Оценка и обеспечение эффективности воздушных электрических сетей напряжением 20 кВ

Целесообразность применения электрических сетей 20 кВ вызывала дискуссии сторонников и противников этого решения еще с середины прошлого века [1–3]. При этом первое, по-настоящему массовое, строительство электрических сетей 20 кВ в стране началось в 2000-х годах в Москве. К настоящему времени введено более 1000 км кабельных линий этого класса напряжения. Научно-методическое обоснование решений по развитию воздушных электрических сетей 20 кВ в пригородных и сельскохозяйственных районах страны до сих пор не прорабатывалось. Соответствующее исследование приведено далее.

ФОРМИРОВАНИЕ СТРУКТУРЫ И ПАРАМЕТРОВ ВОЗДУШНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 20 КВ

В работе [4] выявлялись причинно-следственные связи в структуре и параметрах воздушных электрических сетей 10(6) кВ 18 районов крупной электросетевой компании европейской части страны с целью определения диапазона расчетных и граничных условий при оптимизации электроустановок.

В каждом районе выделялись типовые фрагменты сети по типу, приведенному на рисунке 1. Они представляют собой известную магистральную схему с подключением от двух географически разнесенных центров питания (ЦП) 35–110/10(6) кВ, секционированную выключателями или 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 рисунке 1 показано условно. Устанавливаются преимущественно однотрансформаторные ТП столбового (номинальная мощность трансформатора S_ном = 16–100 кВ·А), мачтового (S_ном = 160–250 кВ∙А) и киоскового (S_ном = 400–1000 кВ∙А) типа.

На основании проведенного анализа параметров, относящихся к линейной и трансформаторным частям сети упомянутых выше 18 фрагментов, установлены некоторые статистические закономерности:

• – протяженность магистральной линии 10(6) кВ между ЦП варьируется в сравнительно узком диапазоне от 12,9 до 43,0 км (среднее значение 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/км² (среднее 76,1 кВт/км²), то есть более чем на порядок;
• – диапазон средних расстояний между ТП во фрагментах составляет 0,76–2,33 км (среднее значение — 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.

Полученные закономерности позволили обоснованно подойти к выбору расчетных условий при исследовании принципов построения сетей, а также оценить рациональность ранее принятых решений.

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ И ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ

В работах [4, 5] проведен технико-экономический анализ сооружения ВЛ и ТП 10, 20 и 35 кВ и показано, что на современном этапе стоимость ВЛ 10 и 20 кВ практически сравнялась, особенно в части самонесущих изолированных проводов, выпускаемых заводами-производителями сразу на номинальное напряжение 20 кВ. При переходе к напряжению 35 кВ стоимость ВЛ резко возрастает. Стоимость ТП 20/0,4 кВ на 20–25% выше таковой для ТП 10(6)/0,4 кВ. При этом технико-экономические характеристики КТП 35/0,4 кВ и ТП 20/0,4 кВ если и не равны, то в ряде случаев весьма близки.

Составлены функциональные связи технических и экономических параметров элементов электрических сетей и получены аппроксимирующие зависимости технико-экономических показателей для ТП C_ТП = f (S_ном, U_ном) и удельные (на 1 км) для линий электропередачи C_л = f (s_ном, U_ном, △W) в диапазонах 10–20 кВ и 20–35 кВ, где S_ном, U_ном и s_ном — соответственно номинальные мощность, напряжение электроустановки и сечение провода; △W — потери электроэнергии в проводах. Разбиение на два диапазона номинальных напряжений позволило получить простейшие линейные аппроксимирующие зависимости C_ТП и C_л с погрешностью до 10%.

Технико-экономическое сравнение вариантов сети 10 и 20 кВ (и 20 и 35 кВ) на основании дисконтированных за период 30 лет затрат (млн руб.) на создание и эксплуатацию рассмотренных фрагментов сетей показало [4, 5], что номинальное напряжение 20 кВ предпочтительнее и 10(6) кВ, и 35 кВ при всем многообразии значений параметров сети.

ОПТИМИЗАЦИЯ НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

С использованием полученных аппроксимирующих функциональных технико-экономических зависимостей дисконтированная стоимость передачи электроэнергии, представленная функцией Лагранжа, минимизирована при некотором фиксированном значении мощности S, то есть решена задача dC = 0 при условии (уравнении связи), что S/√3 = IU, методом неопределенных множителей Лагранжа [4, 5]. Оптимальное значение напряжения U_опт получено из решения системы уравнений ∂C/∂U = 0 и ∂C/∂I = 0 при условии оптимальности сечения линии: ∂Cл/∂s = 0.

Получено оптимальное значение напряжения U_опт для диапазона 10–20 кВ:
U_опт = (0,13÷0,4) √lS (1),
а для 20–35 кВ:
U_опт = (4,2÷12,5) √ lS / (283 + 2060l) (2).

Разброс значений сомножителя перед корнем квадратным в (1) и (2) 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 [4]: l ≈ 15 км, S ≈ 1500 кВ·А. Откуда диапазону 10–20 кВ соответствует из (1) U_опт ≈ 20–60 кВ, а 20–35 кВ из (2) U_опт ≈ 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 (20 кВ и более), а в диапазоне 20–35 кВ — более низких (менее 20 кВ).

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 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. 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 кВ, и 35 кВ. В очередной раз [5] подтверждается целесообразность перехода в сетях среднего напряжения от расширенной системы номинальных напряжений 110/10(6)–20–35 кВ к максимально сокращенной 110/20 кВ.

АСПЕКТЫ НАДЕЖНОСТИ

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.

В работах [6, 7] на основании представительных статистических данных последнего десятилетия было показано, что параметры потока отказов ВЛ и ВЛЗ (линия, выполненная проводами с защитной изолирующей оболочкой) составляют соответственно ω_ВЛ = 2,3 1/(год 100 км) и ω_ВЛЗ = 0,31 1/(год 100 км), то есть на один-два порядка ниже используемых повсеместно. Также показано, что параметры частоты отказов прочих элементов сетей (выключателей, силовых трансформаторов, разъединителей и др.) при оценке надежности схемы сетей в первом приближении могут быть опущены вследствие их значительно
более низких значений.

При наличии одной точки секционирования фрагмента сети нормально отключенным выключателем (реклоузером), для каждого отдельно взятого присоединения к ЦП полученные значения частоты погашения и известный показатель SAIFI (средняя частота прекращения передачи электроэнергии потребителям), очевидно, будут равны друг другу. Причина кроется в том, что, допустим, любое КЗ на участке от ЦП до секционного аппарата, включая ответвления от магистрали, будут приводить к отключению всех потребителей на данном участке.

На основании вышеизложенного сформулированы следующие выводы. Применение ВЛЗ заметно повышает надежность электроснабжения потребителей (частота погашений 0,05–0,17 1/год для разнородных фрагментов сети), что охватывает диапазон характеристик надежности промышленно развитых стран. С указанных позиций в конфигурации на рисунке 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, то есть с учетом местных условий, можно применить и для ВЛ с неизолированными проводами. Здесь частота погашения варьируется в диапазоне 0,4–1,23 1/год. Этот диапазон характеристик надежности присутствует в практике ряда промышленно развитых стран и, надо полагать, является в некоторой степени адекватной оценкой. Для сравнения, в исследуемых фрагментах сетей 6–10 кВ 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 системы массового обслуживания.

ОБОСНОВАНИЕ РЕЖИМА НИЗКООМНОГО РЕЗИСТИВНОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ НЕЙТРАЛИ ВОЗДУШНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 20 кВ

В работах [8–10] рассмотрены вопросы обоснования и выбора необходимых значений тока однофазного замыкания на землю (ОЗЗ) I_р в воздушных сетях 20 кВ с низкоомным резистивным заземлением нейтрали для обеспечения их надежности и безопасности.

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) U_f △(t) от времени повреждения (отключения) △t, оценивается требуемое сопротивление заземляющего устройства (заземление электроустановки) R_з(t) = U_f △(t) / I_р. 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 △t 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, то есть ступень селективности, гарантированная заводом-изготовителем устройств РЗА. Откуда △t = 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 от:

• – тока небаланса,
• – собственного емкостного тока присоединения,
• – времятоковых характеристик плавления плавких вставок предохранителей.

Расчеты показали, что основным при выборе параметров срабатывания устройств РЗА является третье условие. Времени △t = 0,3 с должно быть достаточно, чтобы в первую очередь перегорел предохранитель защищаемого присоединения при повреждении последнего.

В таблице 1 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 △t = 0,3 с. При расчетах во внимание были приняты фактические параметры сети 10 кВ. 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.

В таблице 1 тенью выделены зоны, в которых обеспечивается требуемый коэффициент чувствительности устройств РЗА (1,5 и более).

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 R_з = 4 Ом. 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 столбовых трансформаторных подстанций (СТП) или мачтовых трансформаторных подстанций (МТП).

Согласно проведенному анализу [8–10] 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 контурах заземления 4 Ом мощность трансформатора ограничена 160 кВ∙А. При мощности свыше 250 кВ∙А допустить неселективную работу устройств РЗА в части отстройки от времятоковых характеристик плавких предохранителей.

Любое однофазное замыкание на землю ликвидируется 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.

ОБОСНОВАНИЕ ПЕРЕВОДА ПИЛОТНОГО УЧАСТКА 10(6) кВ НА НАПРЯЖЕНИЕ 20 кВ

Дополнительно было произведено технико-экономическое обоснование целесообразности перевода пилотного участка сети 6–10 кВ на напряжение 20 кВ одного из районов крупной электросетевой компании.

В результате практического применения разработанной методики технико-экономического обоснования перевода сети 6–10 кВ на напряжение 20 кВ для анализируемого района вариант с реконструкцией сети на 20 кВ на 7,5% дешевле варианта 10 кВ, что показывает целесообразность перевода сети 10 кВ на напряжения 20 кВ.

ВЫВОДЫ

В результате проведенных исследований разработаны научно обоснованные оценка и обеспечение эффективности широкого применения в энергосистемах страны воздушных электрических сетей сравнительно новой для нас ступени напряжения 20 кВ.

1. Получены и 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 электроустановок.
2. Доказано, что сооружение воздушных электрических сетей 20 кВ должно 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 требуется согласовывать развитие распределительной сети со 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.

ЛИТЕРАТУРА

1. Глазунов А.А., Геликонский С.А. Экономически целесообразная шкала стандартных напряжений в диапазоне 10–220 кВ // Электричество, 1948, № 11. С. 24–31.
2. Червоненкис Я.М., Фингер Л.М. Об оптимальной системе напряжений для городских и сельских электросетей // Электричество, 1965, № 7. С. 11–15.
3. Захарин А.Г., Канакин Н.С. О выборе напряжений сельских распределительных электрических сетей и применении напряжения 20 кВ // Электричество, 1966, № 1. С. 6–10.
4. Майоров А.В., Осинцев К.А., Шунтов А.В. О применении номинального напряжения 20 кВ в воздушных электрических сетях // Электричество, 2018, № 9. С. 4–11.
5. Осинцев К.А., Шунтов А.В. Еще раз о переводе воздушных электрических сетей 6–10 кВ на напряжение 20 или 35 кВ // ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение, 2018, № 5(50). С. 70–72.
6. Абдурахманов А.М., Глушкин С.В., Шунтов А.В. О характеристиках надежности элементов воздушных электрических сетей 6–10 кВ / Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики: Вып. 70. Методические и практические проблемы надежности систем энергетики. Отв. ред. Н.И. Воропай. Иркутск: ИСЭМ СО РАН. С. 81–89.
7. Абдурахманов А.М., Глушкин С.В., Осинцев К.А., Шунтов А.В. Принципы построения воздушных электрических сетей напряжением 20 кВ // ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение, 2019, № 6(57). С. 58–63.
8. Майоров А.В., Осинцев К.А., Шунтов А.В. О выборе тока однофазного замыкания на землю в сети с низкоомным резистивным заземлением нейтрали // Электричество, 2017, № 9. С. 34–41.
9. Майоров А.В., Осинцев К.А., Шунтов А.В. Особенности построения воздушных электрических сетей 20 кВ с низкоомным резистивным заземлением нейтрали // ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение, 2017, № 5(44). С. 78–82.
10. Майоров А.В., Осинцев К.А., Шунтов А.В. О режиме низкоомного резистивного заземления нейтрали в воздушных и кабельных сетях 20 кВ / Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики: Вып. 68. Исследование и обеспечение надежности систем энергетики. Отв. ред. Н.И. Воропай. Иркутск: ИСЭМ СО РАН. С. 131–139.

REFERENCES

1. Glazunov A.A., Gelikonskiy S.A. Feasible scale of standard voltages within 10-220 kV range // Electricity, 1948, no. 11, pp. 24–31. (In Russian)
2. Chervonenkis Ya.M., Finger L.M. About the optimal voltage system for urban and rural networks // Electricity, 1965, no. 7, pp. 11–15. (In Russian)
3. Zakharin A.G., Kanakin N.S. About choosing voltages for rural distribution networks and application of the 20 kV voltage // Electricity, 1966, no. 1, pp. 6–10. (In Russian)
4. Mayorov A.V., Osintsev K.A., Shuntov A.V. About application of the rated voltage 20 kV in overhead electrical networks // Electricity, 2018, no. 9, pp. 4–11. (In Russian)
5. Osintsev K.A., Shuntov A.V. Once again about transition of 6-10 kV overhead electrical networks to 20 or 35 kV voltage // ELECTIC POWER. Transmission & Distribution, 2018, no. 5(50), pp. 70–72. (In Russian)
6. Abdurakhmanov A.M., Glushkin S.V., Shuntov A.V. About reliability characteristics of 6-10 kV overhead electrical network components / Methodical aspects of large electric systems investigation: Issue 70. Methodical and practical problems of electric system reliability. Voropay N.I., editor in chief. Irkutsk, Melentiev Energy Systems Institute Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences Publ., pp. 81–89. (In Russian)
7. Abdurakhmanov A.M., Glushkin S.V., Osintsev K.A., Shuntov A.V. Principles of 20 kV overhead electrical network design // ELECTIC POWER. Transmission & Distribution, 2019, no. 6(57), pp. 58–63. (In Russian)
8. Mayorov A.V., Osintsev K.A., Shuntov A.V. About choosing the single phase-to-earth fault current in the network with low-resistance neutral grounding // Electricity, 2017, no. 9, pp. 34–41. (In Russian)
9. Mayorov A.V., Osintsev K.A., Shuntov A.V. Peculiarities of 20 kV overhead electrical network design with low-resistance neutral grounding // ELECTIC POWER. Transmission & Distribution, 2017, no. 5(44), pp. 78–82. (In Russian)
10. Mayorov A.V., Osintsev K.A., Shuntov A.V. About the low-resistance neutral grounding mode in 20 kV overhead and cable networks / Methodical aspects of large electric systems investigation: Issue 68. Investigation and provision of electric
    system reliability. Voropay N.I., editor in chief. Irkutsk, Melentiev Energy Systems Institute Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences Publ., pp. 131–139. (In Russian)