Дистанционный раздел программы повышения квалификации руководителей и (стр. 21 )

Рис. 26. Конструкция кабеля 110- 500 кВ с изоляцией СПЭ

1 - круглая многопроволочная уплотнённая токопроводящая жила материал: АПвП, АПвПг, АПвП2г, АПвПу, АПвПуг, АПвПу2г, АПвВ, АПвВнг-LS — алюминий (А), ПвП, ПвПг, ПвП2г, ПвПу, ПвПуг, ПвПу2г, ПвВ, ПвВнг-LS — медь, сечение: от 01.01.01 кв. мм.;

2 - экран по жиле из экструдируемого полупроводящего сшитого полиэтилена;

3 - изоляция из сшитого полиэтилена (Пв);

4 - экран по изоляции из экструдируемого полупроводящего сшитого полиэтилена;

5 - разделительный слой:

-        из ленты полупроводящей крепированной бумаги;

-        для кабелей с индексом «г» и «2г» из полупроводящей водоблокирующей ленты;

6 - экран из медных проволок, скреплённых медной лентой*:

-        сечением не менее 16 кв. мм для кабелей с сечением жилы 50-120 кв. мм,

-        сечением не менее 25 кв. мм для кабелей с сечением жилы 150-300 кв. мм,

-        сечением не менее 35 кв. мм для кабелей с сечением жилы 400 кв. мм и более;

7 - разделительный слой:

-        из двух лент крепированной бумаги или прорезиненной ткани или полимерной ленты;

-        для кабелей с индексом «г» из двух лент крепированной бумаги или водоблокирующей ленты;

-        для кабелей с индексом «2г» из водоблокирующей ленты.

8 - разделительный слой:

-        из алюмополимерной ленты (для кабелей с индексом «2г»);

-        из слюдосодержащей ленты (для кабелей с оболочкой Внг-LS категории А).

9 - оболочка:

-        для АПвП, АПвПг, АПвП2г, ПвП, ПвПг, ПвП2г — из полиэтилена (П),

-        для АПвПу, АПвПуг, АПвПу2г, ПвПу, ПвПуг, ПвПу2г — из полиэтилена, увеличенной толщины (Пу);

-        для АПвВ, ПвВ из ПВХ пластиката (В);

-        для АПвВ, ПвВнг-LS из ПВХ пластиката пониженной пожароопасности (кабели выпускаются категорий А или В пожарной безопасности).

* Сечение экрана выбирается в зависимости от токов короткого замыкания, возможно введение в экран оптического датчика распределенной температуры.

  Арматура силовых кабелей

  В настоящее время в энергосистемах применяются различные виды кабельной арматуры. Из них наиболее известны концевые и соединительные муфты, разновидностями которых для концевых муфт являются муфты кабельных вводов, а для соединительных муфт — переходные и стопорные муфты. Многообразие конструктивных форм арматуры и особенностей ее монтажа определяются типами кабелей, для которых она используется и условиями эксплуатации.

  Количество и типы применяемой арматуры кабелей определяются проектной документацией по прокладке КЛ. Арматура должна иметь максимальную степень заводской готовности, обеспечивающую минимизирование влияния человеческого фактора при монтаже и вероятности повреждения элементов конструкции муфт при монтаже и транспортировке:

- «сухие» конструкции элегазовых вводов, соединительных и концевых муфт, адаптированные к монтажу кабелей с оптическими волокнами, интегрированными в экран кабеля, ориентированные на исключение применения жидких диэлектрических сред, кроме случаев, оговоренных в проектной документации;

- композитные изоляторы для концевых муфт наружной установки с различными длинами пути утечки в зависимости от степени загрязнения атмосферы на объекте;

- арматура, не требующая технического обслуживания;

- арматура, конструкция которой обеспечивает защиту от механических повреждений, проникновения воды и пыли;

- арматура, имеющая специальные адаптеры для периодического контроля уровней ЧР с помощью передвижных испытательных установок.

  Частичное разземление экранов кабелей и применение систем транспозиции:

- в однофазных кабелях до 500 кВ необходимо предъявлять повышенное внимание к выбору способа соединения и заземления экранов;

- выбор сечения экрана и его заземление должен осуществляться по условиям допустимого нагрева КЛ в нормальном режиме работы, а также в режиме КЗ, безопасности обслуживания с учетом количества и мест расположения коробок транспозиции и проектирования КЛ по принципу минимизации количества соединительных муфт;

- выбор способа обустройства экранов (частичное разземление или применение систем транспозиция) проводится индивидуально в каждом конкретном случае в зависимости, прежде всего, от величин токов короткого замыкания и условий безопасного проведения работ при эксплуатации и ТО.

Тема 3.4.  Режимы работы и энергосберегающие технологии

в электрических  сетях напряжением более 330 кВ 

  Режимом энергосистемы называется ее состояние, характеризуемое значениями генерируемых и передаваемых мощностей, напряжений, частоты, фазовых углов и других величин, называемыми параметрами режима.

  К основным параметрам, требующим постоянного контроля, относят напряжение, частоту в электрической системе, давление и температуру пара на тепловых или напор воды на гидроэлектростанциях.

  Режим районных электрических сетей неразрывно связан с режимом электростанций и потребителей, поэтому контроль за режимом этих сетей и его регулирование обычно ведет диспетчер системы.

  При работе в нормальном установившемся режиме значение основных параметров равны номинальным или лежат в пределах допустимых отклонений от них. Нагрузки изменяются медленно, что обеспечивает возможность плавного регулирования работы электростанций и сетей и удержание основных параметров в пределах допустимых норм. Однако могут происходить и резкие изменения режима отдельных звеньев, например, включение или отключение мощных линий или трансформаторов. В этих случаях после завершения переходного процесса, который продолжается доли секунды, снова наступает установившийся нормальный режим, когда значения параметров в контрольных точках системы оказываются в допустимых пределах.

  Согласно ПТЭ в нормальном режиме должны обеспечиваться: надежность работы системы, бесперебойность энергоснабжения потребителей, необходимое качество энергии и наибольшая экономичность. В аварийных и послеаварийных условиях выполнение некоторых из перечисленных требований не всегда может быть обеспечено. Тогда предпочтение отдается главному требованию надежности – поддержанию устойчивой работы электростанций, входящих в энергосистему.

  По этим причинам в послеаварийных режимах иногда приходится отключать часть наименее ответственных потребителей с целью поддержания нормальной частоты в системе (АЧР).

  В переходном неустановившимся режиме система переходит из одного установившегося состояния в другое. Такой режим наступает при внезапных изменениях в схеме и резких изменениях генераторных или потребляемых мощностей. В частности, это имеет место при авариях на станциях или в сетях, например, при коротких замыканиях и последующем отключении поврежденных элементов сети, резком падении давления пара или напора воды на одной или нескольких станциях и т. д. Во время аварийного переходного режима параметры режима системы в некоторых ее контрольных точках могут резко отклоняться от нормированных значений (в частности, вблизи от места повреждения).

  Послеаварийный установившийся режим наступает после локализации аварии в системе. Этот режим чаще всего отличается от нормального, так как в результате аварии один или несколько элементов системы (генератор, трансформатор, линия) будет выведены из работы. Параметры послеаварийного режима могут в той или иной степени отличаться от допустимых значений. Если значения этих параметров во всех контрольных точках системы являются допустимыми, то исход аварии считается благополучным. В противном случае, исход аварии неблагополучен и диспетчерская служба системы принимает немедленные меры к тому, чтобы привести параметры послеаварийного режима в соответствие с допустимыми нормами. Запас надежности, например, резерв или запас статической устойчивости (способность системы самостоятельно восстановить исходный режим при малых и медленно происходящих возмущениях, например, при постепенном незначительном увеличении или уменьшении нагрузки), в послеаварийном режиме может быть несколько ниже, чем в нормальном.

  Большая часть потерь электроэнергии (приблизительно 60—70 %) падает на линии и из них более половины на линии напряжением 10 кВ и ниже. Основными мероприятиями по снижению потерь электроэнергии в сетях являются:

  •         применение более высокой ступени напряжения по шкале номинальных напряжений;

  •         повышение уровня напряжения в сети путем применения устройств регулирования напряжения;

  •        регулирование активных и реактивных мощностей в отдельных звеньях сети;

  •        применение рациональных схем сети, позволяющих осуществлять наиболее экономичную загрузку линий и трансформаторов.

  Общие потери в электрических сетях складываются из технических и коммерческих потерь. Технические потери, вызваны расходом электрической энергии на передачу энергии. Коммерческие потери обусловлены несовершенством системы учета, и хищениями.

  В последние годы в России в среднем технические потери составили около 10,8 %. Для сравнения: в Турции - 10,9 %; США - 8,1 %; Великобритании - 8 %; Германии - 4,5%; Нидерландах - 4,3%. Коммерческие потери в России сегодня примерно такие же, как и технические.

  Технические потери разделяют на нагрузочные потери, потери холостого хода  и потери на корону.

  Потери холостого хода присущи трансформаторам, шунтирующим реакторам, батареям кон-денсаторов, используемыми для компенсации реактивной мощности. Эти потери задаются в паспортных данных и приводятся к номинальному напряжению.

  Потери на корону зависят от погодных условий, величин напряжений на проводах линий и на шинах подстанций, конструкций проводов и шин.