводы (особенно
заполненные маслом С-220 или аналогичным) должны быть защи¬
щены от замерзания масла и от повреждений антикоррозионных по
крытий. При последующей засыпке трубопровода необходимо при¬
менять 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 пред¬
приятия.
78

Осмотр АПУ производится не реже 1 раза в неделю при нали¬
чии сигнализации о ненормальной работе АПУ. На каждом подпи¬
тывающем агрегате устанавливается регистрирующий манометр.
Анализ диаграммы производится мастером, который должен уста¬
новить отсутствие каких-либо ненормальностей в работе АПУ с
присоединенными кабельными линиями. Возникновение утечек мас¬
ла в линии (или аппаратуре АПУ) приводит к более частому (про¬
тив обычного) включению маслонасосов, что хорошо просматрива¬
ется на суточный диаграмме регистрирующего манометра. На диа¬
грамме рис. 25 срабатывание аппаратуры и включение маслоиасоса
видно на участке от 17 до 24 ч. При увеличении нагрузки возраста¬
ет давление в линии. Избыток масла из линии 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 вда¬
ли от АПУ, определенный объем масла будет выдавлен в бак-хра¬
нилище, что будет сопровождаться более частым срабатыванием
перепускного клапана. При коротком замыкании в трубопроводе про¬
исходит увеличение давления масла (на диаграмме в 15 ч 15 мин).
При осмотре оборудования АПУ и других доступных элементов ли¬
нии следует обращать внимание на:
1)	отсутствие течей масла из трубопроводов, фланцевых соеди¬
нений и вентилей;
2)	состояние антикоррозионных покрытий;
3)	температурные деформации трубопровода-
4)	состояние крепления стального трубопровода и медных раз¬
ветвительных труб;
5)	положение «открыто — закрыто» вентилей, клапанов (особен¬
но 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
79

и убедиться в правильности работы вакуумного насоса путем проб¬
ного пуска его от ручного управления;
6)	убедиться в наличии масла и его нормальном уровне в уп¬
лотнительных 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 отмечают¬
ся в журнале посещений, находящемся в АПУ.
Проверка работы оборудования АПУ. Проверка работы вакуум¬
ных 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 вре¬
менно 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 ба-
ку-храннлнщу масла во избежание попадания воздуха в масло. Про¬
верка работы маслонасосов и действия обратных клапанов произво¬
дится переводом ключей на ручной режим работы. Нажатием со¬
ответствующей кнопки проверяется правильность включения и от¬
ключения насосов. По диаграмме регистрирующего манометра про¬
веряется давление масла, создаваемое насосом. Проверка работы в
автоматическом режиме осуществляется путем замыкания контакт¬
ных стрелок ЭКМ (переводом _ стрелок ЭКМ вручную специальным
ключом). Одновременно проверяется работа перепускных капанов.
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 соседнего
АПУ нужно:
1)	отключить временно технологическую защиту (сняв наклад¬
ки), чтобы исключить возможность ошибочного отключения кабель¬
ных линий от снижения давления масла;
2)	уравнять давление масла в обоих АПУ, что исключит гид¬
равлический 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. Та¬
ким образом, все линии будут подпитываться от одного АПУ. Затем
давление масла в другом АПУ снижается до требуемого значения
80

с предварительным отключением автоматики. По окончании ремонт¬
ных работ в АПУ или на линии схема подпитки восстанавливается,
проверяются уставки всех ЭКМ, проверяется работа масляных насо¬
сов в автоматическом режиме. Восстанавливаются цепи технологи¬
ческой 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 пита¬
ния от второго источника необходимо принять меры по подаче на¬
пряжения от вспомогательного генератора мощностью ие 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 интенсив¬
ном поступлении масла в АПУ из кабельной линии (что свидетельст¬
вует 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/см2) и после этого открыть вентиль в нйжией 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 конт¬
ролировать 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 ар¬
матуры;	~
не реже 1 раза в квартал промывать и протирать уплотнитель¬
ные поверхности электромагнитных клапанов с целью удаления
сконденсировавшихся паров масла;
регулярно по диаграммам регистрирующих манометров следить
за правильностью работы перепускных клапанов и в случае необ¬
ходимости 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 создаетси газомасляным редуктором. Длитель-
81

ность 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 трансформа¬
торного масла до 270 см3/ч). Для предупреждения срабатывания
клапана прн испытании необходимо соответствующим образом затя¬
нуть регулировочный винт клапана, проверить плотность прилегания
' дроссельного винта к гнезду в закрытом состойнии. Клапан регули¬
руется следующим образом: пружина клапана устанавливается яа
давление 1,568 МПа (16 кгс/см2) [допустимое отклонение не более
±0,098 МПа (1 кгс/см2)]; от газомасляного редуктора, заполненного
маслом иа 75 %, масло подводится к игле перепускного клапана че¬
рез штуцер 9 н к фланцу 11 (см. рис. 24), давление газа над по¬
верхностью масла в редукторе повышается до 1,568 МПа (16 кгс/см2).
При этом давлении клапан должен открыться и закрыться прн дав¬
лении (1,225±0,049) МПа [(12,5+0,5) кгс/см2]. Регулировка про¬
водится на масле, которым заполнено АПУ. Прн регулировке необ¬
ходимо, чтобы клапан при открытии и закрытии работал четко, без
ударов и дрожания иглы. Скорость при подъеме и опускании порш¬
ня должна быть одинаковой, что достигается регулировкой дроссе¬
лирующим винтом. Регулировку клапана выполняют со снятым кол¬
паком. Допустимое просачивание масла через иглу клапана при
испытании не должно превышать 100 см3/ч. С учетом того, что каж¬
дый подпитывающий агрегат снабжается двумя перепускными кла¬
панами, 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 пу¬
тем разборки и притирки поверхностей с последующей проверкой на
герметичность прн рабочем давлении.
3.	Манометр не показывает давление из-за засорения, поврежде¬
ния соединительной трубки или повреждения манометра. Устраня¬
ется заменой трубки или манометра.
4.	Работающие маслонасосы не поднимают давление из-за на¬
рушения герметичности кабельной линии, всасывающей полости
маслонасоса или повреждения перепускного клапана. Неисправности
устраняются соответственно устранением течи масла из линии, уда¬
лением воздуха из всасывающей полости насоса или отсоединением
82

перепускного клапана от схемы путем закрытия соответствующих
вентилей. Работа АПУ с одним перепускным клапаном (например,
резервным) допустима на время ремонта (регулировки рабочего кла¬
пана в течение нескольких суток). После ремонта арматуры и ап¬
паратуры заполнение оборудования маслом должно производиться
после вакуумирования, которое продолжается не менее 1 ч после
достижения остаточного давления не выше 0,266-ІО-3 МПа
(2 мм рт. ст.). После окончания вакуумирования производится ис¬
пытание на натекание. Если в течение 30 мин натекание не будет
больше 0,133-ІО-3 МПа (1 мм рт. ст.), отвакуумированная часть
схемы пригодна для включения в работу. Для вакуумирования от¬
дельных элементов АПУ используются соединительные трубки, иду¬
щие к манометрам, и вакуумные насосы АПУ.
Контроль нагрева кабелей производится измерением температу¬
ры трубопровода с кабелями при помощи ртутных термометров, тер¬
мопар (медь+константан, хромель-Р копель) или термосопротивле¬
ний.
Температура жилы кабеля определяется расчетом как сумма
измеренной температуры и перепада температуры от токопроводя¬
щей жилы до стенки трубопровода по формуле:
Т>к = Дтр из,м — Т'тр +
+ 4 «ж (5из + 5« ) + 1Гд,п + «н ).
где Утр — измеренная температура трубопровода с кабелями, °C-
АТиз.м —перепад температуры в изоляции и в масле между кабе¬
лями и трубопроводом, °C; /р — длительная нагрузка кабеля, изме¬
ренная при опыте, A; S„3 — тепловое сопротивление изоляции,
К-м/Вт; SM — тепловое сопротивление масла, К-м/Вт; 1ГД,П — ди¬
электрические потери в изоляции кабеля, Вт/м; — активное со¬
противление жилы, Ом/м.
Термодатчики (два на одну контролируемую точку) устанавли¬
ваются сверху и снизу непосредственно на металлическую поверх¬
ность трубопровода с последующим восстановлением защитных по¬
кровов в этих местах. Провода от термодатчиков должны надежно
защищаться от механических повреждений. Измерение температуры
трубопровода следует производить через сутки после установки тер¬
модатчиков и засыпки котлована. В случае, если необходимо знать
теплопроводность грунта, окружающего трубопровода, определяют
его удельное тепловое сопротивление. Для этого отбирается в поли¬
этиленовый пакет проба грунта в количестве 4—5 кг из зоны, ок¬
ружающей трубопровод, и доставляется в лабораторию, где и опре¬
деляется его тепловое сопротивление. •
Нагрев кабельной линии по длине может быть разным.
Наибольший нагрев может быть в местах сближения или пере¬
83

сечения 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 зна¬
чительно ниже температры трубопровода, проложенного в земле, так
как условия охлаждения в воздухе лучше, чем в земле.
Особенностью кабельных. линий ПО—500 кВ является возмож¬
ность 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 тем¬
пературы изоляции. При достижении некоторой критической темпе¬
ратуры происходит подсыхание почвы и теплоотвод от кабеля
ухудшается, температура кабеля увеличивается, что приводит к про¬
бою. Ухудшение теплоотвода может также происходить в местах
трассы, где кабель засыпан грунтом с большим тепловым сопротив¬
лением, или вблизи теплотрасс. Особенностью линий высокого дав¬
ления является процесс конвекционного переноса тепла на участках
линии со значительной разностью вертикальных геодезических
отметок (более 5 м). В этом случае образуется зона несколько повы¬
шенного нагрева в высшей точке участка линии, что снижает дли¬
тельно допустимую нагрузку линии. Поэтому в местах с повышен¬
ным нагревом необходимо принимать меры по улучшению охлажде¬
ния путем применения принудительной (естественной) вентиляции,
замены обычного грунта искусственным с меньшим удельным тепло¬
вым 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 ампер¬
метрам, на шкалах которых предельное значение тока обозначено
красной чертой. Дежурный персонал ЦП сообщает значения токов
нагрузки эксплуатирующему персоналу, который ведет системати¬
ческую запись'в специальном журнале.
Коррозионное обследование линий во время эксплуатации про¬
водится путем измерения разности потенциалов «труба — земля» в
контрольных пунктах, расположенных над трубопроводом на рас¬
стоянии 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 обследова¬
ние укажет на наличие значительных местных разрушений защитных
покрытий, они должны быть выявлены и восстановлены. Схема об-
84

Рис. 29. Схема нахождения местных повреждений защитных покры¬
тий:
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— ди¬
аграмма измеренных потенциалов вдоль кабельной линии
наружения местных повреждений антикоррозионных покрытий на
трубопроводах показана на рис. 29.
Напряжение 20—100 В постоянного тока периодически прикла¬
дывается между стенкой трубопровода (могут использоваться конт¬
рольные выводы) и анодным заземлением. На поверхности земли над
трубопроводом измеряется разность потенциалов между двумя
электродами, один из которых неподвижен 6, а второй 8 переносится
вдоль трубопровода. Для измерения потенциалов должен использо¬
ваться вольтметр с высоким внутренним сопротивлением
(100 кОм/B). Покрытие считается неповрежденным, если включение
батареи не вызывает изменений показаний вольтметра. При располо¬
жении подвижного электрода над местом повреждения покрытия
или над плохо защищенным участком поверхности трубопровода по¬
казание вольтметра при включении батареи изменится. Эти измере¬
ния могут оказаться также полезными при поиске места течи мас¬
ла из трубопровода. Измерения потенциалов обычно производятся
стрелочным ампервольтметром с внутренним сопротивлением не ме¬
нее 20 кОм/B, например, типа М231. Подробно описание электриче¬
ских устройств защиты от коррозии и методика обеследования ли¬
ний приводятся в ГОСТ 9.015—74 и [6]. Действие электрических
85

противокоррозионных устройств проверяется не реже 2 раз в ме¬
сяц. Проверка действия заключается в осмотре защитного устройст¬
ва, записи значений тока устройства и, в случае необходимости, его
регулировании. Допустимые пределы тока устройства отмечаются
красной чертой на шкалах амперметров. Текущий ремонт защитных
устройств йыполняется по местным инструкциям.
9.	ОСНОВНЫЕ ПРОФИЛАКТИЧЕСКИЕ РАБОТЫ
НА ЛИНИИ
Контроль состояния масла в линиях осуществляется
регулярным анализом проб масла, отбираемых из раз¬
личных элементов линий. При этом определяются следу¬
ющие характеристики масла: электрическая прочность
масла по ГОСТ 6581—75 (на аппарате АИМ-80 или ана¬
логичном ему) ; тангенс угла диэлектрических потерь по
ГОСТ 6581—75; кислотное число; присутствие водораст¬
воримых кислот, щелочей и газа, растворенного в масле
[7]. В случае возникновения процессов разложения масла
при повреждении изоляции линии, сопровождающегося
выделением газов, существенную помощь в выявлении
ненормальностей может оказать анализ проб масла на
хроматографе. С его помощью определяется наличие и
процентное содержание газов — продуктов разложения
масла (водорода, ацетилена, метана, окиси углерода,
этана). В отдельных случаях своевременный анализ мас¬
ла позволяет выявить начавшиеся процессы поврежде¬
ния изоляции и своевременно осуществить соответствую¬
щие профилактические меры.
Процесс старения масла сопровождается увеличени¬
ем диэлектрических потерь, что приводит к снижению
электрических характеристик всей бумажно-масляной
изоляции кабеля. Необходимо обращать внимание на
тщательное выполнение отбора проб масла и производ¬
ство измерений. Особо важной характеристикой явля¬
ется содержание газа, растворенного в масле. Содержа¬
ние газа в масле после заполнения аппаратуры линии и
АПУ не должно превышать 0,5 % [11]. Превышение нор¬
мы указывает на процесс разложения масла, который
всегда сопровождается увеличением содержания раство¬
ренного газа в масле. Отбор пробы масла из линии и
анализ масла выполняются согласно [7]. Пробы масла
отбираются в эксплуатации через 1 год после включения
линии, затем через 3 года и в последующем один раз в
86

6 лет из концевых, разветвительных, полустопорных
муфт и подпитывающей установки.
При обнаружении значительного (более 30 %) откло¬
нения от результата предыдущего испытания масла пе¬
риодичность отбора проб масла сокращается в зависи¬
мости от местных условий. Внеплановые отборы проб
масла производятся после ремонтных работ, связанных
с частичной заменой масла, а также для определения
содержания газа в масле после обнаружения процессов
разложения масла в линии и выборочно при возникно¬
вении каких-либо ненормальностей в условиях эксплуа¬
тации.
Нормы отбраковки масла по значению тангенса угла
диэлектрических потерь и пробивного напряжения при¬
ведены в приложении 1. Если характеристики масла не
удовлетворяют указанным значениям, отбор проб из дан¬
ного элемента линии повторяется. При получении неудо¬
влетворительных рёзультатов при повторно отобранных
пробах проводятся мероприятия по устранению дефекта
(промывка элемента свежим дегазированным маслом,
демонтаж, вакуумирование и т. п.). Устанавливается уси¬
ленное наблюдение за характеристиками масла и други¬
ми условиями эксплуатации элемента для выяснения
причин, вызвавших ухудшение характеристик масла.
Наиболее опасной причиной ухудшения характеристик
масла и появления газов (Н2, СН4, С2Н2, С2Н4, С2Н6)
является разложение масла. При этом в общем объеме
выделившегося газа около 90 °/о составляет водород, вы¬
зывающий увеличение диэлектрических потерь в изоля¬
ции.
Для компенсации расхода масла при отборах проб
или вследствие его утечки производят пополнение бака-
хранилища маслом при помощи передвижных дегазаци¬
онных установок (рис. 30), которые изготовляются двух
типов: с непрерывной дегазацией при проходе масла че¬
рез дегазационные колонки; с порционной подготовкой
масла.
При остаточном давлении газа в дегазаторе около
0,133-ІО-3 МПа (1 мм рт. ст.), растворенные в масле
газы и водяные пары удаляются в течение 4 ч. Каждый
тип дегазационной установки включает в себя:
1)	фильтры, удаляющие механические примеси, на¬
ходящиеся в масле;
2)	дегазатор, в котором происходит распыление мас¬
ла форсунками и стекание масла по кольцам Рашига;
87

3)	вакуумные насосы, поддерживающие остаточное
давление газа в дегазаторе на уровне 0,133-10“3 МПа
(1 мм рт. ст.) ;
4)	маслонасосы, прокачивающие масло через уста¬
новку или обеспечивающие его циркуляцию внутри ус¬
тановки;
5)	запорную арматуру;
6)	электрическую аппаратуру управления и автомати¬
ки. Основная техническая характеристика — подача, л/ч
(или продолжительность, подготовки порции масла) про¬
веряется путем отбора проб масла (обычно через 30 мин)
h их анализа на абсорбциометре. Уменьшение содержа¬
ния растворенных в масле газов от 8—10 % до 0,2 % счи¬
тается удовлетворительным, а масло подготовленным к
перекачке в линию.
В условиях эксплуатации обычно пользуются порци¬
онными дегазационными установками. Подготовка пор¬
ции дегазированного масла (обычно 1000—1200 л) про-
— изводится с расположением дегазационной установки
вблизи АПУ и занимает несколько часов. Продолжитель¬
ность перекачки масла в АПУ во многом зависит от тем¬
пературы наружного воздуха и вязкости масла. Присо¬
единение дегазационной установки выполняется таким
образом, чтобы было исключено пападание воздуха в
линию, поэтому давление масла во всех соединяемых
элементах должно быть не ниже 0,0098 МПа (0,1 кгс/см2),
а заполнение соединительных трубопроводов нужно про¬
изводить так, чтобы весь воздух из них был вытеснен
маслом. Для соединения используются гибкие трубо¬
проводы, изготовленные из маслостойкой резины, свин¬
ца или пластмассы.
На рис. 30 приняты следующие обозначения: 1, 10,
20 — шестеренчатые насосы; 2 —счетчик жидкости; 3—
электронагреватели; 4 — фильтр-пресс; 5 — мановакуум-
метр; 6 — указатель подачи масла; 7 — термометр; 8 —
дегазационная колонка № 1; 9 — преобразовательная
лампа к прибору ВСБ-1; 11, 12, 19, 22 — вакуумные на¬
сосы; 13—манометр; 14, 18 — маслоотделитель; 15 —
прибор ВСБ-1; 16 — дегазационная колонка № 2; 17 —
вакуумметр; 21 — абсорбциометр; 23 — датчик уровня
масла; 24—27 — электронные сигнализаторы уровня;
28, 29 — сигнализаторы температуры; 30—54 — вентили.
Текущий ремонт концевых муфт выполняется для уда¬
ления грязи с поверхности фарфоровой покрышки, про¬
верки наружных контактных соединений и герметично¬
7—522
89

сти всех уплотнении, проверки исправности контактов
заземления, изоляции корпуса муфты от поддерживаю¬
щих конструкций и для возобновления окраски метал¬
локонструкций и деталей муфты. При уборке камер под
концевыми муфтами их очищают от грязи, проверяют
работу насосов для откачки воды, исправность системы
вентиляции и отопления, освещения, заземления, обору¬
дования катодной защиты, ремонтируют замки, установ¬
ленные в крышках входных люков. Особое внимание
должно уделяться состоянию крепления разветвитель¬
ных труб, их изоляции от металлоконструкций камеры.
Последнее требование вызвано тем обстоятельством, что
наведенные напряжения на трубах разветвления могут
достигать нескольких сот вольт при прохождении по жи¬
ле сквозных токов короткого замыкания.
Устройства сигнализации АПУ проверяются ежегод¬
но. Учитывая, что ЭКМ АПУ могут вызвать срабатыва¬
ние технологической защиты линии и привести к отклю¬
чению выключателей линии, следует принимать меры по
предотвращению ложного отключения линии (снятие
соответствующих накладок в цепи защиты). Проверку
исправности устройств сигнализации давления масла це¬
лесообразно проводить с имитацией повреждений линии,
которые сопровождаются понижением давления масла в
одной из линий (со снятием напряжения с линии).
Эксплуатация масляного хозяйства заключается в
хранении и подготовке масла для пополнения линий. За¬
пас масла должен составлять не менее 5 % объема мас¬
ла [7], находящегося в линиях; емкостями для хранения
кабельного масла могут служить бочки или цистерны.
К оборудованию маслохозяйства относится и установка
для регенерации (очистки) масла, особенно необходи¬
мая для организаций, обслуживающих несколько десят¬
ков линий, так как при отборах проб масла и после ре¬
монтов линий образуется значительное количество (не¬
сколько тонн) загрязненного масла, которое можно по¬
вторно использовать после очистки. Очистка масла про,-
изводится при помощи отбеливающей глины (зикеевская
земля) контактным способом. Принципиальная схема
регенерационной установки производительностью 0,4 м3 в
смену приведена на рис. 31. Работа установки протекает
следующим образом: предназначенное для регенерации
грязное масло насосом 7 закачивают из бочки в смеси¬
тель /, заполняя его примерно на 4/5 его высоты, что со¬
ответствует примерно 0,4 м3 масла. После наполнения
90

Рис. 31. Схема регенерационной установки:
/ — смеситель; 2 —отстойник; 3 —бак 1-й фильтрации; 4 — бак 2-й фильтра¬
ции; 5 — фильтр пресс; 6— манометр; 7 — насос масляный; 8 — насос песко¬
вый; 9 — бак для сбора отработавшей земли
смесителя маслом включают электрообогрев и периоди¬
чески включают насос 8 для перемешивания масла. На¬
грев масла доводят до 70°C, после чего не прекращая
перемешивания в бак-смеситель засыпают подготовлен¬
ную сухую зикеевскую землю небольшими порциями. Не¬
обходимое количество земли для очистки кабельного
масла определяют по величине tgô при 100 °C исходного
масла согласно табл. 8.
После засыпки земли перемешивание смеси продол¬
жается 1 ч. После этого процесс регенерации считается
законченным и смесь перекачивают из смесителя в от¬
стойник, где масло отстаивается 16—18 ч. В отстоявшем-
Таблиц а 8
Марка масла
Количество аикеевской земли в процентах Веса масла
при tg ô исходного масла
0,003—0,01
0,011—0,02
0,021—0,03
0,03 н выше
С-220
3
5
8
10
МН-4
3
5
8*
10**
* При tg 6^0,09.
** При tg ô>0,09.
7*
91

ея масле содержится определенное количество земли, ко¬
торая удаляется только фильтрацией через фильтр-пресс.
Масло, проходя через фильтр-пресс, поступает в бак 1-й
фильтрации. После окончания перекачки масла из от¬
стойника в бак 1-й фильтрации закрывают кран у от¬
стойника и, не останавливая насоса, продолжают фильт¬
рование в течение 6 ч по замкнутому циклу —бак 1-й
фильтрации — фильтр-пресс — бак 1-й фильтрации.
Окончание фильтрования определяют по прозрачности
масла, взятого из крана фильтр-пресса. После окончания
фильтрования масло через фильтр-пресс закачивают в
бак 2-й фильтрации. Чистое масло из бака 2-й фильтра¬
ции после анализа сливают в цистерну, бочки или в де¬
газационную установку. Обычно дегазационная уста¬
новка монтируется на одном или двух двуосных прице¬
пах. Дегазация позволяет снизить содержание”
растворенных в масле газов с 8—10 °/о до 0,05—0,1 % и
тем самым сделать его пригодным для заполнения тру¬
бопроводов с кабелем либо баков-хранилищ АПУ. Про¬
изводительность прямоточной установки может дости¬
гать 3 т/ч, порционной— 1,5 т за 4 ч. Маслохозяйство
помимо регенерационной и дегазационной установок
должно быть оснащено сливными баками, переносными
вакуумными насосами, трубопроводами, вентилями, ва¬
куумметрами, манометрами и т.п. Более,подробное опи¬
сание регенерационной и дегазационной установок при¬
ведено в [9].
Для определения зоны кабельной линии, загазован¬
ной вследствие ионизации или повреждения трубопрово¬
да, используется эффект образования пробки в результа¬
те замораживания масла жидким азотом. Для определе¬
ния загазованной зоны на отключенной линии примерно
в ее середине (если неизвестно место возникновения
ионизации) на кабель в точке, имеющей низшую геоде¬
зическую отметку, устанавливается муфта__для замора¬
живания кабеля (рис. 32). К обоим концам линии пода¬
ется давление от АПУ, передвижной дегазационной ус¬
тановки пли от другой лини. В муфту для заморажива¬
ния наливается жидкий азот.
Необходимое количество азота для замораживания
одного места составляет 15—20 л/ч. Для замораживания
используется азот в резервуарах вместимостью 1000—
1400 л или в сосудах Дьюара вместимостью 15—20 л.
Масло в кабеле замораживается с образованием твердой
пробки. В отдельных случаях (если температура замора-
92

Рис. 32. Муфта для замораживания маслонаполненных кабелей:
J •— полумуфта; 2 — обечайка; 3 — патрубок; 4 — хомут; 5 — минеральная вата
живания масла около —20 °C) для замораживания мож¬
но использовать ацетон с добавлением сухого льда.
В этом случае размеры муфты замораживания получа¬
ются существенно большими [8]. Масляная пробка обра¬
зуется спустя 3—4 ч после начала заливки азота в муфту.
После проверки наличия пробки путем искусственного
временного понижения давления масла в одйой час¬
ти линии вентили подпитывающей аппаратуры закрыва¬
ются и производится одновременное пропиточное испы¬
тание на обоих концах линии. Сравнивая объем вытек¬
шего масла из обеих частей линии, можно установить
часть линии, содержащую газ. В дальнейшем муфта
замораживания устанавливается примерно в середине
части линии, содержащей газ, и измерения повторяются.
Зона, содержащая газ, может быть определена доста¬
точно точно. При работе с жидким азотом должны вы¬
полняться меры безопасности: место работы должно
тщательно вентилироваться; одежда и обувь работаю¬
щих должны предохранять от попадания азота на кожу,
а также в глаза.
Определение места утечки масла из линий. Утечки
масла из линий высокого давления, как правило, возни¬
кают в местах уплотнения арматуры и в подпитывающей
аппаратуре. В отдельных случаях утечки масла могут
возникнуть в стальном трубопроводе или медных тру¬
бах. Обнаружение возникших утечек в линиях произво¬
дится эксплуатационным персоналом: анализируются
изменения давления по диаграмме регистрирующего ма¬
нометра (срабатывание масляных насосов становится
более частым), а также контролируется уровень масла
93

в баке-хранилище масла. Если к АПУ присоединено не¬
сколько линий, то для определения линии, имеющей
утечку масла, нужно провести специальное испытание,
заключающееся в следующем: на действующих линиях
на срок 15—30 мни закрываются линейные вентили и
производится наблюдение за давлением масла по пока¬
заниям манометров. Во избежание ложного отключения
линии технологическая защита (от понижения давления
масла в линиях) должна быть отключена. При закрытии
вентилей компенсация изменений объема масла проис¬
ходит в основном за счет объема нерастворенного газа,
содержащегося в линии. При этом давление масла в ли¬
нии, имеющей течь масла, будет быстро понижаться, а в
остальных линиях давление масла в зависимости от теп¬
лового состояния линии либо будет медленно возрастать,
либо несколько понижаться. Такой опыт нельзя прово¬
дить на линии, только что включенной под нагрузку или
сразу после отключения нагрузки, так как при этом объ¬
ем масла резко изменяется, что может привести к не¬
верному выводу об исправности линии. Следует отме¬
тить, что линии весьма чувствительны к колебаниям
температуры, в особенности в наземных участках у кон¬
цевых муфт. Сильное снижение давления в неповреж¬
денной части линии может быть вызвано уменьшением
солнечной радиации (появление сильной облачности, за¬
ход солнца).
Для определения места утечки масла на отключенной
лини примерно в ее середине на трубопровод устанавли¬
вается муфта для замораживания кабеля. После замора¬
живания масла жидким азотом и образования пробки, ее
испытания на прочность отключаются источники давле¬
ния с обеих сторон и производится одновременная запись
давления масла в обоих концах линии с интервалом 5—
10 мин. Если измерения проводятся на линии, которая
остыла не полностью, то снижение давления масла мо-
Рис. 33. Продольный профиль линии:
1' 2— концевые муфты; 3 — муфта для замораживания; 4— подпитывающая
аппаратура или другой источник масла; 5—манометр
94

жет иметь место на обоих концах, однако уменьшение
давления в части линии, имеющей утечку масла, проис¬
ходит быстрее. Среднезагруженные линии остывают не
менее 2 сут. Участок линии с утечкой масла определя¬
ется в течение 30—50 мин. После этого муфта для замо¬
раживания разогревается теплой водой (30—60 °C), сни¬
мается с трубопровода, устанавливается посередине по¬
врежденного участка и замораживание повторяется.
После пяти-шести таких замораживаний длина участка
трубопровода с местом утечки масла уменьшается до
10—15 м. Этот участок раскапывается, и место утечки
определяется визуально.
При проведении измерений следует иметь в виду, что
компенсация изменений объема масла в секции проис¬
ходит за счет объема нерастворенного газа. Поэтому при
больших утечках масла (5—10 л/сут) или при коротких
участках трубопровода снижение давления происходит
в течение нескольких минут после отключения от линии
подпитывающей аппаратуры. При этом минимально до¬
пустимое избыточное давление определяется с учетом
продольного профиля линии по формуле
Рдоп = 0,15 + -^-,'
11 л
где Н—разность геодезических отметок манометра и
высшей точки кабеля, м; 11,4 — высота столба масла, м,
соответствующая давлению Р=0,098 МПа (1 кгс/см2).
Например, если измерения производятся на линии, про¬
дольный профиль которой изображен на рис. 33, то низ¬
шие пределы давления для манометров, установленных
у муфт 1 и 2, соответственно будут равны:
= 0,15 + -;	Р, = 0,15 4—
11,4	2	114
При давлениях ниже допустимых возможно появле¬
ние вакуумных зон в трубопроводе и всасывание возду¬
ха и влаги через место утечки масла внутрь трубопро¬
вода, что может вызвать в дальнейшем повреждение ка¬
беля в этом месте.
10.	РЕМОНТ ЛИНИЙ
Повреждения кабельных линий возникают как по
внутренним, так и по внешним причинам. Повреждения,
вызванные внутренними причинами: электрический про-
95

бой изоляции жилы; разложение масла в результате ио¬
низации воздуха, попавшего в изоляцию; нарушение гер¬
метичности линии с образованием течи масла.
Повреждения, вызванные внешними причинами, воз¬
никают вследствие: механического воздействия; теплово¬
го воздействия; коррозионного разрушения трубопро¬
вода.
В случае электрического пробоя изоляции определе¬
ние места повреждения после короткого замыкания про¬
изводится традиционными способами, применяемыми на
кабелях до 35 кВ. Вблизи места повреждения оно уточ¬
няется акустическим методом с точностью до нескольких
сантиметров. Если при коротком замыкании произошло
приваривание жилы к стенке трубы, 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 при¬
чин повреждения. Оценка состояния кабелей и трубо¬
провода делается после визуального осмотра и разборки
вырезанных образцов кабеля с измерением tg fi отдель¬
ных бумажных лент. Если tg б превышает нормирован¬
ное значение, то вырезка кабеля продолжается до места,
где tgfi будет не выше нормированного значения. До
разрезания трубопровода с обеих сторон от места по¬
вреждения устанавливаются муфты замораживания
(рис. àZ). Если трубопровод заполнен маслом С-220 (или
аналогичным по физическим характеристикам) замора¬
живание можно осуществить сухим льдом и ацетоном в
специальной муфте. Если трубопровод заполнен маслом
' 1 п‘4> то Целесообразно использовать жидкий азот.
При коротком замыкании выделяется большое коли¬
чество копоти, оседающей на стенках трубы. Она не мо¬
жет быть удалена при промывке трубопровода маслом
поэтому после изъятия кабелей из трубопровода тампо¬
ном удаляется загрязненное масло из точек трубопрово¬
да, имеющих низкие геодезические отметки, и затем
стенки его очищаются от копоти. Копоть и масло с ухуд¬
шенными характеристиками обычно расположены вбли¬
зи места короткого замыкания и на участке трубопрово¬
да со стороны АПУ. Вызвано это тем, что при коротком
замыкании до 2 м3 масла выдавливается в АПУ, что и
служит причиной ухудшения характеристик масла на
этом участке трубопровода.
S6

При коротком замыкании образуются газы (1,5—
2 м3), являющиеся продуктом разложения масла. Они
могут скапливаться в корпусах муфт или в высоких точ¬
ках трубопровода, а также поглощаться самим маслом.
Для проверки отсутствия газа и для его удаления уста¬
навливаются ниппеля и производится откачка газа до
полного исчезновения пузырьков в потоке масла, слива¬
емого из трубопровода через стеклянную трубку. Полез¬
ным может оказаться анализ пробы масла на хромато¬
графе. Прибор весьма четко реагирует на присутствие
растворенных в масле газов — продуктов разложения
масла. Слитое из линии масло очищается и дегазиру¬
ется.
Длительность ремонта кабельной линии в случае за¬
мены строительной длины и проведения работ без пере¬
рывов 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 приспособлений для
герметизации и заполнение их азотом, демонтаж повреж¬
денного кабеля, подготовка стального трубопровода и
прокладка кабеля — 5—6 сут;
прокладка кабеля, монтаж двух соединительных
муфт, вакуумирование и заполнение трубопровода с ка¬
белем маслом (со стороны муфты замораживания, име¬
ющей низшую геодезическую отметку), подготовка ка¬
бельной линии к включению под напряжение — 9—
10 сут.
Резка сварных швов (корпусов муфт и места стыка
труб) выполняется пневмоинструментом (фрезой). Муф¬
ты монтирутся непосредственно в земле (без устройства
специального колодца). Подпитка линии при монтаже
вставки обеспечивается с обеих сторон либо при помощи
временных маслопроводов, устанавливаемых у концевых
муфт (если линия двухцепная), либо путем монтажа
временного маслопровода, устанавливаемого между муф¬
тами замораживания. Сильфонные вентили на перемыч¬
ке целесообразно устанавливать на расстоянии 6 м от
муфты замораживания для того, чтобы исключить влия¬
ние увеличения вязкости масла на надежность работы
схемы маслоподпитки.
В случае повреждения антикоррозионного защитного
покрытия трубопровода определение места повреждения
производится непосредственно на трассе с использовани¬
97

ем источника постоянного тока и высокоомного вольтмет¬
ра. Восстановление защитных покрытий на трубопроводе
особых трудностей не представляет и выполняется со¬
гласно инструкциям так же, как при изолировании места
стыка труб. Выполнение этой работы не срочно при на¬
дежно действующей электрической защите от коррозии.
Линия может длительно работать с местными наруше¬
ниями защитного покрытия трубопровода, если на ней
будут обеспечены нормированные защитные потенциалы
по отношению к земле.
В случае нарушения герметичности трубопровода с
образованием сквозного отверстия в верхней части трубы
или сбоку оно может быть закрыто путем приваривания
металлической манжеты (кусок трубы) и удаления газа,
образовавшегося при сварке из отверстий в трубе, про¬
сверленных 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 °C. Сварка должна выполняться вы¬
сококвалифицированным сварщиком в кратчайший срок
при пониженном давлении масла в трубопроводе с вы¬
полнением мер пожарной безопасности.
Если нет уверенности в возможности проведения этой
работы на трубопроводе, заполненном маслом, то целе¬
сообразно заморозить трубопровод с обеих сторон от ме¬
ста повреждения, слить масло, заполнить участок су¬
хим азотом и выполнить сварочные работы. При выпол¬
нении сварки в нижней части трубы может оказаться
необходимым вырезка окна на трубопроводе и установка
теплоизоляции под кабелями в месте сварки. После уст¬
ранения повреждения участок трубопровода вакуумиру¬
ется через ниппеля и сильфонные вентили, установлен¬
ные в верхних точках трубы, а муфта замораживания
отогревается и снимается; отремонтированный участок
трубопровода заполняется маслом.
Для. координации всех эксплуатационных работ на кабельных
линиях, контроля за своевременным их отключением для ремонтных
работ, а также для выполнения неотложных работ во внеурочное
время (ночью, в выходные дни) в эксплуатационном подразделении
создается диспетчерская служба, которая руководит всей оператив¬
ной деятельностью в работе через сменного диспетчера. Обычно де¬
журная смена состоит из диспетчера, одного-двух электромонтеров,
одиого-двух шоферов-электромонтеров. Круглосуточные дежурства
осуществляются на диспетчерском пункте, который оснащается сле¬
98

дующими средствами диспетчерского и технологического управ¬
ления:
1)	диспетчерским щитом со схемой кабельных линий;
2)	схемой электроснабжения всех помещений, принадлежащих
линиям;
3)	картой города с нанесенными на ней линиями;
4)	дежурной автомашиной;
5)	диспетчерской телефонной связью с диспетчером предприятия
(или энергосистемы) ;
6)	средствами звукозаписи;
7)	схемами линий, туннелей и т. п.
Диспетчерская служба подразделений:
принимает немедленные меры по ликвидации аварийных режи¬
мов работы линий и по предотвращению их развития;
производит осмотр, текущий ремонт концевых муфт, отбор проб
масла из элементов оборудования;
осуществляет надзор за земляными работами при ликвидации
аварий на подземных сооружениях, расположенных вблизи линий;
производит переключения в схемах маслоподпитки АПУ;
выполняет плановый осмотр оборудования АПУ;
выполняет расчеты по режиму сету, осуществляет контроль за
нагрузками (а в отдельных случаях и за температурами) на ка¬
бельных линиях;
выполняет отдельные небольшие по объему эксплуатационные
работы;
организует и руководит аварийно-восстановительными работами
во время ликвидации ненормальных режимов и аварий;
дает оперативное разрешение производства всех эксплуатацион¬
ных работ на линиях;
ведет всю оперативную документацию (оперативный журнал,
схему сети на диспетчерском щите и планшете, адресную книгу,
журнал дефектов и неполадок в оборудовании, журнал ежедневных
работ, земляных работ, схемы сигнализации, алфавитный список
улиц, проездов, где проложены линии, журнал всех новых включе¬
ний и т. п.).
Диспетчерская служба позволяет не только значительно повы¬
сить уровень эксплуатации кабельных линий, но и существенно умень¬
шить объем послеаварийных восстановительных работ.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1
Допустимая величина tg ô масла при 100 СС в зависимости
от срока службы кабельных линий 110—220 кВ
Срок службы кабельных линий
tg в масла для линий напряжением,кВ
ПО
220
500
При вводе в работу
В эксплуатации:
1,0
1.0
1.0
в течение первых 10 лет
1.0
1,0
1,0
от 10 до 20 лет
5
3


свыше 20 лет
10
5
—
Примечание. Прн возрастании значений диэлектрических потерь
выше значений, приведенных в таблице, должны быть приняты меры по ча¬
стичной или полной замене масла'и линии.
Предельные значения показателей качества масла
для маслонаполненных кабелей
Значение показателей
Показатели масла
Для вновь вводимой линии с мар¬
ками масла
Для линии,
находящейся
в эксплуата¬
ции, со всеми
марками масла
мн-з,
МН-4
С-220
ВК-21
МНК-2
Пробивная - проч¬
ность не менее, кВ
45
45
45
45
42,5
Кислотное число, мг
КОН, не более
Содержание водо¬
растворимых кис¬
лот, щелочей, воды
и	механических
примесей
0,02
0,02
О
0,02
тсутств
0,02
не
0,02/0,03*
Содержание раство¬
ренного газа в мас¬
ле, %, не выше
Содержание нерас-
творенного газа в
линии, %, не выше
Температура засты¬
вания, °/0, не выше
Температура вспыш¬
ки, °C
1,0
0,5
0,5
0,5
0,5,1,0**
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
—45
135
—30
180
—45
180
—60
135
Не норми¬
рована
ПО кВ.
* В знаменателе — для кабельных линий 110 кВ.
I % — значение, допустимое для масла Марок МН-3 и МН-4.
Примечание. Пробы масла отбираются из концевых, стопорных
разветвительных муфт, подпитывающих баков и подпитывающих агрегатов
°-"юдеиием мер, предотвращающих попадание воздуха в кабельную ли-
линиях высокого давления (при отсутствии вентилей) пробы отби¬
раются после снижения давления до 0.1—0,2 МПа (1—2 кгс/см!) Пробивная
прочность масла определяется по ГОСТ 6581—75	' Р оивная
100

ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Перечень (ориентировочный) оборудования, приспособлений,
инструментов и материалов для прокладки кабеля
трех строительных длин в стальном трубопроводе
1.	Лебедка с тяговым усилием Юте пультом управле¬
ния, шт	 1
2.	Лебедка для чистки трубопровода, шт	По	ППР
3.	Канат диаметррм 21,5 мм для прокладки кабеля в тру¬
бопровод, м	По	ППР
4.	Канат диаметром 5—7 мм для чистки трубопровода, м По ППР
5.	Тампон для чистки труб, шт	 2
’ 6. Отдающее устройство для барабанов с кабелем, шт. .	3
7.	Роликовые конвейеры н ролики, шт	По	ППР
8.	Машина для снятия временной свинцовой оболочки . .	3
9.	Лоток направляющий, шт	По	ППР"
10.	Устройство для контроля и регистрации усилия тяже-
ния, шт	 1
11.	Переговорное устройство или полевые телефоны, шт. . По ППР
12.	Устройство для торможения барабана с кабелем, шт. 3
13.	Лебедка ручная грузоподъемностью 1 т, шт	 1
14.	Тепловоздуходувка типа ТВ-3	По	ППР
15.	Приспособление против закручивания, шт	 1
16.	Ленточный конвейер, шт	По	ППР
17.	Контейнер для свинца, шт	По	ППР
18.	Шатер или палатка, устанавливаемые на входе и вы¬
ходе кабеля из трубопровода, шт	По	ППР
19.	Приспособление для временной герметизации концов
кабелей, выходящих из трубопровода, шт	 2
20.	Вакуумный насос ВН-7 со сливным баком (установка
для вакуумирования трубопровода) шт	 3
21.	Бак для разогрева роликов, шт	 1
22.	Вакуумметр типа ВСБ-П или ВТ-3 с комплектом ламп,
шт	 3
23.	Психрометр ртутный типа ТМ-4, шт	 5
24.	Захваты для тяжения за жилу кабеля (большие и ма¬
лые) шт	По	ППР
25.	Набор инструментов НКИ-3 монтера-кабельщика, шт. 1
26.	Гвоздодер, шт	  1
27.	Нож для рубки кабеля, шт	 2
28.	Набор приспособлений для снятия оболочки врѵчную,
шт	’.	. . По ППР
29.	Горелка газовая, шт	 4
30.	Баллон с пропап-бутаном вместимостью 4 л, шт. ...	4 .
31.	Паяльник электрический типа МП-200 пли молотковый,
шт	 3
32.	Поддон для сбора отходов масла . . :	По	ППР
33.	Ковш для поливки изоляции маслом, шт	 1
34.	Светильник переносной аккумуляторный 42А-200. шт. 5
35.	Баллон с осушенным азотом, шт	По	ППР
36.	Осушитель силикагелевый, шт	 2
37.	Метр металлический, шт	 2
38.	Редуктор для баллона с газом	 2
39.	Устройство для временной герметизации концов кабе¬
ля, выходящих из медной трубы разветвления, шт. .	3
ЮГ

Продолжение
40.	Монтажный стол для осмотра и ремонта кабеля перед
входом его в трубопровод, шт	 ....	1
41.	Миткаль суровый, м2	 15
42.	Бязь белая, м2	 10
43.	Лента поливинилхлоридная	или полиэтиленовая, кг . .	5
44.	Зеркало 200X200 мм, шт.	.	.	,	  4
45.	Бензин авиационный, л	 20
46.	Проволока стальная оцинкованная диаметром 1—
1,5 мм, кг	 1,5
47.	Бумага кабельная, кг	 15
48.	Материалы для ремонта кабеля (пропитанные ролики
из изоляционной бумаги, проволока скольжения, мед¬
ная перфорированная леита, полупроводящая бумага,
спиртоканифольная паста, припой, стальная проволока
с грузиками и пр.), компл	 1
49.	Термометр, шт	’	... По ППР
50.	Направляющая труба, шт	 1
51.	Входные решетки, шт	По	ППР
52.	Отрезной станок для резки стального трубопровода, шт. 2
53.	Комплект шлюзовых устройств для вымотки кабеля из
контейнеров	 По	ППР
54.	Переходное устройство, устанавливаемое между шлю¬
зами и направляющей трубой, шт	  1
Прим е ч а н и е. Оснастка, указанная в пп. 53, 54, применяется при
прокладке кабелей из контейнеров.
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
Оборудование, приспособления и материалы для монтажа
концевой, соединительной, соединительно-разветвительной муфт
и кабельного ввода
Наименование
Количество для
муфты
кабельно¬
го ввода
кмвдт
СМВДТ;
СРМВДТ
РМВДТ
Гидравлический пресс, ійт.
2
2


2
Комплект матриц
2
2
2
Бак для разогрева намоточ-
1
3
—
1
ного материала, шт.
Бак для разогрева масла.
1
2
• —
1
ШТ.
Ковш для масла, шт.
1
2
—
1
Набор инструментов монте-
1
3
1
1
ра-кабелыцнка, компл.
Воздуходувка, шт.
2
2
2
Грузики для срыва изоля-
2
6
—
2
НИИ, шт.
102

Продолжение
Наименование
Количество для
муфты
кабельно¬
го ввода
кмвдт
СМВДТ;
СРМВДТ
РМВДТ
Метр металлический, шт.
о
2
1
2
Штангенциркуль для изме¬
рения диаметров до
200 мм, шт.
2
2
—
2
Ключ тарированный, шт.
1
—
1	—
1
Термометр, шт.
2
2
2
2
Психрометр, шт.
о
2
2
О
Противень для отходов, шт.
Ï
2
—
Î
Шатер для монтажа муфты
Грузоподъемные механиз¬
мы, стропы
Лейта поливинилхлоридная,
кг
1
1
По
1
ППР
1
3—6
6—8
—
3-6
Припой Пк ПоССу40-2
(ГОСТ	21930—86,
21931—76), кг
1,0
15—20
—
1,0
Ветошь чистая (ГОСТ
5354—79), кг
2,0
■ 0,5
2,0 '
Бензин авиационный (ГОСТ
1012—72)
3-5
10—15
1—2
3-5
Спирт-ректификат (ГОСТ
5962—67), л
0,5—1,0
1,0—1,5.
—•
0,5—1,0
Кабельная бумага, кг
3,0
8—10
1,0
3,0
Проволока стальная (стру¬
на) кг
0,1
0,1
—
0,1
Канифоль сосновая (ГОСТ
19113—73*), кг
0,1
0,15-0,25
—
0,1
Масло С-220, кг
20—30
30—50
—
10—20
Проволока стальная оцин¬
кованная диаметром 1,0—
1,5 мм, кг
Шкурка шлифовальная иа
тканевой основе (ГОСТ
13344—79), м2
0,3
1.5—2,0
—
0,3
0,5
1,5—2
—
0,5
Бязь белая (ГОСТ 11680—.
76), м2
3-5
10—15
1,0
3-5
Паяльник электрический
или молотковый, шт.
2
6
—
2
Горелки газовые, шланги и
баллоны с пропаном,
компл.
Тали
Ковш для расплавления
2
4
4
По ]
1ПР
2
припоя
—
2


Подставки под кабель
—
По ППР
—
—
103-

ПРИЛОЖЕНИЕ 4
Оборудование, приспособления и материалы, необходимые
для выполнения работ по вакуумированию и заполнению
кабельных линий маслом (на 1 км линии)
Дегазационная установка, шт	 1
Вакуумный насос, шт	 3
Сливной бак вместимостью 0,25 м3, шт	 9
Вентиль сильфонный Ду-50, шт	  35
То же Ду-25, шт	 10
То же Ду-10, шт	 15
Вакуумметр ВСБ-2 или ВТ-3 с комплектом датчиков, шт. 9
Масло вакуумное марки ВМ-4, кг	100—160
Трубы полиэтиленовые диаметром 30/40 мм, м	50—75
Фильтровальный картон марки «протеченце» толщиной
0,4 мм, кг	50—75
Газовая горелка, шланги и баллон с пропаном, компл. . .	2
Сетка латунная 250—300 отв/м2, м2	0,5
Миткаль (ГОСТ 9858—75),	м2	25—40
Ветошь обтирочная, кг	20—30
Бензин авиационный, л	 20
Спирт-ректифнкат (ГОСТ	18314—73), л	1—1.5
Азот газообразный	По	ППР
Фланцы, штуцера, накидные гайкн я другие элементы для По ППР
сборки схемы

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.	Макиенко Г. П., Попов <П. В. Маслонаполненные кабели на
110 кВ. — М.: Энергия, 1979. — 104 с.
2.	Макиенко Г. П., Мерзляков Б. Л. Кабели на ПО—220 кВ низ¬
кого давления. — Электрические станции, 1981, № 3, с. 45—50.
3.	Попов Л. В. Опыт прокладки кабельных линий 220 кВ. —
Энергетик, 1978, № 12, с. 23—24.
4.	Макиенко Г. П., Кузнецов А. Л., Столбов Ю. В. Кабельные
линии на напряжение 500 кВ. — Электрические станции, 1980, № 8,
с. 51—56.
5.	Макиенко Г. П. Ремонт кабельных линий ■ высокого давления
на напряжение 220—500 кВ. — Электрические станции, 1979, № 11,
с. 51—59.
6.	Инструкция по защите городских подземных трубопроводов
от электрохимической коррозии. — М.: Стройиздат, 1974.— 191 с.
7.	Инструкция по эксплуатации силовых кабельных линий.
Часть 2. Кабельные линии напряжением ПО—500 кВ. — СПО, Со-
юзтехэнерго, 1980.—88 с.
8.	Бронгулеева М. Н., Городецкий С. С. Кабельные линии вы¬
сокого напряжения.— М. —Л.: Госэнергоиздат, 1963. —512 с.
9.	Бондаренко В. М., Ветров А. Н. Опыт эксплуатации масляно¬
го хозяйства для маслонаполненных кабельных линий 110—220 кВ,—
Энергетик, 1964, № 12, с. 1—5.
10.	Правила технической эксплуатации электрических станций
и сетей. — М.: Энергия, 1977.— 288 с.
11.	Нормы испытания электрооборудования. — М.: Атомнздаг.
1978. —304 с.
104

СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие	 3
1.	Область применения и классификации кабелей	...	4
2.	Конструкции и характеристики кабелей	И
3.	Прокладка кабелей	21
4.	Муфты для кабелей	38
5.	Вакуумирование линии и заполнение маслом ....	57
6.	Автоматические подпитывающие установки ....	61
7.	Электрическая защита от коррозии	69
8.	Эксплуатация кабельных линий высокого давления	.	.	74
9.	Основные профилактические работы на линии	■	■	•	86
10.	Ремонт линий	95
Приложения	100
Список литературы	104

30 к.

ш ма
tfitPir filІет.'пиіосімі