С3.3 (1) — копия

CABLE INSTALLATIONS

One of the first steps of the decision process for a new transmission line project is to decide that an Overhead Line (OHL) will not be possible. Following this, the question needs to be clarified if an extruded cable or a Gas Insulated Line (GIL) will offer the best technical and economical solution. This is the question that this technical brochure will concentrate on.

The capacity of a single circuit could be higher when using GIL than in case of a single cable circuit. The application of long cables and GIL may affect the network layout. Also the parallel connection of OHL/insulated cables/GIL will influence the network solution. General statements on handling such questions are included in this brochure.

It is natural to choose an underground solution only when OHL is not possible. Besides AC solutions there are also DC solutions using LCC or VSC technology and in some cases superconducting cables, which are out of scope of this technical brochure.

High temperature super conductive cables (HTSC) are an emerging technology and have had their first installations in city centres with high electric power concentration e.g. Chicago, New York in USA or Essen in Germany. This technology has not been investigated here because only pilot projects have been executed.

A brief history of the evolution of transmission power cables is presented in Table 1.

Table 1 Chronicle of the power cables evolution

Year	Rated (Phase to Phase) Voltage kV	Type of cable
1890	10	First AC mass impregnated cable - Ferranti
1913	33	Mass impregnated cable
1924	132	SCFF cable
1936	220	SCFF cable
1947	20	Extruded Thermoplastic Polyethylene - PE cable
1952	400	SCFF cable
1960	20	Extruded Cross Linked Polyethylene - XLPE Cable
1962	72.5	First extruded LDPE Cable
1966	138	Extruded Cross Linked Polyethylene - XLPE Cable
1969	225	First extruded LDPE Cable
1974	500	SCFF cable
1979	275	Extruded Cross Linked Polyethylene - XLPE Cable
1980	1 100	SCFF cable (test link)
1986	420	Extruded Cross Linked Polyethylene - XLPE Cable
1988	550	Extruded Cross Linked Polyethylene - XLPE Cable
1993	800	PPL cable (test link)
2004	420	First XLPE cable with 2 500 mm2
2006	420	First EHV cable system lead free

During the 1990's the adoption of extruded EHV cables up to 550 kV voltages found application in some very important circuits of many developed countries. These major circuits are well described in the technical literature [11], in particular, Cigre TB 338 [12] which provides historical statistics on underground cables in power transmission systems and shows that the percentage of underground transmission is strongly variable among countries, and that is decreasing at the higher voltages.

The most common and simple installation of underground cable systems is direct burial along the existing public roads. When the selection of this kind of route is possible then the procedures to obtain the authorization for the construction of new underground lines becomes simplified because only one counterpart has to be taken into consideration. This avoids the requirement to enter into negotiations with a high number of private owners.

The standard installation location of cables is trenches placed aside of the roads in order to minimize the impact on the traffic. After the cable installation, the trenches are refilled with selected soil having good thermal properties for a better evacuation of the heat produced by the losses of the cables when subjected to the full load. In Figure 1 it is possible to see a typical drawing of the trench for the installation of one AC 400 kV cable system for the transmission of the power in the order of 1 000-1 500 MVA.

Figure 1: Scheme of the trench for the installation of HV cables and laying works

The picture represents also the live works for the installation of the cables in the trench as indicated in the drawing. As it is possible to see, the trench is excavated along the edge of the road and barriers are placed for protection against the heavy traffic. In most cases, more than one circuit of cables will be installed for the transmission of the the requested load. In presence of limited length and obstacles along the selected route (e.g. road crossings), the configuration of the cables may be changed and other installation techniques may be adopted in order to overcome the obstacle. The document Cigre TB 194 gives the guidance for the construction, laying and installation techniques for extruded and self-contained fluid-filled cable systems. Where the direct burial installation in trenches is not feasible for various reasons such as a very crowded underground by other existing services, it is possible to install cables in dedicated tunnels of shared infrastructures. Figure 2 shows the installation of EHV cables in tunnel.

Figure 2: HV cables installed in a tunnel bored about 20 m under ground level in Berlin

The service experience of HV extruded insulation cables dates back more than 40 years for 245 kV and more than 30 years for 420 kV, with excellent performances. This technology can now be considered as consolidated, well supported by commercial available materials and components and guaranteed by efficient standards with stringent requirements, demonstrated performances in service, and available diagnostics methods. A survey on the transmission underground and submarine cable systems reliability is available from Cigre. The reliability characteristics of the individual equipment items play a decisive role in the security of the electrical supply. Nowadays there are specific and stringent IEC standards and Cigre recommendations that are applicable to the design and requirements of the transmission cable systems in order to assure a high quality and reliability of the components for the designed or expected life time.

The current carrying capacity (ampacity) of insulated cables must be computed according to IEC 60287 series of standards.

The current rating of the cable system is depending on the cable laying conditions; typically the maximum power that can be transmitted for a cable system is in the range of 1 000-1 500 MVA per circuit (three single core cables) that is working at voltages in the range of 420-550 kV. By adopting forced cooling a maximum power in the range of 1 500-2 000 MVA per circuit can be transmitted.

GIL or cable installations are designed for specific current ratings. These ratings are based on network requirements and are given for a specific ambient temperature. The GIL or cables are consequently designed to meet the requirements of their corresponding standards for the maximum allowed temperature rises.

During normal operation, the load current going through the GIL or cables circuits should not exceed these rated continuous currents. In such cases, we talk about steady state conditions. However, in some circumstances, the circuit can be operated at higher current values. This can occur when the ambient temperature is lower than 40 °C (design value). This can also be required when a circuit is out of order and the load needs to be transported through the remaining circuits. In such case, we talk about temporary overload. In both cases, it is possible to go beyond the rated values without jeopardizing the integrity of the equipment.

The maximum continuous current is determined by the manufacturer, considering various factors such as ambient temperature, installation conditions, heat radiation, convection, etc. Whatever the rating assigned, the maximum temperature rises determined in respective GIL and cable standards shall be respected (refer to the previous chapter on rating of equipment).

The capability of the equipment to transport high current is linked to its capability of evacuating the joules losses. These losses are proportional to the resistance of the equipment multiplied by the current factor n. This coefficient n is dependent on the characteristics of the equipment and is generally between 1.6 and 2. The capability to evacuate joules losses is also dependent on the ambient temperature.

As a result, if the temperature is lower than the 40 °C, the GIL or cable equipment can be operated continuously at a current higher than the rated continuous current. If the current is lower than the rated continuous current, the maximum ambient temperature of operation of the equipment can be higher than 40 °C.

For high voltage GIL equipment, the following formula is generally used to evaluate the allowable continuous current (I_s) for a given ambient temperature in steady state conditions.

Figure 3 gives an indication of relation between capability of equipment and temperature.

Figure 3: Relation between capability of equipment and temperature

Equipment may also be assigned an overload capability for higher than rated continuous current for a temporary period provided the temperature does not exceed the maximum temperature value specified in corresponding GIL or cable standards. The maximum overload values are dependent of the pre-load conditions and also of the time constant of the equipment. Figure 4 explains the relation between temperature rise of the equipment and the current overload capability.

Figure 4: Relation between temperature rise of the equipment and the current overload capability

КАБЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ

Одним из первых шагов в процессе согласования проекта новой линии электропередач является решение о невозможности прокладки воздушной линии (ВЛ). После этого необходимо уточнить, будет ли экструдированный кабель или Газоизолированная линия (ГИЛ) предлагать наилучшее техническое и экономическое решение. Этому вопросу будет посвящена данная техническая брошюра.

Мощность одиночной цепи может быть более высокой при использовании ГИЛ, чем в случае одиночной кабельной цепи. Применение длинных кабелей и ГИЛ может повлиять на компоновку сети. Также параллельное соединение ВЛ / изолированных кабелей / ГИЛ повлияет на сетевое решение. Общие положения по рассмотрению таких вопросов включены в эту брошюру.

Естественно выбрать подземное решение только тогда, когда ВЛ не представляется возможной. Помимо решений для переменного тока, существуют решения для постоянного тока, использующие технологию ЛКП или ПНИ, а в некоторых случаях и сверхпроводящие кабели, которые выходят за рамки данной технической брошюры.

Высокотемпературные сверхпроводные кабели (ВТСП) являются развивающейся технологией и имеются их первые установки в центрах городов с высокой концентрацией электроэнергии, например, Чикаго, Нью-Йорк в США и Эссен в Германии. Эта технология здесь не рассмотрена, так как выполнены только пилотные проекты.

Краткая история эволюции силовых кабелей представлена в Таблице 1.

Таблица 1 Хронология эволюции силовых кабелей

Год	Номинальное (межфазное) напряжение, кВ	Тип кабеля
1890	10	Первый кабель переменного напряжения с бумажной изоляцией - Ферранти
1913	33	Кабель с бумажной (вязкой?) изоляцией
1924	132	Маслонаполненный кабель
1936	220	Маслонаполненный кабель
1947	20	Экструдированный термопластичный полиэтиленовый - ПЭ кабель
1952	400	Маслонаполненный кабель
1960	20	Экструдированный сшитый полиэтиленовый - XLPE кабель
1962	72.5	Первый экструдированный кабель из низкоплотного полиэтилена
1966	138	Экструдированный сшитый полиэтиленовый - XLPE кабель
1969	225	Первый экструдированный кабель из низкоплотного полиэтилена
1974	500	Маслонаполненный кабель
1979	275	Экструдированный сшитый полиэтиленовый - XLPE кабель
1980	1 100	Маслонаполненный кабель (тестовая линия)
1986	420	Экструдированный сшитый полиэтиленовый - XLPE кабель
1988	550	Экструдированный сшитый полиэтиленовый - XLPE кабель
1993	800	PPL кабель (тестовая линия)
2004	420	Первый XLPE кабель на 2 500 мм2
2006	420	First EHV cable system lead free

В 1990-х годах внедрение экструдированных кабелей сверхвысокого напряжения до 550 кв нашло применение в некоторых очень важных схемах многих развитых стран. Эти важнейшие схемы хорошо описаны в технической литературе [11], в частности, Cigre TB 338 [12], которая предоставляет историческую статистику по подземным кабелям в системах передачи энергии и показывает, что процент подземной передачи сильно варьирует между странами, и он уменьшается при более высоких напряжениях.

Наиболее распространенной и простой установкой подземных кабельных систем является прямое захоронение вдоль существующих дорог общего пользования. Когда выбор такого вида трасс является возможным, процедуры получения разрешения на строительство новых подземных линий упрощаются, так как учитывается только один аналог. Это позволяет избежать необходимости вступать в переговоры с большим числом частных собственников.

Стандартное место установки кабелей — это траншеи, расположенные в стороне от дорог, чтобы уменьшить воздействие на траффик. После монтажа кабеля траншеи заполняются отборным грунтом, обладающим хорошими тепловыми свойствами, для лучшего отвода тепла, образующегося при потерях кабелей при полной нагрузке. На рисунке 1 можно увидеть типовой чертеж траншеи для установки одной кабельной системы переменного тока в 400 кВ для передачи мощности порядка 1 000-1 500 МВА.

Рисунок 1: Схема траншеи для монтажа высоковольтных кабелей и работы по прокладке

Рисунок также представляет реальные работы по установке кабелей в траншее, как показано на изображении. Как можно видеть, траншея раскопана вдоль края дороги и ограждения размещены для защиты от интенсивного движения. В большинстве случаев, больше чем одна цепь кабелей будет установлена для передачи спрошенной нагрузки. При наличии ограниченной протяженности и препятствий вдоль выбранного маршрута (например, перекрестков), компоновка кабелей может быть изменена, и для преодоления препятствия могут быть приняты другие методы установки. Документ Cigre TB 194 дает указания по строительству, укладке и установке для экструдированных и маслонаполненных кабельных сетей. Там, где установка прямым захоронением в траншеях не представляется возможной по различным причинам, таким как чрезвычайно переполненными подземными участками другими существующими службами, можно установить кабели в выделенных туннелях общей инфраструктуры. На рисунке 2 показана установка кабелей сверхвысокого напряжения в туннеле.

Рисунок 2: Высоковольтные кабели, установленные в туннеле, около 20 м

под землей в Берлине

Опыт эксплуатации высоковольтных кабелей с экструдированной изоляцией насчитывает более 40 лет для 245 кВ и более 30 лет для 420 кВ, с превосходными результатами. Эту технологию можно теперь рассматривать как закрепившеюся, наилучшим образом поддержано коммерчески имеющимися материалами и компонентами и гарантировано эффективными стандартами с строгий требованиями, продемонстрированными представлениями в обслуживании, и имеющимися методами диагностик. Обзор надежности подземных и подводных кабельных сетей имеются в Cigre. Характеристики надежности отдельных элементов оборудования играют решающую роль в безопасности электроснабжения. В настоящее время существуют конкретные и строгие стандарты МЭК и рекомендации Cigre, которые применимы к устройству и требованиям кабельных сетей с целью обеспечения высокого качества и надежности компонентов для проектируемого или расчетного срока службы.

Допустимая токовая нагрузка изолированных кабелей должна быть вычислена согласно серии стандартов МЭК 60287.

Номинальная токовая нагрузка кабельной системы зависит от условий прокладки кабеля; обычно максимальная мощность, которая может быть передана для кабельной системы, находится в диапазоне 1 000-1 500 МВА на цепь (три одножильных кабеля), которая работает при напряжении в диапазоне 420-550 кВ. С помощью принудительного охлаждения в цепь можно передать максимальную мощность в пределах 1 500-2 000 МВА.

ГИЛ и кабельные установки предназначены для определенных номинальных токовых нагрузок. Эти номинальные параметры основаны на требованиях к сети и даются для определенной температуры окружающей среды. ГИЛ и кабели, следовательно, предназначены для удовлетворения требований соответствующих стандартов для максимально допустимых повышений температуры.

Во время нормальной работы ток нагрузки, идущий через ГИЛ или кабели, не должен превышать эти номинальные непрерывные токи. В таких случаях речь идет о стабильных условиях. Однако, в некоторых ситуациях цепь может работать с более высокими токами. Это может произойти, если температура окружающей среды ниже 40 °C (расчетное значение). Это также может быть необходимым, когда цепь выходит из строя, и нагрузка должна быть перенаправлена через оставшиеся цепи. В таком случае речь идет о временной перегрузке. В обоих случаях можно выйти за пределы номинальных значений, не ставя под угрозу целостность оборудования.

Максимально допустимый ток определяется производителем, с учетом различных факторов, таких как температура окружающей среды, условия установки, теплового излучения, конвекции и т. д. Независимо от заданных номинальных значений должны соблюдаться максимальные допустимые повышения температуры, определенные в соответствующих стандартах для ГИЛ и кабелей (см. предыдущую главу, посвященную оценке оборудования).

Способность оборудования переносить большой ток связана с его способностью эвакуировать потери джоулей. Эти потери пропорциональны сопротивлению оборудования, умноженному на коэффициент тока n. Этот коэффициент n зависит от характеристик оборудования и, как правило, составляет от 1,6 до 2. Возможность для того чтобы эвакуировать потери джоулей также зависел на температуре окружающей среды.

В результате, если температура ниже 40 °С, ГИЛ и кабельное оборудование можно эксплуатировать непрерывно при токе выше номинального. Если ток ниже номинального тока, то максимальная температура окружающей среды при эксплуатации оборудования может быть выше 40 °С.

Для высоковольтного оборудования ГИЛ обычно используется следующая формула для оценки допустимого тока (Is) при заданной температуре окружающей среды в стационарных условиях.

На рис. 3 показана связь между возможностями оборудования и температурой.

Рисунок 3: соотношение между возможностями оборудования и температуры

Оборудованию также может быть присвоена перегрузочная способность на более высокий, чем номинальный ток в течение временного периода при условии, что температура не превышает максимального значения температуры, указанного в соответствующих стандартах ГИЛ или кабелей. Максимальные значения перегрузки зависят от условий предварительной нагрузки, а также константы времени оборудования. На рис. 4 показана связь между повышением температуры оборудования и током перегрузки.

Рисунок 4: соотношение между повышением температуры оборудования

и током перегрузки