110 кв – Проектирование и строительство ВЛ 110 кв

Проектирование электрической сети 110 кВ

Аннотация

Разработаны варианты развития сети. Спроектированы линии электропередачи 110 кВ и подстанция. Произведён выбор основного оборудования и токоведущих частей.

Произведён механический расчёт проводов.

Рассчитаны токи короткого замыкания на спроектированной подстанции.

Произведён анализ безопасности и экологичности проекта. Рассчитана молниезащита воздушных линий электропередачи.

Проведено технико-экономическое обоснование проекта.

Содержание

Введение

1. Исходные данные на проектирование электрической сети

2. Разработка схем электрической сети района

3. Предварительное распределение мощностей

3.1 Предварительное распределение мощностей для варианта 1

3.2 Предварительное распределение мощностей для варианта 2

3.3 Предварительное распределение мощностей для варианта 3

3.4 Предварительное распределение мощностей для варианта 4

3.5 Предварительное распределение мощностей для варианта 5

4. Выбор номинальных напряжений линий

5. Выбор сечения и марок проводов

5.1 Выбор сечений и марок проводов для варианта 1

5.2 Выбор сечений и марок проводов для варианта 2

5.3 Выбор сечений и марок проводов для варианта 3

5.4 Выбор сечений и марок проводов для варианта 4

5.5 Выбор сечений и марок проводов для варианта 5

6. Определение потерь мощности в линиях

7. Выбор трансформаторов

8. Определение потерь мощности в трансформаторах

9. Баланс активных и реактивных мощностей в системе

10. Выбор схем подстанций

11. Технико-экономическое сравнение вариантов

12. Электрический расчет максимального режима

13. Электрический расчет минимального режима

14. Электрический расчет послеаварийного режима

15. Механический расчет проводов

16. Проектирование электрической части подстанции

16.1 Составление структурной схемы подстанции

16.2 Расчёт количества линий

16.3 Выбор схем распределительных устройств

16.4 Схема собственных нужд подстанции

16.5 Расчёт токов короткого замыкания

16.6 Выбор выключателей и разъединителей

16.7 Выбор измерительных трансформаторов тока

16.8 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

16.9 Выбор токоведущих частей

16.10 Выбор конструкции распределительных устройств

17. Безопасность и экологичность проекта

17.1 Повышенный уровень электромагнитных излучений

17.2 Повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека

17.3 Расчет молниезащиты воздушной линии электропередач 110 кВ

17.4 Оценка экологичности проекта

18. Организационно – экономическая часть

18.1 Маркетинговые исследования

18.2 Анализ технического уровня проекта и его конкурентоспособности

18.3 Требования стандартов ИСО 9000 системы менеджмента качества при проектировании сети 110 кВ и ее эксплуатации

18.4 Определение стоимости разработки проекта в УГАТУ

18.5 Затраты на создание сети 110 кВ

18.6 Технико-экономическое сравнение вариантов

18.7 Расчет денежных потоков

18.8 Анализ результатов

Заключение

Список литературы

Электрической сетью называется устройство, соединяющее источники питания с потребителями электроэнергии. От свойств и работы электрической сети зависит качество электроснабжения потребителей. К электрическим сетям предъявляются определённые технико-экономические требования. Поэтому электрические сети должны тщательно рассчитываться, специально проектироваться и квалифицированно эксплуатироваться.

Основным назначением электрических сетей является электроснабжение потребителей. Под этим обычно понимают передачу электроэнергии от источников питания и распределение её между потребителями.

Электроэнергетика, определяющая электровооруженность труда, принадлежит к ведущим отраслям индустрии и имеет опережающее развитие, что является основой технического прогресса промышленности и повышения уровня всего общественного производства. Электроэнергия является наиболее универсальным видом энергии. Широкое применение электроэнергии во всех отраслях промышленности объясняется относительной простотой ее производства, передачи, распределения между потребителями и легкостью превращения в другие виды энергии. Развитие электроэнергетики в нашей стране идет по пути создания больших энергосистем и централизованной выработки электроэнергии на базе крупных тепловых (в том числе атомных) и гидравлических станций, что наиболее эффективно в технико-экономическом отношении. Мощность энергосистем непрерывно растет, и эта тенденция развития энергетики будет сохраняться и в будущем.

Развитие энергетики России, усиление связей между энергосистемами требует расширения строительства электроэнергетических объектов, в том числе электрических сетей напряжением 110 кВ переменного тока.

Из основного назначения электрической сети следует, что она должна обеспечивать достаточную надёжность электроснабжения. Опыт показывает, что практически все элементы электрической сети иногда могут повреждаться. При надлежащем качестве эксплуатации сети повреждения возникают из-за климатических условий.

Электрическая сеть является существенным звеном в цепи электроснабжения потребителей и поэтому влияет на изменение показателей качества электроэнергии. Практически важно, чтобы электроэнергия доставлялась потребителям с допустимыми показателями ее качества, например, при соответствующих величинах напряжений. При этом также не следует предъявлять чрезмерные требования. Снижение влияния сети или мероприятия по улучшению показателей качестве электроэнергии могут обходиться достаточно дорого. Поэтому экономически более обоснованным обычно является изготовление электроприемников, допускающих некоторые отклонения показателей качества энергии от номинальных значений. Эти приемлемые отклонения должны обеспечиваться экономически обоснованными путями. В частности, это относится к выбору параметров элементов сети и применению дополнительных устройств, позволяющих улучшать указанные показатели до приемлемых значений. Наконец, электрическая сеть как любое инженерное сооружение должна быть экономичной. При этом требование экономичности должно обеспечиваться при условии выполнения указанных выше технических требований. Это значит, что должны приниматься наиболее совершенные технические решения, должно обеспечиваться более полное и рациональное использование применяемого оборудования, за работой электрической сети должен осуществляться систематический контроль. Для получения более рациональных решений и для обеспечения наиболее экономичной работы сети требуется проведение соответствующих расчетов. Текущий контроль за работой сети позволяет своевременно воздействовать на условия работы сети в целях повышения соответствующих технико-экономических показателей.

Требование экономичности является наиболее общим. В конечном счете требования обоснованной надежности электроснабжения и обеспечения наивыгоднейших показателей качества электроэнергии также сводятся к условиям обеспечения большей экономичности. Однако они имеют и самостоятельное значение, так как основаны на типовых решениях и являются важными показателями для всей системы электроснабжения.

Производство электроэнергии растет во всем мире, что сопровождается ростом числа электроэнергетических систем, которое идет по пути централизации выработки электроэнергии на крупных электростанциях и интенсивного строительства линий электропередач и подстанций.

Проектирование электрической сети, включая разработку конфигурации сети и схемы подстанции, является одной из основных задач развития энергетических систем, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей. Качественное проектирование является основой надёжного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.

Задача проектирования электрической сети относится к классу оптимизационных задач, однако не может быть строго решена оптимизационными методами в связи с большой сложностью задачи, обусловленной многокритериальностью, многопараметричностью и динамическим характером задачи, дискретностью и частичной неопределенностью исходных параметров.

В этих условиях проектирование электрической сети сводится к разработке конечного числа рациональных вариантов развития электрической сети, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей электроэнергией в нормальных и послеаварийных режимах. Выбор наиболее рационального варианта производится по экономическому критерию. При этом все варианты предварительно доводятся до одного уровня качества и надёжности электроснабжения. Экологический, социальный и другие критерии при проектировании сети учитываются в виде ограничений.

1. Исходные данные для проектирования

В данном дипломном проекте требуется спроектировать электрическую сеть для электроснабжения потребителей подстанций. Основные исходные данные приведены в таблице 1.1.

Питание электрической сети осуществляется от одного источника неограниченной мощности А. Коэффициент мощности потребителей всех подстанций принимался равным 0,9.

В режиме минимальных нагрузок величина нагрузки составляет 30% от максимальной.

Вторичное напряжение подстанций потребителей равно 10 кВ.

Потребители электроэнергии всех подстанций имеют 67% нагрузки 1-й и 2-й категории и 33% – 3-й категории.

Электрическая сеть проектируется для II района по гололеду и III района – по ветру.

mirznanii.com

Особенности кабельных линий 110 кВ

В энергетике существует стабильный спрос на силовые кабели 110 кВ. Любые предприятия, эксплуатирующие электрические сети напряжением 6-110 кВ и выше используют силовые кабели. В соответствии с новым требованиям Градостроительного кодекса РФ высоковольтные кабельные линии должны быть проложены под землей. Благодаря использованию кабельных линий освобождается площадь для застройки, уменьшаются расходы на эксплуатацию, увеличивается безопасность и надежность электроснабжения.

Большинство применяемых в России маслонаполненных кабелей с бумажной пропитанной изоляцией на напряжение 110 кВ имеет ряд существенных недостатков:

— высокая повреждаемость;

— ограничения по нагрузочной способности;

— ограничения по разности уровней прокладки;

— низкая технологичность монтажа муфт.

В настоящий момент в мире развитие кабельной продукции направлено на внедрение кабелей с теплостойкой экструдированной изоляцией. Сегодня на смену силовому кабелю 110 кВ с бумажной пропитанной изоляцией пришла более новая продукция – высоковольтный кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена (СПЭ). В США и странах Европы 90% силовых кабелей в распределительных сетях среднего напряжения используются кабели с изоляцией из СПЭ..

Особенностями кабельных линий 110 кВ с изоляцией из шитого полиэтилена является соответствие международному стандарту качества, а также явные преимущества перед кабелями с бумажной пропитанной изоляцией:

— большая пропускная способность за счет более высокой температуры нагрева жил при эксплуатации в режиме перегрузки и короткого замыкания.

— возможность прокладки на трассах с неограниченной разностью уровней;

— меньший вес и допустимый радиус изгиба, что облегчает прокладку кабелей на сложных трассах;

— большие строительные длины;

— отсутствие жидких диэлектриков в изоляции, устраняет неблагоприятное воздействие на окружающую среду;

— возможность прокладки без предварительного подогрева при температурах до -20°С.

Кабельные линии 110 кВ из сшитого полиэтилена предназначены для передачи и распределения энергии в трехфазных сетях и номинальной частотой 50 Гц. Данные кабели применяются при прокладке в земле и воде, в кабельных сооружениях и производственных помещениях в независимости от коррозийности почвы, в местах, где возможны осевые и радиальные механические воздействия. Температура окружающей среды при эксплуатации кабеля может составлять от +50 до -50 °С. Срок службы не менее 30 лет.

pue8.ru

1. Распределительное устройство 110 кВ

Цель работы: Изучить построение распределительных устройств 110, 35,

10 кВ и порядок вывода в ремонт элементов подстанции.

Порядок выполнения работы:

1. По методическим указаниям изучить построение распределительных

устройств.

2. По технической литературе разобраться с внутренним строением ячейки

10 кВ и с прохождением по ней потоков мощности.

3. Изучить порядок вывода в ремонт любого элемента подстанции.

4. Ответить на контрольные вопросы.

Наиболее сложным является ОРУ-110 кВ. При количестве подключаемых цепей к РУ 8 и более используют две системы шин с обходной. Это сложное РУ позволяет выводить в ремонт любой элемент подстанции без перерыва питания потребителей (рис.1.2).

Рисунок 1.2- Схема ОРУ-110 с двумя системами шин с обходной

Каждое присоединение (фидер) имеет воздушный или масляный выключатели, трансформаторы тока (на схеме не показаны), два шинных разъединителя QS1.1 и QS1.2, линейный разъединитель QS1.3 , разъединитель обходной системы шин QS1.4 . Присоединение может быть фиксировано подключено к первой или второй системе шин шинными разъединителями QS1.1 и QS1.2 . К одной из систем шин может быть подключена и обходная система шин (ОСШ) через выключатель QF4. Обе основные системы шин соединяются шиносоединительным выключателем (ШСВ).

Для вывода в ремонт, например, выключателя QF1, используют такую

последовательность операций. 1)Обходной выключатель QF4 подключают к той системе шин, от которой питалось присоединение QF1. 2)Опробуется напряжением через выключатель QF4 обходная система шин, затем QF4 отключается. 3)Включается разъединитель QS1.4 обходной системы шин. 4)После этого включается QF4 и линия кратковременно питается через два выключателя.

Ячейки: линейная, ввода, ШСВ, обходного выключателя, разъединители, масляный выключатель с трансформаторами тока, трансформатор напряжения, разрядники (ограничители напряжения). Вывод в ремонт. Фиксированное присоединение и отключение при коротких замыканиях на шинах. К каждой системе шин подключаются трансформаторы напряжения для регистрации уровня напряжения (на схеме не показаны)

Распределительное устройство 35 кВ.

ОРУ-35 кВ имеет одну или две секции. В отличии от двух систем шин одно присоединение фиксировано подключается только к одной секции и не может быть подключено к другой секции. Самым простейшим является ОРУ-35 кВ тупиковой подстанции 35/10 кВ. На такой подстанции подключение силового трансформатора к линии может подключаться тремя способами: — через высоковольтный предохранитель; — через отделитель — короткозамыкатель; — через масляный выключатель. Подключение трансформатора через стреляющий предохранитель встречается довольно редко из-за низкой надежности.

При аварии в силовом трансформаторе срабатывает релейная защита трансформатора (РЗТ) и подает сигнал на включение КЗ. В результате включения КЗ на линии 35 кВ создается двухфазное короткое замыкание, увеличивается ток в линии. Это увеличение тока чувствует релейная защита головного МВ и отключает выключатель, одновременно запускается устройство автоматического повторного включения (АПВ) линии. В обесточенной линии ток нагрузки отсутствует, в эту бестоковую паузу автоматически подается команду на отключение отделителя. Через выдержку времени 4…5 с АПВ подает команду на включение головного МВ. Таким образом все трансформаторы 35/10 кВ, подключенные к линии, обесточиваются только на время бестоковой паузы АПВ, а поврежденный трансформатор вмести со сработавшим

КЗ оказывается отключенным от линии видимым разрывом ОД. Изложенную логику действия автоматики можно представить в виде логической цепочки:

ОРУ-35 обычно содержит ячейки отходящих линий, ячейки питания силовых трансформаторов, ячейку секционирующего выключателя, ячейки трансформаторов напряжения (рис.1.4)

Рисунок 1.4 — Схема ОРУ-35 с двумя секциями

В ячейках, по которым протекают токи нагрузки, устанавливают масляные выключатели, с двух сторон которых расположены разъединители. Масляные выключатели на 35 кВ и выше имеют обычно встроенные трансформаторы тока. Последовательно с масляными выключателями могут устанавливаться выносные трансформаторы тока.

Выведение в ремонт выключателя, трансформатора тока, разъединителя требует перерыва питания потребителей. Для исключения перерыва питания ответственные потребители должны питаться по двум линиям , отходящих от разных секций. Тогда при отключении одной линии питание будет осуществляться по другой линии

studfiles.net

Схема РУ-110 (220) кВ

Однолинейные схемы РУ-110 (220) кВ концевых (тупиковых), ответвительных (отпаечных) и проходных, включаемых в рассечку
ЛЭП-110 (220) кВ, подстанций представлены на рис. 1 и 2.
Однолинейная схема РУ-110 (220 кВ) опорной тяговой подстанции приведена на рис. 2. Такая схема применяется для тяговых подстанций как переменного, так и постоянного тока. Она имеет много принципиально общего со схемой РУ-27,5 кВ, РУ-110 (220) кВ выполняется с одинарной секционированной выключателем Q6 типа МКП-1 10М (У-110) со встроенными трансформаторами тока ТА6 типа ТВ-110 и шинными разъединителями QSn и QSls типа РНДЗ-1-110 с приводами типа ПР-90-У1. Аналогичное оборудование установлено на вводах распределительного устройства и на присоединениях понижающих трансформаторов Г, и Т2 за исключением линейных разъединителей QS6 — QSM типа РНДЗ-2-110. К обходной системе шин вводы и трансформаторы Г, и Т2 подключаются обходными разъединителями QS2 — QSs. Подстанция имеет четыре ввода (второй и третий на схеме не показаны), нечетные вводы 1 и 3 присоединяются к первой секции шин, четыре 2 и 4 — к второй. Каждый ввод подключен к секции через линейный разъединитель (QSb, QS9), выключатель (Qv Q) со встроенными трансформаторами тока (ТА1, ТА) и шинный разъединитель (QSU.QS). Трансформаторы Т1 и Т2 со встроенными трансформаторами тока ТА1 и ТА2 типа ТВТ-110 (на схеме показано по одному комплекту, в действительности — два или три комплекта трансформаторов тока) присоединяются к секциям шин через разъединители QS1 и QSW, выключатели- Qz, Qs со встроенными трансформаторами тока ТАГ ТА1 и шинные разъединители QSl2, QSI6. Обходной выключатель Q3 может быть подключен к любой секции шин разъединителем QSi3 или QSU, а к обходной системе — разъединителем QSg. Он используется вместо выводимых в ремонт выключателей вводов и трансформаторов без вывода последних из работы. Например, для ввода в ремонт выключателя Q2 трансформатора Г, включают разъединители Qu и Qu, затем обходной выключатель Q3. С первой секции напряжение подается на обходную систему шин, чем проверяется ее изоляция. Вольтметр, подключенный к трансформатору напряжения Т V3, информирует персонал о появлении напряжения на обходной системе шин. При отсутствии пробоя изоляции выключатель Q3 остается включенным. После этого можно включать обходной разъединитель Qv трансформатор Т1 будет получать питание по двум цепям — основной и обходной. Выключатель Q2 отключают, затем отключают разъединители QSn и QSl2, включают их заземляющие ножи в сторону выводимого в ремонт выключателя QY Питание трансформатора Г, осуществляется через выключатель  23 и разъединители QSs, QSy.

Рис. 1. Схема РУ-110 кВ опорной тяговой подстанции

После ремонта выключатель Q, вводят в работу в обратном порядке: отключают заземляющие «ножи и включают разъединители QSl2, QS7 и выключатель Q2, отключают выключатель QJ и разъединители QSy QSr QS,y
К каждой секции сборных шин подключены трансформаторы напряжения TF, и разрядники FV, через разъединитель gS|9, TV2 и FV2 через разъединитель QSja. Трансформаторы напряжения типа НКФ-110 служат для подключения измерительных приборов и релейных защит.
Разрядники типа РВС-110 применяются для защиты изоляции РУ-110 кВ от коммутационных и атмосферных перенапряжений.
Трехобмоточные трансформаторы Т1 и Т2, подключенные соответственно к первой и второй секциям РУ-110 кВ понижают напряжение до 27,5 кВ для питания электротяги переменным током или до 10 кВ для подключения преобразовательных агрегатов, которые питают тягу постоянным током. Третья обмотка трансформатора используется для питания районных потребителей напряжением 35 кВ на тяговых подстанциях постоянного и переменного тока или 10 кВ на тяговых подстанциях переменного тока. Нейтрали обмоток 110 кВ трансформаторов заземляются однополюсными разъединителями РНД-35 или двумя разрядниками, соединенными последовательно, типа РВС-35 и РВС-15, если возникает необходимость такого режима работы в питающей энергосистеме.
Схема главных электрических соединений РУ-110 (220) кВ проходной тяговой подстанции переменного тока системы 2 х 25 кВ приведена на рис. 2. Между вводами W, и W2 подстанции расположены три перемычки: ремонтная с отключенными разъединителями QS, и QS2 и трансформаторами тока ТА,\ рабочая с выключателем £?,, встроенными в него трансформаторами тока ТА2 и разъединителями QSs и <2S6; резервная с разъединителями QS7 и QS. Выключатель и разъединители рабочей перемычки нормально включены, через нее осуществляется транзит электроэнергии. Три однофазных трехобмоточных трансформатора Тх, Т2, Т4, подключаются к вводам с помощью выключателей Q2, Qy Q4 со встроенными трансформаторами тока ТАу ТА4, TAS. Трансформаторы Тх и Т1 присоединяются к двум фазам вводов (АВ и ВС), третий трансформатор Т2 может присоединяться к любой паре фаз (А В, ВС, С А) и к любому вводу подстанции через разъединители QSV QSs с дистанционным управлением.

Рис. 2, Схема РУ-110 кВ проходной тяговой подстанции системы 2×25 кВ
При этом он может работать параллельно с каждым из двух или заменять Т1 или Т3, с этой целью предусмотрено три варианта подключения Т2 к резервной перемычке через разъединители.
Питание шин РУ-10 (35) кВ может осуществляться как от трех трансформаторов Т2 подключается к резервной перемычке через QSl3 на напряжение фаз С А) при соединении вторичных обмоток в «треугольник», так и от любых двух трансформаторов при соединении их обмоток в «открытый треугольник».

lokomo.ru

Типовые схемы электрических сетей напряжением 35-110 кВ | Оборудование

В системе электроснабжения электрические сети напряжением 35-110 кВ имеют важное значение, с точки зрения надежности электроснабжения схема этих сетей является определяющей. От того, как развиты сети, зависит число питающих центров — подстанций 35—110 кВ, что в конечном итоге определяет удаленность от них объектов электроснабжения. Очевидно, что чем больше подстанций 35-110 кВ на определенной территории, тем меньше протяженность ВЛ напряжением 6-10 кВ, по которым осуществляется распределение электроэнергии потребителям.
Подстанции 35-110 кВ размещаются, как правило, в местах сосредоточения наиболее крупных нагрузок и по возможности ближе к центру зоны охвата потребителей. В зависимости от назначения подстанции можно разделить на два вида: районные и местного значения. В зависимости от положения в электрической сети, схемы питания различают два основных типа подстанций — тупиковые и проходные. Тупиковой (рис. 1, а) называют подстанцию, расположенную в конце питающей линии или отпайки от нее; проходной (рис. 1, б) — подстанцию, которая находится на трассе линии и через которую может осуществляться питание одной или нескольких подстанций. Проходные подстанции включаются в рассечку питающей линии по схеме «вход — выход».
Очевидно, что надежность питания подстанции ПС1, включенной по проходной схеме (рис. 1, б), выше, чем включенной по схеме рис. 1, а, поскольку поврежденный участок может быть отделен от ПС1 коммутационным аппаратом этой подстанции. Если в качестве коммутационного аппарата используется, например, масляный выключатель Q1, то отделение (отключение) поврежденного участка осуществляется автоматически от действия релейной защиты на Q1 и ПС1 не теряет питания. В других случаях (Q1 — разъединитель) после отключения выключателя Q в начале питающей линии отключение поврежденного участка осуществляется вручную оперативным персоналом с последующим включением выключателя Q для подачи напряжения на ПС1. При этом ПС1 теряет питание на время, необходимое для отыскания места повреждения и производства оперативных переключений. В схеме рис. 1,а, длительность отключения ПС1 увеличивается на время полного устранения повреждений BJL

Рис. 1. Питание подстанций по схеме: а — тупиковой; б — проходной

Надежность питания подстанций 35-110 кВ в сельской местности зависит также от схемы питания их по линиям 35-110 кВ. Недостатком схем, приведенных на рис 1 является потеря питания ПС1 и ПС2 при повреждении на участке между выключателем Q и ПС1 или на подстанции, где установлен Q, так как ПС1 и ПС2 имеют одностороннее питание по одной линии. Надежность существенно возрастает, если питание ПС1 и ПС2 осуществляется по двухцепной линии 35 (110) кВ (рис. 2,а) или по двум проходящим по разным трассам линиям от одной (рис. 2,6) или двух (рис. 2,в) районных подстанций. Эти схемы позволяют в принципе обеспечить бесперебойное питание подстанций ПС1 и ПС2 при повреждении одной цепи (рис. 2,а) или одной питающей линии (рис. 2,б,в). Следует отметить меньшую надежность схемы питания (рис. 2,с), так как при определенных условиях могут оказаться поврежденными обе цепи линии. Наибольшую надежность обеспечивает схема (рис. 2,в), поскольку не сказывается повреждение на одной из районных подстанций.
Схемы подстанций зависят от количества линий и трансформаторов, присоединяемых на данном напряжении. Для электроснабжения в сельском хозяйстве применяются, как правило, подстанции 35-110 кВ с упрощенной электрической схемой без выключателей со стороны высшего напряжения; мощность силовых трансформаторов таких подстанций составляет 1000- 16000 кВ-А
Схема «трансформатор — линия» (рис. 3). Схема применяется в случае тупикового расположения подстанций и отличается простотой, экономичностью и достаточной надежностью. Однако при повреждении или ремонте линии или трансформатора работа блока нарушается, что приводит к полной потере питания в случае применения однотрансформаторной подстанции (рис 3.а).
В приводимых схемах подстанций (рис. 3,а и б) защита силового трансформатора действует на отключение выключателя 1Q на стороне 6- 10 кВ и на включение короткозамыкателя S, с помощью которого искусственно создается при напряжении 110 кВ однофазное, а при напряжении 35 кВ двухфазное короткое замыкание. При этом от собственной защиты отключается линейный масляный выключатель Q.
В схеме подстанции с перемычкой из двух разъединителей между линиями (рис. 2,в) после отключения аварийно или при подготовке к плановому отключению одной из линий имеется возможность питания обоих трансформаторов от одной линии.
Схема ответвлений от транзитных линий. Приведенные на рис. 4, схемы получили очень широкое распространение на подстанциях в сельской местности ввиду их относительно невысокой стоимости и простоты. Экономичность достигается за счет исключения из схем наиболее дорогого аппарата — выключателя высшего напряжения и за счет упрощения вспомогательных устройств (установок постоянного тока, щита управления и т.д.). В этих схемах на стороне 35-110 кВ силового трансформатора устанавливаются отделители QL, снабженные автоматическим приводом и позволяющие отключать ток холостого хода трансформатора.
В схемах с отделителями при повреждении силового трансформатора его защита действует на отключение выключателя 1Q 6-10 кВ и включение короткозамыкателя S, который создает искусственное замыкание линии. Линия отключается линейной защитой выключателя Q. В бестоковую паузу отключается отделитель QL поврежденного трансформатора. Действием устройства автоматического повторного включения (АПВ) линия включается. Таким образом после отключения трансформатора транзит мощности сохраняется. Схема (рис. 5, г) аналогично приводившейся выше (рис. 4, в), позволяет подключить к одной линии оба трансформатора подстанции.

Рис. 3. Питание подстанций по схеме «трансформатор — линия»

Рис. 2. Схемы питания подстанций по двухцепной или двум одноцепным линиям

В электрических сетях сельской местности при напряжении 35 кВ и мощности трансформаторов до 4000 кВ-А вместо определителей иногда применяют предохранители типа ПСН-35. При мощности трансформатора, превышающей допустимую для отключения отделителем тока холостого хода трансформатора, на стороне высшего напряжения устанавливаются выключатели 2Q (рис. 5, д). В такой схеме поврежденный трансформатор отключается от защиты выключателями 1Q и 2Q; естественно, отключение транзитной линии при этом не происходит.


Рис. 4. Блочные схемы РУ ПС 35 кВ и выше
Схемы рис. 6 могут применяться и для подстанций с трехобмоточ- ными трансформаторами. На рис. 6 приведена такая схема для районной подстанции 110/35/10 кВ в сельской местности с трансформаторами мощностью 16000 кВ-А, имеющей большую нагрузку на шинах 10 кВ и осуществляющей распределение электроэнергии на напряжении 35 кВ. Подстанция может подключаться по схеме блока «трансформатор — линия», к транзитным линиям и по тупиковой схеме; в двух последних случаях может быть смонтирована перемычка из S1 и QL на стороне высшего напряжения.

Рис. 5. Варианты схем подстанций с трансформаторами, присоединяемыми к ответвлениям от линий

Рис. 6. Схема районной подстанции 110/35 /10 кВ
Схема моста (рис. 7 и 8). Схема имеет небольшое число выключателей на стороне высшего напряжения, поэтому позволяет отключать любое присоединение (линию и трансформатор). Схема моста применяется при относительно большой мощности трансформаторов, а также большой протяженности линий; схема рис 7, a — при присоединении трансформаторов к двум параллельным линиям или тупиковой схеме питания трансформаторов по двум линиям; схема рис.7, б — при необходимости транзита мощности по линиям.

Рис. 7. Схема моста
Рис. 8. РУ ПС по схеме мостика

Рис. 9. Схема РУ 35 кВ подстанции с одной системой сборных шин

 

Схема с одной системой сборных шин (рис. 9). Схема достаточно проста и надежна; разъединители используются только при ремонтных работах для отсоединения цепей, предварительно отключенных выключателями. Недостаток схемы — необходимость отключения всех присоединений секции при ремонте сборных шин и шинных разъединителей. Как правило, в сельской местности подстанции с секционированной системой сборных шин являются узловыми и служат для транзита мощности и питания других подстанций 35-110 кВ с упрощенными схемами.
Схема РУ ПС со сборными шинами с одним выключателем на присоединение приведена на рис. 10.
На рис. 11 приведены типовые схемы ПС 35/6-10 кВ, применяемые в городах.
Типовые схемы подстанций 35—220 кВ. Электроустановки, включающие электрическую часть подстанций, выполняют по определенным схемам, отражающим внутреннюю структуру и взаимосвязь их элементов. В общем случае схемы электрических соединений — это чертежи, на которых изображены элементы электроустановки, соединенные между собой в требуемой последовательности. Схемы электрических соединений и соответствующие им распределительные устройства являются важными элементами подстанций.

Рис. 10 Схемы РУ ПС со сборными шинами с одним выключателем на присоединение

К схемам электрических соединений и конструкциям распределительных устройств подстанций предъявляются следующие требования: надежность работы, экономичность, техническая гибкость (способность приспосабливаться к изменяющимся условиям работы электроустановки, удобство эксплуатации первичных и вторичных цепей, возможность автоматизации), безопасность обслуживания, возможность расширения, экологическая чистота, т. е. малое влияние на окружающую среду (шум, сильные электрические и магнитные поля, выбросы вредных веществ).
На подстанциях 35-750 кВ обычно устанавливают один или два трансформатора (автотрансформатора). При выборе числа и мощности трансформаторов учитывают их надежность, характер графиков нагрузки и допустимых систематических и аварийных перегрузок.
На подстанции допускается установка одного трансформатора только в том случае, если обеспечивается требуемая степень надежности электроснабжения потребителей.
Область применения различных схем подстанций определяется схемой электроснабжения и требованиями к ее надежности. Наиболее надежна схема подстанции с выключателем и разъединителями на стороне высшего напряжения (рис. 11). Схемы подстанций с предохранителями и отделителями с короткозамыкателями являются упрощенными, но не менее надежными. Однако затраты на сооружение этих подстанций значительно снижаются, так как короткозамыкатели и предохранители гораздо дешевле в изготовлении, чем высоковольтные выключатели.
По месту в системе распределительных сетей различают трансформаторные подстанции районные (РТП) и потребителей (ТП). Каждая подстанция оборудована рассмотренными выше устройствами и аппаратами для приема электроэнергии, трансформации напряжения и распределения электроэнергии потребителям через отходящие линии.

Рис. 11. Схемы электрических соединений подстанции на стороне высшего напряжения, применяемые в сети крупных городов: а, б, в — блоков «трансформатор — линия»; г, д, е — мостиков; ж, з — с одной секционированной системой шин, и — с одной рабочей системой шин

Рис. 12. Типовые схемы подстанций а — тупиковая; б — ответвительная; в — проходная; г — с короткозамыкателем и отделителем
1 — разъединитель; 2 — плавкие предохранители; 3 — масляный выключатель, 4 — отходящие линии; 5 — головной масляный выключатель; 6 — отделитель; 7 — короткозамыкатель

forca.com.ua

О стабилизации уровней токов короткого замыкания в сетях 110 кВ и выше

Мозгалев К. В., инж., Неклепаев Б. Н., доктор техн. наук, Шунтов А. В., канд. техн. наук

Проблема токов КЗ в энергосистемах была и остается актуальной. Токи существенно возросли, что вынуждает менять установленное электрооборудование или принимать срочные меры по их ограничению. Наибольшие достигнутые значения токов КЗ в энергосистемах России и стран СНГ

По материалам Международной электротехнической комиссии в зарубежных энергосистемах ожидаются токи трехфазного КЗ порядка 25 — 80 кА в сетях 123 — 170 кВ, 30 — 70 кА в сетях 245 — 300 кВ и 25 — 100 кА в сетях 362 — 525 кВ.
Динамика изменения наибольших токов КЗ в сетях одной из энергосистем приведена далее. На протяжении долгих лет их стабилизация на уровне 30 — 40 кА достигнута преимущественно делением сети (стадия эксплуатации) и схемными решениями (проектирование).
Делением сети в данной энергосистеме охвачено около 20% коммутационных узлов (табл. 1). Причем, стационарное деление ограничило токи трехфазных КЗ в 1,3 — 2,8 раза, а однофазных — в 1,4 — 2,6 раза. Автоматическое деление сети использовано реже. Оно не уменьшает электродинамических воздействий на электрооборудование линейных присоединений (выключатели, разъединители, трансформаторы тока, высокочастотные заградители) и требует более высоких соотношений предельных сквозных токов выключателей и их токов отключения. В противном случае необходимо считаться с возможным риском при работе электрооборудования в зоне ненормированных параметров.
Заметное распространение получили и схемные решения, например, схемы блочные, ответвлений от проходящих линий, заход-выход и др. Эффективность ограничения токов КЗ указанным способом сопоставима с таковой при стационарном делении сети. В качестве иллюстрации далее приведены основные характеристики сетей исследуемой системы в части подстанционных узлов, где Ппс и пуз — число подстанций и узлов, которыми отражаются подстанции в расчетной схеме; пст и псх — число точек стационарного и схемного деления сети; Кд = пуз/ппс — коэффициент деления сети,
пуз ппс пст + псх-

		Наибольший /кз, кА
	110 кВ	220 кВ		500 кВ
1978	39,0	29,0		20,0
1983	45,6	34,6		26,7
1998	37,5	35,3		32,5
2000	37,6	35,2		32,7
	110 кВ		220 кВ
ппс	464		60
пуз	689		88
пст	86		12
псх	139		16
Кд	1,49		1,47

Таблица 1

Деление сети	Год	Число точек деления в сетях напряжением, кВ
		110	220	500	итого
Стацио нарное	1978	45	11	—	56
	1983	68	11	—	79
	1993	88	17	—	105
	2000	94	18	—	112
Автома тическое	1978	7	2	—	9
	1983	21	3	—	24
	1993	20	3	—	23
	2000	22	4	—	26

Несмотря на относительно высокие значения коэффициента деления сетей, как правило, номинальные токи отключения /откл.ном ряда установленных выключателей оказываются ниже наибольших расчетных токов КЗ — это выключатели с недостаточной отключающей способностью, указанные в табл. 2. Такое положение характерно не только для данной, но и для других энергосистем страны*, что связано с высокими материальными и финансовыми затратами на модернизацию или замену коммутационного оборудования. Тем не менее, данные табл. 2 наглядно демонстрируют активную работу в энергосистеме по координации уровней токов КЗ.

*Неклепаев Б. Н., Ушакова А. Д., Смольянинова Л. Н. Обзор по координации токов короткого замыкания в электрических сетях энергосистем. М.: ОРГРЭС, 1993.

Деление сети и схемные решения, обеспечивающие деление коммутационных узлов на непосредственно электрически не связанные части, позволяют сохранить в работе значительное число установленных выключателей. В табл. 3 и 4 оценены их требуемые объемы модернизации или замены в сетях 110 — 220 кВ рассматриваемой энергосистемы при ликвидации лишь точек стационарного деления сети, т.е. включения нормально отключенных шиносоединительных или секционных выключателей. В этом случае потребовалась бы замена 391 выключателя 110 кВ и 196 — 220 кВ, причем 72 выключателя потребовались бы с отключающей способностью 80 — 100 кА.
Таблица 3

Структура выключателей, которые подлежали бы замене (табл. 3 и 4), представлена далее (в процентах). Отметим, что подавляющая часть типов выключателей (МКП, У, ВВН и др.) снята с производства около 20 лет назад и выработала расчетный срок службы (25 лет). Более того, их значительная часть была уже ранее подвергнута модернизации для увеличения тока отключения.

	110 кВ	220 кВ
МКП	33,7	5,3
У	4,7	31,8
ММО	6,1	—
ВМТ	4,4	0,6
ВВБ	0,8	15,3
ВВБМ	1,9	—
ВВД	—	19,9
ВВН	35,4	17,7
ВВШ	7,2	—
Ячейки КРУ
с элегазовой	5,2	9,4
изоляцией
BТВ	0,3	—
РМ	0,3	—

Таблица 2

Номинальное напряжение сети, кВ	Число выключателей с недостаточной отключающей способностью по годам
	1978	1983	2000
110	113(7,3)	140(8,9)	26(1,0)
220	34(8,2)	90(21,1)	18(3,1)
500	0	13(28,3)	13(20,6)
Итого	147	243	57

Примечание. В скобках приведен процент общего числа выключателей, установленных в энергосистеме.
Далее приведены примерные заводские стоимости современных элегазовых колонковых выключателей, устанавливаемых в энергосистеме последние 3 — 5 лет.
Стоимость выключателя, тыс. дол.

I кА -Iоткл.ном? г’-г*	110 кВ	220 кВ
40	30	70
63	55	110
80	100*	200
100	135*	275*

* Экспертная оценка.
Выключатели с /откл.ном = 80 кА — изделия штучного изготовления, а 100 кА мировой практикой использованы лишь дважды на подстанциях 500 кВ (одна в Канаде, вторая в Таиланде) и до сих пор не освоены отечественным электроаппаратостроением для номинальных напряжений сети 110 кВ и выше, поэтому можно говорить лишь об осторожных оценках стоимости выключателей с Iоткл.ном = 80 ^ 100 кА. В первом приближении она оказывается пропорциональной (/откл.ном)2. При этом стоимость выключателя 110 — 220 кВ на 100 кА может достигнуть 135 — 275 тыс. дол. Дополнительные затраты на проектные, строительно-монтажные и пусконаладочные работы увеличат последнюю не менее чем на 30%.
Таблица 4

Лошл.ном выключателей с недостаточной отключающей способностью, кА	Число выключателей 220 кВ
	требующих замены, шт.	требующих замены на выключатели с 1о1кл.ном, кА
		31,5	40	50	63	80
25	10	10	—	—	—	—
26,3	15	—	8	—	7	—
30	3	—	—	3	—	—
31,5	59	—	19	22	2	16
35,5	29	—	2	20	7	—
40	80	—	—	20	49	11
Итого	196	10	29	65	65	27

Для сравнения заводская цена турбогенератора 100 МВт без вспомогательных систем около 1 млн. дол.
По данным табл. 3, 4 и стоимости выключателей можно оценить, что за счет стационарного деления сети только в одной конкретной энергосистеме сэкономлены финансовые средства в десятки миллионов долларов за счет сохранения в работе и использования более дешевых установленных выключателей с номинальным током отключения не 63 — 100, а до 40 кА.
Отрицательное влияние стационарного деления сети и схемных решений — нарушение естественного потокораспределения активной мощности, что сопряжено с ростом потерь мощности и электроэнергии в сетях. С этим необходимо считаться при анализе эффективности токоограничивающих мероприятий. О степени влияния данного фактора можно косвенно судить по сопоставлению значений арифметической суммы Х1к(3) токов трехфазных КЗ на разделенных шинах или секциях распредустройства электростанции или подстанции с возможным максимальным током КЗ Iк^ах в случае их принудительного объединения. Практически оказывается, что XI к3) = (0,85 ^ 0,95)х XI к max. При этом потери активной мощности во всей расчетной схеме сети 110 кВ и выше на максимум нагрузки возросли на 0,04% (отнесено к мощности нагрузки систем), или в 1,02 раза с учетом сетей смежных энергосистем. Напрашивается вывод, что при незначительных межузловых расстояниях такая относительно невысокая степень отклонения от естественного потокораспределения заметно ослабляет отрицательное влияние фактора потерь мощности и энергии при стационарном делении сети или использовании схемных решений. Однако данный вопрос требует дополнительного более тщательного изучения.

Выводы

1. Условия работы электрооборудования вынуждают энергосистемы применять меры по стабилизации уровней токов КЗ в сетях повышенных напряжений.
2. Стационарное деление сети и схемные решения — эффективные средства стабилизации уровней токов КЗ в сетях 110 кВ и выше, позволяющие удерживать токи преимущественно на уровне 30 — 40 кА за весь срок службы электроустановок.
3. Без использования стационарного деления сети и схемных решений токи КЗ в сетях 110 — 220 кВ могли бы превысить 40 кА и достичь 80 — 100 кА, что потребовало бы замены значительного числа выключателей и соответственно больших финансовых вложений, многократно превышающих, к примеру, ежегодную чистую прибыль, получаемую в настоящее время крупнейшими региональными энергосистемами страны.
4. Общая технико-экономическая эффективность стационарного деления сети и схемных решений для стабилизации уровней токов КЗ может снижаться за счет некоторого роста потерь мощности и энергии в электрических сетях. Следует также учитывать изменение показателей надежности работы узлов энергосистем.

leg.co.ua

Кабели на напряжение 110 кВ и выше.

Кабельные линии 110 кВ и 220 кВ в отечественной практике нашли применение при построении сети крупнейших городов, в схемах электроснабжения химических, нефтеперерабатывающих, металлургических, автомобильных и других промышленных предприятий, выдачи мощности электростанций, преодоления водных преград и в других случаях.

В мировой практике в 1970-80-е годы прошлого столетия использование кабелей 220 кВ и выше переменного и постоянного тока было связано преимущественно с преодолением водных преград (реки, проливы). В последние годы наряду с этим всё более широкое применение получают кабельные прокладки сверхвысокого напряжения (СВН) при организации глубоких вводов в центральные районы крупнейших городов.

Кабели с бумажной изоляцией, пропитанной вязким маслоканифольным составом, имеют сравнительно невысокую электрическую прочность, что ограничивает их применение в сетях напряжением выше 35 кВ. Это объясняется наличием в изоляции воздушных включений, которые появляются в процессе эксплуатации кабельных линий.

В процессе эксплуатации кабель подвергается периодическому нагреванию и охлаждению (включение и отключение нагрузки). При нагревании все элементы кабеля (в том числе и пропитывающий состав) увеличиваются в объеме. После охлаждения оболочка кабеля вследствие остаточных деформаций не в состоянии оказывать давление на пропитывающий состав, необходимое для возвращения его в прежнее положение. В результате после нескольких циклов нагрева и охлаждения в кабеле появляются пустоты. Начинается ионизация пустот, сопровождающаяся повышением температуры изоляции в данном месте. Ионизация вызывает ускоренное старение изоляции.

Для увеличения электрической прочности бумажной  пропитанной изоляции необходимо либо создать условия, исключающие появление в ней газовых включений, либо повысить электрическую прочность имеющихся пустот, например, путем увеличения в них давления или путем заполнения этих пустот газом, обладающим повышенной электрической прочностью.

Первая возможность реализована при создании так называемых маслонаполненных кабелей, вторая – при создании газонаполненных кабелей.

Маслонаполненные кабели низкого давления. Первые кабели на напряжение 110 кВ, появившиеся в 1923-1931 гг., были одножильными кабелями  маслонаполненного типа.

В маслонаполненных кабелях возможность образования газовых включений при изготовлении и при эксплуатации исключается тем, что для пропитки их изоляции применяется маловязкое дегазированное масло, а сама технология пропитки исключает появление пустот в изоляции.

Давление масла в кабеле для обеспечения надежности его работы должно поддерживаться в определенных пределах. Для этого в конструкции кабеля предусматриваются маслопроводящие каналы, а вдоль кабельной линии устанавливаются специальные компенсаторы (баки питания и давления), которые принимают избыток масла при нагревании кабеля и отдают – при его охлаждении.

Токопроводящая жила маслонаполненного кабеля обычно имеет в центре канал, по которому происходит перемещение масла при изменении температуры кабеля, рис. 1.

Рис. 1. Одножильный маслонаполненный кабель:

1 – опорная металлическая спираль;2 – токоведущая жила; 3 – экран из полупроводящей бумаги; 4 —  пропитанная бумажная изоляция; 5 – экран из металлизированной бумаги; 6 —  свинцовая оболочка; 7 – вторая свинцовая оболочка; 8 – усиливающие ленты

Диаметр канала для кабелей на напряжения 110-220 кВ равен 12-14  мм; для кабелей на напряжение свыше 220 кВ – 18-20 мм. Канал внутри жилы образуется с помощью поддерживающей металлической плоской спирали 1, поверх которой накладываются повивы круглых проволок.

Токопроводящая жила 2, а также изоляция кабелей 4  экранируются полупроводящей бумагой. Для экранирования можно использовать металлизированную бумагу, медную или алюминиевую фольгу.

Изоляция  маслонаполненных кабелей состоит из лент кабельной бумаги, пропитанных дегазированным минеральным или синтетическим маслом. Такая изоляция обладает целым рядом ценных свойств: высокая электрическая прочность, малые диэлектрические потери, высокие механические параметры.

Наличие у жилы и оболочки 6 кабеля  экранов из полупроводящих бумаг, обладающих адсорбционными свойствами, способствует стабилизации электрических свойств изоляции.

Практика эксплуатации показала, что наиболее экономичными являются кабели с давлением масла, находящимся в пределах 0,024-0,29 МПа для кабелей в свинцовой оболочке и 0,024-0,5 МПа для кабелей в алюминиевой оболочке.

В нашей стране выпускаются маслонаполненные кабели низкого давления таких марок:

 МНС – кабель маслонаполненный, низкого давления, в свинцовой оболочке с упрочающими и защитными покровами;

МНСК – то же, но защитные покровы включают слой оцинкованных круглых стальных проволок;

МНСШВ – то же, но защитные покровы выполнены в виде шланга из поливинилхлоридного пластиката и т.д.

Маслонаполненные кабели высокого давления (в стальных трубопроводах). Эти кабели выпускаются на переменные напряжения 110, 220, 330 и 500 кВ, рис. 2.

Рис. 2. Маслонаполненный кабель высокого давления:

1 —  токоведущая жила; 2 – изоляция; 3 – оболочка кабеля;  4 – стальная труба; 5 – защитные покровы трубы

Линия содержит три одножильных кабеля, затянутых в стальной трубопровод, который заполняется маслом под давление 1,5 МПа. Эти кабели имеют ряд преимуществ по сравнению с кабелями низкого давления. Во-первых, электрическая прочность таких кабелей выше, так как изоляция кабеля находится под более высоким давлением. Кроме того, для  пропитки изоляции и для заполнения трубопровода применяется более вязкое масло, которое обеспечивает большую импульсную прочность кабелей.

Во-вторых, стальной трубопровод является надежной защитой кабеля от механических повреждений, благодаря чему кабельные линии высокого давления являются исключительно надежными.

Однако монтаж указанных линий несколько сложнее, а стоимость выше, чем монтаж и стоимость линий с одножильными маслонаполненными кабелями низкого давления.

Токопроводящие жилы кабелей 1 в стальном трубопроводе 4 с маслом под давлением имеют круглую форму и скручиваются из медных луженых проволок.

Изоляция кабеля 2 состоит из бумажных лент, пропитанных изоляционным маслом повышенной вязкости. Заполнение трубопровода производится этим же маслом. Применение вязкого пропиточного  масла облегчает монтаж кабельный линии, так как уменьшается вытекание его из изоляции полупроводящей бумаги. На изоляцию кабеля накладывается экран из лент полупроводящей бумаги, поверх которого размещаются медные перфорированные ленты для образования металлического экрана.

На место монтажа отдельные жилы кабеля доставляются в специальных герметичных контейнерах, заполненных маслом, либо во временной свинцовой оболочке.

Внутренняя поверхность трубопровода может тщательно очищаться до металлического блеска и покрываться лаком, что способствует сохранению стабильности электрических параметров масла.

В нашей стране выпускаются кабели в стальных трубах следующих марок:

МВДТ – маслонаполненный кабель высокого давления в свинцовой оболочке, снимаемой на месте прокладки при протягивании кабеля в трубопровод;

МВДТК – маслонаполненный кабель высокого давления в контейнере.

     Такие кабели могут прокладываться в туннелях, в земле и под водой.

     Затягивание кабелей в трубопровод происходит после прокладки трубопровода по трассе линии.

     Газонаполненные кабели. Как говорилось выше, электрическая прочность кабеля может быть значительно увеличена, если повысить давление в газовых включениях, находящихся в изоляции.

     Газонаполненные кабели устроены таким образом, что непосредственно в кабель подводится чистый сухой газ под давлением. Значение давления определяется особенностями конструкции кабеля и условиями прокладки и находится в пределах 0,7-3,0 МПа.

    В зависимости от конструкции кабеля сжатый газ может либо поступать непосредственно в изоляцию кабеля (зазоры между лентами, пространство между проволоками внутри жилы), либо не иметь непосредственного соприкосновения с изоляцией, а передавать давление на изоляцию через специальную мембрану.

Для заполнения газонаполненных кабелей применяется осушенный, очищенный от примесей азот или его смеси с элегазом (элегаз –10%, азот – 90%).

На рис. 3 приводится конструкция кабеля в трубопроводе с газом под давлением. Эти кабели наряду с кабелями в трубопроводе с маслом под давлением весьма распространены в США, ФРГ, Японии.

Рис. 3. Газонаполненный кабель в стальном трубопроводе с газом под давлением:

1 – токопроводящая жила; 2 – бумажная изоляция; 3 – пластмассовая оболочка; 4 – трубопровод

Отдельные фазы кабеля  1 изолированы бумагой 2, пропитанной масло-канифольным составом, и покрыты сверху пластмассовой оболочкой 3. Трубопровод 4 заполнен газом под давлением. Давление на изоляцию передается через пластмассовую оболочку, которая играет роль мембраны. Трубопровод 4 заполнен газом под давлением. Давление на изоляцию передается через пластмассовую оболочку, которая играет роль мембраны.

    Существуют разработки кабельных линий с газовой изоляцией,  криорезистивные кабельные линии с алюминиевыми жилами, охлаждаемыми жидким азотом, сверхпроводящие кабельные линии.

www.eti.su