Размещение воздушных линий глубоких вводов встречает затруднения при построении генплана предприятия, которые значительно возросли в связи с резким увеличением плотности застройки предприятий при объединении производств, входящих в комплекс комбината, в общие блоки. На предприятиях с загрязненной и агрессивной атмосферой или в их районах проблема открытого прохождения воздушных линий еще более усложняется. Специальные защитные и профилактические мероприятия значительно усложняют и удорожают эксплуатацию и все же не гарантируют надежную работу воздушных линий. На таких предприятиях целесообразно применение взамен воздушных линий маслонаполненных кабелей 110—220 кВ. В этих кабелях масло находится под постоянным избыточным давлением, создаваемым специальными подпиточными устройствами. Имеются кабели низкого давления до 1-105 Па, среднего давления до 3-10+5 Па, высокого давления до 10-10+5 Па.
Кабели 110 кВ на промышленных предприятиях применяются вследствие того, что линии глубоких вводов, как правило, имеют длину не более 1,0—1,5 км. Применение кабелей напряжением 220 кВ может оказаться целесообразным, если на этом напряжении происходит питание предприятия и не требуется промежуточной трансформации. Поэтому ниже речь будет идти главным образом о применении кабелей 110 кВ.
Выбор марок и трассы кабелей и способов их прокладки на территории предприятия производится в зависимости от агрессивности почвы и воздуха и от насыщенности территории различными подземными и надземными коммуникациями.
На промышленных предприятиях рекомендуется преимущественно применять кабели среднего давления на напряжение 110 кВ по следующим соображениям:
- по трассе встречаются большое число различных подземных сооружений и коммуникаций, для обхода которых необходимы повороты со сравнительно малым радиусом, чему удовлетворяют кабели среднего давления;
- протяженность кабельных линий глубоких вводов на предприятиях невелика, профиль трассы ровный. Поэтому вопрос о подпитке маслонаполненных кабелей среднего давления решается относительно легко при помощи установки баков с одного или двух концов линии, так как при ровном профиле трассы расстояние между подпитывающими пунктами может быть принято до 1,5 км и поэтому в большинстве случаев не потребуется промежуточной подпитки;
- низкая температура затвердевания масла, нижний предел которой составляет минус 55°С (по ГОСТ до —45°С);
- большой диапазон давлений (см. ниже), что дает возможность увеличить допустимую разность уровней по трассе кабеля и, следовательно, расстояние между баками подпитки;
- экономичность кабелей среднего давления в условиях промышленных предприятий.
Кабели среднего давления изготовляются в свинцовой оболочке сечением жил 120, 150, 185, 240 (270), 300 (350), 400 (425), 500 (550), 625, 600 мм2 и в алюминиевой оболочке сечением жил 150, 185, 240, 270 мм3. Для прокладки в траншеях применяются кабели марок МССА или МСАВу в нормальных условиях и марок МСАВК и МССШв с упрочняющими оболочками. Для прокладки в туннелях применяются кабели марок МСС, МССШв и МСАВ. Для прокладки под водой и в болотистой местности — кабели марки МССК.
Кабельные линии 110—220 кВ успешно применяются в энергосистемах. Они получили значительное распространение за рубежом, в частности в США, ФРГ, Швеции, Норвегии. При этом за рубежом применяется как подземная, так и надземная прокладка таких кабелей на эстакадах.
Практика эксплуатации в энергосистемах выявила высокую надежность работы кабелей 110 кВ. Зарубежная практика также показывает очень малую аварийность маслонаполненных кабелей 110—220 кВ даже по сравнению с кабелями 6—10 кВ.
Экономическая целесообразность применения кабельных линий 110—220 кВ должна определяться с учетом экономии, получаемой на стоимости территории предприятия по сравнению с применением ВЛ. Стоимость территории по имеющимся данным по ряду производств с учетом инженерных коммуникаций составляет 100—200 тыс. руб. за гектар. При ширине 20 м трассы линии 110 кВ эта стоимость за 1 км составит 200—400 тыс. руб. Если даже только часть этой суммы отнести за счет воздушной линии, то суммарная стоимость ее сооружения становится вполне соизмеримой со стоимостью кабельной линии. При этом не учтено возможное сокращение длины кабельной линии по сравнению с воздушными. Сравнение кабельных и воздушных линий по одному конкретному объекту показало, что трасса линии уменьшилась примерно в 2 раза, а потери энергии — в 2,5 раза. Сравнение по другому объекту показало, что только за счет сокращения трассы при кабельном варианте его стоимость оказалась всего лишь в 2,9 раза выше, чем при воздушном варианте, даже без учета разницы в стоимости территории. При сопоставлении вариантов воздушных и кабельных линий следует также учитывать затраты на защитные противокоррозионные устройства и на повышенную изоляцию ВЛ и подстанций 110 кВ, а также возникающие в эксплуатации расходы на ремонт и даже замену участков воздушных линий вследствие коррозии проводов, опор и загрязнения изоляторов. При кабельном варианте сокращаются расходы по грозозащите. К тому же надежность кабельного варианта несомненно выше, чем воздушного.
Кабельные линии легче подвести к подстанциям глубоких вводов 110—220 кВ, располагаемым непосредственно у производственных зданий. Это позволяет сэкономить цветной металл, уменьшить потери электроэнергии и падение напряжения во вторичных цеховых сетях.
Поэтому при выборе вариантов кабельных или воздушных линий необходимо технико-экономическое сравнение по расчетным затратам с учетом всех приведенных выше факторов. Следует также иметь в виду, что с расширением области применения кабелей 110—220 кВ масштабы их производства будут увеличиваться и цена снижаться.
Особенно целесообразно применение кабелей 110 кВ при реконструкции электроснабжения действующих металлургических заводов и других предприятий, где территория бывает особо стеснена различными сооружениями.
При применении кабельных линий 110 кВ возможны как радиальные блочные схемы (блок линия — трансформатор), так и магистральные схемы с отпайками от одной линии к нескольким трансформаторам.
Таблица 8-2
Нагрузочная способность, А, трехфазных кабельных линий 110 кВ среднего давления для кабелей марки МССА
В последнем случае необходима сложная разделка подходящих
и отходящих концов кабеля 110 кВ или же наличие специальных ответвительных тройниковых муфт. Поэтому радиальная схема с глухим присоединением трансформаторов предпочтительна по сравнению с магистральной.
Таблица 8-3
Нагрузочная способность А, трех фазных кабельных линий 220 кВ среднего давления для кабелей марки МССА
Нагрузочная способность кабелей зависит от способа прокладки, температуры окружающей среды, расстояния между кабелями, теплового сопротивления грунта, графика нагрузки.
В табл. 8-2 и 8-3 приведены допустимые токовые нагрузки трехфазных одноцепных и двухцепных кабельных линий 110 и 220 кВ среднего давления для кабелей марки МАССА, определенные ВНИИКП по методике МЭК [8-5] для прокладки их в земле на глубине около 1,5 м и в воздухе (в туннеле). Расчеты произведены исходя из следующих условий:
а) при прокладке в земле температура жилы кабеля принята 70°С, температура окружающей среды 15°С, кабели расположены по треугольнику впритык;
б) при прокладке в воздухе (в туннеле) температура жилы кабелей 110 кВ принята 80°С, а кабелей 220 кВ 70°С; температура окружающей среды 25°С; кабели расположены по треугольнику с расстоянием между осями кабелей 300 мм;
в) расстояние между центрами параллельных линий для расчета взаимного теплового влияния принято равным 650 мм;
г) оболочки кабелей по концам соединены между собой и заземлены. Заземление оболочек кабелей с двух сторон применяется для достижения безопасности при обслуживании кабелей.
Для кабелей марки МССК со стальной проволочной броней электрические нагрузки могут быть приняты в размере 94% значений, приведенных в табл. 8-2 и 8-3 для кабелей марки МССА при аналогичных условиях прокладки и эксплуатации при условии, что в кабелях МССК будут соединены и заземлены с двух сторон не только свинцовые оболочки, но и бронированная проволока разных фаз.
Если фактические условия прокладки и эксплуатации кабелей и исходные данные отличаются от принятых при расчете табл. 8-2 и 8-3, то расчетный ток следует определять по методике и формулам, приведенным в [8-5].
Для увеличения нагрузочной способности кабели в траншеях рекомендуется засыпать искусственным грунтом, состоящим из гравия и песка в соотношении 1: 1 по объему. Толщина слоя над кабелями и под ними 250—300 мм.
Следует иметь в виду, что при заземлении с двух сторон в оболочке кабеля протекает наведенный ток, равный 70—80% рабочего тока. Вследствие этого увеличивается температура кабеля и уменьшается его загрузочная способность. Для увеличения пропускной спо собности работающих кабельных линий за рубежом применяется разземление одного конца оболочки.
При параллельной прокладке кабелей на расстоянии менее 3 м тепловое сопротивление увеличивается и нагрузочная способность кабелей снижается. Так, например, при прокладке двух кабелей в одной траншее на расстоянии 0,5 м один от другого следует вводить коэффициент 0,9 на их нагрузочную способность.
При различных условиях прокладки, разных грунтах и т. п. нагрузочная способность кабелей определяется по участку с наиболее тяжелыми условиями, если длина его более 10 м.
Выбранное по нагрузочной способности сечение кабеля проверяется на термическую стойкость при протекании тока к. з., А:
(8-1), где Gж— масса жилы кабеля, кг/м; Сср=0,094 — средняя удельная теплоемкость меди, ккал/(кг-град); ∆θЖ=165°С — допустимая температура жилы кабеля при к. з.; q — сечение жилы, мм2; k — отношение активного сопротивления жилы при переменном токе к сопротивлению при постоянном токе (может быть принято равным 1); рСр —удельное сопротивление жилы при средней температуре при к. з.; t — длительность к. з.
Фактическую температуру жилы ∆θЖ, °C, при к. з. при данном значении Iк в сети можно определить по формуле
(8-2)
По экономической плотности тока маслонаполненные кабели не проверяются.
Для защиты кабеля от перенапряжений ВНИИКП рекомендует включать вентильный разрядник РВП-3 между оболочкой кабеля и заземляющим контуром.
Прокладка кабелей 110 и 220 кВ выполняется в траншеях или туннелях.
Прокладка в надземных галереях в настоящее время не применяется из-за затруднений, связанных с маслоподпиткой и обогревом кабелей.
Смешанная прокладка туннель — траншея нецелесообразна вследствие различной нагрузочной способности кабелей при этих способах прокладки, а также ввиду сравнительно малой протяженности кабельных линий на предприятиях.
Прокладка в траншеях наиболее экономична. Она применяется при числе кабелей до шести в однофазном исполнении (две цепи) при незначительной загруженности территории подземными коммуникациями, при отсутствии на трассе агрессивных по отношению к оболочке кабеля грунтов и если нет опасений разлить горячий металл и агрессивные жидкости иа участках трассы. Имеется два способа прокладки в траншеях. По первому способу кабели укладывают непосредственно в земле и располагают по треугольнику впритык один к другому.
Рис. 8-8. Прокладка маслонаполненных кабелей 110 кВ в траншее в железобетонных лотках.
1 — одножильные маслонаполненные кабели; 2 — железобетонная плита; 3 — песок или просеянная земля; 4 — асбоцементная труба; 5 — железобетонный лоток; 6 — железобетонная подготовка.
Кабельные линии разделяют железобетонными плитами; сверху кабели защищают плитами. Это позволяет ремонтировать одну цепь без нарушения работы другой. По второму способу прокладки в траншее кабели укладывают в железобетонных лотках типа Л2 серии ИС-01-04 (рис. 8-8) на глубине ниже промерзания грунта, но не менее 1,5 м от планировочной отметки. Лотки устанавливают на железобетонной подготовке. Сверху лотки перекрывают железобетонными плитами для защиты от механических повреждений. Кабели в лотках прокладывают на подсыпке из просеянного грунта и этим же грунтом засыпают сверху. Это улучшает отвод тепла, выделяемого кабелями, и повышает их пропускную способность.
В местах перехода под различными проездами и коммутациями кабели из траншей укладывают в асбоцементные трубы на бетонных плитах (рис. 8-8,в).
Соединительные муфты при траншейной прокладке могут быть размещены в железобетонных лотках или в подземных камерах (более предпочтительный способ), перед которыми целесообразно применить компенсаторы для создания запаса кабеля на случай перемонтажа муфт.
В условиях промышленных предприятий на некоторых участках прокладка кабелей 110 кВ в траншеях может вызвать затруднения, в частности в местах частых разрытий, возможного попадания жидкостей или расплавленного металла, в агрессивных почвах и т. п.
Рис. 8-9. Пример выполнения прокладки кабелей 110 кВ среднего давления в двустенном туннеле на 5 линий.
1 — кабель 110 кВ; 2 — кабели собственных нужд; 3 — светильник; 4 — пеногенератор; 5 — магистральный трубопровод; 6 — перегородка огнестойкая 0,25 ч; 7 — перегородка огнестойкая 0,75 ч.
На крупных металлургических заводах в подобных случаях применяется прокладка в туннелях.
Прокладка в туннелях рекомендуется при числе кабелей более шести (более двух цепей) независимо от характера трассы. На рис, 8-9 приведен пример прокладки кабелей 110 кВ среднего давления, так же прокладка контрольных кабелей и кабелей до 1 кВ для собственных нужд туннелей (вентиляция, освещение, пожаротушение, сигнализация и т. п.). Прокладка каких-либо других кабелей в общем туннеле с кабелями 110 кВ, как правило, не рекомендуется.
Между линиями 110 кВ разного назначения и ответственности, прокладываемыми на одной стороне туннеля, предусматриваются несгораемые перегородки с пределом огнестойкости 0,75 ч. Прокладка кабелей собственных нужд производится выше кабелей 110 кВ:
на общих конструкциях с кабелями 110 кВ с разделением их асбоцементной перегородкой с пределом огнестойкости 0,75 ч;
на отдельных конструкциях, располагаемых на противоположной стороне туннеля.
Указанные перегородки устанавливаются по всей трассе линий, включая вентиляционные камеры, камеры стопорных муфт и т, п.
В вентиляционных камерах предусматриваются также поперечные перегородки для деления туннеля на отсеки (длиной не более 120 м) и для выделения камер стопорных муфт и баков давления, которые помещаются между вентиляционными камерами.
На трассе туннеля предусматриваются компенсационные камеры, в которых создается запас кабелей по длине, необходимый для возможного перемонтажа соединительных и концевых муфт. Запас принимается не менее длины наибольшей муфты.
Соединительные муфты укладываются на прямолинейном участке туннеля без сооружения специальной камеры с сохранением расположения фаз.
Размещение линий 110 кВ на кабельных конструкциях выполняется с учетом их дальнейшего следования и направления выводов и разветвлений, чтобы уменьшить число изгибов кабеля, переходов его на противоположную стену и т. п. Укладку кабелей рекомендуется начинать с верхних полок конструкций. Кабели крепятся к конструкциям алюминиевыми скобами с резиновыми прокладками под ними. Предусмотрена возможность механизированной прокладки в туннелях кабелей сечением жилы до 625 мм2.
Радиус внутренней кривой изгиба кабелей в свинцовой или алюминиевой гофрированной оболочке принимается не менее R=25 (D + d), где D — наружный диаметр оболочки; d — наружный диаметр жилы. Для кабелей в нагофрированной алюминиевой оболочке R=30X(D+d).
Переход питающей воздушной линии 110—220 кВ в кабель, который может потребоваться на границе предприятия или его района, осуществляется через переходный пункт (рис. 8-10,а), на котором устанавливаются концевые муфты, разрядники и баки давления. На небольших предприятиях этот переход может быть осуществлен на конечной опоре ВЛ (рис. 8-10, б).
Рис. 8-10. Переход воздушной линии 110—220 кВ в кабель, a — в закрытом переходном пункте {ПП}; б — на опоре ВЛ.
При длине кабельной линии несколько километров необходимо производить транспозицию фаз одножильных кабелей для уменьшения наведенного напряжения в параллельных линиях связи.
Для подпитки маслом кабелей 110 кВ среднего давления применяется морозостойкое масло марки МН-4. Подпитка осуществляется на каждой секции КД при помощи герметически закрытых баков среднего давления БД 6-0,25 с начальным давлением 0,25·102 Па, от которых масло подводится по маслопроводам к стопорным или концевым кабельным муфтам, около которых и устанавливаются баки давления.
Стопорные муфты необходимы при длине линии более 2 км.
На рис. 8-11 показана установка БД в отдельном отсеке туннеля. При прокладке в траншее баки давления, стопорные и концевые муфты устанавливаются в подземных или наземных камерах, оборудованных вентиляцией, обогревом и освещением.
При числе баков до шести их допускается размещать в металлических шкафах на порталах или на опорах ВЛ.
Число баков подпитки определяется специальным расчетом, который производится с учетом отметок продольного профиля трассы кабельной линии и основных переходных режимов работы кабелей (100% нагрузки летом и 30% зимой). Применяется раздельная пофазная система подпитки. Практика применения кабелей 110 кВ на промышленных предприятиях показала, что как правило, достаточно подпитывать кабели с одной стороны. При этом на каждую фазу необходимо предусмотреть по два бака плюс один резервный на линию, а всего семь баков. Подпитка с двух сторон необходима при длине линии более 1,5—2 км, когда односторонняя подпитка не обеспечивает необходимых параметров линии по давлению при режимах указанных выше.
Следует иметь в виду, что давление масла в кабелях является важным показателем его исправности. При проектировании необходимо определять пределы и скорости допустимых изменений давления. Ниже приведены допустимые диапазоны давлений в элементах КЛ 110 кВ среднего давления;
При превышении во время эксплуатации этих установленных пределов кабельная линия или ее секция должны быть отключены. Обратное включение допускается лишь после выяснения и устранения причин увеличения давления масла.
Предусматривается контроль и сигнализация давления масла в кабеле путем установки на каждой фазе маслопровода электроконтактных манометров ЭКВМ-1у, контакты которых замыкаются при отклонениях от установленных пределов давления (рис. 8-11). Сигнализация давления масла выносится на пункт управления подстанций.
