Принципы построения воздушных электрических сетей напряжением 20 кВ

Page 1
background image

Page 2
background image

58

ВОЗДУШНЫЕ

ЛИНИИ

Принципы построения 
воздушных электрических сетей 
напряжением 20 кВ

УДК 621.311.1:621.3.019.3

Абдурахманов

 

А

.

М

.,

к.т.н., советник АО «ОЭК»

Глушкин

 

С

.

В

.,

аспирант кафедры ЭЭС 

ФГБOУ ВО «НИУ «МЭИ»

Осинцев

 

К

.

А

.,

соискатель кафедры ЭЭС 

ФГБOУ ВО «НИУ «МЭИ»

Шунтов

 

А

.

В

.,

д.т.н., профессор кафедры 

ЭЭС ФГБOУ ВО «НИУ 

«МЭИ»

Подвергнуты

 

анализу

 

принципы

 

построения

 

воздушных

 

электрических

 

сетей

 20 

кВ

Рассмотрены

 

предпосылки

 

применения

 

номинального

 

напряжения

 20 

кВ

Отражены

 

вопросы

 

обоснования

 

и

 

выбора

 

их

 

структуры

 

и

 

параметров

включая

 

режим

 

нейтрали

Обоснованы

 

предпочтительная

 

конфигурация

 

рассматриваемых

 

сетей

 

с

 

учетом

 

фактора

 

надежности

 

и

 

требований

 

к

 

их

 

секционированию

.

Ключевые

 

слова

:

параметры надеж-

ности, электрические 

сети 20 кВ, режим 

нейтрали, реклоузер, 

заземление нейтрали

К 

настоящему  времени  решения  по  кабельным  электрическим  сетям 

сравнительно новой для нас ступени напряжения 20 кВ в определен-

ной мере отработаны в системах электроснабжения крупных городов 

страны.  При  этом  незаслуженно  обойдены  вниманием  воздушные 

электрические сети пригородных и сельскохозяйственных районов.

Вопросы использования в воздушных электрических сетях номинального на-

пряжения 20 кВ рассматривались в [1–3] и ряде других работ. В них было показа-

но, что его применение может оказаться эффективным решением для электро-

сетевого комплекса. С учетом вышеизложенного авторы статьи поставили перед 

собой задачу оконтурить предпочтительную структуру и параметры воздушных 

электрических сетей 20 кВ, то есть ту структуру, к которой следует стремиться.

ОПТИМАЛЬНАЯ

 

СТУПЕНЬ

 

НОМИНАЛЬНОГО

 

НАПРЯЖЕНИЯ

Технико-экономические сравнения электрических сетей 10(6) и 20 кВ имеют 

давнюю историю. Анализу подвергались соответствующие параметры воз-

душных линий (ВЛ) и трансформаторных подстанций (ТП). Сравним выводы 

в работах, например, [1] и [4], отстоящих друг от друга более чем на 50 лет:

 

– «Стоимостные характеристики ВЛ 6–10 и 20 кВ отличаются крайне незна-

чительно. При прочих равных условиях стоимость ТП 20/0,4 кВ примерно 

на 25% выше, чем ТП 6–10/0,4 кВ. Указанные соотношения позволяют обо-

сновать при технико-экономических сравнениях предпочтительность приме-

нения номинального напряжения 20 кВ в воздушных электрических сетях, 

причем независимо от интегральных параметров сети» [1];

 

– «В сельских сетях с их намного большими радиусами действия преимуще-

ства системы 110/20 кВ перед системами 110/10 и тем более 110/6 кВ бес-

спорны. … в воздушных сетях значительно меньших затрат денег, цветного 

металла и особенно трансформаторной мощности требует в широком диа-

пазоне плотностей нагрузки система 110/20 кВ с непосредственной транс-

формацией 20/0,4 кВ …» [4].

Данные выводы нетрудно подтвердить с использованием классических ме-

тодов оптимизации. В частности, стоимость передачи электроэнергии может 

быть представлена функцией Лагранжа с достаточной точностью аппроксими-

рующих зависимостей — параметров ВЛ и ТП — в узком диапазоне номиналь-

ных напряжений 10–20 и 20–35 кВ [3, 5]:

С = А

0

 + А

1

l

 + А

2

Il

 + А

3

Ul

 + А

4

IU

 + А

5

U

 + 

(

S

/

3 – 

IU

),

где 

l

 — длина линии; 

I

 — ток; 

U

 — напряжение; 

S

 — мощность; 

 — неопреде-

ленный множитель Лагранжа; А

1

, …, А

5

 — действительные числа (коэффици-

енты).

Оптимальное значение напряжения 

U

опт

 получим из решения системы урав-

нений 

С/

U

 = 0 и 

С/

I

 = 0. Так, для диапазона 10–20 кВ имеем 

U

опт

 = 0,13÷0,4

lS

а для 20–35 кВ — 

U

опт

 = (4,2÷12,5) 

lS

 / (283 + 2060

l

).

К примеру, для фрагментов сети региона из [1] средние значения параметров 

присоединений таковы: 

l

 ≈ 15 км, 

S

 ≈ 1500 кВ·А. Откуда диапазону 10–20 кВ со-

ответствует 

U

опт

 ≈ 20–60 кВ, а 20–35 кВ 

U

опт

 ≈ 4–11 кВ. Данные значения можно 

трактовать следующим образом. При оптимизации номинального напряжения 


Page 3
background image

59

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 стои-

мостные характеристики ВЛ 10 и 20 кВ почти нераз-

личимы. Имеющаяся разность в стоимости ТП 10/0,4 

и 20/0,4 кВ (см. выше) компенсируется снижением по-

терь электроэнергии в линиях даже при относитель-

но  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 стои-

мостные характеристики ВЛ отличаются в разы, при-

чем не в пользу 35 кВ из-за удорожания строитель-

ной  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  центрифу-

гированные  железобетонные  опоры  длиной  22,6  м. 

Снижение потерь электроэнергии в сетях при пере-

ходе от 20 к 35 кВ не компенсирует удорожания про-

водников и электрических аппаратов с учетом факти-

ческих интегральных параметров сетей.

Таким  образом,  номинальное  напряжение  20  кВ 

предпочтительнее и 10(6), и 35 кВ. В очередной раз 

подтверждается  целесообразность  перехода  в  се-

тях  среднего  напряжения  от  расширенной  системы 

номинальных напряжений 110/10(6)–20–35 кВ к мак-

симально сокращенной 110/20 кВ. Об этом было из-

вестно ранее как в нашей стране, так и за рубежом.

РЕЖИМ

 

НЕЙТРАЛИ

Особенность кабельных электрических сетей 20 кВ —

низкоомное  резистивное  заземление  нейтрали.  На 

всех центрах питания (ЦП) в нейтралях 20 кВ сило-

вых  трансформаторов  110–220/20  кВ  установлены 

резисторы сопротивлением 

R

р

 = 12 Ом. При этом ток 

однофазного замыкания на землю (ОЗЗ) (по сути — 

ток, протекающий через резистор) 

I

р

 ≈ 

U

ном

/(

R

р

) = 20/(

3∙12) = 0,96 кА, 

где 

U

ном

  —  номинальное  напряжение  сети.  Такой 

подход  к  выбору  параметров  электроустановок  ба-

зировался на опыте западноевропейских стран, где 

электрические сети 20 кВ представлены широко со 

второй половины прошлого века.

Достоинства  низкоомного  резистивного  режима 

заземления нейтрали в сетях среднего напряжения 

известны. К ним относятся создание условий для:

 

– практически полного исключения дуговых перена-

пряжений высокой кратности и перехода однофаз-

ных  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 преиму-

ществ. 

Поэтому было бы логичным не только в кабель-

ных, но и в воздушных сетях 20 кВ применить подоб-

ное заземление нейтрали.

В  России  нет  нормативной  базы  по  формирова-

нию электрической сети 20 кВ с указанным режимом 

нейтрали. Если быть более точным, то в Правилах 

устройства электроустановок говорится, что в отно-

шении  мер  электробезопасности  они  разделяются 

на  ряд  классов,  в  том  числе  на  электроустановки 

напряжением  выше  1  кВ  в  сетях  с  изолированной 

или  заземленной  через  дугогасящий  реактор  или 

резистор нейтралью. При этом требования к зазем-

ляющим  устройствам  электроустановок  выше  1  кВ, 

являющихся одним из основных критериев электро-

безопасности,  нормируются  лишь  для  сетей  с  эф-

фективно заземленной и изолированной нейтралью, 

а также нейтралью, заземленной через дугогасящий 

реактор. Поэтому при решении вопросов электробе-

зопасности в сети 20 кВ с низкоомным резистивным 

заземлением нейтрали остается принимать во вни-

мание обеспечение норм по напряжению прикосно-

вения и шаговому напряжению.

Так, по приведенной в [6] кривой допустимого на-

пряжения повреждения (при прикосновении) 

Uf

(

t

) от 

времени  повреждения  (отключения) 

t

,  оценивается 

требуемое  сопротивление  заземляющего  устрой-

ства 

R

з

(

t

) = 

Uf

(

t

)/

I

р

. При этом приемлемые их значе-

ния в сетях с низкоомным резистивным заземлением 

нейтрали  могут  быть  достигнуты  лишь  при  мини-

мально возможном времени отключения ОЗЗ.

Как было показано в [7], логика работы ненаправ-

ленных токовых защит нулевой последовательности 

должна  исходить  из  минимально  возможного  вре-

мени 

t

  неселективного  отключения  всех  коммута-

ционных устройств при ОЗЗ и далее их последова-

тельного  однократного  автоматического  повторного 

включения (АПВ) с ускорением защит, начиная с вы-

ключателя ЦП. Время ускорения защит в воздушных 

сетях  обычно  принимается  не  менее  0,1  с.  Мини-

мально возможное время отстройки защит ЦП и «ни-

жестоящего»  реклоузера  —  0,2  с  (то  есть  ступень 

селективности,  гарантированная  заводом-изготови-

телем устройств РЗА). Откуда 

t

 = 0,1 + 0,2 = 0,3 с.

Для защиты от ОЗЗ в воздушных сетях в силу оче-

видных  конструктивных  особенностей  приходится 

ориентироваться на применение фильтров тока нуле-

вой последовательности (а не трансформаторов тока 

нулевой последовательности, как в кабельных сетях). 

В общем случае, ток срабатывания принимается наи-

большим, исходя из трех условий отстройки от:

1)  тока небаланса;

2)  собственного емкостного тока присоединения;

3)  времятоковых  характеристик  плавления  плавких 

вставок предохранителей.

Первое и второе условие отстройки в воздушных 

сетях,  как  правило,  не  являются  определяющими. 

И 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  взаимосвя-

зей основных влияющих факторов (мощность транс-

форматора,  ток  срабатывания  устройств  РЗА,  со-

противление  заземляющего  устройства  с  позиций 

электробезопасности,  коэффициент  чувствительно-

сти устройств РЗА) при изменении тока ОЗЗ от 100 до 

400 А и неселективном его отключении при 

t

 = 0,3 с. 

При расчетах в таблице 1 во внимание были приня-

ты фактические параметры сети 10 кВ характерного, 

 6 (57) 2019


Page 4
background image

60

сравнительно  протяженно-

го  фрагмента  сети:  длина 

магистрали  между  ЦП  со-

ставляла  26  км  при  общей 

протяженности  сети  с  от-

ветвлениями  около  60  км. 

Ток  ОЗЗ  100–400  А  (в  таб-

лице  1)  —  ток  при  замы-

кании  вблизи  шин  ЦП,  ми-

нимальный  ток  ОЗЗ  —  ток 

в  конце  защищаемой  зоны 

при  ремонтной  схеме  сети, 

то есть временном питании 

от одного ЦП. Учитывалась 

возможная  40%-ная  пере-

грузка масляных трансфор-

маторов.

В таблице 1 цветом вы-

делены  зоны,  в  которых 

обеспечивается 

требуе-

мый коэффициент чувстви-

тельности устройств РЗА (1,5 и более). К слову, ток 

срабатывания РЗА при отстройке от тока небаланса 

(с  учетом блокировки защиты от ОЗЗ при пуске мак-

симальной токовой защиты) составляет 31 А, а при 

отстройке  от  собственного  емкостного  тока  присо-

единения — лишь 21 А.

При  выборе  сопротивлений  заземляющих 

устройств  ТП  10(6)/0,4  кВ,  как  известно,  более 

жесткие  требования  к  их  значениям  предъяв-

ляет  не  сторона  10(6)  кВ,  а  сторона  0,4  кВ.  Для 

нее 

R

з

 = 4 Ом. Выполнение такого заземляющего 

устройства не обременительно как с финансовой, 

так и материальной стороны. Было бы желатель-

но, чтобы и для электрической сети 20 кВ сохра-

нился порядок этих цифр, к примеру, не 4, а 2 Ом, 

при которых затраты на заземление не превышают 

10% от стоимости столбо-

вой или мачтовой ТП.

С  учетом  вышеизло-

женного,  на  данном  вре-

менном  промежутке  наи-

более компромиссным для 

отечественных  воздушных 

электрических  сетей  20  кВ 

с  низкоомным  резистив-

ным  заземлением  нейтра-

ли  является  ток  ОЗЗ  на 

уровне  200  А  (сопротивле-

ние  резистора  60  Ом)  при 

следующих  ограничениях: 

сопротивление  заземляю-

щих  устройств  —  не  выше 

2 Ом, а мощность понижа-

ющих трансформаторов — 

не  более  250  кВ·А.  При 

мощности  свыше  250  кВ·А 

необходимо  вынужденно 

допустить  неселективную 

работу устройств РЗА в ча-

сти  отстройки  от  времято-

ковых  характеристик  плав-

ких предохранителей.

ВОПРОСЫ

 

НАДЕЖНОСТИ

При  формировании  воздушных  электрических  се-

тей  примем  во  внимание  их  характерную  пред-

почтительную  конфигурацию  (рисунок  1)  [2].  Она 

представляет  собой  известную  петлевую  схему 

с  ответвлениями  и  с  подключением  от  двух  гео-

графически  разнесенных  ЦП  110/20  кВ,  секциони-

рованную  выключателями  (реклоузерами)  —  ав-

томатическими  пунктами  секционирования  ВЛ. 

Трансформаторные  подстанции  20/0,4  кВ  подклю-

чаются  к  основной  магистрали  на  ответвлениях 

с  установкой  разъединителя  или  реклоузера  (на 

ответвлениях длиной более 1,5 км). В нормальном 

режиме схема сети разомкнута на одном из рекло-

узеров  с  использованием  автоматического  ввода 

резерва (АВР).

Табл. 1. Выбор сопротивления заземляющего устройства при 

t

 = 0,3 с

Номи-

нальная 

мощность 

трансфор-

матора, 

кВ∙А

Ток 

сраба-

тывания 

РЗА, А

Ток однофазного замыкания на землю, А

100

200

300

400

Минимальный ток однофазного замыкания на землю, А

90

163

222

275

Сопротивление заземляющего устройства, Ом

4,25

2,13

1,42

1,06

Коэффициент чувствительности РЗА, о.е.

До 75

37

2,4

4,4

5,9

7,4

160

84

1,0

1,9

2,7

3,3

250

101

0,9

1,6

2,2

2,7

400

145

0,6

1,1

1,5

1,9

630

248

0,4

0,7

0,9

1,1

1000

386

0,2

0,4

0,6

0,7

Рис

. 1. 

Предпочтительная

 

конфигурация

 

воздушной

 

сети

 

— выключатель

 

— реклоузер

 

— разъединитель

 

— предохранитель

 

— трансформатор 

20/0,4 кВ

ЦП №1

ЦП №2 

Q1

Q2

Q3

Q4

Q5

20 кВ

20 кВ

ВОЗДУШНЫЕ

ЛИНИИ


Page 5
background image

61

При  оценке  эффективности 

секционирования  сети  во  вни-

мание  принимаются  характери-

стики  надежности  преимуще-

ственно ВЛ — см., например, [8]. 

При  этом  опираются  на  обшир-

ные  статистические  данные  по 

аварийности  линий,  опублико-

ванные  30–40  лет  назад  [9,  10 

и др.], когда частота отказов 

 ВЛ 

10(6)  кВ  составляла  20–25  1/(год 

на 100 км). Однако более свежая 

статистика  свидетельствует,  что 

на данном временном промежут-

ке  аварийность  ВЛ  10(6)  кВ  го-

раздо  меньше.  Так,  для  крупной 

энергосистемы  европейской  ча-

сти страны получены [11] их сле-

дующие  значения: 

  =  2,3  1/(год

на  100  км)  для  ВЛ  с  неизоли-

рованными  и 

  =  0,31  1/(год  на 

100  км)  —  с  защищенными  про-

водами (ВЛЗ); далее по тексту аб-

бревиатура  ВЛ  используется  для 

линий  с  неизолированными  про-

водами.

Поскольку ВЛ (ВЛЗ) 10 и 20 кВ 

не  имеют  принципиальных  кон-

структивных  отличий  [1]  то,  надо 

полагать,  с  позиций  надежности 

можно  говорить  о  единых  подхо-

дах к их формированию. Для это-

го обратимся к интегральным параметрам реальных 

фрагментов сетей 10(6) кВ из [1] (таблица 2).

Обозначения, принятые в таблице 2: 

P

max

 и 

P

min

 

— 

наибольшая  нагрузка  зимнего  и  летнего  дня  по  ре-

зультатам  замеров  2016  г.; 

l

сум

  —  суммарная  протя-

женность  линий  фрагмента; 

l

магистр

  —  протяженность 

магистрального  участка  линии  между  ЦП  без  учета 

ответвлений; 

нг — плотность нагрузки; 

n

ТП

 — количе-

ство ТП 10(6)/0,4 кВ во фрагменте сети; 

ВЛ

 и 

ВЛЗ

 — 

частота отказов присоединения протяженностью 

l

сум

/2 

(то есть предполагается, что в конфигурации на ри-

сунке 1 имеется по крайней мере одна точка секцио-

нирования) к ЦП с неизолированными и защищенны-

ми проводами соответственно.

Как  видно  из  таблицы  2,  параметры  фрагментов 

весьма  разнятся.  Так  плотность  нагрузки  меняется 

от  8,2  до  157,3  кВт/км

2

,  суммарная  протяженность 

сети — от 26,5 до 107 км, количество ТП — от 15 до 

110 и т.д. Расчетное значение 

ВЛ

 варьируется в диа-

пазоне 0,4÷1,23 1/год при среднем значении в регио-

не на уровне 0,66 1/год, а 

ВЛЗ

 — 0,05÷0,17 1/год при 

среднем значении 0,09 1/год (таблица 2).

При наличии одной точки секционирования фраг-

мента сети для каждого отдельно взятого присоеди-

нения к ЦП полученные значения 

ВЛ

 (

ВЛЗ

) и извест-

ный показатель SAIFI (средняя частота прекращения 

передачи  электроэнергии  потребителям  [12])  равны 

друг другу. Причина кроется в том, что, допустим, лю-

бое  КЗ  на  участке  от  ЦП  до  секционного  аппарата, 

включая ответвления от магистрали, будут приводить 

к  отключению  всех  потребителей  на  данном  участ-

ке. Оценим приемлемость полученных значений 

ВЛ

 

и 

ВЛЗ

.

Ранее при проектировании сетей 6–20 кВ норми-

ровались  [13]  показатели  надежности  электроснаб-

жения  потребителей.  К  примеру,  для  потребителей 

2-й категории указывалась допустимая частота отка-

зов  в  электроснабжении  длительностью  до  четырех 

часов  на  уровне  2,3  1/год,  а  для  3-й  категории  при 

длительности до 24 ч — 3,0 1/год. Как видно, данные 

нормативы  заметно  хуже  характеристик  надежности 

ВЛ

 и 

ВЛЗ

 из таблицы 2.

В  таблице  3  для  примера  приведены  отчетные 

данные по значениям SAIFI в странах ЕС [14] (без уче-

та исключительных событий — стихийных бедствий, 

крупных  системных  аварий  и  др.).  К  их  сравнению 

следует относиться с определенной осторожностью, 

так как при расчетах SAIFI в разных странах использу-

ется не однородный набор исходных данных. Другой 

пример  —  в  сводном  отчете  [15]  за  2006  год  по  ре-

гионам США приводились значения SAIFI на уровне 

1,13÷1,59 1/год. 

На  основании  вышеизложенного  можно  сделать 

следующие выводы. Применение ВЛЗ заметно повы-

шает  надежность  электроснабжения  потребителей 

(

ВЛЗ

  =  0,05÷0,17  1/год).  С  указанных  позиций  в  ти-

повой конфигурации на рисунке 1 достаточно иметь 

всего  один  узел,  секционированный  выключателем 

(реклоузером) в точке токораздела.

Для  дополнительного  секционирования,  напри-

мер, при подключении потребителей 2-й категории, 

достаточно  использовать  разъединители  или  вы-

Табл. 2. Интегральные параметры фрагментов электрических сетей

№ фраг-

мента

P

max

/

P

min

(кВт/кВт)

l

сум

(км)

l

магистр

(км)

нг

(кВт/км

2

)

n

ТП

(шт)

ВЛ

(1/год)

ВЛЗ

(1/год)

1

3138/1642

40,7

19,8

129,1

48

0,46

0,06

2

4751/3168

52,4

19,4

154,3

64

0,60

0,08

3

7358/5816

74,1

32,6

154,3

87

0,85

0,11

4

3609/1929

70,1

21,0

83,2

71

0,81

0,11

5

6646/6072

87,6

43,0

157,3

110

1,01

0,14

6

1781/989

46,9

12,9

57,3

54

0,54

0,07

7

1840/844

42,5

22,5

45,5

44

0,49

0,07

8

2486/1244

36,2

22,0

66,8

38

0,42

0,06

9

2992/1673

62,4

35,8

55,0

47

0,72

0,10

10

3101/2436

75,7

38,3

45,1

67

0,87

0,12

11

2716/1338

26,5

13,8

110,4

20

0,30

0,04

12

2818/1934

54,3

29,6

72,3

60

0,62

0,08

13

1640/1102

64,6

31,0

39,8

57

0,74

0,10

14

1193/618

61,8

41,3

24,8

46

0,71

0,01

15

956/349

50,0

30,9

26,3

33

0,58

0,08

16

297/78

35,0

30,5

8,2

15

0,40

0,05

17

3023/1872

42,3

20,3

117,6

56

0,49

0,07

18

1484/796

107,0

38,5

21,7

68

1,23

0,17

Среднее

2879/1833

57,2

28,0

76,1

54

0,66

0,09

 6 (57) 2019


Page 6
background image

62

ключатели 

нагрузки. 

В  принципе,  аналогич-

ный подход с осторожно-

стью  можно  применить 

и для ВЛ с неизолирован-

ными  проводами.  Здесь 

ВЛ

  варьируется  в  диа-

пазоне  0,4÷1,23  1/год.

Этот  диапазон  харак-

теристик 

надежности 

присутствует  в  практике 

ряда  промышленно  раз-

витых стран и, надо пола-

гать,  является  в  некото-

рой  степени  адекватной 

оценкой. Полученные со-

отношения полезно при-

нимать во внимание при 

формировании  структу-

ры будущих сетей 20 кВ. 

Для  сравнения,  в  суще-

ствующих  фрагментах 

сетей  10(6)  кВ  из  табли-

цы 2 фактическое число 

секционирующих выклю-

чателей  (реклоузеров) 

находится  в  диапазоне 

9–16, что представляется избыточным.

ВЫВОДЫ

Подытоживая настоящую статью, сформулируем сле-

дующие принципы построения воздушных электриче-

ских сетей напряжением 20 кВ:

1.  В  сетях  среднего  напряжения  целесообразно  пе-

рейти от расширенной системы номинальных на-

пряжений  110/10(6)–20–35  кВ  к  максимально  со-

кращенной 110/20 кВ.

2.  Необходимо  изначально  предусматривать  режим 

низкоомного  резистивного  заземления  нейтрали, 

Табл. 3. Отчетные данные SAIFI для сетей среднего напряжения стран ЕС

Страна

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Германия

0,43 0,31 0,30 0,27 0,24 0,29 0,25 0,46 0,33 0,78 0,49

Греция

1,65 1,50 1,60 1,44 1,42

Дания

0,30 0,27 0,30 0,24 0,23 0,26 0,27

Ирландия

0,90 0,80

Италия

1,87 1,71 1,58 1,61 1,47 1,37 1,38 1,28 1,27 1,41 1,20

Латвия

2,45 2,12 1,88 2,00

Литва

0,51 0,81 0,68 0,52 0,51 0,64 0,63 0,58 0,52 0,48 0,51

Люксембург

0,27 0,22 0,22 0,15

Нидерланды

0,20 0,20 0,18 0,17

Норвегия

1,58 2,30 1,59 1,43 1,27

Португалия

2,66 1,98 2,28 2,68 3,02 1,88 1,57 1,70 1,84 1,64 1,68

Румыния

6,29 4,80 5,16 6,10

Словения

1,80 1,50 1,40 1,63 2,16 1,59 1,89 1,45 1,21

Чехия

1,45 1,82 1,95 1,93 1,87 1,78 1,78 1,57 1,50

Швейцария

0,17 0,20 0,22 0,19 0,14 0,17 0,12

Швеция

0,94 1,03 1,02 0,90 0,99

при этом компромиссным видится ток однофазно-

го замыкания на землю на уровне 200 А.

3. На данном временном отрезке созданы все пред-

посылки  к  максимальному  упрощению  структуры 

электрических  сетей  20  кВ.  В  качестве  основной 

конфигурации  следует  считать  петлевую  схему 

с ответвлениями и с подключением от двух геогра-

фически разнесенных центров питания, секциони-

рованную  выключателем  (реклоузером)  в  одной 

точке. Для дополнительного секционирования, при 

необходимости,  достаточно  использовать  разъ-

единители или выключатели нагрузки.  

ЛИТЕРАТУРА
1.  Иванов  В.Е.  Разработка  техни-

ческих  решений  и  рекомендаций 

по  переводу  действующих  се-

тей 6–10 кВ на напряжение 20 кВ 

в сельской местности // ЭЛЕКТРО-

ЭНЕРГИЯ.  Передача  и  распреде-

ление, 2018, № 4(49). С. 36–41.

2.  Вологин  А.,  Степанов  А.  Концеп-

ция  развития  распределительной 

сети  среднего  напряжения  в  Мо-

сковской  области  //  ЭЛЕКТРО-

ЭНЕРГИЯ.  Передача  и  распреде-

ление, 2016, № 4(37). С. 76–79.

3.  Майоров  А.В.,  Осинцев  К.А., 

Шунтов А.В. О применении номи-

нального напряжения 20 кВ в воз-

душных  электрических  сетях  // 

Электричество, 2018, № 9. С. 4–11.

4.  Червоненкис Я.М., Фингер Л.М. Об 

оптимальной системе напряжений 

для городских и сельских электро-

сетей // Электричество, 1965, № 7. 

С. 11–15.

5.  Осинцев К.А., Шунтов А.В. Еще раз 

о переводе воздушных электриче-

ских сетей 6–10 кВ на напряжение 

20  или  35  кВ  //  ЭЛЕКТРОЭНЕР-

ГИЯ.  Передача  и  распределение, 

2018, № 5(50). С. 14–16.

6.  ГОСТ  Р  50571–4–44–2011  (МЭК 

60364-4-44:2007).  Электроустанов-

ки низковольтные. Часть 4–44. Тре-

бования  по  обеспечению  безопас-

ности. Защита от отклонений напря-

жения  и  электромагнитных  помех. 

М.: Стандартинформ, 2012, 48 с.

7.  Майоров А.В., Шунтов А.В., Осин-

цев К.А. Особенности построения 

воздушных  электрических  сетей 

20  кВ  с  низкоомным  резистив-

ным  заземлением  нейтрали  // 

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. 

Передача 

и  распределение,  2017,  №  5(44).

С. 78–82.

8.  Максимов  Б.К.,  Воротницкий  В.В. 

Оценка  эффективности  секцио-

нирования  воздушных  распреде-

лительных  сетей  6–10  кВ  с  при-

менением  реклоузеров  с  целью 

повышения  надежности  электро-

снабжения  потребителей  //  Элек-

тротехника, 2005, № 10. С. 7–22.

9.  Федосенко Р.Я. Эксплуатационная 

надежность электросетей сельско-

хозяйственного  назначения.  М.: 

Энергия, 1977. 320 с.

10. Прусс  В.Л.,  Тисленко  В.В.  Повы-

шение надежности сельских элек-

трических  сетей.  Л.:  Энергоатом-

издат, 1989. 208 с.

11. Абдурахманов А.М., Глушкин С.В.,

Шунтов  А.В.  О  характеристиках 

надежности  воздушных  линий 

6–10 кВ с неизолированными и за-

щищенными  проводами  //  ЭЛЕК-

ТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распре-

деление, 2019, № 1(52). С. 84–87.

12. Приказ  Минэнерго  России  от 

29.11.2016  №  1256  «Об  утверж-

ВОЗДУШНЫЕ

ЛИНИИ


Page 7
background image

63

дении  Методических  указаний 

по  расчету  уровня  надежности 

и  качества  поставляемых  това-

ров  и  оказываемых  услуг  для  ор-

ганизации  по  управлению  единой 

национальной  (общероссийской) 

электрической сетью и территори-

альных сетевых организаций».

13. Руководящие  материалы  по  про-

ектированию  электроснабжения 

сельского  хозяйства.  Методиче-

ские  указания  по  обеспечению 

при проектировании нормативных 

уровней надежности электроснаб-

жения  сельскохозяйственных  по-

требителей. М.: Минэнерго СССР, 

1986. 33 с.

14. CEER  Benchmarking  Report  6.1 

on  the  Continuity  of  Electricity  and 

Gas  Supply.  Ref:  C18-EQS-86-03.

URL: http:// www.ceer.eu/documents/

104400/-/-/963153e6-2f42-78eb-

22a4-06f1552dd34c.

15. Tracking  the  Reliability  of  the  U.S. 

Electric  Power  System:  An  Assess-

ment of Publicly Available Information 

Reported to State Public Utility Com-

missions. URL: http://www.smartgrid.

gov/fi les/eto_oct_2008.pdf. 

REFERENCES
1.  Ivanov V.E. Design of technical solu-

tions and recommendations on transi-

tion of operating 6-10 kV networks to 

20 kV operating voltage in rural areas 

// 

ELEKTROENERGIA. Peredacha 

i raspredeleniye 

[ELECTRIC POWER.

Transmission and Distribution], 2018, 

no. 4(49), pp. 36–41.

2.  Vologin A.,  Stepanov A.  Concept  of 

middle  voltage  distribution  network 

development  in  the  Moscow  region 

// 

ELEKTROENERGIA. Peredacha 

i raspredeleniye 

[ELECTRIC  POW-

ER.  Transmission  and  Distribution], 

2016, no. 4(37), pp. 76–79.

3.  Mayorov A.V., Osintsev K.A., Shuntov 

A.V. About application of 20 kV rated 

voltage in overhead networks // 

Elek-

trichestvo 

[Electricity],  2018,  no.  9, 

pp. 4–11.

4.  Chervonenkis  Ya.M.,  Finger  L.M. 

About  the  optimal  voltage  system 

for urban and rural networks // 

Elek-

triche stvo 

[Electricity],  1965,  no.  7, 

pp. 11–15.

5.  Osintsev  K.A.,  Shuntov  A.V.  Once 

again about transition of 6-10 kV over-

head networks to 20 or 35 kV operat-

ing  voltage  // 

ELEKTRO ENERGIA. 

Peredacha i raspredeleniye

  [ELEC-

TRIC  POWER.  Transmission  and

Distribution],  2018,  no.  5(50),

pp. 14–16.

6.  State Standard R 50571–4–44–2011 

(IEC  60364-4-44:2007).  Low  volt-

age electrical installations. Part 4-44. 

Requirements  to  safety  provision. 

Protection against voltage deviations 

and  electromagnetic  disturbances. 

Moscow, Standartinform Publ., 2012, 

48 p. (In Russian) 

7.  Mayorov  A.V.,  Shuntov  A.V.,  Osin-

tsev  K.A.  Special  aspects  of  20  kV 

overhead  network  design  with  low-

resistance neutral grounding // 

ELEK-

TROENERGIA. Peredacha i raspre-
deleniye 

[ELECTRIC 

POWER. 

Transmission and Distribution], 2017, 

no. 5(44), pp. 78–82.

8.  Maksimov B.K., Vorotnitskiy V.V. Es-

timation of effi  ciency of 6-10 kV over-

head  network  sectionalization  with 

the help of reclosers to improve con-

sumer power supply reliability // 

Ele-

ktrotekhnika

  [Electrical  engineering], 

2005, no. 10, pp. 7–22.

9.  Fedosenko R.Ya. Operational reliabil-

ity of rural networks. Moscow, Ener-

giya Publ., 1977. 320 p.

10. Pruss  V.L.,  Tislenko  V.V.  Rural  net-

work  reliability  improvement.  Lenin-

grad,  Energoatomizdat  Publ.,  1989. 

208 p.

11. Abdurakhmanov A.M., Glushkin S.V., 

Shuntov A.V. About characteristics of 

6-10 kV overhead line reliability with 

non-insulated  and  protected  wires  // 

ELEKTROENERGIA. Peredacha i 
raspredeleniye

 [ELECTRIC POWER. 

Transmission and Distribution], 2019, 

no. 1(52), pp. 84–87.

12. Order  of  the  Ministry  of  Energy  of 

Russia  dated  29.11.2016  no.  1256 

“About approval of procedural guide-

lines on calculation of reliability level 

and  quality  of  delivered  goods  and 

provided  services  for  to  arrange 

management  of  the  united  national 

(all-Russia)  electrical  network  and 

regional network companies” (In Rus-

sian). 

13. Guidelines  on  design  of  rural  power 

supply. Procedural guidelines on pro-

vision  of  rated  levels  of  power  sup-

ply  reliability  of  rural  consumers  in 

design.  Moscow,  Minenergo  SSSR 

Publ., 1986. 33 p.

14. CEER  Benchmarking  Report  6.1 

on  the  Continuity  of  Electricity  and 

Gas  Supply.  Ref:  C18-EQS-86-03.

URL: http:// www.ceer.eu/documents/

104400/-/-/963153e6-2f42-78eb-

22a4-06f1552dd34c.

15. Tracking  the  Reliability  of  the  U.S. 

Electric  Power  System:  An  Assess-

ment of Publicly Available Information 

Reported to State Public Utility Com-

missions. URL: http://www.smartgrid.

gov/fi les/eto_oct_2008.pdf. 

На правах рекламы

 6 (57) 2019


Читать онлайн

Подвергнуты анализу принципы построения воздушных электрических сетей 20 кВ. Рассмотрены предпосылки применения номинального напряжения 20 кВ. Отражены вопросы обоснования и выбора их структуры и параметров, включая режим нейтрали. Обоснованы предпочтительная конфигурация рассматриваемых сетей с учетом фактора надежности и требований к их секционированию.

Поделиться:

«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»