Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Архивы >> Сооружение и эксплуатация кабельных линий высокого напряжения

Контроль нагрева кабелей - Сооружение и эксплуатация кабельных линий высокого напряжения

Оглавление
Сооружение и эксплуатация кабельных линий высокого напряжения
Общие сведения о кабелях
Кабели с пластмассовой изоляцией
Технические требования к кабелям
О создании маслонаполненных кабелей низкого давления
Конструкции маслонаполненных кабелей низкого давления
Особенности сооружения кабельных линий высокого давления
Конструкции кабельных линий высокого давления
Допустимые токовые нагрузки кабелей высокого давления
Муфты кабелей высокого напряжения
Муфты кабелей высокого давления
Муфты кабелей с пластмассовой изоляцией
Проектирование кабельных линий и организация монтажа
Организация монтажа кабельных линий
Хранение маслонаполненных кабелей низкого давления
Прокладка кабелей низкого давления в земле
Прокладка кабелей низкого давления в туннеле
Прокладка кабелей низкого давления в зимнее время, через водные препятствия
Хранение и способы прокладки кабелей высокого давления
Сварка стального трубопровода для кабелей высокого давления
Заполнение трубопровода азотом и устройство опор для кабелей высокого давления
Изготовление разветвления из медных труб для кабелей высокого давления
Прокладка кабелей высокого давления
Организация работ по монтажу муфт кабелей низкого давления
Монтаж концевых муфт кабелей низкого давления
Монтаж соединительных муфт кабелей низкого давления
Монтаж стопорных муфт кабелей низкого давления
Монтаж кабельных вводов низкого давления в трансформаторы
Вакуумирование муфт низкого давления и заполнение маслом
Монтаж муфт кабелей высокого давления
Монтаж соединительных муфт кабелей высокого давления
Монтаж кабельного ввода высокого давления в трансформатор
Вакуумирование линии высокого давления и заполнение маслом
Маслоподпитывающие системы линий низкого давления
Автоматические подпитывающие установки
Телесигнализация давления масла и сигнализация подпитывающей установки
Защита сигнализации давления масла от влияния силовых кабельных линий
Электрическая защита от коррозии
Вспомогательное оборудование линий
Приемка кабельных линий в эксплуатацию
Испытание после монтажа
Организация эксплуатации
Осмотр подпитывающих устройств линий
Контроль нагрева кабелей
Контроль поляризационных потенциалов
Контроль состояния масла
Текущий ремонт оборудования
Эксплуатация масляного хозяйства
Определение дефектных мест на линиях
Содержание работ лаборатории
Ремонт линий высокого давления
Ремонт линий низкого давления
Дополнительные меры безопасности
Противопожарные мероприятия
Технико-экономические положения сооружения и эксплуатации
Структура эксплуатационного предприятия
Оперативно-диспетчерская служба предприятия

Нагрев кабелей низкого давления определяется путем измерения температур защитных покровов. Температура жилы кабеля находится путем прибавления к измеренной температуре теплоперепада от защитных покровов до токоведущей жилы кабеля. С достаточной точностью температура жилы кабелей 110 кВ при нагрузках, близких к номинальной, может определяться по эмпирическим формулам
tж=tм,л-+15 или tж=tз,п+20,
где tж — температура жилы, °С; tм,л—температура медных усиливающих лент, °С; t3,п — температура защитных покровов, °С; 15—20—в °С.
Если нагрузка значительно отличается от номинальной, то выполняется тепловой расчет кабеля в данном режиме согласно методике, изложенной в [1].
Измерения температуры медных - усиливающих лент производятся в колодцах, туннелях при помощи термопар или лабораторного термометра. Во всех случаях должно быть обеспечено плотное прижатие термопары или термометра к медным усиливающим лентам или защитным покровам, наложенным сверх брони кабеля. При измерении температуры лабораторным термометром его ампула с ртутью прижимается к кабелю при помощи станиоля или аналогичного материала с хорошей теплопроводностью и бандажа из тафтяной или киперной ленты.
Для контроля температуры кабеля на трассе в местах с ухудшенными условиями прокладки (пересечение теплопроводов, плохие условия охлаждения) при прокладке кабеля или строительстве подземных сооружений, пересекающих трассу кабельной линии, термопары устанавливаются непосредственно на защитных покровах. При обнаружении повышенной температуры (сверх 70 °С) на жиле кабеля принимаются меры по улучшению его охлаждения: улучшение вентиляции туннелей и колодцев; применение дополнительной теплоизоляции туннелей и колодцев; применение дополнительной теплоизоляции теплопроводов в местах их пересечения с кабельными линиями; замена грунта, окружающего кабель, на более теплопроводный и т. п.
Контроль нагрева кабелей высокого давления производится путем измерения температуры защитных покровов трубопровода либо самого трубопровода при помощи ртутного термометра или термопар (медь+константан. хромель+копель), а также термосопротивлений.
Температура жилы кабеля определяется согласно [1] как сумма измеренной температуры и перепада температуры от покровов до токоведущей жилы.

Термическое сопротивление изоляции Тиз находится из выражения
где рт,из—удельное термическое сопротивление изоляции;. К-см/Вт (450—550); D1 и D2—наружный и внутренний диаметры кольцевого слоя изоляции, см.
Термическое сопротивление от поверхности (экрана) кабеля до стальной трубы Т'м находится из выражения

где рТ)м — удельное сопротивление теплопереходу с поверхности кабеля в масло и от масла к поверхности стальной трубы (принимается равным 435 К-см/Вт); К1 — коэффициент, учитывающий часть периметра верхней фазы, участвующей в теплообмене с трубой через масло (принимается равным 0,83 см-1); К2—коэффициент, учитывающий часть периметра стальной трубы, участвующей в теплообмене с верхней фазой кабеля (принимается равным 0,42 см-1); D — соответственно диаметр кабеля по экрану и внутренний диаметр трубы, см (берутся из табл. 3.1).
Сопротивление тепловому потоку по экранам соседних, фаз на основании опытных данных принимается равным 232 К-см/Вт на 1 см. Это сопротивление включено параллельно тепловому сопротивлению зоны масла. Отсюда

Термопары или термодатчики (обычно две на одну контролируемую точку) устанавливают сверху и снизу трубопровода непосредственно на металлическую поверхность с последующим восстановлением защитных покровов. Провода от термопар должны надежно защищаться от механических повреждений. Измерение температуры трубопровода следует производить через сутки после установки термопары и засыпки котлована, чтобы исключить влияние охлаждения трубопровода из-за временного удаления грунта. Если теплопроводность грунта, окружающего трубопровод, вызывает сомнения, то целесообразно определить удельное термическое сопротивление пробы грунта. Для анализа отбирается проба грунта в количестве 3—4     кг из зоны, окружающей трубопровод, в полиэтиленовый пакет и направляется в лабораторию либо специальным прибором термическое сопротивление грунта определяется на месте. Особо нагретыми точками могут быть: сближения или пересечения с теплопроводами, места вблизи больших групп деревьев, а также участки с большим уклоном.
Особенностью маслонаполненных кабельных линий 110—500 кВ является возможность возникновения состояния тепловой неустойчивости, что может вызвать тепловой пробой кабеля [15]. Основной причиной возникновения тепловой неустойчивости является рост тепловыделения из-за роста диэлектрических потерь в кабеле, которые сильно зависят от температуры изоляции (рис. 11.2). При достижении некоторой критической температуры теплоотвод от кабеля становится меньше, чем выделение тепла в изоляции, температура кабеля увеличивается и происходит тепловой пробой. Для пояснения понятия «тепловая стойкость» одножильного кабеля следует подробно рассмотреть зависимости тепловыделения и теплоотдачи кабеля, приведенные на рис. 11.3. Кривые тепловыделения и прямые теплоотдачи построены для двухцепной линии на напряжение 110 кВ, выполненной кабелем марки МНСК1Х625 (ВНИИКП, Н. Н. Войденовым). По оси абсцисс откладывается температура металлической оболочки кабеля, а по оси ординат—суммарные потери мощности в кабеле (обычно Вт/см). Так как цепь линии состоит из трех одножильных кабелей и на расстоянии 500 мм находится другая цепь, необходимо учитывать ухудшение условий охлаждения кабеля. Обычно это учитывают увеличением термического сопротивления окружающей среды. Как видно из диаграммы, при токе в кабеле, равном 400 A, tg δ изоляции соответствующем 10-летнему сроку эксплуатации (кривая 5), и рт,з=1,2
К-м/Вт температура оболочки кабеля должна достигнуть 65°С (пересечение с прямой 1), при рт ,з=1,6 К-м/Вт—92 °С, при рт,з=2,4 К-м/Вт тепловыделение превосходит теплоотдачу (кривая 5 не пересекается с прямой 3) и температура кабеля будет возрастать вплоть до возникновения теплового пробоя.


Рис. 11.2. Зависимость tg δ кабелей 110 кВ от температуры:
1 -—для новых кабелей; 2 — для кабеля, изготовленного в 1963 г. и подвергшегося местному старению во время пребывания в воде при температуре 95 °С (по материалам ВНИИКП)

Рис. 11.3. Зависимость тепловыделения и теплоотдачи от температуры оболочки:1, 2, 3 — прямые теплоотдачи при pT = 1,2; 1,6 и 2,4 К-м/Вт; 4, 6—кривые тепловыделения нового кабеля для 400 и 500 А; 5, 7 — кривые тепловыделения для кабеля после 10 лет эксплуатации

Суммарное термическое сопротивление защитных покровов и окружающей среды характеризуется тангенсом угла наклона прямой теплоотдачи. Пересечение прямых теплоотдачи с осью абсцисс соответствует температуре окружающей среды.
Наступлению тепловой неустойчивости способствует главным образом изменяющаяся величина рт,3. При засыпке кабеля обычным грунтом, характеристики которого сильно зависят от влажности, может возникнуть такое положение, что при некоторой нагрузке линии начнется процесс миграции влаги и увеличения рт,з. Миграция влаги происходит по, направлению теплового потока от кабеля. Рядом исследований [1, 12] установлено, что миграция ощутимо возрастает при температуре выше 40 °С. Таким образом, только засыпка кабеля искусственным грунтом, обладающим стабильным рт,3 в обезвоженном состоянии, позволяет избежать возникновения тепловой неустойчивости. Аварии по этой причине на кабельных линиях 110 кВ и выше в СССР и за рубежом происходили, как правило, в засушливые периоды года, когда влажность грунта была минимальной, а рт,3 возрастало до 2,4 К-м/Вт и более. Ухудшение теплоотвода может происходить в местах трассы, где кабель засыпан грунтом с большим термическим сопротивлением, или вблизи теплотрасс. Особенностью линий высокого давления является процесс конвективного переноса тепла на участках линии со значительной разностью вертикальных геодезических отметок (более 5 м). В этом случае образуется зона повышенного нагрева в высшей точке участка линии, которая может определять длительно допустимую нагрузку линии. В местах с повышенным нагревом необходимо принимать меры по улучшению охлаждения путем принудительной (естественной) вентиляции, замены обычного грунта на искусственный с меньшим удельным термическим сопротивлением, прокладки параллельных трубопроводов с охлаждающей жидкостью или воздухом и т. п. Тепловое состояние кабельных линий систематически контролируется по показаниям амперметров, на шкалах которых красной чертой отмечается длительно допустимый ток кабельной линией. Дежурный персонал центра питания сообщает значения токов нагрузки эксплуатирующему персоналу, который ведет систематическую запись в специальном журнале.
Температура жилы кабеля может достигать номинального значения (70—85 °С) при различных условиях охлаждения. Измерениями температуры трубопровода можно установить температуру жилы. Ниже приведены предельные величины температуры трубопровода, определенные ВНИИКП для разных токов в линии 220 кВ сечением 550 мм2.

Приведенные данные соответствуют температуре жилы кабеля, равной 70 °С, и не зависят от температуры окружающей среды и условий охлаждения. При пользовании таблицей нужно руководствоваться следующим.
Если при каких-то внешних условиях и определенном токе нагрузки, например 400 А, температура трубопровода достигла 58 °С, то температура жилы уже достигла 70 °С и нагрузка на линию не может быть увеличена. Если же температура, наоборот, меньше, например 50 °С, то следует провести измерения при токе в линии, равном 500 А. три этом температура трубопровода не должна превосходить 54 °С. Следует отметить, что все измерения должны выполняться после длительной (обычно 10—14 сут) непрерывной нагрузки линии.



 
« Создание комплекса электрооборудования 1150 кВ   Сорок лет трудов и свершений Энергосетьпроект »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.