Министерство образования Республики Беларусь БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Кафедра «Электрические станции» ТОКОВЕДУЩИЕ ЧАСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ Методическое пособие М и н с к Б Н Т У 2 0 1 2 Министерство образования Республики Беларусь БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Кафедра «Электрические станции» ТОКОВЕДУЩИЕ ЧАСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ Методическое пособие для студентов специальностей 1-43 01 01 «Электрические станции», 1-43 01 03 «Электроснабжение» и 1-43 01 02 «Электроэнергетические системы и сети» М и н с к Б Н Т У 2 0 1 2 УДК 621.311.2.002.5-83+621.311.4.002.5-83 (075.8) ББК 31.277я7 Т 51 А в т о р ы : И.И. Сергей, В.А. Булат, В.Н. Мазуркевич, Е.Г. Пономаренко Р е ц е н з е н т ы : М.И. Фурсанов, В.Б. Козловская Т 51 Токоведущие части электростанций и подстанций: методическое пособие для студентов специальностей 1-43 01 01 «Электрические станции», 1-43 01 03 «Электроснабжение» и 1-43 01 02 «Электроэнер- гетические системы и сети» / И.И. Сергей [и др.]. – Минск: БНТУ, 2012. – 82 с. ISBN 978-985-525-547-6. Методическое пособие для студентов электроэнергетических специальностей предназначено для дипломного и курсового проек- тирования и теоретической подготовки по дисциплинам «Электриче- ская часть электрических станций и подстанций» и «Производство электроэнергии». Включает описание конструкций, а также методи- ки выбора и проверки по режиму короткого замыкания гибких про- водников, генераторных токопроводов и кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена. УДК 621.311.2.002.5-83+621.311.4.002.5-83 (075.8) ББК 31.277я7 ISBN 978-985-525-547-6 © БНТУ, 2012 3 1. ЭЛЕКТРОДИНАМИЧЕСКАЯ СТОЙКОСТЬ ТОКОВЕДУЩИХ КОНСТРУКЦИЙ С ГИБКИМИ ПРОВОДНИКАМИ 1.1. Токоведущие конструкции с гибкими проводниками электростанций и подстанций Типовыми решениями в открытых распределительных устройствах (ОРУ) напряжением 35 кВ и выше в качестве токоведущих частей ре- комендуются гибкие проводники тех же марок и сечений, что и для воздушных линий электропередачи ЛЭП. При указанных напряжени- ях в ОРУ с жесткой ошиновкой требуется большое количество опор- ных изоляторов. Опорные изоляторы и жесткие шины сравнительно дороги. Жесткие шины чувствительны к сейсмическим воздействиям, а также к просадкам и наклонам опорных конструкций, требуют точ- ной установки изоляционных опор и высокого качества строительно- монтажных работ. Они подвержены также ветровому резонансу, для борьбы с которым применяются специальные гасители вибрации. В проектной и эксплуатационной практике для системы подве- шенных проводов распределительных устройств (РУ) применяется термин «гибкая ошиновка». Широкое применение гибкой ошиновки в ОРУ напряжением 35 кВ и выше объясняется ее универсально- стью, простотой монтажа, высокой механической прочностью. Внедрение глубоких вводов 110–220 кВ в большие города и круп- ные промышленные предприятия и размещение ТЭЦ и ГРЭС на стесненных площадках, при неблагоприятных условиях работы изо- ляции, привели к необходимости применения закрытых РУ (ЗРУ), аппараты и ошиновка которых размещаются в специальном помеще- нии. В настоящее время ЗРУ 110–220 кВ сооружаются, как правило, с применением оборудования и ошиновки, предназначенных для ОРУ. Основными элементами гибкой ошиновки являются многопрово- лочные сталеалюминиевые провода марок АС, АСК, АСКП, А с но- минальными сечениями 70–1000 мм2. Для ошиновки ОРУ 500 кВ при- меняются также алюминиевые полые провода марки АП. В ОРУ напряжением 35–220 кВ крупных электростанций с целью обеспече- ния пропускной способности и экономической плотности тока при- меняется ошиновка с двумя проводами в фазе сечением 300–600 мм2 4 при расстоянии между проводами фазы, которое называют «шагом расщепления», – 0,12 м. Расщепление проводов при напряжении 330 кВ и выше обусловлено также необходимостью ограничения ко- ронного разряда. Так, в ОРУ напряжением 330 кВ принимается оши- новка из двух проводов в фазе; в ОРУ 500 кВ – провод АСО-500 при трех проводах в фазе и АП-500 – при двух. Шаг расщепления фазы равен 0,4– 0,6 м. Между проводами расщепленной фазы через 8–10 м по длине пролета, а также на спусках и шлейфах устанавливаются дистанцион- ные распорки. Однако указанное расстояние не является нормирован- ной величиной и может изменяться при проектировании. Типы ди- станционных распорок выбираются в зависимости от марки провода и расстояний между проводами в фазе. Как правило, применяются пар- ные распорки, т. е. распорки, скрепляющие между собой два провода. Так, в случае трех проводов в фазе распорки устанавливаются «ку- стами» по три распорки в кусте, а при четырех проводах – по пять штук в кусте: четыре по сторонам квадрата и одна по диагонали. Провода гибкой ошиновки подвешиваются к несущим конструк- циям портального типа, называемым порталами, посредством подвес- ных гирлянд изоляторов. Как правило, применяются натяжные гир- лянды изоляторов. В отдельных случаях используются поддержива- ющие гирлянды. Имеются компоновки ЗРУ, в которых одна из фаз гибкой ошиновки монтируется по конструктивным соображениям на опорных изоляторах. Гирлянды собираются из стеклянных изолято- ров типа ПС. Их длина составляет от 0,9 м на 35 кВ до 5 м на 500 кВ. Все соединения в гирлянде, а также крепление гирлянды к порталам выполняются шарнирно. Таким образом, гирлянда изоляторов пред- ставляет собой гибкую цепь элементов. Провода в ОРУ напряжением до 220 кВ в большинстве случаев подвешиваются на одинарных гир- ляндах, свыше 220 кВ – на двухцепных с раздельным креплением це- пей. Двухцепные гирлянды при напряжении до 220 кВ применяются в том случае, если одинарные не проходят по механической прочности. Гибкая ошиновка вместе с порталами образует расположенные рядами пролеты ячеек, куда подключены ЛЭП, трансформаторы и другие присоединения. В схемах со сборными шинами перпендику- лярно пролетам ячеек располагаются шинные пролеты, ошиновка которых проходит ярусом ниже. Они служат для создания электри- ческой связи присоединений между собой. Связь между соседними 5 пролетами выполняется с помощью шлейфов. Соединение гибких шин и электрических аппаратов РУ выполняется посредством отпа- ек. Отпайки крепятся к шинам с помощью ответвительных зажимов практически без натяжения. В пролетах типовых ОРУ имеется не более трех спусков к электрическим аппаратам. Минимальные и мак- симальные длины пролетов приняты в типовых ОРУ следующими: 12–23 м для ОРУ 35 кВ; 18–28 м для ОРУ 110 кВ; 20–40,5 м для ОРУ 220 кВ; 48–78 м для ОРУ 330 кВ и 61–98 м для ОРУ 500 кВ. В соответствии с правилами устройства электроустановок (ПУЭ) [1] порталы для подвески гибкой ошиновки ОРУ должны выпол- няться сборными железобетонными или из стали. В отдельных слу- чаях стойки порталов выполняются железобетонными, а траверсы (верхние части порталов) – металлическими. Высота порталов мо- жет быть весьма значительной и составлять для ячейковых проле- тов от 7,86 м на 35 кВ до 26 м на 500 кВ, для шинных пролетов – соответственно от 6,1 м до 17 м. На рис. 1.1–1.3 представлены наиболее длинные пролеты типо- вых ОРУ 110 и 330 кВ [2]. РУ таких классов напряжения получили наибольшее распространение на территории Республики Беларусь в составе электростанций и подстанций. На рисунках указаны разме- ры пролетов и расположение аппаратов. К токоведущим конструкциям с гибкими проводниками, нашед- шим применение на электростанциях, также относятся и гибкие то- копроводы. Первоначально они применялись лишь для соединения генераторов с трансформаторами и трансформаторов с шинами РУ. В настоящее время такие токопроводы применяются и на промыш- ленных предприятиях в качестве распределительных. Гибкие токо- проводы выполняются из нескольких неизолированных проводов (пучок), закрепленных равномерно по периметру специального кольца и подвешенных к опоре на подвесных изоляторах. Они име- ют малые потери и могут быть стойкими при больших токах корот- кого замыкания. Недостатки гибких токопроводов – это большие габариты и недостаточная стойкость к воздействию химически ак- тивной среды [3, с. 16]. Для предотвращения схлестывания прово- дов пучка устанавливаются внутрифазные распорки, расстояние между которыми определяется расчетом в зависимости от значения тока КЗ. Для предотвращения схлестывания фаз или их недопусти- 6 мого сближения, вызывающих повторное КЗ, устанавливаются изо- лирующие междуфазные распорки [3, с. 125]. 7 Р ис . 1 .1 . П ро ле т яч ей ки т ип ов ог о О Р У 1 10 к В д ли но й 27 ,5 м с д ву м я от па йк ам и на п ри м ер е М ин ск ой Т Э Ц -3 8 Р ис . 1 .2 . Ш ин ны й пр ол ет т ип ов ог о О Р У 1 10 к В д ли но й 27 м с д ву м я от па йк ам и на п ри м ер е М ин ск ой Т Э Ц -3 9 Р ис . 1 .3 . П ро ле т яч ей ки т ип ов ог о О Р У 3 30 к В д ли но й 77 ,5 м с о дн ой о тп ай ко й и п ов ор от ны м и ра зъ ед ин ит ел ям и 10 В соответствии с ПУЭ [1] расстояния в свету между токоведущими и заземленными частями (Аф–з)г, а также между токоведущими частя- ми соседних фаз (Аф–ф)г при их расположении в одной горизонтальной плоскости на открытом воздухе должны приниматься равными (Аф–з)г = Аф–з.наим + c ; (Аф–ф)г = Аф–ф.наим + c, (1.1) где Аф–ф.наим и Аф–з.наим – наименьшие допустимые расстояния в свету соответственно между соседними фазами и между фазами и зазем- ленными конструкциями [1, табл. IV-2-2]; α= sinfс ; где f – стрела провеса при температуре +15 ºС, м; QParctg=α ; где P – удельная нагрузка на фазу от ветра, даН/м; Q – удельный вес (на единицу длины) провода или пучка прово- дов в расщепленной фазе, даН/м. При определении (Аф–з)г и (Аф–ф)г по выражению (1.1) учитывает- ся возможность отклонения фаз гибкой ошиновки под воздействием ветра. Соответственно в ЗРУ эти расстояния принимаются меньши- ми, чем в ОРУ. В последующем с учетом принятых по (1.1) рассто- яний производится проверка гибкой ошиновки на электродинами- ческое действие токов КЗ. 1.2. Электродинамическое действие токов КЗ на гибкие проводники Гибкость проводов распределительных устройств позволяет им принимать форму, обусловленную внешними нагрузками. При про- текании по ним токов КЗ проводники соседних фаз начинают взаи- модействовать: вначале они отталкиваются, затем сближаются. В результате может произойти их сближение на недопустимо малое расстояние по условию электрической прочности изоляционного промежутка. Наибольшее сближение соседних проводников наблю- дается, как правило, при двухфазном КЗ. Таким образом, более ве- роятное КЗ на отходящих воздушных ЛЭП может сопровождаться вторичным КЗ на шинах РУ из-за их недопустимого сближения с по- следующим отключением всех присоединений. При схлестывании большие токи КЗ ведут к пережогу проволок проводов, что может явиться причиной их обрыва. На электрические аппараты РУ и опорные конструкции при КЗ воздействуют ударные нагрузки. 11 Под электродинамической стойкостью гибких проводов электро- установок понимают их способность противостоять электродинами- ческому действию токов КЗ до и после автоматического отключения цепи КЗ без повреждений. ПУЭ [1] указывает на ток КЗ в 20 кА, по достижении которого необходимо производить расчет гибких шин на электродинамическую стойкость. С возрастанием токов КЗ их элек- тродинамическое действие становится ключевым фактором, опреде- ляющим габариты и механические характеристики токоведущих кон- струкций с гибкими проводами при проектировании. Анализ и обобщение результатов экспериментальных исследо- ваний позволяет составить подробную картину поведения гибких проводов при КЗ. В траекториях движения проводов выделяют два участка. На первом провода движутся с ускорением под действием электродинамических усилий (ЭДУ). Началом второго участка яв- ляется положение провода в момент отключения КЗ. После отклю- чения движение провода определяется сочетанием действия инер- ционных и упругих сил и тяжения провода. Из-за влияния темпера- турных удлинений проводов, податливости опор, а также изменения формы проводов и гирлянд изоляторов траектории движения гиб- ких проводников приобретают более сложную форму. Существуют три типичные траектории движения проводов при коротком замы- кании (рис. 1.4). При сравнительно небольших токах КЗ траектория движения проводника напоминает траекторию движения маятника (рис. 1.4, а). С увеличением токов траектория становится сложнее (рис. 1.4, б), достигая в итоге предельной круговой формы (рис. 1.4, в). Как показано на рис. 1.5, во время вынужденного движения про- вод движется к точке наибольшего горизонтального отклонения max1y . После отключения КЗ он продолжает свое движение, расхо- дуя накопленную кинетическую энергию, и достигает наибольшего отклонения max2y . Минимальное расстояние между проводниками соседних фаз в процессе сближения, очевидно, будет зависеть от максимального отклонения max2y обоих проводников. От величины max1y будет зависеть, приблизится ли провод к заземленным кон- струкциям. Существенное влияние на характер вынужденного дви- жения оказывают спуски к электрическим аппаратам и гирлянды изоляторов, ограничивающие отклонения проводов. 12 αmax αк α m ax α к αк а б в 1 2 3 Рис. 1.4. Типичные траектории движения средней точки провода (разрез перпендикулярно пролету): 1 – статическое положение провода; 2 – средняя точка провода; 3 – траектория движения средней точки y z y1max y2max z1max z2maxf0 1 2 Rmax Рис. 1.5. Характерные отклонения расчетной точки провода: 1 – момент наступления max2T ; 2 – max3T Ударные нагрузки на аппараты и опорные конструкции опреде- ляются тяжениями, возникающими в гибких шинах при их движе- нии. Разным моментам движения провода при КЗ соответствуют характерные максимумы тяжения (рис. 1.5) [4]. Первый максимум max1T возникает только в расщепленной фазе и обусловлен внутри- фазным взаимодействием проводов. Он наступает через несколько 13 периодов тока промышленной частоты и характеризуется большой величиной. Второй максимум тяжений max2T наступает в момент времени, близкий к наибольшему горизонтальному отклонению фа- зы. Величина max2T может в несколько раз превышать тяжение провода в нормальном режиме. Стадии свободного движения про- вода после отключения КЗ соответствует третий максимум тяжения max3T , который наступает в момент прохождения наиболее низкой точки траектории движения (в момент падения провода). В зависи- мости от геометрических размеров пролета max3T может быть больше или меньше max2T . 1.3. Условия и параметры электродинамической стойкости гибкой ошиновки распределительных устройств Согласно ГОСТ [5] оценка электродинамической стойкости гиб- ких проводов должна производиться по двум условиям: допmax ss ≤ ; (1.2) допmax ТТ ≤ , (1.3) где maxs , maxТ , допs , допТ – соответственно максимальные расчет- ные и допустимые отклонения и тяжения гибких проводов при КЗ. Допустимые отклонения проводов допs определяются из тех со- ображений, чтобы минимальные расстояния между проводниками фаз ф.minф−A , а также между проводниками и заземленными частя- ми з.minф−A не превысили допустимых изоляционных расстояний, определяемых при рабочих напряжениях: , ; з.допфз.minф ф.допфф.minф −− −− ≥ ≥ AA AA (1.4) где ф.допф−A и з.допф−A – минимальные допустимые расстояния со- ответственно между проводниками фаз и проводниками и зазем- ленными частями при рабочем напряжении, м. 14 Максимальные расчетные отклонения проводов maxs определя- ются из траекторий их движения при КЗ в точках максимального размаха колебаний (пример на рис. 1.5). Траектория движения ха- рактеризуется проекциями maxs на оси координат – максимальными горизонтальными отклонениями при отталкивании max1y и сближе- нии max2y проводов и их вертикальными отклонениями при подъ- еме max1z и опускании max2z (рис. 1.5). Указанные отклонения maxs или их проекции max1y , max2y , max1z и max2z могут быть найдены с использованием упрощенных методов расчета или более точно по компьютерной программе (КП). При расчете электродинамической стойкости удобнее рассчиты- вать не допустимые отклонения допs или их проекции, а сразу вы- полнять проверку на недопустимое сближение. В пролете без отпа- ек, точки подвеса проводов которого находятся на одной высоте, при двухфазном КЗ проверка недопустимого сближения соседних фазных проводников осуществляется по следующему выражению: ( ) ф.допфпmax2фф 2 −− ≥+− AryА ; (1.5) с заземленными конструкциями: доп.зфmax1зф −− ≥− AyA , (1.6) где фф−А – расстояние между соседними фазами в режиме, предше- ствующем КЗ, м; пr – радиус провода или расщепления фазы, м; зф−A – расстояние между проводниками и заземленными кон- струкциями в режиме, предшествующем КЗ, м. В общем случае провода движутся по разным траекториям с раз- личной угловой скоростью из-за влияния ветра, наличия отпаек в пролете и несимметричности пролета. Наиболее сближенными при КЗ могут оказаться провода сборных шин одной фазы с проводами спусков соседней фазы. Необходимо также проверять возможность недопустимого сближения отклоненных фаз с заземленными кон- 15 струкциями РУ. С учетом сказанного условие недопустимого сбли- жения проводов между собой и с заземленными конструкциями имеет следующий вид [4, с.147]: ( ) ( ) ;min ;2min з.допфпз ф.допфп − − ≥−− ≥−− ArRR ArRR kim jmil (1.7) Ni ...,,2,1= ; Nj ...,,2,1= ; ji ≠ ; Kl ...,,2,1= ; Km ...,,2,1= ; ml ≠ ; Mk ..., 2, ,1= , где ilR и jmR – радиус-векторы мгновенного положения соответ- ственно l-го и m-го элемента i -го и j -го провода при КЗ, м; kRз – радиусы-вектор положения ближайшей к отклоненному проводу точки заземленной конструкции РУ, м; N – количество взаимодействующих при КЗ проводов; K – число точек соседнего провода, проверяемых по условию недопустимого сближения проводов; M – число точек конструкций РУ, проверяемых по условию недопустимого приближения проводов. Необходимые пояснения к выражению (1.7) приведены на рис. 1.6 [4, с. 148]. Следует заметить, что для расчета параметров электродинамической стойкости в случае пролетов со спусками предпочтительным является использование компьютерных про- грамм. Упрощенные методы расчета позволяют определить только предельные отклонения гибких шин в таких пролетах. Допустимые тяжения проводов допТ определяются допустимы- ми механическими напряжениями в них. Допустимое механическое напряжение провода [1] прдоп σ=σ N , (1.8) где N – коэффициент допустимой нагрузки, равный 35–50 % от предела прочности [1]; прσ – предел прочности при растяжении, Н/м 2. 16 z y Аф-ф.min RjmRil Аф-з.min Rim Rзk 1 2 3 4 5 Рис. 1.6. Условие проверки недопустимого сближения проводов между собой и с заземленными конструкциями: 1 – заземленная конструкция; 2 – аппарат РУ; 3 – начальное положение провода; 4 – траектория движения; 5 – начальное положение спуска Выражение (1.8) можно записать в виде, удобном для использо- вания выражения (1.3): прдоп σ= NST , (1.9) где S – площадь поперечного сечения проводника, м2. Максимальные расчетные тяжения maxТ могут быть определены с помощью упрощенных методов или КП. По условию (1.3) проверяют на механическую прочность прово- да, гирлянды изоляторов и другие конструктивные элементы проле- та [4, с. 149]. Провода, натяжные и ответвительные зажимы имеют большой предел прочности на растяжение – около сотни килонью- тонов и более [1]. Разрушающая нагрузка тарельчатых изоляторов в зависимости от их типа может составлять несколько сот килоньюто- нов. Поэтому оценка электродинамической стойкости гибкой оши- новки по условию (1.3) может производиться только для проводов. 17 Допустимая нагрузка на подвесные изоляторы разрдоп 3,0 PP = , (1.10) где разрP – минимальная разрушающая нагрузка подвесного изо- лятора, Н. Наиболее слабыми по механической прочности элементами яв- ляются опорные конструкции и аппараты РУ [1]. Поэтому для них динамические усилия при КЗ наиболее опасны. При определении их механической прочности расчетные максимальные моменты maxM и перерезывающие силы maxQ в любом сечении сравниваются с до- пустимыми значениями [4, с. 151]. Если любое из неравенств (1.1–1.7) не выполняется, то происхо- дит нарушение электродинамической стойкости гибких проводов, и минимальное значение тока КЗ, при котором это происходит, называется током электродинамической стойкости гибкой ошинов- ки динI . 1.4. Компьютерный расчет параметров электродинамической стойкости гибких шин Компьютерный расчет параметров электродинамической стойко- сти гибких шин РУ производится с помощью разработанной на ка- федре «Электрические станции» БНТУ КП FLEBUS. Начальное по- ложение гибких проводов с учетом климатических нагрузок опре- деляется по КП MR21. В программе FLEBUS применяется расчетная модель провода в виде гибкой упругой нити. Представление провода расчетной моде- лью с распределенной массой позволяет более точно выполнить расчет электродинамического взаимодействия и вычислить харак- теристики любой его точки. Пространственное движение провода в виде гибкой упругой нити при КЗ описывается нелинейными диф- ференциальными уравнениями второго порядка в частных произ- водных с переменными коэффициентами [4]: 18 , ; ; * 2 0 22 0 22 2 0 2 00 2 2 0 2 00 2 2 2 * 2 0 2 00 2 2 0 22 0 22 2 0 2 00 2 2 2 * 2 0 2 00 2 2 0 2 00 2 2 0 22 0 22 2 2 z y x P s z s zb s y s y s zb s x s x s zb t z P s z s z s yb s y s yb s x s x s yb t y P s z s z s xb s y s y s xb s x s xb t x + ∂ ∂               ∂ ∂ +λ+ ∂ ∂ ⋅ ∂ ∂ ⋅ ∂ ∂ + ∂ ∂ ⋅ ∂ ∂ ⋅ ∂ ∂ = ∂ ∂ + ∂ ∂ ⋅ ∂ ∂ ⋅ ∂ ∂ + ∂ ∂               ∂ ∂ +λ+ ∂ ∂ ⋅ ∂ ∂ ⋅ ∂ ∂ = ∂ ∂ + ∂ ∂ ⋅ ∂ ∂ ⋅ ∂ ∂ + ∂ ∂ ⋅ ∂ ∂ ⋅ ∂ ∂ + ∂ ∂               ∂ ∂ +λ= ∂ ∂ (1.11) где x , y и z – координаты провода, м; t – время, с; 0s – дуговая координата, м; *P – распределенная внешняя нагрузка на единицу массы про- вода, Н/кг; 2λ и 2b – коэффициенты уравнения [4]. Для решения уравнений вида (1.11) требуются дополнительные условия: начальные и краевые. Начальными условиями являются па- раметры провода при 0=t , краевыми – заданные на концах провода в пролете. Таким образом, для расчета динамики проводов требуется решить смешанную краевую задачу Коши. Начальное положение проводов при этом можно определить из проектных материалов. Для решения дифференциальных уравнений второго порядка в частных производных (1.11) применен численный разностный ме- тод [4]. Провод разбивается на 99=n линейных отрезков. Произ- водные в уравнениях (1.11) заменяются конечно-разностными отно- шениями. Получившаяся система линейных алгебраических уравне- ний решается по неявной схеме. Краевые условия на каждом шаге вычислений определяются из решения уравнений динамики кон- структивных элементов под воздействием приложенных при КЗ от проводов и гирлянд изоляторов сил. Спуски к электрическим аппаратам также описываются уравне- ниями (1.11). Гирлянда изоляторов является гибкой цепью элемен- тов, состоящей из чередующихся изоляционных и металлических элементов. Для упрощения задачи она вместе с зажимом для креп- ления провода также моделируется гибкой нитью с распределенной 19 по длине массой. Поэтому расчетная модель гибкой ошиновки со- стоит из связанных между собой участков гибких нитей разной мас- сы. В местах соединения гибких шин и спусков учитывается масса ответвительного зажима. Действие тяжения спуска на гибкую шину моделируется приложением соответствующей сосредоточенной си- лы спT в месте крепления спуска. Точка крепления спуска принад- лежит шине и ее динамика решается совместно с движением других точек шины, а затем с учетом перемещения точки крепления нахо- дится пространственное положение спуска. Гибкая ошиновка с расщепленной фазой моделируется одной нитью с эквивалентной массой, включающей в себя массы фазных проводников и дистанционных распорок, масса которых распреде- ляется равномерно по всей длине проводов. Динамика концов гирлянд изоляторов и спусков зависит от упру- гих и инерционных характеристик порталов, электрических аппара- тов и шинных изолирующих опор. Действующие на электрический аппарат или изолирующую опору нагрузки от проводов по осям x и y являются изгибающими, а по оси z – растягивающими. Динами- ческие прогибы изолирующих опор и электрических аппаратов под воздействием этих нагрузок находят из уравнений колебаний упруго- го стержня с защемленным концом (консоли). Соответствие динами- ческих характеристик консоли и реального электрического аппарата обеспечивается при использовании его экспериментальной жесткости. Порталы упрощенно представляются схемой в виде двух пружин и сосредоточенных масс стоек и траверсы. Жесткости пружин, рас- положенных по осям x и z , определяются соответственно изгиб- ной жесткостью стоек и траверсы портала. Для этого стойки порта- ла представляются консолью с грузом на конце, равным весу тра- версы, а траверса – стержнем с закрепленными концами. С учетом этого находятся выражения для расчета жесткостей пружин упро- щенной модели портала. Такой подход сводит определение краевых условий для динамики гибких шин к решению обыкновенных диф- ференциальных уравнений. Жесткость, собственные частоты колебаний, моменты инерции электрических аппаратов и опорных конструкций, необходимые для расчета, должны определяться экспериментально или расчетным путем по известным методикам. 20 ЭДУ, воздействующие на гибкие шины и спуски, определяются с учетом изменения тока КЗ во времени, пространственного положе- ния проводов и распределения тока КЗ по участкам ошиновки. Рас- четная модель гибкой ошиновки разбивается на участки, число ко- торых зависит от количества отпаек. По гирляндам изоляторов ток КЗ не протекает и ЭДУ на них не действуют. Величина и направле- ние токов КЗ на остальных участках зависит от места короткого за- мыкания, расположения пролета в РУ и характеристик присоедине- ний к сборным шинам. На рис. 1.7 указаны направления протекания тока при сквозном КЗ (рис. 1.7, а) и КЗ в цепи отпайки (рис. 1.7, б). Программа FLEBUS позволяет выполнять расчеты динамики гибкой ошиновки при двухфазном и трехфазном коротком замыка- нии. Имеется возможность задать повторное КЗ в цикле неуспешно- го АПВ, выбрать место КЗ, фазы, участвующие в процессе КЗ, и другие характеристики. Рис. 1.7. Путь протекания токов КЗ в пролете с тремя отпайками (однолинейная схема): а – сквозное КЗ; б – КЗ в цепи второй отпайки; 1–7 – участки разбиения ошиновки С помощью программы можно рассчитывать пролеты с числом отпаек от одной до трех. Это соответствует большинству конструк- ций типовых пролетов РУ. В программу заложен алгоритм расчета длин спусков, поэтому если длины неизвестны, можно ввести нуле- вые значения. Для удобства пользования в программу встроены каталоги прово- дов и гирлянд изоляторов. Предусмотрена возможность добавления новых данных в каталоги. Имеется также расширенная справочная система, которая вызывается из программы. В ней приведен курс обу- чения пользованию приложением и описаны все его возможности. В программу заложен алгоритм анализа условий электродинами- ческой стойкости пролета (1.7). Если электродинамическая стойкость будет нарушена, в файле результатов расчета будет сделана соответ- 21 ствующая запись. Выбор расчетных условий короткого замыкания и климатического режима остается в компетенции пользователя. Для оптимизации рабочего времени пользователя в программе предусмотрена возможность проведения серии расчетов с измене- нием тока в заданном диапазоне. Приложение производит серию расчетов без участия пользователя. Результаты расчетов сохраня- ются в виде зависимостей основных параметров электродинамиче- ской стойкости от тока КЗ. Эта функция будет удобна для ком- плексных исследований, например, при определении тока электро- динамической стойкости динI . Пример расчета № 1 Необходимо выполнить проверку гибкой ошиновки пролета 110 кВ (рис. 1.1) на электродинамическую стойкость при токе двухфазного КЗ ( )2п,0I 30 кА. Продолжительность КЗ – 0,15 с, посто- янная времени КЗ – 0,1 с. Марка провода – АС-400/51, гирлянда изоляторов – 11 штук ПС70-Д. Начальная стрела провеса – 1,35 м, междуфазное расстояние – 2,5 м. Климатические условия: темпера- тура +25 °С, ветер и гололед отсутствуют. Запустив программу FLEBUS, открываем файл исходных дан- ных «110 27,5 yach.dat», который поставляется вместе с програм- мой. К программе в электронном виде прилагается инструкция пользователя, которая вызывается непосредственно из приложения и позволяет в случае необходимости более полно ознакомиться с приемами эксплуатации программы. Файл «110 27,5 yach.dat» со- держит все данные по пролету в соответствии с приведенным зада- нием. Указанный файл можно использовать как основу для созда- ния нового набора исходных данных, меняя, например, марку про- вода, продолжительность КЗ и т. п. В параметрах короткого замыкания указываем, что в КЗ участ- вуют фазы A и B , место КЗ – «сквозное». Это значит, что КЗ про- изошло вне ячейки и ее присоединения и по ошиновке протекают сквозные токи КЗ по участкам 1, 3 и 5 (см. рис. 1.7). Время расчета выбираем 2–3 с. Запускаем расчет. После его окончания анализируем результаты расчета (рис. 1.8). 22 ... РЕЗУЛЬТАТЫ ДИНАМИЧЕСКОГО РАСЧЕТА: Наблюдались следующие сближения проводов Аф-фmin: фаза А - фаза B - 0,111 м при t = 0,794 c - недопустимое фаза B - фаза C - 1,100 м при t = 0,250 c отп.1 ф.А - фаза B - 0,374 м при t = 0,816 c - недопустимое отп.1 ф.А - отп.1 ф.B - 0,018 м при t = 0,844 c - недопу- стимое … Рис. 1.8. Фрагмент результатов расчета по КП FLEBUS Из приведенного на рис. 1.8 фрагмента результатов расчета вид- но, что при заданных параметрах КЗ может произойти недопусти- мое сближение гибких проводников в пролете и их электродинами- ческая стойкость будет нарушена. Для более глубокого анализа результатов расчета в КП также приводятся траектории движения проводников, их максимальные отклонения и тяжения, отклонения порталов, диаграммы тяжений в проводниках и другая информация. Процесс расчета сопровождает- ся компьютерной анимацией движения проводников. Пример расчета № 2 Для пролета по данным примера № 1 необходимо определить ток электродинамической стойкости динI . Критерием электродинамиче- ской стойкости в КП выступает минимальное междуфазное расстоя- ние между гибкими проводниками ф.minф−A в процессе их движения, которое сравнивается с допустимым ф.допф−A , для чего использует- ся выражение (1.7). Для РУ 110 кВ в соответствии с ПУЭ [1] м. 45,0ф.допф =−A Нарушение электродинамической стойкости в результате приближения проводников к заземленным конструкциям или превышения расчетных нагрузок над допустимыми анализиру- ется пользователем самостоятельно. В результатах расчета для это- го имеется достаточная информация. Для определения динI необходимо произвести серию расчетов, изменяя ток КЗ в широком диапазоне (см. инструкцию к КП 23 FLEBUS). В этом диапазоне должно находиться предполагаемое значение динI , что подразумевает наличие определенного опыта расчетов электродинамической стойкости у пользователя. Для при- ближенного расчета динI можно воспользоваться выражениями, приведенными в подразделе 1.6 настоящего пособия. Произведем серию расчетов, изменяя ток КЗ от 10 до 50 кА с шагом 2 кА. В результате расчетов получаем диаграммы сближений ф.minф−A гибких шин и аппаратных отпаек разных фаз друг с дру- гом как, например, на рис. 1.9. Iп,0, кА (2) 10 20 30 40 0 0,5 1,0 2,0 Аф-ф, м Аф-ф.min Аф-ф.доп Iдин Рис. 1.9. Сближение спусков фаз А и В между собой Как видно из рис. 1.9, недопустимое сближение спусков фаз A и B происходит при токе ( ) кА252п,0 =I . Соответственно для этого пролета кА25дин =I . 1.5. Упрощенный расчет максимальных отклонений гибких проводников Подавляющее большинство пролетов гибкой ошиновки распре- делительных устройств высокого напряжения расположены в гори- зонтальной плоскости. Для расчета их электродинамической стой- кости широко применяются упрощенные методы расчета, основан- 24 ные на представлении провода сосредоточенной массой или физи- ческим маятником. Они положены в основу межгосударственного и республиканского стандартов на расчет электродинамической стой- кости гибкой ошиновки распределительных устройств. Для вывода выражений расчета параметров электродинамиче- ской стойкости гибких проводников используются энергетический и интегральный принципы механики. В соответствии с ними для определения maxy получена следующая формула: 22 0max Hfy −= , (1.12) где 0f – начальная стрела провеса провода, м; H – высота расположения средней точки провода в момент его максимального отклонения относительно точки крепления провода на опоре (рис. 1.10), м: ( )к0 hhfH +−= , (1.13) где h – высота подъема средней точки провода после отключения КЗ, м; кh – то же в момент отключения КЗ, м. 1 2/3f0 ymax ymax αк hкω S αк f0 h rп Аф-ф.min H 2 3 5 4 1 2 3 4 a Рис. 1.10. Поясняющая схема для расчета отклонений проводов при двухфазном КЗ: 1 – положение провода до КЗ; 2 – в момент отключения тока КЗ ( кtt = ); 3 – в момент максимального отклонения; 4 – в момент максимального отклонения при сближении соседних фаз; 5 – положение центра масс провода 25 После подстановки (1.13) в (1.12) и преобразования имеем ( )( )к0кmax 2 hhfhhy −−+= . (1.14) При 0к fhh >+ , 0max fy = . В соответствии с рис. 1.8 ( )к0к cos1 α−= fh , (1.15) где кα – угол отклонения плоскости провода в момент отключения КЗ: ксрк tω=α , (1.16) где срω – средняя угловая скорость вращения провода за время кt , 1/с. Линейная скорость движения центра масс провода ( ) l Sv ρ = 2 к , (1.17) где ( )2S – импульс ЭДУ двухфазного КЗ, Н∙с. Угловая и линейная скорости центра масс провода связаны из- вестным соотношением 0 к 0 к ср 75,02 3 2 f v f v =⋅=ω . (1.18) Подставляя (1.18) в (1.16), получим выражение для определения kα : 0 кк к 75,0 f tv =α . (1.19) Для того, чтобы определить величину h , запишем уравнение ба- ланса кинетической и потенциальной энергии провода, представ- ленного физическим маятником: 26 lhgJ ρ=ω 3 2 2 2 к , (1.20) где 2015 8 lfJ ρ= – момент инерции провода, кг∙м2; кω – угловая скорость вращения провода в момент отключения КЗ, 1/с; g – ускорение свободного падения, м/с2. После подстановки в (1.20) J, кω , выраженной через кv , и ряда преобразований получаем формулу для вычисления h: ( ) 22 2 к 092,0092,0         ρ == l Svh . (1.21) Импульс ( )2S можно вычислить по упрощенному выражению ( ) ( )( ) ( ) a TtlIS ак 22 0П 2 2,0 += , (1.22) где ( )20ПI − периодическая составляющая тока двухфазного КЗ, кА; l – длина пролета; кt – продолжительность КЗ, с; аT – постоянная времени цепи КЗ, с; a − проектное расстояние между фазами, м. Чтобы устранить погрешности в вычислении импульса ЭДУ по упрощенному выражению (1.22), необходимо учесть увеличение расстояния между проводами в процессе их отклонения при КЗ. Для этого рассчитывается среднее расстояние между проводами: ( ) кк0кср 2 hhfayaa −+=+= , (1.23) где кy – горизонтальное отклонение провода в момент отключения КЗ, м. 27 Результирующая формула для вычисления импульса ЭДУ двух- фазного КЗ записывается в виде ( ) ( )( ) ( )ак ср 22 0П2 2,0 Tt a lI S += . (1.24) Для вычисления импульса по выражению (1.24) требуется не- сколько итераций, так как срa зависит от величины ( )2S . Первое приближение определяется по выражению (1.22). Приведенная масса провода ρ , используемая в расчетах, опреде- ляется из условия равенства длины однородной нити с равномерно распределенной приведенной массой длине комбинированной нити с распределенными массами равной интенсивности и сосредото- ченными нагрузками разной величины, приложенными в разных местах пролета: c0ρ=ρ , (1.25) где 0ρ – масса одного метра провода, кг/м; c – коэффициент приведения, о. е. Вычисление коэффициента c производится по формулам, при- веденным в [6, с. 41]. Например, для пролета только с натяжными гирляндами изоляторов c может быть определен из выражения ( )       ++ + = г1 1 2 гг 2 г12 3 2124 QQ lQ lQ l lllc , (1.26) где гQ и гl – вес и длина гирлянды; г1 2lll −= ; glQ 0ρ= ; 101 glQ ρ= . В формуле (1.14) не учитывается увеличение максимальных от- клонений проводников, обусловленное изменением формы кривой провисания провода с гирляндами изоляторов и его деформацией при КЗ, что вносит значительную погрешность в расчет. Для повы- шения точности упрощенного расчета в формулу (1.14) вводится 28 поправочный коэффициент фk – коэффициент формы. Уменьшение максимальных отклонений при сближении проводов учитывается коэффициентом уменьшения yk . Таким образом, отклонение max1y с учетом изменения формы провода при КЗ рассчитывается по следующему выражению: maxфmax1 yky = . (1.27) Выражение для вычисления максимальных отклонений проводов в процессе их сближения max2y при двухфазном КЗ принимает вид maxуфmax2 ykky = . (1.28) Указанные коэффициенты получены для пролетов типовых рас- пределительных устройств (рис. 1.11) с использованием КП. Рис. 1.11. Поправочные коэффициенты фk и yk для пролетов типовых ОРУ 110–330 кВ в функции скорости провода кv при КЗ: 1 – номU = 110 кВ, l = 14,5 м; 2 – номU = 110 кВ, l = 20 м; 3 – номU = 110 кВ, l = 27,5 м; 4 – номU = 220 кВ, l = 30,8 м; 5 – номU = 220 кВ, l = 40,5 м; 6 – номU = 330 кВ, l = 48 м 29 После расчета max1y и max2y выполняется проверка проводни- ков на недопустимое сближение с заземленными и соседними токо- ведущими частями по выражениям (1.5) и (1.6). Пример расчета № 3 Необходимо проверить по упрощенной методике электродина- мическую стойкость пролета с исходными данными по примеру расчета № 1. Отпайки к электрическим аппаратам в пролете не учи- тываем. Удельная масса провода 0ρ = 1,49 кг/м; вес натяжной гир- лянды изоляторов гQ = 430 Н; длина гирлянды гl = 1,59 м; радиус провода пr = 0,014 м. По выражению (1.22) вычисляем первое приближение импульса ЭДУ: ( ) скА495 5,2 1,015,05,27302,0 222 ⋅=+⋅⋅⋅=′S . Вычислим коэффициент c для пролета с натяжными гирляндами изоляторов по формуле (1.26): ( ) 01,2430 3 2355 3,24402 59,143012 5,27 59,145,273,24 22 2 =      + ⋅ ⋅ + ⋅+⋅ =c , где м 3,2459,125,271 =⋅−=l ; Н4025,2781,949,1 =⋅⋅=Q ; Н3553,2481,949,11 =⋅⋅=Q . Приведенная масса провода по (1.25) кг/м11,201,249,1 =⋅=ρ . Линейная скорость провода м/с53,8 5,2711,2 495 к =⋅ =v . 30 Угол отклонения плоскости провода в момент отключения КЗ по (1.19) рад71,0 35,1 15,053,875,0к = ⋅ =α . Высота подъема провода в момент отключения КЗ по (1.15) ( ) м33,0)71,0cos(135,1к =−⋅=h . Уточним значение импульса ЭДУ с учетом изменения расстояния между проводами. Среднее расстояние между проводами по (1.23) ( ) м38,333,033,035,125,2ср =⋅−⋅+=a . Импульс ЭДУ по (1.24) ( ) скА366 38,3 1,015,05,27302,0 222 ⋅=+⋅⋅⋅=′′S . м/с31,6 5,2711,2 366 к =⋅ =v ; рад53,0 35,1 15,031,675,0к = ⋅ =α ; ( ) м19,0)53,0cos(135,1к =−⋅=h ; ( ) м19,319,019,035,125,2ср =⋅−⋅+=a . Третье приближение импульса ( ) скА388 19,3 1,015,05,27302,0 222 ⋅=+⋅⋅⋅=′′′S . м/с69,6 5,2711,2 388 к =⋅ =v ; рад56,0 35,1 15,069,675,0к = ⋅ =α ; ( ) м21,0)56,0cos(135,1к =−⋅=h ; 31 ( ) м22,321,021,035,125,2ср =⋅−⋅+=a ; ( ) скА384 22,3 1,015,05,27302,0 222 ⋅=+⋅⋅⋅=S . Значения ( )2S и ( )2S ′′′ различаются на 1 %, поэтому итерации за- вершены. Высота h по (1.21) 12,469,6092,0 2 =⋅=h м. Поскольку 0к fhh >+ , то 35,10max == fy . По графикам на рис. 1.11 для м/с69,6к =v определим поправоч- ные коэффициенты: 25,1ф =k и 7,0y =k . Максимальное отклонение проводов в процессе их сближения м18,135,17,025,1max2 =⋅⋅=y . Проверим электродинамическую стойкость по выражению (1.5): ( ) м 45,0м112,0014,018,125,2 ф.допфф.minф =<=+⋅−= −− AA . Последнее выражение указывает на недопустимое сближение гибких проводников при ( ) кА302п,0 =I в рассматриваем пролете. 1.6. Упрощенный расчет токов электродинамической стойкости Ток электродинамической стойкости гибких шин динI определя- ется по следующему выражению: ( ) ( )ак ср 2 доп дин 5 Ttl aS I + ⋅ = . (1.29) 32 Допустимый импульс ЭДУ ( )2допS получается в том случае, когда отклонения проводников max2y достигают своих допустимых зна- чений, и рассчитывается следующим образом: ( ) 2 доп 2 0к0 2 доп cos3,3 yfflS ′−−αρ= . (1.30) В случае небольшой продолжительности КЗ (до 0,2 с) 1cos ≈αk . Максимальное отклонение провода без поправочных коэффици- ентов допy′ при известном доп.фф−A равно ( )[ ]пдоп.фффф уф доп 5,0 1 rAA kk y −−=′ −− . (1.31) Если 0доп fy >′ , то принимаем, что 0доп fy =′ . После определения динI его сравнивают с расчетным током двухфазного КЗ ( )20ПI . Если ( ) дин 2 0П II ≥ , то электродинамическая стойкость проводов не соответствует расчетным токам КЗ. Пример расчета № 4 Определить ток электродинамической стойкости пролета с ис- ходными данными по примерам расчета № 1–3 с использованием упрощенного метода. Определим первое приближение ( )2допS , считая, что 0доп fy =′ и 1cos ≈αk : ( ) скА22235,135,1135,15,2711,23,3 2222доп ⋅=−−⋅⋅⋅=′S . Определим поправочные коэффициенты, соответствующие ( )2допS′ : м/с83,3 5,2711,2 222 к =⋅ =v , отсюда 1,1ф =k ; 55,0y =k ; 33 ( )[ ] м67,1014,045,05,25,0 55,01,1 1 доп =−−⋅ =′y . Отклонение 0доп fy >′ , поэтому принимаем, что 0доп fy =′ . Соот- ветственно значение ( )2допS больше уточнять не нужно. Угол откло- нения плоскости провода в момент отключения КЗ по (1.19) рад32,0 35,1 15,083,375,0к = ⋅ =α ; ( ) м07,0)32,0cos(135,1к =−⋅=h ; ( ) м93,207,007,035,125,2ср =⋅−⋅+=a . Ток электродинамической стойкости гибких шин ( ) кА7,211,015,05,27 93,22225 дин =+⋅ ⋅⋅ =I . Ток динI определен для пролета без отпаек, поэтому результаты расчета немного отличаются от значения динI в примере расчета № 2. 1.7. Упрощенный расчет максимальных тяжений Для определения второго max2T и третьего max3T максимумов тяжений составлены уравнения энергетического баланса кинетиче- ской и потенциальной энергии провода и энергии его упругой де- формации [7]. Из них получены явные формулы для расчета макси- мальных тяжений на двух стадиях движения проводов: ( ) 22 2 0max2 133,0         ⋅ ρ ⋅+= l SEATT , (1.32) где 0T – начальное тяжение провода, Н; E – модуль упругости материала провода, Н/м2; A – поперечное сечение провода, м2. 34 ( )max020падmax3 cos108,13cos α−ρ⋅+α= fEATT n (1.33) где n – показатель степени: n = 3, если °≤α 100max ; n = 1, если °>α 100max ; падα – угол падения проводника. С использованием динамического критерия подобия решений уравнений движения проводников получены графики для определе- ния угла maxα для различных продолжительностей КЗ (рис. 1.12). Рис. 1.12. Максимальный угол отклонения провода для различных относительных продолжительностей КЗ в функции динамического критерия подобия Определение динамического критерия подобия, в функции кото- рого построена зависимость на рис. 1.10, подробно рассмотрено в следующем подразделе. Угол падα находится из зависимости ( )maxпад α=α f , построен- ной с использованием КП (рис. 1.13). После определения max2T и max3T выбирается наибольшее зна- чение и выполняется проверка электродинамической стойкости по выражениям (1.3) или (1.9). Расчет первого максимума тяжений max1T достаточно трудоемок и в данной работе не приводится. αmax 35 Рис. 1.13. Зависимость угла падения от максимального угла отклонения провода 1.8. Упрощенный расчет параметров электродинамической стойкости с использованием критериев подобия Решить нелинейные уравнения движения провода классически- ми методами не удается. Для этого чаще всего используются чис- ленные методы, где производные представлены конечными разно- стями. Однако численные методы позволяют найти только частное решение задачи динамики провода при КЗ, соответствующее кон- кретным граничным условиям. Обобщение частных решений дви- жения провода, являющегося гибкой механической системой с рас- пределенной массой, является сложной задачей. Для приближенного обобщения частных численных решений за- дачи динамики провода при КЗ его уравнения движения решаются в безразмерной форме. В процессе преобразования уравнения к без- размерному виду выявляются сочетания и комбинации параметров провода, одинаковые для подобных решений задачи [8, с. 68]. В теории подобия их называют критериями подобия [8, с. 22]. Со- гласно третьей теореме подобия для подобия решений уравнений движения проводов при КЗ должны быть соответственно одинако- вы определяющие критерии подобия и подобны условия однознач- ности, т. е. начальные и краевые условия [8, с. 71]. Подобие меха- αпад αmax 36 нических систем включает в себя геометрическое, кинематическое и динамическое подобия, требующие параллельности и пропорцио- нальности скоростей и сил в любых сходственных точках системы [8]. После приведения к безразмерной форме уравнения (1.11) с уче- том малой стрелы провеса в пролете принимают вид , ; 2 * * 2 Г2 * * 2 * 2 * * 2 Д2 * * 2 * t z x zT t y x yT ∂ ∂ =π+ ∂ ∂ ∂ ∂ =π+ ∂ ∂ (1.34) где ( ) 0 * T tTT = – кратность динамического тяжения относительно начального; 0 * 0 ** ;; f zz f yy l xx === – относительные декартовые координа- ты мгновенного положения провода; tt с* ω= – текущее время в относительных единицах. Одинаковые решения могут иметь системы с гибкими проводни- ками, имеющие одинаковые геометрический Гπ и динамический Дπ критерии подобия: 00 2 Г fT lpz=π , (1.35) где zp – нагрузка на гибкие проводники по оси z (вес проводов, распорок, зажимов и гололедных отложений при их наличии). Критерий динамического подобия решений Дπ рассчитывается с использованием эквивалентных ЭДУ эf за промежуток времени кt , соответствующий продолжительности КЗ: 37 ( ) к 2 э tl Sf ⋅ = . (1.36) Тогда динамический критерий подобия Дπ равен 00 2 э Д fT lf =π . (1.37) С использованием критериев геометрического и динамического подобия выполнено обобщение результатов частных численных решений по компьютерной программе, представленное в графиче- ской форме. На рис. 1.14 и 1.15 приведены зависимости max*1y , max*2y и *2T от критерия 00 2 э Д fT lf =π для различных продолжитель- ностей КЗ в относительных единицах *кt . 38 Рис. 1.14. Максимальные горизонтальные относительные отклонения средней точки провода для различных относительных продолжительностей КЗ в функции динамического критерия подобия Рис. 1.15. Максимальные тяжения проводов при их отталкивании *2T С использованием критерия динамического подобия решений Дπ по зависимостям на рис. 1.14 и 1.15 могут быть найдены основ- ные параметры электродинамической стойкости гибких проводни- ков в безразмерной форме. Для приведения их к именованным еди- ницам используются следующие выражения: . ; ; 0*2max2 0max*2max2 0max*1max1 TTT fyy fyy ⋅= ⋅= ⋅= (1.38) Затем производится проверка на электродинамическую стой- кость по условиям, предложенным в подразделе 1.3. Предложенный метод расчета применим для пролетов без спус- ков и гирлянд изоляторов. К таким пролетам в РУ относятся проле- ты между шинными аппаратами. Пример расчета № 5 Определить максимальное отклонение проводов max1y в пролете между шинными аппаратами длиной 6 м. Ток двухфазного КЗ равен 39 30 кА, продолжительность – 0,15 с, постоянная времени КЗ – 0,1 с. Марка провода – АС-400/51. Междуфазное расстояние – 2,5 м, стрела провеса – 0,3 м. Рассчитаем импульс ЭДУ по (1.22): ( ) скА108 5,2 1,015,06302,0 222 ⋅=+⋅⋅⋅=S . Эквивалентные ЭДУ Н/м120 15,06 108 э =⋅ =f . Начальное тяжение провода можно определить из уравнения цепной линии даН4,22 3,08 649,1 8 2 0 2 0 =⋅ ⋅ == f plT , где p – удельный вес провода. Для провода АС-400/51 даН/м49,1=p . Динамический критерий подобия решений 3,64 3,0224 6120 2 Д =⋅ ⋅ =π . Из графика на рис. 1.14 max*1y равно 1,15. Тогда по (1.38) м345,03,015,1max1 =⋅=y . 40 2. КОМПЛЕКТНЫЕ ТОКОПРОВОДЫ ГЕНЕРАТОРОВ 2.1. Область применения комплектных токопроводов генераторов При больших мощностях энергоблоков важнейшей проблемой яв- ляется обеспечение их надежной, безаварийной работы. Первосте- пенную задачу представляет передача номинальных токов в десятки килоампер, сопровождающаяся сильными магнитными полями, вы- зывающими существенный нагрев окружающих металло- и железо- бетонных конструкций. С ростом единичных мощностей блоков и энергосистем серьезной проблемой становится резкое увеличение ударных токов коротких замыканий и, следовательно, электродина- мических усилий в конструкциях передающих устройств. Элементы связи между генератором и блочным трансформатором или РУ представляют головной участок главной схемы электрических соединений (схемы коммутации) электрической станции, поэтому являются наиболее ответственной конструкцией, от которой зависит надежность работы станции, а также всей энергосистемы в целом. Эти участки главной схемы выполняются по-разному в зависимо- сти от мощности генераторов (кабельные соединения, подвесные гиб- кие токопроводы, открытые жесткие токопроводы, а также закрытые или комплектные пофазно-экранированные токопроводы, которые получили наибольшее распространение на крупных электростанциях). Мощные блоки 200, 300, 500, 800 и более МВт имеют большое значение для всей энергосистемы в целом. В связи с этим стремятся обеспечить максимальную надежность работы таких агрегатов, до- стигаемую при всех прочих условиях также надежной работой то- копроводов связи, прокладываемых от генераторов до повышаю- щих трансформаторов или РУ. Применение для этой цели открытых токопроводов не может удовлетворить высокие требования надежно- сти работы, которые предъявляются к токопроводам. Полностью удовлетворить эти требования могут только комплектные пофазно- экра-нированные токопроводы, в которых шины каждой фазы за- ключаются в отдельный алюминиевый кожух (экран). 41 Комплектным токопроводом принято называть токопровод с жесткими неизолированными проводниками и металлическим ко- жухом, изготовленный специализированным заводом по техниче- ским условиям, согласованным с заказчиком, и поставляемый к ме- сту установки частями, размеры и масса которых удобны для транс- порта. Экранированные генераторные токопроводы предназначены для электрического соединения генераторов мощностью 100 МВт (ино- гда 60 МВт) и выше с блочными трансформаторами и трансформа- торами собственных нужд, а также нулевых выводов генератора. Пофазно-экранированные токопроводы обладают большей надеж- ностью, чем токопроводы с общим экраном, тем более открытые. Поэтому токопроводы генераторов АЭС, КЭС, а также мощных ГЭС и ТЭЦ выполняют только пофазно-экранированными. 2.2. Конструкции трехфазных комплектных экранированных токопроводов мощных генераторов В пофазно-экранированных генераторных токопроводах в каче- стве токоведущих проводников используют исключительно трубы кольцевого сечения, изготовленные из алюминия (АДО) или алю- миниевых сплавов (обычно АД31Т1). Диаметр трубы и толщину стенки определяют из теплового расчета, руководствуясь установ- ленными максимальными температурами для проводников и кожу- хов. При этом толщина стенки токоведущих шин колеблется в пре- делах от 8 до 15 мм, а наружный диаметр – от 280 до 650 мм. Цилиндрические шины таких токопроводов прокладывают внут- ри цилиндрических алюминиевых экранов 1 (рис. 2.1) на трех опор- но-стержневых изоляторах 5, оси которых расположены под углом 120º. Экраны токопровода изготавливают из листового электротех- нического алюминия толщиной 3–7 мм. Изоляторы крепят на сило- вых элементах 2 экрана, в которых имеются люки. Два варианта крепления опорных изоляторов экранированных генераторных то- копроводов показаны на рис. 2.1, а, б. При первом варианте (рис. 2.1, а) опорный изолятор 8 болтовым соединением крепится к крышке 3, которая с помощью шпилек 2 установлена на люке 6 оболочки 5. Для удобства монтажа изолятора на крышке имеется ручка 1. Изолятор фиксирует шину 10 нажимной 42 шпилькой 9. Для амортизации действующих на изолятор динамиче- ских усилий между ним и крышкой проложены картонные прокладки 7, а для защиты токопровода от попадания внутрь экрана влаги и пы- ли между крышкой и люком устанавливается резиновая прокладка 4. а б Рис. 2.1. Крепление опорных изоляторов экранированных генераторных токопроводов с картонными (а) и резиновыми (б) амортизаторами При втором варианте (рис. 2.1, б) изолятор 8 снабжен резиновы- ми амортизаторами 14 и резьбовым фланцем 13, к которому крепит- ся стопорная шайба 12. Изолятор ввинчивается в люк 6 экрана 5. Для защиты от пыли и влаги люк закрывается пластмассовой крышкой 11. Так же как при первом варианте крепления, изолятор фиксирует шину 10 нажимной шпилькой 9. Такое крепление позво- ляет устанавливать изоляторы, не наблюдая за местом их соприкос- новения с шиной. Для установки токопровода опорные элементы 2 (рис. 2.2) име- ют снизу лапы 4, которые крепятся болтами к опорным балкам 7 (поставляемым комплектно с токопроводом) или к строительным металлоконструкциям переходными пластинами либо швеллерами. Лапы имеют анкерное (фиксированное) или скользящее (свободное) крепление, что обеспечивает перемещение экрана при изменении температуры, и изолируются от опорных балок прокладками 6 и надетыми на болты втулками. 43 Токопроводы собирают из прямолинейных, угловых, Z-образных присоединительных секций, а также из секций с трансформаторами напряжения, тока, разрядниками и заземлителями. Кроме того, в комплект токопроводов мощностью 500 МВт и выше входят аппа- ратно-генераторные комплексы (КАГ), состоящие из выключателей нагрузки, рассчитанных на отключение рабочих токов, и разъеди- нителей. Длина прямолинейных секций 8–12 м, а масса 2,5 т. Рис. 2.2. Крепление генераторных токопроводов к опорным конструкциям В токопроводах мощностью до 500 МВт между генератором и блочным трансформатором могут устанавливаться выключатели, рассчитанные на отключение как рабочих токов, так и токов КЗ. Генераторные токопроводы состоят из основной цепи (магистра- ли), проходящей от выводов генератора до выводов трансформато- ра связи, и отпайки к трансформатору собственных нужд. Фазы ос- новной цепи и отпайки располагаются в одной плоскости. При этом расстояние между фазами в основной цепи составляет 1–3 м, а на отпайке – 1–1,1 м. 44 Основные типы современных экранированных генераторных то- копроводов приведены в табл. 2.1. Обозначения токопроводов рас- шифровываются так: буквы ТЭКН означают токопровод экраниро- ванный комплектный с непрерывными оболочками, а Е или П – естественное или принудительное охлаждение; число перед дробью – номинальное напряжение в киловольтах; затем следует номиналь- ный рабочий ток в амперах и ток электродинамической стойкости в килоамперах; буква У указывает категорию исполнения для уме- ренного климата, а цифра 1 – размещение на открытом воздухе. Таблица 2.1 Основные типы современных генераторных токопроводов Параметры генераторов Типы токопроводов Номиналь- ная мощ- ность, МВт Номиналь- ное напря- жение, кВ Основные цепи Отпайки к трансфор- матору собственных нужд 63 10,5 ТЭКНЕ-20/5000-250У1 ТЭКНЕ-20/1600-375У1 63 6,3 ТЭКНЕ-20/9000-300У1 ТЭКНЕ-20/1600-375У1 100 10,5 ТЭКНЕ-20/9000-300У1 ТЭКНЕ-20/1600-375У1 200 15,75 ТЭКНЕ-20/10000-300У1 ТЭКНЕ-20/1600-375У1 300 20 ТЭКНЕ-20/11200-300У1 ТЭКНЕ-20/1600-560У1 ТЭНЕ-20/11200-400У1 ТЭНЕ-20/1000-540У1 500 20 ТЭКНЕ-20/20000-560У1 ТЭКНЕ-20/2000-750У1 800 24 ТЭКНП-24/24000-560У1 ТЭКНЕ-24/2000-750У1 1000 24 ТЭКНП-24/30000-560У1 ТЭКНЕ-24/3150-750У1 Основная цепь токопровода рассчитана на рабочий ток не ниже номинального тока генератора, а отпайка к трансформатору соб- ственных нужд – примерно 8–10 % этого тока. Поэтому шины от- пайки имеют сечение примерно в 5–6 раз и внешний диаметр в 3– 3,5 раза меньше, чем шины основной цепи. Соответственно и экра- ны имеют меньшие размеры. Так, токопроводы генераторов мощно- стью 800 МВт имеют диаметр экрана основной цепи 1166 мм при толщине стенки 3 мм и диаметр шин 650 мм при толщине стенки 45 7,5 мм. Диаметры экранов и шин отпайки составляют соответствен- но 674 мм при толщине 2 мм и 180 мм при толщине 5 мм. Вместе с тем токи КЗ на отпайке выше, чем в основной цепи. При КЗ в ветви трансформатора собственных нужд по отпайке про- текает ток, равный сумме токов КЗ от генератора и внешних источ- ников, подключенных к блочному трансформатору. В основной це- пи (при КЗ в любых точках) может протекать только ток КЗ от ге- нератора или от внешних источников. Для повышения механической прочности (электродинамической стойкости) шины отпайки выполняют из алюминиевого сплава (АД31Т1), а расстоя- ния между изоляторами в пролете устанавливают в 1,5–2 раза меньше, чем в главной цепи. Так, в токопроводе 800 МВт шаг изо- ляторов главной цепи равен 5,5 м, а на отпайке – 3,5 м. Современные экранированные генераторные токопроводы выпол- няют трехпроводными. Каждая шина токопровода рассчитана на ра- бочий (фазный) ток генератора. В ряде случаев (например, для под- ключения новых крупных генераторов) применяют шестипровод- ные токопроводы. Так, в блоке первого турбогенератора ТВВ-1200- 2 мощностью 1200 МВт, имеющего номинальное напряжение 24 кВ и рабочий ток 32100 А (по 16050 А на каждую параллельную об- мотку фазы), использованы токопроводы ТЭКНЕ-24/18000, отдель- ные цепи которых подключены к выводам обмоток генератора. Та- ким образом, каждая фаза состоит из двухпроводного токопровода. Как правило, использование шестипроводных токопроводов – вы- нужденная мера, необходимая для внедрения токопроводов большей мощности. В настоящее время осваиваются токопроводы для переда- чи мощности до 1200 МВт при номинальных напряжениях до 35 кВ. 2.3. Контактные соединения токопроводов Секции генераторных токопроводов стыкуют на прямолинейных участках, соединяя токоведущие шины сваркой. Болтовые соедине- ния, предусмотренные только в местах подключения шин к генера- тору, трансформаторам, выключателям, разъединителям и разряд- никам, должны обладать высокой надежностью, малым переходным сопротивлением и быть доступными для ревизии. В местах присоединения токопровода 1 (рис. 2.3) к генератору и трансформаторам 10 к токоведущим шинам 2 приварены контактные 46 вилки, состоящие из заглушек или колец 3 и контактных пластин 4, выполненных из листового алюминия, плакированного (покрытого) медью. Контактные пластины одновременно служат температурными компенсаторами. Для снижения переходного сопротивления контакт- ную поверхность пластин покрывают слоем серебра толщиной 9 мкм. Рис. 2.3. Присоединение токопровода к выводам трансформатора Место присоединения контактных пластин к выводам 7 транс- форматора 10 закрывают съемным коробом 6, электрически соеди- ненным гибкой связью 5 с экраном токопровода 1. Съемный короб 6 изолирован от корпуса 9 трансформатора резиновым жгутом 8. Для подключения к зажимам выключателей и разъединителей токоведущие шины имеют приваренные алюминиевые откидные компенсаторы, снабженные контактными пластинами из алюминия, плакированного медью. Контактная поверхность пластин также по- серебрена. Болтовые соединения для возможности осмотра и реви- зии закрывают съемными экранами. Экраны токопроводов соединяют сваркой. На стыках секций че- рез каждые 10–15 м устанавливают температурные компенсаторы, как правило, телескопические. В местах присоединения токопро- вода к трансформатору иногда используют компенсаторы из листо- вой резины. Ленточные температурные компенсаторы шин обычно устанав- ливают напротив телескопических компенсаторов экрана. Компен- 47 саторы шин и экранов обеспечивают работоспособность токопрово- да не только при температурных деформациях, но и при вертикаль- ных смещениях, вызываемых, например, неравномерностью осадки фундаментов. 2.4. Секционированные и электрически непрерывные экраны токопроводов Токопроводы могут иметь секционированные экраны (периоди- чески разделенные по длине изоляционными прокладками) и непре- рывные (связанные в единую электрическую цепь). Секционирован- ные экраны применялись в генераторных токопроводах ТЭК (токо- провод экранированный комплектный) первых выпусков. Каждая секция экрана длиной 2–3 м отделялась от другой изоляционной прокладкой и заземлялась. Однако такие токопроводы обладают существенными недостатками: наведенные в оболочке вихревые токи замыкаются в пределах секций; распределение токов по пери- метру экрана неравномерно; магнитное поле шин не компенсирует- ся полем наведенных в экране токов. Следовательно, внешнее поле токопровода оказывается большим и стальные опорные конструк- ции нагреваются индуцируемыми в них вихревыми токами. Поэто- му необходимы специальные устройства и мероприятия для защиты стальных конструкций от индуцированных токов и перегревов. Кроме того, секционированные экраны требуют сложных систем уплот-нений, а также заземления оболочек. В настоящее время то- копроводы с секционированными экранами сняты с производства. В токопроводах с непрерывными экранами для создания элек- трической связи экраны секций сваривают, а разъемные и сдвижные их участки соединяют гибкими медными или алюминиевыми троси- ками с цельносварными. По концам токопровода (у генератора и трансформатора) экраны смежных фаз соединяют привариваемыми к ним алюминиевыми шинами (перемычками), сечения которых рас- считаны на токи, протекающие в экранах. Заземляют экраны только в одной точке, для чего одну из токоведущих перемычек присоеди- няют к контуру заземления электростанции, а лапы токопроводов изолируют от заземленных опорных конструкций. Таким образом, экраны образуют замкнутую трехфазную систему, в которой в рабочем режиме индуцируются токи, приблизительно 48 равные токам шин, но направленные противоположно. Эти токи про- текают вдоль экранов, распределяясь равномерно по их образую- щей, и переходят по концам токопровода из оболочки одной фазы в две другие. Сумма токов трех экранов равна нулю. Циркулирующие в экранах токи значительно уменьшают внешнее магнитное поле, так что практически устраняется опасность нагревания опорных стальных конструкций индуцированными в них токами. Внутри экрана магнитная индукция также снижается. Поэтому при КЗ элек- тродинамические силы, действующие на шины пофазно-экраниро- ванных токопроводов, становятся в несколько раз меньше, чем в открытых шинных линиях. Действующие на экраны электродина- мические силы невелики. Однако эти положительные качества экранированные токопро- воды по сравнению с открытыми приобретают в результате увели- чения расхода алюминия (или его сплавов), дополнительных потерь энергии в оболочках, а также ухудшения условий теплоотдачи шин. 2.5. Охлаждение токопроводов При прохождении тока по шинам и экранам выделяется теплота, которая отводится излучением (от нагретых к холодным телам) и естественной конвекцией (т. е. естественной циркуляцией воздуха). При увеличении передаваемой токопроводом мощности необходи- мо либо существенно увеличивать размеры шин и экранов, либо повышать интенсивность охлаждения, например, принудительной циркуляцией воздуха в экранах. Принудительное охлаждение целе- сообразно использовать в генераторных токопроводах, передающих мощность не менее 500–800 МВт. Так, в токопроводах 500 МВт применяют принудительное воздушное охлаждение выводов гене- раторов, а в токопроводах 800 МВт и выше, кроме того, принуди- тельное охлаждение внутренних полостей шин и экранов основных магистралей. Отпайки токопроводов к трансформаторам собствен- ных нужд имеют естественное охлаждение. Система принудительного воздушного охлаждения токопровода генератора мощностью 1000 МВт (рис. 2.4) состоит из двух незави- симых контуров: выводов генераторов и основной цепи, включая аппаратно-генераторный комплекс 15. Первый контур работает по разомкнутому циклу (на выброс), а второй – по замкнутому. 49 Контур охлаждения выводов генератора 6 состоит из рабочего 7 и резервного 10 центробежных вентиляторов, воздухопровода 11 и воздушных фильтров 8 и 9. Воздух постоянно (при всех режимах работы) подается на выводы генератора и уходит через зазор между его корпусом и оболочкой 14 токопровода. Резервный вентилятор постоянно готов к работе и автоматически включается при аварий- ном отключении рабочего вентилятора. Рис. 2.4. Система принудительного воздушного охлаждения токопровода генератора мощностью 1000 МВт Контур охлаждения выводов генератора герметически отделен от контура основной цепи токопровода проходным изолятором 13. Такая система охлаждения с разомкнутым циклом кроме основной функции предотвращает опасное скапливание в токопроводе водорода при его утечке через уплотнения из системы охлаждения генератора. Контур охлаждения основной цепи токопровода до выводов трансформатора 19 имеет два центробежных дутьевых вентилятора 2 – рабочий и резервный, для дистанционного управления которы- ми служат поворотные клапаны 3 с электрическим приводом. Для проведения ремонта одного из вентиляторов при работающем дру- гом используются клапаны 1. В этом контуре предусмотрены еще два резервных клапана 5 с ручным приводом. Рабочий вентилятор токопровода включается при токе нагрузки несколько больше 50 % 50 номинального (примерно 16 000 А для токопроводов турбогенерато- ра ТВВ-1000). Резервный вентилятор автоматически вводится в рабо- ту при отключении рабочего или потере напора в воздухопроводе. Воздух подается в крайние фазы экранированного токопровода 14 по трубопроводу 12 через распределитель 4, а затем через возду- хопроводы 18, также выполняющие функции токоведущих перемы- чек экранов, направляется в среднюю фазу. Для снижения темпера- туры циркулирующего воздуха в средней фазе установлен теплооб- менник 20. Внутренняя полость экрана 14 в месте установки теплообменника средней фазы перекрыта для потока воздуха про- ходным эпоксидным дисковым изолятором 16. Из экрана средней фазы воздух по трубопроводу 21, пройдя воздухоохладители 22, возвращается к вентиляторам. При движении воздуха внутри оболочки токопровода с относи- тельно большой скоростью он ионизируется, что может привести к электрическому пробою воздушного промежутка. Для поддержания электрической прочности воздуха в перемычках 18 установлены деионные решетки 17. На оболочке средней фазы токопровода, на участке между полюсом аппаратно-генераторного комплекса 15 и теплообменником 20 имеется термодатчик, который при превыше- нии температуры нагрева экрана более 90 °С срабатывает, включая звуковой и световой сигналы. Если устранить неисправности венти- ляционной установки и снизить температуру до допустимых преде- лов не удается, ток генератора снижают до 50 % от номинального. 2.6. Выбор комплектных пофазно-экранированных токопроводов Согласно «Нормам технологического проектирования» примене- ние экранированных токопроводов обязательно для всех генерато- ров мощностью 160 МВт и выше. Рекомендуется применять комплектные экранированные токо- проводы в пределах машинного зала и для генераторов 60–100 МВт, а на открытом пространстве – в том случае, если повышающий трансформатор удален от машинного зала на 15 м. При больших расстояниях на открытом пространстве рекомендуется применять гибкие шинопроводы. 51 Характеристики КЭТ выбираются по номинальным параметрам генератора, т. е. по номинальному напряжению, номинальному току и проверяются на электродинамическую стойкость. Электродина- мическая стойкость характеризуется амплитудным током электро- динамической стойкости, который должен быть больше расчетного ударного тока КЗ присоединения. Условия выбора и проверки экранированных токопроводов име- ют вид , ; ; дину номmax раб. номуст ii II UU ≤ ≤ ≤ (2.1) где устU – напряжение установки, кВ; max раб.I – максимальный рабочий ток в цепи обмотки статора генератора, А; номном , IU – соответственно номинальные напряжения и ток экранированного токопровода; уi – расчетный ударный ток КЗ, кА; динi – ток электродинамической стойкости экранированного то- копровода, кА. 3. КАБЕЛИ С ИЗОЛЯЦИЕЙ ИЗ СШИТОГО ПОЛИЭТИЛЕНА И ИХ ВЫБОР 3.1. Назначение, конструкции и маркировка кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена напряжением 6–10 кВ Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжения 6– 10 кВ предназначены для передачи и распределения электрической энергии в стационарных установках сетей 6–10 кВ с заземленной и изолированной нейтралью. Они имеют ряд преимуществ перед бу- мажными кабелями, в результате чего бумажные кабели в настоя- щее время практически не изготавливаются. 52 Сшитый полиэтилен (СПЭ) получают в результате химической ре- акции вулканизации, в процессе которой создается пространственная решетка между макромолекулами материала, т. е. образуются про- дольно-поперечные связи. При этом изменяется молекулярная струк- тура полиэтилена и его электрические и механические свойства. По сочетанию этих свойств сшитый полиэтилен хорошо подходит для изоляции кабелей среднего, высокого и сверхвысокого напряжений. Кабели с СПЭ изоляцией напряжением 6–10 кВ изготавливают одно- и трехжильными. Наиболее широко применяются одножиль- ные кабели. Одножильный кабель состоит из круглой медной или алюминие- вой многопроволочной жилы, полупроводящего слоя по жиле, изо- ляции из СПЭ, электропроводящего слоя по изоляции, электропро- водящей ленты, экрана из медных проволок и медной ленты, разде- лительного слоя, полиэтиленовой оболочки (из полиэтилена повы- шенной твердости) или оболочки из ПВХ пластиката пониженной горючести или из безгалогеновой композиции полиэтилена. Назна- чение элементов конструкции СПЭ кабеля указано в табл. 3.1. Таблица 3.1 Назначение конструктивных элементов силовых кабелей с СПЭ изоляцией Элементы Назначение Токопроводящая жила Проведение электрического тока линии Электропроводящий экран из СПЭ по токопроводящей жиле Сглаживание поверхности жилы, создание радиального электрического поля в изоляции Изоляция из СПЭ Создание герметичного, стабильного элек- трически прочного изоляционного слоя Электропроводящий экран из СПЭ по изоляции Создание радиального электрического поля в изоляции 53 Разделительный слой из электропроводящих бумаж- ных или полиэтиленовых лент Исключение оплавлении изоляции при про- текании тока КЗ по медному экрану, обес- печение электрического контакта между электропроводящим экраном по изоляции и медным экраном Экран из концентрического повива медных проволок Защита изоляции от токов КЗ на землю (локализация повреждения) Медная лента поверх экрана Выравнивание потенциалов отдельных про- волок, скрепление Разделительный слой из бумажных или полимерных лент Исключение оплавления оболочки при про- текании ТКЗ по медному экрану Окончание табл. 3.1 Элементы Назначение Алюмополимерная лента под оболочкой Поперечная герметизация от проникновения влаги в кабель Оболочка из ПЭ или ПВХ пластиката Защита от механических повреждений и внешних воздействующих факторов. При- менение ПВХ дополнительно обеспечивает нераспространение горения Для обеспечения продольной герметизации экрана вместо элек- тропроводящей ленты может использоваться водоблокирующая электропроводящая лента, а вместо разделительного слоя – слой из водоблокирующей ленты. Кабели с индексом «2г» помимо продольной герметизации экра- на имеют оболочку из алюмополимерной ленты, сваренной с обо- лочкой. Кроме общепромышленного исполнения СПЭ кабели могут из- готавливаться пожаробезопасными. У таких кабелей разделитель- ный слой на экране выполнен из стеклоленты, по слою уложена внутренняя оболочка из ПВХ пониженной пожароопасности, по оболочке уложен термический барьер из двух стеклолент, поверху имеется оболочка из ПВХ пластиката пониженной пожароопасно- сти (ПвВнг(А)-LC и др.). 54 Кабели, предназначенные для прокладки в местах, где возможны значительные растягивающие усилия (оползневые участки и др.), под оболочкой имеют броню, уложенную на полиэтиленовую подушку. Трехжильные кабели с СПЭ изоляцией представляют собой кон- струкцию, созданную свивом трех одножильных кабелей, покрытых общей оболочкой. Срок службы кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжение 6–10 кВ не менее 30 лет. Условные обозначения кабелей с изоляцией из сшитого поли- этилена российского производства и производства Республики Бе- ларусь приведены в табл. 3.2. Таблица 3.2 Условное обозначение кабелей с изоляцией из СПЭ Материал жилы Без обозначения Медная жила, например, ПвП 1×95/16 – 10 кВ (сечение жилы 95 мм2, сечение экрана 16 мм2) А Алюминиевая жила, например, АПвП 1×95/16 – 10 кВ Изоляция Пв Изоляция из сшитого полиэтилена Оболочка П Оболочка из полиэтилена Пу Оболочка из полиэтилена увеличенной толщины Пнг-HF Оболочка из полиэтилена пониженной горю- чести без галогенов (HF) В Оболочка из ПВХ пластиката Внг-LS Оболочка из ПВХ пластиката пониженной горючести с пониженным дымо- и газовыде- лением (LS) FR Огнестойкость HF Отсутствие галогенов нг Нераспространение горения Герметиза- ция эле- ментов гж Герметизация жилы, например, АпвП 1х120 (гж)/35–10 кВ г Герметизация экрана водоблокирующими лентами, например, АПвВг-LS 1×185/50 – 10 кВ 55 2г Двойная герметизация экрана (алюмополимер- ная лента, сваренная с оболочкой для защиты от проникновения влаги в сочетании с водоб- локирующими лентами) 3.2. Условия применения и способы прокладки кабелей Одножильные и трехжильные кабели с изоляцией из СПЭ в за- висимости от конструктивного исполнения могут прокладываться в земле, в воздухе, в кабельных сооружениях, в производственных помещениях. Сведения об основных областях применения конкрет- ной марки кабеля приведены в табл. 3.3 [16]. Таблица 3.3 Рекомендуемые области применения СПЭ кабелей Марка кабеля Конструктивные особенности кабеля Основная область применения медная жила алюмини- евая жила ПвПу АПвПу Оболочка из поли- этилена увеличенной толщины Для стационарной про- кладки в земле ПвПу2г АПвПу2г С двойной гермети- зацией экрана Для прокладки в грунтах с повышенной влажностью и в сырых частично затап- ливаемых помещениях ПвВ АПвВ Оболочка из ПХВ пластиката Для стационарной про- кладки в кабельных соору- жениях и производствен- ных помещениях ПвВнг-LS АПвВнг-LS Оболочка из ПХВ пластиката понижен- ной горючести с по- ниженным дымо- и газовыделением При групповой прокладке в кабельных сооружениях и производственных по- мещениях Три одножильных СПЭ кабели, составляющие трехфазную ли- нию, могут прокладываться в одной плоскости или располагаться 56 треугольником. При прокладке треугольником кабели укладывают- ся вплотную и крепятся лентами, хомутами или скобами из немаг- нитного материала через каждые 1–1,5 м. Под скрепляющие эле- менты должны быть подложены прокладки из резины или поливи- нилхлорида толщиной 3–4 мм. Прокладки должны выступать на 5–8 мм с обеих сторон скрепляющего элемента. Отдельные кабели, не связанные в треугольник, должны прокла- дываться так, чтобы вокруг каждого из них не было замкнутых ме- таллических контуров из магнитных материалов. При прокладке кабелей в плоскости расстояние между кабелями фаз должно быть равно их наружному диаметру, т. е. между осями кабелей расстояние S равно двум диаметрам кабеля. Каждый кабель при этом должен крепиться к металлоконструк- ции через каждые 1–1,5 м. Конкретные рекомендации по прокладке кабелей, их испытаниям и эксплуатации приводятся в [16]. Электрические характеристики одножильных кабелей с изоляци- ей из сшитого полиэтилена приводятся в табл. 3.4 [12, 16]. Таблица 3.4 Электрические характеристики одножильных СПЭ кабелей Сече- ние, мм2 Сопротивление постоянному току при 20 ºС R0, Ом/км Сопротивление переменному току при 90 ºС Ra, Ом/км Индуктивное сопротивление, Ом/км медной жилы алюми- ниевой жилы медной жилы алюминиевой жилы ∆ ооо ∆ ооо ∆ ооо 50 0,387 0,641 0,494 0,494 0,822 0,822 0,126 0,184 70 0,268 0,443 0,342 0,342 0,568 0,568 0,119 0,177 95 0,193 0,320 0,247 0,246 0,411 0,411 0,112 0,17 120 0,153 0,253 0,196 0,196 0,325 0,325 0,108 0,166 150 0,124 0,206 0,159 0,159 0,265 0,265 0,103 0,164 185 0,0991 0,164 0,128 0,127 0,211 0,211 0,099 0,161 240 0,0754 0,125 0,0981 0,0973 0,161 0,161 0,0987 0,157 300 0,0601 0,100 0,0791 0,0781 0,13 0,129 0,0959 0,154 400 0,0470 0,0778 0,0633 0,0618 0,102 0,101 0,0928 0,151 500 0,0366 0,0605 0,051 0,049 0,0804 0,079 0,0897 0,148 57 630 0,0280 0,0464 0,0417 0,0391 0,0639 0,0621 0,0867 0,145 800 0,0221 0,0367 0,0329 0,0301 0,0505 0,0496 0,0832 0,142 Примечание. Активные и индуктивные сопротивления жил определе- ны при прокладке в плоскости (ооо) с расстояниями в свету, равными диа- метру кабеля; при прокладке треугольником (∆ ) – вплотную. 3.3. Условия работы одножильных кабелей в трехфазных системах Трехфазная кабельная линия, состоящая из трех одножильных кабелей СПЭ, может эксплуатироваться при трех способах заземле- ния экранов: – с двухсторонним заземлением экранов (экраны фаз по концам линии соединяются между собой и заземляются); – с односторонним заземлением экранов; – с транспозицией экранов и их заземлением по обоим концам линии. При двухстороннем заземлении в экранах каждой фазы протека- ет ток, слагающийся из трех токов: вихревого тока, наведенного собственным током ( в.жI ); вихревого тока, наведенного магнитным потоком других фаз и пересекающим тело экрана рассматриваемой фазы ( в.фI ); продольного тока ( эI ), возникающего в результате за- мыкания экранов трех фаз по концам. Вихревой ток в.жI протекает по внутренней и наружной поверхностям экрана, и поскольку тол- щина экрана невелика (0,7–2 мм), его величина незначительна. Обычно им пренебрегают [13]. Вихревой ток в.фI протекает по диаметрально противоположным частям сечения экрана в противоположных направлениях и замыка- ется по их торцам. Продольный ток эI протекает по экрану в одну сторону и, скла- дываясь с продольными токами экранов других фаз в точке их со- единения, становится равным нулю, поскольку эти токи примерно равны и сдвинуты на 120 электрических градусов. По абсолютному значению эти токи при рекомендуемых заводами-изготовителями расстояниях между кабелями фаз примерно на порядок выше вих- ревого тока [15]. 58 Результирующий ток в экранах кабелей каждой из фаз зависит от величины токов их жил, расстояния между осями кабелей фаз, их вза- имного расположения и сечения экрана. Чем больше сечение экрана, тем больше этот ток при прочих равных условиях. При расположении фаз треугольником токи в экранах одинаковы по величине и равны [13] ( )22э жэ MR MII ω+ ω = , (3.1) где эI , жI – токи в экране и жиле соответственно, А; fπ=ω 2 – угловая частота; эR – активное сопротивление единицы длины экрана, Ом/м; 7 э 10)/ln(2 −⋅⋅= rsM – коэффициент взаимоиндукции между экраном и соседним кабелем, Гн/м; где s – расстояние между осями кабелей, м; эr – средний радиус экрана, м. Отношение мощности потерь в экране от продольного тока к мощности потерь в жиле ( )2эж э ж 2 ж э 2 э ж э 1 1 xRR R RI RI P P + ⋅== , (3.2) где жR – активное сопротивление единицы длины жилы, Ом/м; ( ) 7э 10ln2 −⋅⋅ω=ω= rsMx – реактивное сопротивление, Ом/м. В случае расположения кабелей фаз в одной плоскости токи в экранах крайних фаз больше, чем в средней фазе [13]. Отношение мощности потерь в экране и жиле среднего кабеля равно 22 э 2 ж э ж э QR Q R R P P + ⋅= , (3.3) а в двух крайних 59 ( )( )      ++ ± + + + ⋅= 22 э 22 э э 22 э 2 22 э 2 ж э ж э 3 225,075,0 QRNR NQXR QR Q NR N R R P P m , (3.4) где mXxN += , Ом/м; 3mXxQ −= , Ом/м; Ом/м 10435,0102ln2 47 −− ⋅=⋅⋅ω=mX . Протекающие токи в экранах вызывают их нагрев. Чем больше сечение экрана, тем больше продольный ток и выше температура экрана и соответственно жилы. Изготовители кабелей в технической информации приводят зна- чения длительно допустимого тока кабеля при минимальном (ос- новном) сечении экрана [12]. При этом температура жилы кабеля при указанных изготовителем условиях прокладки составляет 90 °С. Если сечение экрана будет больше минимального, то длительно до- пустимый ток при том же сечении жилы должен быть уменьшен из- за увеличения потерь в экране. По данным [15] для кабелей с сечением жилы 800 мм2, проло- женных в земле горизонтально с расстоянием между осями 100 мм, при минимальном основном сечении экрана равном 35 мм2 и токе в жиле 900 А температура жилы не превышает 90 °С. При сечении экрана 70 мм2 и том же токе температура жил возрастает до 112 °С. В случае заземления экранов фаз только с одной стороны линии продольный ток в экранах отсутствует. Тепловой режим экрана обу- славливает практически только вихревой ток – в.фI . Поэтому потери в экране примерно на 2 порядка ниже, чем при двухстороннем заземле- нии, и температуры экрана и жилы в этом случае существенно ниже. Если кабели расположены в одной плоскости, то вихревой ток в.фI для средней фазы будет больше, чем в крайних. Соответствен- но и температуры экрана и жилы этой фазы будут выше, чем у ка- белей крайних фаз. Так, для вышеприведенного примера [15] тем- пература жилы средней фазы кабеля с экраном сечением 35 мм2 и при токе 900 А в жиле при одностороннем заземлении не превыша- ет 60 °С, а крайних фазах – 57 ºС. При расположении кабелей треугольником вихревые токи в экранах будут одинаковыми и бо́льшими по величине, чем при рас- положении в одной плоскости при равных токах в жилах. 60 Аналогичный результат достигается при выполнении полной транспозиции экранов и заземлении их по обоим концам линий. Транспозиция экранов осуществляется делением длины кабельной линии на три (или на число кратное трем) равных участка и соеди- нением экранов разных фаз этих участков так, чтобы сумма ЭДС наводимых в экранах участков фаз (сдвинутых на 120 электриче- ских градусов) была близка к нулю. В результате продольных токов не возникает. Однако полная компенсация ЭДС возможна только при прокладке кабелей по треугольнику. В случае расположения фаз в одной плоскости ЭДС участков полностью не компенсируются. Отношение потерь от нескомпенси- рованных продольных токов в экранах при этом будет равно [13] [ ]      ⋅⋅⋅ω + ⋅= − э 37 эж э ж э 2ln102 1 1 rs RR R P P . (3.5) На разомкнутых концах экранов кабелей при одностороннем за- землении возникает напряжение относительно земли и между экра- нами разных фаз. Величина этого напряжения пропорциональна длине кабелей линии, току в фазах и сечению экрана. Чем больше сечение экрана, тем меньше напряжение на нем при прочих равных условиях. В общем случае при рекомендуемой изготовителями кабелей схеме прокладки фаз линии значение напряжения на разомкнутых экранах относительно земли на 1 м линии при 1 А тока нагрузки и сечении от 16 до 95 мм2 примерно равно ( ) В1014,017,0 3э −⋅−=U [14]. Наибольшее напряжение на разомкнутых экранах конца кабель- ной линии будет при протекании по кабелям сквозного тока корот- кого замыкания при замыкании в точке непосредственно за кабель- ной линией. Величина допустимого напряжения на экранах при этом определяется допустимым напряжением для оболочки кабеля, т. е. величиной 5 кВ [12]. В этой связи концы разомкнутых экранов кабелей должны быть изолированы изоляционной конструкцией на номинальное напря- жение 5 кВ. При этом как следует из [17] защита от перенапряже- ний изоляции оболочки не требуется, т. е. ограничители перенапря- 61 жений на разомкнутых концах экранов кабелей можно не устанав- ливать (только для кабелей 6–10 кВ). При заземлении экранов с обеих сторон кабельной линии и транс- позиции экранов в местах транспозиции устанавливаются специ- альные соединительные муфты с разделением экранов и транспози- ционные коробки с ограничителями перенапряжений. Наибольшее напряжение на экране (между экраном и землей) возникает в месте установки устройств транспозиции. Для кабелей 6–10 кВ такая схе- ма заземления экранов экономически не целесообразна [17]. 3.4. Выбор кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена Выбор кабелей при проектировании электроустановок состоит в выборе марки кабеля и его номинального напряжения, определении необходимого сечения жил и их материала, определении требуемо- го сечения экрана и способа его заземления. Решение этой задачи существенно осложняется тем обстоятель- ством, что производители кабелей в технической документации приводят технические данные только для кабелей с минимальным сечением экрана и одной схемы заземления экранов кабельной ли- нии – с объединением экранов кабелей трех фаз и их заземлением с обеих сторон линии. Для больших сечений экранов и для случая применения схемы заземления экранов только с одной стороны ли- нии необходимые технические данные неизвестны. В такой ситуа- ции выбор кабелей должен производиться на основе расчетов рабо- чих режимов на ЭВМ с учетом электрических и теплофизических характеристик материалов конструкции кабеля, окружающей среды, геометрии сечения кабелей, их взаимного расположения и других конкретных данных. Но такая программа расчета тепловых режи- мов работы кабеля также отсутствует. В этой связи предлагается методика выбора СПЭ кабелей, осно- ванная на стандартной методике с дополнением в части выбора се- чения экранов и способов их заземления, учитывающая имеющиеся в цитируемой выше литературе данные. Марка кабеля выбирается в зависимости от конкретных условий места прокладки, свойств среды, механических усилий, которые могут воздействовать на кабель. Для этого используются таблицы 62 основных областей применения различных марок кабелей (см. табл. 3.3). Номинальное напряжение кабеля ( номU ) должно соответствовать номинальному напряжению электроустановки ( эуU ): эуном UU ≥ . (3.6) Сечение жил кабеля согласно требованиям правил устройства электроустановок (ПУЭ) рассчитывается по экономической плотно- сти тока: 2 э норм ж мм ,j I S = , (3.7) где нормI – ток нормального режима кабеля, А; ( )maxэ Tfj = – нормированная плотность тока для кабелей с медной или алюминиевой жилой и пластмассовой изоляцией (по ПУЭ),А/мм2; где maxT – продолжительность максимальной нагрузки, ч. По данным производителей кабелей с учетом условий монтажа и материала жил принимается стандартное ближайшее сечение и до- пустимый ток для него (табл. 3.5, 3.6). Таблица 3.5 Длительно допустимые токи одножильных кабелей 6 и 10 кВ [16] Сечение жилы, мм2 сечение экрана, мм2 Длительно допустимый ток, А Прокладка в земле Прокладка в воздухе Кабели с медной жилой Кабели с алюминиевой жилой Кабели с медной жилой Кабели с алюминиевой жилой 000 ∆ 000 ∆ 000 ∆ 000 ∆ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 63 35/16 50/16 230 220 175 170 290 245 225 185 70/16 280 270 215 210 360 300 280 235 95/16 335 320 260 250 435 370 340 285 120/16 380 360 295 280 500 425 390 330 150/25 430 410 330 320 560 475 440 370 185/25 485 460 375 360 635 545 505 425 240/25 560 530 440 415 745 645 595 505 300/25 640 600 495 475 845 740 680 580 400/35 730 680 570 540 940 845 770 675 500/35 830 750 650 610 1050 955 865 780 630/35 940 830 750 680 1160 1115 1045 910 800/35 1030 920 820 735 1340 1270 1195 1050 Таблица 3.6 Длительно допустимые токи трехжильных бронированных и небронированных кабелей 6 и 10 кВ Сечение жилы, мм2 Длительно допустимый ток, А Прокладка в земле Прокладка в воздухе Медные жилы Алюминиевые жилы Медные жилы Алюминиевые жилы 50 70 95 120 150 185 240 207 253 300 340 384 433 500 156 193 233 265 300 338 392 206 255 329 374 423 479 562 159 196 255 291 329 374 441 Примечания. 1. Длительно допустимые токи для одножильных кабелей рассчитаны при прокладке в плоскости с расстояниями между кабелями в свету, рав- ными диаметру кабеля; при прокладке треугольником – вплотную, глубина прокладки в земле 0,7 м, термическое сопротивление грунта 1,2 К⋅м/Вт, температура грунта – 15 ºС. При прокладке в воздухе – температура воздуха 25 °С. 64 2. Допустимые токи кабелей в режиме перегрузки при прокладке в зем- ле и на воздухе могут быть рассчитаны путем умножения значений, ука- занных в табл. 3.5 и 3.6. на коэффициент 1,17 или на 1,2 соответственно. Допустимые токи даны для марок кабелей ПвП и АпвП при минималь- ном (основном) сечении экрана. При выборе большего сечения экрана дли- тельно допустимые токи уменьшаются из-за увеличения потерь в экране. Выбранное сечение проверяется на нагрев максимальным дли- тельным током нагрузки ( maxI ): допmax II ≤ , (3.8) где ном доп321доп ... IKKKKI i ⋅⋅⋅⋅= – длительно допустимый ток при расчетных условиях, А; где iKKKK ... , , , 321 – поправочные коэффициенты на вид проклад- ки, температуру окружающей среды, удельное термическое сопро- тивление грунта на участке трассы с наихудшими условиями охла- ждения, глубину прокладки в земле, число рядом проложенных ка- бельных линий и др.; ном допI – длительно допустимый ток при стандартных условиях прокладки кабеля выбранного сечения, А. Поправочные коэффициенты определяются по справочным дан- ным (табл. 3.7–3.15). Таблица 3.7 Поправочные коэффициенты на температуру окружающей среды [12, 16] Среда Поправочные коэффициенты при температуре окружающей среды ºС (tжилы = 90 °С) –5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 Земля 1,13 1,1 1,06 1,03 1,0 0,97 0,93 0,89 0,86 0,82 0,77 0,73 Воздух 1,21 1,18 1,14 1,11 1,07 1,04 1,0 0,96 0,92 0,88 0,83 0,78 65 Сезонные расчетные температуры грунта на глубине прокладки кабелей (0,7 м) по областям Республики Беларусь приведены в табл. 3.8 [16]. Таблица 3.8 Расчетные температуры грунта [16] Подразделения ГПО Белэнерго Расчетные температуры грунта, ºС в летний сезон в осенне-зимний сезон Брестэнерго 15 10 Витебскэнерго 15 5 Гомельэнерго 20 5 Гродноэнерго 15 5 Минскэнерго 15 5 Могилевэнерго 15 5 Таблица 3.9 Поправочные коэффициенты на количество кабелей и условия их прокладки в кабельных сооружениях [12, 16] Вид прокладки Размещение кабелей Поправочные коэффициенты при количестве цепей в горизонтальном ряду 1 (3 кабеля) 2 (6 кабелей) 3 (9 кабелей) р д ра сс то ян ие м в св ет у, р ав ны м в не ш - В кабель- ном канале на полу Один горизонталь- ный ряд с расстоя- нием между кабе- лями, равным наружному диа- метру кабеля 0,92 0,89 0,88 На полках без цирку- в один горизон- тальный ряд 0,92 0,89 0,88 66 ляции воз- духа в два ряда с рас- стоянием 200 мм между рядами 0,87 0,84 0,83 в три ряда 0,84 0,82 0,81 в 4–6 рядов 0,82 0,80 0,79 На полках с циркуля- цией воз- духа в один ряд 1 0,97 0,96 в два ряда 0,97 0,94 0,93 в три ряда 0,96 0,93 0,93 в 4–6 рядов 0,94 0,91 0,90 На стене Закреплены на вертикальной стене на расстояниях, равных диаметру кабеля 0,94 0,91 0,89 Окончание табл. 3.9 Вид прокладки Размещение кабелей Поправочные коэффициенты при количестве цепей в горизонтальном ряду 1 (3 кабеля) 2 (6 кабелей) 3 (9 кабелей) П ро ло ж ен ы п о тр еу го ль ни ку вп ло тн ую Прокладка в кабель- ном канале на полу При расположении треугольником 0,95 0,90 0,88 На полках без цир- куляции воздуха Расположение по треугольнику 0,95 0,90 0,88 в два ряда с рассто- янием в два диа- метра кабеля 0,9 0,85 0,83 в три ряда 0,88 0,83 0,81 67 в 4–6 рядов 0,86 0,81 0,79 На полках с цирку- ляцией воздуха в один ряд 1 0,98 0,96 в два ряда 1 0,95 0,93 в три ряда 1 0,94 0,92 в 4–6 рядов 1 0,93 0,9 На стене треуголь- ником Закреплены на вер- тикальной стене по треугольнику 0,89 0,86 0,84 Примечание. 1. Расстояние от стен до первого кабеля равно 2 см. 2. Расстояние между полками 20 см. 3. При расположении кабелей в одной плоскости расстояние между ка- белями в свету равно наружному диаметру кабеля. 4. При расположении трех кабелей одной цепи по треугольнику рассто- яние между несколькими цепями в свету равно двум наружным диаметрам кабеля. Таблица 3.10 Поправочные коэффициенты для одножильных кабелей, проложенных в трубах в земле [12] Вид прокладки Поправочный коэффициент Кабели, частично проложенные в отдельных трубах (длина труб менее 10 % длины трассы) 0,94 Кабели в отдельных трубах, проложенных в плоскости 0,9 Кабели, проложенные треугольником в об- щей трубе 0,9 Таблица 3.11 Поправочные коэффициенты на количество работающих рядом кабельных линий, проложенных в земле [12, 16] 68 Расстояние между осями разных линий Поправочный коэффициент при числе кабельных линий 2 3 4 5 6 100 0,76 0,67 0,59 0,55 0,51 200 0,81 0,71 0,65 0,61 0,49 400 0,85 0,77 0,72 0,69 0,66 Таблица 3.12 Поправочные коэффициенты на количество работающих кабелей, проложенных рядом в земле Расстояние между кабелями в свету Поправочный коэффициент при числе кабелей 1 2 3 4 5 6 100 1 0,9 0,85 0,8 0,78 0,75 200 1 0,92 0,87 0,84 0,82 0,81 400 1 0,93 0,9 0,87 0,86 0,85 Таблица 3.13 Поправочные коэффициенты на глубину прокладки в земле [12, 16] Глубина прокладки, м 0,5 0,7 0,9 1,0 1,2 1,5 Поправочный коэффициент 1,05 1,0 0,96 0,95 0,93 0,9 Таблица 3.14 Поправочные коэффициенты на удельное сопротивление грунта [12, 16] Удельное термическое со- противление грунта, К⋅м/Вт 0,8 1,0 1,2 1,5 2,0 2,5 Поправочный коэффициент 1,13 1,05 1 0,93 0,85 0,8 Выбранное сечение кабеля необходимо дополнительно прове- рить на допустимую перегрузку в период ликвидации послеаварий- ного режима. Для СПЭ кабелей допускается перегрузка до 17 % при 69 прокладке в земле (температура земли 15 °С) и до 20 % при про- кладке в воздухе и его температуре 25 ºС. Продолжительность пере- грузки не должна превышать 8 часов в сутки и быть не более 1000 часов за срок службы (30 лет). Поправочные коэффициенты допускаемого тока на температуру окружающей среды в режиме перегрузки, когда температура жилы достигает 130 °С, приведены в табл. 3.15. Таблица 3.15 Поправочные коэффициенты на температуру окружающей среды по отношению к длительно допустимым токам нормального режима при перегрузке [12, 16] ( С 130ж °=t ) Среда Поправочные коэффициенты при температуре окружающей среды, °С –5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 земля 1,08 1,06 1,04 1,02 1,0 0,98 0,96 0,93 0,91 0,88 0,86 0,83 воздух 1,13 1,11 1,09 1,07 1,05 1,02 1,0 0,98 0,95 0,93 0,9 0,87 Выбранное сечение проверяется на термическое действие тока короткого замыкания. В качестве расчетного вида КЗ принимается трехфазное КЗ. Только на генераторном напряжении электростан- ций, если двухфазное КЗ приводит к большему нагреву, расчетным видом КЗ принимается двухфазное [16]. Для одиночных кабелей одного сечения по длине точка КЗ при- нимается в начале линии; одиночные кабели со ступенчатым сече- нием по длине проверяют по току при КЗ в начале каждого участка. Два и более параллельных кабеля проверяются по токам КЗ непо- средственно за пучком кабелей, т. е. с учетом разветвления тока КЗ. Необходимые для расчета тока КЗ за кабелем данные по электриче- ским характеристикам кабелей приведены в табл. 3.4. Расчет токов КЗ допускается выполнять приближенно для начального момента КЗ. При этом температура жилы до КЗ равна 90 ºС, после КЗ – 250 °С. Продолжительность КЗ определяется как сумма времени сраба- тывания основной защиты линии ( рзt ) и полного времени отключе- 70 ния выключателя ( в отклt ) этой линии. Если основная защита имеет зону нечувствительности, то в качестве времени срабатывания за- щиты принимают время той защиты, которая реагирует на повре- ждение в расчетной зоне. Проверка на термическую стойкость проводится по условию ( ) КЗ ж сек) (1 доп3 п,0 t I I ≤ , (3.9) где ( )3п,0I – периодическая составляющая тока трехфазного КЗ в начальный момент времени, кА; ж сек) (1 допI – допустимый односекундный ток КЗ для жилы вы- бранного кабеля (табл. 3.16), кА. в отклрзКЗ ttt += – расчетная продолжительность КЗ, с. Если условие (3.9) не выполняется, то принимается большее се- чение жилы. Далее проверяется, обеспечивается ли термическая стойкость экрана выбранного кабеля. Для этого рассчитывается ток двойного замыкания на землю разных фаз кабельной линии в тех же точках, где производился расчет трехфазного КЗ для проверки на термическую стойкость жилы кабеля. Продолжительность двойного КЗ ( КЗt ) определяется, как указано выше. Температура экрана до КЗ принимается равной 70 º, после КЗ – 350 °С. Таблица 3.16 Допустимые токи односекундного короткого замыкания для жил кабелей [12, 16] Сечение жилы, мм2 Допустимый ток односекундного КЗ, кА Медная жила Алюминиевая жила 50 7,15 4,7 70 10,0 6,6 95 13,6 8,9 120 17,2 11,3 150 21,5 14,2 71 185 26,5 17,5 240 34,3 22,7 300 42,9 28,2 400 57,2 37,6 500 71,5 47,0 630 90,1 59,2 800 114,4 75,2 Проверка на термическую стойкость экрана осуществляется по условию ( ) КЗ э сек) (1 доп1,1 п,0 t I I ≤ , (3.10) где ( ) ( )3п,0 1,1 п,0 2 3 II = – максимальное значение двойного тока КЗ на землю, кА; э сек) (1 допI – допустимый ток односекундного КЗ в экране (табл. 3.17). Таблица 3.17 Допустимые токи односекундного КЗ в медных экранах [12, 16] Сечение экрана, мм2 Допустимый ток односекундного КЗ, кА 16 3,3 25 5,1 35 7,1 50 10,2 70 14,2 95 19,4 Если условие (3.10) не выполняется, то необходимо принять большее сечение экрана, при котором это условие выполняется. Но сечение экрана, большее минимального, в нормальном режиме ра- боты при заземлении экранов с обеих сторон кабельной линии при- ведет к перегреву кабелей и их повреждению. Поскольку произво- 72 дители кабелей не приводят снижающих коэффициентов для допу- стимого тока с разным сечением экранов, то кабельная линия с се- чением больше минимального должна эксплуатироваться с зазем- лением экранов с одной стороны. При этом напряжение на разомкнутых концах экранов при мак- симальном длительном токе нагрузки maxI ( ) max3э 1014,017,0 ILU ⋅⋅−= − , (3.11) где L – длина кабельной линии, м. Наибольшее значение напряжения на разомкнутых концах экра- нов возникнет при протекании по кабелю сквозного тока КЗ в точке за кабелем. Величина этого напряжения не должна превышать 5 кВ [12, 16]: ( ) ( ) кВ 51014,017,0 3п,03max ≤⋅⋅−= − ILU . (3.12) Если условие (3.12) не выполняется, то кабельная линия должна эксплуатироваться с разделением экранов в середине длины линии. В этом случае кабельная линия по концам имеет заземленные экра- ны, а в середине длины экраны фаз разомкнуты и их концы изоли- рованы. На разомкнутом конце каждого из образовавшихся двух участков должно выполняться условие (3.12). В настоящее время еще нет достаточных данных об опыте экс- плуатации кабельных линий, выполненных однофазными СПЭ ка- белями. Данные заводов-изготовителей кабелей и проведенные ис- пытания в лаборатории «Техника высоких напряжений» кафедры «Электрические станции» Белорусского национального техническо- го университета позволяют утверждать, что вероятность пробоя фазной изоляции СПЭ кабелей очень мала и значительно ниже, чем вероятность пробоя изоляции их разделок (в концевых и соедини- тельных муфтах). Это позволяет при выборе кабелей проверять их экраны на термическую стойкость по току двойного короткого за- мыкания, рассчитанного с учетом сопротивления жилы кабеля, длина которой равна расстоянию между ближайшими соседними разделками (считая от начала кабельной линии). 73 Величина расчетного тока двойного замыкания на землю при этом будет меньше, чем величина расчетного тока при расположе- нии обеих точек замыкания двух фаз в начале линии соответствен- но, и требуемое сечение экрана будет меньше, а стоимость выбран- ного кабеля ниже. Но такое решение противоречит требованиям ПУЭ и для его ис- пользования требуется разрешение техсовета Министерства энерге- тики Республики Беларусь. 3.5. Особенности эксплуатации одножильных кабелей в трехфазных системах В трехфазных сетях 6–10 кВ одножильные СПЭ кабели могут эксплуатироваться либо с двухсторонним заземлением экранов (экраны фазных кабелей каждой линии по концам соединены между собой и заземлены), либо с односторонним заземлением экранов. В последнем случае заземление выполняется у потребителя. В случае использования СПЭ кабелей в сетях с изолированной нейтралью при пробое фазной изоляции происходит замыкание жи- лы на экран. По экрану и жиле поврежденного кабеля начнет проте- кать ток замыкания на землю всей сети. Величина этого тока не превышает 30–20 А (по ПУЭ) и его значение соизмеримо с про- дольным током в экране при минимальном его сечении и двухсто- роннем заземлении экранов линии. В результате экран начнет нагреваться выше длительно допустимой температуры. Чтобы ис- ключить перегрев кабеля поврежденной линии, необходимо линию отключать с небольшой выдержкой времени (работать с замыкани- ем на землю 2 часа, как это предписывают ПУЭ, недопустимо). В случае одностороннего заземления экранов кабельной линии в экране поврежденного кабеля начнет протекать сумма вихревого тока фаз ( в.фI ), емкостного тока замыкания на землю сети, индук- тивного тока заземляющего реактора сети, активного тока замыка- ния на землю. Этот суммарный ток будет больше вихревого тока нормального режима на величину активной составляющей тока за- мыкания на землю. В результате возникает повышенный нагрев экрана поврежденного кабеля. 74 При заземлении экранов кабелей линии с обеих сторон к точке повреждения начнут протекать с одной и другой стороны разные по величине составляющие тока замыкания, поскольку во внешних цепях они протекают по разным путям. Величины составляющих тока замыкания значительно превышают величину продольного то- ка в экране в нормальном режиме работы линии. Чтобы избежать повреждения всего кабеля, необходимо поврежденную линию не- медленно отключать автоматически. Следовательно, в обоих случаях заземления экранов кабельных линий в сетях с резонансно заземленной нейтралью защита линий от замыканий на землю должна действовать на отключение без вы- держки времени. 3.6. Примеры выбора СПЭ кабелей 3.6.1. Выбрать кабель к электродвигателю собственных нужд ТЭЦ. Мощность двигателя 500 кВт, А74ном =I , кВ6ном =U . Ток КЗ на шинах секции собственных нужд ( ) кА5,213п,0 =I . Кабель будет проложен внутри сырого помещения в канале, температура воздуха в котором 35 °С, ч3500max =T , длина трассы – 200 м. Решение. По табл. 3.3 выбираем кабель марки АПвПу(2г), кВ6ном =U . Определяем экономическое сечение жилы по (3.7): 2 э норм ж мм 5,437,1 74 === j I S , где 2э ммА7,1=j при ч3500max =T для кабелей с алюминиевой жилой. Принимаем кабель с сечением жилы 50 мм2 с А185ном доп =I при расположении фаз треугольником (см. табл. 3.5). Определяем длительно допустимый ток с учетом конкретных условий прокладки: А7,16118595,092,0ном доп21доп =⋅⋅=⋅⋅= IKKI , 75 где 92,01 =K – поправка на температуру окружающей среды (см. табл. 3.7); 95,02 =K – поправка на количество кабелей и условия их про- кладки в канале (см. табл. 3.8). Таким образом, номдоп II > . Проверяем выбранное сечение на термическую стойкость при КЗ. Для этого определяем максимальный допустимый ток термиче- ской стойкости для жилы кабеля кА1,6 6,0 7,4 КЗ ж сек) (1 доп ж т.с === t I I , где А 7,4ж сек) (1 доп =I – допустимый односекундный ток КЗ для кабеля с сечением жилы 50 мм2 (см. табл. 3.16); с6,0в отклрзКЗ =+= ttt – продолжительность КЗ. Так как кА1,6ж т.с =I , а ( ) кА5,213п,0 =I , то выбранное сечение жилы не проходит по термической стойкости. Определим расчетный допустимый ток односекундного КЗ кабе- ля при токе КЗ ( ) кА5,213п,0 =I : ( ) кА55,166,05,21КЗ 3 п,0ж сек) (1 доп расч =⋅== tII . По данным табл. 3.16 можно выбрать алюминиевый кабель с се- чением жилы 185 мм2 (или медный с сечением 120 мм2). Принимаем кабель с алюминиевой жилой АПвПу2г-1×185/25-6 кВ. Проверяем на термическую стойкость экран. Для этого опреде- лим расчетный допустимый ток односекундного КЗ в экране: ( ) ( ) кА3,146,05,21 2 3 2 3 КЗ 3 п,0КЗ 1,1 п,0э сек) (1 доп расч =⋅⋅=== tItII , где ( ) ( )3п,0 1,1 п,0 2 3 II = – ток двойного КЗ на землю в начале кабельной линии, кА. 76 Так как расчетный допустимый ток односекундного КЗ в экране больше допустимого ( э сек) (1 допэ сек) (1 доп расч II > ) для сечения экрана 25 мм2 (см. табл. 3.17), то принимаем кабель с сечением медного экрана 70 мм2. Однако для такого кабеля нет данных по снижению длительно допустимого тока из-за высокой температуры экрана в нормальном режиме. Поэтому кабель необходимо эксплуатировать с разземлением экранов с одного конца кабельной линии. Определим максимальное напряжение на разомкнутых концах экранов фаз кабельной линии. Для этого рассчитаем максимальный сквозной ток трехфазного КЗ за кабелем: ( ) кА5,17 208,03 3,6 3 к ср3 каб. за п,0 =⋅ = ⋅ = z U I , где срU – среднее значение напряжения сети, кВ; кz – сопротивление до точки КЗ: ( ) ( ) Ом208,0169,00224,0082,0 222скаб2кабк =++=++= xxrz , где кабr и кабx – соответственно активное и реактивное сопротив- ление кабеля длиной 200 м (см. табл. 3.4); сx – сопротивление питающей системы: ( ) Ом.169,05,213 3,6 3 3п,0 ср с = ⋅ = ⋅ = I U x Максимальное напряжение на разомкнутых концах экранов фаз кабельной линии ( ) В525175002001015,01015,0 33 каб. за п,0 3 max =⋅⋅⋅⋅⋅= −− ILU , где 31015,0 −⋅ – удельное напряжение на экране однофазного кабеля, В/(м·А). 77 Таким образом, окончательно выбираем кабель АПвПу2г- 1×185/70-6 кВ. Кабельная линия, состоящая из трех указанных ка- белей, расположенных по треугольнику на полу кабельного канала, имеет одностороннее заземление экранов возле электродвигателя. 3.6.2. Выбрать кабель для линии 10 кВ, подключенной к группо- вому реактору. Ток нормального режима А200норм =I , ток утяжеленного режи- ма А310фор =I . Линия прокладывается в земле. Глубина прокладки 0,9 м; температура земли 20 ºС; удельное сопротивление грунта ВтмKл 2 ⋅ ; ч4500max =T , ток КЗ за реактором ( ) кА4,123п,0 =I . Длина трассы – 1200 м. Основная защита ЛЭП – максимальная то- ковая защита, полное время отключения КЗ – 1,2 с. Решение. По табл. 3.3 выбираем кабель ПвПу-10 кВ. Определяем экономическое сечение жилы: 2 э норм ж мм 5,641,3 200 === j I S . По табл. 3.5 принимаем кабель с сечением жилы 70 мм2 с А280ном доп =I при прокладке в земле в одной плоскости. А6,22128085,096,097,0ном доп321доп =⋅⋅⋅=⋅⋅⋅= IKKKI , где 97,01 =K – поправка на температуру земли (см. табл. 3.7); 96,02 =K – поправка на глубину прокладки в земле (см. табл. 3.9); 85,03 =K – поправка на удельное сопротивление земли (см. табл. 3.14); А310фордоп =< II . Поскольку допустимый ток меньше максимального тока утяже- ленного режима ( форI ), принимаем ближайшее большее сечение жилы кабеля – 120 мм2, А380ном доп =I . 78 А8,30038085,096,097,0ном доп321доп =⋅⋅⋅=⋅⋅⋅= IKKKI . Это сечение жилы также не проходит по току утяжеленного режима. Примем сечение жилы 150 мм2, А430ном доп =I . А4,34043085,096,097,0ном доп321доп =⋅⋅⋅=⋅⋅⋅= IKKKI . Для этого сечения кабеля фордоп II > . Следовательно, это сече- ние жилы подходит по условиям форсированного режима. Проверяем выбранное сечение на термическую стойкость при КЗ: кА6,19 2,1 5,21 КЗ ж сек) (1 доп ж т.с === t I I , где 5,21ж сек) (1 доп =I кА (по табл. 3.16). Поскольку расчетный ток термической стойкости жилы кабеля больше тока КЗ в начале линии ( ( ) кА4,123п,0ж т.с => II ), то принима- ем к прокладке кабель с сечением жилы 150 мм2, экрана – 25 мм2. Проверяем на термическую стойкость экран кабеля: ( ) ( ) кА7,112,14,12 2 3 2 3 КЗ 3 п,0КЗ 1,1 п,0э сек) (1 доп расч =⋅⋅=== tItII . Расчетный ток термической стойкости экрана больше допустимо- го тока односекундного КЗ в экране (см. табл. 3.17) =э сек) (1 доп расчI 1,57,11 э сек) (1 доп =>= I . Таким образом, экран сечением 25 мм 2 термически не стойкий. По табл. 3.16 принимаем сечение экрана 70 мм2 с кА3,14э сек) (1 доп =I . Но на кабель с таким сечением экрана заводы-изготовители ка- белей не приводят данных по снижающим коэффициентам дли- тельно допустимого тока жилы. В этой связи кабельную линию необходимо эксплуатировать с заземлением экранов фаз с одного конца линии. 79 Определим максимальное напряжение на разомкнутых концах экранов фаз кабельной линии. Для этого рассчитаем максимальный сквозной ток трехфазного КЗ непосредственно в точке за кабелем: ( ) кА55,8 71,03 5,10 3 к ср3 каб. за п,0 =⋅ = ⋅ = z U I , где ( ) ( ) Ом71,0489,0196,019,0 222скаб2кабк =++=++= xxrz ; ( ) В1539855012001015,01015,0 33 каб. за п,0 3 max =⋅⋅⋅=⋅⋅= −− ILU . Расчетное максимальное напряжение на разомкнутом конце ка- беля меньше допустимого кВ5оболочки допmax =