Проектирование промышленных сетей — Кабельные линии 110-220 кВ
Размещение воздушных линий глубоких вводов встречает затруднения при построении генплана предприятия, которые значительно возросли в связи с резким увеличением плотности застройки предприятий при объединении производств, входящих в комплекс комбината, в общие блоки. На предприятиях с загрязненной и агрессивной атмосферой или в их районах проблема открытого прохождения воздушных линий еще более усложняется. Специальные защитные и профилактические мероприятия значительно усложняют и удорожают эксплуатацию и все же не гарантируют надежную работу воздушных линий. На таких предприятиях целесообразно применение взамен воздушных линий маслонаполненных кабелей 110—220 кВ. В этих кабелях масло находится под постоянным избыточным давлением, создаваемым специальными подпиточными устройствами. Имеются кабели низкого давления до 1-105 Па, среднего давления до 3-10+5 Па, высокого давления до 10-10+5 Па.
Кабели 110 кВ на промышленных предприятиях применяются вследствие того, что линии глубоких вводов, как правило, имеют длину не более 1,0—1,5 км. Применение кабелей напряжением 220 кВ может оказаться целесообразным, если на этом напряжении происходит питание предприятия и не требуется промежуточной трансформации. Поэтому ниже речь будет идти главным образом о применении кабелей 110 кВ.
Выбор марок и трассы кабелей и способов их прокладки на территории предприятия производится в зависимости от агрессивности почвы и воздуха и от насыщенности территории различными подземными и надземными коммуникациями.
На промышленных предприятиях рекомендуется преимущественно применять кабели среднего давления на напряжение 110 кВ по следующим соображениям:
- по трассе встречаются большое число различных подземных сооружений и коммуникаций, для обхода которых необходимы повороты со сравнительно малым радиусом, чему удовлетворяют кабели среднего давления;
- протяженность кабельных линий глубоких вводов на предприятиях невелика, профиль трассы ровный. Поэтому вопрос о подпитке маслонаполненных кабелей среднего давления решается относительно легко при помощи установки баков с одного или двух концов линии, так как при ровном профиле трассы расстояние между подпитывающими пунктами может быть принято до 1,5 км и поэтому в большинстве случаев не потребуется промежуточной подпитки;
- низкая температура затвердевания масла, нижний предел которой составляет минус 55°С (по ГОСТ до —45°С);
- большой диапазон давлений (см. ниже), что дает возможность увеличить допустимую разность уровней по трассе кабеля и, следовательно, расстояние между баками подпитки;
- экономичность кабелей среднего давления в условиях промышленных предприятий.
Кабели среднего давления изготовляются в свинцовой оболочке сечением жил 120, 150, 185, 240 (270), 300 (350), 400 (425), 500 (550), 625, 600 мм 2 и в алюминиевой оболочке сечением жил 150, 185, 240, 270 мм 3 . Для прокладки в траншеях применяются кабели марок МССА или МСАВу в нормальных условиях и марок МСАВК и МССШв с упрочняющими оболочками. Для прокладки в туннелях применяются кабели марок МСС, МССШв и МСАВ. Для прокладки под водой и в болотистой местности — кабели марки МССК.
Кабельные линии 110—220 кВ успешно применяются в энергосистемах. Они получили значительное распространение за рубежом, в частности в США, ФРГ, Швеции, Норвегии. При этом за рубежом применяется как подземная, так и надземная прокладка таких кабелей на эстакадах.
Практика эксплуатации в энергосистемах выявила высокую надежность работы кабелей 110 кВ. Зарубежная практика также показывает очень малую аварийность маслонаполненных кабелей 110—220 кВ даже по сравнению с кабелями 6—10 кВ.
Экономическая целесообразность применения кабельных линий 110—220 кВ должна определяться с учетом экономии, получаемой на стоимости территории предприятия по сравнению с применением ВЛ. Стоимость территории по имеющимся данным по ряду производств с учетом инженерных коммуникаций составляет 100—200 тыс. руб. за гектар. При ширине 20 м трассы линии 110 кВ эта стоимость за 1 км составит 200—400 тыс. руб. Если даже только часть этой суммы отнести за счет воздушной линии, то суммарная стоимость ее сооружения становится вполне соизмеримой со стоимостью кабельной линии. При этом не учтено возможное сокращение длины кабельной линии по сравнению с воздушными. Сравнение кабельных и воздушных линий по одному конкретному объекту показало, что трасса линии уменьшилась примерно в 2 раза, а потери энергии — в 2,5 раза. Сравнение по другому объекту показало, что только за счет сокращения трассы при кабельном варианте его стоимость оказалась всего лишь в 2,9 раза выше, чем при воздушном варианте, даже без учета разницы в стоимости территории. При сопоставлении вариантов воздушных и кабельных линий следует также учитывать затраты на защитные противокоррозионные устройства и на повышенную изоляцию ВЛ и подстанций 110 кВ, а также возникающие в эксплуатации расходы на ремонт и даже замену участков воздушных линий вследствие коррозии проводов, опор и загрязнения изоляторов. При кабельном варианте сокращаются расходы по грозозащите. К тому же надежность кабельного варианта несомненно выше, чем воздушного.
Кабельные линии легче подвести к подстанциям глубоких вводов 110—220 кВ, располагаемым непосредственно у производственных зданий. Это позволяет сэкономить цветной металл, уменьшить потери электроэнергии и падение напряжения во вторичных цеховых сетях.
Поэтому при выборе вариантов кабельных или воздушных линий необходимо технико-экономическое сравнение по расчетным затратам с учетом всех приведенных выше факторов. Следует также иметь в виду, что с расширением области применения кабелей 110—220 кВ масштабы их производства будут увеличиваться и цена снижаться.
Особенно целесообразно применение кабелей 110 кВ при реконструкции электроснабжения действующих металлургических заводов и других предприятий, где территория бывает особо стеснена различными сооружениями.
При применении кабельных линий 110 кВ возможны как радиальные блочные схемы (блок линия — трансформатор), так и магистральные схемы с отпайками от одной линии к нескольким трансформаторам.
Таблица 8-2
Нагрузочная способность, А, трехфазных кабельных линий 110 кВ среднего давления для кабелей марки МССА
В последнем случае необходима сложная разделка подходящих
и отходящих концов кабеля 110 кВ или же наличие специальных ответвительных тройниковых муфт. Поэтому радиальная схема с глухим присоединением трансформаторов предпочтительна по сравнению с магистральной.
Таблица 8-3
Нагрузочная способность А, трех фазных кабельных линий 220 кВ среднего давления для кабелей марки МССА
Нагрузочная способность кабелей зависит от способа прокладки, температуры окружающей среды, расстояния между кабелями, теплового сопротивления грунта, графика нагрузки.
В табл. 8-2 и 8-3 приведены допустимые токовые нагрузки трехфазных одноцепных и двухцепных кабельных линий 110 и 220 кВ среднего давления для кабелей марки МАССА, определенные ВНИИКП по методике МЭК [8-5] для прокладки их в земле на глубине около 1,5 м и в воздухе (в туннеле). Расчеты произведены исходя из следующих условий:
а) при прокладке в земле температура жилы кабеля принята 70°С, температура окружающей среды 15°С, кабели расположены по треугольнику впритык;
б) при прокладке в воздухе (в туннеле) температура жилы кабелей 110 кВ принята 80°С, а кабелей 220 кВ 70°С; температура окружающей среды 25°С; кабели расположены по треугольнику с расстоянием между осями кабелей 300 мм;
в) расстояние между центрами параллельных линий для расчета взаимного теплового влияния принято равным 650 мм;
г) оболочки кабелей по концам соединены между собой и заземлены. Заземление оболочек кабелей с двух сторон применяется для достижения безопасности при обслуживании кабелей.
Для кабелей марки МССК со стальной проволочной броней электрические нагрузки могут быть приняты в размере 94% значений, приведенных в табл. 8-2 и 8-3 для кабелей марки МССА при аналогичных условиях прокладки и эксплуатации при условии, что в кабелях МССК будут соединены и заземлены с двух сторон не только свинцовые оболочки, но и бронированная проволока разных фаз.
Если фактические условия прокладки и эксплуатации кабелей и исходные данные отличаются от принятых при расчете табл. 8-2 и 8-3, то расчетный ток следует определять по методике и формулам, приведенным в [8-5].
Для увеличения нагрузочной способности кабели в траншеях рекомендуется засыпать искусственным грунтом, состоящим из гравия и песка в соотношении 1: 1 по объему. Толщина слоя над кабелями и под ними 250—300 мм.
Следует иметь в виду, что при заземлении с двух сторон в оболочке кабеля протекает наведенный ток, равный 70—80% рабочего тока. Вследствие этого увеличивается температура кабеля и уменьшается его загрузочная способность. Для увеличения пропускной спо собности работающих кабельных линий за рубежом применяется разземление одного конца оболочки.
При параллельной прокладке кабелей на расстоянии менее 3 м тепловое сопротивление увеличивается и нагрузочная способность кабелей снижается. Так, например, при прокладке двух кабелей в одной траншее на расстоянии 0,5 м один от другого следует вводить коэффициент 0,9 на их нагрузочную способность.
При различных условиях прокладки, разных грунтах и т. п. нагрузочная способность кабелей определяется по участку с наиболее тяжелыми условиями, если длина его более 10 м.
Выбранное по нагрузочной способности сечение кабеля проверяется на термическую стойкость при протекании тока к. з., А: 
(8-1), где Gж— масса жилы кабеля, кг/м; Сср=0,094 — средняя удельная теплоемкость меди, ккал/(кг-град); ∆θЖ=165°С — допустимая температура жилы кабеля при к. з.; q — сечение жилы, мм 2 ; k — отношение активного сопротивления жилы при переменном токе к сопротивлению при постоянном токе (может быть принято равным 1); рСр —удельное сопротивление жилы при средней температуре при к. з.; t — длительность к. з.
Фактическую температуру жилы ∆θЖ, °C, при к. з. при данном значении Iк в сети можно определить по формуле 
(8-2)
По экономической плотности тока маслонаполненные кабели не проверяются.
Для защиты кабеля от перенапряжений ВНИИКП рекомендует включать вентильный разрядник РВП-3 между оболочкой кабеля и заземляющим контуром.
Прокладка кабелей 110 и 220 кВ выполняется в траншеях или туннелях.
Прокладка в надземных галереях в настоящее время не применяется из-за затруднений, связанных с маслоподпиткой и обогревом кабелей.
Смешанная прокладка туннель — траншея нецелесообразна вследствие различной нагрузочной способности кабелей при этих способах прокладки, а также ввиду сравнительно малой протяженности кабельных линий на предприятиях.
Прокладка в траншеях наиболее экономична. Она применяется при числе кабелей до шести в однофазном исполнении (две цепи) при незначительной загруженности территории подземными коммуникациями, при отсутствии на трассе агрессивных по отношению к оболочке кабеля грунтов и если нет опасений разлить горячий металл и агрессивные жидкости иа участках трассы. Имеется два способа прокладки в траншеях. По первому способу кабели укладывают непосредственно в земле и располагают по треугольнику впритык один к другому.
Рис. 8-8. Прокладка маслонаполненных кабелей 110 кВ в траншее в железобетонных лотках.
1 — одножильные маслонаполненные кабели; 2 — железобетонная плита; 3 — песок или просеянная земля; 4 — асбоцементная труба; 5 — железобетонный лоток; 6 — железобетонная подготовка.
Кабельные линии разделяют железобетонными плитами; сверху кабели защищают плитами. Это позволяет ремонтировать одну цепь без нарушения работы другой. По второму способу прокладки в траншее кабели укладывают в железобетонных лотках типа Л2 серии ИС-01-04 (рис. 8-8) на глубине ниже промерзания грунта, но не менее 1,5 м от планировочной отметки. Лотки устанавливают на железобетонной подготовке. Сверху лотки перекрывают железобетонными плитами для защиты от механических повреждений. Кабели в лотках прокладывают на подсыпке из просеянного грунта и этим же грунтом засыпают сверху. Это улучшает отвод тепла, выделяемого кабелями, и повышает их пропускную способность.
В местах перехода под различными проездами и коммутациями кабели из траншей укладывают в асбоцементные трубы на бетонных плитах (рис. 8-8,в).
Соединительные муфты при траншейной прокладке могут быть размещены в железобетонных лотках или в подземных камерах (более предпочтительный способ), перед которыми целесообразно применить компенсаторы для создания запаса кабеля на случай перемонтажа муфт.
В условиях промышленных предприятий на некоторых участках прокладка кабелей 110 кВ в траншеях может вызвать затруднения, в частности в местах частых разрытий, возможного попадания жидкостей или расплавленного металла, в агрессивных почвах и т. п.
Рис. 8-9. Пример выполнения прокладки кабелей 110 кВ среднего давления в двустенном туннеле на 5 линий.
1 — кабель 110 кВ; 2 — кабели собственных нужд; 3 — светильник; 4 — пеногенератор; 5 — магистральный трубопровод; 6 — перегородка огнестойкая 0,25 ч; 7 — перегородка огнестойкая 0,75 ч.
На крупных металлургических заводах в подобных случаях применяется прокладка в туннелях.
Прокладка в туннелях рекомендуется при числе кабелей более шести (более двух цепей) независимо от характера трассы. На рис, 8-9 приведен пример прокладки кабелей 110 кВ среднего давления, так же прокладка контрольных кабелей и кабелей до 1 кВ для собственных нужд туннелей (вентиляция, освещение, пожаротушение, сигнализация и т. п.). Прокладка каких-либо других кабелей в общем туннеле с кабелями 110 кВ, как правило, не рекомендуется.
Между линиями 110 кВ разного назначения и ответственности, прокладываемыми на одной стороне туннеля, предусматриваются несгораемые перегородки с пределом огнестойкости 0,75 ч. Прокладка кабелей собственных нужд производится выше кабелей 110 кВ:
на общих конструкциях с кабелями 110 кВ с разделением их асбоцементной перегородкой с пределом огнестойкости 0,75 ч;
на отдельных конструкциях, располагаемых на противоположной стороне туннеля.
Указанные перегородки устанавливаются по всей трассе линий, включая вентиляционные камеры, камеры стопорных муфт и т, п.
В вентиляционных камерах предусматриваются также поперечные перегородки для деления туннеля на отсеки (длиной не более 120 м) и для выделения камер стопорных муфт и баков давления, которые помещаются между вентиляционными камерами.
На трассе туннеля предусматриваются компенсационные камеры, в которых создается запас кабелей по длине, необходимый для возможного перемонтажа соединительных и концевых муфт. Запас принимается не менее длины наибольшей муфты.
Соединительные муфты укладываются на прямолинейном участке туннеля без сооружения специальной камеры с сохранением расположения фаз.
Размещение линий 110 кВ на кабельных конструкциях выполняется с учетом их дальнейшего следования и направления выводов и разветвлений, чтобы уменьшить число изгибов кабеля, переходов его на противоположную стену и т. п. Укладку кабелей рекомендуется начинать с верхних полок конструкций. Кабели крепятся к конструкциям алюминиевыми скобами с резиновыми прокладками под ними. Предусмотрена возможность механизированной прокладки в туннелях кабелей сечением жилы до 625 мм 2 .
Радиус внутренней кривой изгиба кабелей в свинцовой или алюминиевой гофрированной оболочке принимается не менее R=25 (D + d), где D — наружный диаметр оболочки; d — наружный диаметр жилы. Для кабелей в нагофрированной алюминиевой оболочке R=30X(D+d).
Переход питающей воздушной линии 110—220 кВ в кабель, который может потребоваться на границе предприятия или его района, осуществляется через переходный пункт (рис. 8-10,а), на котором устанавливаются концевые муфты, разрядники и баки давления. На небольших предприятиях этот переход может быть осуществлен на конечной опоре ВЛ (рис. 8-10, б).
Рис. 8-10. Переход воздушной линии 110—220 кВ в кабель, a — в закрытом переходном пункте ; б — на опоре ВЛ.
При длине кабельной линии несколько километров необходимо производить транспозицию фаз одножильных кабелей для уменьшения наведенного напряжения в параллельных линиях связи.
Для подпитки маслом кабелей 110 кВ среднего давления применяется морозостойкое масло марки МН-4. Подпитка осуществляется на каждой секции КД при помощи герметически закрытых баков среднего давления БД 6-0,25 с начальным давлением 0,25·102 Па, от которых масло подводится по маслопроводам к стопорным или концевым кабельным муфтам, около которых и устанавливаются баки давления.
Стопорные муфты необходимы при длине линии более 2 км.
На рис. 8-11 показана установка БД в отдельном отсеке туннеля. При прокладке в траншее баки давления, стопорные и концевые муфты устанавливаются в подземных или наземных камерах, оборудованных вентиляцией, обогревом и освещением.
При числе баков до шести их допускается размещать в металлических шкафах на порталах или на опорах ВЛ.
Число баков подпитки определяется специальным расчетом, который производится с учетом отметок продольного профиля трассы кабельной линии и основных переходных режимов работы кабелей (100% нагрузки летом и 30% зимой). Применяется раздельная пофазная система подпитки. Практика применения кабелей 110 кВ на промышленных предприятиях показала, что как правило, достаточно подпитывать кабели с одной стороны. При этом на каждую фазу необходимо предусмотреть по два бака плюс один резервный на линию, а всего семь баков. Подпитка с двух сторон необходима при длине линии более 1,5—2 км, когда односторонняя подпитка не обеспечивает необходимых параметров линии по давлению при режимах указанных выше.
Следует иметь в виду, что давление масла в кабелях является важным показателем его исправности. При проектировании необходимо определять пределы и скорости допустимых изменений давления. Ниже приведены допустимые диапазоны давлений в элементах КЛ 110 кВ среднего давления;
При превышении во время эксплуатации этих установленных пределов кабельная линия или ее секция должны быть отключены. Обратное включение допускается лишь после выяснения и устранения причин увеличения давления масла.
Предусматривается контроль и сигнализация давления масла в кабеле путем установки на каждой фазе маслопровода электроконтактных манометров ЭКВМ-1у, контакты которых замыкаются при отклонениях от установленных пределов давления (рис. 8-11). Сигнализация давления масла выносится на пункт управления подстанций.
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:
– 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.
Особенности монтажа кабельных линий напряжением 110-220 кВ
Когда выполняются электромонтажные работы в Москве, рабочие чертежи линий прокладки кабеля подлежат согласованию с производителем кабеля, если используется маслонаполненный кабель, рассчитанный на напряжение 110 или 220 кВ, а также при использовании кабеля в пластмассовой изоляции, которая представляет собой вулканизированный полиэтилен.
При этом температура воздуха не должна быть меньше, чем минус пять градусов для укладки маслонаполненного кабеля, а когда проводятся электромонтажные работы с кабелем в пластмассовой изоляции, температура должна быть выше минус десяти градусов. Если же температура опустилась ниже указанных значений, укладка кабелей может проводиться только в соответствии с ППР.
При проведении работ по прокладке кабеля в броне из проволоки, используя механизированный способ укладки, кабель следует тянуть за проволоку при помощи специализированного захвата, который обеспечит равномерное распределение нагрузки на проволоку, из которой состоит броня кабеля.
Для проведения подобных работ необходимо соблюдать предельные нормы приложенного усилия натяжения кабеля, чтобы избежать механического повреждения свинцовой оболочки, покрывающей кабель. Предельное значение такого усилия равно 25 кН.
При использовании небронированного кабеля его можно тянуть, лишь применяя специальный захват, смонтированный на верхний конец кабеля. Кабель допускается тянуть только за жилы. Для некоторых видов кабелей предусмотрены максимальные значения усилия тяжения, превышать которые нельзя. Для кабелей с медными жилами такое усилие составит 50Мпа; если электромонтажные работы выполняются с кабелем, имеющим жилы из твердого алюминия, такое усилие не должно превысить 40 Мпа; для жил из мягкого алюминия максимальное усилие составляет 20 Мпа.
Если выполняются электромонтажные работы в Москве, оборудование, которое используется для прокладки кабеля также должно соответствовать предусмотренным нормам. Так, лебедка, используемая для проведения работ, обязательно должна оборудоваться автоматическим устройством, обеспечивающим отключение при достижении максимально разрешенного усилия натяжения кабеля. Дополнительно на лебедке должен быть установлен регистрирующий прибор, который оборудован самописцем.
На время проведения работ необходимо обеспечение надежной связи. Связь может быть УКВ или телефонной. Обязательно наличие связи во время прокладки между расположением барабана с кабелем, поворотами трассы прокладки кабеля, лебедки, пересечения с трассами других коммуникаций.
Если рабочая документация не предусматривает иного и не содержит дополнительных указаний, при прокладке по кабельным конструкциям с пролетом от 80 сантиметров до одного метра все кабели обязательно должны быть закреплены на всех опорах. Крепление должно осуществляться при помощи алюминиевых скоб с использованием двух прокладок из резины толщиной по 2 миллиметра.
- Монтаж разъединителей, отделителей и короткозамыкателей
- Монтаж реакторов и катушек индуктивности
- Монтаж муфт кабелей напряжением до 35 кВ
- Монтаж коммутационного оборудования
Прокладка кабельной линии 110 кВ
Предыдущий пост про завод по производству высоковольтного кабеля был принят с интересом, некоторым коллегам (а может и не только коллегам — энергетикам) стало интересно, как же прокладывается высоковольтный кабель. Высоковольтным в этом посте я буду называть кабель напряжением 110 кВ, бывает и меньше и больше — например, известный «крымский энергомост» частично состоит из кабелей напряжением 220 кВ, но ниже речь пойдет именно про 110 кВ
Дискламер: я не проектировщик, не монтажник, не писатель. Фактически, я лишь пару раз участвовал в надзоре за строительством таких линий. Посему сразу прошу понять и простить, если что 😉
Сначала повторю свою же картинку с пояснением, зачем нужен кабель 110 кВ:
Дело в так называемой «охранной зоне» ЛЭП (линии электропередачи). Для воздушной ЛЭП это участок по 20 метров влево и вправо от проекции крайних проводов на землю. То есть, для ВЛ 110 кВ нужен «коридор» шириной около 50 метров. В то же время для подземных кабельных линий (КЛ) охранная зона — один метр влево и вправо от крайнего кабеля. То есть, зачастую достаточно пятиметрового «коридора» (иногда и меньше, иногда — больше). Кабельная линия стоит намного дороже, чем воздушная, но найти в городах 50-метровый «коридор» для новой ЛЭП мягко говоря, сложно (чаще невозможно), а вот 5-метровый всё же проще.
Другая причина — снова земля. Некоторые богатые собственники земли покупают у собственника существующей воздушной линии услугу «выноса» воздушной линии в кабель (была ВЛ, становится КЛ) ради получения территории в городе.
Теперь к теме. Конечно, первое и главное, с чего начинают создание новой линии (не считая заключения договоров, формирования задания и т.п.) — это разработка проекта. Эта часть работы очень важна, очень ответственна, наверное, далеко не всем интересна, да и я, повторюсь, не так близок к теме проектирования, чтобы подробно описать этот процесс. Если писать коротко, то при проектировании кабеля проектировщик решает несколько задач — выбирает сам кабель (в том числе и производителя), кабельную арматуру (кабельные муфты), определяет условия прокладки кабеля (важны даже такие детали, как будут проложены фазы — в линию или собраны в «треугольник»), согласовывает будущую трассу кабеля, в том числе, с другими собственниками подземных коммуникаций, рядом с которыми будет проходить КЛ или которые она будет пересекать. Сразу могут решаться вопросы с собственниками земельных участков, под которыми будет проходить КЛ (далеко не каждый согласиться, чтобы на его участке был закопан высоковольтный кабель). Проектировщик же готовит сметы, то есть, определяет стоимость работ.
Проект согласовывается со всеми, кого касается, в том числе, с заказчиком процесса и эксплуатирующей организацией, после этого утверждается и отдается в работу.
Далее выбирается генподрядчик и начинается строительство.
Сначала готовится трасса. Очень грубо говоря — копается траншея. В местах пересечений оживленных дорог, как правило, делают «прокол» или ГНБ (производят «горизонтальное направленное бурение»)
Суть ГНБ (картинка из и-нета, как выяснилось, есть где-то на Пикабу):
Буровая машина (слева на картинке) начинает бурение вправо. При первом проходе идет бурение (бур на буровой штанге), его направлением и глубиной управляет специалист. Управление необходимо для того, чтобы сделать «прокол» заданного профиля и не попасть в другую коммуникацию — бур просверлит её на «раз-два», так, например, при одном бурении подрядчики «пробили» трубу водоотвода диаметром 800 мм. Им точно не указали, на какой глубине проходит труба, указав только что «где-то тут, внизу», подрядчик начал бурение, ну и попал точно в цель («попал» можно указать и в кавычках, так как ущерб был семизначный).
Если объяснять очень просто и сжато, то процесс ГНБ идет так: пройдя по заданной траектории, бур выходит наружу, где к нему (со второй стороны «прокола») прикрепляют трубы, используемые в данном переходе. Буровая головка возвращается обратно к бурильной машине, затягивая за собой трубы (если переход длинный, трубы стыкуются или свариваются прямо перед затяжкой в «прокол»). Иногда для заполнения пустот (между внешней стенкой трубы и землей) используют бентонит (глина такая), кто-то, говорят, использует полимеры (я таких бурильщиков не встречал). Иногда вообще ничем не заполняют пустоты (в итоге возможны обвалы разной степени серьезности) — всё зависит от проектировщика и серьезности или жадности бурильщиков.
Технология ГНБ затратная, поэтому везде где возможно стараются выкопать трассу стандартным способом — с помощью экскаватора (лопатами сейчас почти не копают). Но и здесь бывают сложности. Пара реальных примеров, с которыми столкнулись наши подрядчики:
1. Трасса кабеля должна была пройти по городской территории, но на этой территории находилась автостоянка. Несанкционированная. С «крышей». И когда возникла необходимость начать работы, «братва» пригнала на «стрелку». «Полиция? Администрация? Кто такие? Идите лесом.» Короче, подрядчик решили вопрос сам, как именно — не знаю (могу только предположить, что пришлось заплатить за временное сокращение площади стоянки). Но решили.
2. По проекту одна из существующих опор ВЛ 110 кВ должна была реконструироваться. Но находилась она в месте очень плотной (нежилой) застройки, поставить рядом новую опору было просто нереально. Было принято решение — поставить чуть дальше новую опору ВЛ, перевести провода ВЛ на неё, затем демонтировать старую опору и на её месте поставить новую. Да, это всё было предусмотрено в проекте, но не решен вопрос согласования с собственником территории, на которой надо было ставить эту временную опору. Согласовывали и договаривались долго — точно больше месяца. Но всё же решили, снова подрядчик.
После того, как подготовлена траншея, готовят «подушку» (т.е. то, на что кладут кабель). Для низковольтных кабелей и кабелей среднего напряжения обычно используют простой слой песка (как правило, высотой 150 миллиметров). Но кабели 110 кВ обычно хотят обезопасить от «случайного дебила», который может их повредить при несогласованных земляных работах, для этого такие кабели кладут в железобетонные коробы (как на самом первом фото). Но справедливости ради скажу, что от ГНБ такой короб не защитит (слышал уже о таком случае). А вот экскаваторщика, скорее всего, он остановит (точнее, даст ему понять, что дальше копать не нужно). В такие короба также подсыпают «подушку», но, опять же, для кабелей 110 кВ это не всегда песок, у нас для этого использовали песчанно-гравийную смесь из-за того, что у неё более эффективное охлаждение кабеля и, соответственно, большая пропускная способность кабеля, он лучше переносит перегруз, а сигнальную функцию защиты вместо ярко желтого песка будет выполнять верхняя бетонная крышка лотка.
Когда трасса кабеля готова, начинают раскладку жил (или фаз). Серьезные производители кабеля присылают на этот процесс своего шеф-инженера, который контролирует процесс прокладки кабеля (в первую очередь для того, чтобы снизить риск повреждения кабеля или зафиксировать, что дефект произошел не по вине производителя, а из-за подрядчика. Я уже писал, что цена ошибки (ремонта поврежденного кабеля 110 кВ) исчисляется миллионами рублей, так что все командировочные расходы шеф-инженера со стороны производителя себя окупают. Собственно, вся работа шеф-инженера состоит в том, чтобы следить за подрядчиками и тем, чтобы они не «накосячили» (намеренно или по ошибке).
Поскольку сеть у нас трехфазная, а кабель 110 кВ выпускается только в однофазном исполнении (про трехфазный кабель на 110 кВ я не слышал ни разу), нужно проложить минимум три кабеля (у нас всегда было 6 кабелей — для двух цепей ЛЭП). Вот по одной «нитке» (фазе) трассу и раскладывают. Сначала в нужном месте (обычно определенном проектом) ставят на домкраты кабельный барабан (домкраты нужны, чтобы поднять барабан и вытягивать с него кабель, медленно раскручивая). Вот фотка кабельного барабана на домкрате из и-нета:
По трассе расставляют ролики (для того, чтобы кабель не терся, не деформировался и не повреждалась его оболочка, они ставятся и по трассе и на поворотах трассы). Протягивают трос по всей длине кабеля (обычно на барабане намотано 700 +/- метров кабеля). Дальний от барабана конец троса присоединяют к лебедке (достаточно автомобильной), причем присоединяют его через динамометр (иногда даже записывающий показания для фиксации соответствия требованиям). Затем на кабель надевают чулок (на фото выше — сетка на конце кабеля справа-снизу), цепляют второй конец троса и начинается растяжка кабеля. Вот, кстати, фото процесса (снова из и-нета):
На фото видна пара роликов (по которым идет кабеля, чулок и кабельщики как раз сейчас аккуратно (как мне кажется) заводят конец кабеля в трубу (скорее всего, выполненную ГНБ).
Да, ребята на фото выглядят не суперски, грязь — неизбежная особенность их профессии. [Тут было что-то, что некоторыми людьми воспринималось как провокация, хотя такой цели у меня не было]. К лову, на сколько мне известно, кабельщики, работающие с кабелем 110 кВ зарабатывают очень неплохо).
Весь процесс прокладки производится с использованием радиостанции. Пара монтажников находится у барабана и контролирует его размотку (притормаживая вращение барабана при необходимости), кто-то контролирует лебедку (обычно по показаниям динамометра) и ещё кто-то контролирует ход кабеля по трассе, идя по мере движения вместе с чулком для того, чтобы убедиться, что он идет как надо, не слетел с направляющих роликов (или, например, вручную завести кабель в трубу как на фото выше). Иногда ещё ставят наблюдателей на особых участках трассы (например, на каком-то повороте). У всех участников и наблюдателей есть рация, как только что-то пошло не так — сразу идет сообщение, лебедку останавливают и разбираются с причиной остановки.
Таким образом разматывают барабан за барабаном, пока не проложат все запланированные проектом отрезки. Затем кабель аккуратно укладывается на трассе (в лотках) и если по проекту он должен лежать треугольников — его скрепляют обычными пластиковыми стяжками (как на самом первом фото).
Ещё один важный момент — после прокладки проверяют длины остатков кабеля. Дело в том, что на концах кабельной трассы будут ставится концевые заделки (муфты), причем иногда эти муфты поднимаются на самый верх опоры ВЛ 110 кВ, так что нужен запас. Ошибка здесь — это снова миллионные потери.
Если материал интересен, продолжение (про муфты и окончание монтажа) следует.
Баянометр ругался на пару картинок — мою из прошлого поста и на картинку ГНБ.