Оценка и обеспечение эффективности воздушных электрических сетей напряжением 20 кВ

Во введении изложены актуальность темы работы, ее цель и задачи,
отражена научная новизна, практическая значимость полученных
результатов, дано краткое содержание глав работы.
Первая глава «Анализ подходов к формированию воздушных
электрических сетей среднего напряжения» посвящена анализу
отечественного и зарубежного опыта построения воздушных электрических
сетей среднего напряжения, а также их перевода на повышенное напряжение.
На основании проведенного критического анализа сформулированы цель и
задачи исследований.
Во второй главе «Формирование структуры и параметров
воздушных электрических сетей 20 кВ» были подвергнуты анализу
воздушные электрические сети 10(6) кВ 18 районов крупной электросетевой
компании европейской части страны. Среди них были, как примыкающие к
границам мегаполиса фрагменты сети, так и отстоящие от него на
расстояние 100–150 км, малонаселенные территории. Цель данного анализа
состояла в выявлении причинно-следственных связей в структуре и
параметрах сетей, а также нахождении диапазона расчетных условий при
оптимизации схем и параметров электроустановок.
В каждом районе выделялись типовые фрагменты сети по типу,
приведенному на рис. 1. Они представляют собой известную
магистральную схему с подключением от двух географически разнесенных
центров питания (ЦП) 35–110/10(6) кВ, секционированную реклоузерами –
автоматическими пунктами секционирования линий. Трансформаторные
подстанции (ТП) 10(6)/0,4 кВ подключаются к основной магистрали на
ответвлениях с установкой разъединителя или реклоузера на протяженных
ответвлениях. Защита трансформаторов 10(6)/0,4 кВ осуществляется
предохранителями на стороне 10(6) кВ. В нормальном режиме схема сети
разомкнута на одном из реклоузеров с использованием автоматического
ввода резерва (АВР). Количество ответвлений к ТП между
коммутационными устройствами основной магистрали на рис. 1 показано
условно. Устанавливаются преимущественно однотрансформаторные ТП
столбового (номинальная мощность трансформатора Sном=16–100 кВ∙А),
мачтового (Sном=160–250 кВ∙А) и киоскового (Sном=400–1000 кВ∙А) типа.

Рисунок 1 – Типовая конфигурация воздушной электрической сети
В табл. 1 приведены параметры, относящиеся к линейной части
упомянутых выше 18 фрагментов сети: Pmax и Pmin – наибольшая нагрузка
зимнего и летнего дня по результатам замеров 2016 г.; lВЛ и lВЛЗ – длина
линии, выполненной соответственно неизолированными проводами (ВЛ) и
проводами с защитной изолирующей оболочкой (ВЛЗ); lКЛ – тоже, но в
кабельном исполнении; lсум – суммарная протяженность линий фрагмента;
lмагистр – протяженность магистрального участка линии между ЦП (без
учета ответвлений); σнг – плотность нагрузки; σс – плотность сети. По
факту вся воздушная сеть (табл. 1) выполнена проводом сечением 70 мм ,
за исключением фрагментов №№5 и 17, где на магистральных участках
частично применено 120 мм .
В табл. 2 представлены параметры, относящиеся к ТП фрагментов
сети: Sсум – суммарная установленная мощность понижающих
трансформаторов 10(6)/0,4 кВ; lТП – среднее расстояние между ТП; σТП –
плотность ТП; ЗТП – закрытая (сборная) ТП; КТП – комплектная ТП
киоскового типа; СТП – столбовая ТП; МТП – мачтовая ТП.
Таблица 1 – Параметры линейной части фрагментов сети
№ фраг-Pmax/PminlВЛlВЛЗlКЛlсумlмагистрσнгσс
ментакВт/кВткмкмкмкмкмкВт/кмкм/км
13138/164224,29,76,840,719,8129,11,7
24751/316832,68,611,252,419,4154,31,7
37358/581667,52,64,074,132,6154,31,6
43609/192949,713,56,970,121,083,21,6
56646/607235,449,23,087,643,0157,32,1
61781/98944,70,61,646,912,957,31,5
71840/84440,60,41,542,522,545,51,0
82486/124432,83,30,136,222,066,81,0
92992/167351,87,53,162,435,855,01,0
103101/243652,811,911,075,738,345,11,1
112716/133820,10,06,426,513,8110,41,1
122818/193446,44,93,054,329,672,31,4
131640/110259,82,02,864,631,039,81,6
141193/61849,510,12,261,841,324,81,3
15956/34943,07,00,050,030,926,31,4
16297/7835,00,00,035,030,58,21,0
173023/187221,011,49,942,320,3117,61,6
181484/796102,93,80,3107,038,521,71,6
Среднее2879/183345,08,14,157,228,076,11,4
Таблица 2 – Параметры трансформаторной части фрагментов сети
№ фраг-Pmax/PminSсумКоличество, штlТПσТП
ментакВт/кВткВ∙АЗТП КТП СТП, всегокмкВ∙А/ шт/
МТПкм
км2
13138/164211 7004 368480,854832,0
24751/316815 60014 446640,825072,1
37358/581618 90011 697870,853961,8
43609/192912 30014 507710,992851,6
56646/607223 60013 82151100,805592,6
61781/9896 6002 4210540,872131,7
71840/8448 2006 317440,972041,1
82486/12445 0003 296380,951351,0
92992/16737 6000 470471,331400,9
103101/243611 3000 661671,131641,0
112716/13386 3000 200201,332550,8
122818/19349 7003 1740600,912481,5
131640/11027 8006 1041571,131891,4
141193/6186 3006634461,341301,0
15956/3499 20013 128331,522520,9
16297/782 900492152,33810,4
173023/187210 00013 367560,763892,2
181484/79611 70015 485681,571711,0
Среднее2879/183310 3007 3611541,142671,4

Анализ данных из табл. 1 и 2 позволяет установить некоторые
статистические закономерности:
– протяженность магистральной линии 10(6) кВ между ЦП
варьируется в сравнительно узком диапазоне от 12,9 до 43,0 км при среднем
значении 28,0 км. Это говорит об относительно равномерном распределении
ЦП в регионе.
– плотность нагрузки меняется в широком диапазоне от 8,2 до
157,3 кВт/км (среднее 76,1 кВт/км ), т.е. более чем на порядок. При этом
диапазон средних расстояний между ТП во фрагментах составляет 0,76–
2,33 км при общем среднем значении в регионе 1,14 км, что свидетельствует
об относительно равномерном распределении ТП по территории.
– установленная мощность ТП 10(6)/0,4 кВ в 2–9 раз (среднее
значение 3,6) превышает фактический максимум нагрузки, что явно
нерационально и требует отдельного рассмотрения.
Технико-экономические показатели трансформаторных подстанций.
В настоящее время отечественные заводы выпускают всю номенклатуру
составляющих ТП (6–10–20–35)/0,4 кВ: силовые трансформаторы,
разъединители, предохранители, ограничители перенапряжений и др. При
производстве ТП 20/0,4 кВ за основу могут быть взяты типовые проекты ТП
10/0,4 кВ всех типов, имеющих массовое применение, и причем с
незначительными доработками. Силовой трансформатор типа ТМГ для 10 и
20 кВ имеет одинаковые массогабаритные размеры. Главное отличие –
высота высоковольтных вводов. Она для 20 кВ на 75 мм выше, чем у 10 кВ.
Длявоздушныхизоляционныхпромежутковмеждублоком
предохранителей и трансформатором у столбовых и мачтовых ТП 10 кВ
такое увеличение вводов не принципиально. То же касается камер
трансформаторов киосковых ТП.
Стоимость ТП 20/0,4 кВ примерно на 20–25% дороже ТП 10/0,4 кВ.
Удорожание происходит из-за более высокой цены трансформаторов и
разъединителей. При этом технико-экономические характеристики КТП
35/0,4 кВ и ТП 20/0,4 если и не сравнялись, то в ряде случаев весьма близки.
Схемы электрических соединений ТП на стороне 10–35 кВ идентичны: на
вводе установлен разъединитель и плавкий предохранитель для защиты
силового трансформатора. При равной номинальной мощности потери
холостого хода и короткого замыкания трансформаторов 10–35/0,4 кВ
достаточно близки и поэтому во внимание не принимались.
Технико-экономические показатели воздушных линий. При переходе
от 10 к 20 кВ и неизолированных проводах незначительно (с 0,2 до 0,45 м)
увеличиваются междуфазные расстояния, а при использовании ВЛЗ
отличий нет (0,4 м). Однако типовые проекты ВЛ среднего напряжения в
нашей стране предусматривают больший запас по междуфазным
расстояниям (550–600 мм). Поэтому при одинаковом сечении и типе
провода механическая часть ВЛ 10 и 20 кВ идентична. Различия
обнаруживаются с позиций количества и, в ряде случаев, номинального
напряжения изоляторов. Однако их стоимость составляет незначительную
часть затрат на ВЛ. Поэтому при прочих равных условиях
капиталовложения в ВЛ рассматриваемых классов напряжения отличаются
не более, чем на 1%.
При переходе к напряжению 35 кВ стоимость ВЛ резко возрастает.
Так, согласно укрупненным нормативам цен для Московской области
стоимость 1 км одноцепной ВЛ 35 кВ в а=4,1 раза превышает таковую при
10 кВ. При использовании наиболее дешевых железобетонных
вибрированных стоек удорожание ВЛ 35 кВ не столь заметно: а≈2,5.
Функциональные связи технических и экономических параметров
элементовэлектрическихсетей.Полученыаппроксимирующие
зависимости технико-экономических показателей для ТП СТП=f(Sном, Uном) и
удельные (на 1 км) для линий электропередачи Сл=f(sном, Uном, ΔW) в
диапазонах 10–20 и 20–35 кВ, где Sном, Uном и sном – соответственно
номинальные мощность, напряжение электроустановки и сечение провода;
ΔW – потери электроэнергии в проводах. Разбиение на два диапазона
номинальных напряжений позволило получить простейшие линейные
аппроксимирующие зависимости СТП и Сл с погрешностью до 10%.
Оптимизация номинального напряжения электрической сети. С
использованиемаппроксимирующихфункциональныхтехнико-
экономических зависимостей дисконтированная стоимость передачи
электроэнергии представлена функцией Лагранжа:

С=СТП+Сл=А0+А1l+А2Il+А3Ul+А4IU+А5U+λ(S/ 3 –IU),(1)

где l – длина линии; I – ток; U – напряжение; S – мощность; λ –
неопределенный множитель Лагранжа; А1, …, А5 – действительные числа
(коэффициенты).
Функция (1) минимизирована при некотором фиксированном
значении мощности S, т.е. решена задача dС=0 при условии (уравнении
связи), что S/√3=IU, методом Лагранжа. Оптимальное значение
напряжения Uопт получено из решения системы уравнений ∂С/∂U=0 и
∂С/∂I=0 при условии оптимальности сечения линии: ∂Сл/∂s=0.
Так, для диапазона 10–20 кВ получено:

Uопт=0,13÷0,4 lS ,(2)

а для 20–35 кВ:

Uопт=(4,2÷12,5) lS /(283  2060l ).(3)

Разброс значений сомножителя перед корнем квадратным в (2) и (3)
связан с тем, что оптимизация функции Лагранжа велась для простейшего
случая сосредоточенной в одной точке нагрузки, отстоящей от центра
питания на расстояние l. Как известно, при прочих равных условиях, но при
равномерно распределенной по линии нагрузке, потери мощности в пределе
в три раза меньше. Таким образом, минимальное значение сомножителя
соответствует равномерно распределенной вдоль линии нагрузке, а
максимальное – сосредоточенной в одной точке, в конце линии. Любые
иные варианты распределения нагрузок окажутся внутри этих диапазонов.
Приняты во внимание средние значения параметров присоединений
из табл. 1: l≈15 км, S≈1500 кВ·А. Откуда диапазону 10–20 кВ соответствует
из (2) Uопт≈20–60 кВ, а 20–35 кВ из (3) Uопт≈4–11 кВ. Данные значения
можно трактовать следующим образом. При оптимизации номинального
напряжения в диапазоне 10–20 кВ его оптимум смещен в сторону более
высоких значений, а в диапазоне 20–35 кВ – более низких.
Логика здесь такова. В диапазоне 10–20 кВ стоимостные
характеристики ВЛ 10 и 20 кВ почти неразличимы. Имеющаяся разность в
стоимости ТП 10/0,4 и 20/0,4 кВ (см. выше) компенсируется снижением
потерь электроэнергии в линиях даже при относительно небольших
нагрузках. Для диапазона 20–35 кВ стоимостные характеристики ТП 20/0,4
и 35/0,4 кВ, как и ранее, лишь несколько отличны. Однако стоимостные
характеристики ВЛ отличаются в разы, причем не в пользу 35 кВ из-за
удорожания строительной части линейного объекта. В частности, для ВЛ
10–20 кВ преимущественно применяют 11-метровые железобетонные
вибрированные опоры, а для ВЛ 35 кВ – значительно более массивные
центрифугированные железобетонные опоры длиной 22,6 м. Снижение
потерь электроэнергии в сетях при переходе от 20 к 35 кВ не компенсирует
удорожания проводников и электрических аппаратов с учетом фактических
интегральных параметров сетей.
Таким образом, номинальное напряжение 20 кВ предпочтительнее и
10, и 35 кВ. В очередной раз подтверждается целесообразность перехода в
сетях среднего напряжения от расширенной системы номинальных
напряжений 110/10(6)–20–35 кВ к максимально сокращенной 110/20 кВ. Об
этом было известно ранее, как в нашей стране, так и за рубежом.
Технико-экономическое сравнение вариантов сети 10 и 20 кВ. В
табл. 3 приведены дисконтированные за период 30 лет затраты (млн руб.) на
создание и эксплуатацию фрагментов сетей с характеристиками из табл. 1 и
2 при напряжении 10 и 20 кВ. Сечение проводов принималось равным
фактическому значению (преимущественно 70 мм ) и одинаковым на
магистральных участках и ответвлениях. Стоимость сооружения ВЛ Сл
оценивалась средним значением между минимальными (ВЛ) и
максимальными (ВЛЗ) оценками. При определении стоимости потерь
электроэнергии в линиях принимался ежегодный прирост нагрузки 2%.
Обозначения в табл. 3: СТП – затраты на ТП при сохранении их
установленных номинальных мощностей (причем избыточно завышенных –
см. выше); CΔW – стоимость потерь электроэнергии в линиях;
Ссум=Сл+CΔW+СТП – суммарные затраты на электрическую сеть; Δ –
отношение суммарных затрат на электрическую сеть при напряжении 10 и
20 кВ.
Таблица 3 – Дисконтированные затраты на создание фрагментов сети
№ фраг-СлСΔWСТПСсумΔ
мента10 кВ 20 кВ10 кВ20 кВ10 кВ20 кВ%
137,817,64,148,860,3104,2102,2102
248,628,76,366,380,6143,3135,5106
368,9287,870,282,9101,8439,6250,9175
465,177,820,863,178,2206,0164,1126
581,4306,574,7107,1131,5495,0287,6172
643,66,01,339,549,089,193,995
739,58,92,038,747,887,189,398
833,611,52,628,935,974,072,1103
962,442,68,140,650,7145,6121,2120
1070,425,15,258,172,2153,6147,8104
1124,65,21,424,830,254,656,297
Продолжение Таблицы 3
№ фраг-СлСΔWСТПСсумΔ
мента10 кВ 20 кВ10 кВ20 кВ10 кВ20 кВ%
1250,415,33,150,862,4116,5115,9101
1360,010,22,343,454,1113,6116,498
1457,44,51,035,243,597,1101,995
1546,53,10,840,550,090,197,393
1632,60,2≈012,215,345,047,994
1739,338,47,947,157,6124,8104,8119
1899,411,92,741,550,5152,8152,6100

Обратим внимание, что составляющая CΔW в табл. 3 при напряжении
10 и 20 кВ и прочих равных условиях различаются более, чем в четыре
раза. Причина кроется в том, что при расчетах установившихся режимов
не вводились ограничения по минимальным значениям напряжения в узлах
сети. Так, для фрагментов сети 10 кВ №№1, 9, 10 из табл. 3 в нормальном
режиме значительно (более 10%) снижалось напряжение в узлах сети, в то
время как в альтернативной схеме 20 кВ оно было на уровне
номинального; более того, для фрагментов №№ 3–5 отсутствовала
сходимость режима в сети 10 кВ. Здесь стоимость потерь электроэнергии
определена формально, кратным увеличением потерь в сети 20 кВ.
Требуемое качество напряжения должно обеспечиваться согласно
ГОСТ 32144–2013 не только в нормальных, но и в продолжительных
ремонтных и послеварийных режимах – снижение напряжения не более
10% номинального значения. С указанных позиций данному требованию
не удовлетворяют в сети 10 кВ фрагменты №№ 1–6, 9, 10, 12–14 (более
половины фрагментов) при текущей нагрузке и все фрагменты, кроме №16,
– при перспективной. Таким образом, в обозримой перспективе
потребуется глубокая реконструкция практически всей сети 10 кВ
(разукрупнение магистральных участков за счет их перезавода на иные
центры питания), что не учтено в табл. 3. В альтернативной сети 20 кВ при
текущей нагрузке требуемое качество электроэнергии не обеспечивается
лишь во фрагменте №3, а при перспективной – еще и во фрагменте №10.
Следовательно, при использовании напряжения 20 кВ мероприятия по
повышению пропускной способности сети будут локальными и поэтому
значительно менее затратными.
При фиксированном сечении провода пропускная способность сети
20 кВ в два раза выше, чем при 10 кВ, а при одной и той же передаваемой
мощности – потери мощности и электроэнергии примерно в четыре раза
меньше. Это весомые преимущества напряжения 20 кВ. Учтем
сложившуюся практику, согласно которой при сравнении вариантов
электрических сетей с разными классами напряжения, имеющих равные
затраты или затраты, отличающиеся до 10%, приоритет отдается варианту
развития сетей с более высоким средним напряжением распределительной
сети. Как видно из табл. 3, с указанных позиций переход с напряжения 10
на 20 кВ целесообразен практически при всем многообразии значений
параметров сети из табл. 1 и 2, т.е. практически независимо от плотности
нагрузки, протяженности электрической сети и др. Более того, при
реконструкции воздушных сетей имеется возможность их перевода с
напряжения 10(6) на 20 кВ. Для собственно ВЛ – это наименее трудоемкая
операция, требующая в ряде случаев замены лишь изоляторов. Что
касается ТП – то строительная часть ТП 10 кВ может почти без изменений
быть использована для установки оборудования 20 кВ. При переводе
воздушных сетей с напряжения 10(6) на 20 кВ эффективность новой
ступени напряжения 20 кВ еще более возрастает. Причина кроется в том,
что каждый сохраненный элемент «старой» сети снижает первоначальные
капиталовложения на создание новой сети.
Таким образом, сооружение воздушных электрических сетей 20 кВ
является приоритетной задачей электросетевого комплекса страны, так как
это позволит удвоить их пропускную способность при практически тех же
затратах на владение сети по сравнению с электроустановками 10 кВ. Это
особенно важно для обеспечения доступности новых технологических
присоединений потребителей в условиях фактического исчерпания
пропускной способности существующих сетей 10(6) кВ.
Вопросы, связанные с выбором предпочтительной топологии
электрических сетей среднего напряжения, как известно, определяются в
основном принципами организации резервирования подключенных к ним
нагрузок, а также взаимного резервирования и секционирования линий
электропередачи. При этом многие авторы используют устаревшие,
неоправданно высокие (от 10 до 25 1/(год 100 км) и даже более)
характеристики аварийности элементов электрических сетей, наиболее
повреждаемыми из которых являются линии электропередачи.
Однако в работах С.В. Глушкина на основании представительных
статистических данных последнего десятилетия было показано, что
параметр потока отказов ВЛ и ВЛЗ составляют соответственно ωВЛ=2,3 и
ωВЛЗ=0,31 1/(год 100 км), т.е. на один-два порядка ниже, используемых
повсеместно. Этим же автором показано, что частота отказов прочих
элементовсетей(выключателей,силовыхтрансформаторов,
разъединителей и др.) при оценке надежности схемы сетей в первом
приближении могут быть опущены вследствие их значительно более
низких значений.
Предположим, что в конфигурации на рис. 1 имеется по крайней
мере одна точка секционирования в середине фрагмента. Тогда частота
погашения участка сети составит соответственно для ВЛ и ВЛЗ
0,5ωВЛlсум/100 и 0,5ωВЛЗlсум/100 (табл. 4).
Таблица 4 – Характеристики надежности фрагментов сети
№ фраг-Pmax/PminlсумnТП0,5ωВЛlсум/1000,5ωВЛЗlсум/100
ментакВт/кВткмшт1/год1/год
13138/164240,7480,460,06
24751/316852,4640,600,08
37358/581674,1870,850,11
43609/192970,1710,810,11
56646/607287,61101,010,14
61781/98946,9540,540,07
71840/84442,5440,490,07
82486/124436,2380,420,06
92992/167362,4470,720,10
103101/243675,7670,870,12
112716/133826,5200,300,04
122818/193454,3600,620,08
131640/110264,6570,740,10
141193/61861,8460,710,01
15956/34950,0330,580,08
16297/7835,0150,400,05
173023/187242,3560,490,07
181484/796107,0681,230,17
Среднее2879/183357,2540,660,09

При наличии одной точки секционирования фрагмента сети
нормально отключенным выключателем (реклоузером), для каждого
отдельно взятого присоединения к ЦП полученные значения частоты
погашения в табл. 4 и известный показатель SAIFI (средняя частота
прекращения электроснабжения потребителей), очевидно, будут равны
друг другу. Причина кроется в том, что, допустим, любое КЗ на участке от
ЦП до секционного аппарата, включая ответвления от магистрали, будет
приводить к отключению всех потребителей на данном участке.
На основании вышеизложенного сформулированы следующие
выводы.ПрименениеВЛЗзаметноповышаетнадежность
электроснабжения потребителей (частота погашений 0,05–0,17 1/год для
разнородных фрагментов сети из табл. 4). С указанных позиций в
конфигурации на рис. 1 достаточно иметь всего один узел,
секционированный выключателем (реклоузером) в точке токораздела.
Для дополнительного секционирования, например, при подключении
потребителей 2-й категории, достаточно использовать разъединители или
выключатели нагрузки. В принципе аналогичный подход с
осторожностью, т.е. с учетом местных условий, можно применить и для
ВЛ с неизолированными проводами. Здесь частота погашения варьируется
в диапазоне 0,4–1,23 1/год (табл. 4). Этот диапазон характеристик
надежностиэлектроснабженияприсутствуетвпрактикеряда
промышленно развитых стран и, надо полагать, является в некоторой
степени адекватной оценкой. Для сравнения, во фрагментах сетей 6–10 кВ
из табл. 4 фактическое число секционирующих выключателей находится в
диапазоне 9–16, что представляется избыточным.
Таким образом, созданы все предпосылки для максимального
упрощения структуры воздушных электрических сетей среднего
напряжения, что является благоприятным фактором с позиций унификации
схем и параметров рассматриваемой инфраструктурной системы массового
применения.
В третьей главе «Обоснование режима низкоомного резистивного
заземления нейтрали воздушных электрических сетей 20 кВ»
рассмотрены вопросы обоснования и выбора необходимых значений тока
однофазного замыкания на землю (ОЗЗ) в воздушных сетях 20 кВ с
низкоомным резистивным заземлением нейтрали для обеспечения их
надежности и безопасности.
Достоинства низкоомного резистивного режима заземления нейтрали
в сетях среднего напряжения известны. К ним относятся создание условий
для практически полного исключения дуговых перенапряжений высокой
кратности и перехода однофазных замыканий в междуфазные
(многоместные) КЗ, а также поражения персонала и сторонних лиц при ОЗЗ,
селективной работы устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) при
ОЗЗ и ряд других преимуществ. Поэтому было бы логичным не только в
кабельных, но и в воздушных сетях 20 кВ применить подобное заземление
нейтрали.
В России нет нормативной базы по формированию электрической
сети 20 кВ с указанным режимом нейтрали. При этом требования к
заземляющим устройствам электроустановок выше 1 кВ, являющихся
одним из основных критериев электробезопасности, нормируются лишь для
сетей с эффективно заземленной и изолированной нейтралью. Поэтому при
решении вопросов электробезопасности в сети 20 кВ с низкоомным
резистивным заземлением нейтрали остается принимать во внимание
обеспечение норм по напряжению прикосновения и шаговому напряжению.
В соответствии с кривой допустимого напряжения повреждения (при
прикосновении) Uf(t) от времени повреждения (отключения) t, оценивается
требуемое сопротивление заземляющего устройства Rз(t)=Uf(t)/Iр. При этом
приемлемые их значения в сетях с низкоомным резистивным заземлением
нейтрали могут быть достигнуты лишь при минимально возможном
времени отключения ОЗЗ.
Логика работы ненаправленных токовых защит нулевой
последовательности должна исходить из минимально возможного времени
Δt неселективного отключения всех коммутационных устройств при ОЗЗ и
далее их последовательного однократного автоматического повторного
включения (АПВ) с ускорением защит, начиная с выключателя ЦП. Время
ускорения защит в воздушных сетях обычно принимается не менее 0,1 с.
Минимально возможное время отстройки защит ЦП и «нижестоящего»
реклоузера – 0,2 с, т.е. ступень селективности, гарантированная заводом-
изготовителем устройств РЗА. Откуда Δt=0,1+0,2=0,3 с.
Для защиты от ОЗЗ в воздушных сетях в силу очевидных
конструктивных особенностей приходится ориентироваться на применение
фильтров тока нулевой последовательности (а не трансформаторов тока
нулевой последовательности, как в кабельных сетях). В общем случае, ток
срабатывания принимается наибольшим, исходя из трех условий отстройки:

Iс.з.1≥(1+ε)Iнб,=(1+ε)kодн·fi·IКЗ(3),(4)

где Iнб – ток небаланса; ε – погрешность измерения микропроцессорного
терминала РЗА; kодн – коэффициент, зависящий от идентичности
характеристик органов измерения; fi – погрешность датчиков тока, с учетом
температурного коэффициента; IКЗ(3) – максимальный ток трехфазного КЗ в
начале защищаемой зоны. Обычно использование IКЗ(3) не обеспечивает
требуемой чувствительности защит, поэтому предусматривается блокировка
защиты от ОЗЗ при пуске максимальной токовой защиты (МТЗ). В этом
случае вместо IКЗ(3) в формуле учитывается ток срабатывания МТЗ;

Iс.з.2≥(1+ε)kбрIc.max,(5)

где kбр – коэффициент, учитывающий бросок емкостного тока в момент
возникновения ОЗЗ; Ic.max – максимальный собственный емкостной ток
присоединения;

Iс.з.3≥(1+ε)Iпр(t),(6)

где Iпр(t) – ток плавления плавкой вставки предохранителя, зависящий от
времени t, с учетом стандартного 20%-ого разброса их времятоковых
характеристик.
Расчеты показали, что условия (4) и (5) в воздушных сетях, как
правило, не являются определяющими. И основным при выборе параметров
срабатывания устройств РЗА является (6). Времени Δt=0,3 с должно быть
достаточно, чтобы в первую очередь перегорел предохранитель
защищаемого присоединения при повреждении последнего.
В табл. 5 сведены характеристики взаимосвязей противоречивых
влияющих факторов (мощность трансформатора, ток срабатывания
устройств РЗА, сопротивление заземляющего устройства с позиций
электробезопасности, коэффициент чувствительности устройств РЗА) при
изменении тока ОЗЗ от 100 до 400 А и неселективном его отключении при
Δt=0,3 с. При расчетах во внимание были приняты фактические параметры
сети 10 кВ (табл. 1 и 2). Ток ОЗЗ 100–400 А – ток при замыкании вблизи
шин ЦП, минимальный ток ОЗЗ – ток в конце защищаемой зоны при
ремонтной схеме сети, то есть временном питании от одного ЦП.
Учитывалась возможная 40%-ная перегрузка масляных трансформаторов.
Таблица 5 – Выбор сопротивлений заземляющих устройств при
одновременном неселективном срабатывании РЗА в течение 0,3 с
НоминальнаяТокТок однофазного замыкания на землю, А
мощностьсрабатывания100200300400
трансформа-РЗА, АМинимальный ток однофазного замыкания на землю, А
тора, кВ∙А90163222275
Сопротивление заземляющего устройства, Ом
4,252,131,421,06
Коэффициент чувствительности РЗА, отн.ед.
До 75372,44,45,97,4
160841,01,92,73,3
2501010,91,62,22,7
4001450,61,11,51,9
6302480,40,70,91,1
10003860,20,40,60,7
В табл. 5 тенью выделены зоны, в которых обеспечивается требуемый
коэффициент чувствительности устройств РЗА (1,5 и более). К слову, ток
срабатывания РЗА при отстройке от тока небаланса (с учетом блокировки
защиты от ОЗЗ при пуске МТЗ) составляет 31 А, а при отстройке от
собственного емкостного тока присоединения – лишь 21 А.
При выборе сопротивлений заземляющих устройств ТП 10(6)/0,4 кВ,
как известно, более жесткие требования к их значениям предъявляет не
сторона 10(6) кВ, а сторона 0,4 кВ. Для нее Rз=4 Ом. Выполнение такого
заземляющего устройства не обременительно как с финансовой, так и
материальной стороны. Было бы желательно, чтобы и для электрической
сети 20 кВ сохранился порядок этих цифр, к примеру, не 4, а 2 Ом, при
которых затраты на заземление не превышают 10% от стоимости СТП или
МТП.
Из анализа данных табл. 5 видно, что на данном временном
промежутке наиболее компромиссным для отечественных воздушных
электрических сетей 20 кВ с низкоомным резистивным заземлением
нейтрали является ток ОЗЗ на уровне 200 А (сопротивление резистора
60 Ом) при следующих ограничениях: сопротивление заземляющих
устройств не выше 2 Ом, а мощность понижающих трансформаторов не
более 250 кВ∙А. При мощности свыше 250 кВ∙А можно допустить
неселективную работу устройств РЗА в части отстройки от времятоковых
характеристик плавких предохранителей. Последнее условие не является
критичным, поскольку силовой масляный трансформатор является
достаточно надежным элементом электрической сети.
Любоеоднофазноезамыканиеназемлюликвидируется
неселективным отключением выключателей в схеме в течение 0,3 с с
последующим восстановлением схемы в цикле последовательного
однократного АПВ с ускорением защит, начиная с выключателя питающего
центра. Выявленные ограничения на мощности трансформаторов могут
иметь положительный эффект в части создания стимулов к разукрупнению
трансформаторных подстанций 20/0,4 кВ. Это позволяет существенно
упростить и удешевить сети 0,4 кВ, что является альтернативой тенденции
последних лет – введению новой промежуточной ступени напряжения
0,95 кВ.
В четвертой главе «Обоснование и выбор пилотного участка
10(6) кВ для перевода на напряжение 20 кВ» было произведено технико-
экономическое обоснование целесообразности перевода пилотного участка
сети 6-10 кВ на напряжение 20 кВ одного из районов крупной
электросетевой компании. В качестве пилотного взят участок сети 10(6) кВ
в Зарайском РЭС, расположенный в Московской области. Основными
мотивами его выбора являлись предстоящая реконструкция подстанции
(ПС) 110 кВ ПС–62 Зарайск и минимальные риски перерыва
электроснабжения потребителей при проведении строительно-монтажных
работ и дальнейшей опытной эксплуатации вследствие сравнительно
невысокой (плотность менее 30 кВт/км ) нагрузки потребителей.
Предполагалась установка трансформатора 110/20 кВ на ПС-62
Зарайск и установка двух трансформаторов 35/20/10 кВ на ПС-298
Третьяково. Реконструируются присоединения (фидеры) 6, 7 ПС-298
Третьяково с переводом на 20 кВ. Нагрузка фидера 33 ПС–712 Осетр
частично переводится на ПС–62 Зарайск (достраиваются участки линий до
ПС–62 Зарайск) с дальнейшим переводом присоединений на 20 кВ.
Суммарная нагрузка района составляет 1716 кВт. Совокупная
протяженность линий 67,9 км. При переводе на 20 кВ реконструируется 31
ТП различного типа, 0,4 км КЛ, 62,9 км ВЛ, выполненных на
неизолированных проводах (замена) на провод СИП–3.
В табл. 6 представлены результаты практического применения
разработанной методики технико-экономического обоснования перевода
сети 6-10 кВ на напряжение 20 кВ для анализируемого района.
Таблица 6 – Экономический эффект выбранного пилотного участка сети для
перевода на 20 кВ
Результирующие
Капиталовложения,Ежегодные издержки,
дисконтированные
млн руб.млн руб.Δ, %
затраты, млн руб.
10 кВ20 кВ10 кВ20 кВ10 кВ20 кВ
198,92189,153,423,09229,5213,67,5
Из табл. 6 следует, что при переводе воздушной электрической сети
10(6) на 20 кВ рассматриваемого района даже со сравнительно невысокой
плотностью нагрузки экономически оправдан переход на более высокую
ступень напряжения.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Разработаны научно обоснованные оценка и обеспечение
эффективности широкого применения в энергосистемах страны воздушных
электрических сетей сравнительно новой для нас ступени напряжения
20 кВ, совокупность которых является решением задачи, имеющей
существенное значение для электроэнергетической отрасли:
1.Подвергнуты анализу интегральные параметры воздушных
электрических сетей 10(6) кВ обширного региона электроснабжения
крупной электросетевой компании, что позволило выявить явные
диспропорции в существующей практике формирования структуры и
параметров этих сетей, а также определить диапазон расчетных условий при
оптимизации схем и параметров электроустановок.
2.Доказано, что сооружение новых воздушных электрических
сетей 20 кВ и перевод существующих сетей 10(6) кВ на напряжение 20 кВ
должны являться приоритетной задачей электросетевого комплекса страны,
так как это позволит удвоить их пропускную способность при практически
тех же затратах на владение сети по сравнению с электроустановками 10(6)
кВ. Это особенно важно для обеспечения доступности новых
технологических присоединений потребителей в условиях фактического
исчерпания пропускной способности существующих сетей 10(6) кВ.
3.Обосновано, что воздушные электрические сети 20 кВ
оправдано сооружать при новом строительстве или реконструкции сетей
10(6) кВ при их полном моральном и физическом износе. При этом
требуетсясогласовыватьразвитиераспределительнойсетисо
строительством или реконструкцией питающих центров 110–220 кВ для
создания напряжения 20 кВ. В ряде случаев целесообразно устанавливать
силовые трансформаторы 110–220/10–20 кВ для сохранения при
необходимости существующих «островов» сети 10 кВ. При переводе
воздушных сетей с напряжения 10(6) на 20 кВ эффективность новой
ступени напряжения 20 кВ еще более возрастает. Причина кроется в том,
что каждый сохраненный элемент «старой» сети снижает первоначальные
капитальные вложения на создание новой сети.
4.Установлено, что в сетях среднего напряжения целесообразно
перейти от повсеместно распространенной расширенной системы
номинальных напряжений 110/10(6)–20–35 кВ к максимально сокращенной
110/20 кВ. Также на данном временном отрезке созданы все предпосылки к
предельному упрощению и унификации структуры электрических сетей
20 кВ. В качестве основной конфигурации следует считать петлевую схему
с ответвлениями и с подключением от двух географически разнесенных
центров питания, секционированную выключателем (реклоузером) в одной
точке. Для дополнительного секционирования, при необходимости,
достаточно использовать разъединители или выключатели нагрузки.
Существующие подходы, использующие многократное секционирование
сетей, представляются избыточными.
5.Исследованы параметры низкоомного резистивного режима
заземления нейтрали сети 20 кВ, позволяющего повысить надежность и
безопасность электроустановок. Выбор тока однофазного замыкания на
землю потребовал гармонизации противоречивых влияющих факторов:
надежности работы устройств РЗА, требуемых сопротивлений заземляющих
устройств электроустановок, включая безопасность персонала. При этом
выявлено, что основным влияющим фактором при выборе тока замыкания
на землю является структура и параметры электрической сети, а именно, ее
конфигурация, схемы распределительных устройств электроустановок,
параметры оборудования.
Для рассматриваемых сетей с низкоомным резистивным заземлением
нейтрали компромиссным значением тока однофазного замыкания на землю
является 200 А при следующих ограничениях: номинальная мощность
трансформатора 20/0,4 кВ не более 250 кВ∙А, сопротивление заземляющего
устройства не более 2 Ом. При контурах заземления 4 Ом мощность
трансформатора ограничена 160 кВ∙А. Независимо от рассматриваемых
значений, отключение замыкания на землю осуществляется неселективным
действием устройств РЗА в течение 0,3 с. Последующее восстановление
схемы и локализация повреждения реализуется в цикле последовательного
однократного АПВ с ускорением защит, начиная с выключателя центра
питания сети.