Общая протяженность ВЛ напряжением 110 кВ и выше по состоянию на начало 2010 г. составила 461,7 тыс. км в одноцепном исчислении, а динамика роста протяженности ВЛ этих классов напряжений в России за 1986–2009 гг. приведена на рис. 1.1.

 

3.1.1. Общие сведения

Пропускная способность ВЛ устанавливается на основе расчета электрической сети. Средние значения дальности передачи и пропускной способности по линиям электропередачи напряжением 110-1150 кВ приведены в табл. 3.1.

Таблица 3.1

Линии электропередачи состоят из ВЛ основной и распределительной сети. ВЛ основной сети обеспечивают связь между крупными электростанциями и передачу мощности от них в районы потребления электроэнергии. ВЛ распределительной сети обеспечивают передачу электроэнергии от ПС основной сети и электростанций к потребителям электроэнергии.

При проектировании основной электрической сети энергосистем рекомендуется:

намечать линии электропередачи через крупные узлы нагрузки, избегать прямых связей между электростанциями;

производить выбор схемы присоединения электростанции и ПС к основной сети с учетом надежности питания узла электрической сети и необходимости обеспечения транзита мощности по ВЛ;

сооружать между двумя узлами сети по одной трассе, как правило, не более двух линий электропередачи одного напряжения. При необходимости дополнительного усиления сети следует рассматривать целесообразность сооружения ВЛ по другим направлениям или выполнение электропередачи на более высоком напряжении.

Проектирование распределительной сети энергосистем осуществляется с учетом следующего:

в районах с малым охватом территории сетями при близких значениях технико-экономических показателей вариантов развития сети рекомендуется отдавать предпочтение сооружению ВЛ по новым трассам;

в крупных городах и промышленных районах с большой концентрированной нагрузкой по одной трассе может предусматриваться строительство двух и более ВЛ;

при прохождении ВЛ по территории городов, промышленных районов, на подходах к электростанциям и ПС, в стесненных условиях, лесных массивах и т. д. ВЛ рекомендуется выполнять на двухцепных опорах. При этом подвеска одной цепи рекомендуется в случае, когда необходимость ввода второй цепи возникает в срок более трех лет после ввода первой, а также когда отключение первой цепи на время проведения работ по подвеске второй допустимо по условиям электроснабжения. Допускается подвеска на одних опорах ВЛ разных классов напряжений;

при питании ПС с потребителями первой категории применение двух одноцепных ВЛ вместо одной двухцепной допускается при наличии обоснований.

При развитии распределительных сетей отдельных номинальных напряжений необходимо учитывать следующие рекомендации.

При напряжении сети 220–330 кВ:

использовать в сети одно- и двухцепные ВЛ 220–330 кВ;

при питании ПС по одноцепной ВЛ с двухсторонним питанием общее число промежуточных ПС не должно превышать трех, а длина такой ВЛ, как правило, не должно быть больше 250 км;

присоединять к двухцепной ВЛ 220 кВ с двухсторонним питанием до пяти промежуточных ПС. При этом присоединение ПС рекомендуется принимать по схеме «мостик» или блочной схеме (от одной или двух ВЛ 220 кВ);

проектировать сеть 220–330 кВ внешнего электроснабжения крупных и крупнейших городов с использованием принципа кольцевой конфигурации. В системе электроснабжения таких городов рекомендуется предусматривать сооружение не менее двух ПС 220–330 кВ, через которые осуществляется связь с сетью энергосистемы, а питающие ВЛ рекомендуется прокладывать по разным трассам. При присоединении сети крупных и крупнейших городов к энергосистеме рекомендуется обеспечивать минимальные транзитные перетоки мощности через городскую сеть. Общее количество и пропускная способность линий, связывающих сети таких городов с энергосистемой, рекомендуется выбирать с учетом обеспечения питания городских потребителей без ограничений при отключении двухцепной питающей ВЛ 220 кВ;

выполнять, как правило, ПС 220–330 кВ двухтрансформаторными. При большой концентрации нагрузок ПС 330 кВ могут выполняться с установкой трех — четырех трансформаторов. Установка на ПС одного трансформатора допускается временно при обеспечении резервирования потребителей.

При напряжении сети 110 кВ:

не допускать сооружения новых протяженных ВЛ 110 кВ параллельно существующим ВЛ 220 кВ;

использовать в качестве источников питания сети 110 кВ ПС 220–330/110 кВ, имеющие независимые питающие линии, и шины 110 кВ электростанций;

обеспечивать двухстороннее питание ПС, присоединенных к одноцепной ВЛ 110 кВ. Длина такой ВЛ, как правило, не должна быть более 120 км, а количество присоединяемых промежуточных ПС — более трех. Присоединение к такой ВЛ двухтрансформаторных ПС рекомендуется по схеме «мостик». При однотрансформаторной ПС (первый этап развития двухтрансформаторной ПС) присоединение к линии осуществляется по блочной схеме. Допускается присоединение ПС к одноцепной тупиковой ВЛ 110 кВ только на первом этапе развития сети. При этом резервирование ответственных потребителей должно быть обеспечено по сети вторичного напряжения;

осуществлять применение двухцепных ВЛ с двухсторонним питанием в системах электроснабжения крупных городов, а также в схемах внешнего электроснабжения потребителей транспортных систем (электрифицированные участки железных дорог, продуктопроводов и т. п.). К таким ВЛ рекомендуется присоединение не более пяти промежуточных ПС, с чередованием ПС по схеме «мостик» и блочной схеме;

применять двухцепные тупиковые ВЛ в схемах электроснабжения крупных городов, промузлов, промышленных предприятий и т. п. с присоединением к такой ВЛ до двух ПС 110 кВ. При этом потребители первой категории таких ПС должны резервироваться по сети вторичного напряжения. К двум одноцепным тупиковым ВЛ может быть присоединено до трех ПС.

При напряжении сети 35 кВ:

не допускать сооружения новых протяженных ВЛ 35 кВ параллельно существующим ВЛ 110 кВ и не сооружать новые ВЛ 35 кВ протяженностью свыше 80 км;

оценивать целесообразность сооружения новых ВЛ 35 кВ в габаритах 110 кВ;

рассматривать возможность перевода существующих ВЛ 35 кВ на напряжение 110 кВ;

использовать преимущественно одноцепные ВЛ 35 кВ с питанием от разных ПС 110–220 кВ или разных секций (систем шин) одной ПС.

Трасса ВЛ выбирается по возможности кратчайшей с учетом условий отчуждения земли, вырубки просек, комплексного использования охранной зоны и приближения к дорогам и существующим ВЛ.

Протяженность намечаемых ВЛ при отсутствии более точных данных может быть принята на 20–25 % больше воздушной прямой (большее значение относится к территориям с высокой плотностью застройки, развитой сетью дорог и инженерных коммуникаций, интенсивной хозяйственной деятельностью). В районах городской и промышленной застройки, а также в других сложных случаях длину ВЛ следует принимать с учетом конкретных условий.

Вблизи промышленных предприятий трассы ВЛ, как правило, располагаются вне зон действия ветра преобладающего направления от источников загрязнения.

На железобетонных опорах сооружаются одноцепные и двухцепные ВЛ 35 и 110 кВ. В последние годы строительство ВЛ 220–500 кВ осуществляется, как правило, на металлических опорах.

Имеется опыт строительства ВЛ 500 кВ в двухцепном исполнении (например, две цепи 500 кВ от Балаковской АЭС, 18 км). Проектные разработки последних лет показали, что использование двухцепных опор 500 кВ не дает существенного снижения материалоемкости (металл, железобетон) по сравнению с одноцепными. Экономический эффект достигается в основном за счет уменьшения полосы отчуждения. Последнее определяет область применения двухцепных ВЛ 500 кВ — участки трассы, где проход двух параллельных одноцепных ВЛ невозможен.

На ВЛ 750—1150 кВ используются металлические опоры. В условиях, когда доставка железобетонных опор на трассу ВЛ затруднена, рекомендуется использовать металлические опоры.

На ВЛ напряжением 35 кВ и выше рекомендуется применять сталеалюминиевые провода. Использование алюминиевых проводов и проводов из алюминиевого сплава обосновывается расчетами. На больших переходах через водные пространства (ущелья) при наличии технической целесообразности в качестве проводов могут применяться стальные канаты.

Обозначения марок проводов для ВЛ приведены ниже

Срок службы алюминиевых и медных проводов составляет 45 лет, проводов марки АЖ и АН — 25 лет.

В последние годы на ВЛ 6-10-35 кВ получили распространение самонесущие изолированные провода (СИП). Последняя конструкция такого провода — СИП-3. Это одножильный самонесущий провод с защитным покровом. Жила выполнена из алюминиевого сплава высокой прочности или из сталеалюминия.

Рекомендуемая область применения проводов различных марок приведена в табл. 3.2.

Таблица 3.2

Окончание табл. 3.2

Ориентировочная ширина коридоров ВЛ, а также площади постоянного отвода земли под опоры ВЛ приведены в табл. 3.3 и 3.4. Критерии определения площадей отвода земли под опоры ВЛ приведены в постановлении Правительства РФ от 11 августа 2003 г. № 486.

Таблица 3.3

Таблица 3.4

Окончание табл. 3.4

Расчетные данные сталеалюминиевых, алюминиевых и проводов из алюминиевых сплавов приведены в табл. 3.5 и 3.6.

Таблица 3.5

Окончание табл. 3.5

Таблица 3.6

Окончание табл. 3.6

Минимальные диаметры проводов ВЛ по условиям короны и радиопомех приведены в табл. 3.7.

Таблица 3.7

Расчетные данные ВЛ 35 кВ и выше со сталеалюминиевыми проводами приведены в табл. 3.8 и 3.9.

Потери активной мощности в продольном сопротивлении схемы замещения ВЛ 110 и 35 кВ можно определять по рис. 3.1. При этом cos φ был принят равным 0,9; при иных значениях cos φ значения потерь мощности умножаются на 0,81/cos2 φ.

Таблица 3.8

Таблица 3.9

Потери мощности на корону могут быть приняты по данным табл. 3.10.

Таблица 3.10

Нормы продолжительности строительства ВЛ (СНиП 1.04.03–85) и продолжительность проектирования (по данным института «Энергосетьпроект») приведены в табл. 3.11. Практика проектирования последних лет позволяет считать данные табл. 3.11 завышенными.

Таблица 3.11

Окончание табл. 3.11

 

3.1.2. Выбор сечения проводов ВЛ

Технико-экономические расчеты по выбору сечения проводов каждой конкретной линии выполняются для ВЛ 750 кВ и выше и передач постоянного тока. При проектировании ВЛ напряжением до 500 кВ включительно выбор сечения проводов производится по нормированным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения экономической плотности тока.

Суммарное сечение (F) проводов фазы проектируемой ВЛ составляет

где I p — расчетный ток, А;

J k  — нормированная плотность тока, А /мм2.

В соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) нормированы следующие значения плотности тока для ВЛ 35—500 кВ (табл. 3.12).

Значение I p определяется по выражению

I p =I5 × α i  × α t ,

где I5 — ток линии на пятый год ее эксплуатации в нормальном режиме, определяемый для системообразующих линий основной сети по расчетным длительным потокам мощности. Для линий распределительной сети I p определяется расчетом потокораспределения при прохождении максимума нагрузки энергосистемы;

α i — коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии. Для линий 110–220 кВ значение α может быть принято равным 1,05, что соответствует математическому ожиданию этого коэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки. Для ВЛ 330 и 500 кВ а i определяется по кривым рис. 3.2. Значения i1 = I1/I5 и i 2 = I10 /I5 характеризуют отношение расчетного тока первого и десятого годов эксплуатации к величине тока пятого года эксплуатации. В практических расчетах a i меняется в пределах от 0,6 до 1,65.

Таблица 3.12

При пользовании кривыми рис. 3.2 I10 принимается не более 2 (кроме ВЛ 330 кВ длиной более 200 км и 500 кВ — более 500 км, для которых I10 принимается не более 1).

Коэффициент α t учитывает число часов использования максимальной нагрузки ВЛ (Тmax), а коэффициент Км — отражает участие нагрузки ВЛ в максимуме энергосистемы (табл. 3.13)

Таблица 3.13

Для линий с максимумом нагрузки летом или в часы снижения нагрузки энергосистемы (при Км ≤ 0,5) I5 принимается по максимальной нагрузке линии, а α t — равным 0,4.

Сечения проводов на ответвлениях от основной ВЛ длиной до 2 км, сооружаемых одновременно с основной линией, принимается таким же, как и на основной линии. Для заходов действующих ВЛ на новые ПС сечение провода выбирается, как правило, не меньшим, чем на основной линии.

При пользовании нормированными значениями плотности тока необходимо также руководствоваться следующим. Приведенные выше значения относятся только к проектируемым линиям и не являются критерием экономической нагрузки существующих линий. На таких линиях по сравнению с прокладкой дополнительных цепей или заменой проводов проводами больших сечений допускается превышение (вплоть до двукратного) нормативных величин плотности тока.

Увеличение числа цепей сверх необходимого по условиям надежности электроснабжения в целях удовлетворения требований по экономической плотности тока обосновывается технико-экономическим расчетом. При этом во избежание увеличения числа линий или цепей также допускается превышение нормативных величин плотности тока вплоть до двукратных значений.

Для ВЛ 110–220 кВ основной сети, сооружаемых на территории крупных городов, рекомендуется применять сечения проводов не менее 240 и 400 мм2 соответственно.

В табл. 3.14 приведены значения передаваемой мощности по ВЛ 35—500 кВ, соответствующие нормированной плотности тока.

Выбранное сечение провода должно быть проверено по допустимой токовой нагрузке по нагреву Iдоп.:

Iр.н. ≤ Iдоп.,

— расчетный ток для проверки проводов по нагреву (средняя токовая нагрузка за полчаса); при этом расчетными режимами могут являться нормальные или послеаварийные режимы, а также периоды ремонтов других элементов сети, возможных неравномерностей распределения нагрузки между линиями и т. п.

Таблица 3.14

Допустимые длительные токи и мощности для неизолированных проводов марок АС и АСК приведены в табл. 3.15, а поправочные коэффициенты на температуру воздуха для неизолированных проводов — в табл. 3.16.

Таблица 3.15

Таблица 3.16

Проверке по условиям короны подлежат ВЛ 110 кВ и выше, прокладываемые по трассам с отметками выше 1500 м над уровнем моря. При более низких отметках проверка не производится, если сечения проводов равны минимально допустимым по условиям короны или превышают их.

Проверке по допустимым потерям и отклонениям напряжения ВЛ 35 кВ и выше не подлежат, так как повышение уровня напряжения путем увеличения сечения проводов таких линий по сравнению с применением трансформаторов с РПН или средств компенсации реактивной мощности экономически не оправдывается.

 

3.1.3. Технические показатели отдельных ВЛ

Характеристики и технические показатели отдельных ВЛ 110 — 1150 кВ, построенных в последние годы, приведены в табл. 3.17— 3.22.

Таблица 3.17

Таблица 3.18

Таблица 3.19

Окончание табл. 3.19

Таблица 3.20

Таблица 3.21

Окончание табл. 3.21

Таблица 3.22

Окончание табл. 3.22

 

3.2. Кабельные линии

Общая протяженность КЛ напряжением 110 кВ и выше в России по состоянию на начало 2010 г. составила около 1580 км (по цепям).

Кабельные линии 110 и 220 кВ в отечественной практике нашли применение при построении сети крупнейших городов, в схемах электроснабжения химических, нефтеперерабатывающих, металлургических, автомобильных и других промышленных предприятий, выдачи мощности электростанций, преодоления водных преград и в других случаях.

В схемах электрических сетей с использованием КЛ 110–220 кВ получили распространение радиальные и цепочечные схемы построения сети.

В мировой практике в 1970-1980-е гг. прошлого столетия использование кабелей 220 кВ и выше переменного и постоянного тока было связано преимущественно с преодолением водных преград (реки, проливы). В последние годы наряду с этим все более широкое применение получают кабельные прокладки сверхвысокого напряжения (СВН) при организации глубоких вводов в центральные районы крупнейших городов. Помимо надежного электроснабжения КЛ СВН обеспечивают максимальное сохранение окружающей среды и позволяют избежать строительства ВЛ на территории городов.

Совершенствование конструкции и технологии изготовления позволило создать более совершенные кабели традиционного типа и активно вести новые разработки. В настоящее время европейскими производителями кабельной продукции разработаны, испытаны и созданы промышленные образцы кабеля СВН рекордной пропускной способности напряжением:

до 1000 кВ маслонаполненные с поперечным сечением токоведущей части 2500 мм2, пропускная способность 3 млн кВт;

до 500 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена с поперечным сечением токоведущей части 2500 мм2, пропускная способность 1,9 млн кВт.

В ряде стран разрабатываются КЛ повышенной пропускной способности на базе использования явления сверхпроводимости.

Указанные работы в настоящее время не вышли из стадии опытно-промышленных разработок. Принципиально КЛ состоит из трех компонентов: криогенный кабель, рефрижираторное и вспомогательное оборудование и концевые устройства (токовводы). Для охлаждения токоведущих элементов КЛ до криогенных температур (меньше 120 K) в качестве хладагентов используются сжиженные газы (гелий в жидком или сверхкритическом состоянии и др.), а в качестве материала токопроводящих жил — ниобий и другие материалы. Пропускная способность криогенной КЛ переменного тока при напряжениях 110–500 кВ оценивается величинами соответственно 2,5–5,4 ГВА.

В 2004 г. в США был завершен проект по созданию участка (350 м) высокотемпературной сверхпроводящей кабельной линии. Полученный жидкий криоген с температурой -321 °F прокачивается через КЛ.

 

3.2.1. Основные типы и марки кабелей

Основные типы силовых кабелей напряжением 6—10 кВ и выше приведены в табл. 3.23, стандартные сечения кабелей — в табл. 3.24— 3.26. Обозначения марок кабелей приведены ниже.

Таблица 3.23

Таблица 3.24

Окончание табл. 3.24

Таблица 3.25

Таблица 3.26

В настоящее время применяют, как правило, кабели с алюминиевыми жилами в алюминиевой оболочке. Применение кабелей с медными жилами требует специального обоснования. Для КЛ, прокладываемых в земле и воде, применяют бронированные кабели. Применение кабелей в свинцовой оболочке предусматривается для прокладки подводных линий, в шахтах, опасных по газу и пыли, для прокладки в особо опасных коррозионных средах. В остальных случаях при невозможности использовать кабели в алюминиевых или пластмассовых оболочках их замена на кабели в свинцовых оболочках требует специального обоснования.

В последние годы в сетях зарубежных энергосистем получили широкое распространение кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена (российское обозначение СПЭ, английское — XLPE). Кабели среднего напряжения из сшитого полиэтилена занимают 80–85 % рынка в США и Канаде, 95 % — в Германии и Дании, 100 % — в Японии, Финляндии, Швеции и Франции. Основные достоинства кабелей со СПЭ-изоляцией:

изготавливаются на напряжение до 500 кВ;

срок службы кабелей составляет не менее 30 лет;

пропускная способность в зависимости от условий прокладки на 15–30 % выше, чем у кабелей с бумажной или маслонаполненной изоляцией, так как кабели со СПЭ-изоляцией рассчитаны на длительную работу при температуре жилы 90 °C, а их бумажно-масляные аналоги допускают нагрев до 70 °C;

отвечают экологическим требованиям;

прокладка и монтаж меньше зависят от погоды и могут проводиться даже при температуре -20 °C;

значительно дешевле и проще становятся обслуживание и ремонт при механических повреждениях, существенно легче выполняются прокладка и монтаж соединительных муфт и концевых заделок в полевых условиях;

возможность прокладки по трассе с неограниченной разницей уровней;

меньший вес и допустимый радиус изгиба; большая строительная длина

В РФ кабели со СПЭ-изоляцией изготовляются в ОАО «Севкабель», «Москабель» и др.

Для кабелей с нормально пропитанной бумажной изоляцией наибольшая допустимая разность уровней между точками прокладки приведена в табл. 3.27. Разность уровней для кабелей с нестекающей пропиткой, пластмассовой и резиновой изоляцией не ограничивается. Максимальная возможная разность уровней в маслонаполненных КЛ низкого давления составляет 20–25 м. Для кабелей высокого давления (в стальных трубах) возможная разность уровней между стопорными муфтами определяется минимально допустимым снижением давления масла в трубопроводе до 1,2 МПа. Нормальное давление масла принимается равным (1,5 ± 2 %) МПа, максимальное — согласовывается с заводом-изготовителем.

Таблица 3.27

Максимальные строительные длины силовых кабелей приведены в табл. 3.28. Для маслонаполненных кабелей 110 кВ и выше стандартная строительная длина составляет до 800 м. Завод-изготовитель уточняет строительные длины таких кабелей в соответствии с проектом прокладки линии. Расчетные данные кабелей с бумажной изоляцией до 35 кВ, маслонаполненных кабелей 110 и 220 кВ и кабелей с пластмассовой изоляцией приведены в табл. 3.29—3.31.

Таблица 3.28

Таблица 3.29

Таблица 3.30

Таблица 3.31

 

3.2.2. Условия прокладки кабельных линий

Кабельные линии находят преимущественное применение в условиях промышленной и городской застройки, т. е. в районах, где прокладка ВЛ встречает большие затруднения. В городах и промышленных зонах КЛ прокладывают, как правило, в земле (траншеях) по непроезжей части улиц (под тротуарами) и по техническим полосам (газоны с кустарниковой посадкой). На территориях, насыщенных подземными коммуникациями, прокладку КЛ выполняют в коллекторах и туннелях. При пересечении проезжей части улиц КЛ прокладывают в блоках или трубах.

Марки кабелей, рекомендуемые для прокладки в земле (траншее), в воздухе и воде приведены в табл. 3.32-3.35.

Таблица 3.32

Таблица 3.33

Таблица 3.34

Окончание табл. 3.34

Таблица 3.35

 

3.2.3. Выбор сечения. Токовые нагрузки кабелей

Выбор сечения КЛ выполняется по нормативной плотности тока, установленной в зависимости от конструкции кабеля и числа часов использования максимальной нагрузки (табл. 3.36).

Таблица 3.36

Экономическая мощность КЛ, рассчитанная по нормированной плотности тока, приведена в табл. 3.37 и 3.38.

Таблица 3.37

Таблица 3.38

Таблица 3.39

Сечение жил кабеля, выбранное по нормированным значениям плотности тока, должно удовлетворять условиям допустимого нагрева в нормальных и послеаварийных режимах работы.

В ряде случаев (например, при прокладке в воздухе) сечение кабеля определяется допустимой длительной нагрузкой, которая (особенно для маслонаполненных кабелей) ниже экономической. Значение допустимого длительного тока для кабелей зависит от конструкции кабеля, условий прокладки, количества параллельно проложенных кабелей и расстояния между ними.

Для каждой КЛ должны быть установлены наибольшие допустимые токовые нагрузки, определяемые по участку трассы с наихудшими тепловыми условиями при длине участка не менее 10 м.

Длительно допустимые токовые нагрузки для разных марок кабелей напряжением до 35 кВ при различных условиях прокладки принимаются в соответствии с ПУЭ. В табл. 3.40-3.42 приведены допустимые длительные мощности КЛ, рассчитанные при среднем эксплуатационном напряжении (1,05 Uном).

Допустимые нагрузки для маслонаполненных кабелей в большой степени зависят от условий прокладки. Данные табл. 3.38 приведены для среднерасчетных условий и конструкций отечественных кабелей переменного тока. Приведенные значения соответствуют длинам, не превышающим 8-10 км. Для КЛ длиной более 10 км определение передаваемой мощности производится специальным расчетом или ориентировочно по данным рис. 3.3.

Допустимые длительные мощности соответствуют условию прокладки в земле одного кабеля. При прокладке нескольких кабелей вводятся поправочные коэффициенты: 0,9 — для двух кабелей, 0,77 — для четырех, 0,72 — для шести кабелей. При прокладке в воздухе и воде допустимые длительные мощности соответствуют любому количеству кабелей.

Данные табл. 3.40-3.42 определены исходя из температуры окружающей среды: при прокладке кабеля в земле +15 °C и при прокладке в воздухе (туннеле) +25 °C. При другой температуре окружающей среды данные умножают на коэффициенты, приведенные в табл. 3.43.

Таблица 3.40

Таблица 3.41

Таблица 3.42

Окончание табл. 3.42

Таблица 3.43

Для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией напряжением до 10 кВ, несущих нагрузки меньше допустимых, кратковременную перегрузку допускается принимать в соответствии с таблицей 3.44.

Таблица 3.44

На период ликвидации послеаварийного режима для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена допускается перегрузка до 17 % номинальной при их прокладке в земле и до 20 % при прокладке в воздухе, а для кабелей из поливинилхлоридного пластика и полиэтилена — до 10 % при их прокладке в земле и в воздухе на время максимума нагрузки, если его продолжительность не превышает 8 ч в сутки, а нагрузка в остальные периоды времени не превышает 1000 ч за срок службы кабелей.

Для кабелей, находящихся в эксплуатации более 15 лет, перегрузка по току не должна превышать 10 %.

Допустимый ток нагрузки одноцепных и двухцепных КЛ 110–220 кВ, проложенных в земле и воздухе, приведен в табл. 3.45—3.51. В случае двухцепных линий ток приведен для одной цепи.

В табл. 3.49-3.50 указан допустимый ток нагрузки одноцепных и двухцепных линий 110 и 220 кВ, проложенных в земле кабелем марки МВДТ.

Расстояние между центрами параллельных линий высокого давления, проложенных в земле, при расчете взаимного теплового влияния принято равным 800 мм. Допустимые нагрузки линий высокого давления, проложенных в земле, даны для случаев как естественного, так и искусственного охлаждения кабелей с помощью продольной циркуляции масла со скоростью 0,1 м/с, осуществляемой на участках различной длины.

В таблице 3.51 указан допустимый ток нагрузки линий 110 и 220 кВ, проложенных в воздухе кабелями МВДТ.

При прокладке в воздухе влияние параллельных линий высокого давления не учитывалось.

Таблица 3.45

Таблица 3.46

Таблица 3.47

Таблица 3.48

Таблица 3.49

Таблица 3.50

Таблица 3.51

Для маслонаполненных КЛ 110–220 кВ разрешается перегрузка до повышения температуры жилы не более чем на 10 °C выше нормированной заводом. При этом длительность непрерывной перегрузки не должна превышать 100 ч, а суммарная — 500 ч в год. Этим условиям примерно соответствуют кратности перегрузок, указанные в табл. 3.52.

Таблица 3.52

Кабель 110 кВ с пластмассовой изоляцией при заполнении суточного графика нагрузки 0,8 допускает перегрузку в 1,2 раза.

При прокладке нескольких кабелей в земле, а также в трубах продолжительно допустимые мощности (токи) должны быть уменьшены путем введения соответствующих коэффициентов (табл. 3.53).

Для кабелей, проложенных в земле, продолжительно допустимые мощности (токи) приняты из расчета, что удельное тепловое сопротивление земли составляет 1,2 мК /Вт. Если сопротивление отличается от указанного, следует применять поправочные коэффициенты по табл. 3.54.

Таблица 3.53

Таблица 3.54

Удельные емкостные токи однофазного замыкания на землю кабелей 6-35 кВ с бумажной изоляцией и вязкой пропиткой приведены в табл. 3.55.

Таблица 3.55

Технические параметры кабелей 10–70 кВ и 110–500 кВ с пластмассовой изоляцией фирмы «АВВ» приведены в табл. 3.56-3.68 В табл. 3.56-3.59 приведены длительно допустимые токи для одножильных кабелей с пластмассовой изоляцией 10–70 кВ и 110500 кВ, проложенных в земле и воздухе.

Таблица 3.56

Таблица 3.57

Таблица 3.58

Таблица 3.59

Поправочные коэффициенты для одножильных кабелей с пластмассовой изоляцией приведены в табл. 3.60-3.68

Поправочный коэффициент на сечение экрана применяется к одножильным кабелям, проложенным треугольником при заземлении экранов с двух сторон. Поправочный коэффициент на сечение экрана при заземлении с одной стороны или при транспозиции экранов не применяется. Поправочный коэффициент к таблицам 3.56 и 3.57 приведен в табл. 3.60

Таблица 3.60

Поправочный коэффициент к таблицам 3.58 и 3.59 приведен в табл. 3.61.

Таблица 3.61

В табл. 3.62-3.68 приведены поправочные коэффициенты: при прокладке кабелей в земле на глубину прокладки (табл. 3.62), на температуру грунта (табл. 3.63), на термическое удельное сопротивление грунта (табл. 3.64), на межфазное расстояние (табл. 3.65,

Таблица 3.62

Таблица 3.63

Таблица 3.64

Таблица 3.65

Таблица 3.66

Таблица 3.67

Поправочный коэффициент на кабели, проложенные в воздухе, приведен в табл. 3.68.

Таблица 3.68

Кабель с СПЭ-изоляцией может подвергаться перегрузкам с температурой свыше 90 °C, но как можно реже; при этом температура жилы может достигать 105 °C. Отдельные аварийные перегрузки не нанесут значительных повреждений кабелю. Тем не менее частота и длительность таких перегрузок должны быть сведены к минимуму.

Пример применения поправочных коэффициентов

Две группы кабелей с СПЭ-изоляцией на напряжение 110 кВ с алюминиевыми жилами 1x500/150 мм2, проложенные в земле треугольником. Экраны заземлены с двух сторон, температура жилы 90 °C. По табл. 3.59 определяется номинальный ток 595 А без поправки.

Линии напряжением 6—10–20 кВ подлежат проверке на максимальную потерю напряжения от ЦП до удаленной трансформаторной ПС (ТП) 6-10-20 кВ.

Опыт проектирования линий 6-10-20 кВ показывает, что достаточно анализировать только режимы крайних ТП: ближайшей к ЦП и наиболее удаленной.

Средние значения потерь напряжения в КЛ 6-10-20 кВ составляют 5–7 %, при этом меньшие значения соответствуют длинным, а большие — коротким линиям 0,4 кВ, отходящим от ТП 6—10–20/0,4 кВ. Линии 6-10 кВ, идущие к электроприемникам этого напряжения, проверяются на допустимые отклонения напряжения, регламентируемые ГОСТ 13109-97.

Кабельные линии (кроме защищаемых плавкими предохранителями) подлежат проверке по термической стойкости при токах КЗ. Температура нагрева проверяемых проводников при КЗ должна быть не выше следующих предельно допустимых значений, °С:

Кабели до 10 кВ включительно с изоляцией:

бумажно-пропитанной — 200;

поливинилхлоридной или резиновой — 150;

полиэтиленовой — 120;

Кабели 20-220 кВ — 125.

Предельные значения установившегося тока КЗ, соответствующего термической стойкости кабелей 10 кВ с медной и алюминиевой жилой и бумажной изоляцией, приведены на рис. 3.6.

Наибольшее развитие в России получили сети 6 кВ, на их долю приходится около 50 % протяженности сетей среднего напряжения. Одним из направлений развития сетей среднего напряжения является перевод сети 6 кВ на 10 кВ. Это наиболее сложно осуществить в городских сетях, где сеть 6 кВ выполнена кабелем.

Влияние повышенного напряжения на срок службы кабелей, переведенных с 6 на 10 кВ, определяет следующую последовательность принятия решений.

Целесообразность использования кабелей 6 кВ на напряжении 10 кВ или их замены при переводе КЛ 6 кВ на напряжение 10 кВ следует определять исходя из технико-экономического анализа с учетом местных условий. При этом следует учитывать, что сроки работы кабелей 6 кВ, переведенных на напряжение 10 кВ, в зависимости от их состояния на момент перевода и с учетом режимов работы линий распределительной и питающей городской сети (до и после перевода), а также предшествующего срока работы кабелей на номинальном напряжении могут быть приняты равными:

20 годам — для кабельных линий городской распределительной сети со сроком эксплуатации кабелей до перевода не более 15 лет;

15 годам — для кабельных линий городской распределительной сети со сроком эксплуатации кабелей до перевода более 15 лет и для кабельных линий, токовая нагрузка которых после перевода в течение ближайших пяти лет может превысить 0,5 длительно допустимой;

8-12 годам — для линий городской питающей сети и для кабельных линий, токовая нагрузка которых после перевода будет превышать 0,5 длительно допустимой.

Следует считать, что указанные сроки работы кабельных линий после их перевода с 6 кВ на напряжение 10 кВ не являются предельными и могут быть увеличены с учетом технического состояния кабельных линий и степени старения и износа изоляции кабелей.

По истечении указанных сроков эксплуатации кабельных линий, переведенных с 6 кВ на напряжение 10 кВ, степень старения и износа изоляции рекомендуется устанавливать путем измерения электрических характеристик (сопротивления изоляции, тангенса угла диэлектрических потерь), вскрытия и разборки трех образцов кабелей одного и того же года прокладки и перевода на повышенное напряжение и определения значения эквивалентного напряжения пробоя.

Потери электроэнергии в кабеле складываются из потерь в токоведущей части и изоляции кабеля. Потери в токоведущей части определяются в зависимости от номинального напряжения, материала жилы и загрузки КЛ, а в изоляции кабелей — от напряжения и тангенса угла диэлектрических потерь. Для эксплуатируемых в настоящее время кабелей годовые потери электроэнергии в изоляции составляют:

Меньшие значения относятся к кабелям малых сечений.