Эксплуатация кабельных линий 1-35 кВ - Контроль за нагрузками и напряжением

4. КОНТРОЛЬ ЗА НАГРУЗКАМИ И НАПРЯЖЕНИЕМ В КАБЕЛЬНЫХ СЕТЯХ
Установленные расчетами допустимые длительные токовые нагрузки с учетом времени года (температуры почвы и воздуха) записываются в паспорт кабельной линии. Если в процессе эксплуатации условия, по которым был произведен расчет длительно допустимой токовой нагрузки, изменились в связи с изменением теплового режима линии, вызванного переустройством сети, переводом линии на повышенное напряжение и др., установленные ранее длительно допустимые нагрузки должны быть пересмотрены с учетом новых условий и теплового режима линии. Результаты расчетов допустимых нагрузок, сравнение их с фактическими нагрузками линий, полученными при измерениях в процессе эксплуатации, позволяют найти и установить наиболее экономичный режим работы для каждой линии. Указанные выше расчетные нагрузки являются исходными при составлении схем электрических соединений, производстве оперативных переключений, в связи с повреждениями в сети, выводе оборудования и кабельных линий в ремонт или для профилактических испытаний.
В условиях эксплуатации важно знать, однако, не только расчетные длительно допустимые нагрузки кабелей, но и фактическое их значение на любой момент времени путем измерений их непосредственно на линии. Измерение нагрузок и одновременно напряжения предусматривается не реже двух раз в год, в том числе один раз в период максимума.
Целью измерений является проверка: состояния нагрузок кабельных линий и оборудования, выявления перегруженных и недогруженных элементов сети;
уровня напряжения для определения качества подаваемой потребителям электрической энергии;
режима работы сети и рабочих схем электрических соединений оборудования РП и ТП;
экономичности эксплуатации сети путем расчетов потерь мощности и электроэнергии.
Измерение нагрузок и напряжения производится на стороне низшего напряжения с помощью переносных приборов (вольтметров, амперметров и специальных токоизмерительных клещей). Нагрузка питающих* линий на стороне высшего напряжения определяется по щитовым амперметрам центров питания. Показания приборов записываются дежурным персоналом ЦП в суточную ведомость нагрузок на каждый час. При отсутствии на ЦП дежурного персонала, а также отсутствии средств телеизмерения определение нагрузок питающих линий производится по щитовым приборам, установленным в распределительных пунктах (РП) на другом конце линии.
Нагрузка кабельных линий распределительной сети** устанавливается также по показаниям щитовых ампер-- метров, установленных в РП. В трансформаторных подстанциях городской сети измерение нагрузок и напряжения производится исключительно на стороне низшего напряжения указанными выше переносными приборами. Нагрузки измеряются на силовых трансформаторах, всех отходящих магистральных линиях, а также кабельных вводах перегруженных линий. Напряжение измеряется в ТП и на самом удаленном от ТП вводном устройстве. Период времени для проведения измерений выбирается с таким расчетом, чтобы величина измеряемой нагрузки была максимальной. Для этого необходимо знать характер нагрузки потребителей и время, когда величина ее достигает максимального значения.

*Питающей линией называется линия, проложенная от Центра питания (станции или подстанции энергосистемы) в распределительный пуикт (РП).

**Распределительной линией называется линия, проложенная от распределительного пункта (РП) к трансформаторным подстанциям ПП).

Максимум нагрузки кабельных линий, питающих группы различных потребителей, использующих электроэнергию для освещения учреждений и быта, присоединенных к сети мелких электродвигателей, достигается в часы совпадения работы, а следовательно, потребления электроэнергии указанных потребителей. Зимой, когда продолжительность светового периода дня самая маленькая, имеется наибольшая вероятность совпадения нагрузок. Поэтому для массовых измерений (в средней полосе России) обычно выбирается декабрь месяц и время от 17 до 22 часов. В ноябре месяце измерения выполняются с 18 до 22 часов. Утренний максимум определяется совпадением нагрузок промышленных предприятий с нагрузками освещения.
Продолжительность вечернего и утреннего максимума нагрузок сравнительно невелика и составляет от получаса в летнее время и до 2—3 часов зимой. Естественно, что произвести измерение в этот короткий срок прохождения максимума одновременно во всех точках сети, насчитывающей сотни ТП, тысячи кабельных линий и вводных устройств эксплуатационному персоналу невозможно. Поэтому период измерений максимальных нагрузок приходится принимать более продолжительным, несмотря на го что измеряемая при этом нагрузка не соответствует и несколько меньше максимальной.
Для приведения измеряемой при этом нагрузки к значению ее соответствующему периоду максимума, применяют повышающие поправочные коэффициенты, значения которых принимаются от 5 до 20% в зависимости от часа измерения, на основании анализа типового графика городской сети. Для измерения и контроля нагрузок отдельных кабельных линий, питающих промышленные предприятия, и других характерных нагрузок практикуется установка суточных и недельных самопишущих приборов.

Одновременно с измерениями нагрузок и напряжения эксплуатационный персонал может проверить состояние изоляции линий. При работе сети низшего напряжения в режиме изолированной нейтрали состояние изоляции легко может быть определено измерением напряжения между фазой и землей. При полном повреждении изоляции величина напряжения между фазой, на которой изоляция повреждена, и землей равна нулю. Если изоляция линии в порядке, напряжение всех фаз по отношению к земле одинаково и по величине равно фазовому напряжению линии. Нарушение изоляции кабельных линий в сети напряжением выше 1 000 в определяется дежурным персоналом центра питания по работе устройства сигнализации замыкания на землю — щита управления.
Изоляция кабельных линий сети до 1 000 в, работающей в режиме глухого заземления нейтрали, проверяется путем отключения и испытания линии меггером, что выполняется при проведении капитального ремонта ТП. Измерение напряжения производится в характерных точках сети для максимального и минимального режимов нагрузки. Технически допустимым напряжением называют такое, величина которого при максимальных и минимальных нагрузках не выходит за установленные пределы отклонения от номинального значения.
Согласно ПУЭ, отклонение напряжения на зажимах электродвигателей от номинального должно быть не более ±5%; в отдельных случаях допускается отклонение выше номинального до 4-10%. Снижение напряжения у наиболее удаленных ламп внутреннего рабочего освещения промышленных предприятий и общественных зданий, а также прожекторных установок наружного освещения должно быть не более 2,5% номинального напряжения ламп, а   наиболее удаленных ламп освещения жилых здании, аварийного освещения и наружного освещения, выполненного светильниками,— не более 5%. Наибольшее напряжение на лампах, как правило, должно быть не более 105% номинального напряжения ламп. При аварийных режимах напряжение на лампах не должно снижаться более чем на 12% от номинального напряжения.
Присоединение электродвигателей и иных нагрузок к магистральной электрической сети или к вводам ТП напряжением 380 в допускается при условии, если колебание напряжения при включении их не будет превышать 2,5% номинального напряжения сети. При числе включений менее 5 раз в сутки колебание напряжения не ограничивается.
По существующему в СССР ГОСТ для сетей и электроприемники установлены следующие номинальные значения напряжений: трехфазного переменного тока — 35000, 20000, 10000, 6000, 3000 в для электроустановок выше 1 000 в и 660, 380, 220 и 127 в для электроустановок до 1 000 в. Согласно требованиям ПУЭ в новых городах и районах новой сплошной застройки существующих городов распределительные сети должны выполняться трехфазными четырехпроводными с наглухо заземленной нейтралью при напряжении 380/220 в. При реконструкции сетей рекомендуется это же напряжение, а при наличии технико-экономических обоснований 220/127 в. При измерении нагрузок и напряжения одновременно производится также проверка рабочей схемы электроснабжения и ее соответствие с утвержденной схемой на период максимальных нагрузок.
Нормальная схема сети — это схема электрических соединений, при которой оборудованию и кабельным линиям сети задан наиболее экономичный и надежный режим работы на основе анализа как нормальных, так и аварийных режимов, с учетом обеспечения нормального напряжения. Нормальная схема разрабатывается и устанавливается для сети как высшего, так и низшего напряжения на основе результатов измерений. Изменение нормальней схемы сети разрешается лишь в аварийном режиме, в случаях повреждения, ремонта, испытания оборудования и кабельных линий, и допускается только по предварительно утверждаемым заявкам и на минимальные сроки.
Состояние электрических нагрузок, определяемые измерениями в периоды максимальных и минимальных нагрузок, являются решающими для анализа состояния сети, разработки мероприятий по обеспечению дальнейшего роста нагрузок, обеспечения экономичной и надежной ее работы.
До наступления периода измерений необходимо провести следующие подготовительные работы:
составить график, разработать маршруты, последовательность измерений на сборках и других устройствах сети с учетом характера нагрузок и времени прохождения максимума;
подготовить бланки и заранее заполнить графы наименования линии (диспетчерский номер), сечение линии, напряжение и пр. с тем, чтобы на месте измерения в свободные графы и в установленной записью последовательности вписывать показания приборов против номера линии, нагрузка которой измеряется;
произвести предварительную проверку измерительных приборов (измерительных клещей и вольтметров) в лаборатории.
Установленная в бланке последовательность записи должна соответствовать порядку фактического расположения отдельных присоединений распределительного устройства сети в натуре. Такой предварительной подготовкой достигается экономия времени, более высокое качество измерений, что очень важно, учитывая ограниченное время прохождения максимума. При обработке бланков проверяется: время измерения и соответствие схемы этого участка сети в натуре;
соответствие между нагрузками отдельных фаз и нулевого провода;
соответствие между суммарной нагрузкой силового трансформатора п составляющими нагрузок отходящих магистральных линий;
уровень напряжения в зависимости от установленной отпайки трансформатора.
По результатам измерений и их анализа составляются планы по разгрузке перегруженных кабельных линий и оборудования сети, перераспределению нагрузок и другие мероприятия, обеспечивающие экономичную и надежную работу кабельных линии и городской сети в целом. Этот план выполняется в порядке текущей эксплуатации, капитального ремонта сети и в порядке капитального строительства, в зависимости от объема и характера, предусмотренного планом мероприятия.
В отдельных своих частях и, в частности, по кабельным линиям этот план предусматривает:
включение в параллель раздельно работающих питающих линий напряжением выше 1 000 в с переустройством защиты распределительного пункта сети, а также магистральных и вводных кабельных линий до 1 000 в:
использование резервных линий для перераспределения нагрузок и разгрузки перегруженных участков сети и оборудования;
перенос делении в распределительных устройствах сети;
прокладка новых питающих и распределительных линий выше 1 000 в, а также магистральных и вводных линий до 1 000 е;
повышение напряжения передачи, т. е. перевод сети высшего напряжения 3 000 на 6 000 в, 6000 на 10000 в, а также сети низшего напряжения со 127 на 220 вис 220 на 380 в, для повышения пропускной способности действующих кабельных линий;
обеспечение двустороннего питания магистральных линий напряжением до 1 000 в, имеющих большую нагрузку и протяженность, с устройством деления в точках токораздела;
перераспределение нагрузок по фазам, устранение перекосов в магистральных линиях и вводных устройствах сети;
повышение изоляции сети до 1 000 в и ликвидация замыканий на землю.
По каждому мероприятию плана производится расчет потерь до и после его выполнения для определения эффективности, величину экономии мощности и энергии.
Для примера определим сравнительные потери для линии до и после изменения схемы питания (рис. 4). Зная величину нагрузки до и после изменения схемы, длину и сечение кабельной линии, найдем потери мощности по формуле
где Iм — величина тока, измеренная в период максимума нагрузок; R — сопротивление кабеля, ом/км; I — длина кабеля, км.

Рис. 4. Расчетная схема эффективности токораспределения. а — до изменения схемы; б — после изменения схемы; -»• — деление сети; 1 — вводное устройство; I — длина линии, м; s — сечение медной жилы кабеля, ммг; Г — ток нагрузки, а.
Подставляя в формулу известные нам величины, приведенные на рис. 4, определяем потери мощности до изменения схемы:

где 18-4 0ммм²/км — сопротивление медной токопроводящей жилы кабеля при температуре +20° С.
Потеря мощности после изменения схемы составляет: на участке 777(— вводное устройство

по аналогии на участке 7772 — вводное устройство

Экономия мощности, равная разности потерь до и после изменения схемы, составит 6,2—3,56 = 2,64 кет, а годовой эффект 2,64-т = 2,64-2 500 = 6600 квт-ч, где х — число часов работы линии в год с потерями, соответствующими максимальной нагрузке.
Для смешанной нагрузки значение коэффициента продолжительности потерь т принимается равным от 2 500 до 3 000 ч.
В наиболее экономичном режиме работают кабельные линии, включенные параллельно, так как токи нагрузки между кабелями при этом распределяются естественно, обратно пропорционально их сопротивлениям.

Рис. 5. Расчетная схема для определения потерь электроэнергии в зависимости от места делении в распределительной сети, i — ток нагрузки, а; г — сопротивление, ом.
Кабельные распределительные линии выше 1 000 в в большинстве городских электрических сетей могут замыкаться с помощью существующих делений в точках токораздела на параллельную работу, однако в нормальном режиме питание нагрузок ТП распределительной сети осуществляется раздельно. Питание электрических нагрузок цепочки трансформаторных подстанций рис. 5 осуществляется от разных РП с устройством соответствующего деления сети в точках токораздела или принудительно по условиям надежности электроснабжения.
Чтобы исключить возможность замыкания между собой участков сети, питающихся от разных источников по кабельным магистральным линиям до 1 000 в, на стороне низшего напряжения устанавливаются аналогичные
«деления». Эффективность работ по перераспределению нагрузок, переносу делений в сети, переводу кабельных линий и отдельных участков сети на повышенное напряжение и других мероприятий по результатам измерения нагрузок и напряжения учитываются расчетными формами. Минимальные потери в кабельных линиях соответствуют минимальному уровню отклонения напряжения, способствуют повышению качества и экономичности работы городской сети и поэтому должны быть положены в основу нормального режима работы сети.
Минимальные потери мощности и энергии в распределительной сети выше 1 000 в, как и в магистральных линиях до 1 000 в, при раздельном питании могут быть достигнуты при условии правильного выбора места «деления» сети возможно ближе к точке токораздела, соответствующего режиму параллельной работы.
Сказанное выше легко подтверждается приведенным ниже расчетом потерь мощности в зависимости от места выбора деления сети. На рис. 5 изображена распределительная сеть между двумя РП № 1 и № 2, питающая 6 трансформаторных подстанций, нагрузка которых включена со стороны РП № 1 с делением кольца в ТП № 6. Нагрузка отдельных линий цепи электрического тока, их сопротивление и все другие необходимые для расчета данные показаны на расчетной схеме.
Потеря мощности по расчетной схеме при питании нагрузок со стороны РП-1:
+ 1002-0,13 + 752-0,12 + 502-0,15 + 302-0,13) = 19,33 кет.
Потеря мощности по расчетной схеме рис. 5 при устройстве деления в ТП на кабеле в сторону ТПЗ:

Из расчета видно, что в первом случае (питание нагрузок в ТП со стороны РП № 1) потери мощности и энергии почти в 4 раза превышают аналогичные потери прН питании этих же нагрузок с обеих сторон (РП № 1 и РП № 2) с устройством «деления» в ТП № 4 на кабеле в сторону ТП № 3 и составляют величину в первом случае ДРгг = 19-33-2 500 = 48325 квт-ч, а во втором ДР2т = 5-0,7-2500 = 12675 квт-ч в год.
Таким образом, правильный выбор места деления сети с учетом нагрузок, длин и сечения кабельных линий как в сети высшего, так и низшего напряжения имеет решающее значение для обеспечения экономичной работы городской сети при минимуме потерь электроэнергии. При необходимости производится проверка опытным путем действительно допустимой нагрузки кабельной линии по ее нагреву и корректировка расчетной нагрузки в связи с этим. Как нами было установлено выше, допустимые токовые нагрузки на кабельные линии определяются установленным ГОСТ максимальным значением температуры нагрева токопроводящих жил кабеля.
Расчетные условия, по которым ПУЭ установлены допустимые нагрузки на кабельные линии, как-то: значение удельного сопротивления грунта, теплового сопротивления кабеля, а также расчетные коэффициенты на температуру среды прокладки и др., по которым эксплуатационным персоналом установлены допустимые расчетные нагрузки на кабельные линии, могут изменяться.
Поэтому наилучшим способом контроля является проверка соответствия температуры токопроводящих жил установленным ГОСТ значениям.
Так как непосредственное измерение температуры токопроводящих жил кабеля практически осуществить невозможно, то в условиях эксплуатации предварительно измеряют температуру на свинцовой или алюминиевой оболочках в зависимости от марки кабеля или на броне, а затем расчетом определяют тепловой перепад между оболочкой кабеля и токопроводящими жилами, исходя из следующего:
Перепад температуры от оболочки до жил кабеля легко определяется расчетомпо формуле
где 3PRm — величина теплового потока или мощность, переходящая в тепло, выделяемое тремя токопроводящими жилами; I— измеренная при опыте длительная максимальная величина тока нагрузки, о; R» — электрическое сопротивление 1 см токопроводящей жилы, ом; £каб—тепловое сопротивление изоляции и защитных покровов кабеля, ом-см тепл.; Iобол— температура на свинцовой или алюминиевой оболочке, в зависимости от марки кабеля, или броне, измеренная при опыте, °С.
Метод непосредственного измерения температуры оболочки кабеля имеет значительные преимущества, так как позволяет точно определить действительное тепловое сопротивление внешней среды, которое, как известно, составляет порядка 65—70% общего теплового сопротивления кабеля. Величина тепловых сопротивлений изоляции и наружных покровов приведена в табл. 14.
Таблица 14
Тепловое сопротивление изоляции s„3 и слоя наружных покровов s„.п для старых (заметно осушенных) трехжильных кабелей 6—10 кВ (град-см/вт)

Для примера произведем расчет температурного перепада и скорректируем установленную расчетом максимально допустимую нагрузку на кабель марки ААБ сечением 3 X 185 мм² номинального напряжения 10 кВ. Кабель проложен в земле и находится в эксплуатации.
Измерениями определены: температура алюминиевой оболочки 40° С, длительная максимальная нагрузка 225 а. Для определения температуры перепада и температуры жил кабеля предварительно произведем расчет сопротивления 1 см жилы:

где s — удельное сопротивление жилы, равное 0,031 ом • мм² • м при t = 20° С.
при температуре 60° С.

По табл. 14 находим значение теплового сопротивления изоляции кабеля, равное 43 град • см/вт.
Подставляя полученные величины, определяем:

Таким образом, температура жилы составит:

По результатам измерений и расчета температур нагрева жил кабелей tm и соответствующих этому нагреву нагрузочных токов I, температур окружающей среды IИзм, допустимая на кабель нагрузка может быть скорректирована для действительных эксплуатационных условий по формуле
После установления новой допустимой нагрузки на кабельную линию необходимо произвести дополнительные измерения температуры нагрева кабеля с целью проверки правильности произведенных изменений нагрузочного тока. Теплоперепад АI для кабелей разных конструкций и с различной степенью старения может быть определен также с помощью номограмм рис. 6. Измерение температуры нагрева оболочек кабеля необходимо производить в местах, где кабель работает в наиболее тяжелом тепловом режиме (места пересечения с тепло- и паропроводами, в пучках действующих кабельных линий, участках трассы, где грунт сухой, имеет большое тепловое сопротивление и др.) в период максимальной нагрузки кабеля дважды с интервалом в 1—2 ч, если нагрузка линии равномерна.
В случае неравномерной нагрузки температуру оболочки необходимо измерять в течение суток одновременно с нагрузкой. Для определения температурного перепада Дt кабеля за температуру оболочки t0б следует брать максимальное значение температуры, а за величину тока I— максимальную нагрузку линии длительностью не менее 2 ч. Измерение температур оболочек кабеля производится с помощью термометров, термопар и термосопротивлений.
Обычные лабораторные термометры используются при измерении температур оболочек открыто проложенных кабелей в кабельных подвалах, коллекторах, туннелях и каналах. Для создания контакта резервуар с ртутью термометра рекомендуется укреплять к металлической оболочке кабеля с помощью станиоля или аналогичного материала хорошей теплопроводности. Измерение температур оболочек кабелей, проложенных в земле и трубах, производится с помощью термопар и термосопротивлений. При пользовании термопарами и термосопротивлениями важно сохранить неизменными условия охлаждения кабелей. Поэтому открытый котлован

Рис. 6. Тепловой перепад ДI для кабелей сечением от 16 до 240 мм² в зависимости от тока нагрузки I.
а — для кабелей 10 кВ; 6 — для кабелей 6 кВ.
после установки термопар или термосопротивлений необходимо засыпать и утрамбовать тем же грунтом. Измерение температур после установки термопар, термосопротивлений и засыпки котлована следует производить не ранее чем через сутки, т. е. после восстановления нормального теплового поля вокруг кабеля.
Концы термопар сопротивлений выводятся на стену близ расположенного здания либо вводятся в специально оборудованный для целей измерения контрольный колодец. В кабельных помещениях (коллекторах туннелях) станций и подстанций в последнее время находят применение способы автоматической записи температур оболочек кабеля с помощью электронных потенциометров или электронных мостов (типов ЭПП-9, ЭПД-12 и др.).