36
ПОСТАНОВКА
ЗАДАЧИ
Вопросы
формирования
в
круп
-
ных
городах
страны
кабельных
сетей
сравнительно
новой
для
нас
ступени
напряжения
20
кВ
рассматривались
в
большом
ко
-
личестве
публикаций
[1–4
и
др
.].
Применение
воздушных
элек
-
трических
сетей
20
кВ
до
сих
пор
ограничено
и
локализовано
в
се
-
верных
регионах
России
[5].
При
-
чем
технические
решения
были
заимствованы
у
скандинавских
стран
,
использующих
специфич
-
ные
подходы
к
обоснованию
и
вы
-
бору
оборудования
и
режимов
его
работы
[6].
В
статье
[7]
рассмо
-
трен
альтернативный
подход
—
перевод
действующих
воздуш
-
ных
сетей
6–10
кВ
на
напряжение
20
кВ
.
В
середине
прошлого
века
по
этому
пути
уже
прошли
некото
-
рые
западноевропейские
страны
(
подробно
описано
в
работе
[8]),
где
на
напряжение
20
кВ
перево
-
дились
электрические
сети
15
кВ
.
Следует
согласиться
с
авто
-
ром
[7],
что
для
принятия
реше
-
ний
по
такому
переводу
до
сих
пор
в
стране
существовал
ряд
не
-
решенных
технических
проблем
:
–
отсутствие
проектных
решений
на
переустройство
воздушных
линий
(
ВЛ
)
и
трансформатор
-
ных
подстанций
(
ТП
)
сельского
типа
—
столбовых
,
мачтовых
и
комплектных
киосковых
(
СТП
,
МТП
и
КТПК
соответственно
);
–
неопределенность
в
выборе
режима
заземления
нейтрали
в
сети
20
кВ
с
преобладанием
ВЛ
;
–
пробелы
в
оценке
технико
-
экономической
эффективно
-
сти
перевода
сетей
6–10
кВ
на
напряжение
20
кВ
;
–
ряд
иных
вопросов
,
связанных
с
формированием
структуры
и
параметров
сетей
.
Настоящая
статья
посвящена
решению
указанных
технических
проблем
.
ПЕРЕВОД
ВЛ
6–10
кВ
НА
20
кВ
Различия
между
ВЛ
6–10
и
20
кВ
проведем
по
следующим
элемен
-
там
:
марки
проводов
;
изоляци
-
онные
расстояния
между
ними
;
типы
изоляторов
;
материал
опор
.
Как
видно
из
табицы
1,
при
пере
-
ходе
от
6–10
кВ
к
20
кВ
более
чем
в
два
раза
увеличиваются
требу
-
емые
изоляционные
расстояния
.
При
этом
ВЛ
с
защищенными
про
-
водами
(
ВЛЗ
) —
типа
СИП
-3 —
имеют
единую
номенклатуру
до
20
кВ
включительно
,
независимо
от
номинального
напряжения
сети
.
Отмеченное
выше
увели
-
чение
изоляционных
расстояний
не
является
весомым
влияющим
фактором
,
так
как
типовые
проек
-
ты
ВЛ
среднего
напряжения
в
на
-
шей
стране
предусматривают
больший
запас
по
междуфазным
расстояниям
(550–600
мм
).
Сложнее
обстоит
дело
с
при
-
менением
изоляторов
.
Так
,
шты
-
ревые
изоляторы
типа
ШФ
-20
на
номинальное
напряжение
20
кВ
с
позиций
длины
пути
утечки
(325–400
мм
)
можно
использо
-
вать
в
сетях
6–10
кВ
,
в
то
время
как
для
20
кВ
требуется
456–
840
мм
в
зависимости
от
степени
загрязнения
изоляции
(
справед
-
ливо
для
железобетонных
и
ме
-
Разработка технических решений
и рекомендаций по переводу
действующих сетей 6–10 кВ
на напряжение 20 кВ в сельской
местности
По
материалам
IV
Всероссийской
конференции
«
РАЗВИТИЕ
И
ПОВЫШЕНИЕ
НАДЕЖНОСТИ
ЭКСПЛУАТАЦИИ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СЕТЕЙ
»
Иванов
В
.
Е
.,
первый
заместитель
генерального
директора
—
главный
инженер
ПАО
«
МОЭСК
»
Табл
. 1.
Различия
между
ВЛ
6–10
кВ
и
20
кВ
Элемент
6–10
кВ
20
кВ
Провод
АС
Одинаков
для
всех
классов
напряжения
СИП
–3
Междуфазные
изоляци
-
онные
расстояния
,
мм
200
450
Изоляторы
ШФ
–20;
ПС
–70
ЛШСК
12,5–20-
А
2;
ПС
–70
Материал
опор
Одинаков
для
всех
классов
напряжения
:
железобетон
,
металл
,
дерево
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ
СЕТИ 20 КВ
37
таллических
опор
).
Однако
стои
-
мость
изоляторов
относительно
невелика
.
Поэтому
при
прочих
равных
условиях
затраты
на
ВЛ
6–10
и
20
кВ
различаются
на
0,5–
1,0% (20
кВ
дороже
).
И
данным
фактором
допустимо
пренебречь
при
переводе
сетей
на
более
высокое
номинальное
напря
-
жение
.
ПЕРЕВОД
ТП
6–10/0,4
кВ
НА
20
кВ
На
рисунке
1
эскизно
приведены
основные
ТП
сельского
типа
.
Их
основные
элементы
:
–
силовой
трансформатор
;
–
плавкие
предохранители
;
–
ограничители
перенапряже
-
ний
;
–
выносной
разъединитель
;
–
шкаф
0,4
кВ
.
Минимальные
междуфазные
расстояния
в
ТП
при
переходе
от
6–10
к
20
кВ
увеличиваются
на
110
мм
для
открытых
и
на
70
мм
для
закрытых
распределитель
-
ных
устройств
(
РУ
).
При
суще
-
ствующих
габаритах
СТП
и
МТП
это
не
принципиально
,
тем
бо
-
лее
,
что
ошиновка
между
эле
-
ментами
ТП
выполняется
изо
-
лированным
проводом
СИП
-3.
Главный
элемент
ТП
—
силовой
трансформатор
6–20/0,4
кВ
,
как
правило
,
типа
ТМГ
—
имеет
оди
-
наковые
массогабаритные
раз
-
меры
с
единственным
отличи
-
ем
для
20
кВ
:
высота
его
вы
-
соковольтных
вводов
на
75
мм
выше
,
что
также
не
принципи
-
ально
.
Различия
габаритов
про
-
чего
оборудования
еще
менее
значимы
.
Таким
образом
,
при
перево
-
де
СТП
и
МТП
с
6–10
на
20
кВ
потребуется
замена
оборудова
-
ния
.
Однако
при
этом
имеется
возможность
оставить
опоры
ТП
и
частично
сохранить
их
крепе
-
жи
.
Что
касается
перевода
КТПК
на
20
кВ
,
то
здесь
предпочти
-
тельна
их
полная
замена
с
со
-
хранением
строительной
части
подстанции
(
ПС
).
Причина
кро
-
ется
в
том
,
что
из
-
за
разницы
в
изоляционных
расстояниях
не
-
обходимо
увеличить
габаритные
размеры
отсека
шинопровода
,
а
также
заменить
проходные
и
опорные
изоляторы
.
Если
затраты
на
ВЛ
6–10
кВ
и
20
кВ
,
как
показано
выше
,
поч
-
ти
одинаковы
,
то
с
удорожани
-
ем
ТП
20
кВ
следует
считаться
(
таб
лица
2).
Подчеркнем
,
что
все
оборудование
20
кВ
серийно
вы
-
пускается
отечественными
заво
-
дами
-
изготовителями
.
КОНФИГУРАЦИЯ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
20
кВ
Как
известно
,
при
построении
электрической
сети
важнейшим
влияющим
фактором
являет
-
ся
ее
структура
и
параметры
.
Иными
словами
—
необходимо
принимать
во
внимание
пред
-
почтительную
структуру
сети
,
к
которой
следует
стремиться
.
Воздушные
электрические
сети
6–20
кВ
по
своей
сути
—
это
си
-
стема
массового
обслуживания
,
которая
должна
быть
макси
-
мально
унифицирована
с
тех
-
нико
-
экономических
позиций
.
Принципы
такой
унификации
рассматривались
в
[7];
структу
-
ра
воздушных
сетей
среднего
напряжения
представляет
со
-
бой
известную
петлевую
схему
с
подключением
от
двух
геогра
-
фически
разнесенных
центров
питания
(
ЦП
) 110/20
кВ
,
секцио
-
Табл
. 2.
Удорожание
оборудования
трансформаторных
подстанций
Оборудование
Удорожание
,
%
Столбовая
ТП
16–100
кВ·А
25–28
Мачтовая
ТП
160–250
кВ·А
23–30
Киосковая
ТП
400–1000
кВ·А
15–20
Ячейка
комплектного
РУ
,
реклоузер
25–30
В
среднем
на
фрагмент
сети
25
Рис
. 1.
Трансформаторные
подстанции
:
а
)
СТП
;
б
)
МТП
;
в
)
КТПК
;
г
)
разъеди
-
нитель
а
)
в
)
б
)
г
)
№
4 (49) 2018
38
Q1
Q2
Q3
Q4
Q5
ЦП № 1
ЦП № 2
20 кВ
20 кВ
нированную
реклоузерами
(
ри
-
сунок
2).
Трансформаторные
подстан
-
ции
подключаются
к
основной
магистрали
на
ответвлениях
с
установкой
разъединителя
или
реклоузера
.
Защита
транс
-
форматоров
осуществляется
плавкими
предохранителями
.
В
нормальном
режиме
схема
сети
разомкнута
на
одном
из
ре
-
клоузеров
с
использованием
ав
-
томатического
ввода
резерва
(
АВР
).
Количество
ответвлений
к
ТП
между
коммутационными
устройствами
основной
маги
-
страли
на
рисунке
2
показано
условно
.
Устанавливаются
пре
-
имущественно
одно
трансфор
ма
-
торные
комплектные
ТП
.
Как
видно
из
рисунка
2,
в
схеме
от
-
сутствуют
распределительные
пункты
(
РП
),
что
упрощает
схе
-
му
сети
и
принципиально
важно
с
позиций
выбора
режима
зазем
-
ления
нейтрали
.
РЕЖИМ
ЗАЗЕМЛЕНИЯ
НЕЙТРАЛИ
ЭЛЕКТРИЧЕС
-
КОЙ
СЕТИ
20
кВ
Кабельные
сети
20
кВ
появились
в
г
.
Москве
в
начале
2000-
х
годов
.
Для
них
изначально
был
принят
режим
низкоомного
резистивно
-
го
заземления
нейтрали
.
На
ЦП
110–220/20
кВ
в
нейтралях
си
-
ловых
трансформаторов
были
установлены
резисторы
сопро
-
тивлением
R
Р
= 12
Ом
.
При
этом
ток
однофазного
замыкания
на
землю
(
ОЗЗ
):
I
Р
≈
U
НОМ
/
√
3
R
Р
=
= 20/(
√
3·12) = 0,96
кА
,
где
U
НОМ
—
номинальное
напря
-
жение
сети
.
Достоинства
низкоомного
ре
-
зистивного
режима
заземления
нейтрали
в
сетях
среднего
на
-
пряжения
известны
.
К
ним
от
-
носятся
создание
условий
для
практически
полного
исключения
дуговых
перенапряжений
высо
-
кой
кратности
и
перехода
одно
-
фазных
замыканий
в
междуфаз
-
ные
(
многоместные
)
КЗ
,
а
также
поражения
персонала
и
сторон
-
них
лиц
при
ОЗЗ
,
обеспечение
селективной
работы
устройств
релейной
защиты
и
автоматики
(
РЗА
)
при
ОЗЗ
и
ряд
других
пре
-
имуществ
.
Из
ранней
западноевропей
-
ской
практики
известно
,
что
вы
-
бор
тока
ОЗЗ
является
компро
-
миссным
решением
с
позиций
обеспечения
требуемой
чув
-
ствительности
устройств
РЗА
и
приемлемых
сопротивлений
заземляющих
устройств
при
без
-
условном
выполнении
безопас
-
ности
персонала
.
Значения
тока
ОЗЗ
в
воздушных
и
кабельных
сетях
существенно
разнятся
.
На
-
пример
,
во
Франции
в
кабельных
сетях
ток
ОЗЗ
— 1000
А
,
а
в
воз
-
душных
— 300
А
[9].
При
выборе
тока
ОЗЗ
в
воз
-
душных
сетях
20
кВ
примени
-
тельно
к
схеме
,
приведенной
на
рисунке
2,
коэффициент
чув
-
ствительности
устройств
РЗА
ЦП
и
реклоузеров
определялся
с
учетом
отстройки
от
времято
-
ковых
характеристик
плавления
плавких
вставок
предохраните
-
лей
ТП
20/0,4
кВ
.
Приемлемые
сопротивления
заземляющих
устройств
оцени
-
вались
с
учетом
не
только
без
-
опасности
,
но
и
экономичности
и
возможности
их
размещения
в
границах
охранных
зон
ВЛ
на
подходах
к
ТП
20/0,4
кВ
.
Мини
-
мально
возможное
значение
данного
сопротивления
оценено
в
2
Ом
.
К
примеру
,
для
существу
-
ющих
ТП
6–10/0,4
кВ
нормируется
4
Ом
.
В
последнем
случае
обычно
требуется
шесть
электродов
,
раз
-
мещаемых
на
площади
5×10
м
.
Для
заземляющего
устройства
2
Ом
потребуется
15
электродов
и
площадь
10×20
м
.
При
этом
стоимость
последнего
возраста
-
ет
в
три
раза
и
может
составить
Рис
. 2.
Предпочтительная
конфигурация
электрической
сети
–
выключатель
–
реклоузер
–
разъединитель
–
предохранитель
–
трансформатор
20/0,4
кВ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ
СЕТИ 20 КВ
39
до
10%
затрат
на
СТП
.
Последу
-
ющее
снижение
сопротивления
заземляющего
устройства
элек
-
троустановок
20/0,4
кВ
экономи
-
чески
нецелесообразно
,
так
как
его
и
собственно
ТП
стоимость
может
сравняться
,
что
приведет
к
чрезмерному
удорожанию
сети
.
В
расчетах
ток
ОЗЗ
варьиро
-
вался
в
диапазоне
от
100
А
до
400
А
.
Оказалось
,
что
указан
-
ным
выше
ограничениям
наибо
-
лее
соответствует
ток
200
А
.
Это
значение
можно
считать
компро
-
миссным
решением
для
воздуш
-
ных
сетей
20
кВ
на
современном
временном
промежутке
.
Важно
подчеркнуть
,
что
сопро
-
тивление
заземляющего
устрой
-
ства
2
Ом
допустимо
при
мини
-
мально
возможном
времени
t
от
-
ключения
ОЗЗ
.
Оно
не
может
быть
меньше
0,3
с
для
современных
микропроцессорных
устройств
РЗА
.
Так
,
логика
работы
наибо
-
лее
простых
ненаправленных
токовых
защит
нулевой
последо
-
вательности
должна
исходить
из
минимально
возможного
време
-
ни
неселективного
отключения
всех
коммутационных
устройств
при
ОЗЗ
и
далее
их
последова
-
тельного
однократного
автома
-
тического
повторного
включения
(
АПВ
)
с
ускорением
защит
,
на
-
чиная
с
выключателя
ЦП
.
Время
ускорения
защит
в
воздушных
сетях
принимается
до
0,1
с
.
Ми
-
нимально
время
отстройки
защит
ЦП
и
«
нижестоящего
»
реклоузе
-
ра
— 0,2
с
,
то
есть
ступень
селек
-
тивности
,
гарантированная
за
-
водом
-
изготовителем
устройств
РЗА
.
Откуда
имеем
искомое
время
:
t
= 0,1 + 0,2 = 0,3
с
.
Приведенные
выше
причинно
-
следственные
связи
при
низко
-
омном
резистивном
заземлении
нейтрали
свидетельствуют
,
что
такие
электрические
сети
мож
-
но
сформировать
лишь
для
кон
-
фигураций
на
рисунке
2,
то
есть
в
схемах
без
РП
.
В
противном
случае
при
выборе
параметров
сети
потребуется
дополнительно
учесть
еще
три
ступени
селек
-
тивности
по
времени
устройств
РЗА
(
не
менее
3 × 0,2 = 0,6
с
).
Это
чрезмерно
ужесточит
требова
-
ния
к
заземляющим
устройствам
,
что
на
практике
приведет
к
невоз
-
можности
использования
всех
преимуществ
низкоомного
рези
-
стивного
заземления
нейтрали
.
СИСТЕМЫ
КОНТРОЛЯ
И
УПРАВЛЕНИЯ
ЭЛЕКТРИ
-
ЧЕСКОЙ
СЕТИ
20
кВ
Основными
элементами
системы
контроля
,
управления
и
защиты
электрической
сети
20
кВ
явля
-
ются
реклоузеры
(
рисунок
3).
Они
предоставляют
возможность
деления
сети
,
автоматически
вы
-
деляя
в
ней
поврежденный
уча
-
сток
и
обеспечивая
быструю
ее
реконфигурацию
.
Условные
обо
-
значения
на
рисунке
3:
МТЗ
—
максимальная
токовая
защита
;
ЗЗЗ
—
защита
от
ОЗЗ
;
ЗОФ
—
за
-
щита
от
обрыва
фаз
;
ЗМН
—
за
-
щита
минимального
напряжения
;
ДТ
—
датчик
тока
;
ДТ
0 —
датчик
тока
нулевой
последовательно
-
сти
;
ДН
—
датчик
напряжения
.
Устройство
защиты
и
управле
-
ния
реклоузера
реализует
функ
-
ции
защит
от
междуфазных
КЗ
и
ОЗЗ
,
а
также
от
несимметрич
-
ных
режимов
,
обусловленных
об
-
рывом
одного
из
линейных
про
-
водов
.
Защита
от
междуфазных
КЗ
в
сети
20
кВ
строится
анало
-
гично
сетям
6–10
кВ
—
функция
ненаправленной
МТЗ
.
Защита
от
ОЗЗ
выполняется
на
базе
не
-
направленной
токовой
защиты
нулевой
последовательности
.
В
связи
с
необходимостью
вы
-
полнения
жестких
требований
по
времени
отключения
ОЗЗ
,
равной
0,3
с
(
см
.
выше
),
пред
-
усматривается
неселективное
его
отключение
с
последующим
восстановлением
питания
не
-
поврежденных
участков
сети
действием
АПВ
и
АВР
.
Исполь
-
зование
ненаправленных
защит
позволяет
заметно
упростить
об
-
служивание
устройств
РЗА
.
Для
реклоузеров
,
установлен
-
ных
в
точках
нормального
де
-
ления
сети
,
предусматривается
функция
АВР
,
обеспечивающая
подачу
питания
при
обесточении
одного
из
участков
сети
.
Реклоу
-
зеры
,
не
отключившиеся
от
дей
-
ствия
защит
,
питание
которых
не
было
восстановлено
действием
АПВ
,
отключаются
от
ЗМН
для
корректной
работы
АВР
.
Для
за
-
щиты
шин
20
кВ
ЦП
при
ОЗЗ
пред
-
усматривается
токовая
защита
,
включенная
на
трансформатор
тока
,
установленный
в
цепи
рези
-
стора
заземления
нейтрали
.
В
послеаварийном
режиме
основную
роль
в
восстановле
-
нии
питания
неповрежденных
участков
сети
играют
РЗА
рекло
-
узеров
и
устройства
фиксации
токов
КЗ
и
ОЗЗ
,
то
есть
указате
-
лей
поврежденного
участка
.
По
полученной
от
них
информации
можно
быстро
определить
по
-
врежденный
участок
сети
,
отде
-
лить
его
с
помощью
коммутаци
-
онных
аппаратов
от
остальной
сети
и
организовать
аварийно
-
восстановительный
ремонт
.
Для
интеграции
реклоузеров
и
указателей
в
систему
диспет
-
черского
управления
предусма
-
тривается
использование
в
ка
-
честве
основных
каналов
связи
,
базирующиеся
на
технологии
PLC (Power Line Communication),
что
делает
сеть
20
кВ
в
опреде
-
ленной
мере
«
цифровой
» —
по
-
мимо
электроэнергии
по
ней
также
передаются
потоки
ин
-
формации
,
необходимые
для
контроля
и
управления
.
Дан
-
ный
подход
не
исключает
при
-
менения
волоконно
-
оптических
линий
связи
при
возможности
их
выполнения
с
учетом
эконо
-
мической
целесообразности
,
например
,
при
новом
строи
-
тельстве
.
В
качестве
резервных
каналов
связи
задействованы
беспроводные
технологии
пере
-
дачи
данных
операторов
связи
.
Рис
. 3.
Функции
защиты
и
автома
-
тики
реклоузера
Резервное
питание
Основное
питание
ДТ
ДН
АПВ
,
АВР
МТЗ
,
ЗОФ
Детектор
источника
ЗЗЗ
ЗМН
,
детектор
источника
ДТО
ДН
Реклоузер
№
4 (49) 2018
40
ЭКОНОМИКА
ФОРМИРОВАНИЯ
ЭЛЕКТРИ
-
ЧЕСКОЙ
СЕТИ
20
КВ
Для
оценки
технико
-
экономиче
-
ской
эффективности
перевода
сетей
6–10
кВ
на
напряжение
20
кВ
анализу
были
подвергнуты
фактические
параметры
сетей
6–10
кВ
региона
(
таблица
3).
Вы
-
делялись
их
фрагменты
по
типу
,
представленному
на
рисунке
2,
с
максимальным
охватом
осо
-
бенностей
:
от
наиболее
«
глухих
»
уголков
области
,
до
пригород
-
ных
густонаселенных
районов
.
Это
позволило
сформировать
возможный
спектр
расчетных
условий
вычислительного
экспе
-
римента
.
Условные
обозначения
в
та
-
блице
3:
в
наименовании
ПС
первая
цифра
—
фактический
диспетчерский
номер
,
цифра
в
скобках
—
диспетчерский
но
-
мер
присоединения
;
P
—
сум
-
марная
нагрузка
выделенных
присоединений
в
дни
замеров
2016
г
.,
числитель
—
зимний
за
-
мер
,
знаменатель
—
летний
;
l
—
протяженность
сети
во
фраг
-
менте
,
числитель
—
суммарная
(
то
есть
с
ответвлениями
),
зна
-
менатель
—
магистрального
участка
;
—
отношение
стои
-
мости
владения
электрической
сети
10
кВ
к
стоимости
альтерна
-
тивной
сети
20
кВ
.
Как
видно
из
таблицы
3,
один
из
основных
ин
-
тегральных
показателей
любой
электрической
сети
—
плотность
нагрузки
—
меняется
в
весьма
широком
диапазоне
:
от
8
до
157
кВт
/
км
2
,
то
есть
различается
бо
-
лее
чем
на
порядок
.
Стоимость
владения
сети
в
таблице
3 —
суммарные
дис
-
контированные
затраты
за
рас
-
четные
30
лет
эксплуатации
.
Учтены
все
затраты
на
оборудо
-
вание
,
строительно
-
монтажные
и
пуско
-
наладочные
работы
,
от
-
числения
на
ремонт
и
обслужи
-
вание
,
а
также
стоимость
потерь
электроэнергии
по
стандартной
методике
[10].
Как
видно
из
таблицы
3,
раз
-
ность
в
стоимости
владения
альтернативных
вариантов
сети
различается
не
более
,
чем
на
10%,
независимо
от
нагрузки
и
ее
плотности
,
а
также
протя
-
Табл
. 3.
Фактические
параметры
сетей
московского
региона
Фрагмент
сети
P
,
МВт
l
,
км
Плотность
Стоимость
владе
-
ния
сети
,
млн
руб
.
, %
нагрузки
,
кВт
/
км
2
ТП
,
шт
./
км
2
10
кВ
20
кВ
ПС
–358(10)
ПС
–321(7)
3,1/1,6
41/20
129
2,0
104
102
102
ПС
–187(23)
ПС
–358(1)
4,8/3,2
52/19
154
2,1
143
136
106
ПС
–663(22)
ПС
–708(16)
7,4/5,8
74/33
154
1,8
440
251
175
ПС
–121(3)
ПС
–605(6)
3,6/1,9
70/21
83
1,6
206
164
126
ПС
–605(38)
ПС
–23(19)
6,6/6,1
88/43
157
2,6
495
288
172
ПС
–691(2)
ПС
–717(3)
1,8/1,0
47/13
57
1,7
89
94
95
ПС
–669(10)
ПС
–583(4)
1,8/0,8
43/23
46
1,1
87
89
98
ПС
–185(13)
ПС
–583(7)
2,5/1,2
36/22
67
1,0
74
72
103
ПС
–10(5)
ПС
–579(33)
3,0/1,7
62/36
55
0,9
146
121
120
ПС
–225(9)
ПС
–579(33)
3,1/2,4
76/38
45
1,0
154
148
104
ПС
–333(3)
ПС
–26(10)
2,7/1,3
27/14
110
0,8
55
56
97
ПС
–38(10)
ПС
–477(3)
2,8/1,9
54/30
72
1,5
117
116
101
ПС
–38(14)
ПС
–477(8)
1,6/1,1
65/31
40
1,4
114
116
98
ПС
–39(6)
ПС
–477(7)
1,2/0,6
62/41
25
1,0
97
102
95
ПС
–712(33)
ПС
–298(6)
1,0/0,3
50/31
26
0,9
90
97
93
ПС
–486(5)
ПС
–456(23)
0,3/0,1
35/31
8
0,4
45
48
94
ПС
–419(25)
ПС
–100(4)
3,0/1,9
42/20
118
2,2
125
105
119
ПС
–768(1)
ПС
–298(1)
1,5/0,8 107/39
22
1,0
153
153
100
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ
СЕТИ 20 КВ
41
ЛИТЕРАТУРА
1.
Плетнев
Л
.
Электросеть
для
мегаполиса
//
Новости
элек
-
тротехники
, 2004,
№
3(27). URL: http://www.news.elteh.ru/
arh/2004/27/09.php.
2.
Миридонов
А
.
Б
.,
Ермаков
А
.
М
.
Перспективы
развития
сетей
20
кВ
в
ПАО
«
МОЭСК
» //
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ
.
Пе
-
редача
и
распределение
, 2016,
№
3(36).
С
. 58–59.
3.
Майоров
А
.
В
.
Опыт
эксплуатации
электрических
сетей
20
кВ
и
вопросы
развития
их
структуры
//
ЭЛЕКТРО
-
ЭНЕРГИЯ
.
Передача
и
распределение
, 2017,
№
4(43).
С
. 74–79.
4.
Огиенко
И
.
И
.
Анализ
топологии
электрических
сетей
20
кВ
по
критериям
оптимизации
,
наблюдаемости
,
энергоэффективности
//
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ
.
Пере
-
дача
и
распределение
, 2018,
№
1(46).
С
. 66–70.
5.
Гейбатов
Т
.
Опыт
проектирования
сети
20
кВ
для
элек
-
троснабжения
отдаленных
населенных
пунктов
в
ХМАО
//
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ
.
Передача
и
распределение
,
2013,
№
6(21).
С
. 70–73.
6.
Шаманов
Д
.,
Соколов
С
.
Распределительные
сети
Фин
-
ляндии
.
Особенности
схемных
решений
//
Новости
элек
-
тротехники
, 2005,
№
6. URL: http://www.news.elteh.ru/
arh/2005/36/03.php.
7.
Вологин
А
.
В
.,
Степанов
А
.C.
Концепция
развития
рас
-
пределительной
сети
среднего
напряжения
в
Москов
-
ской
области
//
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ
.
Передача
и
распре
-
деление
, 2016,
№
4(37).
С
. 76–79.
8.
Могильницкий
Н
.
А
.,
Шулов
Б
.
С
.
Применение
напря
-
жения
20
кВ
в
Латвийской
ССР
.
М
.–
Л
.:
Госэнергоиздат
,
1963, 168
с
.
9.
Двадцать
пять
лет
изучения
энергосистем
Франции
.
Под
ред
.
М
.
П
.
Костенко
.
Л
.:
Энергия
, 1977. 129
с
.
10.
Справочник
по
проектированию
электрических
сетей
.
Под
ред
.
Д
.
Л
.
Файбисовича
.
М
.:
Изд
-
во
НЦ
ЭНАС
, 2005.
320
с
.
11.
СТО
34.01–21.1–001–2017.
Распределительные
элек
-
трические
сети
напряжением
0,4–110
кВ
.
Требования
к
технологическому
проектированию
.
М
.:
ПАО
«
Россе
-
ти
», 2017. 233
с
.
женности
сети
в
ее
фрагментах
.
Известно
[11],
что
при
сравнении
вариантов
электрических
сетей
с
разными
классами
напряже
-
ния
,
имеющих
равные
затраты
или
затраты
,
отличающиеся
до
10%,
приоритет
отдается
ва
-
рианту
развития
сетей
с
более
высоким
напряжением
распре
-
делительной
сети
.
С
указанных
позиций
переход
с
напряжения
10
на
20
кВ
целесообразен
прак
-
тически
при
всем
многообразии
значений
параметров
сети
из
таб
ли
цы
3.
При
переводе
сетей
6–10
кВ
на
напряжение
20
кВ
эффектив
-
ность
последних
еще
более
воз
-
растет
.
Ранее
уже
отмечалось
,
что
при
таком
переводе
имеет
-
ся
возможность
использовать
основные
элементы
ВЛ
6–10
кВ
(
опоры
и
провода
),
а
также
стро
-
ительную
часть
ТП
6–10/0,4
кВ
.
Следовательно
,
первоначаль
-
ные
капитальные
вложения
на
сеть
20
кВ
еще
более
снизятся
.
ВЫВОДЫ
1.
Стоимостные
характеристики
ВЛ
6–10
и
20
кВ
отличаются
край
-
не
незначительно
.
При
прочих
равных
условиях
стоимость
ТП
20/0,4
кВ
примерно
на
25%
выше
,
чем
ТП
6–10/0,4
кВ
.
Указанные
соотношения
позволяют
обосно
-
вать
при
технико
-
экономических
сравнениях
предпочтительность
применения
номинального
на
-
пряжения
20
кВ
в
воздушных
электрических
сетях
,
причем
не
-
зависимо
от
интегральных
пара
-
метров
сети
.
2.
При
переводе
воздушных
се
-
тей
с
6–10
на
20
кВ
использо
-
вание
более
высокой
ступени
напряжения
становится
еще
бо
-
лее
привлекательным
.
Причина
кроется
в
том
,
что
каждый
со
-
храненный
элемент
сети
6–10
кВ
снижает
в
стоимости
ее
владе
-
ния
первоначальные
капиталь
-
ные
вложения
на
создание
но
-
вой
сети
.
3.
Сооружение
воздушных
элек
-
трических
сетей
20
кВ
является
важной
задачей
,
так
как
это
по
-
зволит
удвоить
их
пропускную
способность
при
практически
тех
же
затратах
на
владение
сети
по
сравнению
с
электроуста
-
новками
6–10
кВ
.
Это
особенно
важно
для
обеспечения
доступ
-
ности
новых
технологических
присоединений
потребителей
в
условиях
фактического
в
ряде
случаев
исчерпания
пропускной
способности
существующих
се
-
тей
6–10
кВ
,
а
также
не
потре
-
бует
серьезной
реконструкции
(
разукрупнения
)
присоединений
для
обеспечения
требуемого
ка
-
чества
электроэнергии
.
4.
При
формировании
воздуш
-
ных
электрических
сетей
20
кВ
следует
идти
на
низкоомное
ре
-
зистивное
заземление
нейтрали
с
током
однофазного
замыкания
на
землю
200
А
(
сопротивление
резистора
60
Ом
),
что
повы
-
сит
надежность
и
безопасность
электроустановок
,
минимизиру
-
ет
риски
электротравматизма
сторонних
лиц
.
5.
Ток
однофазного
замыкания
на
землю
на
уровне
200
А
явля
-
ется
компромиссным
решением
с
позиций
обеспечения
требуе
-
мой
чувствительности
устройств
РЗА
и
приемлемых
сопротив
-
лений
заземляющих
устройств
.
При
этом
с
позиций
безопасно
-
сти
ужесточаются
требования
к
последним
.
6.
Режим
низкоомного
резистив
-
ного
заземления
нейтрали
тре
-
бует
определенной
логики
ра
-
боты
устройств
РЗА
и
АПВ
ли
-
ний
при
однофазных
замыкани
-
ях
на
землю
,
так
как
для
сниже
-
ния
требований
к
заземляющим
устройствам
электроустановок
необходимо
обеспечить
мини
-
мально
возможное
время
отклю
-
чения
повреждений
.
7.
Одной
из
важнейших
задач
цифровизации
воздушных
элек
-
трических
сетей
20
кВ
видится
обеспечение
ее
достаточной
на
-
блюдаемости
для
автоматической
реконфигурации
сети
при
аварий
-
ных
ситуациях
,
что
обеспечивает
-
ся
установкой
реклоузеров
и
ука
-
зателей
поврежденного
участка
,
а
также
организацией
экономиче
-
ски
доступных
резервированных
каналов
связи
.
№
4 (49) 2018
Оригинал статьи: Разработка технических решений и рекомендаций по переводу действующих сетей 6–10 кВ на напряжение 20 кВ в сельской местности
По материалам IV Всероссийской конференции «РАЗВИТИЕ И ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ»