Министерство образования и науки Российской Федерации
Южно-Уральский государственный университет
Кафедра «Электрические станции, сети и системы электроснабжения»
621.311(07)
Е804
А.М. Ершов
СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Часть 3
СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЕМ 6–220 кВ
Курс лекций
Челябинск
Издательский центр ЮУрГУ
2019
УДК [658.26: 621.31](075.8) + 621.311(075.8)
Е804
Одобрено
учебно-методической комиссией энергетического факультета
Рецензенты:
Ю.П. Ильин, А.В. Млоток
Ершов, А.М.
Е804
Системы электроснабжения. Часть 3: Системы электроснабжения
напряжением 6–220 кВ: курс лекций / А.М. Ершов. – Челябинск:
Издательский центр ЮУрГУ, 2019. – 267 с.
Рассмотрены принципы формирования систем электроснабжения городов и промышленных предприятий, типовые схемы питающих воздушных
линий, распределительных устройств высшего и низшего напряжений подстанций, конструктивные исполнения кабельных линий и закрытых подстанций напряжением 110 кВ. Даны понятия об интеллектуальных электрических сетях.
Изложены методы расчёта надёжности систем электроснабжения. Рассмотрены принципы выполнения оперативных переключений в системах
электроснабжения, даны понятия о диагностировании и мониторинге состояния электрооборудования.
Предназначено для студентов, обучающихся по профилю подготовки
бакалавров «Системы электроснабжения».
УДК [658.26: 621.31](075.8) + 621.311(075.8)
© Издательский центр ЮУрГУ, 2019
ОГЛАВЛЕНИЕ
1. ОБЩИЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ И ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Развитие электроэнергетики России . . . . . . . . . . . . . . .
1.2. Основные требования к схемам электрических сетей
напряжением 35–110–220–330 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2. СИСТЕМЫ ПИТАЮЩИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
НАПРЯЖЕНИЕМ 35–110–220–330 кВ
2.1. Общие положения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.2. Типы конфигураций электрических сетей . . . . . . . . . . . .
2.3. Схемы присоединения понижающих подстанций к электрическим сетям . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3. ФОРМИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДОВ
И ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
3.1. Построение системы электроснабжения города . . . . . . . .
3.2. Построение систем внешнего электроснабжения промышленных предприятий
3.2.1. Общие положения. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.2.2. Электроснабжение ПП на напряжении 6, 10 кВ . . . . . .
3.2.3. Электроснабжение ПП на напряжении 35–110–220–
330 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4. ПОДСТАНЦИИ НАПРЯЖЕНИЕМ 35–110–220–330/6–10 кВ
4.1. Основные требования к схемам распределительных устройств
высшего напряжения подстанций . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.2. Типовые схемы РУ ВН подстанций . . . . . . . . . . . . . . .
4.3. Типовые схемы РУ НН подстанций . . . . . . . . . . . . . . .
4.4. Общие указания по применению типовых схем ПС . . . . . .
5. КОНСТРУКТИВНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ И ПОДСТАНЦИЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 35–110–220–330 кВ
5.1. Воздушные линии электропередачи напряжением 35–110–
220–330 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.2. Кабельные линии напряжением 35–110–220–330 кВ . . . . .
5.3. Вопросы экологии при проектировании развития электрической сети . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.4. Конструктивное исполнение кабельной линии напряжением
110 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.5. Закрытая подстанция напряжением 110/10 кВ . . . . . . . . .
5.5.1. Конструктивные исполнения элементов элегазовых модулей РУ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.5.2. Электрическая схема подстанции . . . . . . . . . . . . .
5.5.3 Строительная часть подстанции . . . . . . . . . . . . . .
5.6. Компоновки и конструктивные исполнения подстанций . . .
3
7
12
17
18
21
24
31
34
35
42
43
48
56
58
60
62
66
69
70
79
79
86
6. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ 6–10 кВ . . . . . . .
6.1. Сельские электрические сети . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6.2. Секционирование воздушных линий . . . . . . . . . . . . . .
6.3. Сельские трансформаторные подстанции . . . . . . . . . . .
7. ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ
7.1. Характеристика общего состояния электроэнергетики мира . .
7.2. Состояние электроэнергетики России . . . . . . . . . . . . . .
7.3. Новые подходы к развитию электроэнергетики . . . . . . . .
7.4. Интеллектуальная энергосистема с активно-адаптивной сетью
7.5. Приоритетные технологии ИЭС ААС . . . . . . . . . . . . . .
7.6. Цифровая подстанция . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.7. Интеллектуальная городская распределительная сеть . . . . .
7.8. ИЭС нефтедобывающих предприятий . . . . . . . . . . . . . .
7.9. Автоматизация районных электрических сетей . . . . . . . . .
7.10. Интеллектуальные микросети . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8. НАДЁЖНОСТЬ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
8.1. Экономические показатели надёжности
8.1.1. Учёт надёжности при проектировании СЭС ПП . . . . .
8.1.2. Ущерб народному хозяйству от ненадёжности СЭС . . .
8.1.3. Удельные ущербы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8.1.4. Влияние технологических особенностей производства на
надёжность электроснабжения . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8.2. Методы определения ущерба
8.2.1. Определение ущерба по общему количеству недоотпущенной электроэнергии . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8.2.2. Определение ущерба по аварийным и плановым недоотпускам электроэнергии . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8.2.3. Количественные показатели надёжности элементов
СЭС ПП . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8.3. Методы расчёта надёжности СЭС ПП
8.3.1. Общие сведения о методах расчёта . . . . . . . . . . . .
8.3.2. Аналитический метод расчёта надёжности СЭС . . . . .
8.3.3. Расчёт надёжности СЭС с помощью структурных схем .
8.3.4. Пример выбора варианта схемы внешнего электроснабжения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8.3.5. Сравнительная оценка надёжности типовых подстанций
напряжением 35–110–220 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8.4. Надёжность электрических сетей внутреннего электроснабжения ПП
8.4.1. Особенности построения СЭС ПП . . . . . . . . . . . . .
8.4.2 Радиальные схемы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8.4.3. Радиально-ступенчатые схемы . . . . . . . . . . . . . . .
8.4.4. Магистральные схемы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4
91
91
95
100
106
109
111
113
120
124
127
131
134
137
139
140
142
144
145
145
152
156
157
161
163
171
173
175
175
176
8.4.5. Схема одиночных магистралей с секционированием их
разъединителем . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8.4.6. Схема питания электроприёмников от двух магистральных линий . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8.5. Повышение надёжности электроснабжения ПП
8.5.1. Требования к надёжности электроснабжения потребителей электроэнергии . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8.5.2. Направления повышения надёжности электроснабжения
9. ОПЕРАТИВНЫЕ ПЕРЕКЛЮЧЕНИЯ В СИСТЕМАХ ЭЛЕТРОСНАБЖЕНИЯ
9.1. Общие положения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
9.2. Оперативные блокировки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
9.3. Правила проведения оперативных переключений
9.3.1. Общие положения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
9.3.2. Действия с выключателями . . . . . . . . . . . . . . . . .
9.3.3. Действия с выключателями комплектных распределительных устройств . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
9.3.4. Действия с разъединителями . . . . . . . . . . . . . . . .
9.3.5. Действия с выключателями нагрузки . . . . . . . . . . .
9.3.6. Проверка отсутствия напряжения . . . . . . . . . . . . .
9.3.7. Операции по наложению заземления . . . . . . . . . . .
9.4. Примеры оперативных переключений . . . . . . . . . . . . . .
9.5. Основные действия оперативного персонала при возникновении однофазного замыкания на землю . . . . . . . . . . . . . . .
9.5.1. Неселективная сигнализация ОЗЗ . . . . . . . . . . . . .
9.5.2. Селективная сигнализация ОЗЗ . . . . . . . . . . . . . . .
9.6. Ликвидация аварий на подстанциях . . . . . . . . . . . . . . .
10. ДИАГНОСТИРОВАНИЕ И МОНИТОРИНГ СОСТОЯНИЯ
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ СЭС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
10.1. Повреждения оборудования СЭС . . . . . . . . . . . . . . . .
10.2. Старение изоляции и элементов силового трансформатора
10.2.1. Факторы, влияющие на старение трансформатора . . . .
10.2.2. Старение твёрдой изоляции . . . . . . . . . . . . . . . .
10.2.3. Старение трансформаторного масла . . . . . . . . . . .
10.3. Жизненные циклы силового трансформатора . . . . . . . . .
10.4. Диагностирование и мониторинг состояния электрооборудования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
10.5. Испытания и обследование состояния силового трансформатора . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
10.6. Экономическая эффективность диагностирования и мониторинга . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
10.7. Методы определения состояния трансформатора . . . . . . .
10.7.1. Органолептический метод диагностирования . . . . . .
5
177
178
178
179
185
187
192
193
194
195
196
196
197
199
210
212
214
216
218
218
227
229
231
234
240
243
247
250
250
10.7.2. Тепловой контроль . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
10.7.3. Тепловизионный контроль . . . . . . . . . . . . . . . .
10.7.4. Химический анализ трансформаторного масла . . . . .
10.7.5. Контроль влагосодержания масла . . . . . . . . . . . .
10.7.6. Хроматографический анализ растворённых в масле газов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
10.7.7. Концентрация фурановых соединений . . . . . . . . . .
10.7.8. Частичные разряды . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
10.7.9. Вибрационные методы . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
10.8. Заключение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК . . . . . . . . . . . . . . . . . .
251
252
253
254
255
259
260
261
262
264
1. ОБЩИЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ И ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Развитие электроэнергетики России
Электроэнергетика как отрасль промышленности зародилась в России в
конце XIX в. Первоначально электроэнергию вырабатывали с помощью
электрохимических источников (батарей), затем получили распространение генераторы, приводимые в движение поршневыми паровыми либо
гидравлическими двигателями. На электростанциях небольшой мощности
использовались двигатели внутреннего сгорания. Наиболее распространёнными видами топлива в то время были мазут и каменный уголь. Электростанции строились для снабжения энергией конкретных объектов (промышленных предприятий, элеваторов, элементов городского хозяйства) и
работали изолированно друг от друга. Электроэнергия передавалась на незначительные расстояния: электростанции соединялись с потребителем
линиями длиной не более 1–2 км. При этом использовались невысокие
значения напряжения. Случаи использования напряжения выше 10 кВ в
России носили единичный характер (к 1913 г. протяжённость подобных
высоковольтных линий составляла 109 км).
К последнему предвоенному 1913 году суммарная установленная мощность электростанций России составила 1,1 тыс. кВт, выработка электроэнергии – около 2 млрд. кВт·ч, что соответствует показателям одного
энергоблока современной крупной электростанции.
Начало развития электроэнергетики России связано с разработкой и реализацией плана ГОЭЛРО (Государственная комиссия по электрификации
России). Энергетики нашей страны первыми в мире получили опыт широкого государственного планирования целой отрасли промышленности, такой важной и определяющей, как электроэнергетика. Известно, что с плана
ГОЭЛРО началось многолетнее планирование развития народного хозяйства в масштабе всей страны, начались первые пятилетки. Динамика развития электроэнергетической базы СССР, а с 1991 г. – Российской Федерации, характеризуется данными табл. 1.1.
Развитие электроэнергетики страны в 1930-е годы характеризовалось
началом формирования энергосистем. Наша страна протянулась с востока
на запад на одиннадцать часовых поясов. Соответственно этому в отдельных регионах меняется потребность в электроэнергии и режимы работы
электростанций. Эффективнее использовать их мощность, «перекачивая»
её туда, где она необходима в данный момент. Надежность и устойчивость
снабжения электроэнергией можно обеспечить лишь при наличии взаимосвязей между электростанциями, т. е. при объединении энергосистем.
К 1935 г. в СССР работало шесть энергосистем с годовой выработкой
электроэнергии свыше 1 млрд. кВт·ч каждая, в том числе Московская около 4 млрд. кВт·ч, Ленинградская, Донецкая и Днепровская – более чем
7
по 2 млрд. кВт·ч. Первые энергосистемы были созданы на основе линий
электропередачи напряжением 110 кВ, а в Днепровской энергосистеме
напряжением – 154 кВ, которое было принято для выдачи мощности Днепровской ГЭС.
Таблица 1.1
Установленная
мощность
электростанций, млн. кВт,
в том числе:
тепловых
атомных
гидравлических
Выработка
электроэнергии,
млрд. кВт·ч,
в том числе на:
тепловых
атомных
гидравлических
2017 г.
2010 г.
2003 г.
2000 г.
1990 г.
1980 г.
1970 г.
1960 г.
1950 г.
1940 г.
Показатели
1930 г.
Развитие электроэнергетической базы страны
2,87 11,1 19,6 66,72 166,1 266,7 203,3 212,8 216,4 214,9 239,8
2,74 9,60 16,4 51,94 133,8 201,0 139,7 147,2 148,4 146,1 162,8
–
–
–
–
0,9 12,5 20,2 21,3 22,7 24,7 27,9
0,13 1,5 3,22 14,78 31,4 52,3 43,4 44,3 45,3 44,5 48,5
8,35 43,3 91,2 292,3 740,9 1293,9 1082,1 877,8 916,2 1004,7 1053,9
7,8 38,5 78,5 241,4 613,0 1037,1 797,0 583,4 607,8 620,8 671,4
–
–
–
–
3,5 72,9 118,3 129,0 150,7 169,9 202,9
0,55 4,8 12,7 50,9 124,4 183,9 166,8 165,4 157,7 158,0 178,9
Примечание. Данные за 1930–1990 гг. относятся к СССР, данные за 1990–
2017 гг. – к Российской Федерации.
Со следующим этапом развития энергосистем, характеризующимся ростом передаваемой мощности и соединением электрических сетей смежных энергосистем, связано освоение электропередач класса 220 кВ. В
1940 г. для связи двух крупнейших энергосистем Юга страны была сооружена межсистемная линия 220 кВ Донбасс – Днепр.
Нормальное развитие народного хозяйства страны и его электроэнергетической базы было прервано Великой Отечественной войной 1941–
1945 годов. На территории ряда временно оккупированных районов оказались энергосистемы Украины, Северо-Запада, Прибалтики и ряда центральных районов Европейской части страны. В результате военных действий производство электроэнергии в стране упало в 1942 г. до 29 млрд.
кВт·ч, что существенно уступало предвоенному году. За годы войны было
разрушено более 60 крупных электростанций общей установленной мощностью 5,8 млн. кВт, что отбросило страну к концу войны на уровень, соответствующий 1934 г.
Во время войны было организовано первое Объединенное диспетчерское управление (ОДУ). Оно было создано на Урале в 1942 г. для коорди8
нации работы трёх районных энергетических управлений: Свердловэнерго,
Пермэнерго и Челябэнерго. Эти энергосистемы работали параллельно по
линиям 220 кВ.
В конце войны и особенно сразу же после её окончания были развёрнуты работы по восстановлению и быстрому развитию электроэнергетического хозяйства страны. Так, с 1945 по 1958 гг. установленная мощность электростанций увеличилась на 42 млн. кВт или в 4,8 раза. Производство электроэнергии выросло за эти годы в 5,4 раза, а среднегодовой
темп прироста производства электроэнергии составил 14 %. Это позволило
уже в 1947 г. выйти по производству электрической энергии на первое место в Европе и второе – в мире.
В начале 1950-х годов развернулось строительство каскада гидроузлов
на Волге. От них протянулись на тысячу и более километров к промышленным районам Центра и Урала линии электропередачи напряжением 500 кВ. Наряду с выдачей мощности двух крупнейших Волжских
ГЭС это обеспечило возможность параллельной работы энергосистем Центра, Средней и Нижней Волги и Урала. Так был завершен первый этап создания Единой энергетической системы (ЕЭС) страны. Этот период развития электроэнергетики прежде всего был связан с процессом «электрификации вширь», при котором на первый план выступала необходимость
охвата обжитой территории страны сетями централизованного электроснабжения в короткие сроки и при ограниченных капиталовложениях.
В 1970 г. к Единой энергосистеме европейской части страны была присоединена Объединенная энергосистема (ОЭС) Закавказья, а в 1972 г. –
ОЭС Казахстана и отдельные районы Западной Сибири.
Производство электроэнергии в 1975 г. по стране достигло 1038,6 млрд.
кВтч и увеличилось по сравнению с 1970 г. в 1,4 раза, что обеспечило высокие темпы развития всех отраслей народного хозяйства. Важным этапом
развития ЕЭС явилось присоединение к ней энергосистем Сибири путём
ввода в работу в 1977 г. транзита 500 кВ Урал-Казахстан-Сибирь, что способствовало покрытию дефицита электроэнергии в Сибири в условиях маловодных лет, и, с другой стороны, использованию в ЕЭС свободных
мощностей сибирских ГЭС. Все это обеспечило более быстрый рост производства и потребления электроэнергии в восточных районах страны для
обеспечения развития энергоёмких производств территориальнопромышленных комплексов, таких как Братский, Усть-Илимский, Красноярский, Саяно-Шушенский и др. За 1960–1980 годы производство электроэнергии в восточных регионах возросло почти в 6 раз, тогда как в Европейской части страны, включая Урал, – в 4,1 раза. С присоединением энергосистем Сибири к ЕЭС работа наиболее крупных электростанций и основных системообразующих линий электропередачи стала управляться из
единого пункта. С пульта Центрального диспетчерского управления (ЦДУ)
ЕЭС в Москве с помощью разветвленной сети средств диспетчерской свя9
зи, автоматики и телемеханики диспетчер может в считанные минуты перебрасывать потоки мощности между энергообъединениями. Это обеспечивает возможность снижения устанавливаемых резервных мощностей.
Новый этап развития электроэнергетики (так называемая «электрификация вглубь»), связанный с необходимостью обеспечения все возрастающего спроса на электроэнергию, потребовал дальнейшего развития
магистральных и распределительных сетей и освоения новых, более высоких ступеней номинальных напряжений и был направлен на повышение
надежности электроснабжения существующих и вновь присоединяемых
потребителей. Это потребовало совершенствования схем электрических
сетей, замены физически изношенного и морально устаревшего оборудования, строительных конструкций и сооружений.
Развитие электроэнергетики продолжало идти опережающими темпами. Так, с 1955 г. производство электроэнергии в СССР выросло более чем
в 10 раз, в то время как произведённый национальный доход увеличился в
6,2 раза. Установленная мощность электростанций увеличилась с 37,2 млн.
кВт в 1955 г. до 344 млн. кВт в 1990 г. Протяженность электрических сетей
напряжением 35 кВ и выше в этот период возросла с 51,5 до 1025 тыс. км,
в том числе напряжением 220 кВ и выше – с 5,7 тыс. до 143 тыс. км. Значительным достижением развития электроэнергетики было объединение и
организация параллельной работы энергосистем стран – членов СЭВ, общая установленная мощность электростанций которых превысила 400 млн.
кВт, а электрическая сеть охватила территорию от Берлина до УланБатора.
Электроэнергетика бывшего СССР в течение длительного периода времени развивалась как единый народнохозяйственный комплекс, а ЕЭС
страны, являющаяся его частью, обеспечивала межреспубликанские перетоки мощности и электроэнергии. До 1991 г. ЕЭС функционировала как
государственная общесоюзная централизованная структура. Образование
на территории СССР независимых государств привело к коренному изменению структуры управления и развития электроэнергетики.
Установленная мощность электростанций России увеличилась незначительно: с 213,3 млн. кВт в 1990 г. до 214,1 млн. кВт в 1998 г. В то же
время производство электроэнергии за эти годы упало более, чем на 23 %:
с 1082,1 млрд. кВт·ч в 1990 г. до 827 млрд. кВт·ч в 1998 г. Падение производства электроэнергии с 1990 по 1998 г. оказалось значительно меньшим,
чем падение внутреннего валового продукта (ВВП) (более чем на 40 %) и
промышленного производства (более чем на 50 %), что привело к существенному росту энергоемкости народного хозяйства. В 1999 г. производство электроэнергии в России впервые с 1990 г. увеличилось и составило
847 млрд. кВтч.
Изменение политических и экономических условий в стране уже в это
время стало оказывать серьезное негативное влияние на развитие и функ10
ционирование электроэнергетики. Впервые за послевоенные годы (с
1991 г.) уменьшилась установленная мощность электростанций, снизилась
выработка и потребление электроэнергии. Ухудшились показатели качества электрической энергии. Возросли потери электроэнергии в электрических сетях, удельные расходы топлива на производство электрической и
тепловой энергии. Увеличилось число ограничений и отключений потребителей, существенно снизились поставки электроэнергии в страны Восточной Европы.
Логическим завершением углубления кризиса явилась авария 2005 года. Она отключила примерно половину мощности в г. Москве и захватила
соседние области. Около шести электростанций «сели» на ноль или потеряли половину мощности и были на грани полного обесточивания. Однако
ситуацию удалось взять под контроль, и через сутки восстановить мощность аварийных источников.
В настоящее время Единая энергетическая система России охватывает
практически всю обжитую территорию страны и является крупнейшим в
мире централизованно управляемым энергообъединением. ЕЭС России
включает в себя 70 энергосистем на территории 81 субъектов Российской
Федерации, работающих в составе шести работающих параллельно ОЭС –
ОЭС Центра, Юга, Северо-Запада, Средней Волги, Урала и Сибири и ОЭС
Востока, работающей изолированно от ЕЭС России. Кроме того, параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы стран Балтии, Белоруссии,
Закавказья и отдельные районы Украины. Параллельно, но не синхронно с
ЕЭС (через вставку постоянного тока) работает энергосистема Финляндии,
входящая в объединение стран Северной Европы (NORDEL). От сетей
ЕЭС России осуществляется также приграничная торговля электроэнергией с Норвегией, Монголией и Китаем, а также передача электроэнергии в
Болгарию.
На территории России действуют изолированно работающие энергосистемы Якутии, Магадана, Сахалина, Камчатки, районов Норильска и Колымы.
Магистральные сети напряжением 220 кВ и выше перешли под контроль Федеральной сетевой компании (ПАО «ФСК ЕЭС»). Распределительные сети были интегрированы в межрегиональные распределительные
сетевые компании, объединённые в холдинг ОАО «Холдинг МРСК».
Позднее ПАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Холдинг МРСК» были включены в состав ПАО «Россети». На базе остальных электрических сетей, принадлежащих крупным промышленным потребителям, региональным, муниципальным и иным собственникам, образовались многочисленные территориальные сетевые компании.
11
1.2. Основные требования к схемам электрических сетей
напряжением 35–110–220–330 кВ
При проектировании схем электрических сетей должна обеспечиваться
экономичность их развития и функционирования с учетом рационального
сочетания сооружаемых элементов сети с действующими. В первую очередь
необходимо рассматривать работоспособность действующих сетей при перспективном уровне электрических нагрузок с учетом физического и морального износа линий и ПС и их возможной реконструкции.
Развитие сети должно предусматриваться на основе целесообразности использования технически и экономически обоснованного минимума схемных
решений, обеспечивающих построение сети из типовых унифицированных
элементов в соответствии с нормативно-технической документацией по проектированию ПС и линий.
Схема электрической сети должна быть гибкой и обеспечивать сохранение
принятых решений по её развитию при возможных небольших отклонениях:
– уровней электрических нагрузок и балансов мощности от планируемых;
– трасс ВЛ и площадок ПС от намеченных;
– сроков ввода в работу отдельных энергообъектов.
На всех этапах развития сети следует предусматривать возможность её преобразования с минимальными затратами для достижения конечных схем и параметров линий и ПС.
При проектировании развития сети рекомендуется предусматривать комплексное электроснабжение существующих и перспективных потребителей
независимо от их ведомственной принадлежности и формы собственности. При
этом рекомендуется учитывать нагрузки других потребителей, расположенных в рассматриваемом районе, а также намечаемых на рассматриваемую
перспективу.
При проектировании развития системообразующей сети следует исходить
из целесообразности многофункционального назначения вновь сооружаемых линий:
– увеличение пропускной способности сети для обеспечения устойчивой и
надежной параллельной работы ОЭС;
– надёжная выдача мощности электростанций;
– питание узлов нагрузки.
Рекомендуется избегать прямых связей между электростанциями (без промежуточных отборов мощности), для чего их необходимо прокладывать через
крупные узлы нагрузки.
Построение электрической сети должно соответствовать требованиям
охраны окружающей среды.
Схема должна обеспечивать оптимальный уровень токов короткого замыкания, которые на шинах электростанций и ПС не должны превышать следующих значений (табл. 1.2).
12
Напряжение, кВ
Ток, кА
110–150
31,5–40
220–330
40–50
Таблица 1.2
500–750
63
Для ограничения уровней токов КЗ следует предусматривать соответствующие схемные и режимные мероприятия.
Особо важным требованием к схеме является обеспечение необходимой
надёжности, под которой понимается способность выполнять заданные функции, сохраняя эксплуатационные показатели в условиях, оговоренных в нормативных документах. Согласно ПУЭ все электроприёмники по требуемой
степени надежности разделены на три категории.
Первая категория – электроприёмники, нарушение электроснабжения
которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного
технологического процесса, нарушение функционирования особо важных
элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения. Эти
электроприёмники должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания (таковыми, в частности, считаются две системы
или две секции шин одной подстанции, питающейся от двух источников), и
перерыв в их электроснабжении может быть допущен только на время автоматического ввода резервного питания.
Из состава электроприемников первой категории выделяется особая группа
электроприёмников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей,
взрывов и пожаров. Для электроснабжения этой группы электроприёмников
должен предусматриваться третий (аварийный) независимый источник, мощность которого должна быть достаточна для безаварийного останова производства и который автоматически включается при исчезновении напряжения на
основных источниках.
Вторая категория – электроприёмники, перерыв электроснабжения которых связан с массовым недоотпуском продукции, простоем рабочих, механизмов и т. п. Эти электроприёмники рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых источников питания; при этом допустим перерыв электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания дежурным персоналом или выездной бригадой.
Третья категория – все остальные электроприёмники. Электроснабжение
этих электроприемников может выполняться от одного источника питания
при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или
замены поврежденного элемента сети, не превышают 1 сутки.
Независимым источником питания (ИП) электроприёмника или группы
электроприёмников называют ИП, на котором сохраняется напряжение
при исчезновении его на других ИП. Согласно Правилам устройства
электроустановок (ПУЭ) [38] к независимым ИП могут быть отнесены две
13
секции или системы шин одной или двух электростанций, или подстанций
при соблюдении следующих условий:
– каждая из секций или систем шин питается от независимых источников;
– секции или системы шин не связаны между собой или же имеют
связь, автоматически отключающуюся при нарушении нормальной работы
одной из секций или системы шин.
Питание электроэнергией ПП, имеющих электроприёмники 1-й категории, осуществляется не менее чем по двум линиям. Также по двум линиям
питаются ПП с электроприёмниками 2-й категории, бесперебойная работа
которых необходима для функционирования основных производств. Для
питания электроприёмников особой группы 1-й категории предусматривается третий независимый ИП.
Питание электроприёмников 3-й категории может выполняться от одного источника, если перерыв электроснабжения, необходимый для ремонта или замены повреждённого элемента СЭС, не превышает одних суток.
Питание по двухцепным линиям, смонтированным на общих опорах,
может быть применено для электроприёмников всех категорий ПП, при
этом для электроприёмников особой группы 1- й категории должен быть
предусмотрен специальный аварийный ИП [30]. Применение же двух одноцепных линий должно обосновываться технико-экономическими расчётами. Оно целесообразно в районах с интенсивным образованием гололёда, на затопляемых или заболоченных участках трассы, где осложнено выполнение работ по восстановлению питания, при высоких требованиях к
бесперебойности питания, например, при преобладании нагрузок 1-й категории.
При разработке схемы электроснабжения необходимо иметь в виду, что потребители электроэнергии, как правило, состоят из электроприёмников, относящихся к различным категориям по требуемой степени надежности электроснабжения.
Схема и параметры электрической сети должны обеспечивать надёжность
электроснабжения, при которой в случае отключения любой линии или трансформатора сохраняется питание потребителей без ограничения нагрузки с соблюдением нормативного качества электроэнергии. Помимо общих требований
к надежности и пропускной способности системообразующих и распределительных сетей общего назначения регламентируются соответствующие требования к отдельным группам потребителей – промышленным предприятиям, тяговым подстанциям электрифицированных железных дорог, насосным и
компрессорным станциям магистральных трубопроводов и другим потребителям. В нормативных документах конкретизированы требования по резервированию, количеству цепей и трансформаторов на ПС, схемам присоединения
ПС к сети.
14
Если рассматриваемые варианты схемы существенно различаются по
надёжности электроснабжения, рекомендуется производить экономическую
оценку ущерба от недоотпуска электроэнергии. Учёт ущерба от недоотпуска
электроэнергии при выполнении технико-экономических расчетов по выбору
схем электрических сетей рекомендуется также в следующих случаях:
– при расчётах пропускной способности системообразующих сетей по
условиям взаиморезервирования;
– для определения относительной эффективности различных мероприятий,
рекомендуемых для обеспечения требуемой надёжности;
– при обосновании эффективности повышения уровней надёжности (степени резервирования) сверх нормативных требований.
При проектировании СЭС нужно предусматривать раздельную работу
линий и трансформаторов, отдавать предпочтение одной системе сборных
шин и ограниченно применять двойную систему сборных шин, по возможности ограничивать использование дорогих масляных и воздушных выключателей.
Для правильного решения вопросов электроснабжения необходимо
различать режимы работы СЭС: нормальный; аварийный, послеаварийный; ремонтный.
В нормальном режиме все элементы СЭС находятся в работе, линии
электропередачи и подстанции обеспечивают полное электроснабжение
потребителей.
Аварийный режим – это кратковременный переходной режим, вызванный нарушением нормальной работы СЭС или отдельных её звеньев и
продолжающийся до отключения повреждённого звена или элемента. Продолжительность аварийного режима определяется в основном временем
действия устройств релейной защиты, автоматики и телеуправления, а в
отдельных случаях действиями оперативного персонала по отключению
повреждённого элемента. Аварийный режим может продолжаться от долей
секунды до нескольких минут и, даже, часов.
Послеаварийный режим – это режим, возникающий после отключения
повреждённых элементов СЭС, т. е. после ликвидации аварийного режима.
Он гораздо более длителен, чем аварийный режим, и продолжается до восстановления нормальных условий работы СЭС. В послеаварийных режимах допускается снижение или даже перерыв электроснабжения потребителей, но при наличии технико-экономического обоснования, которое является сопоставлением экономических последствий отказов элементов
схемы (например, ущерб потребителей) с затратами на увеличение пропускной способности схемы, исключающей ограничение электроснабжения потребителей.
Ремонтные режимы возникают при отключении одного или нескольких элементов СЭС для проведения планового ремонта. При этом пропускная способность элементов ремонтных схем должна, как правило, ис15
ключать ограничение транзитов мощности, электроснабжение потребителей, запирание генерирующей мощности. Допускается, при соответствующем обосновании и согласовании, временное отключение потребителей и
снижение или даже перерыв транзитных перетоков мощности.
В нормативной литературе при выборе и обосновании различных схем
принята следующая терминология [51]:
– для обозначения обязательности выполнения требований применяются слова «должен», «следует», «необходимо» и производные от них;
– слова «как правило» означают, что данное требование является преобладающим, а отступление от него должно быть обосновано;
– слово «допускается» означает, что данное решение применяется в виде исключения и должно быть обосновано;
– слово «рекомендуется» означает, что данное решение является одним
из лучших, но не обязательным.
2. СИСТЕМЫ ПИТАЮЩИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
НАПРЯЖЕНИЕМ 35–110–220–330 кВ
2.1. Общие положения
В России получили распространение две системы напряжений электрических сетей переменного тока (110 кВ и выше) [52]:
– 110–330–750 кВ в энергетических системах Северо-Запада и частично Центра;
– 110–220–500 кВ в энергетических системах центральных и восточных регионов страны. Для этих энергосистем в качестве следующей ступени принято
напряжение 1150 кВ, введенное в ГОСТ в 1977 г. Ряд построенных участков
электропередачи 1150 кВ временно работали в 80–90 гг. на напряжении
500 кВ.
Электрические сети строятся по ступенчатому принципу путем последовательного «наложения» сетей нескольких напряжений. Появление следующей
ступени напряжения связано с ростом мощности электростанций и целесообразностью её выдачи на более высоком напряжении. Реконструкция
электрических сетей приводит к сокращению длины отдельных линий за счёт
присоединения к сети новых подстанций (ПС), а также к изменению значений и
направлений потоков мощности по линиям.
Наибольшее распространение получили электрические сети напряжением
110 кВ как в энергосистемах с системой напряжений 220–500 кВ, так и 330–
750 кВ. Удельный вес линий 110 кВ составляет около 70 % общей протяженности воздушных линий (ВЛ) напряжением 110 кВ и выше. На этом напряжении
осуществляется электроснабжение промышленных предприятий и энергоузлов, городов, электрификация железнодорожного и трубопроводного транспорта; они являются верхней ступенью распределения электроэнергии в сельской местности.
Напряжения 6–10–20–35 кВ предназначены для электрических сетей в городах, сельской местности и на промышленных предприятиях. Преимущественное распространение имеет напряжение 10 кВ. Электрические сети напряжением
6 кВ сохраняют значительный удельный вес по протяженности, но, как правило, не
развиваются и, по возможности, заменяются сетями напряжением 10 кВ. К этому
классу примыкает имеющееся в ГОСТ напряжение 20 кВ, получившее ограниченное распространение первоначально в одном из центральных районов г. Москвы, а
сейчас это напряжение стало появляться и в других энергосистемах. Например, в
2015 г. в Екатеринбурге построена подстанция «Медная» на напряжение 110/20 кВ,
питающая один из городских районов.
Напряжение 35 кВ используется в сельской местности для питания подстанций напряжением 35/10 кВ, реже используется трансформация 35/0,4 кВ.
Топология электрических сетей развивается в соответствии с географическими условиями, распределением нагрузок и размещением энерго17
источников. Многообразие и несхожесть этих условий приводят к большому
количеству конфигураций и схем электрической сети, обладающих разными
свойствами и технико-экономическими показателями. Оптимальное решение
может быть найдено путём технико-экономического сравнения вариантов.
2.2. Типы конфигураций электрических сетей
Общепринятая классификация электрических сетей по их конфигурации
отсутствует. Однако, несмотря на многообразие применяемых конфигураций
и схем, любую сеть можно расчленить на отдельные участки, опирающиеся на
центры питания (ЦП), и отнести к одному из рассмотренных ниже типов
(рис. 2.1) [52].
ЦП
ЦП
Р1
Р2
б)
а)
З1
З2
ЦП
ЦП
в)
г)
Д1
ЦП1
Д2
ЦП1
ЦП2
ЦП2
е)
д)
М
У
ЦП1
ЦП2
ЦП1
ЦП3
ЦП2
ЦП3
з)
ж)
Рис. 2.1. Основные типы конфигурации сети: а, б – радиальные с одной и двумя ВЛ;
в, г – замкнутые от одного ЦП с одной и двумя ВЛ; д, е – с двухсторонним (от двух
ЦП) питанием по одной и двум ВЛ; ж – узловая с тремя ЦП; з – многоконтурная
Одинарная радиальная сеть (далее, для сокращения, тип Р1, рис. 2.1, а) является наиболее дешевой, но обеспечивает наименьшую надёжность; получила
18
широкое распространение как первый этап развития сети – при небольших
нагрузках присоединенных ПС.
Двойная радиальная сеть (тип Р2, рис. 2.1, б) за счет дублирования линии
(на одних или разных опорах) обеспечивает резервирование питания потребителей. Эта схема характеризуется равномерной загрузкой обеих ВЛ, что соответствует минимуму потерь, не вызывает увеличения токов КЗ в смежных
участках сети, позволяет осуществлять чёткое ведение режимов работы сети,
обеспечивает возможность присоединения ПС по простейшим схемам.
При электроснабжении района от одного ЦП находят применение также замкнутые сети кольцевой конфигурации одинарные (тип 31, рис. 2.1, в) и двойные (тип 32, рис. 2.1, г). Достоинствами этих схем, как и радиальных, являются независимость потокораспределения от перетоков в сети высшего напряжения (ВН), отсутствие влияния на уровень токов КЗ в прилегающих сетях, возможность применения простых схем присоединения ПС.
Широкое применение находит замкнутая одинарная сеть, опирающаяся на два ЦП (тип Д1, рис. 2.1, д). Эта конфигурация образуется в результате поэтапного развития сети между двумя ЦП. Преимуществами такой конфигурации являются
– возможность охвата территории сетями, создание шин между двумя
ЦП для присоединения по мере необходимости новых ПС;
– уменьшение суммарной длины ВЛ по сравнению с присоединением
каждой ПС «по кратчайшему пути» (что приводит к созданию сложно замкнутой сети);
– возможность присоединения ПС по упрощенным схемам.
Недостатками конфигурации Д1 являются большая вероятность неэкономичного потокораспределения при параллельной работе сетей разных напряжений и повышение уровней токов КЗ, вызывающее необходимость секционирования в нормальных режимах.
Модификацией конфигурации Д1 является замкнутая двойная сеть, опирающаяся на два ЦП (тип Д2, рис. 2.1, е). Применяется при более высоких
плотностях нагрузок, обладает практически теми же преимуществами и недостатками, что и конфигурация Д1.
Узловая сеть (тип У, рис. 2.1, ж) имеет более высокую надёжность, чем Д1
и Д2, за счёт присоединения к трём ЦП, однако плохо управляема в режимном
отношении и требует сооружения сложной узловой ПС. Создание такой сети,
как правило, бывает вынужденным – при возникновении технических ограничений для дальнейшего использования сети типа Д1.
Многоконтурная сеть (тип М, рис 2.1, з) является, как правило, результатом неуправляемого развития сети в условиях ограниченного количества
и неравномерного размещения ЦП. Характеризуется сложными схемами присоединения ПС, трудностями обеспечения оптимального режима, повышенными уровнями токов КЗ.
19
Основой рационального построения сети является применение простых типов конфигураций и использование в качестве коммутационных пунктов,
главным образом, ПС следующей ступени напряжения, являющихся ЦП для
проектируемой сети.
Для распределительной сети такими конфигурациями являются в первую
очередь двойная радиальная сеть (Р2) и одинарная замкнутая, опирающаяся на
два ЦП (Д1). Технико-экономические исследования и анализ области применения этих конфигураций показывают, что применение конфигурации типа Р2
(как правило, на двухцепных опорах) эффективнее при небольших расстояниях
от потребителей до ЦП и при высоких уровнях нагрузок. Этот тип сети находит
применение для электроснабжения промпредприятий и отдельных районов городов на напряжении 110 кВ.
Конфигурация Д1 находит широкое применение в сетях 110 кВ для электрификации потребителей сельской местности, а также в распределительных
сетях 220 кВ, обеспечивая с наименьшими затратами максимальный охват территории. Техническими ограничениями для конфигурации Д1 являются пропускная способность головных участков, которая должна обеспечивать электроснабжение всех присоединённых ПС в послеаварийном режиме при выходе
одного из них, а также предельное количество присоединенных ПС.
Конфигурация типа Д2 обладает большой пропускной способностью и
может использоваться длительное время без преобразования в другие типы.
Она применяется в сетях 110 кВ систем электроснабжения городов, а также в
сетях 110–220 кВ для электроснабжения протяженных потребителей – электрифицируемых железных дорог и трубопроводов.
Замкнутые конфигурации, опирающиеся на один ЦП (31 и 32), используются, как правило, на первом этапе развития сети: первые – в сельской местности с последующим преобразованием в два участка типа Д1, вторые – в городах с последующим преобразованием в два участка типа Д2.
Применение сложнозамкнугых конфигураций распределительной сети
(типов У, М) из-за присущих им недостатков нежелательно, однако в условиях развивающейся сети избежать их не удаётся. По мере появления новых ЦП следует стремиться к упрощению многоконтурной сети; при этом
новые ЦП целесообразно размещать в её узловых точках.
Системообразующие сети характеризуются меньшим многообразием
типов конфигурации. Здесь, как правило, применяются конфигурации Д1 и
У. При этом в качестве узловых точек используются распределительные
устройства электростанций и часть ПС сети. Конфигурация системообразующей сети усложняется тем больше, чем длительнее она развивается в
качестве сети высшего класса напряжения; после «наложения» сети следующего класса напряжения начинается процесс упрощения конфигурации сети низшего напряжения.
20
2.3. Схемы присоединения понижающих подстанций
к электрическим сетям
Понижающие ПС предназначены для распределения энергии по сети низшего напряжения (НН) и создания пунктов соединения сети высшего напряжения (ВН) (коммутационных пунктов). Исходя из применяющихся типов
конфигурации сети (см. п. 2.2.) и возможных схем присоединения ПС их
можно подразделить на следующие (рис. 2.2):
Т1
ЦП
а)
ЦП
Т2
б)
ЦП1
О1
в)
ЦП1
ЦП2
ЦП2
О2
г)
ЦП1
П
д)
ЦП1
У
е)
ЦП2
ЦП2
ЦП3
ЦП1
ЦП2
У
ж)
Рис. 2.2. Основные типы присоединения подстанций к сети:
а, б – тупиковые, присоединяемые к одной и двум ВЛ;
в, г – ответвительные от одной и двух ВЛ; д – проходная,
присоединяемая путём захода одной ВЛ; е, ж – узловые,
присоединяемые по трём и более питающим ВЛ
21
тупиковые (Т1 и Т2) – питаемые по одной (рис. п. 2.2, а) или двум радиальным линиям; схема 2.2, а рассматривается как первый этап развития сети с
последующим преобразованием в схему 2.2, б или 2.2, д;
ответвительные (О1 и О2) – присоединяемые к одной (рис. 2.2, в) или двум
(рис. 2.2, г) проходящим ВЛ на ответвлениях; схема 2.2, в является первым этапом развития с последующим преобразованием в схему 2.2, г или 2.2, д;
проходные (П) – присоединяемые к сети путём захода одной линии с двусторонним питанием (рис. 2.2, д);
узловые (У) – присоединяемые к сети не менее чем по трём питающим линиям (рис. 2.2, е, ж).
Ответвительные и проходные ПС объединяют термином промежуточные,
который определяет размещение ПС между двумя ЦП сети (или узловыми ПС).
Проходные или узловые ПС, через шины которых осуществляются перетоки между отдельными точками сети, называют ещё транзитными подстанциями.
В табл. 2.1 приведены данные статистического анализа частоты применения
приведённых выше схем присоединения ПС в сетях 110–330 кВ.
Таблица 2.1
Частота использования разных схем присоединения подстанций
к электрическим сетям напряжением 110–330 кВ
Частота использования схем, %, по рис. 2.2
Напряжение сети, кВ
Т1
Т2
О1
О2
П
У
110
7
14
10
28
27
14
220
7
10
4
8
45
26
330
10
4
–
–
44
42
Из приведённых данных видно, что большинство ПС присоединяется к сети
по двум линиям. Имеется тенденция к увеличению числа линий за счёт уменьшения доли ПС, присоединяемых на первом этапе по одной линии. Удельный
вес узловых ПС увеличивается с ростом напряжения сети, одновременно снижается доля тупиковых и ответвительных ПС. Наиболее распространенным типом
ПС 110–330 кВ является проходная. Анализ схем построения электрических сетей 110–330 кВ показывает, что к узловым ПС целесообразно присоединять до
четырех ВЛ; большее число линий является, как правило, следствием неуправляемого развития сети, неудачного выбора конфигурации или запаздывания сооружения в рассматриваемой точке сети ЦП ВН.
Схемы присоединения ПС к сети, допустимое количество промежуточных
ПС между двумя ЦП выбираются в зависимости от величины нагрузки и ответственности потребителей ПС, протяжённости рассматриваемого участка сети, целесообразности его секционирования и необходимости сохранения тран22
зита мощности. Для некоторых групп потребителей (тяговые подстанции железной дороги, насосные и компрессорные станции магистральных трубопроводов, объекты нефтяных месторождений Западной Сибири, крупнейшие города) эти вопросы регламентированы ведомственными и нормативными документами.
3. ФОРМИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ГОРОДОВ И ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
3.1. Построение системы электроснабжения города
Для формирования системы электроснабжения крупных (500–1000 тысяч
жителей) и крупнейших (более 1 миллиона жителей) городов используются
сети напряжением 110 кВ и выше. Системы электроснабжения городов условно включают [52]:
– сети внешнего электроснабжения – линии 220 кВ и выше, обеспечивающие связь системы электроснабжения города с внешними межсистемными электрическими сетями 330–500–750 кВ, и ПС 220 кВ и выше, от которых питаются городские сети 110 кВ, а также линии 220 кВ и выше, связывающие эти ПС;
– сети внутреннего электроснабжения города – линии 110 и 220 кВ и ПС 110–
220/10 кВ, предназначенные для питания городских сетей 6–10–20 кВ;
– электростанции различного вида: государственные районные электрические (ГРЭС), тепловые электрические и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), гидравлические (ГЭС), атомные (АЭС) и др. Электростанции в зависимости от вида и
мощности могут располагаться как внутри города, так и вне его.
Выбор схемы электроснабжающей сети зависит от конкретных условий:
географического положения и конфигурации селитебной территории города,
плотности нагрузок и их роста, количества и характеристик источников питания, исторически сложившейся существующей схемы сети и др. Выбор производится по результатам технико-экономического сопоставления вариантов.
На рис. 3.1 приведена «идеализиро3
5
ванная» система электроснабжения горо8
2
4
да. Территория города разделена на три
части: окраина 1, средняя часть 2, цен1
8
тральная часть 3 с максимальной плотностью нагрузки.
7
Источниками внешнего электроснабжения города являются подстанции 4 с
первичным напряжением 220–500 кВ (в
8
6
некоторых случаях 110–220 кВ), которые
4
получают питание от подходящих и
кольцевой воздушных линий 5 напряжеРис.3.1. Система
нием 220–500 кВ.
электроснабжения города
Внутренняя электрическая сеть 110–
220 кВ выполняется в виде двух колец
линий электропередачи 6, охватывающих разные части город и выполняющих роль сборных шин, которые принимают энергию от подстанций 4 и
электростанций 7. К линиям электропередачи 6 подключаются подстанции
24
8 с первичным напряжением 110–220 кВ, которые обеспечивают непосредственное электроснабжение городских потребителей и промышленных
предприятий. Глубокие вводы в районы города с высокой плотностью и этажностью застройки должны выполняться кабельными линиями. Пропускная
способность линий электропередачи 6 должна обеспечивать перетоки мощности в нормальных и послеаварийных режимах при отключении отдельных
элементов сети.
Приведённая схема даёт возможность дальнейшего развития системы электроснабжения города без коренной перестройки. Пропускная способность сети
110–220 кВ может увеличиваться за счёт «разрезания» кольца и подключения
его к новым ЦП и за счёт увеличения количества линий, т. е. повторения
кольца с прокладкой линий по новым трассам и присоединения к ним новых
ПС 110–220/10 кВ. Присоединение сети 110–220 кВ кольцевой конфигурации
к новым ЦП позволяет изменять направление потоков мощности в ней, увеличивая пропускную способность без реконструкции. Схемы электроснабжения
конкретных городов в той или иной степени отличаются от идеальной схемы,
однако её общие принципы находят соответствующее отражение в конкретных проектах.
Построение внешних электроснабжающих сетей напряжением 220–750 кВ
должно удовлетворять следующим требованиям:
– схема должна предусматривать сооружение не менее двух-трёх ПС с высшим напряжением 220 кВ и выше, питающихся от энергосистемы (для
крупных и крупнейших городов в настоящее время используются подстанции с тремя классами напряжений 500/220/110 кВ или 750/330/110 кВ);
– ПС 220–330 кВ должны содержать, как правило, два трансформатора или
автотрансформатора (220 кВ – не менее 2x125 MB·А, 330 кВ – не менее
2x200 MB·А); в случае исполнения ПС с тремя классами напряжений применяется двойная трансформация, например, 500/220 и 220/110 кВ;
– линии связи с энергосистемой должны присоединяться не менее, чем к
двум внешним территориально разнесённым энергоисточникам и сооружаться, как правило, по разным трассам;
– общее количество и пропускная способность линий связи с энергосистемой должны выбираться с учётом обеспечения питания города без ограничений при отключении двухцепной ВЛ;
– крупнейшие города с населением 1 млн человек и более являются
важнейшими промышленными и культурно-политическими центрами
страны. Доля потребителей первой и второй категории по надёжности оценивается в 70–80 % общей нагрузки города [52]. Частичное, а тем более
полное погашение систем электроснабжения таких городов имеет серьёзные социально-экономические последствия, поэтому рекомендуется при
построении сети исходить из условия обеспечения резервирования не менее 70 % нагрузки любой ПС 220–330 кВ при её полном погашении.
25
Практика проектирования и выполненные технико-экономические исследования позволяют дать следующие рекомендации по построению внутригородских сетей напряжением 110–220 кВ (покажем на примере схемы
электроснабжения города, приведённой на рис. 3.2) [52]:
1. Внешнее электроснабжение города осуществляется от трёх ПС «Западная», «Северная» и «Южная», получающих питание от энергосистемы
на напряжении 330 кВ. Внутреннее электроснабжение выполняется на
напряжении 110 кВ. Внутри города расположены две теплоэлектроцентрали ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2.
2. Основным типом конфигурации электрической сети 110 кВ должны
являться двухцепная ВЛ, опирающаяся на два ЦП (тип Д2, рис. 2.1, е).
Например, ВЛ, питающаяся от двух ПС «Западная» и «Южная», к которой
подключены ПС1–ПС6; ВЛ, питающаяся от ПС «Северная» и ТЭЦ-1, к которой подключены ПС12–ПС15 и др. Двухцепные ВЛ могут быть использованы для резервирования двух ЦП, например, между ТЭЦ-2 и ПС «Северная».
3. Допускается применение одноцепных ВЛ, опирающихся на два центра питания (тип Д1, рис. 2.1, д). Например, ВЛ, питающаяся от ПС «Северная» и «Южная», к которой подключены ПС16–ПС18, и ВЛ между
«Северная» и ТЭЦ-2, к которой подключена ПС9.
4. Допускается применение двухцепных радиальных ВЛ (тип Р2, рис.
2.1, б), хотя их применение должно быть ограничено, т. к. они характеризуются худшим использованием пропускной способности ВЛ, меньшей
надёжностью и гибкостью. Например, от ТЭЦ-1 по двухцепной ВЛ питается ПС22.
5. Главные электрические схемы городских ПС и ПС промышленных
предприятий на стороне 110–220 кВ рекомендуется выполнять по типовым
схемам 4Н, 5Н, 5АН, мостиковым схемам с пятью выключателями (см.
раздел 4).
6. Для крупных и крупнейших городов оптимальная мощность трансформаторов на ПС 110/10–20 кВ должна составлять 25 и 40 МВ⋅А. Возможно применение трансформаторов мощностью 63 МВ⋅А, но с учётом
повышенных токов КЗ, отрицательно воздействующих на электрическую
сеть 10–20 кВ, нужно принимать специальные меры по ограничению токов
и мощности короткого замыкания.
7. К двухцепным ВЛ, опирающимся на два ЦП, на каждую линию целесообразно присоединять не более двух-трёх ПС с трансформаторами мощностью 25–40 МВ·А.
8. Исходя из рекомендованных выше схем присоединения городских
ПС к ВЛ 110 кВ и их оптимальной мощности, сечение проводов для городских двухцепных ВЛ рекомендуется принимать не ниже 240 мм2 (по алюминию), для ВЛ 220 кВ – до 300 мм2.
26
От системы
330 кВ
Западная
330 кВ
Северная
110 кВ
110 кВ
ПС7
ПС9
ТЭЦ-2
ПС10
ПС16
ПС11
ПС1
ПС12
ПС2
ПС3
ПС8
ПС13
ПС14
ПС4
ПС15
ПС5
ПС20
ПС6
ТЭЦ-1
ПС19
ПС21
ПС22
110 кВ
Южная
ПС18
330 кВ
От системы
Рис. 3.2. Схема электроснабжения крупного города
напряжением 110–330 кВ
27
ПС17
9. Внутри города с целью обеспечения экологии и электробезопасности
линии электропередачи напряжением 110–220–330 кВ нужно выполнять
кабельными, подстанции строить закрытого типа.
10. Характерной особенностью последних лет является размещение источников небольшой мощности (5–15 МВт) на территории городов. Для отдельных ответственных потребителей городской сети (вычислительные центры,
банки, крупнейшие магазины и др.) принята целесообразной установка источников бесперебойного питания.
На рис. 3.3 показана схема электроснабжения г. Челябинска, включающая
частично Челябинские городские электрические сети (ЧГЭС), обеспечивающие питание жилой части города, и системы электроснабжения некоторых
промышленных предприятий.
При построении системы электроснабжения городских и промышленных
потребителей электроэнергии г. Челябинска реализованы основные принципы,
рассмотренные выше:
1. Внешнее электроснабжение осуществляется на напряжении 500 кВ от
двух подстанций с тремя напряжениями 500/220/110 кВ – ПС Шагол, расположенной в северо-западной части города, и ПС Козырево, расположенной в
25 км с восточной стороны города около пос. Мирный.
ПС Шагол по ВЛ-500 кВ имеет связи с Троицкой ГРЭС (мощность
2234 МВт), ПС Козырево, ПС Южная в Свердловской области, ПС Челябинская и по ВЛ-220 кВ – с Южно-Уральской ГРЭС (1606 МВт), ПС Чебаркуль и
ПС Кунашак. На ПС Шагол установлены два автотрансформатора 500/220 кВ
мощностью по 500 МВ·А и два автотрансформатора 220/110 кВ мощностью
по 250 МВ·А.
ПС Козырево по ВЛ-500 кВ имеет связи с Рефтинской ГРЭС (3800 МВт) в
Свердловской области, ПС Курган, по ВЛ-220 кВ – с ПС Шумиха в Курганской области. На ПС Козырево установлены два автотрансформатора
500/220 кВ мощностью по 800 МВ·А и два автотрансформатора 220/110 кВ
мощностью по 200 МВ·А.
2. Внутри г. Челябинска расположены теплоэлектростанции, обеспечивающие город электрической и тепловой энергией, ТЭЦ-1 (232 МВт), ТЭЦ-2
(320 МВт), ТЭЦ-3 (593 МВт), ЧГРЭС (742 МВт), имеющие резервирующие
связи между собой по ВЛ 110 и 220 кВ. Вновь построенная часть ЧГРЭС получила второе название ТЭЦ-4.
3. С трёх системных подстанций ПС Шагол (500/220/110 кВ), ПС Новометаллургическая (два автотрансформатора 220/110 кВ мощностью по
250 МВ·А), ПС Исаково (два автотрансформатора 220/110 кВ мощностью 200
и 180 МВ·А), расположенных треугольником на периферии, внутрь города
входят ВЛ 220 и 110 кВ, которые, как правило, питаются с двух сторон (по типу Д2 и Д1). В результате вокруг города сформировано кольцо питающих линий: с северной части ВЛ-500 кВ; с северной, западной и южной сторон –
ВЛ-220 кВ; со всех сторон – ВЛ-110 кВ.
28
на ПС Южная
на ПС Челябинская
на ТГРЭС
ПС Козырево 500/220 Рефт. ГРЭС
/110 кВ ПС Курган
ВЛ-500 кВ
ВЛ-220 кВ
ЧМК
3 ПС-220 кВ
15 ПС-110 кВ
ТЭЦ ЧМК
ПС
Шагол
ВЛ-110 кВ
ТЭЦ-3
ПС Новометаллургическая
500/220
/110 кВ
220/110 кВ
Транзитная
СЗК
Новоградская
ЧЭЦЗ
ТЗП-1
ЧЭРЗ
КЛ-110 кВ
Массивная
Северная
Спортивная
Бульварная
ТЗП-2
ЧГРЭС
КЛ-35 кВ
Южная
Главная
тяга
Центральная
Челябинский узел
Гусеничная
ЗСО
Ленинская
ЮЗК
Сосновская
ТЭЦ-1
ЧТПЗ
3 ПС-110 кВ
АМЗ
Асфальтная
на ЮУГРЭС
и ПС Чебаркуль
ТЭЦ-2
Восточная
ЧТЗ
Западная
Шершневская
Абразивная
ЧЭМК
Аэродромная
Паклинская
ЧФЗ
Хромовая
220/110 кВ ПС Исаково
Рис. 3.3. Схема электроснабжения Челябинска
29
4. По указанным линиям питаются городские потребители. Например, по
двухцепной ВЛ-110 кВ с двухсторонним питанием от ПС Шагол и Сосновская
получают энергию шесть ПС (рис. 3.3 и 3.4), причём по одной цепи питаются
две ПС проходного типа Новоградская и Шершнёвская, а по второй цепи – две
ПС отпаечного типа Паклинская и Западная, а также две ПС проходного типа
Спортивная и Массивная. Отметим, что ПС Массивная, расположенная в центре города, по условиям экологии связана с ПС Спортивная двумя кабельными
линиями КЛ-110 кВ. Также, ПС Центральная, питающая телецентр, получает
питание от ПС Восточная по двойной радиальной КЛ-35 кВ, проложенной ещё
в 60-е годы прошлого века.
Паклинская
Шагол
Новоградская
Спортивная
Западная
ВЛ-110 кВ
Массивная
КЛ-110 кВ
Сосновская
Шершнёвская
Рис. 3.4. Схема двухцепной ВЛ-110 кВ с двухсторонним питанием
5. Мощности трансформаторов на ПС, построенных в 70-80-е годы прошлого века «Новоградской», «Шершнёвской», «Спортивной» и др.,
с 16–25 МВ·А доведены до 40 МВ·А, а на ПС «Аэродромная» – до 63 МВ·А.
На вновь построенных ПС «Паклинской», «Массивной», «Гранитной», «Краснопольской» сразу установлены по два трансформатора мощностью по
40 МВ·А.
6. Электроснабжение промышленных предприятий, расположенных внутри города, осуществляется на напряжении 220 и 110 кВ:
– Челябинский электрометаллургический комбинат (одно из старейших
предприятий города, создано в начале 30-х годов прошлого века), потребляющий в часы максимума до 500 МВт, получает питание на напряжении 220 кВ
от ПС Новометаллургическая, кроме того, есть связи с ЧГРЭС и ТЭЦ-2.
– Челябинский металлургический комбинат, потребляющий из энергосистемы до 350–400 МВт, по ВЛ 220 и 110 кВ получает питание от ПС Козырево, Шагол, Новометаллургическая, ТЭЦ-3, имеет внутри себя три ПС-220 кВ и
пятнадцать ПС-110 кВ. Кроме того, имеется собственная ТЭЦ ЧМК мощностью 264 МВт.
– Челябинский электролитно-цинковый завод (около 100 МВт) получает
питание от ВЛ-220 кВ и ВЛ-110 кВ, связывающих ПС Шагол соответственно с
ПС Новометаллургическая и ЧГРЭС.
– Челябинский трубопрокатный завод (около 50 МВт) питается от ТЭЦ-1.
30
– Ряд промышленных предприятий, в том числе, железная дорога, имеют
свои ПС (ЧЭРЗ, АМЗ, Главная тяга, Челябинский узел и др.) или получают питание от Челябинских городских электрических сетей.
В заключение отметим, что система электроснабжения города Челябинска является единой как для потребителей жилых и административных районов, так и потребителей промышленных предприятий.
3.2. Построения систем внешнего электроснабжения
промышленных предприятий
3.2.1. Общие положения
Электроснабжение промышленных предприятий (ПП) разделяют на
внешнее и внутреннее.
К внешнему электроснабжению условно относят часть СЭС, включавшую в себя головные выключатели, расположенные на районной понижающей подстанции энергосистемы (ЭС), питающие предприятие линии
электропередачи и понижающие трансформаторы главной понизительной
подстанции (ГПП) предприятия, если она имеется, с коммутационной аппаратурой на стороне высшего напряжения ГПП.
К внутреннему электроснабжению относят часть СЭС ПП, начиная с
вводных выключателей распределительного устройства со стороны низшего напряжения 6–35 кВ понижающих трансформаторов ГПП и всю распределительную сеть, включая кабельные, воздушные линии и токопроводы,
высоковольтные распределительные пункты (РП) и цеховые понижающие
трансформаторные подстанции (ТП). К внутреннему электроснабжению
относятся также цеховые электрические сети напряжением до 1000 В
(внутрицеховое электроснабжение).
В [14, 30] принято следующее условное деление ПП по потребляемой
мощности: большие – с суммарной установленной мощностью электроприёмников 75 МВт и более; средние – с установленной мощностью 5–
75 МВт; малые – с установленной мощностью до 5 МВт.
В практике проектирования и эксплуатации СЭС ПП в зависимости от
исполнения, мощности, напряжения и назначения принято следующее обозначение подстанций:
УРП – узловые распределительные подстанции энергосистемы с первичным напряжением 220–330–500–750 кВ;
ГПП и ПГВ – главные понизительные и подстанции глубоких вводов
напряжением 110–220–330/6–10–35 кВ;
ЦРП – центральные распределительные (пункты) напряжением 6–
10 кВ;
УРП получают энергию от энергосистемы и распределяют её (без
трансформации или с частичной трансформацией) по линиям напряжением
31
110–220–330 кВ. Обычно УРП имеют значение районных понижающих
подстанций энергосистемы и питают подстанции города и промышленных
предприятий. На ГПП (ПГВ) осуществляется трансформация напряжения с
35–110–220–330 кВ на 6–10 кВ, иногда 35 кВ и распределение энергии по
подстанциям ПП. ЦРП выполняет те же функции, что и ГПП предприятия,
но без трансформации напряжения, они используются обычно на ПП малой, иногда средней мощности.
В зависимости от мощности потребителей промышленного предприятия электроснабжение может осуществляться на напряжении 6–10 кВ и на
напряжении 35–750 кВ. Рассмотрим эти варианты.
При проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий и городов основными вопросами являются: выбор общей схемы
питания; числа, мощности и расположения понижающих подстанций;
напряжений питающих и распределительных сетей; способов передачи
электроэнергии по территории предприятия.
При построении схемы электроснабжения необходимо учитывать ряд
специфических факторов, свойственных отдельным ПП, в частности,
наличие зон с загрязнённой и агрессивной окружающей средой, особых
групп электроприёмников, требующих повышенной надёжности питания,
электроприёмников с резкопеременной ударной нагрузкой и др. Эти факторы обуславливают дополнительные требования к СЭС ПП.
Концентрация крупных производств на сравнительно малой территории
приводит к созданию крупных нагрузочных узлов. Многообразие конкретных условий, которые нужно учесть при проектировании электроснабжения предприятий разных отраслей, приводит к многообразию схем внешнего электроснабжения. Однако практика проектирования выявила для
этих потребителей характерные особенности, определила общий подход и
создала ряд характерных схем.
1. Выбор схемы и напряжения сети внешнего электроснабжения производится на основе технико-экономического сравнения возможных вариантов с учётом перспективы развития предприятия, чтобы осуществление
первой очереди не приводило к большим затратам, связанным с последующим развитием.
2. При проектировании схемы электроснабжения промышленного
предприятия следует учитывать потребность в электроэнергии всех потребителей района – городов и поселков, сельского хозяйства. Схема должна
оптимизироваться с учетом интересов всех рассматриваемых потребителей.
3. Основным источником электроснабжения, как правило, являются
энергетические системы. Исключение составляют предприятия с большим
теплопотреблением, для которых основным источником может являться
ТЭЦ. При этом следует обязательно предусматривать связь ТЭЦ с энергосистемой, как правило, на напряжении 110 кВ и выше. Примерами постро32
ения таких СЭС служат Челябинский металлургический комбинат, город
Миасс и др.
4. Общей тенденцией построения современных схем электроснабжения
промышленных предприятий является применение глубоких вводов – максимальное приближение источников питания к электроустановкам предприятий, сведение к минимуму количества сетевых звеньев и ступеней
трансформации, дробление ПС при размещении предприятий на значительной территории.
Применяемые для внешнего электроснабжения промышленных предприятий напряжения зависят от напряжения электрических сетей энергосистемы в районе размещения предприятий и от их нагрузки.
При построении СЭС ПП необходимо учитывать требования потребителей, а также энергетической системы (технические условия присоединения). Эти требования определяют основные параметры и возможности
дальнейшего развития СЭС ПП.
Основные требования, предъявляемые к промышленным СЭС:
– высокая надёжность электроснабжения (необходимая степень надёжности);
– рациональное построение схемы электроснабжения;
– рациональное конструктивное решение;
– удобство и безопасность в эксплуатации;
– возможность перспективного развития.
При построении СЭС ПП следует широко применять:
– блочные схемы;
– подстанции без сборных шин на первичном напряжении;
– комплектные и малогабаритные конструкции отдельных элементов
схем электроснабжения;
– автоматику и телемеханику на всех ступенях СЭС.
При проектировании СЭС нужно предусматривать раздельную работу
линий и трансформаторов, отдавать предпочтение одной системе сборных
шин и ограниченно применять двойную систему сборных шин, по возможности ограничивать использование дорогих масляных и воздушных выключателей.
СЭС в целом нужно строить таким образом, чтобы в послеаварийном
режиме она обеспечивала функционирование основных производств ПП.
При этом используются все дополнительные ИП и возможности резервирования, в том числе и те, которые в нормальном режиме нерентабельны
(различные перемычки, связи на вторичных напряжениях и др.). В послеаварийном режиме допустимо частичное ограничение передаваемой мощности, а также позволены отклонения некоторых параметров качества
электроэнергии.
33
3.2.2. Электроснабжение ПП на напряжении 6, 10 кВ
Электроснабжение промышленных предприятий на напряжении 6–
10 кВ может осуществляться от энергосистемы (ближайшей городской
подстанции), от собственной теплоэлектростанции (ТЭЦ), от энергосистемы (ЭС) и ТЭЦ одновременно.
При мощности ПП до 5 MB·А и его расположении в черте города на
расстоянии не более 5–10 км от городской подстанции электроснабжение
осуществляется по схемам, приведённым на рис. 3.5 [8]. Число питающих
линий зависит от требуемого уровня надёжности электроснабжения. Для
распределения энергии на предприятии используется ЦРП.
ЭС
ГРУ ТЭЦ
ЭС
6–10 кВ
Л
Л1
Л2
G
G
ЦРП
ЦРП
35–110 кВ
Связи с ЭС
6–10 кВ
Рис. 3.5. Схемы электроснабжения
предприятия от городской ПС
Рис. 3.6. Схема электроснабжения
предприятия от собственной ТЭЦ
ТЭЦ сооружаются для электроснабжения и теплоснабжения крупных
промышленных предприятий и городов. Собственные ТЭЦ предусматриваются:
– при расположении ПП в районах, не имеющих связей с ЭС;
– при наличии специальных требований к надёжности электроснабжения, когда собственная ТЭЦ необходима для резервирования при значительной потребности в паре и горячей воде для производственных целей.
В небольших городах на промышленных предприятиях, особенно, в
моногородах, на промышленных предприятиях сооружают тепловые
электроцентрали, которые несут две основные функции, во-первых, вырабатывают электроэнергию для производственных нужд, во-вторых, вырабатывают тепловую энергию как для технологических нужд предприятия,
так и для отопления прилегающих жилых районов.
Если ТЭЦ находится в непосредственной близости от цехов ПП, а
напряжение высоковольтных электроприёмников совпадает с напряжением генераторов электростанции, то распределение электроэнергии осуществляется по схеме на рис. 3.6. При этом близлежащие цеховые ТП присоединяются непосредственно к сборным шинам главного распределительного устройства (ГРУ) ТЭЦ. Отметим, что в последнее время от такого
34
варианта построения схемы электроснабжения отказываются, т. к. повреждение сетевого электрооборудования может приводить к повреждению
генераторов или даже погашению ТЭЦ. Сейчас широко применяют схемы,
в которых генераторы ТЭЦ подключают к повышающим трансформаторам
с вторичным напряжением 110–220 кВ, на котором далее происходит передача электроэнергии потребителям.
При наличии ТЭЦ на ПП электроснабжеЭС
ние, как правило, осуществляется от неё и
ЭС одновременно. Оно выполняется по схеме, приведённой на рис. 3.7, на напряжении
Л1
Л2
6–10 кВ, если ПП удалено от ЭС, а ТЭЦ расположена в центре электрических нагрузок
ПП. В этом случае ГРУ ТЭЦ используется и
ГРУ
как ЦРП. Самостоятельное здание ЦРП со6–10 кВ
оружается только в том случае, если ТЭЦ
удалена от центра электрических нагрузок
ТЭЦ
ПП.
G
Электрическая мощность, потребляемая
предприятием от ТЭЦ, может находиться в
Рис. 3.7. Схема электропределах от полной электрической мощноснабжения ПП от ЭС
сти ТЭЦ до минимальной, необходимой ПП
и собственной ТЭЦ
в послеаварийном режиме.
3.2.3. Электроснабжение ПП на напряжении 35–110–220–330 кВ
При питании ПП от энергосистемы главная понизительная подстанция
может находиться вне территории ПП, например, при плотной застройке
промышленной площадки, либо на самом ПП с максимальным приближением к центру электрических нагрузок. При этом следует стремиться осуществить питание ПП с помощью глубокого ввода.
Глубоким вводом называется система электроснабжения с максимально
возможным приближением высшего напряжения 35–110–220 кВ к электроустановкам потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и коммутационных аппаратов. В настоящее
время эта прогрессивная СЭС широко применяется на ПП. На ПП средней
мощности линии глубоких вводов 35–220 кВ обычно подключаются к
двухцепным линиям с двухсторонним питанием, от которых питаются как
городские потребители, так и промышленные предприятия. На крупных
ПП подобные линии питают, как правило, только нагрузки промышленных
потребителей.
Подавляющее большинство крупных промышленных предприятий
имеет потребителей 1-й и 2-й категорий, поэтому их внешнее электроснабжение осуществляется не менее чем по двум линиям. Предпочтитель35
ной является схема, при которой линии выполняются на отдельных опорах
и идут по разным трассам (или каждая ПС питается по двум цепям, подвешенным на опорах разных двухцепных ВЛ). Выбор пропускной способности питающих линий производится таким образом, чтобы при выходе из работы одной из них оставшиеся обеспечивали питание приёмников электроэнергии
1-й и 2-й категорий, необходимых для функционирования основных производств.
Линии электропередачи глубоких вводов проходят по территории ПП в
виде радиальных кабельных или воздушных линий электропередачи или
магистральных с ответвлениями к наиболее крупными пунктам потребления энергии. Таким образом, приём электроэнергии децентрализуется, т. е.
производится не одной ГПП (ПГВ), а несколькими. Наибольший эффект
принцип разукрупнения подстанций даёт при нагрузках, размещённых во
многих пунктах на большой территории, например, на горнодобывающих
комбинатах, металлургических и химических заводах и т. п., на которых
число ГПП (ПГВ) доходит до 10–15.
При применении глубоких вводов повышается надёжность электроснабжения, т. к. в случае аварии выпадает одно небольшое звено СЭС, которое легче восстановить, чем при одной мощной ГПП. Уменьшаются рабочие токи и токи КЗ на вторичном напряжении; упрощается коммутация,
и в ряде случаев удаётся обойтись без реактирования линий или же применить групповые реакторы. Одновременно резко сокращаются распределительные сети вторичного напряжения 6–10 кВ, а, следовательно, значительно уменьшается протяжённость кабельных линий и потерь электроэнергии в них. Улучшается возможность дальнейшего развития СЭС ПП.
Глубокие вводы выполняют по двум схемам:
– в виде магистральных воздушных линий, питающих несколько ПГВ
напряжением 110–220 кВ; ПГВ выполняют отпаечными или проходными
(транзитными);
– в виде радиальных кабельных или воздушных линий, питающих ПГВ
по схеме «блока линия – трансформатор», такие ПГВ выполняют тупиковыми.
Магистральные глубокие вводы используются при нормальной или малозагрязнённой окружающей среде в том случае, когда по территории ПП
можно провести воздушные линии и разместить подстанции 110–220 кВ на
территории ПП около соответствующих основных групп электроприёмников. На рис. 3.8 показан пример глубокого ввода линий 110–220 кВ от
УРП1 и УРП2 на территории крупного ПП, выполненного по магистральной схеме с односторонним и двухсторонним питанием. Руководствуясь
практикой проектирования СЭС ПП, не рекомендуется присоединять к одной магистрали 110–220 кВ более четырёх подстанций при мощности
трансформаторов до 16–25 MB·А и более двух-трёх подстанций с трансформаторами большей мощности.
36
Энергосистема
Энергосистема
ЛЭП 110–220 кВ
УРП-2
УРП-1
ПГВ-1
ПГВ-2
ПГВ-3
Резервные
связи
6–10 кВ
ЛЭП 110–220 кВ
ПГВ-4
ПГВ-5
ТЭЦ
Рис. 3.8. Магистральная схема внешнего электроснабжения ПП
Радиальные глубокие вводы преимущественно следует применять при
загрязнённой окружающей среде, хотя в ряде случаев они могут оказаться
целесообразными и при нормальной среде. Кабельные или воздушные радиальные вводы напряжением 110–220 кВ применяют при стеснённом
расположении зданий и сооружений на территории ПП.
Схема электроснабжения крупного завода с применением радиальных
глубоких вводов представлена на рис. 3.9. ПГВ целесообразно размещать
рядом с производственными корпусами, а распределительные устройства
6–10 кВ рекомендуется встраивать прямо в эти корпуса. Радиальные схемы
глубоких вводов имеют определённые преимущества перед магистральными, т. к. аварии на одной линии или в трансформаторе не отражаются на
работе других подстанций. Однако магистральные схемы значительно дешевле радиальных.
В связи с внедрением принципа разукрупнения подстанций 110–220 кВ
существенно изменились взгляды на вопросы расширения и реконструкции подстанций. Проблема развития СЭС ПП решается теперь в большинстве случаев путём сооружения новых подстанций в центрах вновь возникающих нагрузок, а не путём наращивания мощности существующих подстанций. При этом действующие подстанции или совсем не затрагиваются,
или же на них предусматриваются только связи с новыми подстанциями
преимущественно на вторичном напряжении. Лишь в отдельных случаях
на действующей подстанции целесообразно заменять установленные
37
трансформаторы трансформаторами большей мощности, т. к. такие решения ведут к росту токов КЗ и возникновению проблем с термической и динамической устойчивостью электрооборудования существующих СЭС
напряжением 6–10 кВ.
ПС энергосистемы
110 –220 кВ
ПГВ-1
ПГВ-2
ТЭЦ
ПГВ-3
ПГВ-4
6–10 кВ
Рис. 3.9. Радиальная схема внешнего электроснабжения ПП
Далее рассмотрим несколько примеров выполнения схем внешнего электроснабжения крупных промышленных предприятий.
Для обеспечения потребности в тепле химкомбината (рис. 3.10) предусмотрена ТЭЦ мощностью 240 МВт. Недостающая мощность подается из системы по сети 220 кВ. Для приёма этой мощности предусмотрена УРП
220/110/10 кВ, которая служит для питания нагрузок электролиза на 10 кВ,
для распределения электроэнергии по территории комбината к ПГВ
110/10 кВ и приёма мощности от ТЭЦ на напряжении 110 кВ.
Потребность в тепле нефтехимкомбината (рис. 3.11) удовлетворяется от
ТЭЦ мощностью 150 МВт, дефицит электрической мощности – от районной
ПС 330/110 кВ. Мощность распределяется как от шин 10 кВ ТЭЦ, так и от пяти
ПГВ 110/10 кВ.
Электроснабжение металлургических заводов (рис. 3.12) осуществляется от
районных ПС 330/110 кВ и ТЭЦ по двухцепным ВЛ 110 кВ, к каждой из которых присоединяется ряд двухтрансформаторных ПГВ 110/10 кВ, выполняемых по типовой схеме 110-4Н. В отдельных случаях при большом количестве
ВЛ и ПГВ сооружаются также узловые распределительные пункты (УРП)
110 кВ. Такие схемы используются для расширяемых существующих заводов.
38
ПС Стройбазы
к ЭС
к ЭС
Стройбаза
220 кВ
от ЭС
ТЭЦ
2х40
1 км
2х63
4,5 км
ПС завода 2
Завод
1
а)
110 кВ
10 кВ
Завод
3
2х250
10 кВ
10 кВ
Фаб- Завод
рика
2
35 кВ
2х40
ПС
фабрики
от ЭС
УРП
10 кВ
к ЭС
б)
ТЭЦ
На завод 1
10 кВ
4х60
2х80
Рис. 3.10. Схема внешнего электроснабжения химкомбината
с нагрузкой 300 МВт: а – схема сети; б – схема подстанций
10 кВ
330 кВ
2х200
ПГВ
завода 2
10 кВ
10 кВ
ПГВ
завода 3
2х25
10 кВ
110 кВ
2х40
ПГВ
завода 1
от ЭС
2х40
УРП
ТЭЦ
110 кВ
2х16
ПГВ
Водозабора
10 кВ
ПГВ
завода 4
3х50
На
завод 1
На
завод 2
Рис. 3.11. Схема внешнего электроснабжения
нефтехимического комбината с нагрузкой 400 МВт
39
2х80
10 кВ
35 кВ
10 кВ
2х80
ПС1
ТЭЦ
330/
110
к ЭС
330 кВ
УРП
ПГВ
ПГВ
ПГВ
ПГВ
ПГВ
ПС2
330/
110
ПГВ
Рис. 3.12. Схема электроснабжения крупного металлургического завода
При использовании на заводах дуговых сталеплавильных печей, мощных
прокатных станов необходимо проверить их влияние на системы электроснабжения. При необходимости повышения мощности КЗ в общих центрах
питания печей и других потребителей могут применяться следующие мероприятия [52]:
– питание дуговых сталеплавильных печей, прокатных станов через отдельные трансформаторы;
– уменьшение индуктивного сопротивления питающих линий (например,
продольная компенсация на ВЛ соединяющих ЦП с источниками);
– включение на параллельную работу двух питающих дуговую печь линий
и трансформаторов на стороне ВН и НН.
Крупномасштабное освоение нефтяных месторождений и переработки попутного газа в Западной Сибири, характеризующихся сложными климатическими условиями и высокими требованиями к надёжности электроснабжения,
вызвало появление особых требований к построению схем электроснабжения. На основании проектов технологической части, обобщения опыта проектирования, строительства и эксплуатации систем электроснабжения этих
объектов установлены категории отдельных электроприёмников по надёжности электроснабжения. Принято, что электроснабжение объектов нефтедобычи и переработки попутного газа должно обеспечиваться без ограничений как в
40
нормальных, так и в послеаварийных режимах при отключении любого элемента электрической сети. Принято положение о проектировании схем электроснабжения нефтяных месторождений и переработки попутного газа в Западной Сибири, которое устанавливает следующие требования и рекомендации:
– электроснабжение вновь вводимых нефтяных месторождений, как правило, осуществляется на напряжении 110 кВ, а при наличии обоснований –
на 220 кВ;
– на нефтяных месторождениях с объемом добычи нефти до 2 млн т в год
допускается предусматривать сооружение одной ПС, более 2 млн т в год – не
менее двух ПС; в первом случае рекомендуется присоединение ПС в транзит
ВЛ с двусторонним питанием или двумя одноцепными тупиковыми ВЛ (допускается двухцепная ВЛ на стальных опорах – при наличии обоснований), во втором случае ПС должны питаться от независимых источников не менее чем по
двум ВЛ, прокладываемым по разным трассам;
– для электроснабжения компрессорных станций (КС) газлифта, водозаборов, газоперерабатывающих заводов и головных КС при каждом объекте
сооружается ПС 110–220 кВ, подключаемая к независимым источникам питания не менее чем по двум одноцепным ВЛ или заходом одной цепи ВЛ с
двусторонним питанием;
– размещение ПС принимается с максимально возможным приближением
к технологическим объектам;
– на ПС предусматривается установка двух трансформаторов из условий
резервирования 100 % нагрузки;
– для ВЛ 110 кВ в качестве рационального типового сечения провода рекомендуется АС 120–185 мм2 (при наличии обоснований – до 240 мм2), для ВЛ
220 кВ – АС 240–300 мм2.
41
4. ПОДСТАНЦИИ НАПРЯЖЕНИЕМ 35–110–220–330/6–10 кВ
4.1. Основные требования к схемам распределительных устройств
высшего напряжения подстанций
Подстанция является одним из наиболее сложных объектов СЭС, который
требует при проектировании и сооружении многообразия профессий привлечённых работников и значительных трудозатрат. Трудозатраты строительномонтажных работ при сооружении ПС в два-три раза выше, чем при строительстве воздушных линий.
Основное назначение схем распределительных устройств подстанций заключается в обеспечении её связи с подходящими питающими линиями и отходящими распределительными линиями в различных режимах работы. Именно
это определяет следующие основные требования к схемам ПС:
1. Надёжность – повреждения какого-либо присоединения или внутреннего
элемента не должны, по возможности, приводить к потере питания исправных
присоединений. Схема распределительного устройства высшего напряжения
(РУ ВН) подстанции должна обеспечивать надёжное питание присоединённых потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки по надёжности электроснабжения с учётом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания.
2. Ремонтопригодность – вывод в ремонт какого-либо присоединения
или внутреннего элемента не должен, по возможности, приводить к потере питания исправных присоединений и снижению надёжности их питания.
3. Гибкость – возможность быстрого восстановления питания исправных
присоединений. Схема РУ ВН должна обеспечивать надёжность транзита
мощности через ПС в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в
соответствии с его назначением для рассматриваемого участка сети.
4. Возможность расширения – подключение к схеме новых присоединений без значительных изменений существующей части. Схема РУ ВН должна
допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другому без
значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей.
5. Простота и наглядность – снижение возможных ошибок эксплуатационного персонала. Схема РУ ВН должна быть по возможности простой,
наглядной и обеспечивать возможность восстановления питания потребителей
в послеаварийной ситуации средствами автоматики без вмешательства персонала.
6. Унификация конструктивных решений схем ПС является одним из
важнейших принципов построения сети, обеспечивающих требования надёжности и минимума приведённых затрат. Схема РУ ВН подстанций выбирается
с использованием типовых схем РУ 35–330 кВ [51], нашедших широкое применение при проектировании. Нетиповая главная схема применяется при
наличии технико-экономических обоснований или специального требования
42
заказчика. Обычно нетиповые схемы применяются при реконструкции действующих ПС.
7. Экономичность – минимальная стоимость при условии выполнения перечисленных выше требований.
4.2. Типовые схемы РУ ВН подстанций
Типовые схемы распределительных устройств высшего напряжения подстанций разработаны в ОАО «Институт Энергосетьпроект» [52] и утверждены
в стандарте ОАО «ФСК ЕЭС» [51]. Типовые схемы имеют определённую нумерацию, которая состоит из двух частей – первая обозначает класс напряжения сети, в которой используется ПС, вторая – типовой номер схемы. В тексте
лекции использована только вторая часть номера схемы.
Блочные схемы (рис. 4.1) применяются на стороне высшего напряжения тупиковых или ответвительных ПС до 500 кВ включительно. Эти
упрощённые, экономичные схемы применяются при относительно небольшом расстоянии между питающей ПС энергосистемы и проектируемой ПС. Питание может осуществляться по воздушным или кабельным
линиям.
4Н
W1
W
1
QS
W
1
Q
T
K
а)
3Н
QS
T
T
W
W2
Q1
Q2
T1
T2
K
б)
в)
г)
Рис. 4.1. Типовые блочные схемы распределительных устройств
высшего напряжения подстанций
Блочная схема 1 (блок «линия – трансформатор с разъединителем»
– рис. 4.1, а, б) применяется на напряжении 35–330 кВ при питании по воздушной или кабельной линии, не имеющей ответвлений, одного трансформатора и наличии надёжной линии связи для передачи сигналов релейной защиты. При возникновении повреждения в трансформаторе отключающий телеимпульс защиты (реле К) трансформатора передаётся на отключение выключателя, установленного в начале линии W, на питающей
подстанции. Разъединитель QS перед трансформатором устанавливается с
43
целью создания видимого разрыва при проведении ремонтных работ или
выводе по каким-либо причинам трансформатора из работы.
Блочная схема ЗН (блок «линия – трансформатор с выключателем»
– рис. 4.1, в) применяется на напряжении до 500 кВ включительно при
необходимости автоматического отключения повреждённого трансформатора от линии,
Блочные схемы 1 и 3Н, представляющие собой однотрансформаторные
ПС, являются, как правило, первым этапом создания двухтрансформаторной ПС с конечной схемой «сдвоенный блок без перемычки». Кроме того,
схемы 1 и 3Н применяются в условиях ограниченной площади застройки
или загрязнённой атмосферы, где целесообразна установка минимума
коммутационной аппаратуры (в некоторых случаях разъединитель может
даже отсутствовать). Применение однотрансформаторной ПС допускается
при обеспечении требуемой надёжности электроснабжения потребителей.
Блочная схема 4Н (два блока «линия – трансформатор» с выключателем и неавтоматической перемычкой со стороны линий – рис. 4.1, г)
применяется на напряжении 35–220 кВ для тупиковых или ответвительных
двухтрансформаторных ПС, питаемых по двум ВЛ или КЛ (см. раздел 2).
С целью упрощения схемы разъединители показаны косыми чертами.
Неавтоматическая (или ремонтная) перемычка используется в случае
ремонта одной из питающей подстанцию линий. При включении ремонтной перемычки, во-первых, оба трансформатора подстанции работают без
перегрузок, что не вызывает их перегрева, во-вторых, в трансформаторах
значительно снижаются потери активной и реактивной мощностей по
сравнению с работой ПС с одним трансформатором, в-третьих, обеспечивается значительная экономия электроэнергии.
Мостиковые схемы применяются при питании ПС от линий с двухсторонним питанием (рис. 4.2, а) при необходимости осуществления, вопервых, секционирования этих линий, во-вторых, обеспечения транзита
мощности через эти ПС (см. раздел 2). На напряжении 35–220 кВ мостиковые схемы применяются как с ремонтной перемычкой, так и при соответствующем обосновании без ремонтной перемычки.
Схема 5H – «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий» (рис. 4.2, б) – применяется для проходных двухтрансформаторных ПС с двусторонним питанием при необходимости сохранения
в работе двух трансформаторов , во-первых, при повреждении на ВЛ смежными
выключателями локализуется повреждённая линия, например, при повреждении
линии W2 смежными выключателями на ПС1 и ПС2 производится отключение
линии с двух сторон – рис. 4.2, а; после этого трансформаторы ПС1 переводятся
на питание от ЦП1 по линии W1, а ПС2 – от ЦП2 по линии W3), во-вторых, в
нормальном режиме работы (при равномерном графике нагрузок).
Схема 5АH – «мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов» (рис. 4.2, в) – применя44
ется для проходных двухтрансформаторных ПС с двусторонним питанием в
условиях необходимости сохранения транзита мощности через ПС при повреждении в трансформаторе или при необходимости частого отключения одного из
трансформаторов в течение суток (неравномерный график нагрузок).
ЦП1
ЦП2
W2
W3
W4
W1
Q1
ПС1
ПС2
Q2
ПС3
а)
W1
W1
W2
5Н
Q1
Q3
Т1
W1
5АН
Q1
Q2
Q1
Q3
W2
W2
Q2
Q3
Q2
Q5
Q4
Т2
Т1
б)
Т2
в)
W1
г)
9
Q3
Q1
7
Q4
Q2
W3 W4
W1 W2
W2
2СШ
1СШ
T2
T1
T1
Т2
Т1
T2
д)
е)
Рис. 4.2. Типовые мостиковые схемы распределительных устройств
высшего напряжения подстанций
Необходимость установки ремонтной перемычки в схемах 5Н и 5АН определяется возможностью отключения одной из ВЛ в схеме 5Н или одного из Т в схеме 5АН на время ремонта проходного выключателя Q3.
45
Схемы 5Н и 5АН получили распространение в то время, когда применялись
дорогостоящие масляные баковые выключатели, например, типа МКП, которые
имели большие размеры, были сложны по конструкции, в эксплуатации требовали проведения капитальных ремонтов после отключения 10 коротких замыканий.
В связи с этим при проектировании ПС стремились к минимизации количества
выключателей. В результате схемы 5Н и 5АН обладают следующими недостатками:
– В схеме 5Н при повреждении одного из трансформаторов, например, Т1, релейная защита должна отключать линейный Q1 и проходной Q3 выключатели.
Следовательно, при этом нарушается транзит мощности через подстанцию.
– В схеме 5АН при повреждении трансформатора отключают выключатель
Q1 или Q2 и транзит через подстанцию сохраняется. Но при коротком замыкании
на любом отрезке линий W1–W4 вся линия отключается выключателями Q1 и Q2
(рис. 4.2, а) в центрах питания, либо двумя проходными выключателями Q3 на
смежных ПС отключаются часть линий и др. – в любом варианте может быть
нарушен транзит по линиям.
С появлением современных компактных, достаточно простых элегазовых выключателей, имеющих относительно меньшую стоимость, требование минимизации числа выключателей 35–220 кВ отпало. В связи с этим схемы 5Н и 5АН модифицировались в схему «с пятью выключателями» – рис. 4.2, г. Повреждения
в трансформаторах отключают выключателями Q4 и Q5, а при коротких замыканиях на одной из линий W1–W4 повреждённую линию отключают двумя смежными выключателями. При этом локализуется только повреждённая линия, а
трансформаторы всех ПС после соответствующих переключений сохраняют питание – трансформатор, смежный к повреждённой линии, запитывают через проходной выключатель. Схема РУ ВН с пятью выключателями проста, наглядна,
экономична, обладает достаточно высокой надёжностью, она начала применяться,
например, в Челябинских городских электрических сетях, начиная с начала
XXI-го века – на ПС «Спортивная», «Массивная», «Гранитная», «Краснопольская» и др. (см. рис. 3.3 и 3.4).
Схема 7 – «четырёхугольник» (рис. 4.2, д) – применяются в РУ напряжением
110–750 кВ для двухтрансформаторных ПС, питаемых по двум ВЛ, при необходимости секционирования транзитной ВЛ. В схеме со стороны линий установлены через развилку два выключателя, подключаемых к разным трансформаторам.
Например, в нормальном режиме трансформатор Т1 может быть подключен к линии W1 с помощью выключателя Q1, трансформатор Т2 к линии W2 – с помощью выключателя Q4, а транзит через подстанцию между линиями W1 и W2
осуществляется с помощью выключателя Q2 или Q3. Данная схема обладает более высокой надёжностью по сравнению со схемами 5Н и 5АН, так как авария в
линии или в трансформаторе приводит к отключению только повреждённого элемента. Но в тоже время схема «четырёхугольника» по сравнению со схемой «с пятью выключателями» имеет меньшую наглядность и более сложные алгоритмы
построения релейной защиты и автоматики.
46
Довольно часто для электроснабжения ответственных потребителей на подстанцию могут заходить более двух воздушных линий. В этом случае в РУ ВН
применяются:
– схемы с одинарной (одной) секционированной системой сборных шин (две
секции сборных шин СШ, секционированных выключателем);
– схемы с двойной системой сборных шин;
– схемы с одинарной секционированной и обходной системами сборных шин
и др.
Первый вид схем довольно широко используется для электроснабжения промышленных предприятий и городов, а остальные, более сложные применяются на
подстанциях энергосистем. Рассмотрим более подробно первую схему.
Схема 9 – «одинарная секционированная выключателем система сборных
шин» (рис. 4.2, е) – применяется на напряжение 35–220 кВ для ПС, на которую с
целью повышения надёжности РУ заходят по две парные ВЛ или большее количество ВЛ. В системах электроснабжения промышленных предприятий и городов предусматривается обычно раздельная работа секций шин 1СШ и 2СШ. Секционирование, как правило, выполняется так, чтобы каждая секция шин получала
питание от разных источников питания. Число присоединений и нагрузка на секциях шин должны быть по возможности равными. Данная схема проста, наглядна, экономична, обладает достаточно высокой надёжностью.
В период строительства электрических сетей высокими темпами, на этапе
«электрификации вширь» (1960–1985 гг.), на ПС 110 кВ (частично – 35 и
220 кВ) со схемами ЗН, 4Н, 5Н, 5АН в качестве коммутационных аппаратов
получили широкое распространение отделители и короткозамыкатели. Простота конструкции и их относительная дешевизна по сравнению с воздушными и масляными выключателями позволила обеспечить массовое строительство ПС в короткие сроки.
Схема «блок линия – трансформатор с отделителем и короткозамыкателем» (рис. 4.3, а) применяется для автоматического отключения повреждённого трансформатора от магистральной линии, питающей несколько
подстанций. При возникновении повреждения в трансформаторе Т1 под
действием релейной защиты (газовой, дифференциальной) включается короткозамыкатель QN1 и создаётся искусственное КЗ линии W1, которое
отключает выключатель на головном участке питающей магистрали. В бестоковую паузу отключается отделитель QR1, после чего автоматически с
помощью устройства АПВ включается выключатель на головном участке –
тем самым восстанавливается питание других отпаечных подстанций, подключенных к данной магистральной линии. Вместо включения короткозамыкателя QN1 может быть передан отключающий телеимпульс, формируемый релейной защитой К (рис. 4.3, б).
Принципиальными недостатками схем с отделителями и короткозамыкателями являются, во-первых, искусственно создаваемое КЗ значительно
увеличивает, общую продолжительность наиболее тяжёлых условий рабо47
ты выключателей на смежных ПС, во-вторых, головные выключатели после отключения определённого количества КЗ должны проходить ревизию
или капитальный ремонт. Поэтому с 1987 г. использование отделителей и
короткозамыкателей на вновь сооружаемых ПС прекращено, а при реконструкции действующих ПС они должны заменяться выключателями [34].
W1
QS1
QR1
W2
QS2
QS1
QS2
QR2
QR1
QR2
QN1
QN2
FV1
Т1
W1
W2
FV1
FV2
FV2
Т1
Т2
Т2
K
K
а)
б)
Рис. 4.3. Схемы РУ ВН ПС с отделителями и короткозамыкателями
Отметим, что в настоящее время на многих ПС, построенных в указанное выше время и не прошедших реконструкцию, работают схемы РУ ВН с
отделителями и короткозамыкателями.
4.3. Типовые схемы РУ НН подстанций
Для подачи электроэнергии непосредственно потребителям напряжением 6–
10–20 кВ используется распределительные устройства низшего напряжения (РУ
НН) подстанций. Применяются схемы с одинарными и двойными системами
сборных шин. При выборе схемы РУ 6–10–20 кВ следует применять, по возможности, наиболее простую схему.
Схемы РУ НН, приведённые на рис. 4.4, а–д, относятся к схемам с одинарными системами сборных шин, когда любой из трансформаторов и любой потребитель подключен только к одной секции сборных шин (СШ). В случае, если
указанная СШ выводится в ремонт или аварийно теряет питание (например, при
коротком замыкании на СШ), то потребитель теряет электроснабжение до восстановления нормального состояния СШ и подключения через вводной выключатель
к «своему» трансформатору или через секционный выключатель к «чужому»
трансформатору.
48
а)
1СШ
б)
1СШ
2СШ
2СШ
LR
в)
г)
LR
1СШ
3СШ
1СШ
3СШ
2СШ
4СШ
2СШ
4СШ
е)
д)
Q
1СШ
2СШ
1СШ
QS
2СШ
QS
Q
Рис. 4.4. Типовые схемы РУ НН: а–д – с одинарной системой сборных шин;
е – с двойной системой сборных шин
Схема РУ НН, приведённая на рис. 4.4, е, относится к схемам с двойной системой сборных шин, когда любой из трансформаторов двухтрансформаторной
подстанции и любой из потребителей может быть подключен к любой из секций
сборных шин 1СШ или 2СШ с помощью одного из разъединителей QS. В случае
49
вывода в ремонт или аварийного отключения одной из секций сборных шин потребитель при отключенном выключателе Q с помощью разъединителей QS может переведён на СШ, находящуюся в работоспособном состоянии, и, следовательно, потребитель сохраняет электроснабжение на время восстановления нормального состояния «своей» СШ. Также при отключении по каким-либо причинам одного из трансформаторов ПС секция шин, потерявшая питание, может с
помощью разъединителя подключена ко второму трансформатору. В этом заключается преимущество двойной системы сборных шин. В тоже время усложняется
проведение оперативных переключений, что требуется повышенного внимания
для оперативного персонала.
Схема с одинарной секционированной выключателем системой шин (рис.
4.4, а). Применяется при двух трансформаторах с нерасщеплёнными обмотками
низшего напряжения, каждая из которых соединена с одной секцией сборных
шин 1СШ и 2СШ. В 50–70-е годы прошлого века, когда отключающая способность масляных выключателей напряжением 6–10 кВ составляла 10–12 кА, для
ограничения токов КЗ в отходящих от ПС линиях в их начале перед выключателем устанавливали индивидуальные токоограничивающие реакторы (рис. 4.4, б).
Современные вакуумные выключатели обладают высокой отключающей способностью, составляющей 20–40 кА, поэтому индивидуальные токоограничивающие
реакторы в настоящее время, как правило, не устанавливают.
Схема с двумя одинарными секционированными системами шин – с четырьмя секциями сборных шин СШ (рис. 4.4, в, г) – применяется при двух трансформаторах с расщепленной обмоткой НН или сдвоенных реакторах. Схемы со
сдвоенными групповыми реакторами применяются при мощности двухобмоточных трансформаторов 63–80 МВ·А и более.
На старых подстанциях, имеющих две секции сборных шин 1СШ и 2СШ, при
увеличении мощности трансформатора с 16 МВ·А на 25 МВ·А и более (двухобмоточный трансформатор заменяется на трансформатор с расщеплённой вторичной
обмоткой) часто возникает ситуация, когда существующие две СШ невозможно
реконструировать в четыре СШ. В этом случае на ПС сохраняют 1СШ и 2СШ и
производят запараллеливание вторичных расщеплённых обмоток (рис. 4.4, д). Но
такое техническое решение приводит к увеличению в 1,8 раза тока трёхфазного короткого замыкания на стороне низшего напряжения, что в свою очередь, ведёт к
требованиям увеличения термического сечения кабелей, динамической стойкости
электрооборудования и ряду других отрицательных факторов.
Схема с двойной системой сборных шин (рис. 4.4, е) – с двумя секциями
сборных шин 1СШ и 2СШ. Каждая из этих секций может быть подключена к любому из двух трансформаторов подстанции. В свою очередь, любой потребитель
может быть подключен к любой из секций 1СШ или 2СШ. Положительные и отрицательные стороны схемы рассмотрены выше.
Рассмотрим конструктивные исполнения ячеек, которые применяются для
формирования секций сборных шин СШ. Ячейки РУ НН с двухсторонним обслуживанием появились в начале 60-х годов прошлого века и имели выключатели,
50
расположенные на тележках, выкатываемых из ячеек по полу. В последние годы с
появлением вакуумных и элегазовых выключателей, которые имеют значительно
меньшие вес и размеры по сравнению с аналогичными масляными выключателями, появились конструкции ячеек с выдвижными конструкциями, в которых выключатель выдвигается из ячейки на высоте 80–90 см от уровня пола.
На рис. 4.5 показана одна из ячеек серии D-12-Р (номенклатурное обозначение ячейки 3, с помощью которой можно осуществить ввод/вывод кабельной линии) производства компании «Таврида Электрик». На рис. 4.5, а
видно, что отходящая кабельная линия КЛ через силовой выключатель Q
может быть подключена только к одной секции сборных шин СШ. Аналогично силовые трансформаторы ПС «жёстко» подключаются только к одной секции сборных шин ПС, т. е. данный тип ячеек позволяет сформировать только одинарную систему сборных шин (см. рис. 4.4, а–д).
СШ
Q
ТА1
HL
C
FV
QN
ТА2
КЛ
3
Ширина – 600–1000 мм; глубина – 1300 мм;
высота – 2150 мм
а)
б)
Рис. 4.5. Ячейка серии D-12-Р компании «Таврида Электрик»
51
На рис. 4.5, б показано внутреннее содержание ячейки D-12-P, здесь
обозначено: 1 – лоток вспомогательных цепей; 2 – проходной изолятор
сборных шин; 3 – неподвижный контактный узел; 4 – сборные шины; 5 –
выдвижной элемент с выключателем; 6 – подвижные металлические шторки; 7 – съёмная плита для доступа к трансформаторам тока; 8 – съёмная
перегородка между отсеками; 9 – клапаны сброса избыточного давления;
10 – фазные трансформаторы тока; 11 – трансформатор напряжения на выдвижной конструкции; 12 – трансформатор тока нулевой последовательности; 13 – стационарный заземлитель; 14 – привод электрический заземлителя; 15 – микропроцессорное устройство защиты; 16 – задняя дверка. На
рисунке не обозначены оптические датчики дуговой защиты, первый расположен вверху между отсеками сборных шин и релейной защиты, второй
– рядом с заземлителем. Кроме того, не показаны ограничители перенапряжений FV, как правило, располагаемые рядом с фазными трансформаторами тока 10, и индикатор наличия напряжения HL (см. рис. 4.5, а).
На рис. 4.6 приведён пример спецификации, используемой при проектировании ПС, на оборудование распределительного устройства низшего
напряжения, выполненного с использованием ячеек серии D-12-P. В спецификации приводится следующая информация:
1. Даётся принципиальная электрическая схема секций сборных шин с
нумерацией ячеек и их назначением.
2. Приводится тип ячейки с её номенклатурным обозначением по каталогу.
3. Указываются типы выключателей, предохранителей, фазных трансформаторов тока, трансформаторов тока нулевой последовательности,
трансформаторов напряжения, трансформаторов собственных нужд, ограничителей перенапряжений, кабелей отходящих линий.
Анализируя схему секции сборных шин можно увидеть:
1. В ячейке 13 осуществляется шинный ввод на секцию сборных шин от
силового трансформатора. В расположенной рядом ячейке 11 установлен
трансформатор собственных нужд типа ТЛС-63/10 мощностью 63 кВ·А,
защищаемый плавкими предохранителями типа ПКТ101-10/5.
2. В ячейке 15 находится трансформатор напряжения типа НАМИ-10 на
выдвижном элементе, здесь же установлены ограничитель перенапряжений ОПН, защищающий секцию сборных шин от перенапряжений, и стационарные заземляющие ножи для заземления секции сборных шин при
проведении каких-либо работ.
3. От ячеек отходящих линий 9 и 17 питаются РП1 и ТП-3. В ячейках
установлены ОПН и стационарные заземляющие ножи.
4. С помощью двух ячеек 19 и 20 осуществляется секционирование
1СШ и 2СШ – в ячейке 19 установлен выключатель, в ячейке 20 – шины,
обеспечивающие при их выдвижении из ячейки создание видимого разрыва, необходимого для проведения безопасных работ.
52
53
11
D-12-P
ТН
15
3
D-12-P
ТП-3
17
ТЗЛМ-1
ТЗЛМ-1
Тип ТТНП
20
ТОЛ-101000/0,5Р
BB/TEL-101000/31,5
1
D-12-P
8
D-12-P
Секционный Секционивыключатель рование
19
ТЗЛМ-1
1
BB/TEL-10630/31,5
ТОЛ-10150/0,5Р
ОПН-10/12
ААБ-10-3х95
3
D-12-P
ТП-3
18
Рис. 4.6. Спецификация на оборудование распределительного устройства, выполненного с использованием ячеек D-12-P
1
2
DD/TEL-10BB/TEL-10ПКН001-10
1600/31,5
630/31,5
ТОЛ-10ТШЛ-10НАМИ-10
150/0,5Р
1600/0,5Р ОПН-10/12
ОПН-10/12
ААБ-10-3х95
2
D-12-P
Ввод
13
Количество
кабелей
Марка и сечение
кабелей
13
D-12-P
ТСН
11
DD/TEL-10ПКТ101630/31,5
10/5
ТОЛ-10400/0,5Р
ТЛС-63/10
ОПН-10/12
ААБ-10-3х185
3
D-12-P
Серия КРУ
Номенклатурное
обозначение шкафа
Типы
выключателя,
предохранителя
Типы
трансформаторов
тока, напряжения,
ОПН
РП1
9
Назначение
шкафа
первичных
соединений
Схемы
Сборные шины
Порядковый
номер ячейки
Контроль наличия напряжения реализован с помощью трёх стационарных индикаторов напряжения, состоящих из последовательно включенных
конденсаторов С и светодиодных ламп HL, последние располагаются на
фасаде релейного отсека ячейки.
Прогрессивной разработкой в развитии ячеек РУ НН является создание
компанией «Таврида Электрик» ячеек серии D-12-2S, которые позволяют
построить РУ с двойной системой сборных шин. На рис. 4.7 видно, что
ячейка содержит две системы сборных шин 1СШ и 2СШ, к которым через
один из шинных разъединителей 7 и силовой выключатель 5 может быть
подключен либо ввод от силового трансформатора, либо какой-либо потребитель, т. е. может быть реализована схема, показанная на рис. 4.4, е.
1СШ
2СШ
QS1
QS2
Q
ТА1
HL
C
FV
QN
ТА2
3
Ширина – 800 мм; глубина – 1800 мм;
высота – 2770 мм
а)
б)
Рис. 4.7. Ячейка серии D-12-2S компании «Таврида Электрик»
Новый тип ячеек позволяет разрабатывать новые схемы РУ 6–10–20 кВ с расширенными функциональными возможностями. Несмотря на некоторые увеличения требований к проведению оперативных переключений, новые схемы РУ,
обладая более широкими коммутационными способностями, увеличивают манёвренность использования силового оборудования ПС, что в целом позволяет повысить надёжность электроснабжения потребителей.
54
В заключение на рис. 4.8 и 4.9 приведены упрощённые схемы типовых унифицированных схем подстанций напряжением 110 и 220 кВ, которые в настоящее
время рекомендуются к проектированию. На рис. 4.8 показаны варианты схем
подстанций напряжением 110 кВ с трансформаторами: двухобмоточным,
двухобмоточным с расщеплённой вторичной обмоткой, трёхобмоточным. На
рис. 4.9 показаны варианты схем подстанций напряжением 220 кВ, на которых трансформаторы заменены автотрансформаторами, что позволяет иметь
на подстанции сразу три напряжения.
110 кВ
110 кВ
110 кВ
35 кВ
10 кВ
10 кВ
10 кВ
а)
б)
в)
Рис. 4.8. Схемы типовых унифицированных подстанций 110 кВ
220 кВ
2х63
МВ·А
220 кВ
110 кВ
110 кВ
2х125
МВ·А
10 кВ
10 кВ
а)
б)
Рис. 4.9. Схемы типовых унифицированных подстанций 220 кВ
Приведённые типовые схемы РУ являются обязательными при проектировании новых, расширяемых и подлежащих техническому перевооружению и реконструкции ПС всех ведомств, в случае, если ПС в последую55
щем будут эксплуатироваться ПАО «Россети» [34]. Применение нетиповых схем допускается только при наличии соответствующих техникоэкономических обоснований.
В разделе было рассмотрено минимальное количество типовых схем РУ
ВН и НН подстанций, которые в тоже время охватывают большую часть
встречающихся в практике случаев проектирования новых и реконструкции действующих ПС и позволяют обеспечить надёжность и живучесть
ПС с помощью экономичных унифицированных решений. Для разработанного набора схем РУ выполняются типовые проектные решения компоновок сооружений, установки оборудования, устройств управления, релейной защиты, автоматики и строительной части.
4.4. Общие указания по применению типовых схем ПС
Типовые схемы РУ ПС являются исходными при конкретном проектировании ПС электрических сетей района, города или в схемах электроснабжения промышленных предприятий. На ПС, как правило, устанавливаются два трансформатора высшего напряжения. При расширении ПС
число трансформаторов может возрасти до 3–4 при наличии обоснования.
Ниже представлены общие указания по применению схем типовых подстанций, изложенных в нормативных документах [34, 50–52 и др.].
1. При применении типовых схем для конкретной ПС с заданным количеством РУ разных напряжений и ВЛ подлежат определению:
– типы, количество и технические параметры основного оборудования;
– необходимость и места установки регулирующих и компенсирующих
устройств, токоограничивающих и дугогасящих реакторов, а также схемы
их присоединения;
– режимы нейтралей трансформаторов всех классов напряжений;
– параметры оборудования высокочастотной обработки линий и количество обрабатываемых фаз;
– необходимость установки устройств для плавки гололёда на проводах
и тросах ВЛ.
2. Для защиты от перенапряжений на всех типовых схемах показаны
ограничители перенапряжений (ОПН). Необходимость и место установки
ОПН определяется при конкретном проектировании:
– для всех классов напряжений в цепях силовых трансформаторов
должны быть установлены ОПН;
– для защиты оборудования КРУЭ от грозовых перенапряжений ОПН
устанавливается между вводом воздушной линии и КРУЭ;
– при устройстве кабельных вставок, соединённых с воздушными линиями, ОПН устанавливаются в местах перехода кабельных линий в ВЛ.
При наличии в месте перехода коммутационного аппарата ОПН устанавливается между коммутационным аппаратом и кабельной вставкой. Необ56
ходимость установки ОПН по обоим концам вставки определяется её длиной, параметрами ОПН и наличием других ОПН на ПС;
– для защиты шинных измерительных трансформаторов напряжения;
– неиспользуемые обмотки низшего и среднего напряжений силовых
трансформаторов (автотрансформаторов), а также обмотки, временно отключенные от шин РУ в грозовой период, должны быть защищены ОПН,
включёнными между вводами каждой фазы и землёй.
3. Количество трансформаторов тока и их вторичных обмоток должно
обеспечивать раздельное подключение средств РЗА, средств АИИС КУЭ и
других измерений. Для подключения АИИС КУЭ трансформаторы тока
напряжением 220 кВ и выше должны иметь измерительную обмотку класса точности 0,2S, а для напряжения 150 кВ и ниже – 0,5S.
Устройства РЗА должны подключаться к разным вторичным обмоткам
класса «Р» в целях обеспечения необходимой надёжности, резервирования
и точности измерений. Отдельно стоящие трансформаторы тока применяются при отсутствии встроенных в другие аппараты трансформаторов.
4. При выборе типа и количества трансформаторов напряжения (ТН)
нужно обеспечивать их работу в требуемом классе точности при нормальных, послеаварийных и ремонтных режимах работы электрической сети.
Отступление от этого требования в каждом конкретном случае обосновывается. ТН должны иметь отдельную вторичную обмотку для подключения
средств АИИС КУЭ и измерительных приборов класса точности не ниже
0,2 (для 220 кВ и выше) и не хуже 0,5 для остальных напряжений.
На каждой системе (секции) шин в РУ напряжением до 220 кВ при числе присоединений, подключенных к данной секции, больше 7 для обеспечения работы РЗА и АИИС КУЭ рекомендуется устанавливать по два комплекта ТН с четырьмя обмотками.
ТН к сборным шинам присоединяются через разъединители (возможность отключения секции шин, перевода питания РЗА на другой ТН и др.).
При соответствующем обосновании допускается присоединение ТН к шинам без разъединителя.
5. Электроприёмниками собственных нужд ПС переменного тока являются оперативные цепи, питающие релейную защиту, автоматику, цепи
управления коммутационными аппаратами, электродвигатели систем
охлаждения трансформаторов, электродвигатели компрессоров, освещение, электроотопление помещений, электроподогрев коммутационной аппаратуры высокого напряжения и шкафов, устанавливаемых на открытом
воздухе, связь, сигнализацию и т. д. Расчётная мощность указанных приёмников производится с учётом коэффициента спроса КС, а мощность
трансформаторов собственных нужд подстанций принимается не более
0,1 % номинальных мощностей силовых трансформаторов, устанавливаемых на ПС [52, с. 69].
57
5. КОНСТРУКТИВНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
И ПОДСТАНЦИЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 35–110–220–330 кВ
5.1. Воздушные линии электропередачи
напряжением 35–110–220–330 кВ
Общая протяжённость ВЛ напряжением 110 кВ по состоянию на начало
2016 г. составила около 190 тыс. км, ВЛ напряжением 220 кВ – около
80 тыс. км, ВЛ напряжением 35 кВ – около 145 тыс. км [34].
Пропускная способность ВЛ устанавливается на основе расчёта электрической сети. Средние значения дальности передачи и пропускной способности по линиям электропередачи напряжением 110–1150 кВ приведены в табл. 5.1.
Таблица 5.1
Пропускная способность линий электропередачи 110–1150 кВ
Пропускная способДлина линии
ность ВЛ, МВт
электропередачи, км
НапряСечение
жение,
Средняя
фазы, мм2 Нату- При плотно- ПределькВ
сти тока
ная
(между двумя
ральная
2
0,9 А/мм
(КПД=0,9) соседними ПС)
110
150
220
330
70–240
30
11–37
80
25
150–300
60
31–63
250
20
240–400
135
74–123
400
100
2x240–
360
221–368
700
130
2x400
500
3x330–
900
630–1064
1200
280
3x500
750
5x300–
2100
1500–2000
2200
300
5x400
1150
8x300–
5200
4000–6000
3000
–
8x500
Примечание: Для ВЛ 750–1150 кВ плотность тока принята равной
0,85 А/мм2.
При развитии распределительных сетей отдельных номинальных
напряжений необходимо учитывать следующие рекомендации.
При напряжении сети 220–330 кВ:
– использовать в сети одно- и двухцепные ВЛ 220–330 кВ;
– при питании ПС по одноцепной ВЛ с двухсторонним питанием общее
число промежуточных ПС не должно превышать трёх, а длина такой ВЛ,
как правило, не должна быть больше 250 км;
58
– присоединять к двухцепной ВЛ 220 кВ с двухсторонним питанием до
пяти промежуточных ПС. При этом присоединение ПС рекомендуется
принимать по мостиковой или блочной схеме (от одной или двух ВЛ
220 кВ);
– проектировать сеть 220–330 кВ внешнего электроснабжения крупных
и крупнейших городов с использованием принципа кольцевой конфигурации. В системе электроснабжения таких городов рекомендуется предусматривать сооружение не менее двух ПС 220–330 кВ, через которые осуществляется связь с сетью энергосистемы, а питающие ВЛ рекомендуется
прокладывать по разным трассам. При присоединении сети крупных и
крупнейших городов к энергосистеме рекомендуется обеспечивать минимальные транзитные перетоки мощности через городскую сеть. Общее количество и пропускную способность линий, связывающих сети таких городов с энергосистемой, рекомендуется выбирать с учётом обеспечения
питания городских потребителей без ограничений при отключении двухцепной питающей ВЛ 220 кВ;
– выполнять, как правило, ПС 220–330 кВ двухтрансформаторными.
При большой концентрации нагрузок ПС 330 кВ могут выполняться с
установкой трех-четырех трансформаторов. Установка на ПС одного
трансформатора допускается временно при обеспечении резервирования
потребителей.
При напряжении сети 110 кВ:
– не допускать сооружения новых протяженных ВЛ 110 кВ параллельно существующим ВЛ 220 кВ;
– использовать в качестве источников питания сети 110 кВ ПС 220–
330/110 кВ, имеющие независимые питающие линии, и шины 110 кВ электростанций;
– обеспечивать двухстороннее питание ПС, присоединённых к одноцепной ВЛ 110 кВ. Длина такой ВЛ, как правило, не должна быть более
120 км, а количество присоединяемых промежуточных ПС – более трёх.
Присоединение к такой ВЛ двухтрансформаторных ПС рекомендуется по
мостиковой схеме. При однотрансформаторной ПС (первый этап развития
двухтрансформаторной ПС) присоединение к линии осуществляется по
блочной схеме. Допускается присоединение ПС к одноцепной тупиковой
ВЛ 110 кВ только на первом этапе развития сети. При этом резервирование
ответственных потребителей должно быть обеспечено по сети вторичного
напряжения;
– осуществлять применение двухцепных ВЛ с двухсторонним питанием
в системах электроснабжения крупных городов, а также в схемах внешнего
электроснабжения потребителей транспортных систем (электрифицированные участки железных дорог, продуктопроводов и т. п.). К таким ВЛ
рекомендуется присоединение не более пяти промежуточных ПС, с чередованием ПС по мостиковой и блочной схеме;
59
– применять двухцепные тупиковые ВЛ в схемах электроснабжения
крупных городов, промышленных узлов, промышленных предприятий и
т. п. с присоединением к такой ВЛ до двух ПС 110 кВ. При этом потребители первой категории таких ПС должны резервироваться по сети вторичного напряжения. К двум одноцепным тупиковым ВЛ может быть присоединено до трёх ПС.
При напряжении сети 35 кВ:
– не допускать сооружения новых протяженных ВЛ 35 кВ параллельно
существующим ВЛ 110 кВ и не сооружать новые ВЛ 35 кВ протяженностью свыше 80 км;
– оценивать целесообразность сооружения новых ВЛ 35 кВ в габаритах
110 кВ;
– рассматривать возможность перевода существующих ВЛ 35 кВ на
напряжение 110 кВ;
– использовать преимущественно одноцепные ВЛ 35 кВ с питанием от
разных ПС 110–220 кВ или разных секций (систем шин) одной ПС.
Трасса ВЛ выбирается по возможности кратчайшей с учетом условий
отчуждения земли, вырубки просек, комплексного использования охранной зоны и приближения к дорогам и существующим ВЛ.
Вблизи промышленных предприятий трассы ВЛ, как правило, располагаются вне зон действия ветра преобладающего направления от источников загрязнения.
На железобетонных опорах сооружаются двухцепные ВЛ до 220 кВ
включительно. В последние 10–15 лет строительство ВЛ 500 кВ на железобетонных опорах составляло около 40 % общего ввода новых ВЛ. На
ВЛ 750–1150 кВ используются металлические опоры. В условиях, когда
доставка железобетонных опор на трассу ВЛ затруднена, рекомендуется
использовать металлические опоры.
На ВЛ напряжением 35 кВ и выше рекомендуется применять сталеалюминиевые провода. Использование алюминиевых проводов и проводов
из алюминиевого сплава обосновывается расчётами. На больших переходах через водные пространства (ущелья) при наличии технической целесообразности в качестве проводов могут применяться стальные канаты.
5.2. Кабельные линии напряжением 35–110–220–330 кВ
Общая протяженность КЛ напряжением 110 кВ и выше в России по состоянию на начало 2010 г. составила около 1580 км (по цепям) [52].
Кабельные линии 110 и 220 кВ в отечественной практике нашли применение при построении сети крупнейших городов, в схемах электроснабжения химических, нефтеперерабатывающих, металлургических,
автомобильных и других промышленных предприятий, выдачи мощности
электростанций, преодоления водных преград и в других случаях. В схе60
мах электрических сетей с использованием КЛ 110–220 кВ получили распространение радиальные и цепочечные схемы построения сети.
В мировой практике в 1970–80-е годы прошлого столетия использование кабелей 220 кВ и выше переменного и постоянного тока было связано преимущественно с преодолением водных преград (реки, проливы). В
последние годы наряду с этим все более широкое применение получают
кабельные прокладки сверхвысокого напряжения (СВН) при организации
глубоких вводов в центральные районы крупнейших городов. Помимо
надежного электроснабжения КЛ СВН обеспечивают максимальное сохранение окружающей среды и позволяют избежать строительства ВЛ на территории городов.
Совершенствование конструкции и технологии изготовления позволило
создать более совершенные кабели традиционного типа и активно вести
новые разработки. В настоящее время европейскими производителями кабельной продукции разработаны, испытаны и созданы промышленные образцы кабеля СВН рекордной пропускной способности напряжением:
– до 1000 кВ маслонаполненные с поперечным сечением токоведущей
части 2500 мм2, пропускная способность 3 млн кВт;
– до 500 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена с поперечным сечением токоведущей части 2500 мм2, пропускная способность 1,9 млн кВт.
В настоящее время применяют, как правило, кабели с алюминиевыми
жилами в алюминиевой оболочке. Применение кабелей с медными жилами
требует специального обоснования. Для КЛ, прокладываемых в земле и
воде, применяют бронированные кабели. Применение кабелей в свинцовой
оболочке предусматривается для прокладки подводных линий, в шахтах,
опасных по газу и пыли, для прокладки в особо опасных коррозионных
средах. В остальных случаях при невозможности использовать кабели в
алюминиевых или пластмассовых оболочках их замена на кабели в свинцовых оболочках требует специального обоснования.
В последние годы в сетях зарубежных энергосистем получили широкое
распространение кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена (российское
обозначение СПЭ, английское – XLPE). Кабели среднего напряжения из
сшитого полиэтилена занимают 80–85 % рынка в США и Канаде, 95 % – в
Германии и Дании, 100 % – в Японии, Финляндии, Швеции и Франции.
Основные достоинства кабелей со СПЭ-изоляцией:
– изготавливаются на напряжение до 500 кВ;
– срок службы кабелей составляет не менее 30 лет;
– пропускная способность в зависимости от условий прокладки на 15–
30 % выше, чем у кабелей с бумажной или маслонаполненной изоляцией,
т. к. кабели со СПЭ-изоляцией рассчитаны на длительную работу при температуре жилы 90 оС, а их бумажно-масляные аналоги допускают нагрев
до 70 °С;
– отвечают экологическим требованиям;
61
– прокладка и монтаж меньше зависят от погоды и могут проводиться
даже при температуре –20 °С;
– значительно дешевле и проще становятся обслуживание и ремонт при
механических повреждениях, существенно легче выполняются прокладка
и монтаж соединительных муфт и концевых заделок в полевых условиях.
В РФ кабели со СПЭ-изоляцией изготовляются в ОАО «Севкабель»,
«Москабель», «Камкабель» и др.
Для кабелей с нормально пропитанной бумажной изоляцией наибольшая допустимая разность уровней между точками прокладки может
составлять: для напряжения 6 кВ – 20 м; 10–35 кВ – 15 м. Разность уровней
для кабелей с нестекающей пропиткой, пластмассовой и резиновой изоляцией не ограничивается.
Кабельные линии находят преимущественное применение в условиях
промышленной и городской застройки, т. е. в районах, где прокладка ВЛ
встречает большие затруднения. В городах и промышленных зонах КЛ
прокладывают, как правило, в земле (траншеях) по непроезжей части улиц
(под тротуарами) и по техническим полосам (газоны с кустарниковой посадкой). На территориях, насыщенных подземными коммуникациями,
прокладку КЛ выполняют в коллекторах и туннелях. При пересечении
проезжей части улиц КЛ прокладывают в блоках или трубах.
5.3. Вопросы экологии при проектировании
развития электрической сети
Сооружение открытых подстанций и воздушных линий электропередачи напряжением 35–220 кВ в городах и на промышленных предприятиях
ограничивается стеснённостью территории, уровнем шума, создаваемого
трансформаторами, напряжённостью электрического поля от ВЛ-110 кВ и
электрооборудования ПС, а также другими градостроительными требованиями. Кроме того, возникает опасность протекания токов КЗ по земле при
обрывах проводов и грозозащитных тросов ВЛ и при эксплуатационных
КЗ в сети – возникновения напряжений прикосновения и шага.
На современном этапе, развитие электрических сетей осуществляется в
условиях повышенного внимания администраций регионов и общественности к вопросам охраны окружающей среды, что осложняет выбор трасс
и площадок для сооружения электросетевых объектов. В ряде стран использование сетей напряжением выше 400 кВ запрещено законом.
При выборе и согласовании трасс ВЛ используют понятие охранных
зон электрических сетей (рис. 5.1), которые устанавливаются вдоль ВЛ в
виде земельного участка, ограниченного вертикальными плоскостями, отстоящими по обе стороны линий от крайних проводов на расстояниях, приведённых в табл. 5.2.
62
Охранная зона
20 000
Охранная зона
5 000
5 000
20 000
50 000
Рис. 5.1. Габариты двухцепной воздушной линии напряжением 110 кВ
Класс напряжения
до 20 кВ
35 кВ
110 кВ
Охранная зона
10 м
15 м
20 м
Класс напряжения
150, 220 кВ
330, 500 кВ
750 кВ
Таблица 5.2
Охранная зона
25 м
30 м
40 м
Отчуждение земли при сооружении линии электропередачи производится в виде площадок, занимаемых ВЛ с учётом охранных зон. Ширина и
площади, занимаемые отчуждаемыми полосами ВЛ, приведены в табл. 5.3.
Например, для ВЛ-110 кВ ширина отчуждаемой полосы составляет 50 м, а
площадь одного километра полосы – 5 га/км. Для ВЛ-220 кВ эти данные соответственно составляют 64 м и 6,4 га/км.
Входящие в охранные зоны земельные участки не изымаются у землепользователей и используются ими для проведения сельскохозяйственных
и иных работ с соблюдением установленных требований. Соблюдение этих
требований, практически не ограничивая сельскохозяйственное землепользование, создаёт определённые неудобства (ограничения в обработке земли
механизмами, запрет полива сельскохозяйственных культур и др.).
63
Таблица 5.3
Ширина и площади отчуждаемой полосы ВЛ
Напряжение ВЛ,
Ширина отчуждаемой
Площадь отчуждаемой
кВ
полосы ВЛ, м
полосы ВЛ, га/км
до 20
26
2,6
35
38
3,8
110
50
5,0
220
64
6,4
330
78
7,8
500
84
8,4
750
120
12,0
Отчуждение земли при сооружении линии электропередачи производится в виде площадок для установки опор – плюс один метр от основания опоры.
Для прохождения ВЛ по лесным массивам должны быть прорублены просеки, ширина которых регламентирована в зависимости от напряжения и
назначения ВЛ, ценности лесов и высоты основного лесного массива. Для
большинства ВЛ напряжением 220 кВ и ниже ширина просеки регламентируется расстоянием 3–5 м от крайнего провода при его максимальном отклонении
до кроны деревьев.
При выборе трассы ВЛ в городских условиях ширина коридора для ВЛ
110 кВ составляет 20 м. Стоит также отметить, что администрация города
Челябинска рекомендует не строить воздушные линии напряжением 35–
110–220 кВ, предлагая заменять их на кабельные линии соответствующего
напряжения.
Территория открытых подстанций формируется в основном за счёт открытых распределительных устройств высшего напряжения, занимающих до 80 %
от общей площади ПС. Остальные 20 % территории ПС занимают здания и сооружения (общеподстанционный пункт управления, закрытое или комплектное
распределительное устройство, синхронные компенсаторы, склад масла, башня
для ремонта трансформаторов и т. д.).
Для ориентировочной оценки размера площадки, необходимой для сооружения ПС, в табл. 5.4 приводятся данные для наиболее распространённых типов ПС. Ориентировочные размеры площади, занимаемой ПС 110/10 кВ с
трансформаторами 16–40 МВ·А составляет 90×100 м, ПС 220/110/10 кВ –
120×150 м. При строительстве ВЛ и ПС первоначально нужно будет заплатить за
отчуждаемую землю, а при эксплуатации – нести затраты на налоги на землю.
64
110/10
110/35/10
220/110/10
330/110/10
500/220/10
750/330
2x16–2x40
2x16–2x40
2x125–2x200
2x125–2x200
2х(3х167)
2х(3х333)
2
2
2
2
4
4
Кол-во ВЛ
Кол-во ВЛ
Таблица 5.4
Ориентировочные размеры площадок открытых подстанций 110–750 кВ
ВН
СН
Количество и
ОриентироСочетания
мощность
вочные
напряжений, трансформаТиповая
Типовая размеры
кВ
торов,
схема
схема площадки,
шт. х МВ·А
м
110 –
4Н(5Н)
110 –
4Н(5Н)
220 – 7
330 – 7
500 – 15
750 – 16
4
10
10
10
6-8
–
35 – 9
110 – 12
110 – 12
220 – 12
330 – 17
60x70
90x100
150x200
200x250
300x500
600x700
Для закрытых ПС 110/10 кВ с двумя трансформаторами от 16 до 63 МВ·А
и схемой на стороне ВН 110 – 4 (4Н) или 110 – 5 (5Н) размер здания следует
принимать 25х45 м.
Сооружение открытых ПС в городах ограничивается стеснённостью территории, уровнем шума, создаваемого трансформаторами, а также другими градостроительными требованиями. Допустимое расстояние от открытых ПС
(без проведения мероприятий по борьбе с шумом) до различных зданий и городских территорий характеризуется данными табл. 5.5 [52]. Допустимое
расстояние от жилых домов до открытых ПС с трансформаторами мощностью 40 МВ·А должно быть не менее 300 м, мощностью 63 МВА – 700 м.
Таблица 5.5
Допустимое расстояние от открытых подстанций до зданий и территорий в городах
Расстояния, м, не менее, до
Мощность жилых зда- школ и других
предприятий
ний,
спальучебных
заведеплощадок
трансфорторговли, общеных
корпусов
ний,
гостиниц,
отдыха
в
маторов
ственного питадетских
общежитий,
микрорайодо MBA
ния, коммуучреждений,
клубов,
нах
нально-бытовых
поликлиник
кинотеатров
40
300
250
150
50
63
700
500
350
100
125
1000
800
600
350
65
Для закрытых ПС минимальные расстояния до жилых и коммунально-бытовых
зданий по условиям шума могут приниматься равными для трансформаторов до
60 МВ·А – 30 м, до 125 MBА – 50 м, до 200 МВ·А – 70 м.
В сложившихся обстоятельствах с технической, экологической и экономической точек зрения актуально строительство закрытых ПС с питанием их по кабельным линиям 110 кВ. Этому способствует и появление нового электротехнического оборудования.
Ниже рассмотрены эскизные проекты КЛ-110 кВ и закрытой подстанции 110/10 кВ, разработанные с участием студентов Е.А. Митряковой и
Д.А. Кононенко в 2008 г. при выполнении дипломного проекта.
5.4. Конструктивное исполнение кабельной линии напряжение 110 кВ
Для кабельной линии 110 кВ приняты одножильные кабели с изоляцией из
сшитого полиэтилена. Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена должны иметь
жилы с сечением, адекватным требованиям системы по пропускной способности.
Потери энергии можно сократить путем увеличения сечения жил. Потери под
нагрузкой в основном составляют омические потери в проводнике и металлическом экране. Непрерывная нагрузка на кабели с СПЭ-изоляцией может прилагаться
вплоть до температуры проводника 90°С. Однако лучше ограничить рабочую температуру примерно 65°С, чтобы иметь запас по нагрузке, уменьшить потери и избежать возможной термической нестабильности вследствие высушивания прилегающей почвы. Для проектируемой подстанции принят кабель с алюминиевой жилой сечением 185 мм2 (IДОП 65°С = 320 А, IДОП 90°С = 440 А), что примерно соответствует пропускной способности провода АС-95/16 (IДОП = 330 А).
Каждая цепь двухцепной кабельной линии напряжением 110 кВ (рис. 5.2) прокладывается в отдельных железобетонных лотках Л-4-8/2 (2970×780×530 мм) и закрываются железобетонными плитами перекрытия лотков П-5д-8 (780×740×70
мм). Обе цепи укладываются в общий железобетонный лоток Л-15-8/2
(2970×1840×720 мм), закрытый плитами перекрытия П-15д-8 (1840×740×120 мм).
Ширина двухцепной линии с охранными зонами составляет меньше 4-х
метров (рис. 5.3) по сравнению с 50-ю метрами, которые занимает двухцепная ВЛ-110 кВ, т. е. ширина полосы, занимаемая КЛ-110 кВ уменьшается в 13 раз. Экономически это означает, что снижаются затраты на покупку земли под строительство КЛ, а также ежегодные платежи за используемую землю.
Конструкция кабелей с СПЭ-изоляцией представлена на рис. 5.4.
Одно- и трехжильные кабели с изоляцией из СПЭ включают в себя следующие
элементы:
66
74
74
0
0
780
2
530
97
0
60
200
120
200
780
1 840
Рис. 5.2. Прокладка двухцепной кабельной линии 110 кВ
в железобетонных лотках
700
720
70
1 000
1 000
Охранная зона
Охранная зона
1 840
3 840
Рис. 5.3. Габариты двухцепной кабельной линии напряжением 110 кВ
1 – Жилы:
– Медные или алюминиевые скрученные уплотненные жилы.
– Медные секторные жилы.
– Медные или алюминиевые профильные жилы.
– Продольная герметизация жилы.
67
8
7
6
5
4
3
2
1
Обозначение: 1 – круглая медная многопроволочная жила;
2 – полупроводящий слой по жиле; 3 – изоляция из сшитого полиэтилена;
4 – полупроводящий слой изоляции; 5 – экран из медных проволок;
6 – алюминиевый экран; 7 – неметаллическая наружная оболочка; 8 – броня
Рис. 5.4. Кабель 110 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена
2 – Полупроводящий слой по жиле плотно связан с СПЭ-изоляцией путем экструзии. Для получения хороших электрических характеристик используется гладкий материал.
3 – Изоляция из сшитого полиэтилена накладывается одновременно с полупроводящим слоем по жиле и по изоляции методом тройной экструзии. Прилегающие
поверхности между изоляцией и полупроводящими слоями не подвергаются
внешнему воздействию ни на одной стадии изготовления. Высококачественные системы переработки материалов, тройная экструзия, сухой метод полимеризации и
сверхчистые материалы для сшиваемого полиэтилена обеспечивают высокое качество изделий. Толщина изоляции определяется конструктивными электростатическими напряжениями переменного тока и импульсными напряжениями.
4 – Полупроводящий слой по изоляции плотно связан с СПЭ-изоляцией путём
экструзии. Материал полупроводящего слоя обладает высокой проводимостью.
Для получения хороших электрических характеристик используется гладкий материал.
5 – Экран из медной проволоки покрыт полимерной оболочкой.
6 – Алюминиевый экран.
68
7 – Неметаллическая наружная оболочка: полиэтилен; ПВХ пластикат; безгалогенный материал, не распространяющий горение; токопроводящий слой, экструдированный поверх оболочки для её специальной проверки. Чаще всего выбор падает
на полиэтилен. ПВХ применяется, если существуют повышенные требования по
нераспространению горения.
8 – Броня: однопроволочная броня; двухпроволочная броня.
Группу кабелей с СПЭ-изоляцией можно расположить треугольником или в
плоскости. Выбор зависит от ряда факторов: метода заземления экрана, сечения
жил и имеющегося в наличии места для монтажа. При проектировании кабельной
системы могут быть выбраны различные методы заземления металлических оболочек: заземление с обеих сторон, заземление с одной стороны, заземление с транспозицией экранов.
Система с заземлением экрана с обеих сторон (рис. 5.5, а) представляет собой
контур для протекания ёмкостных токов в нормальных условиях. Это вызывает потери в экране, что уменьшает пропускную способность системы по току. Эти потери меньше в кабелях, проложенных треугольником по сравнению с кабелями, проложенных в плоскости.
Система с заземлением экрана с одной стороны (рис. 5.6, б) представляет собой
разомкнутый контур, не позволяющий протекание ёмкостных токов. В этом случае
между экранами прилегающих фаз кабельной линии и между экраном и землей
индуцируется напряжение, но ток при этом не протекает. Это индуцированное
напряжение пропорционально длине кабеля и току. Заземление экрана с одной стороны может применяться только на небольших участках кабельной линии, так как
допустимое напряжение на экране ограничивает длину.
Кабельная арматура
Кабельная арматура
Жила
Жила
Экран
Экран
ОПН
ОПН
Заземление экранов
Заземление экранов
а)
б)
Рис. 5.5. Заземление экрана КЛ с двух сторон (а) и с одной стороны (б)
5.5. Закрытая подстанция напряжением 110/10 кВ
Общие сведения о комплектных распределительных устройствах с
элегазовой изоляцией (КРУЭ). Для формирования КРУЭ, как правило,
69
применяются те же схемы, что и для ОРУ. При проектировании КРУЭ следует иметь в виду следующие положения.
Ячейки КРУЭ изготавливаются на напряжение до 750 кВ. В КРУЭ основные элементы, из которых собирается схема, в том числе аппараты
(выключатели, разъединители, заземлители, измерительные аппараты и
др.) и сборные шины, заключены в газоплотные кожухи из алюминиевых
сплавов и представляют собой законченные монтажные единицы – модули.
Отдельные аппаратные модули соединяются между собой газоплотными
фланцевыми соединениями. Набор указанных модулей, представляющий
законченную цепочку схемы, называется ячейкой. Из ячеек и отдельных
модулей собирается РУ, которые могут иметь исполнения с одинарной или
двойной системами сборных шин.
Связь КРУЭ с трансформаторами целесообразно выполнять кабелями
или закрытыми токопроводами. Конструктивно ячейки КРУЭ должны
быть выполнены таким образом, чтобы имелась возможность проводить
высоковольтные испытания (после монтажа или ремонта) всей изоляции
ячейки КРУЭ, а также отдельно испытания кабелей, не затрагивая изоляцию КРУЭ.
Необходимость применения ОПН в схемах с КРУЭ определяется расчётами перенапряжений при проектировании. Для защиты оборудования
КРУЭ от грозовых перенапряжений ОПН устанавливается снаружи КРУЭ
между вводом воздушной линии в КРУЭ и последней опорой. Установка
ОПН со стороны трансформаторов может осуществляться как снаружи, так
и внутри КРУЭ в цепи присоединения трансформатора до коммутационного аппарата.
Надёжность оборудования КРУЭ достаточно высока, однако при разработке проектов следует иметь в виду, что стоимость оборудования КРУЭ в
1,3–2,0 раза выше суммарной стоимости отдельно стоящих аппаратов в
ОРУ, которое выполнено по той же схеме, что и КРУЭ. Однако общие капитальные затраты на сооружение КРУЭ ненамного выше, чем на сооружение ОРУ. Особенно это относится к ПС, сооружаемым в городах, где
стоимость земли высока. Затраты на эксплуатацию КРУЭ из-за отсутствия
значительных климатических воздействий и более высокой надёжности
его элементов ниже затрат на эксплуатацию ОРУ.
5.5.1. Конструктивные исполнения элегазовых модулей РУ
Рассмотрим закрытое распределительное устройство 110 кВ ПС, выполненное из трёхфазных элегазовых модулей PowerIT EXK производства
фирмы AВВ, которые включают выключатели, разъединителизаземлители, измерительные трансформаторы, вспомогательные модули и
т. д.
70
На рис. 5.6, а приведена принципиальная электрическая схема ячейки
EXK-01, где обозначено: 1 – система шин № 1; 2 – система шин № 2; 3, 4, 9
– разъединители с моторными приводами; 5, 8, 10 – заземляющие ножи с
моторными приводами; 6 – элегазовый выключатель; 7 – трансформатор
тока; 11 – трансформатор напряжения.
Технические данные ячейки: номинальное напряжение – 123 кВ; номинальный ток – 800–2500 А; номинальный ток динамической стойкости –
82 кА; номинальный ток термической стойкости – 31,5 кА; минимальное
давление газа как изолирующей среды – 6 атм.
Размещение ячеек РУ в помещении (вид сбоку) показано на рис. 5.6, б.
Размеры ячейки: ширина (лицевая часть ячейки) – 1000 мм; высота –
2370 мм; глубина – 3300 мм. Если принять, что РУ-110 кВ состоит из 5
ячеек, то в плане они займут прямоугольник с размерами 5х3,3 метра, тогда помещение должно иметь минимальные размеры 6х12 метров с высотой 5–6 м. При высоте помещения 6 м в нём можно разместить кран-балку
для выполнения каких-либо монтажных работ с ячейками РУ.
На рис. 5.7 показан внешний вид закрытого распределительного
устройства напряжением 110 кВ, которое состоит из 6 линейных и 1 секционной ячеек. Здесь видно, что слева внизу размещается 1-ая секция
сборных шин (3 ячейки), справа выше 2-ая секция сборных шин (3 ячейки).
Между секциями сборных шин располагается ячейка секционного выключателя.
Рассмотрим подробнее устройство ячеек. На рис. 5.8 показаны разрез и
внутреннее содержание ячейки КРУЭ типа EXK-01. Здесь можно отследить размещение элементов внутри ячейки с учётом принципиальной электрической схемы (рис. 5.6, а).
Все трёхфазные модули соединяются друг с другом с помощью тщательно обработанных фланцевых соединений. Фланцы всех модулей имеют одинаковые размеры, что позволяет свободно соединять между собой
любые компоненты. Это упрощает процессы проектирования и планирования подстанции. В элегазовой подстанции PowerIT можно реализовать все
базовые схемы, используемые в конструкциях классических подстанций.
С помощью стандартных модулей можно создавать подстанции с одинарной или двойной системой сборных шин, а также с разъединителями и
шинными перемычками (рис. 5.6 и 5.7).
71
1
2
М
4
6000
3
М
5
6000
М
М
7
6
3300
8
1500
М
11
2370
М
9
10
М
12
а)
б)
Рис. 5.6. Принципиальная электрическая схема ячейки типа EXK-01 (а)
и её размещение в помещении (б)
Рис. 5.7. Внешний вид ЗРУ-110 кВ с использованием
семи элегазовых ячеек КРУЭ
72
Рис. 5.8. Виды ячейки типа КРУЭ типа EXK-01
73
Секционный шинопровод. Шины состоят из сборных компонентов
(рис. 5.9, а), длина которых соответствует ширине ячейки (800 или
1000 мм): 1 – телескопическая труба (поперечный монтажный модуль); 2 –
барьерный изолятор; 3 – уплотнительные кольца; 4 – контактная система.
Наличие в каждом отсеке газоизоляционных перегородок (2) позволяет отказаться от требующих больших затрат времени процедур заполнения газом и отвода газа из больших объёмов. Использование телескопических
поперечных сборочных элементов (1) даёт возможность упростить выполнение задач по сборке на месте эксплуатации, а также по расширению или
модернизации установки.
4
3
1
2
1
2
3
4
а)
б)
5
Рис. 5.9. Секционный шинопровод (а) и комбинированный
разъединитель-заземлитель (б)
Фазные шины в каждом отсеке крепятся к газонепроницаемым изоляционным перегородкам, а перегородки, в свою очередь, соединяются с телескопическими поперечными сборочными элементами. Для соединения
шин используются разъемные штекерные соединители в поперечных сборочных элементах. Это обеспечивает необходимую гибкость для компенсации изменения длины проводов под действием температуры. Таким образом, полностью исключается возможность механической нагрузки изоляторов вследствие разницы в температуре отдельных проводов.
Неотъемлемой частью каждого шинного модуля является комбинированный шинный разъединитель-заземлитель, который находится в модуле, имеющем форму креста (рис. 5.9, б). Разъединитель может иметь три
положения: замыкание силовой цепи; нейтральное отключенное положение; заземление. Разъединитель оснащён встроенным моторным приводом
и содержит подвижный 1 и неподвижный 2 контакты, которые при замы74
кании (повороте по часовой стрелке контакта 1) создают силовую цепь для
протекания рабочего тока, контакт заземлителя 3 и барьерный изолятор 4.
При повороте подвижного контакта 1 из нейтрального положения против
часовой стрелки он замыкается с контактом заземлителя 3 и происходит
заземление части ячейки за шинными разъединителями.
Привод разъединителя включает стопорное устройство с электрической
блокировкой для обоих механизмов и имеет указатели положения, жёстко
соединённые с приводом, благодаря чему обеспечивается точная индикация положения контактов. Также возможно ручное управление комбинированным разъединителем-заземлителем с помощью рукоятки.
В ячейке КРУЭ EXK-01 фирмы АВВ
используется элегазовый трёхфазный
выключатель напряжением 110 кВ, который располагается в вертикальном цилиндре диаметром примерно 80 см (см.
рис. 5.6, 5.8 и 5.10). Дугогасительная камера характеризуется последовательным
размыканием главных и дугогасительных контактов. Использование долговечных дугогасительных контактов и отсутствие износа главных контактов позволяют проводить проверки и техническое обслуживание гораздо реже, а в
большинстве случаев вообще отказаться
от них.
Для измерения и защиты используютРис. 5.10. Элегазовый выклю- ся индуктивные однофазные трансчатель с трансформатором тока форматоры тока и напряжения. Роль
первичной изоляции для трансформаторов обоих типов играет элегаз. Данные трансформаторы характеризуются
безопасностью в работе, поскольку этот изоляционный материал не подвержен старению. Фидерные трансформаторы тока располагаются в соединительном фланце выключателя на отходящих шинах. Используемый
трансформатор тока разработан как низковольтный трансформатор. Имеющиеся коэффициенты трансформации, классы точности, выходная мощность вторичных обмоток и т. д. соответствуют обычным требованиям к
современным устройствам для измерения и защиты. Трансформаторы
напряжения имеют так называемую пленочную элегазовую изоляцию. В
устройствах данного типа отдельные слои обмотки изолированы друг от
друга с помощью пластиковой пленки, а промежуточные пространства заполнены элегазом по специальной технологии. На вторичной стороне
трансформатора напряжения имеются две измерительные обмотки и одна
75
обмотка, соединенная в разомкнутый треугольник, для обнаружения замыкания на землю.
Трёхфазный линейный разъединитель-заземлитель, расположенный
в правой части ячейки после трансформаторов тока, состоит из тех же активных элементов, что и шинный разъединитель-заземлитель.
Концевое уплотнение кабелей. С помощью концевого уплотнения кабелей (рис. 5.11) можно соединять кабели любого вида. Для кабелей с
СПЭ-изоляцией (из облучённого полиолефина сетчатой структуры),
предусмотрено концевое уплотнение с малой установочной длиной и сухой твердой изоляцией. Основными элементами съёмных концевых уплотнений являются съёмные штекерные соединения из эпоксидной смолы и
кабельные соединители с изготовленными на заводе наконечниками для
защиты от механического напряжения из силиконовой резины. Преимущество использования данных компонентов заключается в последовательном
разделении оборудования подстанции и кабельных систем.
С использованием ячеек КРУЭ EXK возможна реализация всех типовых для распределительных устройств электрических схем. На рис. 5.12
показаны варианты исполнения ячеек:
– Ячейка кабельного ввода/вывода типа ЕХК-01 обеспечивает соединение ЗРУ-110 кВ с внешними элементами подстанции – присоединение с
подходящими или отходящими кабельными линиями КЛ-110 кВ.
– Ячейка воздушного ввода/вывода выполняет аналогичные функции с
воздушными линиями 110 кВ. Ячейка соединяется с проходными изоляторами с помощью элегазового трёхфазного токопровода напряжением
110 кВ.
– Ячейка секционная. В этой ячейке типа ЕХК-02 элегазовый выключатель отодвинут вправо и имеет через шинные разъединители соединение с
секциями сборных шин.
– Ячейка трансформаторная типа ЕХК-03 с помощью элегазового трёхфазного токопровода напряжением 110 кВ выходит на вводы 110 кВ силового трансформатора, при этом используется вспомогательный модуль перехода от симметричного токопровода к плоскостному расположению
вводов трансформатора.
Вспомогательные модули. Для соединения используемого оборудования в зависимости от схемы станции могут требоваться различные соединительные модули. Основными такими модулями являются следующие:
– соединительные трубы;
– угловые секции;
– Т-образные секции.
76
Рис. 5.11. Газонепроницаемое компактное концевое уплотнение кабеля
77
а)
б)
в)
г)
Рис. 5.12. Виды ячеек: а – кабельного ввода или вывода;
б – воздушного ввода; в – секционная; г – трансформаторная
Все эти компоненты оснащены опорными или барьерными изоляторами. Иногда для соединения секций станции используются поперечные
сборочные элементы, которые позволяют упростить модернизацию, расширение и ремонт станции в будущем.
Характерные особенности и преимущества элегазовых подстанций
PowerIT EXK в трёхфазном исполнении это:
– компактная конструкция;
– высокий коэффициент готовности;
– низкий уровень требований к техническому обслуживанию и ремонту;
– короткие сроки поставки и ввода в эксплуатацию;
– сборка из унифицированных модулей.
78
5.5.2. Электрическая схема подстанции
Разработанный эскизный проект ПС напряжением 110/10 кВ позволяет
устанавливать на ПС силовые трансформаторы мощностью до 63 МВ·А.
На рис 5.13 показана принципиальная схема ПС. Схема ЗРУ-110 кВ
позволяет осуществить питание ПС от четырёх кабельных линий КЛ1–
КЛ4, т. е. подстанция может иметь связи, по крайней мере, с двумя питающими центрами ПС1 и ПС2. Ячейки ЕХК формируют одинарную систему сборных шин 1СШ и 2СШ. Между секциями установлен секционный
выключатель. Силовые трансформаторы мощностью 40 МВ·А подключаются к секциям 1СШ и 2СШ через «свои» выключатели, т. е. ПС функционально может быть выполнена тупиковой, отпаечной или проходной. В зависимости от типа подстанции и конкретной схемы питающей сети 110 кВ
число подходящих кабельных линий может варьироваться и составлять две
или четыре КЛ-110 кВ.
Силовые трансформаторы с ЗРУ-110 кВ соединены с помощью элегазового токопровода ТПЭ-110, а с ЗРУ-10 кВ – с помощью комплектного закрытого трёхфазного токопровода ТЗК-10. Для построения ЗРУ10 кВ используются комплектные распределительные ячейки типа К-63.
5.5.3. Строительная часть подстанции
Подстанция размещается в двухэтажном здании. Размеры подстанции
составляют: по ширине 48 м, по глубине 21 м, высота каждого этажа составляет 6 м. Также имеется цокольное помещение, высотой 3 м, которое
используется для ввода в здание как кабелей 110 кВ, так и кабелей 10 кВ
(рис. 5.14).
Кабельные линии 110 кВ подходят к ПС в земле, в лотках. Через кабельное помещение, расположенное на первом этаже, поднимаются на
второй этаж в ЗРУ-110 кВ и подключаются к линейному модулю ЕХК-01.
В помещении ЗРУ-110 кВ устанавливаются 7 модулей, позволяющих обеспечить ввод от четырёх КЛ-110 кВ, производить секционирование РУ110 кВ и подключение силовых трансформаторов. Трансформаторы расположены в закрытых камерах, занимающих по высоте два этажа. Помещение позволяет устанавливать силовые трансформаторы мощностью до
63 МВ·А. ЗРУ-110 кВ соединяется с силовыми трансформаторами закрытым элегазовым токопроводом 110 кВ в трёхфазном исполнении. Диаметр
этого токопровода 70 см. Токопровод проложен под потолком и выходит в
камеры силовых трансформаторов (рис. 5.15).
79
ПС-2
КЛ-3
ПС-2
КЛ-4
ЕХК-01
ЕХК-01
ПС-1
КЛ-2
ЕХК-01
ЕХК-01
ПС-1
КЛ-1
110 кВ
1СШ
2СШ
ЕХК-02
ЕХК-02
ЕХК-03
ТПЭ-110
Т1
ТРДН-40
ТПЭ-110
Т2
ТРДН-40
ТЗК-10
ТЗК-10
1СШ
3СШ
К-63
АВР
10 кВ
К-63
2СШ
4СШ
АВР
ТСН
ДР
АВР
ДР
TV
TV
Рис. 5.13. Принципиальная схема закрытой подстанции
80
Камера
трансформатора
Т2
Вспомогательные
помещения
12 000
ОПУ
У
П
О
0
11
У
ЗР кВ
У
кВ
е
но ие
ь
л ен
бе ещ
а
К м
по
Камера
трансформатора
Т1
ЗРУ-10 кВ
ЗР
0
-1
48
00
0
3 000
0.0
21 000
Рис. 5.14. Общий вид здания подстанции 110/10 кВ
На 1-м этаже (рис. 5.14–5.16) находятся два помещения со ЗРУ-10 кВ, в
каждом из которых может устанавливаться до 44 ячеек типа К-63. Силовые
трансформаторы со ЗРУ-10 кВ соединяются отечественным закрытым
комплектным токопроводом типа ТЗК-10. Рядом с камерами силовых
трансформаторов располагаются камеры с 4-мя дугогасящими реакторами
и с 4-мя трансформаторами для подключения реакторов к сети.
Рядом с камерами силовых трансформаторов расположены вентиляционные камеры. Наружный воздух через вентиляционные решётки внизу
ворот поступает в камеры трансформаторов; вентиляторами из камеры
воздух вытягивается в вентиляционные камеры и выбрасывается через окна наружу ПС. Таким образом обеспечивается как естественная, так и принудительная вентиляция камер трансформаторов, обеспечивающая требуемый тепловой режим работы силовых трансформаторов.
Под каждым трансформатором укладывается гравийная подсыпка, а
ниже оборудуется маслоприёмная яма ёмкостью до 30–50 м3.
81
Рис. 5.15. Размещение оборудования и токопроводов
напряжением 110 и 10 кВ
82
В одном помещении ЗРУ-10 кВ расположены 1-я и 3-я секции сборных
шин, питающиеся от первого трансформатора, во втором помещении ЗРУ10 кВ расположены 2-я и 4-я секции сборных шин, питающиеся от второго
трансформатора. Секционирование 1 и 2, 3 и 4 секций шин, расположенных в разных помещениях, осуществляется с помощью кабельных перемычек и соответствующих коммутационных аппаратов.
На каждой секции шин установлены ТН, располагающиеся в ячейках.
Трансформаторы собственных нужд ТСН мощностью по 40 кВ·А расположены в ячейках ЗРУ-10 кВ. На втором этаже располагаются помещения
РЗ, телемеханики, связи.
Линии 10 кВ к потребителям прокладываются в кабельных каналах и в
трубах, через проём в фундаменте выходят из здания подстанции на
уровне цокольного этажа (рис. 5.17).
Кроме названного оборудования на первом этаже располагаются – помещение аккумуляторной батареи, щит собственных нужд и мастерские.
В целях обеспечения электробезопасности и обеспечения работы
трансформаторов 110/10 кВ на ПС выполнено заземляющее устройство
(рис. 5.18). 50 вертикальных электродов установлено по контуру здания
подстанции и по 8 электродов около трансформаторов, итого 66 вертикальных электродов. Вертикальные электроды соединены между собой горизонтальными электродами, расположенными на глубине 70 см.
Для защиты здания от прямых ударов молнии на крыше здания ЗРУ под
мягкой кровлей выполняется молниеприёмная сетка из стальной проволоки диаметром 4 мм с размером ячейки 40×40 мм. Сетка выполняется с четырьмя спусками по периметру крыши из стальной проволоки диаметром
8 мм, соединёнными с заземляющим устройством подстанции.
Для монтажа электрооборудования здание подстанции оборудуется воротами. Силовые трансформаторы вкатываются в камеры по рельсам. Для
ремонта и монтажа силового оборудования под перекрытиями трансформаторных помещений устанавливаются кран-балки.
Эксплуатация подстанцией осуществляется в автоматическом режиме,
т. е. она работает без обслуживающего персонала. Ремонтные бригады
приезжают лишь для профилактических или ремонтно-восстановительных
(в случае аварии) работ.
Управление выключателями производится как по месту их установки в
ячейках ЗРУ-110 кВ, так и дистанционно с диспетчерского пункта электрических сетей. В качестве канала связи подстанции с диспетчерским
пунктом используются оптоволоконные кабели связи.
Разработанная закрытая подстанция с кабельными линиями 110 кВ является экологически безопасной, все оборудование подстанции защищено
от внешних загрязняющих факторов и атмосферных воздействий. Проект
закрытой подстанции с КЛ-110 кВ может использован для строительства
подстанций в городских условиях и в условиях промышленной зоны.
83
(а)
(б)
Рис. 5.16. Планы первого (а) и второго (б) этажей подстанции
84
Маслоприемная
яма
Кабельные
каналы 10 кВ
Кабельный
канал 110 кВ
2 970
□ 600
9 000
1 000
21 000
Маслоприемная
яма
Кабельные
каналы 10 кВ
Кабельные
лотки
1 840
Кабельный ввод
110 кВ
Рис. 5.17. План цокольного этажа
Т2
21 м
23 м
Т1
ЗРУ-10 кВ
ЗРУ-10 кВ
ЗРУ-110 кВ
48 м
50 м
Рис. 5.18. План заземляющего устройства
В заключение отметим, что ориентировочные размеры площади, занимаемой открытой ПС 110/10 кВ с трансформаторами 25–63 МВ·А составляет 90×100 м. Размеры закрытой ПС 110/10 кА с трансформаторами составляет 48×21 м, что в 9 раз меньше.
85
В данном техническом эскизном проекте рассмотрена только техническая сторона вопроса. Хотя очевидно, что первоначальная стоимость земли
под строительство и последующие налоги на землю в определённой мере
скомпенсируют стоимость строительства закрытой ПС и КЛ-110 кВ. Кроме
того, компактность ПС и КЛ позволяет размещать их как в городской черте, так и на промышленных предприятиях.
По подобному проекту межрегиональные сетевые компании (МРСК)
начали строить закрытые ПС, располагаемые внутри города. Например, в
Екатеринбурге в 2005–2017 гг. построены три закрытых ПС.
5.6. Компоновки и конструктивные исполнения подстанций
В настоящее время появился ряд технических решений по конструктивному исполнению ПС, занимающих промежуточное положение между
обычными открытыми ПС и закрытыми ПС, построенными с использованием как обычного, так и элегазового оборудования. Это связано, с одной
стороны, с появлением новых конструктивных решений по электрооборудованию напряжением 110–220 кВ наружного исполнения, с другой стороны, с появлением строительных решений по экологическому воздействию
ПС на окружающую среду (например, размещение силовых трансформаторов в закрытых помещения (башнях) или колодцах).
Как было отмечено в разделе 5.3 силовые трансформаторы подстанций
создают различного рода шум, неблагоприятно воздействующий на городскую среду. Поэтому при строительстве новых городских подстанций открытого типа применяются следующие технические решения по снижению
звукового воздействия на окружающую среду:
1. Силовые трансформаторы закрывают звукоизолирующими стенками,
высота которых больше трансформатора вместе с расширителем (рис.
5.19). В результате возникающий шум горизонтально в сторону жилой застройки не распространяется, а уходит вверх.
2. Силовые трансформаторы помещают в полностью закрытые помещения, которые в электрических сетях называют «башнями» (рис. 5.20).
Подобные «башни» используют на ремонтных предприятиях для проведения капитального ремонта силовых трансформаторов. Горизонтальные
размеры «башни» выбирают исходя из возможности проведения работ по
обслуживанию и ремонту, также размещения над трансформатором кранбалки. При габаритных размерах трансформатора типа ТРДН-40000/110
5690х4390 мм и высоте 5700 мм, размеры «башни» могут быть примерно
14х9 м и при высоте до 12–14 м. Вводы 110 и 10 кВ внутрь башни осуществляют с помощью проходных изоляторов. Для обеспечения температурного режима работы трансформатора предусматривается принудительная циркуляция воздуха внутри «башни».
86
52 м
Выходы
кабельных
линий
Т + ДР
42 м
ОРУ-110 кВ
ОПУ – 2-й этаж
ЗРУ-10 кВ – 1-й этаж
Т + ДР
Звукоизолирующие
стенки
35 м
92 м
Рис. 5.19. План подстанции с трансформаторами, закрытыми
звукоизолирующими стенками
40 м
Т2
Выходы
кабельных
линий
55 м
ОРУ-110 кВ
ЗРУ-10 кВ
Т1
Т + ДР
Башня
с трансформатором
ОПУ
35 м
95 м
5.20. План подстанции с трансформаторами, размещёнными в «башнях»
Отметим некоторые характерные конструктивные особенности компоновок основного оборудования открытых подстанций с силовыми трансформаторами типа ТРДН-40000/110 (подобные подстанции построены в
Челябинских городских электрических сетях в 2008–2015 гг.):
87
А. Для компоновок подстанций, показанных на рис. 5.19 и 5.20, использовано обычное коммутационное, измерительное и защитное оборудование
напряжением 110 кВ, предназначенное для открытых распределительных
устройств ОРУ-110 кВ.
Б. Подстанции выполнены проходного типа (рис. 4.2, г; рис. 4.8, б) и
имеют на стороне высшего напряжения по пять элегазовых выключателей.
Всё коммутационное и измерительное оборудование размещено на открытой площадке – открытом распределительном устройстве ОРУ-110 кВ.
В. Для размещения оборудования релейной защиты и автоматики, телеуправления подстанции предусмотрены общеподстанционные пункты
управления (ОПУ). На подстанции, показанной на рис. 5.19, ОПУ находится на 2-м этаже здания, а на подстанции, показанной на рис. 5.20, для ОПУ
построено отдельное здание, которое максимально приближено к
ОРУ-110 кВ с целью уменьшения длины измерительных кабелей, соединяющих трансформаторы тока с оборудованием релейной защиты и автоматики. В ОПУ кроме указанного оборудования располагают местный щит
управления подстанцией; аккумуляторные батареи; блоки питания и щиты
распределения переменного и постоянного тока собственных нужд подстанции; оборудование поддержания микроклимата и освещения; оборудование технических средств охраны и пожарной сигнализации; мастерские
и др. Есть варианты компоновки подстанции, когда ОПУ и ЗРУ-10 кВ выполняют в виде двух отдельных одноэтажных зданий, расположенных рядом, или в одном одноэтажном здании.
Г. Ячейки комплектных распределительных устройств напряжением
10 кВ, скомпонованные в секции сборных шин, размещают в отдельных
помещениях ЗРУ-10 кВ. Кабельные линии выводят из ЗРУ-10 кВ в земле
или в кабельных каналах – как правило, сзади ЗРУ-10 кВ предусматривается «кабельное поле».
Д. Трансформаторы собственных нужд, как правило, размещают в типовых ячейках ЗРУ-10 кВ (до 40–63 кВ·А), либо при большей мощности
трансформаторов – в отдельных помещениях ЗРУ-10 кВ.
Е. Дугогасящие реакторы с трансформаторами для их подключения к
сети располагают снаружи ЗРУ-10 кВ на отдельных площадках.
3. Появление новых конструктивных решений по электрооборудованию
напряжением 35–110–220 кВ наружного исполнения, например, модульного расположения связанного оборудования (разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, выключателей, ОПН и др.) на одной базовой
платформе, позволяет существенно сократить размеры соответствующих
распределительных устройств и поместить их в закрытые помещения.
На рис. 5.21 и 5.22 приведён вариант исполнения закрытой ПС. Эскизный проект разработан в 2017 г. студентом-заочником Деулиным П.Г., в
проекте использовано оборудование и проектные решения Великолукского
88
завода электротехнического оборудования ЗАО «ЗЭТО», компании «Электрощит-Самара» и других предприятий.
30 м
ЗРУ-110 кВ
Высота здания ПС – 16 м
ОПУ – 2-й этаж
ЗРУ-10 кВ
ТСН, Т+ДР, АКБ
– 1-й этаж
40 м
5.21. План закрытой подстанции с обычным оборудованием
напряжением 110 кВ, размещённым в помещении
ЗРУ-110 кВ выполнено с использованием модульных блоков и расположено на 1-м этаже, рядом, в отдельных помещениях установлены силовые трансформаторы мощностью по 40 МВ·А. В примыкающем помещении на 1-м этаже расположены ЗРУ-10 кВ, состоящее из 4-х секций сборных шин, и дугогасящие реакторы с трансформаторами их подключения к
электрической сети. Силовые трансформаторы и ЗРУ-10 кВ соединяет закрытый токопровод типа ТЗК-10 кВ. Общеподстанционный пункт управления ОПУ размещён на 2-м этаже над трансформаторами и дугогасящими
реакторами.
4. Распределительные устройства ВН и НН помещают в двух отдельных помещениях (ЗРУ-110 кВ и ЗРУ-10 кВ), а силовые трансформаторы
напряжением 110/10 кВ располагают снаружи между зданиями. Наполнение оборудованием закрытых распределительных устройств имеет много
вариантов.
89
(а)
(б)
Рис. 5.22. Конструктивное исполнение закрытой подстанции
напряжением 110/10 кВ с обычным оборудованием напряжением 110 кВ,
размещённым в помещении
90
6. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ 6–10 кВ
Электрические сети напряжением 6–10–20 кВ, которые применяются
для электроснабжения промышленных предприятий и городов рассмотрены в 4-й части курса лекций. В этом разделе рассмотрены электрические
сети, которые используются для электроснабжения сельских районов и городских районов с малоэтажной застройкой.
6.1. Сельские электрические сети
Распределение электроэнергии между населёнными пунктами в сельской местности осуществляется преимущественно по воздушным трёхпроводным линиям. Для распределительных линий обычно используют
напряжение 10 кВ, реже 6 кВ.
Анализ различных принципов построения электрических сетей, используемых в системах электроснабжения городов, промышленных предприятий, не только в нашей стране, но и за рубежом показал, что ряд широко
распространённых электрических схем без внесения в них существенных
изменений, учитывающих специфику сельскохозяйственных потребителей,
неприемлем для электроснабжения сельских потребителей.
Электрические сети сельскохозяйственного назначения и посёлков городского типа получают электроэнергию от источников питания (ИП),
главным образом от подстанций напряжением 35–110–220 кВ энергосистем и состоят из трансформаторных подстанций (ТП), распределительных
пунктов (РП), распределительно трансформаторных пунктов (РТП), пунктов секционирования (СП) и воздушных трёхпроводных линий электропередачи напряжением 6–10 кВ (ВЛ).
В зависимости от построения сельские электрические сети (принятая
терминология [5, 26, 29]) разделяют на распределительные и питающие.
Распределительной называют электрическую сеть (рис. 6.1, а), подводящую электроэнергию от источника питания ИП (ПС или РП) непосредственно к потребительским ТП.
Питающей называют электрическую сеть (рис. 6.1, б), подводящую
электроэнергию от источников питания ИП (ПС) к распределительным
пунктам РП или РТП. Они не имеют ответвлений на всём протяжении линии.
В построениях электрических сетей напряжением 6–10 кВ можно выделить типовые схемы, приведённые на рис. 6.2. Однако эти схемы в том виде, как они показаны на рисунке, встречаются крайне редко. Схемы реальных электрических сетей достаточно сложны и представляют собой комбинации типовых схем с большим числом ответвлений от воздушных линий. Сложность структур распределительных сетей объясняется их историческим развитием, а также сооружением в последние годы значительно91
го числа новых сельскохозяйственных, промышленных и социальных объектов, что не всегда согласовывалось с требованиями технико-экономической целесообразности.
ТП
РП
10 кВ
ПС
ПС
10 кВ
Питающие
линии
ТП
РП
РаспределиРП тельные
линии
ТП
ТП
б)
а)
Рис. 6.1. Схемы сельских электрических сетей:
а – распределительной; б – питающих и распределительных
Наиболее простой и дешёвой схемой электроснабжения является радиальная тупиковая (рис. 6.2, а). Она применяется для электроснабжения потребителей 3-й категории надёжности.
ПС
ВЛ-10 кВ
ТП
ВЛ-10 кВ
ПС
ТП
а)
б)
СП
ПС
ПС
СП
ПС
СП
в)
г)
Рис. 6.2. Типовые схемы распределительных сетей напряжением 6–10 кВ:
а – радиальная; б – магистральная; в – петлевая;
г – с двухсторонним питанием
Наиболее эффективным для электрических сетей напряжением 10 кВ
является магистральный принцип построения (рис. 6.2, б). Для построения
магистральной ВЛ-10 кВ выделяется главное направление (магистраль) –
от шин одной подстанции. Дальнейшим развитием магистральных схем
являются схемы с двухсторонним питанием, в этом случае между ВЛ устанавливаются пункты секционирования СП с коммутационными аппаратами (рис. 6.2, г). Магистральные линии с двухсторонним питанием позво-
92
ляют повысить надёжность электроснабжения до 1-й категории и являются
эффективными для электроснабжения сельских потребителей.
Внедрение магистрального принципа построения сельских сетей требует увеличения капиталовложений на их строительство на 25–30 %. Однако
эти затраты быстро окупаются за счёт повышения надёжности электроснабжения сельских потребителей.
Для потребителей 2-й и 3-й категории может использоваться петлевая
схема (рис. 6.2, в), когда две магистральные линии, отходящие от одного
источника питания, в конце соединяются секционирующим аппаратом – в
зависимости от категории надёжности электроснабжения разъединителем
или выключателем. Коммутационные аппараты нормально отключены.
При повреждении любой из линий электроснабжение восстанавливают
ручным отключением повреждённой линии и включением резервной линии.
Повышение надёжности электроснабжения сельских электрических сетей может быть получено резервированием с помощью автономных источников питания – дизельных, бензиновых или газотурбинных электростанций, устанавливаемых у потребителей. Перевод питания на резервный источник может осуществляться вручную или автоматически с помощью
устройств АВР.
На рис. 6.3, а показана принципиальная схема небольшой электрической системы, состоящей из трёх районных электрических станций.
Напряжение генератора электростанций составляет 10 кВ (может быть до
24 кВ). Его повышают на наиболее удалённой станции до 220 кВ, а на
ближе расположенной – до 110 кВ и затем передают энергию в общее
кольцо напряжением 110 кВ. При этом в конце линии от удалённой станции сооружена подстанция на 220/110 кВ. Кроме того, система обычно
имеет линии связи с другими системами (на рисунке не показаны). От общего кольца 110 кВ через понижающие подстанции 110/35 кВ питаются
линии напряжением 35 кВ. Одна из таких линий показана на рисунке сверху. Эти линии подают энергию более мелким подстанциям на напряжение
35/10 кВ. От подстанций расходятся распределительные сети напряжением
10 кВ с понижающими трансформаторными подстанциями, где напряжение понижают с 10 кВ до 380 В.
Таким образом, электрическая энергия, прежде чем она достигнет потребителя, несколько раз трансформируется, что вызывает необходимость
сооружения большого числа трансформаторных подстанций. Соединённые
системы образуют системы отдельных зон страны, а затем и Единую энергетическую систему России.
На рис. 6.3, б изображена схема сельской электрической системы. Она
состоит из двух гидравлических (ГЭС) и тепловой (ТЭС) электростанций,
работающих на общую сеть напряжением 10 кВ. На малых станциях обычно устанавливают генераторы низкого напряжения (400 В), а на более
93
крупных – генераторы высокого напряжения 6–10 кВ. И в том и в другом
случае электрические станции соединяют сетью через повышающие
трансформаторные подстанции. Потребители получают электрическую
энергию либо непосредственно от шин электростанций, либо от линии,
связывающей отдельные станции. Сельские системы соединяют с мощными электрическими системами.
10 кВ
ГЭС
0,4 кВ
35 кВ
110/35 кВ
РЭС-2
10 кВ
ТП
0,38 кВ
РЭС-3
10 кВ
110 кВ
10/110 кВ
10/110 кВ
220/110 кВ
10/220 кВ
а)
ГЭС
6 кВ
10 кВ
10 кВ
ТП
0,38 кВ
0,38 кВ
35/10 кВ
ТП
ТП
10 кВ
220 кВ
РЭС-1
10 кВ
ТЭС
0,4 кВ
б)
Рис. 6.3. Схемы небольших сельских электрических систем
ТП
380 В
ЭС
10 кВ
ТП
0,4 кВ
ТП
ТП
380 В
Рис. 6.4. Схема сельской сети,
питающейся от одной
электростанции
94
В некоторых удалённых сельских районах ещё есть одиночные
сельские электростанции (рис.
6.4), не связанные с другими. На
таких станциях обычно устанавливают генераторы на напряжение
400 В, которое повышают до
10 кВ. При этом электроэнергию
распределяют по всему району.
Значения напряжения – важный параметр, характеризующий
любой элемент электрической
установки, в том числе и электрическую сеть. Номинальное напряжение сети принимают равным,
как
правило,
номинальному
напряжению приёмников электроэнергии.
Напряжение сети в её различных точках неодинаково. В начале линии
напряжение обычно выше номинального, а в конце линии – ниже его. На
рис. 6.5 показана линия с распределённой нагрузкой. В данном примере
напряжение в начале сети на 5 % выше номинального, в конце – на 5 %
ниже номинального.
U1 = 400 В
U1 = 10,5 к В
U3 = 400 В
UН = 380 В
+5%
–5%
U2 = 360 В
ТП
1
U2 = 9,5 кВ
ПС
1
2
Рис. 6.5. Номинальные и
действительные напряжения в
разных точках ВЛ-380 В
U4 = 360 В
ТП
2
3
4
Рис. 6.6. Схема электрической сети
с повышающими и понижающими
трансформаторами
Номинальное напряжение генераторов принимают на 5 % выше номинального напряжения сети. Номинальное напряжение первичных обмоток
трансформаторов должно равняться напряжению сети, потому что они являются приёмниками электроэнергии. Номинальное напряжение вторичных обмоток трансформаторов на 5 % должно превышать номинальное
напряжение сети, т. к. они играют роль генераторов (источников питания)
для последующих участков сети (рис. 6.6).
Наиболее перспективным способом повышения надёжности работы ВЛ
напряжением 6–10 кВ, а также и ВЛ-380 В следует считать замену неизолированных проводов линий на изолированные.
6.2. Секционирование воздушных линий
Сельские воздушные линии электропередачи напряжением 6–10 кВ сетевых компаний построены по радиальному принципу древовидной конфигурации (рис. 6.7). Сечения проводов ступенчато уменьшаются от головных участков к концу линии, имеет место большое число резервных
связей, выполненных с использованием разъединителей, имеющих ручные
приводы управления. Защитные аппараты (маломасляные выключатели с
электромеханическими терминалами РЗА) устанавливаются в центрах питания (подстанциях с трёхобмоточными трансформаторами 110/35/10 кВ) в
начале ВЛ. Средняя протяжённость линий на магистральном участке составляет 16 км, протяжённость ответвлений – 5–6 км. Имеет место значительная неоднородность плотности нагрузки [9, 43].
95
10 кВ
ПС-1
РЗА
ПС-3
ЛР
ЛР
РЗА
ЛР
ПС-2
ПС-4
ЛР
РЗА
ЛР
РЗА
Рис. 6.7. Схема построения распределительных сетей сетевых компаний:
РЗА – защита на электромеханических реле; ЛР – ручной линейный
разъединитель
На сегодняшний день около 40 % линий выработали нормативный ресурс и более 80 % нуждаются в техническом перевооружении. По данным
различных источников, длительность отключений потребителей составляет порядка 70 ч в год на один фидер, что на два порядка выше, чем в технически развитых западных странах. Среднее число повреждений, вызывающих отключения ВЛ напряжением 6–10 кВ, составляет около 25 на
100 км линий в год.
Для повышения надёжности электроснабжения в воздушных электрических сетях среднего напряжения применяется секционирование линии
коммутационными аппаратами (разъединителями, управляемыми разъединителями, пунктами секционирования). В существующих схемах построения распределительных сетей, рассмотренных выше, используется ручной
подход к управлению аварийными режимами.
Исследования специалистов, как в России, так и за рубежом, свидетельствуют о том, что одним из наиболее эффективных способов повышения
надёжности электроснабжения в воздушных распределительных сетях является реализация автоматического подхода к управлению аварийными
режимами (рис. 6.8), при котором обеспечивается полная независимость
работы пунктов секционирования от внешнего управления. Этот подход
также получил название децентрализованного. Каждый отдельный аппарат
– реклоузер, – являясь интеллектуальным устройством, анализирует режимы работы электрической сети и автоматически производит её реконфигурацию в аварийных режимах, т. е. локализацию места повреждения и вос-
96
становление электроснабжения потребителей неповреждённых участков
сети.
ПС
ВГ
Р
Р
Р
Р
АВР
РЗА
ТП
Рис. 6.8. Децентрализованное управление аварийным режимом работы
сети: Р – реклоузеры; АВР – реклоузер, используемый в качестве автоматического ввода резервного питания
Реклоузер – это пункт автоматического секционирования воздушных
распределительных сетей столбового исполнения (рис. 6.9). Реклоузер
включает в себя следующие компоненты (составляющие):
– вакуумный выключатель;
– систему первичных преобразователей тока и напряжения;
– автономную систему оперативного питания;
– микропроцессорную систему релейной защиты и автоматики;
– систему портов для подключения устройств телемеханики;
– комплекс программного обеспечения.
6–10 кВ
Q
TA
FV1 TV1
а)
TV2 FV2
6–10 кВ
Q
TA
FV1 TV1 TV2
б)
FV2
в)
Рис. 6.9. Реклоузер: а – схема с двухсторонним питанием; б – схема
с учётом электрической энергии; в – вариант исполнения
Назначение и функции реклоузера:
– определение возникновения повреждения – микропроцессорная релейная защита, действие которой направлено на выявление конкретного
97
повреждения и выдачу управляющего сигнала на коммутационный аппарат;
– выделение повреждения – коммутационные аппараты, призванные
разделять (секционировать) линию на отдельные участки, с целью выделения повреждённого элемента схемы;
– восстановление питания – устройства, призванные в кратчайшие сроки восстановить питание на неповреждённых участках, это автоматика повторного включения (многократные АПВ), автоматика включения резервного питания (АВР);
– обнаружение повреждения – устройства фиксации информации о месте повреждения и устройства телемеханики, необходимые для передачи
информации об изменении положения коммутационного аппарата в сети
на питающую подстанцию или напрямую диспетчеру района;
– обработка информации и принятие решений по управлению послеаварийным режимом, роль которых на сегодняшний день играют диспетчера районов.
В действительности, реклоузеры под именем пункт секционирования
воздушных линий существовали с начала 60-х годов прошлого века. Тогда
они использовались почти исключительно энергоснабжающими организациями для обеспечения надёжного электроснабжения предприятий и населённых пунктов, подключенных к энергоснабжению воздушными линиями.
Само понятие «реклоузер» возникло в США. Стандарт IEEE 37.1001992 даёт следующее определение: «Реклоузер – это автономное устройство, использующееся для автоматического отключения и повторного
включения цепи переменного тока по предварительно заданной последовательности циклов отключения и повторного включения с последующим
возвратом в исходное состояние, сохранением включённого положения
или блокировкой в отключенном положении. Реклоузер включает в себя
комплекс элементов управления, необходимых для обнаружения токов короткого замыкания и управления реклоузером».
Рассмотрим варианты использования реклоузеров.
Секционирование радиальной линии с односторонним питанием. В
данном случае (рис. 6.10) реклоузеры устанавливаются на магистральном
участке. Сетевой резерв отсутствует. При возникновении повреждения отключается ближайший к месту повреждения реклоузер и отключает нижестоящий участок сети. Схема эффективна в условиях значительной протяжённости магистрали и невозможности обеспечения резервного питания.
Такая расстановка реклоузеров позволяет значительно повысить надёжность электроснабжения потребителей, ближайших к центру питания.
98
ПС
ВГ
Р
Р
РЗА
ТП
Рис. 6.10. Алгоритм секционирования радиальной линии
с односторонним питанием (ВГ – выключатель головной)
Секционирование радиальной линии с двухсторонним питанием.
Дополнительно к реклоузерам на магистрали устанавливается реклоузер в
качестве пункта АВР (рис. 6.11). При этом в случае возникновения повреждения на любом участке сети оно будет автоматически локализовано
между двумя ближайшими аппаратами, а потребители неповреждённых
участков сохранят своё питание. Схема эффективна для обеспечения высокой степени надёжности электроснабжения потребителей целого фидера. В
данном случае в реклоузерах используются направленные защиты, также
производится контроль напряжения на пункте АВР.
В распределительных сетях сетевых компаний наиболее целесообразны
алгоритмы секционирования радиальной сети с односторонним и двухсторонним питанием. В большинстве случаев для автоматизации линии можно ограничиться 3–5 аппаратами. При проектировании могут использоваться классические подходы к выбору уставок РЗА. При двухстороннем
питании необходимо использовать направленные защиты реклоузера с
разными уставками в зависимости от направления потока мощности. Малая ступень селективности реклоузеров по времени (0,1–0,2 с) позволяет в
большинстве случаев использовать традиционный ступенчатый принцип
согласования защит по времени. В сложных случаях, например, при малой
выдержке времени защиты на головном участке, для селективной работы
реклоузеров могут быть использованы специальные алгоритмы работы защит и автоматики (координация зон, АПВ разной кратности).
ПС-1 ВГ
Р
Р
Р
АВР
РЗА
ТП
ВГ ПС-2
РЗА
ТП
Рис. 6.11. Алгоритм секционирования радиальной линии
с двусторонним питанием
99
Основным эффектом от применения реклоузеров в данном случае является снижение недоотпуска электрической энергии потребителям и, как
следствие, снижение возможного искового требования потребителей за невыполнение обязательств сетевой компании. Значительное сокращение
времени поиска и локализации повреждения, а также выделение участка
меньшей длины позволяет оптимизировать работу оперативного персонала. Локализация повреждения и уменьшение зоны поиска позволяют оперативному персоналу электрических сетей сократить время на нахождение
конкретного повреждения и его устранение.
6.3. Сельские трансформаторные подстанции
Различают следующие типы трансформаторных подстанций напряжением 6–10/0,4 кВ по их положению в сети высшего напряжения (рис. 6.12):
тупиковые (концевые); ответвительные (присоединенные на ответвлениях); проходные; узловые. В системе сельского электроснабжения в основном используют: тупиковые, которые присоединяют к концу линии; ответвительные – к одной или двум проходящим линиям соответственно одним
или двумя глухими ответвлениями; проходные, включаемые в рассечку
линии, т. е. присоединяемые путем захода одной или двух линий с одноили двухсторонним питанием.
Узловые подстанции (узлом называют точку сети, в которой сходится
не менее трёх линий) получают питание по двум и более линиям. К сборным шинам высшего напряжения линий присоединена еще одна или несколько линий, питающих подстанции того же напряжения. В системе
сельского электроснабжения такие подстанции применяют редко. Ответвительные и проходные подстанции иногда называют промежуточными.
Проходные и узловые, через шины которых происходят перетоки (транзит)
мощности, называют также транзитными.
а)
б)
в)
г)
Рис. 6.12. Типы подстанций: а – тупиковая; б – ответвительная;
в – проходная; г – узловая
Часть подстанции, предназначенной непосредственно для приёма и
распределения электроэнергии и содержащей коммутационные аппараты,
сборные и соединительные шины, устройства защиты, автоматики и изме100
рительные приборы, а также другую вспомогательную аппаратуру, называют распределительным устройством (РУ). Если всё или основное оборудование РУ расположено на открытом воздухе, то его называют открытым
(ОРУ), а при расположении оборудования в здании – закрытым распределительным устройством (ЗРУ). Для электроснабжения сельского хозяйства
широко используют комплектные трансформаторные подстанции (КТП) и
комплектные распределительные устройства (КРУ), особенно для наружной установки (КРУН), поставляемые в собранном на заводе или полностью подготовленном для сборки виде. КРУ состоят обычно из закрытых
шкафов или блоков со встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики. Благодаря КТП и КРУ сокращаются объёмы и сроки
проектирования и строительно-монтажных работ, экономятся трудовые
ресурсы, увеличивается надёжность работы и безопасность обслуживания.
Используют также столбовые (мачтовые) трансформаторные подстанции
на напряжение 6–10/0,4 кВ – открытые ТП, все оборудование которых
установлено на конструкциях или на опорах ВЛ на высоте, не требующей
ограждения подстанции.
Для сельских трансформаторных подстанций стремятся использовать
простейшие схемы. Основные схемы первичных соединений РУ напряжением 10 кВ КТП приведены на рис. 6.13.
КТП тупикового типа с одним трансформатором (рис. 6.13, а) применяют для электроснабжения сельскохозяйственных потребителей, разъединитель устанавливают на концевой опоре линии напряжением 10 кВ, а
предохранители напряжением 10 кВ – в КТП. Вместо разъединителя в цепи трансформатора при соответствующем обосновании может быть использован выключатель нагрузки. Для защиты трансформатора от грозовых перенапряжений перед ним устанавливают вентильные разрядники
типа РВО-10 кВ.
Схема на рис. 6.13, б также с одним трансформатором и шинами с выключателями нагрузки предназначена для сетей напряжением 10 кВ не
только с односторонним, но и с двухсторонним питанием, когда по условиям надёжности допускаются ручные послеаварийные переключения.
Трансформатор присоединяют к шинам через разъединитель и предохранители. При включенных выключателях нагрузки может осуществляться
питание от одного источника с транзитом мощности через шины подстанции. В этой схеме допускается один из выключателей нагрузки заменить
на разъединитель с выполнением соответствующих блокировок.
На рис. 6.13, в однотрансформаторная подстанция совмещена с пунктом автоматического секционирования или пунктом АВР линии напряжением 10 кВ. Схему применяют в сетях напряжением 10 кВ с одно- и двухсторонним питанием, в которых по условиям надёжности электроснабжения требуется автоматическое и ручное секционирование линий напряжением 10 кВ.
101
W1
QW
W
W2
QW
QS
W1
W2
QW
QW
Q
QS
FV
FV
FV
F
QS
QS
T
F
F
T
а)
T
б)
в)
QS
W1
Q
QS
W2
QW
QW
QS
QS
QS
QS
FV
FV
F
F
T
T
г)
Рис. 6.13. Основные схемы РУ напряжением 10 кВ ТП
На рисунке 6.13, г показана схема с двумя трансформаторами и сборными шинами напряжением 10 кВ, секционированными разъединителями
или силовым выключателем. Её применяют в основном в сетях напряжением 10 кВ с двухсторонним питанием, где допускается ручное секционирование линий напряжением 10 кВ. Основной режим работы подстанции –
питание каждого трансформатора от независимого источника по линии
напряжением 10 кВ (секционный выключатель отключен). При включенном секционном выключателе можно осуществить питание от одного источника с транзитом мощности через шины ТП. На такой схеме (схема мостика с одним выключателем) двухтрансформаторная подстанция совмещена с пунктом автоматического секционирования или пунктом АВР линии напряжением 10 кВ.
Первичную и вторичную обмотку применяемых силовых трансформаторов соединяют по схеме «звезда-звезда с нулём» с выведенной нулевой
точкой. В последнее время всё шире для питания крупных потребителей
102
начинают применять схему соединения обмоток «треугольник-звезда с нулём».
Наибольшее число подстанций тупикового типа выполняют в виде
комплектных устройств. КТП с трансформаторами мощностью
25–250 кВ·А показана на рис. 6.14. Она выполнена в виде блока и состоит
из вводного устройства высшего напряжения (10 кВ) и РУ (0,4 кВ), которые закрываются одностворчатыми, снабженными замками дверьми, и силового трансформатора.
Рис. 6.14. КТП напряжением 10/0,4 кВ мощностью 25–250 кВ·А:
1 – шкаф высоковольтного ввода 10 кВ; 2 – трансформатор;
3 – шкаф РУ напряжением 0,4 кВ; 4 – вентильный разрядник; 5 – траверса
для подхода ВЛ-380 В; 6 – плавкий предохранитель 6–10 кВ;
7 – проходной изолятор 10 кВ; 15 – лестница с площадкой
Мачтовые подстанции с трансформаторами мощностью 25–100 кВ·А
монтируют на П-образной опоре, а мощностью 160–250 кВ·А – на
АП-образной опоре. Подстанции в большинстве случаев выполняют тупиковыми. На рис. 6.15, а показана мачтовая ТП напряжением 10/0,4 кВ. Все
оборудование размещено на П-образной опоре. Трансформатор 3 установ103
лен на огражденной площадке 4 на высоте 3–3,5м. Напряжение к трансформатору подается через линейный разъединительный пункт, который
включает в себя разъединитель с приводом, установленным на концевой
опоре (рис. 6.15, б).
а)
б)
Рис. 6.15, а – мачтовая ТП напряжением 10/0,4 кВ: 1 – разрядник;
2 – предохранитель; 3 – трансформатор; 4 – площадка для обслуживания;
5 – шкаф РУ напряжением 0,4 кВ; 6 – выводы линии напряжением 0,4 кВ;
7 – лестница; б – разъединительный пункт на напряжение 10 кВ:
1 – опора; 2 – разъединитель; 3 – привод разъединителя
Для электроснабжения мощных производственных потребителей применяют серию КТП напряжением 10/0,4 кВ с одним или двумя трансформаторами проходного типа КТПП и тупикового типа КТПТ мощностью
250–630 и 2х(250–630) кВ·А с воздушными вводами наружной установки.
Конструктивно однотрансформаторные КТПП и КТПТ выполняют в виде
одного блока, в котором в соответствующих отсеках размещены РУ
напряжением 10 и 0,4 кВ, а также силовой трансформатор. Оболочка блока
(шкаф) изготовлена из листовой стали и имеет двери для обслуживания РУ
(рис. 6.16). Для безопасного обслуживания предусмотрены блокировки.
Двухтрансформаторная КТП состоит из двух соединённых трансформаторных блоков.
104
Рис. 6.16. Комплектная трансформаторная подстанция КТПП-В-400/10У1:
1 – проходные изоляторы напряжением 10 кВ; 2 – кронштейн для выводов
напряжением 0,38 кВ
7. ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ
7.1. Характеристика общего состояния электроэнергетики мира
В большей части нашего электрифицированного мира современные сети были построены ещё в 1950–1970-х. Сегодня для многого оборудования, исключительно важного для работы сетей (например, трансформаторы, коммутационные аппараты, релейная защита и автоматика и пр.), приближается к концу срок службы. Тем не менее, поскольку регулирующие
органы неохотно утверждают повышенные тарифы, позволяющие осуществлять полномасштабную дорогостоящую модернизацию инфраструктуры, сетевые компании вынуждены продолжать работать с оборудованием, которое уже выработало свой расчётный срок службы – эта тенденция
представляет растущую угрозу для надёжности и безопасности сетей.
Сегодня на рынках электроэнергии практически во всех странах мира
растут объёмы потребления и, как следствие, возрастают пиковые нагрузки, что заставляет увеличивать передаваемую мощность электрических сетей. Со временем рост потребления поднимает ежегодные затраты на
обеспечение работоспособности сетей. В ситуации жёсткого контроля тарифов со стороны регулирующих органов, когда повышение тарифов в
лучшем случае проблематично, альтернатива ясна: нужно соответствовать
темпам роста или рисковать снижением уровня обслуживания. Если не
решать эту проблему, то рост потребления может привести к возникновению больших проблем у сетевой компании в моменты пиковых нагрузок
(рис. 7.1). В крайних случаях придётся отключать клиентов, чтобы избежать перегрузки сети.
Экономики
электроэнергетической отрасли начинают отдавать
Постоянная
предпочтение малой генерации элекнехватка
троэнергии, подключенной к общей
инвестиций
распределительной сети. Этот сдвиг в
производстве электроэнергии вызван
двумя тенденциями. Во-первых, проблема загрязнения окружающей среЕжегодное
ды и климатических изменений поПостоянный
старение
рост
родила интерес к новым технологиям
основных
требований
фондов
выработки электроэнергии. Правипотребителей
тельства многих стран субсидируют
разработку экологически безвредных
методов выработки электроэнергии,
Рис. 7.1. Ситуация с развитием
включая солнечную энергию, энерэлектроэнергетики
?
106
гию ветра, топливные элементы – даже силу приливов и тепловую энергию
Земли. Во-вторых, стремление к повышению эффективности приводит к
использованию малой генерации за счёт использования генераторов, работающих на газе. Новые технологии, например, топливные элементы, будут
также применяться в общественных зданиях и жилых домах, чтобы производить электричество и обогревать воду.
В целом, растущее влияние всех вышеперечисленных факторов ставит
передающие/распределительные компании перед трудным выбором:
Вариант 1: Ничего не делайте, надейтесь, что ничего не случится. Избегая инвестиций в модернизацию сети, сетевые компании могут в краткосрочной перспективе не повышать свои затраты. Но эксплуатация трансформаторов и другого капиталоёмкого сетевого оборудования после окончания расчётного срока службы в конце концов может привести к их сбоям, последствия которых будут непредсказуемыми.
Вариант 2: Инвестируйте в традиционные области. Наращивайте избыточную мощность сети. Этот старый подход – благоразумие, основанное
на недостаточной информации, – требует от сетевых компаний строительства большего числа компонентов, чем требуется, и их замены раньше, чем
это необходимо. Технологически избыточные сети будут работать с большой степенью надёжности, но в сегодняшней среде, когда регулирующие
органы чувствительно относятся к затратам, чрезмерная осторожность является дорогостоящей стратегией.
Вариант 3: Сделайте свою сеть «умной». «Умная» сеть – это альтернатива, которая позволяет разрешить эту дилемму. Поскольку сенсорные
технологии становятся дешевле и отрасль развивает возможности усовершенствованной сетевой аналитики, мониторинг в режиме реального времени и переконфигурирование сети становятся все более доступными для
сетевых компаний. Данный подход – построение «интеллектуальной»
электрической сети – позволяет сетевым компаниям разрешить дилемму
между риском катастрофы или неадекватными затратами.
С начала XXI-го века во всём мире интенсивно развивается направление научно-технологического инновационного преобразования электроэнергетики на базе новой концепции, получившей за название Smart Grid
(SMART – Self Monitoring Analysisand Reporting Technology – технология
самодиагностики, анализа и отчета, GRID – энергосистема, электросеть, энергосеть), интерпретированное в различных переводах, в основном, как – «интеллектуальная (умная) сеть (энергосистема)». Основными
идеологами разработки такой концепции выступили США и страны Европейского Союза (ЕС), принявшие её как основу своей национальной политики энергетического и инновационного развития [32].
Smart Grid рассматривается за рубежом, прежде всего, как концепция
инновационного преобразования электроэнергетики на основе целостной
системы видения её роли и места в современном и будущем обществе.
107
За рубежом был проведён глубокий анализ возможных путей развития
электроэнергетики, результаты которого показали наличие серьёзных
ограничений возможностей развития отрасли, в рамках прежней экстенсивной концепции, основанной преимущественно на улучшении отдельных видов оборудования и технологий, обладающих даже более совершенными по сравнению с достигнутыми на сегодня функциями и характеристиками.
Проведённый в рамках исследования анализ зарубежного опыта позволил сформулировать следующие исходные положения, принятые при разработке и развитии концепции Smart Grid за рубежом:
1. Концепция Smart Grid предполагает системное преобразование электроэнергетики (энергосистемы) и затрагивает все её основные элементы:
генерацию, передачу и распределение (включая и коммунальную сферу),
сбыт и диспетчеризацию.
2. Энергетическая система рассматривается в будущем как подобная
сети Интернет инфраструктура, предназначенная для поддержки энергетических, информационных, экономических и финансовых взаимоотношений
между всеми субъектами энергетического рынка и другими заинтересованными сторонами.
3. Развитие электроэнергетики должно быть направлено на развитие
существующих и создание новых функциональных свойств энергосистемы
и её элементов, обеспечивающих в наибольшей степени достижение ключевых ценностей новой электроэнергетики, выработанных в результате
совместного видения всеми заинтересованными сторонами целей и путей
её развития.
4. Электрическая сеть (все её элементы) рассматривается как основной
объект формирования нового технологического базиса, дающего возможность существенного улучшения достигнутых и создания новых функциональных свойств энергосистемы.
5. Разработка концепции комплексно охватывает все основные направления развития: от исследований до практического применения и тиражирования и должна вестись на научном, нормативно-правовом, технологическом, техническом, организационном, управленческом и информационном уровнях.
6. Реализация концепции носит инновационный характер и даёт толчок
к переходу к новому технологическому укладу в электроэнергетике и в
экономике в целом.
В рамках развиваемой концепции Smart Grid разнообразие требований
всех заинтересованных сторон (государства, потребителей, регуляторов,
энергетических компаний, сбытовых и коммунальных организаций, собственников, производителей оборудования и др.) сведено к группе так
называемых ключевых требований (ценностей) новой электроэнергетики,
сформулированных как:
108
– доступность – обеспечение потребителей энергией без ограничений
в зависимости от того, когда и где она им необходима, и в зависимости от
оплачиваемого качества;
– надёжность – возможность противостояния физическим и информационным негативным воздействиям без тотальных отключений или высоких затрат на восстановительные работы, максимально быстрое восстановление (самовосстановление);
– экономичность – оптимизация тарифов на электрическую энергию
для потребителей и снижение общесистемных затрат;
– эффективность – максимизация эффективности использования всех
видов ресурсов и технологий при производстве, передаче, распределении и
потреблении электроэнергии;
– органичность взаимодействия с окружающей средой – максимально возможное снижение негативных экологических воздействий;
– безопасность – не допущение ситуаций в электроэнергетике, опасных для людей и окружающей среды.
7.2. Состояние электроэнергетики России
Единая электроэнергетическая система (ЕЭС) России (бывшего СССР),
созданная в 50-е годы ХХ-го века, является уникальным организационнотехническим объектом, структура которого и управление им построены по
иерархическому принципу, что обеспечивает сбалансированное единство
генерации, сетевого распределения и потребления в территориальном разрезе для обеспечения энергетической безопасности регионов и возможность межсистемного обмена потоками мощности и энергии в нормальных
и аварийных режимах для повышения эффективности энергообъединения
[32].
Вместе с тем, необходимо отметить, что ЕЭС, созданная достаточно
давно, нуждается в серьёзной модернизации основных фондов и обновлении как в части замены почти 50% физически и морально устаревшего
оборудования, так и в применении новых технологий и оборудования, информационно-диагностических систем и систем управления.
Начало становления российской энергетики тесно связано с именем
Вернера фон Сименса – основателя немецкого концерна Siemens. После
ознакомительного визита Сименса в Россию в 1852 г. в России было учреждено дочернее предприятие компании «Siemens & Halske», которое возглавил брат Вернера – Карл Фридрих фон Сименс. Дальнейшая деятельность Карла Сименса привела к возникновению в России по указу Александра III «Общества электрического освещения» – прародителя ОАО
«Мосэнерго» и ОАО «Ленэнерго». Отсюда и берёт своё начало одна из
крупнейших в настоящее время мировых энергосистем – российская [39].
109
Накануне Первой мировой войны энергетика России серьёзно отставала
от зарубежных: энергопотребление на душу населения было в 10 раз
меньше, чем в Германии и в 60 раз меньше, чем в США. Россия размещалась на восьмом месте в мире по выработке электроэнергии, что, учитывая
степень электрификации мирового сообщества, являлось весьма низким
показателем. Ещё больше усугубили ситуацию Первая мировая война и
революция. В 1917 г. компания Сименса была национализирована, но спустя три года возобновила работу, выполняя контракты в рамках реализации плана электрификации страны – ГОЭЛРО.
ГОЭЛРО (Государственная комиссия по электрификации России) – орган, созданный 21 февраля 1920 г. для разработки проекта электрификации
России после революции 1917 г. По сути ГОЭЛРО являлся планом развития не только энергетики, а всей российской экономики. К 1990 г. целевые
показатели плана ГОЭЛРО в 80 раз превзошли первоначальные по производству электроэнергии и в 50 раз по установленной мощности электростанций, определив тем самым место российской энергетики среди мировых лидеров. По установленной мощности электростанций ЕЭС 236,3 ГВт,
максимуму потребления мощности 151,1 ГВт и потребления электроэнергии 1026,9 млрд. кВт·ч Россия находится на четвёртом месте в мире (данные 2016 г. [33]).
Таким образом, российская энергосистема, получив в самом начале
становления позитивный зарубежный опыт, развивалась как единая централизованная система. В тоже время, сегодняшнее состояние электроэнергетики России не соответствует растущей потребности развития экономики и социальной структуры страны. Среди негативных факторов сегодняшней электроэнергетики следует отметить [13]:
– высокие риски потери надёжного и качественного электроснабжения
потребителей;
– снижение экономичности функционирования ЕЭС России;
– средства управления не отвечают современным требованиям управления большими системами и различного рода системами электроснабжения городов, промышленных предприятий и сельского хозяйства;
– недостаточность применения новых технологий в электроэнергетических сетях;
– отсутствие чёткой идеологии и системного характера применения новых технологических решений;
– отставание во внедрении современных средств и систем управления,
обеспечении их необходимой информацией для оперативного управления
в реальном времени.
Таким образом, сложившаяся к настоящему моменту общая структура
электроэнергетической системы нашей страны (рис. 7.2) крайне разнородна по широкой совокупности технико-технологических и иных параметров
и характеристик, что сдерживает процесс ликвидации существующих дис110
пропорций и требует упорядочения в рамках единого подхода, который
целесообразно сформировать на новых принципах построения энергосистем.
Рис. 7.2. Структура электроэнергетической системы России
Существующая на данный момент энергосистема страны напоминает
старый автомобиль. Она хорошо работает, но не очень эффективна и иногда ненадёжна. Инновационная интеллектуальная сеть должна сделать
функционирование энергосистемы разумнее и эффективнее, поскольку содержит активные компоненты, способные реагировать на изменение условий эксплуатации, параметров электропотребления и аварийные ситуации.
7.3. Новые подходы к развитию электроэнергетики
Что же такое Smart Grid? Интеллектуальным сетям присущи следующие атрибуты [13]:
– способность к самовосстановлению после сбоев в подаче электроэнергии;
– возможность активного участия в работе сети потребителей;
– устойчивость сети к физическому и кибернетическому вмешательству
злоумышленников;
– обеспечение требуемого качества передаваемой электроэнергии;
– обеспечение синхронной работы источников генерации и узлов хранения электроэнергии;
– появление новых высокотехнологичных продуктов и рынков;
111
– повышение эффективности работы энергосистемы в целом.
По мнению Европейской Комиссии, занимающейся вопросами развития технологической платформы в области энергетики, Smart Grid можно
описать следующими аспектами функционирования:
– Гибкость. Сеть должна подстраиваться под нужды потребителей
электроэнергии.
– Доступность. Сеть должна быть доступна для новых пользователей,
причём в качестве новых подключений к глобальной сети могут выступать
пользовательские генерирующие источники.
– Надёжность. Сеть должна гарантировать защищённость и качество
поставки электроэнергии в соответствии с требованиями цифрового века.
– Экономичность. Наибольшую ценность должны представлять инновационные технологии в построении Smart Grid совместно с эффективным
управлением и регулированием функционирования сети.
При развитии энергосистемы необходимо обеспечить для неё новые
качества, в том числе:
– на базе инновационного развития создать новую технологическую
основу энергетики России;
– интегрирующую роль электрической сети – структуре, создающей
надёжность связи генерации и потребителей с повышением качества её
услуг;
– системную установку в сети активных технических средств, дающих
эффект при развитии энергосистемы в целом;
– применение новых информационно-технологических систем;
– создание адаптивной системы централизованного и местного управления в нормальных и аварийных режимах;
– применение быстродействующих программ для оценки состояния и
управления в режиме on-line и off-line, в т. ч. электропотреблением;
– повышение эффективности использования энергоресурсов и энергосбережение.
В России идея Smart Grid в настоящее время выступает в качестве концепции интеллектуальной активно-адаптивной сети, которую можно
описать следующими признаками [13]:
– насыщенность сети активными элементами, позволяющими изменять
топологические параметры сети;
– наличие необходимых исполнительных органов и механизмов, позволяющих в режиме реального времени изменять топологические параметры
сети, а также взаимодействовать со смежными энергетическими объектами;
– большое количество датчиков, измеряющих текущие режимные параметры для оценки состояния сети в различных режимах работы энергосистемы;
112
– система сбора и обработки данных (программно-аппаратные комплексы), а также средства управления активными элементами сети и
электроустановками потребителей;
– средства автоматической оценки текущей ситуации и построения
прогнозов работы сети;
– высокое быстродействие управляющей системы и информационного
обмена.
На основе указанных признаков можно дать достаточно чёткое определение интеллектуальной сети как совокупности подключённых к генерирующим источникам и электроустановкам потребителей программно-аппаратных средств, а также информационно-аналитических и управляющих систем, обеспечивающих надёжную и качественную передачу электрической энергии от источника к приёмнику в
нужное время и в необходимом количестве.
7.4. Интеллектуальная энергосистема с активно-адаптивной сетью
По аналогии с концепцией Smart Grid, переход российской электроэнергетики на интеллектуальный уровень предусматривает создание новой
технологической платформы ЕЭС России – интеллектуальной энергосистемы с активно-адаптивной сетью (ИЭС ААС). В 2010 году концепция
ИЭС ААС была разработана ОАО «НТЦ Электроэнергетики» и одобрена
ОАО «ФСК ЕЭС» (рис. 7.3) [32].
Рис. 7.3. Переход к интеллектуальной энергосистеме
с активно-адаптивной сетью
113
Активно-адаптивные энергосети и их функции. Концепция активноадаптивной сети заключается в объединении энергетической сети, потребителей и производителей электроэнергии в единую автоматизированную
систему, которая в реальном времени позволяет отслеживать и контролировать режимы работы каждого из компонентов сети. Реализация активноадаптивных сетей энергетики позволит повысить надёжность, эффективность и безопасность систем преобразования, передачи и распределения
электрической энергии. Организация активно-адаптивной энергосети является масштабной технической задачей, связанной с последовательным
внедрением ряда технологий:
– Установка систем сбора данных, осуществляющих мониторинг качества электрической энергии и качества релейной защиты на всех электроустановках электрической сети.
– Разработка новых и использование имеющихся стандартных протоколов передачи данных по проводным и беспроводным каналам связи для
объединения систем сбора данных в единую сеть.
– Синхронизация измерений на удалённых объектах энергетической сети для формирования единой контрольно-измерительной системы.
Определение ИЭС ААС. ИЭС ААС представляет собой клиентоориентированную ЭЭС нового поколения, которая должна обеспечить доступность использования ресурса, надёжное, качественное и эффективное
обслуживание потребителей электроэнергии за счёт гибкого взаимодействия всех её субъектов (всех видов генерации, электрических сетей и потребителей) на основе современных технологических средств и единой интеллектуальной иерархической системы управления.
Концепция ИЭС ААС нацелена на реализацию активной стратегии потребителя, под которой понимается обеспечение возможности самостоятельного изменения потребителями объёма и функциональных свойств получаемой электроэнергии на основании баланса своих потребностей и возможностей энергосистемы. Другими словами, она стимулирует потребителей к участию в регулировании нагрузки.
В интеллектуальной системе электроснабжения конечный потребитель
электроэнергии рассматривается в качестве партнёра субъектов электроэнергетики в части обеспечения надёжной работы энергосистемы и приобретает статус «активного» потребителя.
Новые свойства энергосистемы в рамках концепции ИЭС ААС. Для
реализации концепции ИЭС ААС необходимо обеспечить энергосистеме
новые свойства, в том числе:
– взаимодействие сети с любыми видами генерации, включая малые и
альтернативные источники энергии;
– взаимодействие сети с потребителями на основе эффективного использования электроэнергии за счёт ситуационного регулирования нагрузки с максимальным учётом требований потребителей;
114
– создание новой сетевой топологии электроэнергетики с иерархической территориальной и технологической сегментацией и гибкими активно-адаптивными межсегментными связями, обеспечивающими обмены и
регулирование базовой, полупиковой и пиковой мощностей с помощью
соответствующей системы автоматического регулирования;
– реализацию адаптивной реакции энергосистемы и электрической сети
на текущую ситуацию на основе сочетания централизованного и местного
управления в нормальных и аварийных режимах;
– освоение новых информационных ресурсов и технологий для оценки
ситуаций, выработки и принятия оперативных и долговременных решений
– для реализации эффективного управления;
– обеспечение расширения рыночных возможностей инфраструктуры
путём взаимного оказания широкого спектра услуг субъектами рынка и
инфраструктурой.
Ключевые направления концепции ИЭС ААС. В концепции ИЭС ААС
представлены три основных направления развития электроэнергетики (рис.
7.4):
1. Создание и применение улучшающей, новой и прорывной техники,
обеспечивающей экономичность и управляемость электрической сети, разработка и использование технологий мониторинга и диагностики сетей.
2. Развитие современных и создание новых систем управления электроэнергетикой; проработка новых принципов информационного взаимодействия энергообъектов, включая и «информационное облако»; обеспечение
их кибербезопасности.
3. Разработка принципов вовлечения в управление энергопотреблением
как отдельных активных потребителей, так и коллективных интеллектуальных микросетей.
На базе этих трёх направлений образуются технические, экономические
и социальные эффекты, обосновывающие необходимость развития ИЭС
ААС.
Активно–адаптивная сеть представляет собой совокупность подключенных к генерирующим источникам и потребителям энергии элементов электрических сетей и систем управления, включающих (рис. 7.5):
– линии электропередачи с управляемым изменением характеристик
(активных и реактивных составляющих сопротивлений), а также систем
контроля их состояния (стрел провеса, гололёдообразования, систем защиты от разрядов и перенапряжений и др.);
– устройства электромагнитного преобразования электроэнергии с широкими возможностями регулирования параметров (напряжения по модулю и по фазе, мощности активной и реактивной, преобразования рода тока
– переменного и постоянного и др.), а также средства накопления и аккумулирования энергии;
115
КЛЮЧЕВЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ ИЭС ААС
Прорывная и
улучшающая новая
техника
Развитие систем
управления
Развитие принципов
взаимодействия
с потребителями
Направления
применения и места
установки новой
техники в ИЭС ААС
Состав подсистем
управления,
включая новые
направления
Участие активного
потребителя в работе
ИЭС ААС
Технологии
диагностирования
и мониторинга
электрических сетей
Новые принципы
информационного
взаимодействия
Интеллектуальные
распределительные
сети и микросети
Технические, экономические и социальные эффекты
Пилотные проекты
в регионах
Пилотные проекты
в мегаполисах
Дорожная карта
Рис. 7.4. Ключевые направления концепции ИЭС ААС
– коммутационные аппараты с высокой отключающей способностью и
большим коммутационным ресурсом;
– исполнительные механизмы, позволяющие в реальном времени воздействовать на активные элементы сети, изменяя её параметры и топологию (конфигурацию и сопротивления);
– датчики положения и текущих режимных параметров в количестве,
достаточном для обеспечения оценки состояния сети в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах работы энергосистемы, с высокой скоростью съёма показаний в цифровом виде;
– современные цифровые устройства защиты и автоматики;
– информационно – технологические и управляющие системы, в т. ч.
программное обеспечение и технические средства адаптивного управления
с возможностью воздействия в реальном времени на активные элементы
сети и электроустановки потребителей;
116
Рис. 7.5. Сетевые компоненты ИЭС ААС
– быстродействующую многоуровневую управляющую систему с соответствующим информационным обменом для управления и контроля состояния системы в целом, её частей и элементов с различными временными циклами для разных уровней управления [32].
ИЭС ААС содержит любые генерирующие источники, в т. ч. нетрадиционные и возобновляемые (НиВИЭ), которые подключаются к
потребителям посредством активно-адаптивной сети: линий электропередачи всех классов напряжения, активных устройств электромагнитного преобразования электроэнергии, коммутационных аппаратов,
устройств защиты и автоматики, информационно-технологических и адаптивных управляющих систем, обеспечивая:
– адаптивную реакцию в реальном масштабе времени на различные виды возмущений и отклонений от заданных параметров в нормальных и
аварийных режимах как собственно в сети, так и на объектах, подключенных к сети (генераторах и потребителях);
– выдачу необходимых управляющих воздействий по результатам обработки информации, поступающей от информационно-измерительной системы ИЭС ААС;
– надёжную и экономичную параллельную работу всех объектов, формирующих электроэнергетическую систему.
ИЭС ААС является интегрирующей платформой для достижения целей,
главных направлений технологического обновления и развития России.
117
Обмен данными. Электросеть без адекватных коммуникаций – это всего лишь «поставщик» мощности (рис. 7.5). Для того чтобы она стала «интеллектуальной», требуется двусторонний обмен данными. Обмен данными позволяет энергетическим компаниям решить три основные задачи: интеллектуальный мониторинг, обеспечение безопасности и выравнивание
нагрузки. Благодаря двустороннему обмену данными показания датчиков и
счётчиков, расположенных по всей сети, собираются и передаются непосредственно в диспетчерскую оператору сети. За счёт расширенных коммуникационных возможностей оператор может активно управлять сетью.
Системы связи должны быть надёжными, безопасными и недорогими.
Из-за огромных масштабов электросети критическим параметром при реализации коммуникационных технологий становится стоимость. Чтобы резко снизить инфраструктурные затраты, нужно выбрать такое решение, которое позволило бы минимизировать количество модемов и концентраторов, необходимых для охвата системы в целом. В то же время выбранная
технология должна обеспечивать достаточную полосу пропускания для
обработки всего потока данных, пересылаемых по электросети в обоих
направлениях.
Коммуникационные сети. В коммуникационной структуре интеллектуальных сетей можно выделить три сегмента (рис. 7.6):
Региональная сеть (Wide area network – WAN), охватывающая протяжённые территории и связывающая центр управления с местными сетями.
Местная сеть (Neighborhood area network – NAN), управляющая всей
информацией, которая пересылается между региональной и домашней сетью по линиям высокого напряжения.
Домашняя сеть (Home area network – HAN), обеспечивающая связь с
конечными пунктами – жилыми домами или предприятиями. Все эти сегменты связаны между собой через узлы (шлюзы) – концентраторы, установленные между региональной и местной сетью, или электронные счётчики между местной и домашней сетью. Каждый из таких узлов обменивается по сети данными с соседними узлами. Концентратор аккумулирует
показания счётчиков и отправляет их оператору электросети. Электронный
счётчик собирает информацию о потреблении мощности в доме или на
предприятии и обменивается данными со шлюзом домашней сети или сам
функционирует как шлюз.
В каждом сегменте сети могут использоваться различные коммуникационные технологии и протоколы в зависимости от среды передачи данных и их объёма. Помимо выбора архитектуры между беспроводной связью и связью по линиям электросети (PLC), имеется широкий выбор соответствующих сетевых протоколов.
118
Рис. 7.6. Архитектура системы связи в интеллектуальной электросети
Региональная сеть представляет собой канал связи между оператором
энергосети и концентратором. Она может быть реализована с помощью
оптоволоконных или беспроводных средств связи на основе протокола
Ethernet или сотовых протоколов соответственно.
Местная сеть предназначена для связи между концентратором и счётчиком. Здесь применяются либо беспроводная связь, либо связь по линиям
электросети. Используя топологию электросети и соответствующие коммуникационные протоколы, концентратор обменивается данными со всеми
счётчиками (как правило, от единиц до сотен устройств). На сегодняшний
день стандарты для этого сегмента сети отсутствуют, поэтому большинство реализаций базируется на оригинальных беспроводных технологиях
или на технологии PLC. В настоящее время ряд органов стандартизации в
сотрудничестве с коммунальными компаниями и поставщиками технологий определяют стандарты для протоколов беспроводной связи и PLC.
119
Домашняя сеть используется коммунальными компаниями для связи с
устройствами внутри дома. Эта сеть способна поддерживать различные
функции, например, периодическое отключение кондиционеров воздуха во
время пиковых нагрузок, вывод данных об энергопотреблении на домашние дисплеи или предварительная оплата по картам. Появление электромобилей/гибридных автомобилей требует специального сценария обмена
данными для домашних сетей. Органы стандартизации разрабатывают
протоколы связи по линиям электросети для обмена данными с системами
зарядки автомобилей.
7.5. Приоритетные технологии ИЭС ААС
Технические средства активно-адаптивной сети, обеспечивающие её
управляемость, в значительной степени определяют возможность «интеллектуализации» электроэнергетики. Указанные технические средства можно разделить на следующие основные группы:
1. Устройства регулирования (компенсации) реактивной мощности и
напряжения, подключаемые к сетям параллельно.
2. Устройства регулирования параметров сети (сопротивление сети),
подключаемые в сети последовательно.
3. Устройства, сочетающие функции первых двух групп, – устройства
продольно-поперечного включения.
4. Устройства ограничения токов короткого замыкания.
5. Накопители электрической энергии.
6. Преобразователи рода тока (переменный ток в постоянный и постоянный – в переменный).
7. Кабельные линии электропередачи постоянного и переменного тока
на базе высокотемпературных сверхпроводников.
8. Информационные технологии.
9. Программные средства.
Дадим характеристику некоторым группам технических средств [32].
1. Управляемые устройства компенсации реактивной мощности
предназначены для выполнения задачи обеспечения качества электрической энергии по напряжению путём поддержания заданных уровней
напряжения в контрольных пунктах сети. В определённых случаях, особенно для межсистемных и системообразующих связей, при дальнем
транспорте электроэнергии эти устройства вносят вклад в повышение статической и динамической устойчивости электроэнергетических систем,
устойчивости нагрузки. Данные устройства по принципу действия делятся
на статические и электромашинные.
К статическим устройствам относятся: простейшие батареи статических конденсаторов (БСК); шунтирующие реакторы (ШР); реакторные
группы, коммутируемые вакуумными выключателями (ВРГ); управляемые
120
шунтирующие реакторы (УШР); статические тиристорные компенсаторы
(СТК); статические компенсаторы реактивной мощности, выполненные на
базе современной силовой электроники (мощные IGBT транзисторы) –
СТАТКОМ.
К электромашинным относятся синхронные (СК) и асинхронизированные (АСК) компенсаторы.
Статические тиристорные компенсаторы (СТК). В состав СТК
входит реактор с воздушным охлаждением и тиристорный вентиль с воздушным или водяным охлаждением, образующие тиристорные группы
(ТРГ) с плавным регулированием угла зажигания тиристоров. Параллельно
с ТРГ подключена конденсаторная батарея (КБ), а иногда и фильтрокомпенсирующие устройства (ФКУ). Подключается к сети ВН через третичную обмотку НН автотрансформатора или через блочный повышающий
трансформатор. СТК применяются для регулирования напряжения, а также
для повышения пределов передаваемой мощности по линиям электропередачи. Отечественной промышленностью освоено производство СТК мощностью 50, 100, 160 МВ·А, напряжением 11–15,75 кВ. Мировые производители (Siemens, ABB, Areva и др.) выпускают СТК единичной мощностью
50–500 МВ·А, напряжением до 35 кВ. В мировой практике СТК нашли
широкое применение.
Статический компенсатор реактивной мощности на базе преобразователя напряжения (СТАТКОМ). Состоит из выполненного на силовых транзисторах преобразователя напряжения, обеспечивающего генерацию и потребление реактивной мощности в диапазоне 100 % установленной мощности устройства, без дополнительных силовых реакторов и конденсаторных батарей. Подключение к сети ВН – через третичную обмотку
НН автотрансформатора или через отдельный повышающий трансформатор НН/ВН. Применяются для динамической стабилизации напряжения,
увеличения пропускной способности электропередачи, уменьшения колебаний напряжения, повышения устойчивости при электромеханических
переходных процессах, улучшения демпфирования колебаний в энергосистеме. Применяется в любых электрических сетях, особенно эффективен в
«слабых» сетях. Разработан и создан первый в России образец мощностью
50 Мвар, 15,75 кВ. АВВ выпускает СТАТКОМ мощностью до 150 Мвар,
напряжением до 35 кВ. В мировой практике наблюдается тенденция увеличения масштабов практического применения СТАТКОМ.
Электромашинные устройства, асинхронизированные компенсаторы (АСК). Является комплексом, состоящим из асинхронизированных
электрических машин переменного тока и статических преобразователей
частоты. Содержит на роторе две и более обмоток возбуждения, благодаря
чему обеспечивается возможность регулирования реактивной мощности в
пределах 100 %. Обеспечивается также возможность регулирования не
только величины, но и фазы вектора напряжения в энергосистеме. Воз121
можна работа с переменной частотой вращения с маховиком на валу с целью повышения пределов динамических характеристик энергосистем.
Применяется для регулирования напряжения и повышения пределов статической и динамической устойчивости, увеличения пропускной способности электропередачи, улучшения демпфирования энергосистемы. Отечественной промышленностью освоено производство компенсаторов
100 МВ·А, 11 кВ. Фирмой «Hitachi» изготовлен АСК мощностью 60 МВ·А
с маховиком на валу.
2. Устройства регулирования параметров сети. Эти устройства
предназначены для изменения сопротивления элементов сети, изменения
её пропускной способности, в том числе увеличения вплоть до ограничения по нагреву без нарушения условий устойчивости, перераспределения
потоков мощности по параллельным линиям при изменении режимной ситуации. К ним относятся управляемые устройства продольной компенсации (УУПК); фазоповоротные устройства (ФПУ).
Управляемые устройства продольной компенсации (УУПК). Конфигурации УУПК включают в себя реакторы и тиристоры, соединённые параллельно с секциями батареи конденсаторов, включенных в линию электропередачи последовательно. Такая комбинация позволяет обеспечивать
плавное управление ёмкостным сопротивлением и тем самым плавное изменение реактивного сопротивления линии. Массово производятся зарубежными фирмами. В мировой практике нашли широкое применение.
Отечественное производство отсутствует.
Фазоповоротное устройство (ФПУ). Устройство, переключающее
посредством выключателей или тиристорных ключей отпайки трансформатора, обеспечивающие регулирование фазы напряжения. Применяется
для регулирования потоков мощности по параллельным ЛЭП, повышения
пропускной способности. Отечественное производство отсутствует. В мировой практике нашли широкое применение. Мощность ФПУ достигла
2000 МВт.
3. Устройства продольно-поперечного включения. Обеспечивают заданное регулирование величины и фазы вектора напряжения в местах их
подключения (векторное регулирование) изменяя (оптимизируя) за счёт
этого управление потоками мощности, как в статических, так и в динамических режимах. Эти устройства создаются либо на базе двух СТАТКОМ,
либо двух АСК, соединённых параллельно-последовательно. Отечественное производство отсутствует.
4. Преобразователи вида тока. Преобразователи вида тока (переменный ток в постоянный и постоянный в переменный) предназначены:
– для согласованной работы электрических сетей переменного и постоянного тока в случаях их совместного использования, когда применение
фрагмента постоянного тока в конкретном сечении (линии) электропередачи являются экономически и технически целесообразным;
122
– для согласования работы сетей с различной частотой электрического
тока, в том числе при возникновении аварийных ситуаций и восстановления электроснабжения после ликвидации нарушений;
– для повышения пропускной способности элементов сети, содержащих
«слабые» связи.
Технические устройства для решения этих задач выполняются на основе традиционных вставок постоянного тока (вставки на тиристорах –
ВПТН), вставок на базе СТАТКОМ, вставок на базе асинхронизированных
машин. Вставки на основе тиристоров и СТАТКОМ выпускаются ведущими мировыми производителями (ABB, Siemens, Areva и др.). В России существует производство вставок на тиристорах, в настоящее время реализуются проекты вставки на СТАТКОМ.
5. Устройства ограничения токов короткого замыкания. Устройства
предназначены для ограничения уровней токов КЗ и сохранения живучести электроэнергетической системы. В схемах питания мегаполисов эти
проблемы особо актуальны в связи с высокой плотностью нагрузки, из-за
чего значения токов КЗ часто превышают предельные коммутационные
способности существующих выключателей.
Устройства ограничения токов КЗ можно разделить на две группы:
ограничение уровня токов КЗ на сравнительно небольшую степень; глубокое ограничение токов КЗ с высоким быстродействием и большим сопротивлением в режимах КЗ.
К первым устройствам относятся стандартные токоограничивающие
реакторы, включаемые в электрическую сеть последовательно, допускающие сравнительно небольшую степень токоограничения, обладающие
сравнительно низкой стоимостью, имеющие широкое практическое применение.
В последнее время большое значение приобретают быстродействующие устройства глубокого токоограничения, обладающие в нормативных
режимах малым (в идеале нулевым) сопротивлением, а при КЗ – требуемым. К числу их относятся устройства глубокого токоограничения на базе
силовой электроники, быстродействующих коммутационных элементов
взрывного действия и использования высокотемпературных сверхпроводников. За рубежом и в России проводятся многочисленные исследования
создания токоограничителей на базе сверхпроводимости.
6. Накопители электрической энергии – важнейший элемент будущих активно-адаптивных сетей. Накопители энергии выполняют ряд
функций: выравнивание графиков нагрузки в сети, накопление электрической энергии в периоды наличия избыточной энергии и выдачу её в сеть в
периоды дефицита.
Накопители энергии делятся на:
– электростатические, к которым относятся аккумуляторные батареи
большой энергоёмкости (АББЭ). Все типы электростатических накопите123
лей связываются с сетью через устройства силовой электроники – преобразователи тока или напряжения;
– накопители энергии на основе молекулярных конденсаторов. Молекулярные накопители проходят стадию создания и испытания опытных
образцов;
– накопители энергии на основе низкотемпературных (охлаждение
жидким гелием) сверхпроводников. Сверпроводниковый индуктивный
накопитель энергии (СПИНЭ) – одно из применений сверхпроводимости;
– электромагнитные накопители электроэнергии; различают два вида
комплексов: синхронные машины с преобразователями частоты в первичной цепи и маховиками на валу; асинхронизированные машины с маховиками на валу. Первый тип агрегатов имеет значительный диапазон изменения скорости и большую способность использования кинетической энергии вращающихся машин; второй тип способен работать в диапазоне регулирования частоты вращения 50% от синхронной, имеет меньшую мощность преобразовательного устройства, чем первый, обладает меньшей
стоимостью и может быть выполнен на большую мощность.
7. Сверхпроводящие силовые кабели. Сверхпроводящие кабели позволяют увеличить объём передаваемой энергии за счёт увеличения токовой
нагрузки. Так на базе доступных сегодня высокотемпературных сверхпроводящих материалов могут быть созданы кабели (ВТСПК) на передаваемую мощность 50–100 МВ·А при напряжении 10 кВ и 100–200 МВ·А при
напряжении 20 кВ. Основные преимущества сверхпроводящих кабелей по
сравнению с традиционными: увеличение единичной передаваемой мощности в тех же габаритах; повышение эффективности передачи в связи с
малыми потерями энергии и повышение качества электроэнергии; увеличение критической длины кабеля; возможность передачи большей мощности при пониженном напряжении.
7.6. Цифровая подстанция
Одним из направлений развития отечественной и мировой электроэнергетики является применение цифровых устройств релейной защиты, противоаварийной автоматики, контроллеров АСУ ТП, систем коммерческого
учёта и контроля качества электроэнергии [10].
Внедрение систем автоматизации началось с появления системы сбора
телемеханической информации. Устройства телемеханики позволяли собирать аналоговые и дискретные сигналы. На базе систем телемеханики
развивались первые АСУ ТП электрических подстанций. АСУ ТП позволяли не только собирать информацию, но и производить её обработку, а
также представлять её в удобном для пользователя интерфейсе.
С появлением микропроцессорных релейных защит информация от
этих устройств также стала интегрироваться в системы АСУ ТП. Посте124
пенно количество устройств с цифровыми интерфейсами увеличивалось
(противоаварийная автоматика, системы мониторинга силового оборудования, системы мониторинга щита постоянного тока и собственных нужд и
т. д.). Вся эта информация от устройств нижнего уровня интегрировалась в
АСУ ТП по цифровым интерфейсам.
Несмотря на повсеместное использование цифровых технологий для
сбора и передачи информации, такие подстанции не являлись в полной мере цифровыми, так как вся исходная информация, включая состояния блокконтактов, напряжения и токи, передавалась в виде аналоговых сигналов
от распределительного устройства в оперативный пункт управления, где
оцифровывалась отдельно каждым устройством нижнего уровня. Например, одно и тоже напряжение параллельно подавалось на все устройства
нижнего уровня, которые его преобразовывали в цифровой вид и передавали в АСУ ТП.
Передача информации в аналоговом виде имеет ряд недостатков: снижение точности измерений при подключении нескольких устройств; низкая помехозащищённость и проблемы с электромагнитной совместимостью; сложная и разветвлённая система контрольных кабелей (особенно
это актуально для дискретных сигналов); опасные для жизни человека
уровни напряжений, используемые для передачи аналоговых сигналов.
Под «цифровой» подстанцией (ЦПС) понимается подстанция с высоким уровнем автоматизации управления, в которой практически все процессы информационного обмена между элементами ПС, обмена с внешними системами, а также управления работой ПС осуществляются в цифровом виде на основе протоколов МЭК. При этом и первичное оборудование
ЦПС, и компоненты информационно-технологических и управляющих систем (РЗ, ПА, ССПИ, АИИС КУЭ, РАС, ОМП и др.) функционально и конструктивно ориентированы на поддержку цифрового обмена данными.
Непосредственными целями создания ЦПС являются:
– совершенствование мониторинга и управления электросетевым оборудованием ПС;
– повышение надёжности работы и эффективности эксплуатации оборудования ПС путём развития и унификации основных информационнотехнологических и управляющих систем (ИТС);
– переход к «необслуживаемым» подстанциям, т. е. к подстанциям без
постоянного дежурства оперативного персонала.
Переход к передаче сигналов в цифровом виде на всех уровнях управления ПС позволит получить целый ряд преимуществ, в том числе:
– существенно сократить затраты на кабельные вторичные цепи и каналы их прокладки;
– повысить помехоустойчивость вторичных цепей благодаря переходу
на цифровую связь с использованием для передачи медных кабелей, а при
125
больших расстояниях, больших скоростях и неблагоприятной электромагнитной обстановке – оптоволоконной среды;
– упростить и удешевить конструкцию микропроцессорных устройств
за счёт исключения трактов ввода аналоговых сигналов;
– унифицировать интерфейсы устройств, существенно упростить взаимозаменяемость этих устройств (в том числе разных производителей);
– унифицировать процессы проектирования, внедрения и эксплуатации
подстанции.
Одной из целей создания цифровых ПС является мониторинг состояния
её электрооборудования. Рассмотрим подробнее два примера.
Мониторинг силовых трансформаторов. За последние годы в России
и за рубежом отмечается тенденция развития системы непрерывного контроля состояния силовых трансформаторов, которая направлена на повышение их эксплуатационной надёжности. В системе мониторинга силовых
трансформаторов, кроме активной и реактивной мощности, а также токов
и напряжения по фазам на всех сторонах и положения РПН должны контролироваться: содержание влаги и концентрация газов в масле (водород,
ацетилен, этилен, этан, метан, оксид и диоксид углерода), температура
верхних слоёв масла, температура на входе и выходе системы охлаждения,
количество включенных вентиляторов. Предусматривается непрерывный
контроль состояния трансформаторов, выявление дефектов на ранней стадии их развития, в т. ч. с индикацией процессов, характеризующих предельное состояние трансформаторов, когда их дальнейшая эксплуатация
невозможна из-за развития внутренних коротких замыканий в трансформаторах, что даёт возможность своевременно отключить оборудование.
Диагностирование и мониторинг состояния воздушных линий.
Предназначены для получения, сбора и обработки информации о техническом состоянии оборудования, что позволит прогнозировать не только
объёмы и сроки ремонтов, но и сроки службы оборудования, что в конечном счёте вносит вклад в повышение надёжности и безаварийности энергоснабжения потребителей.
В настоящее время для мониторинга и диагностики ВЛ используется:
– Лазерное сканирование, которое дистанционно позволяет получить
пространственно-геометрическую информацию о реальных габаритах ВЛ с
учётом рельефа местности, растительности и сооружениях, расположенных по трассе ВЛ.
– Мониторинг температуры нагрева проводов ВЛ с помощью установленных на проводах ВЛ датчиков температуры.
– Мониторинг токовой нагрузки.
– Мониторинг гололёдной обстановки на ВЛ, позволяющей иметь информацию о температуре окружающего воздуха, направлении и скорости
ветра, влажности и толщине стенки гололёда на проводах и грозозащитных
тросах и передавать информацию на диспетчерские пункты.
126
– Мониторинг грозовой активности вдоль трассы ВЛ с помощью многопунктовых систем грозопеленгации и др.
7.7. Интеллектуальная городская распределительная сеть
В современных городах-миллионниках имеют место проблемы электроснабжения, связанные с постоянным увеличением нагрузок, отставанием сетевой инфраструктуры от потребности в электрической энергии и
мощности, значительными потерями электроэнергии в распределительных
сетях (до 16 %), физическим и моральным износом электрооборудования.
Известные способы передачи не в полной мере удовлетворяют всё возрастающим требованиям. Радиальные схемы электроснабжения, концы
которых соединяют постоянно отключенные разъединители или выключатели (точки нормального разрыва). В нормальном режиме потребители получают питание по двум линиям от разных секций одного или двух независимых источников питания. При повреждении любой из радиальных линий происходит прерывание электроснабжения потребителей на время поиска, локализации и восстановления питания – (примерно до 2-х часов).
Более надёжными схемами электроснабжения электроприёмников являются магистральные схемы, в которых предусматривается параллельная работа питающих линий и автоматическое включение резервного питания (АВР). АВР является устройством противоаварийной автоматики,
который служит для обеспечения надёжной работы сети электропитания.
Переключение на резервный источник питания и отключение повреждённого участка происходит в диапазоне от 0,3 до 0,8 секунд.
Опыт эксплуатации распределительных сетей 6–10 кВ, а также последствия известных аварий показывают, что существующая конфигурация сети 6–10 кВ не может удовлетворять растущим требованиям к надёжности,
предъявляемым к городским и промышленным сетям. Недостатки существующих распределительных сетей:
– в существующих распределительных сетях нет такого понятия как
«самозаживающая» сеть. Если есть отказ питающей линии электропередачи 6–10 кВ при условии, что они имеют тенденцию работать на радиальной основе (по большей части), есть неизбежный перерыв в электроснабжении;
– высоки потери электроэнергии (до 16 %);
– отставание сетевой инфраструктуры от потребности в электрической
энергии и мощности;
– конфигурация распределительных сетей не позволяет осуществить
принцип распределённой генерации;
– невозможно реализовать автоматическое управление распределением
и потреблением ресурсов электроэнергии на всех уровнях напряжения.
Концепция «Smart Grid» предусматривает следующие основные задачи:
127
– обеспечение и повышение надёжности распределительной сети;
– автоматическое управление элементами сети по адаптивным алгоритмам;
– управление режимами сети и локализация повреждений.
Единая технологическая и информационная платформа позволяет перейти от жёсткой радиально-магистрально архитектуры сети к более гибкой равномерно распределённой сети, которая является адаптивной, при
этом каждый узел сети является активным элементом, позволяющим производить переконфигурацию сети в соответствии с оптимальным режимом
работы. Примером такой сети является гексагональная распределительная
сеть, приведённая на рис. 7.7, а [22].
б)
в)
а)
Транзитная
Питающая
Потребители
Резервная
д)
г)
Рис. 7.7. Ячейка и структура гексагональной распределительной сети
Равномерно-распределённая электрическая сеть гексагонального типа
позволяет реализовать концепцию гибких распределительных сетей. Гексагональная сеть – это совокупность территориально равномерно-распределённых узлов нагрузки, соединённых между собой проводниками одинакового сечения и имеющая топологию в виде правильных шестиугольников (сотовая конфигурация электрической сети).
Примечание. Выбор фигуры шестиугольника можно рассматривать с
нескольких позиций. С точки зрения геометрии известно, что существует
128
только три вида правильных многоугольников, способных закрыть определённую плоскость без пробелов и перекрытий, – шестиугольник, квадрат и
треугольник (рис. 7.7, а–в). Среди этих фигур (при равенстве всех сторон)
правильный шестиугольник покрывает наибольшую площадь. Например,
если мы хотим покрыть городскую территорию площадью 10 км2 равномерно распределённой сетью, чтобы на взаимные связи между узлами
ушло как можно меньше материала по длине, то наиболее рациональной
фигурой будет правильный шестиугольник [22].
Гексагональные сети напряжением 6–10–20 кВ, которые позволяют решить эти проблемы и перейти к чёткой системной конфигурации сети, в
которой все кабельные линии между РП находятся в работе, а сами РП питаются по трём линиям (рис. 7.7, г, д). Это позволяет сделать сеть более
гибкой к ведению режима и увеличить надёжность электроснабжения потребителей. Каждый узел в гексагональной сети является универсальным,
а, следовательно, алгоритмы управления таких узлов универсальны.
Гексагональные распределительные сети позволяют реализовать автоматическое управление распределением и потреблением электроэнергии.
Реализация гексагональных сетей возможна только с использованием оборудования узлов нагрузки с цифровым управлением. Гексагональная распределительная сеть, в узлах которой предполагаются интеллектуальные
цифровые подстанции, распределительные пункты, узлы нагрузки, имеет
чёткие алгоритмы управления, а общее корпоративное информационное
пространство, которое используется электросетевой компанией для целей
управления, защит, мониторинга, позволяет сделать сеть очень гибкой,
значительно повысить качество и надёжность электроснабжения потребителей.
Расстояние (плечо) между узлами нагрузки определяется плотностью
нагрузок. Каждый узел нагрузки имеет питающую, транзитную и резервную линии (рис. 7.7, г). Питающая линия может стать при необходимости
транзитной или резервной, транзитная – питающей, резервная – транзитной, т. е. возможна переконфигурация узла и изменение потоков мощности
в сети в зависимости от той или иной ситуации.
Переход к гексагональным сетям ведёт к параллельной работе источников питания, что может привести к увеличению токов короткого замыкания в узлах нагрузки. Для некоторых устройств это недопустимо по динамической устойчивости.
В работах [22] предлагается схемы «сотовых» сетей распространить на
все уровни напряжений городских электрических сетей (рис. 7.8):
– на первом уровне напряжением до 1 кВ (380 и 660 В для России)
формируется электрическая сеть, питающая городские кварталы;
– на втором уровне напряжением 6–10–20 кВ формируется распределительная сеть, питающая трансформаторные подстанции напряжением
6–10–20/0,38–0,66 кВ;
129
– на третьем уровне формируется электрическая сеть напряжением
110–220–330 кВ, питающая как городские понижающие подстанции, так и
подстанции промышленных предприятий.
110-220 кВ
(Уровень 3)
ТЭЦ
ГЭС
ПС
ПС
ПС
ТЭЦ
ВИЭ
ПС
10 кВ
ПС
МиниТЭЦ
(Уровень 2)
10 кВ
ТП
ВИЭ
ГТЭС
380 В
380 В
ТП
380 В
10 кВ
ТП
ТП
МиниТЭЦ 380 В
380 В
(Уровень 1)
Рис. 7.8. Схема городской «сотовой» сети:
пространственное представление трёхуровневой распределительной сети
При реализации предлагаемого способа потребители питаются от
ближних узлов сети, при этом снижаются потери напряжения и мощности.
Выход из строя одного или даже нескольких узлов нагрузки не приведёт к
разрушению сети благодаря жёсткой связи всех узлов. При потере питающей линии (обрыв, авария) сеть обеспечит питание узла по одной из двух
оставшихся линий, изменяя их предыдущее состояние в автоматическом
режиме, сеть найдёт оптимальный из возможных путей доставки электрической энергии потребителям. Организация уровней позволяет расширить
площадь обслуживаемой территории.
В настоящее время идут многочисленные дискуссии о формировании
схемных решений различных уровней городских электрических сетей, о
классах напряжений, которые можно применять на 1-м и 2-м уровнях и др.
Примером зарубежного опыта сооружения городских электрических сетей
может быть схема распределительной сети Парижа, приведённая на
рис. 7.9, в которой реализованы как традиционные (2-й уровень), так и новые принципы построения СЭС (1-й уровень с квадратными ячейками
электрической сети, наиболее приемлемой для квартальной застройки города).
130
Подстанция 1
220/20 кВ
1
20 кВ
Подстанция 2
220/20 кВ
2
630 кВА
20/0,4 кВ
380 В
3
5
4
Рис. 7.9. Распределительная сеть Парижа: 1 – магистральные линии СН;
2 – типовая подстанция СН/НН; 3 – разветвлённая сеть НН;
4 – распределительные коробки сетей НН (на углах улиц);
5 – подключения сетей зданий
7.8. ИЭС нефтедобывающих предприятий
На примере ИЭС нефтедобывающего предприятия рассмотрим возможность построения ИЭС любого другого промышленного предприятия.
Нефтедобывающие предприятия (НДП), являясь крупным потребителем энергоресурсов РФ, одновременно снабжаются энергией от нескольких энергосистем РФ. По условиям устойчивости технологического процесса и последующего его восстановления без значительного экономического ущерба из-за потерь добычи нефти ряд наиболее ответственных
энергоустановок НДП не допускает даже кратковременного перерыва
электроснабжения. В последние годы характерно широкое внедрение альтернативных источников энергии. Электрические сети НДП оснащены
устройствами электросетевой автоматики, позволяющими производить автоматический ввод резерва и структурирование электрических сетей посредством автоматических пунктов секционирования. При этом существу131
ющие схемотехнические решения не обеспечивают в должной мере использование новейших технических возможностей энергетических технологий систем контроля и мониторинга интеллектуальных электрических
сетей и систем электроснабжения потребителей для повышения энергетической эффективности НДП и энергосетевых компаний, включая более
эффективное управление потоками электроэнергии за счёт обмена и
управления информацией о реальных режимах работы потребителей НДП
[3].
На рис. 7.10 приведена структура интеллектуальной электрической сети
НДП. Для обеспечения требуемого уровня надёжности и бесперебойности
электроснабжения используется секционирование участков электрической
сети посредством перспективных средств телеуправления и дистанционной коммутации участков. Основным элементом данной ИЭС является автоматический пункт секционирования (АПС) или реклоузер, обеспечивающий изменение конфигурации сети путём переключения различных её
участков в зависимости от наличия повреждений и аварийных ситуаций, и
тиристорный коммутатор (ТК), предназначенный для управления потоками энергии.
Эффективность управления структурой ИЭС обеспечивается быстродействующим автоматическим вводом резерва (БАВР), тиристорными системами автоматического ввода резерва (ТАВР) и системами цифрового
управления потоками реактивной мощности.
Системы гарантированного электроснабжения НДП построены с использованием источников аварийного энергоснабжения (ИАЭ), функционирующих на основе альтернативных возобновляемых источников энергии, позволяющих избегать возникновения аварийных ситуаций и нарушения непрерывности технологического процесса.
Для обеспечения электромагнитной совместимости, контроля и повышения качества электрической энергии на объектах НДП используются
пассивные и гибридные фильтрокомпенсирующие устройства (ФКУ), активные системы коррекции формы кривых тока и напряжения на основе
параллельных активных фильтров (ПАФ), автоматизированная комплексная система контроля качества электрической энергии и уровня электропотребления.
Режимное взаимодействие между централизованной энергосистемой и
потребителями НДП организуется путём оптимизации режимов работы
оборудования, режимов потребления активной и реактивной мощности,
уровней напряжения, автоматизации управления нагрузками с применением локального и дистанционного управления и использования комплекса
автоматизированного сбора данных по электропотреблению и мощности.
132
ПС1
ЭС
Q
Q
Q
Т
ПС 110/10 кВ
Q
Q
ИАЭ
Q
Т
ИАЭ
Q
1СШ
АПС
АПС
Q
10 кВ
Q
Q
БАВР
ТК
АПС
АПС
10 кВ
П
ФКУ
Q
ПС2
ЭС
2СШ
Q
П
Q
ФКУ
АВР
Q
ИАЭ
Т
1СШ
ФКУ
АПС
АПС
QF
400 В
П
ТП
БАВР
ТК
Q
ИАЭ
АПС
Т
АПС
QF
400 В
QF
П
2СШ
ФКУ
АВР
Рис. 7.10. Структура интеллектуальной электрической сети НДП:
ИАЭ – источник аварийного энергоснабжения; ТК – тиристорный
коммутатор; АПС – автоматический пункт секционирования;
ФКУ – фильтрокомпенсирующее устройство; ПАФ – параллельный
активный фильтр; БАВР – быстродействующий автоматический ввод
резерва; ТАВР – тиристорная система автоматического ввода резерва
Для управления потоками реактивной мощности в электрических сетях
НДП применяются электромеханические комплексы с синхронными двигателями и тиристорным возбуждением.
Контроль совместного функционирования основных элементов ИЭС
НДП и обеспечение их информационно-управляющего взаимодействия
выполняет специализированная система управления (рис. 7.11). Основные
элементы ИЭС НДП прошли успешное внедрение на ведущих нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятиях РФ.
133
Подсистема управления
режимом напряжения
БАР
БАР
РПН1 РПН2
БАР
РПНn
Подсистема анализа
гармонического спектра
и реактивной мощности
ДН1
ДН2
ДНn
ДТ1
ДТ2
ДТn
Подсистема измерения
тока и напряжения
Подсистема автоматического
секционирования сети
СУ
СУ
АПС1 АПС2
СУ
АПСn
СУ
СУ
ФКУ1 ФКУ2
СУ
ФКУn
Подсистема автоматического
ввода резерва
АСУ
ИЭС
ДМ1 ДМ2
Подсистема повышения
качества электроэнергии
БФВР1
ДМn
Подсистема
мониторинга состояния
электрооборудования
БАВР2
БАВРn
ПККЭ1 ПККЭ2
ПККЭn
ПКЭН1 ПКЭН2
ПКЭНn
Подсистема контроля качества
электроэнергии и электропотребления
Рис. 7.11. Обобщённая структура системы управления интеллектуальной
электрической сетью НДП: АСУ ИЭС – автоматизированная система
управления ИЭС; РПН – устройство регулирования напряжения
под нагрузкой; ДТ, ДН, ДМ – соответственно датчики тока,
напряжения, мониторинга; ПККЭ и ПКЭН – соответственно приборы
контроля качества электрической энергии и электропотребления
Подобным образом должны строиться и интеллектуальные электрические сети промышленных предприятий.
7.9. Автоматизация районных электрических сетей
Преобладающая часть сельских электрических сетей напряжением
6–10 кВ выполнена воздушными линиями, построенными по радиальнолучевому принципу. Длина фидеров достигает до 25–30 километров, секционирование линий выполнено с использованием разъединителей. Имеет
место развитая сеть отпаек. Такое построение распределительных сетей в
принципе не может обеспечить высокую надёжность электроснабжения
потребителей и уровень электробезопасности. Возникновение аварийных
ситуаций на любом участке фидера приводит к отключению всех потребителей или в случае однофазных замыканий на землю к длительной работе в
таком режиме. Определение мест повреждения и локализация аварийного
участка занимает в лучшем случае несколько часов. При этом работа сети
в неполнофазном режиме создаёт серьёзную опасность для жизни и здоро134
вья людей и приводит к преждевременному выходу оборудования из строя.
Все потребители, находящиеся далее места повреждения от центра питания, остаются без электроэнергии до полного устранения аварийного повреждения.
Исключить практически все вышеперечисленные недостатки позволит
переход к закольцованным схемам распределительных сетей, при использовании схем секционирования в сочетании с сетевым резервированием,
когда участок линии, потерявшей основное питание, обеспечивается резервным от другой не повреждённой линии. Для этого взаимно резервируемые линии должны питаться от двух независимых источников электроэнергии:
− линии 6–10 кВ – от двух разных подстанций 35–110/6–10 кВ, либо от
разных секций шин одной подстанции;
− линии 380 В – от двух разных ТП 6–10/0,4 кВ, либо от разных секций
шин одной двухтрансформаторной подстанции.
Одна из главных задач модернизации распределительных электрических сетей – переход от радиальной структуры к закольцованным схемам
или схемам с двухсторонним питанием.
Одним из видов резервирования является электрическая связь двух линий электропередачи, осуществляемая через коммутационную аппаратуру,
в нормальном режиме находящуюся в отключенном положении. При этом
распределительную сеть необходимо оснащать оборудованием с вакуумными/элегазовыми выключателями. Секционирование должно выполняться на шинах распределительных устройств 6–10 кВ в РП и ТП 6–10/0,4 кВ,
а также на пунктах секционирования с использованием реклоузеров.
Питающие линии электрической сети необходимо выполнять проводами одного сечения не менее 70–95 мм2. При выборе схем построения сети
необходимо избегать глухого (без коммутационного аппарата) подключения электроприёмников 3-й категории надёжности от шин ТП/РП, питающих потребителей 1-й и 2-й категорий – в целях недопущения снижения
надёжности электроснабжения последних.
На первом этапе следует осуществить переход к закольцованным схемам в сетях 6–10 кВ, после этого – в сетях 380 В.
Главной задачей создания интеллектуальных распределительных сетей
является их автоматизация. Основные принципы, которые должны быть
заложены в систему автоматизации:
1. Минимизация времени отключения потребителей (особенно категорированных). Для реализации этого принципа на основе статистики отключения потребителей, топологии местности, конфигурации схемы электроснабжения должны быть выбраны места установки коммутационных
аппаратов с дистанционным управлением, которые дадут возможность дистанционно выделить повреждённый участок между важными объектами и
запитывать потребителя от другого источника.
135
2. Применение однотипных модулей и программного обеспечения. Это
значительно снижает затраты на обучение персонала и последующее обслуживание системы автоматизации (минимум запасных частей).
3. Простота и понятность алгоритма работы автоматизированной системы управления для персонала. Схемы сети 10 кВ меняются практически
ежедневно в связи с проведением плановых или аварийно-восстановительных работ. Все коммутационные аппараты должны иметь одну группу
уставок релейной защиты; от источника питания до нормального разрыва
должно устанавливаться не более 3 коммутационных аппаратов с функциями автоматического отключения, остальные с действием на сигнал. Это
позволяет сделать работу защит селективной, устраняет необходимость
изменять уставки релейной защиты при ремонтных схемах и упрощает работу оперативного персонала.
4. Наглядность отображения и удобство отображения сетевых объектов
у диспетчера. Для этого могут быть использованы одна стандартная однолинейная схема РЭС с нанесёнными на неё всеми коммутационными аппаратами и вторая схема сети 10 кВ, нанесённая на карту местности.
Достоинство второй схемы – диспетчер сразу видит отключённые районы и их удалённость от центров питания. Также он видит топологию
местности и может предположить характер повреждения линии электропередачи (например, если лесной участок, то завал дерева или наброс ветки).
Это позволяет принимать взвешенные решения по ликвидации аварийной
ситуации. При этом на каждом коммутационном аппарате с дистанционным управлением можно посмотреть уровни напряжения и нагрузки в режиме реального времени. Поскольку в программное обеспечение системы
диспетчеризации интегрирована база данных паспортизации, диспетчер в
любой момент может просмотреть любую интересующую его информацию
из базы по любому элементу сети (поопорную схему ВЛ 10 или 0,38 кВ,
схему ТП, КТП, фотографии объектов, характеристики трансформатора,
положение РПН, ПБВ и др.).
5. Автоматическое формирование отчётов. Система автоматически
должна определять количество отключённых потребителей (в разрезе ТП,
КТП, фермы, котельные, населённые пункты) и выводить эту информацию
на диспетчерский щит в виде таблицы. Это позволяет иметь достоверную
информацию о ситуации в сетях, анализировать её и принимать решения о
необходимости привлечения дополнительных ремонтных бригад, а также
оперативно передавать необходимые данные в органы местного управления и МЧС.
Пункт секционирования – это устройство, предназначенное для автоматического секционирования линий электропередачи напряжением 6–10 кВ.
Он может обеспечивать функции релейной защиты и автоматики, учёта
электроэнергии, телемеханики, подключения комплектных трансформа-
136
торных подстанций и др. В настоящее время в качестве пункта секционирования начинают применять реклоузеры.
Реклоузер состоит из коммутационного модуля, выполненного на основе вакуумного или элегазового выключателя; шкафа управления с
GPRS/EDGE роутером и приёмо-передающей антенной (для связи с диспетчерским пунктом РЭС); соединительного устройства, по которому в
шкаф поступает информация о значениях токов, напряжений в первичной
сети, снимаемых с комбинированных датчиков тока и напряжения коммутационного модуля. В комплект поставки реклоузера входят: шесть ограничителей перенапряжений 10 кВ; 1 или 2 трансформатора собственных
нужд; монтажный комплект, а также программное обеспечение для организации управления, настройки и работы с журналами.
Функции релейной защиты выполняет микропроцессорный модуль РЗА
шкафа управления реклоузером. Принципиальные схемы РЗА, управления,
сигнализации выполняются для конкретных типов оборудования с определёнными параметрами и характеристиками. Система организации оперативного тока реклоузера 10 кВ обеспечивает питание цепей управления и
внешней нагрузки номинальным напряжением 12 В и состоит из модуля
бесперебойного питания и аккумуляторной батареи.
При возникновении аварийного режима и превышении значений уставок шкаф управления формирует импульс энергии на отключение коммутационного модуля. Если задействована автоматика повторного включения
АПВ, АВР, то через заданную выдержку времени формируется импульс
энергии на включение.
Оперативное управление реклоузером осуществляется в местном или
дистанционном режиме. Для безопасности производства работ в реклоузере или при необходимости его отключения в случае отсутствия оперативного питания предусмотрена возможность механического отключения, после которого реклоузер будет находиться в состоянии блокировки включения. Реклоузер не требует обслуживания. Шкаф управления с системой
самодиагностики способен передавать в сервисное ПО или во внешнюю
SCADA информацию о неисправностях, режимах работы сети, аварийных
событиях.
7.10. Интеллектуальные микросети
Технологии ИЭС ААС позволяют воплотить радикально новые концепции, к которым, в частности, относятся микросети [32]. Микросети в
общем виде определяются как сети низкого напряжения с источниками
распределённой генерации, накопителями энергии и контролируемой
нагрузкой (например, обогревателями и кондиционерами). Важным свойством микросетей является то, что, несмотря на функционирование в рамках распределительной системы, они могут автоматически переводиться в
137
изолированное состояние в случае аварий в сети и восстанавливать синхронизацию с сетью после устранения аварии с поддержанием требуемого
качества электрической энергии.
В будущем предполагается, что функционирование энергосистемы будет осуществляться путём тесного взаимодействия между централизованными и распределёнными децентрализованными генерирующими мощностями. Управление распределёнными генераторами может быть собрано в
единое целое, образуя микросети (microgrid) или «виртуальные» электростанции, интегрированные как в сеть, так и в рынок электроэнергии и
мощности, что будет способствовать повышению роли потребителя в
управлении энергосистемой.
Микросети будут являться частью национальной энергетической системы: они связаны с региональными сетями, и через них – с национальной
электрической сетью. Электроэнергия от микросетей будет направляться к
потребителям и обратно в региональную сеть в зависимости от условий
спроса и предложения. Мониторинг и регулирование в режиме реального
времени обеспечит информационный обмен и позволит мгновенно отрабатывать все поставки на национальном уровне. Потребители в этом случае
будут иметь возможность корректировки поставки электричества в соответствии со своими потребностями.
Будучи автономными или подключенными к национальной энергетической сети, микросети могут размещаться в непосредственной близости от
потребителей (небольших городов, деревень, заводов) и производить электроэнергию «на месте», существенно снижая потери при передаче по проводам и повышая, таким образом, КПД.
138
8. НАДЁЖНОСТЬ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
8.1. Экономические показатели надёжности
8.1.1. Учёт надёжности при проектировании СЭС ПП
Рост требований потребителей электроэнергии к повышению надёжности электроснабжения определяется тем, что перерывы электроснабжения
наносят существенные экономические и социальные ущербы. Это определяет постоянную тенденцию к повышению надёжности систем электроснабжения промышленных предприятий (СЭС ПП), увеличению резервов
мощности, сокращению длительности перерывов электроснабжения и т. п.
и требует существенных материальных ресурсов при создании либо эксплуатации СЭС. Эти дополнительные затраты на повышение надёжности
электроснабжения должны сравниваться с сокращением ущерба у потребителей электроэнергии и в самой СЭС.
При проектировании и реконструкции СЭС и её отдельных частей из
множества вариантов выбирается оптимальный по критерию минимума
приведённых затрат с учётом ущерба от перерыва электроснабжения.
С точки зрения последствий перерывов электроснабжения все потребители электроэнергии можно разделить на два принципиально различных
вида [54]. К первому виду относятся такие потребители, перерыв электроснабжения которых недопустим либо из-за опасности для жизни людей
(взрывы, пожары и т. д.), либо из-за особой важности работ потребителей
(связь, транспорт и т. д.). Ко второму виду относятся такие потребители,
перерыв электроснабжения которых вызывает материальный ущерб. К
первому виду следует отнести электроприемники особой группы 1-й категории (по классификации ПУЭ), а также наиболее ответственные электроприемники 1-й категории, ко второму виду – все остальные электроприёмники. Очевидно, что при указанном делении потребителей уровни надёжности их электроснабжения должны определяться различно. Если для первого вида уровень надёжности СЭС должен устанавливаться в соответствии с определенными нормами, то для второго вида он определяется на
основе технико-экономического анализа.
При проектировании и реконструкции СЭС потребителей первого вида
основным требованием является обеспечение заданного уровня надёжности или заданной вероятности безотказной работы СЭС P(t). Естественно,
эта цель может быть достигнута различными способами, затраты на каждый из которых, как правило, различны: резервирование отдельных малонадёжных элементов, создание отдельных резервных цепей питания, применение элементов повышенной надёжности и т. д. Вариант выбирается
такой, чтобы затраты на его осуществление были минимальными, т. е.
технико-экономическая задача выбора оптимальной надёжности
139
электроснабжения для первого вида потребителей электроэнергии
может быть сформулирована следующим образом – обеспечение заданного уровня надёжности при минимуме расчётных затрат,
руб./год,
З =  Е i  К i + C  min при Р  t   Р*  t  ,
(8.1)
i
где P*(t) – минимальная заданная вероятность безотказной работы СЭС
потребителя.
Потребители второго вида доЗ
пускают перерывы электроснабжения, однако при этом возникает материальный ущерб. Для таких потребителей уровень надёжности не
ЗМИН
задаётся заранее в виде нормы, не
фиксируются и предельные затраты
(ЕК+С)ОПТ на осуществление варианта. Затраты
и уровень надёжности определяютУОПТ
ся в процессе решения техникоНОПТ
Н
0
экономической задачи, которую
можно сформулировать так: опреРис. 8.1. Зависимость приведённых деление оптимальных значений
затрат от надёжности СЭС
надёжности, капитальных затрат и ущербов от перерывов
электроснабжения при условии минимальных приведённых затрат на
СЭС, руб./год,
З=
Е К
i
i
+ C + У  min.
(8.2)
i
На рис. 8.1. видно, что функция приведённых затрат от надёжности
СЭС З = f(Н) имеет минимум. В пределах пятипроцентного изменения
функции затрат З от минимального значения выбирается зона оптимальных значений надежности СЭС – НОПТ. Пересечения границ зоны с соответствующими функциями позволяют определить зону оптимальных затрат на СЭС (ΣEi·Кi + C)ОПТ и зону оптимальных значений ущерба УОПТ.
8.1.2. Ущерб народному хозяйству от ненадёжности СЭС
Любое нарушение электроснабжения потребителей приводит к ущербу
из-за недовыпуска продукции и простоя механизмов и рабочих как у потребителя, так и в СЭС. Поэтому ущерб от ненадёжности СЭС можно
представить состоящим из трёх частей: ущерба у потребителя; ущерба у
смежных производств и отраслей промышленности, сельского хозяйства;
ущерба в самой СЭС
140
У = УПОТ + УСМ + УСЭ .
(8.3)
Ограничение электроснабжения потребителей может быть в результате
отказов электрооборудования и в результате его отключения с целью проведения плановых профилактических работ. В общем случае внезапные
отказы приводят к большему ущербу, поскольку при плановых отключениях есть возможность принятия мер по снижению ущерба.
Многоотраслевое хозяйство содержит множество специфических по
технологии и условиям производства производителей и потребителей
электроэнергии. В одних случаях ущерб возникает от самого факта нарушения электроснабжения, в других – ущерб обнаруживается только после
длительного простоя оборудования. В одних случаях ущерб может быть
пропорциональным мощности простаиваемого оборудования, в других –
величине недоотпущенной электроэнергии. В одних случаях дорого обходится начальное время простоя, в других, когда есть промежуточные накопители продукции, – время после использования содержимого накопителя.
Поэтому можно не удивляться множеству и разноречивости сведений о величине и характере ущербов из-за ненадёжности СЭС, которые можно
встретить в литературе.
Ущерб у потребителя УПОТ складывается из двух составляющих:
– от внезапности нарушения электроснабжения, обусловленного расстройством технологического процесса, повреждением основного оборудования, браком и порчей сырья и готовой продукции;
– из-за простоя производственного персонала, зависящего от глубины
нарушения электроснабжения и его длительности, количества простаивающих рабочих, их квалификации и возможности использования на других
производственных участках.
Ущерб смежным отраслям УСМ возникает из-за недовыработки или
несвоевременной выработки продукции данным предприятием. Он обусловливает необходимость:
– создавать резерв производственной мощности на предприятии для
обеспечения выработки продукции, недополученной за время вынужденного простоя предприятия;
– организовывать сверхурочные работы при тех же производственных
мощностях;
– форсировать режимы работы технологической установки;
– создавать резерв готовой продукции, обеспечивающий бесперебойную работу смежных отраслей в периоды нарушения электроснабжения
данного предприятия.
Ущерб в системе электроснабжения УСЭ при отказах отдельных её
элементов складывается из затрат:
– на внеплановые аварийно-восстановительные ремонты отказавшего
оборудования;
141
– на выработку и распределение электроэнергии в течение времени
ликвидации аварии и восстановления оптимального режима работы СЭС;
– из-за недоиспользования основных фондов и эксплуатационного персонала в тех случаях, когда ограничения потребителей приводят к невосполнимой недовыработке электроэнергии.
8.1.3. Удельные ущербы
Ограничения потребителя электроэнергией приводят к недовыпуску
конкретной продукции, снижению её качества, порче определенного количества сырья и готовой продукции, простою отдельных механизмов и обслуживающего их персонала, ремонту конкретных элементов СЭС. Поскольку все эти материалы и работы имеют определённую стоимость, то в
конкретном случае можно точно установить ущерб как по народному хозяйству в целом, так и по отдельным отраслям промышленности. Гораздо
сложнее обстоит дело с оценкой ущерба, который может возникнуть в будущем при отказах проектируемых СЭС. Здесь возможны лишь приблизительные расчёты, опирающиеся на имеющиеся данные о прошлых авариях
на объектах, схожих с проектируемыми.
Среди существующих методов использования статистических данных
об ущербе народному хозяйству наиболее действенными являются методы,
в основе которых лежит понятие удельного ущерба.
Удельный ущерб – это ущерб, приходящийся на что-то единичное: на
одно отключение, на один агрегат или единицу его производительности, на
одного работающего, на единицу выпускаемой продукции, на единицу потребляемой мощности. В электроэнергетике используется понятие удельного ущерба как ущерба, приходящегося на единицу недоотпущенной (недополученной) электроэнергии, т. е.
У
УО =
,
(8.4)
ΔW
где У – суммарный ущерб; ∆W – величина недоотпущенной (недополученной) электроэнергии из-за отказов СЭС.
Анализ статистических данных показывает (в ценах 1990 г.), что удельный ущерб в среднем по промышленности из-за дефицита электроэнергии
составляет 0,46 руб./(кВт·ч), причем в отраслях, производящих средства
производства, он составляет 0,4 руб./(кВт·ч), а в отраслях по производству
средств потребления – 0,9 руб./(кВт·ч). В эти данные включена составляющая удельного ущерба, связанная с ущербом в СЭС, которая по данным
может достигать 0,6 руб./(кВт·ч) [31]. Таким образом, величины удельных
ущербов существенно превышают как себестоимость электроэнергии, так
и удельную стоимость потерь в электрических сетях.
142
На рис. 8.2 приведены ущербы станкостроительного завода при отказах
СЭС: 1 – ущерб от брака продукции; 2 – от поломки инструмента; 3 – от
простоя рабочих; 4 – от расстройства технологического процесса; 5 – суммарный ущерб; 6 – удельный ущерб.
КУ
У,
У 0,
руб. руб.
кВт·ч
1,0 4500
3000
0,5
1500
0
0,8
0,6
5
2
6
3
1
30
60
2
0,4
3
0,2
4
0
1
90
t
мин
Рис. 8.2. Ущербы
станкостроительного завода
0
0,2
0,4
0,6
0,8 ε
Рис. 8.3. Зависимость
КУ = f (ε) = f(∆Р/РМ)
Удельные ущербы зависят от длительности полных отключений. При
внезапных отключениях удельный ущерб больше, чем при отключениях с
предупреждением. В последнем случае удельный ущерб сокращается по
мере увеличения времени между предупреждением и отключением, что
связано с возможностью использования различных средств уменьшения
возможного ущерба.
Частичное ограничение потребления электроэнергии, как правило, приводит к меньшим удельным ущербам. Поэтому при определении ущерба в
случаях частичных ограничений удельный ущерб нужно умножать на поправочный коэффициент КУ, зависящий от степени ограничения нагрузки
и отрасли промышленности потребителя. На рис. 8.3 показан примерный
вид зависимостей коэффициента КУ от степени ограничения электроснабжения ε = ∆Р/РМ (где ∆Р – ограниченная часть нагрузки РМ предприятия)
для трёх отраслей промышленности: 1 – переработка нефти; 2 – машиностроение, электротехническая промышленность; 3 – производство лаков и
красок.
При оценке надёжности и ущерба следует учитывать, что не всякий перерыв электроснабжения может причинить ущерб производству. Возможны перерывы, которые не отражаются на производстве. Например, компрессорные станции металлургических заводов, прокатные станы допускают перерыв в электроснабжении не более 1–2 с, а печи сопротивления –
5–10 мин и более.
143
8.1.4. Влияние технологических особенностей производства
на надёжность электроснабжения
Технологические особенности предприятия и режимы его работы
(сменность, загруженность смен) существенно влияют на надёжность СЭС.
Это положение можно рассмотреть на примере машиностроительного завода, имеющего двухсменный режим работы при пятидневной рабочей
наделе. Проведение планового ремонта наиболее ответственных элементов
СЭС может быть перенесено на нерабочую смену или выходные дни. При
этом исключается возможность наложения аварий на плановые ремонты
резервирующих друг друга цепей. Если даже такое наложение и происходит, то никакого влияния на режим работы предприятия оно не оказывает.
Надёжность таких схем должна определяться без учёта плановых отключений элементов.
Если предприятие имеет непрерывное производство (металлургическое,
химическое, нефтеперерабатывающее и т. д.), то здесь нельзя осуществлять перенос плановых ремонтов на нерабочее время и показатели плановых ремонтов должны учитываться.
В ряде случаев перерыв электроснабжения одного из цехов или технологической установки не приводит к значительному ущербу. Это явление
может быть определено при анализе технологических связей предприятия.
Так, при малых перерывах для механических цехов машиностроительного
завода начинают использоваться запасы деталей цеха. Эти детали, подаваемые на сборку, позволяют продолжать выпуск готовой продукции. И
только использование всех запасов может привести к значительному
ущербу. Противоположным примером может служить отделение подготовки шихты ферросплавного завода. Перерыв электроснабжения такого
производства ведёт к простою не только этого отделения, но и дуговых печей, что влечёт за собой значительный ущерб.
В ряде случаев необходимый запас надёжности обеспечивается не
только резервированием и дублированием в электрической схеме, но и
введением технологического резервирования. Так, на нефтеперерабатывающих предприятиях многие ответственные насосные агрегаты дублируются и отключение одного из них не приводит к остановке технологического
процесса.
В каждом случае анализа уровня надёжности следует изучать технологические связи и особенности каждого вида производства.
144
8.2. Методы определения ущерба
8.2.1. Определение ущерба по общему количеству
недоотпущенной электроэнергии
В этом методе рассматривается общее количество недополученной
электроэнергии W какими-либо промышленными предприятиями, городскими и сельскими электроприёмниками. Ущерб определяется выражением
У = УО  W.
(8.5)
Удельные ущербы по отраслям промышленности и отдельным предприятиям, по потребителям жилищно-коммунального сектора городов и
сельского хозяйства приведены в [27, 28]. Указанные удельные ущербы
относятся к внезапному полному прекращению электроснабжения потребителей при различной их длительности или при отключении с предупреждением.
8.2.2. Определение ущерба по аварийным
и плановым недоотпускам электроэнергии
Ущерб по удельным показателям в зависимости от аварийного и планового недоотпуска электроэнергии во время перерыва электроснабжения
У = У'О  W1 + У ''О  W2 ,
(8.6)
где У'О и У ''О – составляющие удельного ущерба соответственно от аварийно и планово недоотпущенной электроэнергии, руб./(кВт·ч); W1, W2 –
соответственно среднегодовая аварийно и планово недоотпущенная электроэнергия, кВт·ч.
Данные по составляющим удельных ущербов и по показателям надёжности элементов СЭС приведены в [16, 28] и в табл. 8.1–8.3.
Определение ущерба по производительности производства. Ущерб
от перерыва электроснабжения складывается из двух составляющих:
ущерба УА, связанного с самим фактом перерыва электроснабжения, и
ущерба УВ, связанного с длительностью перерыва электроснабжения.
Ущерб УА обусловлен выходом из строя оборудования и инструмента,
браком продукции, расстройством технологического процесса и т. п., а
ущерб УВ – временем простоя рабочих, порчей сырья и материалов, недовыработкой продукции и т. п.
145
Таблица 8.1
Удельные показатели ущерба промышленных предприятий
от аварийного или планового недоотпуска электроэнергии
Отрасли народного
хозяйства и предприятия
Добыча угля:
подземная
открытая
Добыча нефти
Добыча торфа
Переработка нефти
Горнорудная добыча и
обогащение
Чёрная металлургия,
трубопрокатный завод
Цветная металлургия
Производство глинозёма
Электроёмкие производства:
алюминия
ферросплавов
жёлтого фосфора
Деревообрабатывающая
промышленность
Химическая
промышленность:
азотно-туковый завод
электрохимкомбинат
суперфосфатный завод
завод искусственного
волокна
производство смол и
пластмасс
лакокрасочное произ-во
производство соды
производство карбидов
фармацевтический завод
Резиноасбестовая
промышленность:
производство шин
производство резинотехнических изделий
производство асбеста
Ущерб,
руб./(кВт·ч)
ава- пларийноный
вый
0,55
0,25
2,55
0,15
8,70
0,25
0,19
0,30
0,11
0,79
0,55
0,22
0,45
0,53
7,40
0,14
0,20
1,38
0,72
0,02
0,04
0,13
0,014
0,04
0,70
0,49
1,73
0,48
0,34
0,24
0,07
0,03
6,51
1,23
6,34
4,07
21,6
0,12
58,7
0,63
0,12
1,83
0,02
0,16
2,73
0,27
1,73
0,49
0,38
0,27
146
Отрасли народного
хозяйства и предприятия
Машиностроение и
металлообработка:
общее машиностроение
станкостроение
производство
шарикоподшипников
Тяжёлое машиностроение
Крупное машиностроение
Среднее электромашиностроение и производство
электроаппаратуры
Автомобилестроение
Производство часов
Инструментальный завод
Завод металлоконструкций
Целлюлозно-бумажная
промышленность:
производство целлюлозы
производство бумаги
Лёгкая промышленность:
обувная фабрика
швейная фабрика
кожевенное произ-во
прочие предприятия
лёгкой промышленности
Пищевая промышленность:
хлебопекарная
мукомольно-крупяная
консервная
прочие предприятия
Магистральные
газопроводы с
электроприводом
газотурбинным приводом
Строительство
Железнодорожный электрофицированный транспорт
Ущерб,
руб./(кВт·ч)
авапларийноный
вый
0,85
1,18
0,20
0,46
1,13
6,10
3,37
0,45
1,00
0,81
1,93
1,07
1,56
0,47
0,41
0,63
0,42
0,34
0,10
0,27
1,68
0,34
0,46
0,23
3,73
0,27
0,92
2,5
0,2Г
0,65
0,45
0,32
49,0
1,08
6,24
1,54
4,43
0,47
0,75
0,59
0,13
3,08
0,23
0,23
3,00
0,23
0,22
0,30
Окончание табл. 8.1
Ущерб,
руб./(кВт·ч)
авапларийноный
вый
Отрасли народного
хозяйства и предприятия
Цементная
промышленность
Промышленность
стройматериалов:
завод железобетонных
изделий
керамико-плиточный з-д
карьер нерудных
стройматериалов
0,04
Текстильная
промышленность:
прядильно-ткацкая
фабрика
ситценабивная фабрика
текстильный комбинат
меланжевый комбинат
шёлкоткацкий
комбинат
0,28
0,66
3,29
0,34
0,36
0,19
0,15
Отрасли народного
хозяйства и предприятия
Ущерб,
руб./(кВт·ч)
авапларийноный
вый
1,80
7,56
2,52
2,78
1,41
1,53
1,54
1,68
4,00
1,54
Таблица 8.2
Показатели надёжности СЭС ПП
Наименование элемента
Выключатель воздушный (с учётом
подключаемой воздушной линии на
100 км)
Выключатель масляный (с учётом
подключаемой воздушной линии на
100 км)
Разъединитель
Отделитель
Короткозамыкатель
Выключатель нагрузки
Предохранитель
Параметр
Напряпотока
жение,
отказов ω,
кВ
1/год
Время
восстановления ТВ,
ч
Межремонтный
период
1/μ,
год
Длительность
ремонта ТПЛ,
ч
220
110
35
6–10
0,15–0,01
0,15–0,01
0,1–0,012
0,03
35
30
25
20
2
2
2
2
440
220
130
50
220
110
35
6–10
220
110
35
6–10
220
110
35
220
110
35
6–10
35
6–10
0,03–0,005
0,03–0,007
0,01–0,01
0,01
0,008
0,008
0,008
0,01
0,05
0,05
0,01
0,02
0,02
0,01
0,015
0,33
0,1
23
20
20
10
15
15
15
15
20
20
20
15
15
15
6
0,25
0,25
4
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
–
–
260
200
60
70
35
30
7
5
30
30
30
30
30
30
10
–
–
147
Окончание табл. 8.2
Наименование элемента
Автоматический выключатель
Воздушная линия на 1 км:
на деревянных опорах
на металлических опорах
на железобетонных опорах
двухцепная (обе цепи)
Кабельная линия, на 1 км
при прокладке в:
земле
воздухе
тоннеле
блоках
траншее
Реактор
Секции шин (на одно
присоединение)
Токопровод жесткий
открытый
в тоннеле
в пристроенной галерее
в отдельной галерее
в здании
Трансформатор
В том числе:
масляный
преобразовательный
печной
0,38
0,025
4
Межремонтный
период
1/μ,
год
1
220
110
35
220
110
35
220
110
35
110
35
0,007
0,014
0,022
0,0042
0,0088
0,0073
0,0026
0,0081
0,0067
0,0012
0,0014
14
10
8
14
10
8
14
10
8
10
8
4
4
3
4
4
з
4
4
3
4
3
200
125
50
200
125
50
200
125
50
125
50
35
6–10
35
6–10
6–10
6–10
6–10
6–10
220
110
35
6–10
0,38
0,07
0,07
0,05
0,05
0,018
0,14
0,15
0,04
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
90
74
60
74
74
74
74
1
4
4
4
4
4
1
1
1
1
1
1
1
6
6
6
6
6
6
8
8
8
8
8
8
8
4
15
10
10
10
6
6–10
6–10
6–10
6–10
6–10
220
110
35
6–10
0,36
0,23
0,18
0,05
0,06
0,03
0,03
0,02
0,04
3
3
3
30
30
200
180
180
60
1
1
1
1
1
6
6
5
5
8
8
8
8
8
540
500
260
260
6–10
6–10
6–10
0,011
0,009
0,14
85
85
82
5
5
5
260
260
260
Параметр
Напряпотока
жение,
отказов ω,
кВ
1/год
148
Время
восстановления ТВ,
ч
Длительность
ремонта ТПЛ,
ч
10
Таблица 8.3
Среднегодовое время планового простоя КПЛ·10 , о. е.
–3
Элемент
220
Трансформаторы:
при отсутствии резервного в системе
при наличии резервного в системе
Воздушные линии на 100 км
Кабельные линии на 100 км
Шины (на присоединение)
Масляные выключатели в цепях:
ВЛ
других цепях
Воздушные выключатели в цепях:
ВЛ
в других цепях
Короткозамыкатели
Отделители
Разъединители
Реакторы
Напряжение, кВ
110
35
6–10
8,5
74
5,3
–
0,29
7,7
74
3,3
–
0,19
4
74
1,2
–
0,19
4
74
–
0,9
0,19
8,3
8,3
6,3
6,3
1,8
1,8
2,2
2,2
19
19
1,1
1,1
1,3
–
9,7
9,7
1,1
1,1
1,1
–
6
6
1,1
1,1
0,26
–
2,2
2,2
–
–
0,19
0,78
Примечание к табл. 8.1. Отметим, что величины удельных ущербов,
приведённые в табл. 8.1, даны в ценах 1990 г. Для приведения величин
удельных ущербов к текущему году (умножению удельного ущерба на повышающий коэффициент) необходимо воспользоваться информацией на
сайте Министерства строительства РФ, в которой даются индексы изменения сметной стоимости ИИ.С.С оборудования на квартал текущего года, в частности для электроэнергетики, т. е. изменения стоимости оборудования текущего года к стоимости этого оборудования на 01.01.1991 г.
Для этого нужно зайти на сайт Министерства строительства РФ и запросить индексы изменения сметной стоимости оборудования на текущее
время. Например, на 3-й квартал 2015 г. индекс изменения сметной стоимости электрооборудования (приложение 5) составил ИИ.С.С = 74,09, т. е.
при проведении технико-экономических расчётов на эту величину необходимо увеличить удельные ущербы, представленные в табл. 8.1.
При оценке ущерба по производительности производства ущерб подразделяют на первичный и вторичный. Первичный ущерб У1 – ущерб, вызванный перерывом электроснабжения данного агрегата. Вторичный
ущерб У2 – ущерб, вызванный перерывом электроснабжения предыдущего
агрегата по ходу технологии производства.
При определении ущерба в зависимости от схемы электроснабжения
учитывают аварийные и плановые перерывы электроснабжения или только
149
аварийные. При плановом простое учитывается только составляющая
ущерба УВ, пропорциональная длительности перерыва электроснабжения.
Первичный ущерб определяется выражением, тыс. руб./год,
У1 =  У А +8760  Т В  У В   ω + 8760  К ПЛ  У В   П  ε,
(8.7)
где УА – составляющая удельного ущерба, обусловленная самим фактом
перерыва электроснабжения, тыс. руб./(перерыв × единица производительности); УВ – составляющая удельного ущерба, связанная с длительностью
перерыва электроснабжения, тыс. руб./ (ч × единица производительности);
ТВ – время восстановления СЭС, ч; ω – суммарный параметр потока отказов рассматриваемой СЭС, год–1; КПЛ – коэффициент планового простоя
рассматриваемой СЭС, о. е.; П – производительность агрегата или объекта,
единица производительности; ε – коэффициент, учитывающий степень
ограничения производства при перерывах электроснабжения, о. е.
Вторичный ущерб, вызванный перерывом электроснабжения предыдущего агрегата или объекта по ходу технологии производства, тыс. руб. /год
У 2 =  ΔТ В  У В  ω + 8760  К ПЛ  У В   П  ε;
(8.8)
Т
ΔТ В = У В  О ,
ε
где ТО – допустимое время перерыва электроснабжения, не вызывающее
ущерба производства, ч.
Данные по показателям для определения первичного У1 и вторичного
У2 ущербов приведены в [16, 27, 28] и в табл. 8.2.
Определение недоотпуска электроэнергии и связанного с ним ущерба при перерывах и ограничениях электроснабжения потребителей.
Повреждение элементов СЭС или дефицит мощности энергосистемы могут приводить либо к полному прекращению электроснабжения потребителей, либо к его частичному ограничению.
Рассматриваемый метод позволяет определить математическое ожидание недоотпуска электроэнергия и ущерба по коэффициенту вынужденного простоя КВ [43]. Если в аварийном режиме электроснабжение предприятия прекращается полностью, то математическое ожидание недоотпуска
электроэнергии будет
ΔW = WГ  К В ,
(8.9)
где WГ – годовое потребление электроэнергии предприятием, кВт·ч; КВ –
коэффициент вынужденного простоя СЭС, о. е. [16].
Годовое потребление электроэнергии может быть вычислено либо по
известной максимальной нагрузке предприятия РМ и числу часов её использования ТМ
WГ = РМ  Т М ,
(8.10)
150
либо по известной среднегодовой нагрузке предприятия РСГ и числу часов
его работы ТГ
WГ = РСГ  Т Г ,
(8.11)
либо по суточному потреблению электроэнергии для зимнего WЗ и летнего
дней WЛ и числам дней зимнего nЗ и летнего nЛ периодов
WГ = WЗ  n З + WЛ  n Л .
(8.12)
Если в аварийном режиме электроснабжение полностью не прекращается, а получаемая мощность снижается до величины РАВ, то недоотпущенную электроэнергию можно определить по упорядоченным годовым
графикам или суточным графикам.
Если задан упорядоченный график нагрузки (рис. 8.4, а), то на его оси
ординат откладывается мощность, выдаваемая потребителю в аварийном
режиме PАВ, и подсчитывается величина площади FЭ. Заменив криволинейный участок графика нагрузки прямой линией, можно площадь FЭ вычислить по приближенной формуле
FЭ = 0,5  Р 'М  РАВ  t.
(8.13)

РМ
Р

Р
а)
Р
б)
в)
Р'М
РАВ
F Э .Л
F Э .З
FЭ
t
0
t
ТГ
0
8
16
24 ч, t
0
8
16
24 ч, t
Рис. 8.4. Графики электрических нагрузок
Если бы указанный режим имел длительность, равную году, то недоотпущенная электроэнергия была бы равна площади FЭ. С учетом коэффициента вынужденного простоя КВ недоотпущенная электроэнергия составит
ΔW = FЭ  К В .
(8.14)
Когда известны суточные графики нагрузки для зимнего и летнего периодов (рис. 8.4, б, в), подсчитываются площади FЭ для каждого из графиков, а затем вычисляется недоотпуск электроэнергии с учетом продолжительности работы предприятия по зимнему и летнему графикам
ΔW =  FЭ.З  n З + FЭ.Л  n Л   К В .
(8.15)
Зная недоотпущенную электроэнергию, можно определить математическое ожидание ущерба
151
У = ΔW  УО ,
(8.16)
где УО – удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителю.
8.2.3. Количественные показатели надёжности элементов СЭС ПП
Силовые трансформаторы и автотрансформаторы. Силовые
трансформаторы являются одним из основных элементов СЭС, т. к.
напряжение повышается один-два раза и понижается три-четыре раза на
пути распределения электрической энергии от генераторов до потребителя.
Установленная мощность трансформаторов примерно в пять раз превышает установленную мощность генераторов. Силовые трансформаторы относятся к числу высоконадёжных статических аппаратов: срок их службы
исчисляется десятками лет, а период приработки – 2–3 годами.
Известно, что с увеличением мощности трансформатора и уровня его
номинального напряжения повреждаемость трансформатора возрастает.
Это в первую очередь связано с увеличением удельных нагрузок на изоляцию, проводниковые материалы и на магнитопроводы.
Отказами трансформаторов являются:
1. Отключения, вызванные повреждением обмоток, перекрытиями вводов и повреждениями регулировочных устройств.
2. Отключения, вызванные повреждениями смежных элементов.
3. Отключения, вызванные ложными действиями релейной зашиты и
ошибками персонала.
В настоящее время разрабатываются методы диагностики состояния
трансформаторов, которые позволяют уменьшить фактор внезапности отказов, а, следовательно, и ущерб из-за недоотпуска электроэнергии потребителям. Естественно, что отключение трансформатора до значительного
развития повреждений должно резко уменьшить затраты на ремонт, которые иногда составляют свыше 60–80 % от первоначальной стоимости
трансформатора.
Ряд исследований показывает, что распределение отказов силовых
трансформаторов подчиняется закону Вейбулла, например, параметр потока отказов снижается с увеличением срока его эксплуатации. Распределение отказов в течение года можно считать равномерным, функция распределения времени восстановления приближается, к гамма распределению.
Однако в целях упрощения расчётов используются экспоненциальные законы распределения времени работы до отказа и восстановления.
В технической литературе обычно приводятся следующие данные о
надёжности трансформаторов [15, 16]:
ωТ – мгновенный параметр потока отказов, год–1;
ТВ.Т – среднее время восстановления трансформатора, ч;
μТ – интенсивность плановых отключений, год–1;
152
ТПЛ.Т – среднее время одного планового отключения, ч.
Воздушные и кабельные линии электропередачи. Разнообразие конструкций линий электропередач, климатических условий, в которых они
работают, и, наконец, условий эксплуатации приводит к тому, что фактически показатели надёжности в конкретном случае могут существенно отличаться от средних. Положение ещё усугубляется наличием сезонной нестационарности потока отказов, связанной с гололёдом или грозовыми отключениями.
Основными причинами отключений воздушных линий являются: грозовые перекрытия изоляции; гололёдно–изморозные отложения; нагрузки
ветра; вибрация и пляска проводов; возгорание деревянных опор; повреждение изоляторов и их перекрытие; обрывы проводов; повреждения опор
и проводов автотранспортом н механизмами.
Отказы воздушных линий электропередачи можно разделить на устойчивые и самоликвидирующиеся. К последним, например, относятся отключения, вызванные ударом молнии в линию и ликвидируемые автоматическим или ручным повторным включением. Параметр потока устойчивых отказов воздушных линий хорошо аппроксимируется распределением
Вейбулла, а функции распределения времени восстановления и длительности одного планового отключения – гамма-распределением. Параметр потока самоликвидирующихся отказов практически стабилизируется через
2–3 года эксплуатации воздушной линии. В инженерной практике расчётов
надёжности используют экспоненциальные законы распределения, имея в
виду фактическую стабилизацию параметра потока устойчивых отказов
через 8–10 лет эксплуатации линии.
Для воздушной линии длиной L параметр потока отказов определяется
L
ω =  ω Л + ω Л.С  
,
(8.17)
100
где ωЛ – параметр потока устойчивых отказов, 1/(100 км·год); ωЛ.С – параметр потока самоустраняющихся отказов, 1/(100 км·год).
В ряде случаев питание потребителей осуществляется с помощью параллельных линий
1
электропередач, причём наиболее часто – с помо3
щью двухцепных. Здесь, кроме отказов отдельных
линий, могут быть совместные отказы, вызванные
2
общими причинами. Например, при падении опоРис. 8.5. Структурная ры отключаются обе линии на двух цепных опосхема надёжности ВЛ рах; грозовые отключения могут быть общими для
линий, проходящих по одной трассе, и т. д. Поэтому воздушные линии в структурных схемах
153
надёжности представляются тремя блоками (рис. 8.5). Блоки, 1 и 2 учитывают отказы и плановые ремонты каждой из линий отдельно, а блок 3 –
одновременные отказы обеих линий:
ω1 = ω2  1  К 2.Л   ω Л ; ω3 = К 2.Л  ωЛ ,
(8.18)
где К2.Л – коэффициент, учитывающий вероятность одновременных отказов обеих линий; К2.Л = 0,1–0,3.
Для кабельных линий характерны, главным образом, устойчивые отказы. Основными причинами их повреждений являются: нарушение механической прочности кабелей строительными машинами при земляных работах; старение межфазной и общей изоляции; интенсивная (электрическая
или химическая) коррозия покрытия; попадание влаги в кабель; нарушение
изоляции грызунами. Большинство отказов кабельных линий проявляется
в виде повреждения изоляции фаз – около 80 % всех отказов связано с однофазными замыканиями на землю.
Параметр потока отказов кабельной линии длиной
L
ω = ω КЛ 
.
(8.19)
100
Коммутационная аппаратура.
Выключатели. Являются основным видом коммутационной аппаратуры. Могут работать и, следовательно, оказываться в самых различных режимах: в отключенном и включенном состоянии без токовой нагрузки, во
включенном положения при протекании рабочего тока и тока КЗ и, наконец, в движении при осуществлении операций включения и отключения. В
связи с этим поток отказов выключателя не всегда подчиняется закону
распределения Пуассона, хотя в целях упрощения расчётов его довольно
часто принимают простейшим.
Параметр потока отказов выключателя зависит от его конструкции (вакуумный, масляный, воздушный и т. д.). Параметр потока отказов зависит
и от места установки выключателя в СЭС. Отказы выключателей ещё зависят от числа отключаемых ими КЗ, примерно пропорциональны протяжённости присоединяемых к выключателю линий электропередач. Поэтому в количественных показателях надёжности выключателя кроме параметра потока отказов ω1 самого выключателя приводится параметр потока
отказов ω2, учитывающий протяжённость присоединённых к нему линий
электропередач
L
ωВ = ω1 + ω2 
.
(8.20)
100
Разъединители. Эти аппараты предназначены для включения и отключения цепей без тока или с небольшим нормированным током. Они же
позволяют создавать видимые разрывы в электрической цепи для проведения каких-либо работ в электроустановках.
154
Отказы разъединителей можно подразделить на отказы в статическом
положении, во включенном или отключенном состоянии, отказы в действии при проведении операций включения и отключения. Отказы разъединителей – это обычно перекрытия изоляции и последующие КЗ, которые ведут к погашению системы шин, если отказал шинный разъединитель, либо к погашению присоединения, если отказал разъединитель этого
присоединения. Наибольшая доля отказов разъединителя, связанная с повреждением его привода, не вызывает КЗ и требует, как правило, лишь дополнительных оперативных переключений. Количественно показатели повреждаемости разъединителей невелики и обычно при расчёте надёжности
схем распределительных устройств с выключателями считают, что показатели надёжности разъединителей учтены в показателях надёжности выключателя или сборных шин.
Распределительные устройства. Сборные шины распределительных
устройств предназначены для распределения потока электроэнергии между
присоединениями. Как правило, сборные шины высокого напряжения
имеют воздушную изоляцию. Отказы систем шин – это обычно перекрытия изоляции и последующие КЗ, требующие немедленного отключения. В
зону сборных шин обычно входят шинные разъединители, подключаемые
к шинам трансформаторы напряжения и разрядники. Поэтому нередко статистические материалы по отказам сборных шин распределительных
устройств приводят применительно к одному присоединению.
Устройства релейной защиты. Устройства релейной зашиты (РЗ) являются элементами, обеспечивающими нормальное функционирование
других элементов СЭС: трансформаторов, сборных шин, линий электропередач, выключателей и т. д. С этой точки зрения будет правильнее устройства РЗ вводить в структурную схему надёжности соответствующего элемента СЭС.
Известно несколько типов РЗ, которые используются для обслуживания
различных элементов СЭС, например, максимальные токовые защиты, токовые отсечки, дифференциальные токовые защиты и т. д. Некоторая специфика надёжности устройств РЗ связана с тем, что ненадёжность (отказ) в
работе может быть вызвана как собственно отказом выполнить поступившую заявку (несрабатывание), так и выполнением непоступившей заявки
(излишнее срабатывание).
Отказы первого типа (несрабатывание) приводят к развитию аварий и
отключению более широкого участка электрической сети, чем это требуется. Отказы второго типа (излишнее срабатывание) всегда приводят к внезапному отключению исправного оборудования. Излишнее срабатывание
устройств РЗ, в свою очередь, делится на работу при отсутствии повреждения (ложное) и работу при повреждениях вне зоны обслуживания данного устройства (неселективное). Отказы устройств РЗ опасны главным
155
образом из-за развития аварий, которые имеют катастрофические последствия.
В настоящее время устройства РЗ в основном резервируются по отказам первого типа (несрабатывание) может привести к увеличению их числа
в устройствах РЗ за счёт добавления резервных элементов.
Противоаварийная автоматика. К противоаварийной автоматике
(ПАА), используемой в СЭС ПП, относятся устройства автоматического
регулирования напряжения, реактивной мощности и т. д., устройства учёта
электроэнергии, различного рода ЭВМ и пр.
Возрастание сложности ПАА, жёсткости условий эксплуатации и ответственности задач, которые на неё возлагаются, требуют повышения её
надёжности. Недостаточная надёжность ПАА приводит к возрастанию доли эксплуатационных затрат по сравнению с общими затратами на её проектирование, производство и применение. Стоимость эксплуатации ПАА
может во много раз превосходить стоимость её разработки и изготовления.
Отказы ПАА приводят к различного рода последствиям: потере информации, экономическому ущербу, простоям сопряжённых с ПАА систем и
др. В конечном счёте надёжность ПАА определяется надёжностью комплектующих элементов. Большую перспективу повышения надёжности
ПАА открывают интегральные микросхемы. Микроминиатюризация элементов (предельное уменьшение их габаритов и масс) и интеграция (объединение их вместе со схемой соединений в одном твёрдом теле) позволяют в настоящее время создавать интегральные микросхемы с высокой степенью интеграции, составляющей от десятков до тысяч элементов на пластинке полупроводника площадью около 1 см2.
8.3. Методы расчёта надёжности СЭС ПП
8.3.1. Общие сведения о методах расчёта
Существующие методы расчёта надёжности СЭС позволяют определить частоту аварийных отключений и суммарную (за год) длительность
вынужденного простоя любого присоединения СЭС, частоту и продолжительность плановых ремонтов. Расчёт этих показателей требует рассмотрения отказов элементов при различных состояниях СЭС. Однако при
принятом принципе минимизации приведенных затрат ( З  min ) нет
необходимости вычислять показатели надёжности всех присоединений и
рассматривать все возможные аварийные ситуации в схеме. Достаточно
определить лишь те показатели надёжности, которые через ущерб входят в
целевую функцию – приведённые затраты. Это означает, что следует рассматривать только те аварийные ситуации, при которых нарушаются основные функции проектируемой СЭС. Следовательно, для каждого варианта схемы надо рассмотреть только те отказы, которые приводят к потере
156
напряжения, и рассчитывать частоту аварийных отключений элементов
СЭС и длительность нарушения электроснабжения потребителей.
Методы расчёта, которые применяются в настоящее время для оценки
надёжности СЭС, весьма разнообразны. Все они базируются на теории вероятностей, причём каждый метод рассматривает отказ как случайное событие или случайный процесс.
В общем случае, процесс «жизни» восстанавливаемых устройств протекает следующим образом. Исправное устройство начинает эксплуатироваться в момент времени t = 0 и, проработав случайное время ТО1, выходит
из строя. На ремонт требуется случайное время TB1. Этот процесс продолжается в течение всего срока службы устройства, причем величины TОi и
ТBi условно независимы. В случайные или заранее установленные моменты
времени могут производиться профилактические работы случайной или
постоянной длительности ТПЛj. Рассмотренный процесс дополнительно
усложняется:
– наличием резервных устройств и элементов и, как следствие, возможностью переходов из одного уровня избыточности в другой;
– дискретностью работы устройства с заранее запланированными или
случайными моментами начала или конца работы;
– ограниченностью восстановлений;
– наличием очереди на восстановление;
– наличием ложных восстановлений исправных устройств из-за отказа
схемы контроля;
– невозможностью начать восстановление устройства сразу же после
его отказа из-за неполноты схемы контроля или по каким-либо другим
причинам.
Для расчёта надёжности восстанавливаемых устройств, в связи с указанными трудностями, применяют различные методы, которые можно
объединить в три группы:
– методы, основанные на использовании классической теории вероятностей;
– методы, основанные на использовании теории массового обслуживания;
– методы, основанные на использовании теории графов.
Ниже рассмотрены два метода, которые наиболее приемлемы для инженерных расчётов надёжности систем электроснабжения промышленных
предприятий и относятся к первой группе методов.
8.3.2. Аналитический метод расчёта надёжности СЭС
В этом методе используются соотношения, рассмотренные в [15, 16, 46]
и связывающие между собой различные показатели надёжности элементов.
157
Каждый элемент СЭС может находиться в одном из трёх состояний: в
рабочем; в нерабочем из-за повреждения; в нерабочем по причине планового ремонта.
При последовательном включении элементов СЭС оценка надёжности
производится на основании следующих соотношений:
– параметр потока отказов линии или присоединения
n
ω=
ω ;
(8.21)
i
i=1
– среднее время восстановления после отказа одной линии или присоединения
n
ω Т
i
ТВ =
Вi
i=1
ω
– коэффициент аварийного простоя
;
(8.22)
;
(8.23)
n
ω Т
i
КВ =
i=1
Вi
8760
– коэффициент планового простоя (с учетом 20 %-го запаса на время
ремонта)
μ Т
К ПЛi =1,2  К ПЛiМАКС ;
К ПЛi = i ПЛi ;
(8.24)
8760
– среднее время перерыва электроснабжения (аварийного плюс планового ремонтов)
Т П = 8760   К В + К ПЛ  .
(8.25)
В соотношениях обозначено: ωi – параметр потока отказов одного элемента СЭС, год–1; TBi – среднее время восстановления элемента после отказа, год; μi – интенсивность отключений элемента СЭС для планового ремонта, год–1; ТПЛi – среднее время ремонта элемента, год.
При параллельном включении элементов СЭС в структурной схеме
надёжности оценка надёжности производится по соотношениям:
– параметр потока отказов
ω  ω   Т В1 + Т В2 
2
(8.26)
ω  = ω1  К ПЛ2 + ω2  К ПЛ1 + 1 2
;
8760
– при одинаковых параметрах надёжности линий
2ω2  Т В
 2
(8.27)
ω = 2  ω  К ПЛ +
;
8760
– коэффициент аварийного простоя, когда первая линия отключена для
планового ремонта, а в это время вторая отключается из-за повреждения,
2
К В2.ПЛ1 = 0,5  ω2  К ПЛ1
при ТПЛ1  ТВ2 ,
(8.28)
158
или
К В2.ПЛ1 = К В2   К ПЛ1  0,5  К В2 
при
Т ПЛ1  Т В2 ;
– коэффициент аварийного простоя двух линий
2
К В  = К В1  К В2 + К В1.ПЛ2 + К В2.ПЛ1 ;
(8.29)
при одинаковых параметрах надёжности
2
К В  = К В2 + 2  К В.ПЛ ;
(8.30)
– среднегодовое время перерыва электроснабжения
2
2
Т В  = 8760  К В  .
(8.31)
Пример 8.1. Определить надёжность и возможный ущерб при перерывах электроснабжения агломерационной фабрики металлургического завода производительностью 1,5 млн т в год. Фабрика имеет нагрузку 12 МВ·А
на напряжении 10 кВ. Распределительная подстанция фабрики питается от
ГПП по двум кабельным линиям 10 кВ (рис. 8.6), проложенным в тоннеле.
Требуется также определить оптимальный объём резервирования с учётом
возможного ущерба при перерывах электроснабжения. Рассмотрим возможные варианты:
1. Каждая линия выбирается на пол(1) ГПП 10 кВ
ную нагрузку и, содержит по 4 кабеля с
алюминиевыми жилами, площадь сече(2)
ния равна 4х(3х120) мм2.
(3)
2. Каждая линия выбирается на по(4)
ловину нагрузки и содержит по 2 кабеля, площадь сечения 2х(3x120) мм2.
(5)
В обоих вариантах электрическая
схема содержит шины ГПП, разъедини(3)
тель, масляный выключатель, реактор,
кабельную линию, выключатель и ши(1) РП-10 кВ
ны РП фабрики. Исходные данные для
Рис. 8.6. Схема
схемы взяты из табл. 8.2, 8.3 и приведеэлектроснабжения фабрики
ны в табл. 8.4.
Наименование
элемента СЭС
Секция шин ГПП, РП
Разъединитель
Выключатель
Реактор
Кабельные линии
ωi ,
год–1
0,01
0,008
0,01
0,002
0,013
159
ТВi,
год
0,25·10–3
1,7·10–3
1,1·10–3
0,11·10–3
4·10–3
Таблица 8.4
КПЛi·10–3,
о. е.
0,19
0,19
2,2
0,78
0,9
Вариант 1. Параметр потока отказов одной линии
5
ω =  ωi  n i = 0,01  2 + 0,008 1 + 0,01 2 + 0,002 1 + 0,013  4 = 0,102 год 1.
i=1
Среднее время восстановления одной линии
n
ТВ =
n
i
 ωi  Т Вi
=
ω
= (2  0,01 0, 25 103  1 0,008 1,7 103  2  0,011,1103 
1 0,002  0,11103  4  0,013  4 103 ) / 0,102 = 2,46 103 лет.
Коэффициент планового простоя одной линии – самый большой для
выключателей, он равен КПЛi.МАКС = 2,2·10–3 о. е. – см. табл. 8.4
К ПЛ = 1,2  К ПЛiМАКС = 1,2  2,2 103 = 2,64 103 о. е.
Коэффициент аварийного простоя одной линии
К В = ω  Т В = 0,102  2,46 103 = 0,251103 о. е.
Коэффициент аварийного простоя, когда первая линия отключается для
планового ремонта и в это время вторая отключается из-за повреждения
при ТВ > ТПЛ,
i=1
2
КВ2.ПЛ1 = 0,5  ω  КПЛ
= 0,5  0,102   2,64 103  = 0,355 106 о. е.
2
Коэффициент аварийного простоя двух линий
КВ  = КВ2 + 2  КВ.ПЛ =  0, 251103  + 2  0,355 106 = 0,773 106 о. е.
2
2
Среднегодовое время аварийного простоя двух линий
2
Т П = 8760  К В  = 8760  0, 773 10 6 = 6,77 10 3 ч/год.
Из проведенного расчета видно, что для первого варианта при перерывах электроснабжения ущерб практически не имеет места.
Вариант 2. Параметр потока отказов двух линий
5
ω = 2   ωi  n i = 2   0,01 2 + 0,008 1 + 0,01 2 + 0,002 1 + 0,013  2  = 0,152 год 1.
i=1
Среднее время восстановления
n
n ω Т
0, 294 103
ТВ =
=
= 1,93 103 лет.
ω
0,152
Коэффициент планового простоя двух линий
К ПЛ = 2 1,2  К ПЛiМАКС = 1,2  2,2 103 = 5,28 103 о. е.
Коэффициент аварийного простоя двух линий
К В = ω  Т В = 0,152 1,93 103 = 0,294 103 о. е.
i
i
Вi
i=1
160
Среднегодовое время аварийного и планового простоев двух линий
Т П = 8760   К В + К ПЛ  = 8760  0, 294 103  5, 28103 = 48,8 ч/год.


Первичный ущерб из-за аварийного и планового простоев при УА =
= 0,9 тыс. руб./(перерыв × млн т) и УВ = 0,3 тыс. руб./(ч × млн т)
У1 =  У А + 8760  Т В  У В   ω + 8760  К ПЛ  У В   П  ε =
=  0,9 + 8760 1,93 103  0,3  0,152 + 8760  5, 28 103  0,3 1,5  0,5 =
= 10,2 тыс. руб./год
Вторичный ущерб из-зa аварийного и планового простоев при
УВ = 0,5 тыс. руб./(ч × млн т) и ТО = 4 ч
У 2 =  ΔТ  У В  ω + 8760  К ПЛ  У В   П  ε =
=  0,9  0,5  0,152  8760  5, 28 103  0,5  1,5  0,5 = 21,7 тыс. руб./год;
ТО
4
= 8760 1,93 103 
= 9 ч.
ε
0,5
Общий ущерб от перерыва электроснабжения
У = У1 + У2 = 10,2 + 21,7 = 31,9 тыс. руб./год.
Приведённые затраты на кабельные линии по второму варианту в изменяемой части с учетом ущерба при перерывах электроснабжения составляют 38,4 тыс. руб./год. Те же затраты по первому варианту составляют
7,1 тыс. руб./год, его и следует принять как более экономичный и надёжный.
ΔТ = Т В 
8.3.3. Расчёт надёжности СЭС с помощью структурных схем
С целью определения показателей надёжности сложных СЭС ПП удобнее пользоваться структурными схемами надёжности. Положительной стороной структурных схем надёжности является, в первую очередь, то, что
они отражают непосредственно функциональные связи между отдельными
элементами СЭС с точки зрения перерывов и ограничения электроснабжения.
Структурные схемы надёжности составляются для каждого из возможных режимов работы СЭC, включая ремонты. При составлении структурных схем надёжности можно пользоваться следующими рекомендациями
[23, 24, 43].
1. Все отказы элементов СЭС рассматриваются как отказы типа «короткое замыкание».
2. Элементы, при отказе которых нормальное электроснабжение потребителей нарушается, в структурную схему надёжности входят последовательно друг с другом.
161
3. Элементы, при отказе которых потребитель получает питание через
другие элементы, в структурной схеме надёжности включаются параллельно с этими другими элементами.
4. По линиям и трансформаторам предусмотрены достаточные резервы,
позволяющие всю необходимую мощность передавать по одной из линий,
через один трансформатор.
Пример получения структурной схемы надёжности из исходной схемы
электрической сети показан на рис. 8.7. В этом примере учтены только показатели надёжности линий электропередач без учёта надёжности узлов.
Для большей наглядности, структурная схема надёжности приводится к
виду, где шины источников питания ИП и потребителя П представлены
параллельными линиями.
ИП1
Л4
Л1
ИП3
1
Л5
Л3
ИП2
ИП
2
4
Л2
3
П
б)
а)
5
П
Рис. 8.7. Принципиальная схема и структурная схема надёжности
Если структурная схема надёжности не имеет перемычек, т. е. замкнутых контуров, то показатели надёжности рассчитываются путём преобразований последовательно или параллельно включенных блоков в эквивалентные до тех пор, пока шины источника питания и потребителя не окажутся связанными одним эквивалентным блоком. Показатели надёжности
этого блока являются искомыми параметрами надёжности рассматриваемой СЭС потребителя. При эквивалентировании могут быть использованы
соотношения, рассмотренные в аналитическом методе расчёта надёжности
СЭС. На рис. 8.8, а показана последовательность преобразования структурной схемы надёжности СЭС в эквивалентный блок.
Если в результате преобразований структурной схемы надёжности не
удаётся свести её только к последовательному или параллельному соединению элементов, то применяется следующая методика расчёта. Пусть
имеется схема, представленная на рис. 8.8, б. Чтобы найти показатели её
надёжности, определяются показатели надёжности для двух схем, полученных из исходной. В первой схеме перемычка заменяется прямой связью, а во второй – она исключается. После преобразования этих схем в эквивалентные блоки М и L по их показателям надёжности (ωМ, ТВ.М и ωL,
162
ТВ.L) и по известным показателям надёжности блока перемычки (ωi, ТВi,
КВi, КПЛi) вычисляются результирующие показатели надёжности
ω = ωМ  1  К Вi  К ПЛi  + ωL   К Вi + К Н  К ПЛi  ;
(8.32)
ТВ =
1
ωМ  1  К Вi  К ПЛi   Т В.М  ωL   К Вi + К Н  К ПЛi   Т В.L  .
ω
1
1
1
3
3
4
8
3
2
4
Э
i
3
4
7
5
2
M
6
2
(8.33)
1
2
3
4
L
б)
а)
Рис. 8.8. Преобразования структурных схем надёжности
В этих выражениях коэффициент КН учитывает снижение вероятности
наложения отказов на плановые ремонты при проведении последних в благоприятные периоды года (КН < 1).
При определении надёжности СЭС необходимо учитывать взаимное
влияние отказов элементов, отходящих от узла ветвей. На рис. 8.9, а показана схема узла питания потребителей П1 и П2. При определении показателей надёжности потребителя П1 следует учесть отказы ветви, отходящей
к потребителю П2 (рис. 8.9, б), т. к. отказ любого из элементов этой ветви
(Р, Л2, Т2) приведет к отключению выключателя В. Структурная схема
надёжности потребителя П2 (рис. 8.9, в) должна включать в себя выключатель B1, т. к. только его отказы ведут к отключению выключателя В.
Еще один пример составления структурной схемы надёжности показан
на рис. 8.9, г, д. Секционные выключатели CB1 и СВ2 вводятся в схему
последовательно со всеми остальными элементами СЭС, т. к. их отказы
ведут к погашению обеих цепей.
8.3.4. Пример выбора варианта схемы внешнего электроснабжения
Следует определить показатели надёжности относительно шин напряжением 10 кВ машиностроительного предприятия, а также ожидаемый
недоотпуск электроэнергии и ожидаемый ущерб от перерывов электроснабжения [23, 24]. Пропускная способность каждого элемента достаточна
для передачи всей необходимой мощности потребителю.
163
ИП
В
Л
В1
Р
Л1
Л2
Т1
Т2
ИП
ИП
В
В
Л
Л
Р
В1
Л2
Р
Т2
Л2
В1
Т2
Л1
П2
ИП
В1
Л1
Т1
П2
а)
П1
б)
Т2
В1
В2
Л1
Л2
П
СВ1
Т1
Т2
В3
В4
В4
ЛВ
ЛВ
в)
ИП
СВ2
СВ2
В3
ИП
Л2
СВ1
Т1
П1
ИП
В2
П
г)
ЛВ
П
д)
Рис. 8.9. Учёт взаимного влияния отказов элементов
Годовое потребление электроэнергии предприятием WГ = 5·108 кВт·ч.
Удельный ущерб на недоотпущенный 1 кВт·ч электроэнергии для машиностроительного предприятия УО = 0,44 руб./(кВт·ч). Варианты схем электроснабжения представлены на рис. 8.10, 8.11 и 8.12.
Примечание. Отметим, что величины удельных ущербов, стоимость электрической энергии и стоимость электрооборудования СЭС
в рассматриваемом примере приняты для 1990 г.
В первом варианте (рис. 8.10, а) воздушная линия одноцепная на железобетонных опорах, длина линии 25 км. Во втором варианте (рис. 8.11, а)
линия двухцепная на железобетонных опорах, длина линии 25 км. В третьем варианте (рис. 8.12, а) две линии на железобетонных опорах проложены
по разным трассам и имеют длину: Л1 – 25 км, Л2 – 35 км. Показатели
надёжности элементов приведены в табл. 8.5.
Рассмотрим показатели надёжности общие для всех вариантов.
Параметры потока отказов выключателей в сети 110 кВ (см. раздел
8.2.3 и [15, раздел 4.3]):
– для первого и второго вариантов
L
25
ω1 = ωВ + ωВ.Л 
= 0,02 + 0,012 
= 0,023 год 1 ;
100
100
164
ПС 110 кВ
В(1)
Л(2)
ОД1(3)
ИП
ИП
1
I
I
КЗ2(8)
Т1(5)
Т2(9)
В1(6)
В2(10)
ИП
V
2
II
11
ОД2(7)
КЗ1(4)
ИП
3
7
4
8
5
9
6
10
III
IV
П
П
П
в)
г)
д)
П
СВ(11)
а)
б)
Рис. 8.10. Электрическая схема и её структурные схемы надёжности
(вариант 1)
Таблица 8.5
Показатели надёжности
ω,
ТВ,
μ,
ТПЛ,
–1
–1
год
ч
год
ч
0,02/0,012
100
0,3
130
0,005
10
0,3
8
0,015
200
1,0
30
0,02
15
0,3
30
0,01
15
0,3
30
1,0
14
5,0
8
Элементы
Выключатели 110 кВ
Выключатели 10 кВ
Трансформаторы (Т)
Отделители (ОД)
Короткозамыкатели (КЗ)
Воздушные линии (на 100 км)
– для третьего варианта
25
= 0,023 год 1 ;
100
35
ω1 = 0,02 + 0,012 
= 0,0242 год 1.
100
Параметры потока отказов линий 110 кВ:
– для L =25 км (1-й и 2-й варианты)
L
25
ω2 = ω Л 
= 1,0 
= 0,25 год 1 ;
100
100
ω1 = 0,02 + 0,012 
165
– для L = 35 км (3-й вариант)
35
= 0,35 год 1 ;
100
– для одной цени двухцепной линии (второй вариант) [15, разделы 3.6 и
4.3]
L
25
ω2 = ω1.3 = 1  К В.2Л   ω Л 
= 1  0,2  1, 0 
= 0,2 год -1 ;
100
100
– для одновременных отказов двухтонной линии (второй вариант)
L
25
ω21.3 = К В.2Л  ω Л 
= 0,2 1, 0 
= 0,05 год -1.
100
100
Структурная схема надёжности по первому варианту имеет вид, показанный на рис. 8.10, б. Здесь же показаны преобразования схемы. Плановые ремонты блока «выключатель 110 кВ – линия электропередачи» проводятся в выходные дни и в расчётах не учитываются. Для секционного
выключателя СВ (блок 11) учитываются только внезапные отказы, составляющие 60 % от общего числа отказов. С учётом этого
ωI = ω1 + ω2 + 0,6  ω11 = 0,23+0,25+0,6  0,005 = 0,276 год-1;
ω  Т + ω2  Т В2 + 0,6  ω11  Т В11
К В1 = 1 В1

8760
0,23 100 + 0,25 14 + 0,6  0,005 10
=
= 665 10 6 о. е.
8760
Для ветвей понижающей подстанции без учёта преднамеренных отключений показатели надёжности
ωII = ωIII = ω3 + ω4 + ω5 + ω6 = 0,02 + 0,01 + 0,015 + 0,005 = 0,05 год-1;
ω  Т + ω4  Т В4 + ω5  Т В5 + ω6  Т В6
К ВII = К ВIII = 3 В3

8760
0,2 15 + 0,01 15 + 0,015  200 + 0,005 10
=
= 399 10 6 о. е.
8760
Среднее время послеаварийного восстановления ветви подстанции
8760  К ВII 8760  399 106
Т ВII = Т ВIII =
=
= 70 ч.
ωII
0, 05
Показатели всей подстанции с учётом плановых отключений
ωIV = ωII  К В.III + ωIII  КВ.II + μ II.МАКС  КН.II  КВ.III + μ III.МАКС  КН.III  К В.II ,
ω2 = 1,0 

Т ПЛ.II.МАКС
Т В.III

30
70
= 1  е = 0,348 – коэффициент, учитыгде К Н.II = К Н.III = 1  е
вающий совпадение планового ремонта и аварийного выхода из работы. В
связи с симметричной конструкцией подстанции последнее выражение
упрощается
166
ωIV = 2  ωII  К В.III + 2  μ II.МАКС  К Н.II  К В.III 
= 2  0,05  399 106 + 2 1,0  0,348  399 106  318 106 год-1;
К В.IV =К В.II  КВ.III + КН.II  КПЛ.II.МАКС  КВ.III + КН.III  КПЛ.III.МАКС  К В.II 
 К 2В.II + 2  К Н.II  К ПЛ.II.МАКС  К В.III 
2
1, 0  30
  399 106   2  0,348 
 399 10 6  10 6 о. е.
8760
Полученные показатели надёжности подстанции являются общими для
всех вариантов.
Результирующие показатели надёжности для первого варианта
ωV = ωI + ωIV = 0,276 + 0,000318 = 0,2763 год 1 ;
К ВV = К ВI + К ВIV = 665 106 + 106 = 666 106 о. е.
Недополучение электроэнергии в аварийных режимах составит
ΔW1 = WГ  К В.V  5 108  666 106  333250 кВт  ч.
Ожидаемый ущерб от перерывов электроснабжения
У1 = ΔW1  УО = 333250  0,44 = 146630 руб.
Структурная схема надёжности СЭС по второму варианту и ее преобразования показаны на рис. 8.11.
ПС 110 кВ
В(1)
Л(2)
ИП
ИП
В(12)
1
12
Л2(13)
2
13
IV
ИП
V
I
ИП
VI
I
VIII
2-13
ОД1(3)
ОД2(7)
КЗ1(4)
КЗ2(8)
Т1(5)
В1(6)
СВ(11)
а)
Т2(9)
В2(10)
II
11
3
7
4
8
5
9
6
10
III
VII
П
П
П
в)
г)
д)
П
б)
Рис. 8.11. Электрическая схема и её структурные схемы надёжности
(вариант 2)
Показатели надёжности этой схемы:
ωIV = ωV = ω1 + ω2 = 0,023 + 0,20 = 0,223 год 1 ;
167
ω1  Т В1 + ω2  Т В2
0, 023 100  0, 20 14
=
= 582 10 6 о. е.
8760
8760
Время послеаварийного восстановления
8760  К В.IV
8760  342 106
Т В.IV = Т В.V =
=
= 41 ч.
ωIV
0, 223
Производим параллельное сложение блоков IV и V c учетом их плановых ремонтов:
ωVI = 2  ωIV  КВ.V + 2  μ IV.МАКС  КН.IV  КВ.V ;
К В.IV = К В.V =
К Н.IV = 1  е

Т ПЛ.IV.МАКС
Т В.V

130
41
=1  е
= 0,958;
58
ωVI = 2  0, 223  582 10 6 + 2  5  0,958 
 582 10 6 = 0,00005 год -1 ;
8760
2
К ВVI = К В.IV + 2  К Н.IV  К ПЛ.IV.МАКС  К В.V 
2
58
  582 10 6  + 2  0,958
 582 10 6  3 10 6 о. е.
8760
Считаем, что одновременные плановые ремонты обеих цепей воздушной линии не производятся. Плановые ремонты секционного выключателя
напряжением 6–10 кВ производятся без перерыва электроснабжения, т. к.
на время ремонта он может быть отделён от схемы разъединителями или
выкачен на тележке из ячейки. Тогда
ωI = ω213 + 0,6  ω11 = 0,05 + 0,6  0,005 = 0,053 год 1 ;
ω Т
+ 0,6  ω11  Т В11
0, 05 14  0, 6  0, 005 10
К В.I = 213 В.2-13
=
= 324 106 о. е.
8760
8760
Для остальной части схемы показатели надёжности те же, что и для
первого варианта:
ωVII = 0,000318 год 1;
К ВVII = 106 о. е.
Результирующие показатели надёжности второго варианта:
ωVIII = ωVI + ωI + ωVII = 0,00005 + 0,053 + 0,000318  0,0533 год 1;
К ВVIII = К ВVI + К ВI + К ВVII = 3 106 +324 106 + 106 = 328 106 о. е.
Недополучение электроэнергии в аварийных режимах составит
ΔW2 = WГ  К В.VIII  5 108  328 106  163400 кВт  ч.
Ожидаемый ущерб от перерывов электроснабжения
У2 = ΔW2  УО = 163400  0,44 = 71940 руб.
Структурная схема надёжности СЭС по третьему варианту и её преобразования показаны на рис. 8.12.
168
ПС 110 кВ
В(1)
Л(2)
ИП
ИП
В(12)
1
12
Л2(13)
2
13
IV
ИП
ИП
V
I
VI
I
VIII
2-13
ОД1(3)
ОД2(7)
КЗ1(4)
КЗ2(8)
Т1(5)
Т2(9)
В1(6)
II
11
В2(10)
3
7
4
8
5
9
6
10
III
VII
П
П
П
в)
г)
д)
П
СВ(11)
а)
б)
Рис. 8.12. Электрическая схема и её структурные схемы надёжности
(вариант 3)
Показатели надёжности для этой схемы:
ωIV = ω1 + ω2 = 0,023 + 0,25 = 0,273 год 1 ;
ω  Т + ω2  Т В2
0, 023 100  0, 25 14
К В.IV = 1 В1
=
= 662 10 6 о. е.;
8760
8760
8760  К В.IV
8760  662 106
Т В.IV =
=
= 21,2 ч;
ωIV
0, 273
ωV = ω12 + ω13 = 0,0242 + 0,35 = 0,374 год 1;
ω  Т + ω13  Т В13
0, 0242 100  0,35 14
К В.V = 12 В12
=
= 835 10 6 о. е.;
8760
8760
8760  К В.V
8760  835 106
Т В.V =
=
= 19,6 ч.
ωV
0,374
Производим параллельное сложение блоков V и VI с учетом их плановых отключений:
ωVI = ωIV  КВ.V + ωV  КВ.IV + μ IV.МАКС  КН.IV  КВ.V + μ V.МАКС  КН.V  КВ.IV ;
К Н.IV = 1  е
К Н.V = 1  е


Т ПЛ.IV.МАКС
Т В.V
Т ПЛ.V.МАКС
Т В.IV
=1  е
=1  е
169


130
19,6
130
21,2
= 0,9987;
= 0,9978;
ωVI = 0,273  835 106 + 0,374  662 106 +5  0,9987  835 106 +
+5  0,9878  662 106  0,00795 год1;
К В.VI = КВ.IV  КВ.V + КН.IV  КПЛ.IV.МАКС  КВ.V + КН.V  КПЛ.V.МАКС  К В.IV 
58
58
= 662 106  835 106 +0,9987 
 835 10 6 + 0,9978 
 662 10 6 
8760
8760
6
 7,8 10 о. е.
Надежность блока I определяется без учета плановых ремонтов, т. к.
секционный выключатель во время ремонта отделяется от сети:
ωI = 0,6  ω11 = 0,6  0,005 = 0,003 год 1;
0,6  ω11  Т В11
0, 6  0, 005 10
К В.I =
=
= 3,4 10 6 о. е.
8760
8760
Показатели надёжности блока VII определялись при расчёте первого
варианта:
ωVII = 0,000318 год 1;
К ВVII = 106 о. е.
Результирующая надёжность схемы третьего варианта:
ωVIII = ωVI + ωI + ωVII = 0,00795 + 0,003 + 0,000318 = 0,011268 год 1;
К ВVIII = К ВVI + К ВI + К ВVII = 7,8 106 +3,4 106 + 106 = 12,2 106 о. е.
Ожидаемое недополучение электроэнергии от перерывов электроснабжения
ΔW3 = WГ  К В.VIII  5 108 12, 2 106  16100 кВт  ч.
Ожидаемый ущерб
У3 = ΔW2  УО = 6100  0,44 = 2684 руб.
Определяем затраты на сооружение и эксплуатацию СЭС по вариантам.
Считаем, что во всех вариантах применяется типовая подстанция с двумя
трансформаторами стоимостью 342840 руб. Изменения в капитальных затратах по вариантам связаны с изменением числа линий и установкой дополнительных выключателей на головных участках линий. Показатели
стоимости воздушных линий и выключателей напряжением 110 кВ приведены в табл. 8.6.
Капитальные затраты на сооружение линий с установкой выключателей:
– для первого варианта
К1 = 6567  25 + 22290 = 186465 руб.;
– для второго варианта
К 2 = 8738  25 + 2  22290 = 263030 руб.;
– для третьего варианта
К 3 = 5555   25 + 35  + 2  22290 = 377880 руб.
170
Таблица 8.6
Стоимость с учётом
строительства и монтажных
работ
Элементы
Одноцепная линия на железобетонных
опорах с площадью сечения проводов, мм2:
150
70
Двухцепная линия на железобетонных опорах с площадью сечения проводов 70 мм2
Выключатель 110 кВ
6565 руб./км
5555 руб./км
8738 руб./км
22290 руб.
Эксплуатационные расходы определяются исходя из следующих допущений: во-первых, затраты не эксплуатацию подстанции не учитываются,
они во всех вариантах одинаковы; во-вторых, для воздушных линий не
учитывается стоимость потерь электроэнергии (примем, что она примерно
одинакова во всех вариантах). Нормы амортизационных для воздушных
линий составляют 3,5 %, для выключателей – 9 %.
Эксплуатационные расходы по вариантам:
И1 = 6567  25  0,035 + 22290  0,09 = 7752 руб.;
И2 = 8738  25  0,035 + 2  22290  0,09 = 11658 руб.;
И 3 = 5555   25 + 35   0,035 + 2  22290  0,09 = 15678 руб.
Суммарные, учитываемые в расчете затраты по вариантам:
З1 = ЕН  К1 + И1 + У1 = 0,12 186465 + 7752 + 146630 = 176758 руб.;
З2 = ЕН  К2 + И2 + У2 = 0,12  263030 + 71940 + 11658 = 115161 руб.;
З3 = ЕН  К3 + И3 + У3 = 0,12  377880 + 15658 + 2684 = 63688 руб.
Оптимальным является третий вариант, отвечающий минимуму приведённых затрат.
8.3.5. Сравнительная оценка надёжности типовых подстанций
напряжением 35–110–220 кВ
Проведём сравнение типовых схем внешнего электроснабжения, применяемых на промышленных предприятиях (рис. 8.13 [12]). Большинство
сооружаемых в настоящее время ГПП имеют со стороны высшего напряжения упрощенную схему с отделителями и короткозамыкателями. Отказ
от установки масляного или воздушного выключателя дает экономию капитальных и эксплуатационных затрат, сокращает сроки сооружения подстанции. Перемычки на стороне высшего напряжения увеличивают маневренность коммутаций тупиковых подстанций, особенно, если их оборуду171
ют отделителем с приводом двухстороннего действия. На тупиковых подстанциях, выполненных в виде блока «радиальная линия – трансформатор», отделители можно не ставить.
2)
1)
4)
3)
5)
6)
Рис. 8.13. Сравнение типовых схем внешнего электроснабжения
При эксплуатации упрощенных подстанций выявились существенные
недостатки в работе отделителей и короткозамыкателей открытого исполнения. Время срабатывания этих аппаратов велико, что затрудняет автоматическое повторное включение головного выключателя и вызывает развитие возникшего в трансформаторе повреждения. Кроме того, включение
короткозамыкателя вызывает резкое снижение напряжения на питающей
подстанции. Если в качестве головного выключателя применен воздушный
выключатель напряжением 110–220 кВ, то установка короткозамыкателя в
зоне 0,5–6 км недопустима из-за километрического эффекта. В этой зоне
короткозамыкатель заменяют различными системами телеотключающего
импульса с сохранением за короткозамыкателем функции резервирования.
172
Применение телеотключающего импульса позволяет также избежать снижения напряжения, вызываемого включением короткозамыкателя.
В табл. 8.7 приведены показатели надёжности для схем, представленных на рис. 8.13.
Таблица 8.7
Схема
1
2
3
4
5
6
ωΣ ,
год–1
0,401
0,793
0,802
0,804
0,823
0,758
n,
год–1
0,3048
0,1160
0,0154
0,0164
0,1660
0,0250
ТВ,
ч
12,5
14,4
12,0
10,3
11,6
5,6
КВ,
о. е.
5,7·10–4
1,8·10–4
0,21·10–4
0,19·10–4
0,22·10–4
0,16·10–4
КПЛ,
о. е.
0,19
0,005
–
–
–
–
Вывод
Наилучшая по ωΣ
–
Наилучшая по n
–
–
Наилучшая по ТВ и КВ
Из анализа табл. 8.7 можно сделать следующие выводы. С увеличением
количества оборудования в схеме растёт значение суммарного параметра
потока отказов ωΣ. С точки зрения бесперебойности электроснабжения
(количества отключений n) лучшей является схема 3. Схема 6 лучшая с
точки зрения времени восстановления и коэффициента аварийного простоя, но она приблизительно в 10 раз дороже самой сложной из упрощённых схемы 5. Тупиковые подстанции ПП, выполняемые по схемам 3, 4, 5,
близки к оптимальному решению как с точки зрения бесперебойности, так
и экономичности.
8.4. Надёжность электрических сетей
внутреннего электроснабжения ПП
8.4.1. Особенности построения СЭС ПП
Значительное влияние на конфигурацию и состав структурных схем
надёжности распределительных сетей оказывают выключатели и их размещение в исходной электрической схеме. На рис. 8.14 показаны исходная
электрическая схема и структурная схема надёжности для потребителя П1.
Выключатели В2, ВЗ, В4 введены в структурную схему надёжности потребителя П1 последовательно, т. к. отказы этих выключателей, связанные с
протеканием токов КЗ, приводят к отключению головного выключателя В
и к перерыву питания потребителя П1. Элементы, расположенные ниже
выключателей В2, ВЗ, В4, на надёжность электроснабжения потребителя
П1 влияния не оказывают.
173
Блоки В2, ВЗ, В4 в структурной
схеме надёжности имеют метки в
В
В
виде точек, что означает возможКЛ ность замены времени восстановлеКЛ
ния ТВ элементов на время коммутаВ1
РП
ционных переключений ТК. Это свя10 кВ
В2* зано с тем, что при отказе, например,
Р4
Р1
Р3
Р2
выключателя В2, электроснабжение
В4
В3*
В1
В3
В2
потребителя П1 будет восстановлено
В4* не после ремонта этого выключатеКЛ1 КЛ2 КЛ3 КЛ4
КЛ1 ля, а после его отделения от сети
разъединителем Р2 или после выкаТ4
Т1
Т3
Т2
Т1
тывания тележки выключателя из
ячейки комплектного распределиВ5
В4
В5
В7
В6
тельного устройства.
П2
П3
П4
П1
П1
Восстановление электроснабжения потребителей при отказах элекб)
а)
Рис. 8.14. Принципиальная схема трических цепей зависит от времени
коммутационных переключений
и структурная схема надёжности
ТК = t О + t Р  n Р ,
(8.34)
где tО – время, необходимое для определения поврежденного элемента (для
распределительных устройств, например, tО ≈ 0,1–0,3 ч); tР – время, затрачиваемое на одну операцию включения или отключения одного коммутационного элемента (разъединителя, выключателя и т. д.), tР = 0,1–0,5 ч; nР –
число элементов, которые нужно отключить или включить для отделения
повреждённого участка сети и обеспечения электроснабжения остальных.
В электрической схеме (рис. 8.14) число операций при отказе выключателя В2 равно 2, т. е. отключают разъединитель Р2 (или выкатывают тележку этого выключателя) и включают головной выключатель В.
При рассмотрении надежности СЭС следует учитывать, что не любой
отказ выключателей (например, В2, ВЗ, В4, рис. 8.14) приводит к погашению напряжения на шинах потребителя. Отказы, выявляемые при осмотрах и составляющие около 40 % общего числа отказов выключателя, учитывать не нужно. Для них параметр потока внезапных отказов принимают
ω 'i = 0,6  ωi ,
(8.35)
где ωi – табличное (расчетное) значение параметра потока отказов для выключателя.
Выключателям В2, ВЗ, В4 в структурной схеме надёжности соответствуют блоки с метками и для них не учитывают показателя плановых ремонтов (μ и ТВ) – эти ремонты не приводят к перерыву электроснабжения
потребителя П1.
ГПП 10 кВ
ГПП
174
При составлении структурных схем надёжности в них можно не включать блоки, соответствующие разъединителям, т. к. их надежность очень
высока, и обычно числом отказов разъединителей пренебрегают или включают его в число отказов выключателя.
8.4.2 Радиальные схемы
ГПП
В
Повреждение любого элемента одной радиальной линии (рис. 8.15) вызывает отключение только
этой линии.
Коэффициент аварийного простоя низковольтного электроприемника П определяется выражением
ГПП
В
КЛ
КЛ
ВН
ВН
Т
n
Т
i
КВ =
В
В
П
а)
ω Т
П
б)
Рис. 8.15. Схема
i=1
Вi
,
(8.36)
8760
где ωi – параметр потока отказов i-го элемента радиальной линии; ТВi – время восстановления i-го
элемента радиальной линии.
8.4.3. Радиально-ступенчатые схемы
ГПП
1
ГПП
6
6
6
7
8
7
8
7
8
9
9
9
1
2
3
4
5
5*
5*
6
7
8
9
П1
П2
П3
П1
2
РП
10 кВ
5
5
3
4
5
а)
б)
Рис. 8.16 Радиально-ступенчатая
схема электроснабжения
Электрическая схема и структурная схема надёжности приведена на
рис. 8.16. В радиально-ступенчатой
схеме по сравнению с радиальной
появляется дополнительный элемент
– высоковольтный распределительный пункт 4, который обычно компонуется из комплектных распределительных шкафов.
При повреждении в сети любого
из элементов 1–5 вся система отключается одним из выключателей 1
или 3. Однако при отказе выключателей 5 других линий следует учитывать только часть их отказов (см.
п. 8.4.1). Если повреждается один
или несколько элементов 6–9, то выключателем 5 отключается соответствующая радиальная линия, а
175
остальная часть схемы остаётся под напряжением. Коэффициент аварийного простоя одной радиально-ступенчатой схемы
5
ω Т
i
КВ =
9
Вi
+0,6   n  1  ω5  Т В5 + ωi  Т Вi
i=1
i=6
,
(8.37)
8760
где n – число радиальных линий, питающихся от высоковольтного распределительного пункта
8.4.4. Магистральные схемы
Надёжность электроснабжения магистральных схем зависит от способа
присоединения трансформаторных подстанций к линии, а также от типов
коммутационных аппаратов. Рассмотрим три случая:
1. Ответвления присоединяются к магистральной линии без коммутационных аппаратов (рис. 8.17, в). В этом случае повреждение любого элемента будет вызывать отключение всей магистрали. Коэффициент аварийного простоя одного ответвления будет обусловлен суммой коэффициентов аварийного простоя элементов всех ответвлений:
6
6
i=1
i 3
i=3
 ωi  Т Вi +  n  1   ωi  Т Вi
КВ =
(8.38)
,
8760
где n – число ответвлений от магистральной линии.
2. В местах присоеди1 2
3
3
нения ответвлений к магистральной линии установГПП
в)
4
4
4
лены разъединители (рис.
5
5
5
8.17, г). Ответвления с повреждёнными элементами
г)
6
6
6
будут отключаться вруча)
П1
П2
П3
ную за время tP4, (время
отключения разъединителя
ГПП
П1
4). Коэффициент аварийб)
1 2 3* 4* 3* 4* 4 5 6
ного простоя одного ответвления
обусловлен
Рис. 8.17. Магистральная схема
суммой
коэффициентов
аварийного простоя: элементов магистрали 1, 2, элементов данного ответвления 4, 5, 6, элементов
3, 4 других участков магистрали и суммой приведенных коэффициентов
аварийного простоя элементов 5, 6 других ответвлений
176
6
 4

ωi  Т Вi +  n  1    ωi  Т Вi + ωi  t Р4 

i=1
i=5
 i=3

6
КВ =
i 3
(8.39)
.
8760
3. В местах присоединения ответвлений к магистральной линии установлены выключатели с максимальной токовой защитой или выключатели
нагрузки с предохранителями (рис. 8.17, а). В этом случае повреждение
любого элемента чужого ответвления будет приводить к автоматическому
отключению этого ответвления. Коэффициент аварийного простоя электроприемника П1
6
4
 ω  Т +  n  1   ω  Т
Вi
i
КВ =
i
i=1
i 3
Вi
i=3
8760
.
(8.40)
8.4.5. Схема одиночных магистралей
с секционированием их разъединителем
Надёжность такой схемы (рис.
8.18) выше надёжности схемы с
5
5
А
одиночными не секционированными
магистралями. В этой схеме созда6
6
4
ется возможность переключения
7
7
оборудования с повреждённой ма8
8
гистрали на исправную. Продолжительность аварийного простоя по1 2
3
3
требителя П1, питающегося от
сборных шин 0,4 кВ ТП, будет
5
5
Б
определяться временем восстанов6
6
ления ТВ отказавшего ответвления,
7
7
временем tP5, необходимым для отключения повреждённой части ма8
8
гистрали, и временем tР4, необходимым для включения секционного
Рис. 8.18. Схема одиночных
аппарата.
магистралей с секционированием
Коэффициент аварийного проих разъединителем
стоя
8А
2А


К В = { ωi  Т Вi +   ωi +  n-1   ω3А +2ω5А +ω6А    t Р5 +
i=6А
i=1А

(8.41)
2Б


+   ωi +  n-1   ω3Б +2ω5Б +ω6Б    t Р4 } / 8760.
i=1Б

1
2
3
3
177
Следует отметить, что времена tР4 и tР5 значительно меньше времени TВ,
за счёт чего и обеспечивается повышение надёжности.
8.4.6. Схема питания электроприёмников
от двух магистральных линий
В этой схеме (рис. 8.19) имеется возможность переключения питания
оборудования напряжением 380 В с отказавшей магистралью А или Б на
исправную.
Коэффициент аварийного простоя КВ оборудования, подключённого к
линии 1, питаемой от магистрали А, будет определяться суммой коэффициентов аварийных простоев элементов других линий, присоединённых к
той же магистрали А, с учетом переключения их на магистраль Б, и коэффициента одновременного аварийного простоя обеих магистралей:
380 В
ТП
1
2
3
Рис. 8.19. Схема
L
i=1
j=3
К В =  К Вi +  К Вj + К В2 ,
А
Б
К
(8.42)
где К – число элементов, присоединённых
к линии 1; L – число элементов других
линий, присоединённых к магистрали А.
Коэффициент одновременного аварийного простоя двух магистралей
К 2В = К В.А + К В.Б .
(8.43)
Тогда можно записать

 К
  L
ωi  Т Вi +t Р   ω j +   ωi  Т Вi     ω j  Т Вj 

i=1
j=1
 i=1
  j=1
.
КВ =
8760
К
L
(8.44)
8.5. Повышение надёжности электроснабжения ПП
8.5.1. Требования к надёжности электроснабжения
потребителей электроэнергии
Учёт надёжности при планировании развития СЭС ПП и при проектировании её отдельных звеньев, а также в условиях эксплуатации состоит в
том, чтобы при известной надёжности элементов обеспечить оптимальную
с народнохозяйственной точки зрения надёжность электроснабжения потребителей.
Надёжность СЭС ПП закладывается на стадиях проектирования. Правила устройства электроустановок (ПУЭ) [38] являются основным доку178
ментом, в соответствии с которым принимаются решения при проектировании, сооружении и эксплуатации электроустановок. В ПУЭ предписываются основные технические способы обеспечения необходимого уровня
надёжности электроснабжения потребителей всех категорий.
Электроприёмники 1-й категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания (ИП), и перерыв электроснабжения при отказе одного из ИП допускается только на время автоматического восстановления питания. Независимыми ИП считаются две секции сборных шин подстанции при соблюдении требований: каждая из секций питается от отдельного источника и секции не связаны между собой,
либо эта связь автоматически отключается при нарушении нормальной работы одной из секций.
Для электроснабжения электроприёмников особой группы 1-й категории необходимо предусматривать питание от третьего независимого ИП.
Мощность этого ИП должна быть такова, чтобы обеспечить нормальное
функционирование только потребителей особой группы или безаварийный
останов соответствующего технологического процесса. Время ввода третьего ИП определяется технологическими особенностями производства и
может изменяться от долей секунды до нескольких минут.
Электроприёмники 2-й категории должны питаться от двух независимых ИП, но в отличие от потребителей 1-й категории допускается перерыв
электроснабжения на время ввода резервного питания вручную. Допускается питание этих электроприёмников по одной воздушной линии, или по
одной кабельной линии, состоящей не менее чем из двух кабелей, присоединенных к одному общему коммутационному аппарату, или от одного
трансформатора при наличии централизованного резерва трансформаторов. Такое допущение возможно, если аварийный ремонт линий или замена трансформатора будут осуществлены за одни сутки.
Электроприёмники 3-й категории могут питаться от одного ИП при
условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта линий или замены повреждённого элемента СЭС, не превышают одних суток.
8.5.2. Направления повышения надёжности электроснабжения
Основные направления повышения надёжности электроснабжения потребителей [19, 54]:
1. Создание рациональных схем электроснабжения, обладавших повышенной степенью надёжности.
2. Повышение надёжности элементов СЭС.
3. Совершенствование или внедрение устройств электроавтоматики и
применение телемеханики.
4. Улучшение эксплуатационного обслуживания СЭС.
179
5. Применение мониторинга технического состояния оборудования
СЭС.
Кроме перечисленных направлений повышения надёжности СЭС следует отметить некоторые факторы, влияющие на надёжность:
1. Качество электрической энергии.
2. Правильный выбор режима нейтрали электрических сетей.
3. Оптимизация токов короткого замыкания.
Рассмотрим подробнее указанные направления и факторы повышения
надёжности СЭС ПП.
Разработка рациональных схем электроснабжения. Важным
направлением мероприятий по повышению надёжности электроснабжения
является разработка принципиально новых рациональных схем электроснабжения, реконструкция и модернизация существующих. Основную долю аварийных отключений в СЭС вызывают повреждения питающих линий, поэтому нужно стремиться приближать ИП к крупным электроприёмникам или узлам нагрузки.
На всех ступенях СЭС нужно применять простейшие схемы электрических соединений с минимальным количеством коммутационных аппаратов
на стороне высшего напряжения, а также использовать минимальное количество и минимальную протяженность кабельных линий.
Из анализа схем электроснабжения известно, что наиболее надёжны радиальные и радиально-ступенчатые схемы. Однако радиальные линии характеризуются большим количеством кабелей, отходящих от ГПП и РП.
Менее надёжны магистральные схемы. Распределение электроэнергии от
ГПП и РП на напряжении 6–10–35 кВ на больших энергоёмких предприятиях должно осуществляться с помощью токопроводов.
При построении схем электроснабжения потребителей 1-й и 2-й категорий должно проводиться глубокое секционирование во всех звеньях СЭС
от узловой подстанции энергосистемы до цеховых электрических сетей
напряжением 380 В.
Кардинальным средством повышения надёжности СЭС является введение резервных связей и коммутационных аппаратов, позволяющих выделять повреждённый участок и тем самым обеспечивать питание других потребителей. Следует отметить, что никакие мероприятия из снижающих
число повреждений электрооборудования и время его восстановления в
принципе не могут довести до нуля недоотпуск электроэнергии, т. к.
предотвратить все повреждения невозможно, а время восстановления не
может быть меньше времени ремонта или замены повреждённого элемента. Резервирование – единственное мероприятие, которое может снизить
до нуля недоотпуск электроэнергии. Одновременно это мероприятие даёт
возможность выполнять плановые ремонты и преднамеренные отключения
без обесточения потребителей. Но повышения надёжности СЭС за счёт резервирования можно добиваться не беспредельно: многократное резерви180
рование не всегда приводит к существенному повышению надёжности и в
то же время требует значительных капитальных вложений и последующих
эксплуатационных затрат. Поэтому в ряде случаев экономически целесообразно отказаться от дорогостоящего резервирования в СЭС и повысить
надёжность технологического процесса, например, ввести технологическое
резервирование.
Повышение надёжности элементов СЭС. Принципиально новые
конструктивные решения элементов СЭС, например, применение комплектных распределительных устройств с элегазовой или вакуумной изоляцией, кабелей с твёрдой изоляцией напряжением 110 кВ и более, вакуумных и элегазовых выключателей, силовых трансформаторов с литой
изоляцией и т. п., позволяют снизить общее число повреждений СЭС и
время её аварийного восстановления. Новые типы электрооборудования
могут использоваться не только при проектировании и реконструкции
СЭС, но и при её модернизации.
Надёжность работы электрооборудования во многом определяется качеством технического обслуживания и ремонта, которое зависит от квалификации электротехнического персонала, а также от его оснащения техническими средствами.
Существенным мероприятием является выявление элементов СЭС с
пониженным уровнем надёжности путём статистической обработки данных работы СЭС, что в последующем используется при разработке новых
типов и конструкций элементов.
Применение устройств релейной защиты и автоматики. Надёжность работы СЭС повышается при широком использовании автоматики
нормального режима и быстродействующей автоматики аварийных режимов.
Автоматика нормального режима обеспечивает соответствующее качество электроэнергии путём регулирования напряжения (регуляторы реактивной нагрузки синхронных компенсаторов, напряжения силовых трансформаторов, мощности конденсаторных батарей и др.).
Автоматика аварийных режимов состоит из устройств релейной защиты, действующей на отключение повреждённых элементов при коротких
замыканиях, автоматики аварийного ввода резерва (АВР) и автоматики повторного включения (АПВ) элементов системы после их автоматического
отключения. Действие этой автоматики, с одной стороны, локализует масштабы повреждений оборудования, а с другой стороны, повторным включением или вводом резерва сокращает продолжительность внезапных перерывов электроснабжения.
Разновидностью автоматики аварийных режимов является противоаварийная автоматика. В её состав входят устройства автоматической разгрузки по частоте (АЧР), току и др.
181
Использование средства телемеханики значительно сокращает время,
затрачиваемое оперативным персоналом на технологические переключения как при ликвидации аварий в СЭС, так и при восстановлении нормального режима её работы.
Улучшение эксплуатационного обслуживания СЭС. На стадиях конструирования и изготовления оборудования и проектирования СЭС закладываются только основы надёжного электроснабжения. От того, как организована и ведётся эксплуатация, зависит, насколько близко к оптимальному осуществляется реализация заложенных в СЭС возможностей.
Эксплуатационное обслуживание СЭС – это комплекс взаимосвязанных
воздействий по поддержанию и восстановлению состояния её элементов в
пределах, обеспечивающих заданные показатели надёжности при помощи
соответствующих материально-технических ресурсов. Рациональная эксплуатация СЭС способствует сокращению числа и продолжительности
аварийных и плановых отключений потребителей.
Как показывает статистический анализ работы СЭС, большая часть
всех повреждений происходит по прямой вине обслуживающего персонала
из-за недостаточного уровня технического обслуживания и ремонта СЭС.
Поэтому нужно уделять большее внимание повышению культуры эксплуатации СЭС.
Основным мероприятием сокращения числа аварийных отключений
является оптимизация периодичности планово-предупредительных ремонтов. Важное значение имеет также организация сезонности выполнения
работ, что способствует снижению потока отказов в соответствующие периоды года.
Существенное значение имеет организация комплексных ремонтов
оборудования СЭС, которая заключается в одновременном выполнении
серии ремонтных работ на данной линии или подстанции. Это значительно
сокращает суммарную продолжительность планового простоя оборудования в течение года. Для сокращения продолжительности ремонтных работ
нужно применять специальную технику и приспособления. Кроме того,
проведение ремонтных работ следует планировать на нерабочие смены или
выходные дни.
Применение мониторинга технического состояния оборудования
СЭС. В последнее время начинает разрабатываться профилактическая защита (различного рода устройства диагностирования и мониторинга), которые сообщают информацию о состоянии того или иного элемента СЭС и
о возникающей опасности его повреждения (см. раздел 10).
Факторы, влияющие на надёжность СЭС. Качество электроэнергии
существенно влияет на экономичные режимы работы электроустановок, их
производительность, на качество выпускаемой продукции. Это влияние
тем глубже, чем выше степень электрификации производственных процессов, а также чувствительность электроприёмников к качеству электроэнер182
гии. В последнее время резко возросла доля нагрузок со специфическим
режимом потребления электроэнергии: ударные и резкопеременные
нагрузки, нагрузки преобразовательных установок, однофазные нагрузки и
др. Нормальная работа электроприёмников определяется величиной подведённого напряжения. Кратковременное ухудшение режима напряжения
может быть вызвано большими потерями напряжения в элементах СЭС изза протекания токов КЗ, либо при включении мощных электроприёмников
или при пуске крупных электродвигателей.
Электроснабжение потребителей будет ненадёжным, если отклонение
или колебание напряжения UП, подведённого к зажимам электроприёмников или устройствам его управления, окажется ниже технически
допустимой нормы UТ.Н на время t, превышающее критическое значение
tКР для данного электроприёмника. Условие ненадёжной работы потребителя можно сформулировать так
UП  UТ.Н при t > t КР .
(8.45)
Наиболее чувствительны к таким режимам осветительные приборы,
например, газоразрядные лампы, некоторые виды контакторов, питаемые
на оперативном переменном токе. Значительные отклонения напряжения
грозят вызвать торможение и последующий неудачный самозапуск ответственных электродвигателей и развал технологического процесса. Чувствительно к колебаниям напряжения оборудование, в состав которого
входят электронные схемы: ЭВМ, станки с ЧПУ, тиристорные преобразователи и пр.
В результате неисправностей в энергосистемах может возникать дефицит активной мощности, что ведет к снижению частоты и последующему
отключению части потребителей при срабатывании AЧР.
Выбор режима нейтрали электрической сети оказывает существенное
влияние на надёжность электроснабжения потребителей. В электрических
сетях с глухо заземленной нейтралью любое повреждение изоляции одной
из фаз относительно земли приводит к прекращению электроснабжения
потребителей. В сети же с изолированной нейтралью при таком повреждении электроснабжение потребителя сохраняется, однако при значительных
токах однофазного замыкания на землю происходит дальнейшее разрушение изоляции фаз с последующим появлением КЗ и аварийным отключением потребителя. Электрическая сеть с компенсированной нейтралью
позволяет нормально осуществлять электроснабжение потребителей с токами однофазного замыкания на землю до 100 А, а в некоторых случаях и
более. В некоторых электрических сетях с малыми токами однофазного
замыкания на землю возможно применение резистивного заземления
нейтрали.
Оптимизация токов короткого замыкания предусматривает при их увеличении повышение качества электрической энергии, а при их уменьше183
нии – ограничение повреждения элементов СЭС. Следовательно, выбор
параметров токов КЗ должен производиться с учётом возможных ущербов
от возникновения КЗ и времени аварийного восстановления СЭС.
Выбор метода повышения надёжности СЭС ПП представляет собой
техническую и экономическую задачи. Он определяется в условиях проектирования современным или предполагаемым состоянием электротехники,
а в условиях эксплуатации – конкретными возможностями ПП. В ряде случаев целесообразно использовать одно направление повышения надёжности, в других – комплекс мероприятий.
Заключение. Наука о надёжности в своём развитии за короткий промежуток времени достигла значительных результатов. Она получила всеобщее признание тех, кто создаёт и эксплуатирует современные электротехнические устройства. Это вполне естественно, т. к. без рекомендаций теории надёжности не только трудно, но и часто невозможно решать сложные
задачи обеспечения нормального функционирования современных СЭС
ПП.
С развитием техники будет непрерывно развиваться и наука о надёжности. На современном этапе можно указать следующие основные
направления развития в области теории и практики надёжности: во-первых, дальнейшая разработка теории надёжности и новых инженерных методов расчёта, моделирования, автоматизации контроля и диагностики,
эксплуатации электротехнических установок, во-вторых, создание высоконадёжных как элементов, так и самих СЭС ПП.
9. ОПЕРАТИВНЫЕ ПЕРЕКЛЮЧЕНИЯ
В СИСТЕМАХ ЭЛЕТРОСНАБЖЕНИЯ
9.1. Общие положения
Системы электроснабжения промышленных предприятий и городов
выполняют таким образом, чтобы соединение отдельных элементов и разных электрических аппаратов можно было осуществлять в различных сочетаниях. Такая необходимость возникает в нормальных условиях, при
выключении и отключении оборудования, изменении режима работы, производстве испытаний и ремонтов электрооборудования, ликвидации аварий, при пожарах и несчастных случаях. Изменения, осуществляемые в системе электроснабжения с помощью коммутационных аппаратов, называются оперативными переключениями.
Оперативное состояние системы электроснабжения зависит от положения коммутационных аппаратов, которые предназначены для его включения и отключения. Электрическое оборудование (трансформаторы, коммутационные аппараты, кабельные и воздушные линии, токоведущие части и
т. д.) может находиться в одном из следующих оперативных состояний
[48]:
– в работе, в том числе в автоматическом резерве, под напряжением;
– резерве;
– ремонте;
– в консервации.
Оборудование считается находящимся в работе, если коммутационные аппараты в его цепи включены и образована или может быть автоматически образована замкнутая электрическая цепь между источником питания и приёмником электроэнергии. Оборудование считается находящимся в автоматическом резерве, если оно отключено только выключателями, имеющими автоматический привод на включение, и может быть
введено в работу действием автоматических устройств. Оборудование
считается находящимся под напряжением, если оно подключено коммутационными аппаратами к источнику напряжения (силовой трансформатор на холостом ходу, линия электропередачи, включённая со стороны питающей её подстанции и т. д.). Конденсаторы связи, разрядники, ограничители перенапряжений, трансформаторы напряжения и другое оборудование, жёстко (без разъединителей) подключённые к источнику питания и
находящиеся под напряжением, считаются находящимися в работе.
Оборудование считается находящимся в резерве, если оно отключено
коммутационными аппаратами и возможно включение его в работу с помощью этих коммутационных аппаратов.
Оборудование считается находящимся в ремонте, если оно отключено коммутационными аппаратами, снятыми предохранителями или рас185
шиновано, заземлено и подготовлено в соответствии с требованиями правил безопасности к производству ремонтных работ.
Оперативные переключения – это перевод системы электроснабжения
или какой-то её части из одного оперативного состояния в другое. Изменением оперативного состояния системы электроснабжения в нормальном
режиме руководит персонал (диспетчер), в оперативном управлении которого находится электрическое оборудование, а также средства защиты и
автоматики.
Все переключения в системах электроснабжения выполняются в соответствии с инструкциями [36, 37, 47, 48]. Переключения в электроустановке разрешается выполнять оперативному персоналу, знающему её схему,
расположение оборудования и устройств РЗА, обученному правилам выполнения операций с коммутационными аппаратами и ясно представляющему последовательность переключений, прошедшему проверку знаний
правил технической эксплуатации, правил безопасности и производственных инструкций.
Особенность оперативной работы состоит в том, что оперативные переключения производятся в действующих электроустановках, где малейшая ошибка может вызвать аварию или привести к несчастному случаю. К
оперативному обслуживанию допускаются только специально подготовленные лица, способные быстро ориентироваться в нормальных и аварийных ситуациях и принимать правильные решения. Поэтому оперативный
персонал, помимо соответствующей технической подготовки, должен ещё
обладать высокими деловыми и личными качества – быть внимательным,
дисциплинированным, выдержанным, а также должен чётко выполнять
требования правил техники безопасности [36].
Переключения в электроустановках напряжением выше 1 кВ выполняются по бланкам переключений или программам [37, 48]. При производстве переключений замена бланков переключений какими-либо другими
оперативными документами не допустима. Для каждой электроустановки
разрабатываются свои перечни возможных видов переключений. Не реже
одного раза в год перечень переключений пересматривается. Типовые
бланки переключений разрабатываются заранее, и они составляются на
сложные переключения. К сложным относятся переключения, требующие
строгой последовательности операций с коммутационными аппаратами,
заземляющими разъединителями и устройствами релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики.
В электрических сетях напряжением выше 1 кВ все сложные переключения должны производиться двумя лицами. Одно лицо непосредственно
производит переключения, а второе – осуществляет контроль за правильностью и последовательностью производимых операций. Контролирующим лицом при производстве переключений является старший по должности и квалификации.
186
При выполнении оперативных переключений проводят организационные и технические мероприятия [36, 37, 48].
Примечание. В данном разделе рассматриваются только требования к
выполнению оперативных переключений. Вопросы охраны труда, организации и проведения переключений рассматриваются в других дисциплинах. Кроме того, они рассмотрены в нормативной и специальной технической литературе [20, 25, 36, 37, 47, 48, 53 и др.].
9.2. Оперативные блокировки
Ошибочные операции с разъединителями, разъёмными контактами выкатных тележек КРУ, заземляющими ножами приводят к авариям и
несчастным случаям с персоналом, принимавшим участие в переключениях. Оперативная блокировка рассматривается как дополнительное средство, предотвращающее выполнение ошибочных операций с коммутационными аппаратами и заземляющими ножами в процессе всех переключений в электроустановках.
На основании многолетнего опыта эксплуатации было установлено, что
ни знания оперативным персоналом производственных инструкций, ни
предупреждающие плакаты и надписи, ни различного рода сигнальные
устройства не являются достаточной гарантией против ошибок, допускаемых при переключениях. Для предотвращения неправильных операций в
РУ применяют блокирующие устройства между выключателями и разъединителями и между разъединителями и заземляющими ножами. Блокировка обеспечивает выполнение операций данным аппаратом в зависимости от положения других элементов СЭС.
Блокировка заземляющих ножей предназначается для предотвращения
следующих ошибочных операций [48]:
– включения заземляющих ножей на шины и участки присоединений,
находящиеся под напряжением;
– включения находящихся под напряжением разъединителей на секции,
системы сборных шин, участки присоединений, заземлённые с помощью
заземляющих ножей;
– подачи напряжения выключателем на заземлённые с помощью заземляющих ножей участки шин.
Блокировка выключателей с разъединителями контролирует действия
персонала с коммутационными аппаратами, разрешая выполнение операций в определённой последовательности. В случае нарушения установленной последовательности операций блокировка запрещает их выполнение.
Если блокировка не разрешает проведение какой-либо операции, кажущейся на первый взгляд правильной, переключения следует прекратить
и проверить:
– правильность выбранного коммутационного аппарата;
187
– положение всех тех коммутационных аппаратов, операции с которыми должны были предшествовать проводимой операции;
– целостность предохранителей в цепях блокировки и исправность
электромагнитного или иного ключа.
Если проверка не даст никакого результата, персонал должен возвратиться на щит управления и сообщить о невозможности выполнения операции диспетчеру, отдавшему распоряжение о переключении.
Схемы электроснабжения должны быть оборудованы оперативной блокировкой безопасности при коммутации выключателей, разъединителей,
выключателей нагрузки, выкатных или выдвижных тележек комплектных
распределительных устройств с учётом наличия в этих схемах различного
рода заземляющих ножей [37, п. 5.4.10; 38, п. 4.2.27]. Рассмотрим разные
виды оперативных блокировок.
1. Механическая блокировка применяется в случае (рис. 9.1), когда основные контакты разъединителей или выключателей нагрузки и заземляющие ножи представляют единую конструкцию (она является наиболее
простой). Основные контакты и заземляющие ножи имеют разные ручные
или электрические приводы. При механической блокировке с помощью
системы стержней или рычагов приводы взаимно блокируются, что исключает возможность, во-первых, включения заземляющих ножей при
включённых основных контактах, во-вторых, включение основных контактов при включённых заземляющих ножах. На разъединителях заземляющие ножи могут располагаться с одной или с двух сторон. Отметим, что
механические блокировки применяются на одном коммутационном аппарате (разъединителе, выключателе нагрузки и др.) или в пределах одной
ячейки КРУ.
QS
а)
QW
QS
в)
б)
QW
г)
Рис. 9.1. Схемы разъединителей и выключателей нагрузки
Примечание. Для разъединителей с электродвигательным приводом
должна быть предусмотрена электромагнитная блокировка, исключающая
неправильные оперативные переключения при дистанционном управлении
разъединителями [40].
В комплектных распределительных устройствах с выкатными или выдвижными тележками оперативная механическая блокировка запрещает:
– выкатывание тележек из рабочего в ремонтное положение или вкатывание в рабочее положение с включённым выключателем;
188
– включение заземляющих ножей, если тележка с выключателем находится в рабочем положении, а также не позволяет вкатывать в рабочее положение тележки при включённых заземляющих ножах.
Кроме оперативной блокировки в КРУ выкатного или выдвижного исполнения имеются автоматические шторки, закрывающие доступ в отсек
неподвижных разъединяющихся контактов при выкатывании из ячейки тележки выключателя.
Современные разъединители напряжением 110 кВ и выше оснащают
вспомогательными контактами, что позволяет осуществлять контроль оперативного положения основных контактов и заземляющих ножей и организовать другие более сложные виды оперативных блокировок.
2. Механическая замковая блокировка реализуется посредством установки на приводах выключателей и разъединителей механических блокзамков с одним общим ключом (рис. 9.2). При включённом положении выключателя и разъединителей ключ вставлен в замок выключателя и может
быть вынут из замка только после его отключения. Замки, установленные
на приводах разъединителей во включённом положении, фиксируют привод и не позволяют отключать разъединители. Для того чтобы открыть замок разъединителя, надо вынуть ключ из замка выключателя, что возможно лишь в отключённом положении. Если замок разъединителя открыт
ключом, оперировать разъединителем можно, не вынимая ключа. Если же
ключ из замка вынуть, привод остаётся в положении «включено» или «отключено», и операции с ним производиться не могут.
На рис. 9.2. показан пример выполнения
1СШ 10 кВ
механической замковой блокировки. Каждый
2
разъединитель и выключатель имеют свой заQS2
порный замок, который состоит из корпуса 3
и подвижного стержня с выступающей ча3
стью 1. Стержень входит в стопорное отвер2
стие привода 2 блокируемого аппарата. На
Q
втором конце подвижного стержня, который
1 находится внутри корпуса, имеются специ3
альные выступы, соответствующие прорезям
2
4 переносного ключа 4. Ключ может быть
вставлен в замок или вынут из него только в
QS1
конечных положениях привода, когда фикси3
рующий стержень входит в предназначенное
для него отверстие.
Рис. 9.2. Механическая
Порядок работы блокировки при отклюзамковая блокировка
чении присоединения следующий. Нормально
ключ находится в замке выключателя Q. Вынуть его можно только после отключения выключателя. При снятии ключа
фиксирующий подвижный стержень замка запирает привод выключателя в
189
отключённом положении. После этого вынутым ключом производят отпирание замка линейного разъединителя QS1 – вставляют ключ в отверстие
корпуса, зацепляют подвижный стержень и вытягивают его поворотом
ключа. Затем отключают линейный разъединитель QS1. После отключения
разъединитель запирают замком в новом положении, а ключ освобождают.
Аналогично производят операции и с шинным разъединителем QS2.
3. Электромеханическая блокировка (блокировка Гинодмана) реализована на том же принципе, что и механическая замковая блокировка. Отличие заключается в том, что замок выключателя устанавливается не на
его приводе, а на щите управления, т. е. управление выключателем осуществляется дистанционно. Тем самым блок-замок и цепи управления выключателем связаны электрически – при отключении выключателя, на обмотку электромагнита блок-замка подаётся напряжение, сердечник втягивается, и ключ может быть высвобожден. Дальнейший обмен ключами
производится аналогично механической замковой блокировке.
4. Электрическая блокировка применяется в распределительных
устройствах с электродвигательными приводами разъединителей и выключателей. Принцип действия этой блокировки заключается в том, что в цепи
управления приводом разъединителя имеется контакт положения выключателя, т. е. при включённом положении выключателя цепь управления
приводом разъединителя разомкнута, при отключении выключателя контакт замыкается и в цепь подаётся напряжение.
5. Электромагнитная блокировка на сегодняшний день является
наиболее распространённой. На приводах разъединителей устанавливаются электромагнитные замки, к которым через блок логики подаётся напряжение. Открытие замка производится с помощью переносного электромагнитного ключа, представляющего собой катушку. При наличии напряжения на контактах замках на катушку подаётся напряжение, создаваемое
поле намагничивает сердечник, который притягивает к себе шток замка,
после чего последний может быть открыт.
6. Программная (логическая) блокировка – это блокировка нового поколения. Она реализуется с помощью микропроцессорных устройств. Основным элементом программной блокировки является блок логики, представляющий собой программу, которая разрабатывается для каждой конкретной подстанции, в соответствии с её первичной схемой коммутации. В
микропроцессорный терминал приходят сигналы о положении разъединителей, заземляющих ножей, выключателей, производится обработка сигналов по заданному алгоритму и на выходе терминала формируется сигнал о
разрешении или запрете проведения определённой операции. В случае
разрешения к замку соответствующего коммутационного аппарата подаётся напряжение.
7. «Конструктивные» блокировки начинают применять на новых видах коммутационных аппаратах, в которых с помощью конструктивных
190
решений исключается возможность одновременного выполнения двух
операций – включение основных контактов и заземляющих ножей (рис.
9.3, а). Подвижный контакт коммутационного аппарата может занимать
последовательно три положения: замыкание силовой цепи; нейтральное
положение; включение заземляющих ножей.
QW
Q
а)
б)
в)
Рис. 9.3. Конструктивное разделение операций
г)
На рис. 9.3, б–г показан элегазовый выключатель компании Schneider
Electric, который устанавливается в распределительных ячейках типа RM6.
Подвижный контакт выключателя перемещается вертикально и может занимать три последовательных положения: в нижнем положении замыкается силовая цепь (б); среднее положение является нейтральным (в); в верхнем положении (г) подвижный контакт замыкается на заземляющую шину
(заземляется). Такая конструкция полностью исключает возможность заземления при включённом выключателе.
Указатель положения выключателя нагрузки или силового выключателя расположен непосредственно на управляющем валу, жёстко связанном с
подвижными контактами. Он однозначно и гарантировано указывает положение подвижных контактов.
В выключателях нагрузки серии SF (рис. 9.4), устанавливаемых в распределительных ячейках типа SM6 напряжением 6–20 кВ, в качестве дугогасящей и изоляционной среды используется элегаз. Три поворотных контакта помещены в корпус, заполненный элегазом с избыточным давлением
0,4 атмосферы. Коммутационный аппарат может находиться в одном из
трёх положений – «включён», «отключён» или «заземлён», представляя
собой естественную систему блокировок, которая исключает возможность
одновременного включения силовых контактов и заземляющих ножей.
191
Рис. 9.4. Выключатель нагрузки серии SF
В комплектных распределительных устройствах с элегазавой изоляцией (КРУЭ) напряжением 110 кВ,
выпускаемые компаниями АВВ и
Siemens, используются разъединители, подвижные контакты 1 которых
поворачиваясь имеют три рабочих
положения (рис. 9.5). В нижнем положении они замыкают силовую цепь
2, в отключённом состоянии занимают нейтральное положение, в верхнем положении соединяются с кон5
тактом 3 заземлителя. На рисунке дополнительно обозначено: 4 – барьерный изолятор; 5 – штекерное кабельное соединение.
Рассмотренные «конструктивные»
Рис. 9.5. Линейный разъединитель
блокировки принципиально исклюэлегазовой ячейки напряжением
чают возможность возникновения
110 кВ
ошибки оперативного персонала, при
которой одновременно включаются силовые контакты разъединителя и заземляющих ножей, ведущие к очень серьёзным последствиям.
4
3
1
2
9.3. Правила проведения оперативных переключений
9.3.1. Общие положения
Основным документом, регламентирующим организацию и порядок
переключений, их выполнение, переключения при переводе присоедине192
ний с одной системы шин на другую, при выводе оборудования в ремонт и
при вводе его в работу после ремонта и т. д., является «Инструкция по переключениям в электроустановках», утверждённая приказом Минэнерго
России от 30 июня 2003 г., № 266 [47].
Как было отмечено, электрическое оборудование систем электроснабжения может находиться в состоянии работы, ремонта, резерва, под
напряжением. Перевод оборудования из одного состояния в другое происходит в результате оперативных переключений коммутационных аппаратов. Оперативные переключения выполняют также при всевозможных изменениях режимов работы оборудования и при ликвидации аварий, когда
перевод оборудования из одного оперативного состояния в другое происходит автоматически – в результате действия релейной защиты и автоматических устройств.
Силовое электрооборудование и линии электропередачи могут находиться под напряжением или в автоматическом резерве только с включённой релейной защитой от всех видов повреждений. На время проведения
операций с разъединителями и выключателями, выкатными тележками
КРУ устройства АПВ шин, АВР секционных и шиносоединительных выключателей отключаются (выводятся из работы).
Операции с коммутационными аппаратами выполняются в последовательности, определяемой назначением этих аппаратов. При правильной
последовательности операций предупреждается возникновение аварийных
режимов в работе электроустановок, а также повреждений электрооборудования и нарушений электроснабжения потребителей.
Каждый электрик должен иметь чёткое понятие о каждом коммутационном аппарате и его назначении в схеме: выключателях высокого напряжения, разъединителях, заземляющих ножах, автоматических выключателях напряжением до 1000 В, рубильниках, предохранителях и т. д.
9.3.2. Действия с выключателями
Отключение и включение под напряжение и в работу присоединения,
имеющего в своей цепи выключатель, следует производить выключателем
и, как правило, дистанционно. Дистанционное управление выключателями
осуществляется обычно с щитов управления с помощью ключей или кнопок. Рядом с ключом (кнопкой) управления размещают сигнальные лампы,
сигнализирующие о положении выключателя. Колпачки ламп «Включено»
и «Отключено» отличаются по цвету. Чтобы включить выключатель, ключ
поворачивают в положение «Включить» и держат в таком положении до
загорания лампы «Включено». При отключении ключ поворачивают в положение «Отключить» и держат его в таком состоянии до загорания лампы
«Отключено». Одновременно дежурный наблюдает за показаниями соответствующих приборов (амперметров, вольтметров) [48].
193
После завершения той или иной операции с выключателем проверяют
его действительное положение, т. к. команда включения или отключения
может быть не выполненной. Проверка положения выключателя производится по механическому указателю (или какому-то специальному информационному элементу выключателя).
Выводимое из работы электрооборудование должно быть отключено со
всех сторон, откуда может быть подано напряжение. Для чего помимо выключателя (масляного, элегазового, вакуумного) следует отключить ещё
разъединители, выключатели нагрузки или снять плавкие предохранители.
В комплектных распределительных устройствах для этого выкатывают тележку с выключателем. Во избежание обратной трансформации напряжения силовыми и измерительными трансформаторами необходимо отключить их как со стороны высшего, так и низшего напряжения. В ряде случаев следует отсоединить от выводимого электрооборудования провода питающей линии.
9.3.3. Действия с выключателями комплектных
распределительных устройств
Как известно, выключатели в комплектных распределительных устройствах располагаются в ячейках на выкатных или выдвижных тележках, а
разъединители отсутствуют – их заменяют разъединяющие (штепсельные)
контакты, из которых верхние играют роль шинного разъединителя, а
нижние – линейного. Контакты отключаются (размыкаются) при выкатывании тележки, на которой установлен выключатель. Операция по выкатыванию тележки равнозначна операции с разъединителем.
В ячейках выкатного или выдвижного исполнения тележки выключателей могут занимать три положения:
– рабочее, при котором тележка с выключателем находится в ячейке;
контакты вторичных цепей (цепи управления) замкнуты; штепсельные
(разъёмные) контакты включены (находятся в соединении); выключатель
может находиться во включенном или отключенном положении;
– контрольное, когда тележка с выключателем выкачена из ячейки не
полностью; штепсельные контакты разомкнуты; контакты вторичных цепей остаются замкнутыми; в этом положении возможно опробование выключателя на включение и отключение;
– ремонтное, при котором тележка с выключателем полностью выкачена из ячейки, контакты всех цепей разомкнуты.
Выдвижную тележку с выключателем блокируют таким образом, чтобы
её нельзя было выкатить или вкатить при включённом положении выключателя, которое определяют по указателю, установленному на его валу.
Несмотря на наличие блокировки, прежде чем выкатывать или вкатывать тележку, нужно убедиться в отключённом положении выключателя.
194
До операции с тележкой должен быть отключен оперативный ток привода
выключателя, т. к. вовремя вкатывания тележек с выключателем замыкаются цепи управления и при каких-либо неисправностях во вторичных цепях может произойти самопроизвольное включение выключателя. Тележки
выкатывают только дня ремонта, устранения неисправности или испытаний. Вкатывать тележку следует медленно и доводить её до рабочего положения с помощью механизма доводки.
Вкатывание тележки производится не менее чем двумя лицами. Вручную вкатывают тележку только до контрольного положения, дальнейшее
продвижение осуществляют рукояткой механизма доводки с тщательной
проверкой чёткости фиксации тележки в рабочем положении.
9.3.4. Действия с разъединителями
Перед включением разъединители осматривают – они не должны иметь
видимых дефектов и повреждений. Операции с разъдинителями
выполняют, как правило, после снятия с них напряжения.
Включение разъединителей следует выполнять быстро и решительно,
но без удара в конце хода. Начатая операция включения должна быть
продолжена до конца в любом случае, даже при появлении дуги между
контактами. При появлении дуги между контактами ножи не следует
отводить, т. к. дуга при расхождении контактов может удлиниться и
перекрыть промежуток между фазами.
Отключение разъединителей следует производить медленно и
осторожно. Вначале следует сделать пробное движение рычагом привода,
чтобы убедиться в исправности тяг, отсутствии качаний и дефектов
изоляторов. Если при расхождении контактов между ними возникает дуга,
что может быть в результате разрыва тока цепи нагрузки, разъединители
следует включить и до выяснения причины возникновения дуги операции
с ними не производить.
После каждой проведённой операции включения или отключения
разъединителей, а также стационарных заземляющих ножей их
действительное положение следует проверять визуально.
Операции с разъединителями, снабженными электродвигательными
приводами, управляемыми дистанционно, не отличаются от операций с
выключателями.
Отметим, что разъединителем разрешается включать и отключать
намагничивающие токи силовых трансформаторов и зарядные токи
воздушных и кабельных линий, т. е. холостые ходы трансформаторов и
линий.
При отключении разъединителем ненагруженного трансформатора
напряжением 110 кВ, работающего в сети с эффективным заземлением
нейтрали, возможен кратковременный неполнофазный режим вследствие
195
неодновременного размыкания контактов отдельных полюсов разъединителя, что может вызвать появление перенапряжений. Поэтому перед отключением трансформатора от сети его нейтраль заземляют, включая заземляющий нож ЗОН-110 кВ. По той же причине рекомендуется предварительно отключать дугогасящие реакторы, работающие в сети с компенсированной нейтралью напряжением 6–10–20–35 кВ.
9.3.5. Действия с выключателями нагрузки
Как известно, выключатели нагрузки имеют облегчённую дугогасящую
камеру, дуга в которой гасится лишь при нормальных токах нагрузки, не
превышающих значений номинального тока этих аппаратов. Погасить дугу
от тока КЗ дугогасящие устройства выключателей нагрузки не в состоянии. Этим объясняется как специфика применения выключателей нагрузки
в схемах РУ, так и правила выполнения оперативных действий дежурным
персоналом. Выключателями нагрузки серий ВН и ВНП разрешается выполнять операции включения и отключения токов нагрузки и уравнительных токов, значения которых не превышают номинальный ток аппарата.
Порядок оперативных действий с выключателями нагрузки практически совпадает с аналогичными действиями с разъединителями, однако
имеется и ряд особенностей. Движение рабочих ножей в конце хода должно быть плавным, без жёстких ударов.
Перед отключением выключателя нагрузки следует проверить значение
тока в отключаемой цепи, которое не должно превышать номинальный ток
аппарата. При отсутствии в цепи измерительного прибора максимально
возможное значение тока должно быть заранее измерено, а в местной инструкции должно быть указано, что значение тока не может превысить номинальный ток аппарата.
В настоящее время для управления выключателями нагрузки кроме
ручного привода всё шире начинают применять как пружинные, так и
электромагнитные приводы, накладывающие определённые особенности
при проведении оперативных переключений.
9.3.6. Проверка отсутствия напряжения
Проверка отсутствия напряжения на токоведущих частях выполняется
каждый раз при наложении временных заземлений, после разряда кабельных и воздушных линий, конденсаторных установок и т. п., при допуске
бригады к ремонтным работам. Данные операции обязательно входят в
разные виды оперативных переключений, обеспечивая, с одной стороны,
электробезопасность оперативного персонала, с другой стороны, исключение возможных повреждений электрооборудования.
196
Проверять отсутствие напряжения необходимо указателем соответствующего класса напряжения, исправность которого перед применением
должна быть установлена с помощью предназначенных для этой цели специальных приборов или приближением к токоведущим частям, заведомо
находящимся под напряжением [36]. Непосредственно перед использованием исправность индикатора проверяют последовательно: внешним
осмотром; по наличию на самом индикаторе клейма электролаборатории о его пригодности к использованию до указанного срока очередных испытаний; путём проверки свечения газоразрядной лампы индикатора на электроустановке, заведомо находящейся под напряжением.
В электроустановках напряжением выше 1000 В проверка отсутствия
напряжения должна выполняется двумя лицами с IV и III группой по технике безопасности. Дежурный, непосредственно осуществляющий действия по проверке отсутствия напряжения, должен быть одет в спецодежду
и индивидуальные защитные средства, включая диэлектрические перчатки
и защитные очки. Второе лицо должно контролировать действия дежурного по бланку оперативных переключений.
В комплектных распределительных устройствах с элегазовой изоляцией доступ к токоведущим частям отсутствует. Поэтому проверка отсутствия напряжения производится с использованием встроенных стационарных указателей напряжения.
В новых КРУ напряжением 6–10 кВ стали применять стационарные
указатели напряжения (индикаторы), но они являются лишь дополнительными средствами информации о наличии напряжения. Основными средствами являются только специальные измерительные штанги.
В электроустановках напряжением 35 кВ и выше для проверки отсутствия напряжения можно пользоваться изолирующей штангой, прикасаясь
ею несколько раз к токоведущим частям. Признаком отсутствия напряжения является отсутствие искрения и потрескивания.
В электроустановках напряжением до 1000 В с заземлённой нейтралью
при применении двухполюсного указателя проверять отсутствие напряжения нужно как между фазами, так и между каждой фазой и заземлённым
корпусом оборудования или защитным проводником. Разрешается применять предварительно проверенный вольтметр. Запрещено пользоваться
контрольными лампами [36].
9.3.7. Операции по наложению заземления
Заземление токоведущих частей производится в целях защиты работающих от поражения электрическим током в случае ошибочной подачи
напряжения на место работы.
Заземлённые токоведущие части должны быть отделены от токоведущих частей, находящихся под напряжением, видимым разрывом со
197
всех сторон, откуда может быть подано напряжение. Установленные
заземления могут быть отделены от токоведущих частей, на которых непосредственно ведётся работа, отключёнными выключателями, разъединителями, отделителями или выключателями нагрузки, снятыми предохранителями, демонтированными шинами или проводами, выкатными элементами
комплектных устройств [36].
Наиболее надёжными устройствами заземления являются стационарные заземляющие ножи, сблокированные со своими разъединителями.
Операции с ними производят так же, как и с разъединителями. Во избежание ошибочных действий рукоятки приводов заземляющих ножей и разъединителей имеют различную окраску. На присоединениях, где отсутствуют разъединители со стационарными заземляющими ножами, накладывают переносные заземления с помощью специальных изолирующих
штанг.
Наложение и снятие переносных заземлений в установках, напряжением выше 1000 В должны производиться двумя лицами – одно из них должно быть лицо оперативного персонала с квалификационной группой не
ниже IV, второе лицо с квалификационной группой не ниже III.
Накладывать заземления на
токоведущие части необходимо
непосредственно после проверки
отсутствия напряжения. Перед
проверкой отсутствия напряжения
переносное заземление должно быть
присоединено
к
заземляющему
устройству (рис. 9.6). Затем зажимы
переносного заземления накладываются на заземляемые токоведущие
части при помощи изолирующей
Рис. 9.6. Установка переносного
штанги с применением диэлектричезаземления
ских перчаток. Закрепление зажимов
производится пофазно. В ЗРУ и ОРУ переносные заземления накладываются на токоведущие части и присоединяются к магистрали заземления
или к заземлённым конструкциям в установленных для этого местах. Эти
места очищаются от краски и выделяются двумя черными поперечными
полосами.
Снимать переносные заземления следует в обратной наложению последовательности: сначала снять их с токоведущих частей, а затем отсоединить от заземляющего устройства.
Ответственность проведения операции проверки отсутствия
напряжения и последующего наложения заземления показывает такой
существенный момент, закреплённый в Правилах по охране труда [36,
п. 10.6], – при допуске бригады к работе допускающий должен коснуть198
ся рукой токоведущей части отключённого электрооборудования, показывая этим действием, что бригада может работать с токоведущими частями этого оборудования.
9.4. Примеры оперативных переключений
Операции с коммутационными аппаратами, установленными в одной
электрической цепи, проводятся в последовательности, учитывающей
назначение этих аппаратов и обеспечивающей безопасность для выполняющих переключения. Всякое нарушение установленного порядка переключений, неоправданная поспешность при операциях приводит к авариям
и угрожает жизни людей (например, отключение разъединителей под
нагрузкой, включение напряжения на оставленное на месте работ переносное защитное заземление, ошибочное отключение не того выключателя).
Чтобы предупредить эти ошибки, установлены жёсткие правила и порядок
производства переключений, которые следует строго соблюдать.
Рассмотрим порядок проведения операций с выключателями и разъединителями. Типичной операцией является отключение линии, имеющей
выключатель, линейный и шинный разъединители. Первой операцией является отключение выключателя, с помощью которого разрывается цепь
тока нагрузки и снимается напряжение с линии. После проверки отключённого положения выключателя отключают сначала линейный, а затем
шинный разъединители. Такая последовательность операций объясняется
стремлением уменьшить последствия повреждений, которые могут быть
при ошибочных действиях персонала. Включение линии в работу выполняют в обратной последовательности, т. е. первым включают шинный
разъединитель, потом линейный и затем выключатель.
А. Последовательность операций с коммутаци1СШ 10 кВ
онными аппаратами при включении и отключении
присоединений воздушных и кабельных линий.
QS1
ЗН1
Разъединитель QS1 (рис. 9.7), присоединённый к
сборным шинам, называется шинным, а разъединитель QS2, включённый между выключателем Q и отQ
ходящей линией W, называется линейным. Каждый из
разъединителей имеет по одному комплекту стациоQS2
нарных заземляющих ножей ЗН.
ЗН2
Для включения любого аппарата в схеме необходимо снять или отключить все заземления. ЗаземляW
ющие ножи ЗН отключают последовательно от
Рис. 9.7. Схема
нагрузки в сторону источника питания. Включение
ячейки отходящей аппаратов в силовой цепи производят, начиная со
линии КЛ1
стороны источника питания, замыкая сначала
разъединители, а потом выключатель. Например,
199
включение схемы, показанной на рис. 9.7, производят в следующем порядке:
1. Отключают заземляющие ножи ЗН2 разъединителя QS2.
2. Отключают заземляющие ножи ЗН1 разъединителя QS1.
3. Включают шинный разъединитель QS1.
4. Включают линейный разъединитель QS2.
5. Включают выключатель Q.
Отключают эту схему в обратном порядке, но перед включением заземляющих ножей ЗН2 необходимо проверить отсутствие напряжения на воздушной или кабельной линии, коммутируемой данными аппаратами.
Примечание. Если на линии установлены устройства противоаварийной автоматики, например, устройство автоматического повторного включения (АПВ), то их необходимо учитывать при проведении оперативных
переключений. Устройства АПВ отключают прежде, чем отключить
выключатель выводимой в ремонт линии. Этим устраняется всякая возможность автоматического включения дистанционно отключаемого выключателя и гарантируется успешность и безопасность проводимой операции. При включении линии после ремонта устройство АПВ должно находиться в отключённом положении, чтобы избежать повторного включения
выключателя в случае, если напряжение будет подано на забытое защитное
заземление или закоротку. Устройство АПВ включают в работу после появления нагрузки на линии.
Аналогично при проведении оперативных переключений выводят из
работы другие устройства противоаварийной автоматики – автоматические регуляторы напряжения силовых трансформаторов (АРН),
устройства автоматического ввода резерва (АВР) и др.
Комплектные распределительные устройства, в которых устанавливаются выключатели, имеют определённые конструктивные особенности.
Во-первых, тележка с выключателем может занимать два положения: рабочее и контрольное. Во-вторых, втычные контакты выполняют роль шинных и линейных разъединителей. В рабочем положении тележки, когда
втычные контакты (разъединители) замкнуты, при включении выключателя создаётся силовая цепь. В контрольном положении, когда тележка выдвинута из ячейки на определённое расстояние, втычные контакты разомкнуты и это соответствует отключенному положению линейных и шинных разъединителей. Эти конструктивные особенности КРУ с выключателями определяют следующий алгоритм коммутационных переключений:
1. Включение: проверить, отключен ли выключатель; переместить тележку выключателя из контрольного положения в рабочее; включить выключатель.
2. Отключение: отключить выключатель; проверить, отключен ли выключатель; переместить тележку с выключателем в контрольное положение.
200
Примечание. При отключении линий для производства работ вне КРУ
(на линии) тележка с выключателем должна, как правило, выкатываться из
ячейки в контрольное положение. При нахождении тележки в контрольном
положении для заземления линии допускается включение стационарных
заземляющих ножей, находящихся внутри ячейки КРУ.
Б. Включение и отключение силовых трансформаторов.
Оперативные переключения с силовыми трансформаторами имеют некоторые специфические особенности, связанные с режимами нейтрали со
стороны высшего и низшего напряжения подстанции и, связанные с ними
возможные перенапряжения.
Отключение и включение ненагруженных трансформаторов напряжением 110 кВ, работающих в электрической сети с эффективным заземлением нейтрали и имеющих неполную изоляцию нейтрали первичной обмотки, обусловленную спецификой подключения устройства регулирования напряжения РПН, производят при предварительном глухом заземлении нейтрали, если она была разземлена и защищена ограничителем перенапряжений – перед соответствующими оперативными переключениями
включают заземляющий однофазный нож ЗОН-110 кВ.
Если в электрической сети низшего напряжения подстанции 6–35 кВ
подключен дугогасящий реактор, то операции по включению и отключению трансформатора производят при изолированной нейтрали. Этим
устраняется появление опасных перенапряжений в случае неодновременного размыкания контактов вводного выключателя 6–35 кВ. На практике
неоднократно наблюдались случаи перекрытия изоляции оборудования 6–
10–35 кВ при различных попытках отключения трансформаторов без отключения от сети дугогасящих реакторов.
Дальнейшие примеры проведения оперативных переключений рассмотрим с использованием схемы электроснабжения промышленного
предприятия (рис. 9.8), на которой показаны:
– два понижающих трансформатора Т1 и Т2 напряжением 110/10 кВ
главной понизительной подстанции ГПП, имеющие автоматические регуляторы напряжения АРН1 и АРН2;
– коммутационная аппаратура на стороне высшего напряжения 110 кВ
(разъединители, выключатели, ремонтная перемычка);
– две секции сборных шин 1СШ и 2СШ напряжением 10 кВ с вводными
выключателями Q3, Q4 и секционным выключателем Q5, на котором установлен АВР1;
– трансформаторы собственных нужд ТСН1 и ТСН2, которые подключены непосредственно к трансформаторам Т1 и Т2, на секционном выключателе QF3 установлен АВР3;
201
ВЛ1
ЗН1
ВЛ-110 кВ
ЗН2
QS2
ВЛ2
QS1
ЗН1
QS3
ЗН
ЗН
QS4
ЗН2
ГПП
Q1
Q2
Т1
АРН1
Т2
АРН2
QS5
QS7
F2
ТСН2
QS6
F1
ТСН1
А
QF3
QF1
АВР3
QS9
QS8
QF2
А
А
Q5 АВР1
Q3
Q4
1СШ 10 кВ
QS10
10 кВ 2СШ
Q13
ЗН
V
TV1
Т5
ДР1
Q8
ЗН
Q6
ЗН
А
А
КЛ1
Т3
QF4
ЗН
Q7
ЗН
КЛ2
ТП1
QF6
Q9
ЗН
РП
Т4
М
QF5
ЗН
Q12 АВР2
ЗН
2СШ
Q15
ЗН
КЛ3
АВР4
Q10
1СШ
Q14
ЗН
Q11
10 кВ
TV2
QW
ЗН
ТП2
Т6
QF6
QS11
Рис. 9.8. Схема электроснабжения промышленного предприятия
202
– ячейки отходящих линий, идущих к высоковольтному распределительному пункту РП напряжением 10 кВ с АВР2, к цеховым трансформаторным подстанциям ТП1 (с АВР4) и ТП2, высоковольтному электродвигателю М, трансформатору Т5, к нейтрали которого подключен дугогасящий реактор ДР1;
– трансформаторы напряжения TV1 и TV2;
– трансформаторы тока с амперметрами для измерения тока нагрузки в
контрольных точках.
В. Включение в работу трансформатора Т1 двухтрансформаторной подстанции напряжением 110/10 кВ.
Исходные положения элементов схемы (рис. 9.8): QS1 включен, QS2 и
QS3 отключены; QS4 отключен, ЗН2 QS4 включены; Q1 и Q3 отключены,
QS8 включен; QS5 в нейтрали Т1 отключен; АВР1 отключен, Q5 включен;
АРН1 отключен, АРН2 включен; АВР3 отключен, QF1 отключен, QF3
включен; Q13 трансформатора Т5 и ДР1 отключен.
Рекомендуемая последовательность оперативных переключений:
1. Автоматический регулятор АРН1 трансформатора Т1 перевести на
дистанционное управление; дистанционно перевести РПН трансформатора
Т1 в положение, соответствующее режиму его номинального (среднего)
положения.
2. Проверить отключенное положение выключателя Q3 трансформатора Т1; переместить тележку выключателя Q3 в контрольное положение.
3. Проверить отключенное положение дугогасящего реактора ДР1 –
выключатель Q13 трансформатора Т5 должен быть отключен.
4. Включить заземляющий разъединитель QS5 (ЗОН-110 кВ), установленный в нейтрали трансформатора Т1.
5. Отключить заземляющие ножи QS8 в ячейке выключателя Q3; отключить заземляющие ножи ЗН2 разъединителя QS4.
6. Включить разъединитель QS4; включить выключатель Q1 трансформатора T1.
7. Дистанционно перевести РПН трансформатора Т1 в положение, одинаковое с положением РПН трансформатора Т2.
8. Переместить тележку с отключенным выключателем Q3 трансформатора Т1 в рабочее положение; включить выключатель Q3.
9. Отключить секционный выключатель Q5; включить АВР1 секционного выключателя Q5.
10. Автоматический регулятор напряжения АРН1 трансформатора Т1
переключить с дистанционного управления на автоматическое.
11. При необходимости (с учётом заданного режима работы нейтрали
трансформатора Т1) отключить QS5 или оставить его во включенном положении.
203
12. Восстановить нормальную схему питания нагрузки собственных
нужд: включить автоматический выключатель QF1; отключить секционный выключатель QF3; включить АВР3 собственных нужд.
13. Подключить выключателем Q13 трансформатор Т5 с дугогасящим
реактором ДР1 к секции сборных шин 1СШ.
14. Включить газовую и технологические (релейную) защиты трансформатора Т1.
Г. Вывод в ремонт трансформатора Т1 двухтрансформаторной
подстанции напряжением 110/10 кВ при нормальном режиме её работы.
Исходные положения элементов схемы (рис. 9.8): QS1 и QS4 включены, QS2 и QS3 отключены; Q1 и Q3 включены; АРН1 и АРН2 включены;
АВР1 и АВР3 включены.
Рекомендуемая последовательность оперативных переключений:
1. Перевести питание собственных нужд подстанции с трансформатора
ТСН1 на трансформатор ТСН2: отключить АВР3; включить секционный
выключатель QF3; отключить вводной выключатель QF1; повесить плакат
«Не включать – работают люди».
2. Проверить, нет ли однофазного замыкания на землю в электрической
сети 1СШ 10 кВ (по вольтметру, подключаемому к TV1 – см. дополнительно разд. 9.5, рис. 9.9); отключить выключателем Q13 трансформатор
Т5 с дугогасящим реактором ДР1.
3. Переключить автоматические регуляторы напряжения АРН1 и АРН2
трансформаторов Т1 и Т2 с автоматического управления на дистанционное.
4. Дистанционно (вручную) перевести РПН трансформатора Т1 в положение, одинаковое с положением РПН трансформатора Т2.
5. Отключить АВР1 секционного выключателя Q5; включить этот выключатель Q5; проверить по амперметру наличие на нём нагрузки.
6. Отключить выключатель Q3 трансформатора Т1; на ключе управления повесить плакаты «Не включать – работают люди».
7. Проверить по амперметру величину нагрузки на трансформаторе Т2
(по амперметру, установленному на вводе 2СШ).
8. Переключить АРН2 трансформатора Т2 с дистанционного на автоматическое управление.
9. Проверить, отключен ли выключатель Q3 трансформатора Т1, переместить тележку выключателя Q3 в контрольное положение, повесить плакат «Не включать – работают люди».
10. Включить заземляющий разъединитель QS5 в нейтрали трансформатора Т1.
11. Отключить выключатель Q1 трансформатора T1.
12. Отключить газовую и технологические защиты трансформатора Т1.
204
13. Отключить разъединитель QS4 трансформатора Т1; проверить отсутствие напряжения на шинах между QS4 и Q1; включить заземляющие
ножи ЗН2 разъединителя QS4.
14. Проверить отсутствие напряжения на шинах между трансформатором Т1 и выключателем Q3, включить заземляющие ножи QS8.
15. Включить выключателем Q13 трансформатор Т5, подключив дугогасящий реактор ДР1 к работающей секции сборных шин 1СШ 10 кВ.
Д. Вывод в ремонт ВЛ1 (включение ремонтной перемычки).
Исходные положения элементов схемы (рис. 9.8): АРН1 и АРН2 включены; АВР1 включен, Q5 отключен, Q3 и Q4 включены; QS2 и QS3 отключены; QF1 и QF2 включены, АВР3 включен.
Рекомендуемая последовательность оперативных переключений:
1. АРН1 и АРН2 с автоматического управления перевести на дистанционное.
2. АВР3 отключить, QF3 включить, QF1 отключить.
3. АВР1 отключить, Q5 включить.
4. Включить заземляющий разъединитель QS5 в нейтрали трансформатора Т1.
5. Q3 отключить, Q1 отключить, QS4 отключить.
6. QS1 отключить (нельзя допускать параллельную работу ВЛ1 и ВЛ2 –
запаралелливаются два независимых источника питания).
7. Проверить отключенные положения ЗН QS2 и ЗН QS3; QS2 и QS3
включить.
8. QS4 включить, Q1 включить, Q3 включить.
9. Отключить заземляющий разъединитель QS5 в нейтрали трансформатора Т1.
10. Q5 отключить, АВР1 включить.
11. QF1 включить, QF3 отключить, АВР3 включить.
12. АРН1 и АРН2 перевести на автоматическое управление.
Е. Ввод в работу ВЛ1 (отключение ремонтной перемычки).
Исходные положения элементов схемы (рис. 9.8): QS1 отключен; АРН1
и АРН2 включены; АВР1 включен, Q5 отключен, Q3 и Q4 включены; QS2
и QS3 включены; QF1 и QF2 включены, АВР3 включен.
Рекомендуемая последовательность оперативных переключений:
1. АРН1 и АРН2 с автоматического управления перевести на дистанционное.
2. АВР3 отключить, QF3 включить, QF1 отключить.
3. АВР1 отключить, Q5 включить.
4 . Включить заземляющий разъединитель QS5 в нейтрали трансформатора Т1.
5. Q3 отключить, Q1 отключить, QS4 отключить.
6. QS2 и QS3 отключить; проверить отсутствие напряжения между QS2
и QS3; ЗН QS2 включить.
205
7. QS1 включить, QS4 включить, Q1 включить, Q3 включить.
8. Отключить заземляющий разъединитель QS5 в нейтрали трансформатора Т1.
9. Q5 отключить, АВР1 включить.
10. QF1 включить, QF3 отключить, АВР3 включить.
11. АРН1 и АРН2 перевести на автоматическое управление.
Ж. Вывод в ремонт 1СШ 10 кВ подстанции (из нормальной схемы).
Исходные положения элементов схемы (рис. 9.8): АРН1 и АРН2 включены; АВР1 включен, Q5 отключен, Q3 и Q4 включены; QS2 и QS3 отключены; QF1 и QF2 включены, АВР3 включен.
Рекомендуемая последовательность оперативных переключений:
1. АРН1 и АРН2 с автоматического управления перевести на дистанционное; АВР1 отключить.
2. АВР2 отключить; Q12 включить; Q10 отключить; Q8 отключить.
3. АВР4 отключить; QF6 включить; QF4 отключить; Q6 отключить.
4. Q13 отключить.
5. Q3 отключить; тележку с Q3 выкатить в контрольное положение.
6. Выкатить тележку с выключателем Q5 и тележку с «закороткой» в
контрольное положение; QS9 включить в ячейке выключателя Q5.
7. Выкатить тележку TV1; проверить отсутствие напряжения на 1СШ;
заземляющие ножи QS10 секции сборных шин 1СШ включить.
8. АРН2 трансформатора Т2 с дистанционного управления перевести на
автоматическое.
З. Ввод в работу после ремонта 1СШ 10 кВ подстанции.
Исходные положения элементов схемы (рис. 9.8): АРН1 отключен,
АРН2 включен; АВР1, АВР2, АВР4 отключены; Q3, Q5, Q6, Q8, Q10, Q13
отключены; Q12 включен; QS9, QS10 включены; QF4 отключен, QF6
включен.
Рекомендуемая последовательность оперативных переключений:
1. АРН2 трансформатора Т2 с автоматического управления перевести
на дистанционное.
2. QS10 отключить; вкатить тележку TV1.
3. QS9 отключить; вкатить тележку с выключателем Q5 и тележку с
«закороткой» в рабочие положения.
4. Тележку с Q3 вкатить в рабочее положение; Q3 включить; проверить
наличие напряжения на 1СШ (по вольтметру, подключенному к TV1).
5. Q6 включить; QF4 включить; QF6 отключить; АВР4 включить;
6. Q8 включить; Q10 включить; Q12 отключить; АВР2 включить.
7. АВР1 включить.
8. АРН1 и АРН2 перевести с дистанционного управления на автоматическое.
И. Вывод в ремонт (отключение) кабельной линии КЛ1, питающей
распределительный пункт РП1 напряжением 10 кВ.
206
Исходные положения элементов схемы (рис.9.8): АРН1 и АРН2 включены; Q8, Q10, Q9, Q11 включены; Q12 отключен, АВР2 включен; Q5 отключен, АВР1 включен.
Рекомендуемая последовательность оперативных переключений:
1. Автоматические регуляторы напряжения АРН1 и АРН2 трансформаторов Т1 и Т2 перевести с автоматического на дистанционное управление,
переключатели РПН этих трансформаторов вручную перевести в одинаковое положение.
2. Отключить АВР1 секционного выключателя Q5.
3. Отключить АВР2 секционного выключателя Q12; включить секционный выключатель Q12 и проверить по амперметру наличие на нём
нагрузки.
4. Отключить выключатель Q10 в конце линии КЛ1 и проверить по амперметру отсутствие на нём нагрузки.
5. Проверить положение выключателя Q10 и переместить тележку выключателя из рабочего положения в контрольное, вывесить на дверях
ячейки плакат «Не включать – работа на линии».
6. Отключить выключатель Q8 в начале линии КЛ1; выкатить тележку
выключателя Q8 в ремонтное положение и вывесить плакат «Не включать
– работы на линии».
7. На ГПП проверить отсутствие напряжения в начале линии КЛ1 и
включить заземляющие ножи ЗН в ячейке выключателя Q8 (в сторону линии КЛ1).
8. В РП проверить отсутствие напряжения на вводе линии КЛ1 и включить заземляющие ножи ЗН в ячейке выключателя Q10, дверцы ячейки выключателя Q10 запереть на замок.
9. Включить АВР1.
10. Перевести автоматические регуляторы напряжения АРН1 и АРН2
трансформаторов Т1 и Т2 с дистанционного управления на автоматическое.
К. Включение в работу кабельной линии КЛ1, питающей РП1.
Исходные положения элементов схемы (рис. 9.8): АРН1 и АРН2 включены; Q8, Q10 отключены; Q9, Q11 включены; Q12 включен, АВР2 отключен; Q5 отключен, АВР1 включен.
Рекомендуемая последовательность оперативных переключений:
1. Автоматические регуляторы напряжения АРН1 и АРН2 трансформаторов Т1 и Т2 перевести с автоматического на дистанционное управление,
переключатели РПН этих трансформаторов вручную перевести в одинаковое положение.
2. В РП в конце линии КЛ1 в ячейке выключателя Q10 отключить заземляющие ножи ЗН.
3. На ГПП в начале линии КЛ1 в ячейке выключателя Q8 отключить заземляющие ножи ЗН.
207
4. Снять запрещающий операции плакат и замок с дверей ячейки выключателя Q10, перевести тележку выключателя Q10 в рабочее положение.
5. На ГПП проверить отключённое положение выключателя Q8, снять
запрещающий операции плакат, перевести тележку выключателя Q10 в рабочее положение.
6. Отключить АВР1 секционного выключателя Q5.
7. Включить выключатель Q8 в начале линии КЛ1.
8. В РП включить выключатель Q10 и проверить по амперметру на нём
нагрузку.
9. Отключить секционный выключатель Q12 и проверить по амперметру на нём отсутствие нагрузки, включить АВР2 выключателя Q12.
10. На ГПП включить АВР1 выключателя Q5.
11. Перевести автоматические регуляторы напряжения АРН1 и АРН2
трансформаторов Т1 и Т2 с дистанционного на автоматическое управление.
Л. Вывод в ремонт трансформатора Т3 ТП1 при включенном
трансформаторе Т4.
Исходные положения элементов схемы (рис. 9.8): Q6 и Q7 включены;
АВР4 включен, QF6 отключен; АВР1 и АВР2 включены.
Рекомендуемая последовательность оперативных переключений:
1. Отключить АВР1 и АВР2.
2. АВР4 отключить; QF6 включить.
3. QF4 отключить; Q6 отключить; выкатить тележку с выключателем
Q6 в контрольное положение.
4. Проверить отсутствие напряжения в начале кабельной линии КЛ2;
включить ЗН в ячейке выключателя Q6.
5. Проверить отсутствие напряжения в конце кабельной линии КЛ2 на
стороне высшего напряжения трансформатора Т3; наложить переносные
заземления на вводы высшего и низшего напряжения трансформатора Т3.
6. Включить АВР2 и АВР1.
М. Ввод в работу трансформатора Т3 ТП1 при включенном трансформаторе Т4.
Исходные положения элементов схемы (рис. 9.8): Q6 отключен, Q7
включен; АВР4 отключен, QF6 включен; ЗН выключателя Q6 включены;
на вводы высшего и низшего напряжения трансформатора Т3 наложены
переносные заземления; АВР1 и АВР2 включены.
Рекомендуемая последовательность оперативных переключений:
1. Отключить АВР1 и АВР2.
2. Снять переносные заземления с вводов высшего и низшего напряжения трансформатора Т3.
3. Отключить ЗН в ячейке выключателя Q6 – в начале кабельной линии
КЛ2.
208
4. Вкатить тележку с выключателем Q6 в рабочее положение; Q6 включить; QF4 включить.
5. QF6 отключить; АВР4 включить.
6. Включить АВР2 и АВР1.
Н. Вывод в ремонт (отключение) трансформаторной подстанции
ТП2.
Исходные положения элементов схемы (рис. 9.8): Q15, QW, QF6, QS11
включены; АВР1 и АВР2 включены.
Рекомендуемая последовательность оперативных переключений:
1. Отключить АВР1 и АВР2.
2. Отключить последовательно рубильники QS11 всех отходящих от
ТП2 линий напряжением 380 В.
3. Отключить автоматический выключатель QF6.
4. Отключить выключатель нагрузки QW.
5. Отключить выключатель Q15 линии КЛ3; выкатить тележку выключателя Q15 в контрольное положение и вывесить плакат «Не включать –
работы на линии».
6. Проверить отсутствие напряжения на вводе линии КЛ3 и включить
заземляющие ножи ЗН в ячейке выключателя Q15 в сторону линии КЛ3.
7. В ТП2 на вводах высшего напряжения трансформатора Т6 проверить
отсутствие напряжения и включить заземляющие ножи ЗН выключателя
нагрузки QW.
8. Включить АВР2 и АВР1.
О. Включение в работу после ремонта ТП2.
Исходные положения элементов схемы (рис. 9.8): Q15, QW, QF6, QS11
отключены; АВР1 и АВР2 включены.
Рекомендуемая последовательность оперативных переключений:
1. Отключить АВР1 и АВР2.
2. В ТП1 отключить заземляющие ножи ЗН выключателя нагрузки QW.
3. Отключить заземляющие ножи ЗН в ячейке выключателя Q15 в сторону линии КЛ3. Снять плакат «Не включать – работы на линии».
4. Вкатить тележку выключателя Q15 в рабочее положение; включить
выключатель Q15 линии КЛ3.
5. Включить выключатель нагрузки QW.
6. Включить автоматический выключатель QF6; включить последовательно рубильники QS11 всех отходящих от ТП2 линий напряжением
380 В.
7. Включить АВР2 и АВР1.
П. Включение в работу электродвигателя М.
Исходные положения элементов схемы (рис. 9.8): Q14 отключен; ЗН в
ячейке выключателя Q14 включены.
Рекомендуемая последовательность оперативных переключений:
209
1. Заземляющие ножи ЗН в ячейке выключателя Q14 отключить; тележку с выключателем Q14 перевести из контрольного положения в рабочее.
2. Q14 включить; по амперметру проверить ток нагрузки электродвигателя М.
Р. Вывод в ремонт электродвигателя М.
Исходные положения элементов схемы (рис. 9.8): Q14 включен; ЗН в
ячейке выключателя Q14 отключены.
Рекомендуемая последовательность оперативных переключений:
1. Q14 отключить; по амперметру проверить отсутствие тока нагрузки
электродвигателя М.
2. Тележку с выключателем Q14 перевести из рабочего положения в
контрольное. Заземляющие ножи ЗН в ячейке выключателя Q14 включить.
3. На зажимах электродвигателя М проверить отсутствие напряжения;
наложить на зажимы электродвигателя М переносные заземления.
Заключение. При выполнении оперативных переключений имеется целый ряд строго регламентированных правил, которые нужно неукоснительно выполнять. В тоже время последовательность некоторых оперативных переключений в силу особенностей построения схемы электроснабжения, конструктивного исполнения электрооборудования и пр. может изменяться.
9.5. Основные действия оперативного персонала
при возникновении однофазного замыкания на землю
Однофазные замыкания на землю (ОЗЗ) в электрических сетях напряжением 6–10–20–35 кВ не сопровождаются большими токами, поэтому
Правила технической эксплуатации сетевые [37, п. 5.11.7] и потребительские (п. 2.8.11) допускают работу электрической сети при ОЗЗ до его
устранения. В тоже время работа сети с ОЗЗ является опасным ненормальным режимом электрической сети, который необходимо ликвидировать в
возможно короткие сроки.
О возникновении ОЗЗ персонал электрических сетей первоначально
узнаёт по срабатыванию неселективной сигнализации (непосредственно
на ПС или РП или при дистанционном управлении – по каналам телемеханики), измеряющей напряжение нейтрали сети UN, получаемое от вторичной обмотки трёхфазного трансформатора напряжения, соединённой по
схеме «разомкнутого треугольника». При нормальном режиме работы
электрической сети напряжение UN может изменяться в пределах 0–15 В, а
при возникновении ОЗЗ увеличивается до 100 В. Неселективная сигнализация только указывает, на какой из секций сборных шин ПС или РП произошло ОЗЗ. Кроме того, непосредственно на ПС или в РП персонал по
вольтметру, измеряющему напряжения фаз относительно земли, может
определить на какой фазе произошло ОЗЗ – на повреждённой фазе напря210
жение будет практически равно нулю, а на здоровых фазах напряжения
при возникновении ОЗЗ с фазного значения 57,7 В возрастают до линейного значения 100 В.
После срабатывания неселективной сигнализации персонал электрических сетей обязан немедленно приступить к определению присоединения с
ОЗЗ. По распоряжению диспетчера электрических сетей на подстанцию
или в распределительный пункт выезжает оперативно-выездная бригада
(ОВБ).
Определение повреждённого присоединения на ПС или в РП может
проходить по двум вариантам:
1. На ПС или в РП установлена селективная сигнализация, измеряющая токи, протекающие по ТТНП, установленным в начале каждого присоединения, и выполненная на одном из известных принципов [18]. Данная
сигнализация должна указать каким-либо образом (индикацией присоединения, сравнением значений токов и др.) повреждённое присоединение с
однофазным замыканием на землю.
2. На ПС или в РП отсутствует селективная сигнализация или она не
может определить повреждённое присоединение, то оперативный персонал
начинает последовательно отключать по одному присоединению (без
нарушения электроснабжения потребителей). При этом возможны ещё два
варианта:
– Если после отключения какого-либо присоединения напряжение на
разомкнутом треугольнике трансформатора напряжения UN сохраняется
неизменным и равным 100 В, то это говорит о том, что присоединение с
ОЗЗ не найдено. Отключённое присоединение подключают к секции сборных шин и переходят к следующему присоединению.
– Если после отключения присоединения напряжение на разомкнутом
треугольнике трансформатора напряжения снижается со 100 В практически до 0–15 В, то это является признаком, что отключено присоединение, в
котором возникло ОЗЗ.
После определения присоединения с ОЗЗ в электрической сети производят переключения, запитывая потребителя по другим линиям. Повреждённое присоединение выводят из работы, определяют место повреждения, причину возникновения ОЗЗ и устраняют её – например, на кабеле в
месте повреждения устанавливают соединительные муфты, или на воздушной линии заменяют повреждённый изолятор, или проводят какие-то
другие восстановительные работы.
Ниже рассмотрим выполнение неселективной и селективной сигнализации ОЗЗ.
211
9.5.1. Неселективная сигнализация ОЗЗ
Устройство неселективной сигнализации возникновения в электрической сети ОЗЗ (далее будем называть устройством контроля изоляции) питается от секции сборных шин подстанции или высоковольтного распределительного пункта. На каждую секцию сборных шин устанавливается отдельное устройство, оно фиксирует только факт возникновения в электрической сети ОЗЗ.
Устройство использует информацию о напряжениях фаз сети относительно земли и напряжении нейтрали. Оно выполняется с использованием
трансформаторов напряжения ТV – одного трёхфазного, либо трёх однофазных. На сегодняшний день наиболее надёжными являются трансформаторы напряжения типа НАМИ и НАМИТ (трёхфазный трансформатор
напряжения антирезонансный, измерительный) [17].
На рис. 9.9, а приведена схема включения устройства контроля изоляции, выполненная с использованием трансформатора напряжения типа
НТМИ (устройства контроля изоляции, выполненные с использованием
трансформаторов типа НАМИ и НАМИТ имеют аналогичные схемы и
точно такие же характеристики).
Первичная обмотка трансформатора напряжения соединена по схеме
«звезда с нулём», три её вывода подключены к фазам электрической сети,
а нулевой вывод заземлён. Такое подключение первичной обмотки позволяет измерять три напряжения фаз сети относительно земли UАt, UВt и UСt
(используется вторичная обмотка, соединённая по схеме «звезда с нулём»)
и напряжение, пропорциональное напряжению нейтрали UN, (используется
вторичная обмотка, соединённая по схеме «разомкнутого треугольника»).
Отметим, что при обрыве заземления первичной обмотки указанные
напряжения изменяться не будут – разрывается контур циркуляции токов
нулевой последовательности через его первичную обмотку.
При отсутствии ОЗЗ в сети с изолированной, компенсированной или
резистивно заземлённой нейтралью (см. векторную диаграмму, показанную на рис. 9.9, б) на вторичной стороне трансформатора напряжения фаз
относительно земли UАt, UВt и UСt практически равны фазному значению
100/ 3  57,7 В , а напряжение UN, практически равно нулю (в сети с компенсированной нейтралью напряжение UN может достигать 15 В, а напряжения UАt, UВt и UСt несколько отличаться от фазных значений) [17].
При возникновении ОЗЗ, например, фазы А напряжение этой фазы относительно земли UАt становится равным нулю (точка «t» перемещается в
вершину треугольника А – рис. 9.9, в). Напряжения неповреждённых фаз В
и С относительно земли UВt и UСt увеличиваются с фазного значения до
линейного, равного 100 В. Напряжение на нейтрали сети N становится
равным значению фазного напряжения источника питания повреждённой
212
фазы UN = UА, при этом на обмотке, соединённой по схеме «разомкнутого
треугольника» напряжение достигает 100 В.
Сеть 6-10 кВ
А
а)
б)
UA = UАt
В
С
UС = UСt
F
А
TV
В
С
N t
t
Х
t
А
В
С
в)
НТМИ-10
UA = UN
X
х
y
Z
Y
х
z
y
U Вt
N
U Сt
z
UС
а
в
а
UАt
UВ = UВt
в
с
U Вt
в
а
с
о
а1
с
UN
г)
+
х1
KV
KТ1
U Сt
UВ
–
KТ
HL
KV
KТ2
SA
PV
PV
На
сигнал
Рис. 9.9. Схема включения устройства контроля изоляции (а, г) и векторные диаграммы напряжений до ОЗЗ (б) и при ОЗЗ (в)
Неселективная защита напряжения нулевой последовательности (для
электрической сети с компенсацией ёмкостных токов), имеющая уставку
по напряжению 0,3∙UN = 30 В, с выдержкой времени 0,5–0,7 с срабатывает
на сигнал (на рис. 9.9 обозначено: KV – реле напряжения, КТ – реле времени, НL – сигнальная лампа) – загорается сигнальная лампа на соответствующей секции сборных шин и по каналам телемеханики передаётся
сигнал диспетчеру электрических сетей. В электрической сети с изолированной нейтралью уставку по напряжению иногда снижают до уровня
0,06∙UN = 6 В.
Дополнительно устройство контроля изоляции позволяет определить на
какой фазе возникло ОЗЗ. Для этого используется вольтметр PV с переключателем SA, подключаемый к фазам вторичной обмотки трансформа213
тора напряжения TV, соединённой по схеме «звезда с нулём» (рис. 9.9, а).
В нормальном, симметричном режиме все три напряжения фаз относительно земли UАt, UВt, UСt равны фазному значению, а при возникновении
ОЗЗ показание вольтметра повреждённой фазы снижается до нуля, а показания вольтметров двух других фаз увеличиваются до линейного значения
– 100 В.
Таким образом, устройство контроля изоляции позволяет, во-первых,
выявить возникновение ОЗЗ с указанием секции сборных шин с повреждённым присоединением, но, не указывая какое из них повреждено (отсюда название «неселективная сигнализация»), во-вторых, показать какая из фаз сети повреждена. После срабатывания неселективной сигнализации персонал электрических сетей обязан немедленно приступить к
определению присоединения с ОЗЗ.
9.5.2. Селективная сигнализация ОЗЗ
Для селективной сигнализации ОЗЗ разработано достаточно много
принципов и устройств их реализации [18]. Рассмотрим два из них.
Принцип работы направленной защиты (рис. 9.10, а) основан на том,
что при ОЗЗ собственные токи IСi неповреждённых линий направлены от
источника питания и опережают напряжение UN нейтрали примерно на 90º
(рис. 9.10, в), а ток IОЗЗ – IС1, протекающий по ТТНП повреждённой линии,
направлен к источнику питания и отстаёт от напряжения нейтрали UN
примерно на 90º (рис. 9.10, г), т. е. повёрнут на угол примерно равный 180º.
Отметим, что ОЗЗ IОЗЗ представляет сумму собственных токов линий, подключенных к секции шин IОЗЗ = ƩIСi, поэтому разность токов IОЗЗ – IС1 будет
всегда больше наибольшего тока IСi. Для защиты сети от ОЗЗ используют
реле направления мощности KW, которые устанавливают в начале каждой
линии. Токовые входы каждого реле KW подключаются к ТТНП линий,
цепи напряжения – ко вторичной обмотке трансформатора напряжения TV,
соединённой по схеме «разомкнутого треугольника» – на напряжение
нейтрали UN.
Реле направления мощности KW состоит из следующих основных блоков (рис. 9.10, б): согласующего устройства 1, усилителя переменного тока
2, фазочувствительного усилителя (органа направления мощности) 3, выходного реле 4 и блока питания 5. Блоки 1 и 2 формируют напряжение,
пропорциональное входному току от ТТНП, и подают его на первый вход
фазочувствительного усилителя 3, на второй вход которого подаётся опорное напряжение UN. Фазочувствительный усилитель 3 обеспечивает появление максимального тока в выходном реле 4, когда входной ток от ТТНП
отстаёт от напряжения нейтрали UN на 90º.
При возникновении в сети ОЗЗ должно сработать только реле направления мощности KW, на вход которого поступает отстающий от напряже214
ния UN ток, т. е. ток повреждённой линии IОЗЗ – IС1. Реле работает «на сигнал» или отключение повреждённой линии.
6–10 кВ
1СШ ПС
Q2
Q1
IОЗЗ – IС1
а)
UN
в)
UN
г)
TV
IС i
ТТНП
KW
W1
IС i
KW
UN
W2
π
6-10 кВ
IОЗЗ – IС1
б)
Q
д)
UN
IОЗЗ – IС1
1
2
3
4
135º
ТТНП
W
5
UN
KW
(IОЗЗ – IС1) + IR
Рис. 9.10. Направленная защита от 033
В электрической сети с резистивным заземлением нейтрали (рис.
9.10, д) сдвиг фаз между напряжением нейтрали UN и током в ТТНП повреждённого присоединения существенно отличается от 90º – ток
IТТНП1 = (IОЗЗ – IС1) + IR отстаёт примерно на 135º от напряжения нейтрали
UN. Однако этот сдвиг учитывают в реле KW.
Принцип сравнения уровней токов высших гармоник, протекающих
по присоединениям сети. В электрической сети, как правило, имеются токи
высших гармоник. В неповреждённых присоединениях они распределяются пропорционально длине присоединения (ёмкости фаз относительно земли), а в повреждённом присоединении токи высших гармоник суммируются. УСЗ-ЗМ – групповое или централизованное устройство, состоящее из
прибора, который поочерёдно подключается вручную к ТТНП каждого из
питающих линий (рис. 9.11). Прибор состоит из фильтра высших гармоник
и миллиамперметра на 100 мкА. При поочерёдном подключении прибора к
ТТНП измеряются токи высших гармоник, протекающие по линиям, и
определяется их относительное соотношение. В линии, в которой произошло ОЗЗ, уровень гармоник будет наибольшим – это является признаком
выявления повреждённой линии.
215
6–10 кВ
TV
Фидеры
1 .....N
UN
T
KV
Общая
сигнализация
LN
УСЗ-3М
Кнопки
1 2 3
N
Рис. 9.11. Схема подключения устройства УСЗ-3М
9.6. Ликвидация аварий на подстанциях
Ликвидация аварий на подстанциях является одной из трудных задач
оперативного персонала. Решение её сводится:
– к быстрой оценке аварийной ситуации и незамедлительному принятию мер, обеспечивающих безопасность персонала и устраняющих угрозу
сохранности оборудования;
– к выполнению ряда самостоятельных действий, предотвращающих
дальнейшее развитие аварии и восстанавливающих электроснабжение потребителей;
– к своевременной информации диспетчера и руководящего инженерно-технического персонала ПЭС о причине аварии, принятых мерах по её
ликвидации и послеаварийном режиме работы.
Трудность решения усугубляется сознанием личной ответственности
персонала за правильность принимаемых решений в сложной обстановке
при дефиците времени. Выдержка оперативного персонала в этих условиях, самообладание, сосредоточенность и концентрация внимания на главном являются залогом успешной ликвидации аварии.
В момент возникновения аварии необходимо:
– прекратить воздействие раздражителей, например, звуковой сигнализации, выполнившей свою полезную роль;
– определить место аварии (распределительное устройство, помещение,
ячейку) по световой сигнализации положения выключателей и показаниям
измерительных приборов;
– принять к сведению личные наблюдения и поступившие сообщения о
замеченных явлениях (толчках тока, понижении напряжения, вспышках,
пожарах и т. д.), которые могут дать исчерпывающую информацию о месте
возникновения аварии;
216
– попытаться установить характер аварии на основании показаний световых табло на панелях щита управления и выпавших указателей (блинкеров) устройств релейной защиты и автоматики;
– на основании всей этой информации составить общее представление
об аварии: какое оборудование отключилось и какие участки остались без
напряжения, какую опасность это представляет для персонала и в какой
мере нарушилось электроснабжение потребителей, как отражается авария
на подстанции на работе энергосистемы или участков электросети;
– наметить ориентировочный план действий по её ликвидации.
Все это надлежит выполнить быстро, но без излишней торопливости,
чтобы избежать ошибки из-за недоучёта какой-либо информации или явления. Непродуманные до конца или не осознанные действия могут привести к развитию аварии вместо того, чтобы содействовать её ликвидации.
При оценке аварийной ситуации по указателям сработавших устройств
релейной защиты и автоматики должны учитываться принципы и зоны
действия защит, на какие виды повреждений они реагируют. При этом
следует иметь в виду как возможность неправильных отключений неповреждённого оборудования одновременно с повреждённым, так и отказы в
отключении повреждённого оборудования.
О случившемся в сжатой форме сообщается диспетчеру электрических
сетей (по принадлежности оборудования).
10. ДИАГНОСТИРОНИЕ И МОНИТОРИНГ
СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ СЭС
Электричество – особый товар: живительная сила экономики и показатель качества жизни. Мир переходит в новую цифровую эру, в связи с чем
наша зависимость от электричества ещё больше возрастает. В такой ситуации требования к энергетике особенно высоки, что делает необходимым
постоянные капиталовложения на замену, обслуживание и модернизацию
оборудования. Ожидания общества в отношении дешёвой и одновременно
доступной и качественной энергии в таком мире ошибочны. Стремление
рынка к экономии и связанное с ней невнимание к надёжности работы
оборудования может привести к крупным авариям, большим потерям и печальным результатам.
В процессе работы в системах электроснабжения (СЭС) электрооборудование подвергается многочисленным внешним и внутренним электромагнитным и другим эксплуатационным воздействиям. Поэтому в
настоящее время большое внимание уделяется созданию условий для нормальной безаварийной и эффективной работы электрооборудования СЭС.
Таким электрооборудованием являются прежде всего силовые трансформаторы, которые, хотя и являются в эксплуатации весьма надёжными аппаратами благодаря отсутствию вращающихся частей, но неисправности и
аварии для них являются не редкостью, что оказывает большое влияние на
надёжность работы СЭС. Аварийные повреждения, часто сопровождающиеся разрушением оборудования, приводят к нарушению электроснабжения и большому экономическому ущербу у потребителя.
Значительная часть оборудования в энергетике работает с превышением расчётного срока службы. Вместе с тем массовая замена изношенных
основных фондов в современных условиях является достаточно проблематичной задачей. Поэтому как у нас, так и на Западе тема эксплуатации,
технического обслуживания и ремонта отработавшего парковый ресурс
энергетического оборудования ещё очень долго будет оставаться актуальной.
10.1. Повреждения оборудования СЭС
В России на 01.01.2016 г. только в распределительных электрических
сетях ПАО «Россети» [34] общая протяжённость электрических сетей
напряжением 0,38–330 кВ составляет 2 072 020 км, общее количество ПС и
ТП – 489 341 единиц.
Состояние объектов электрических сетей характеризуется следующей
долей оборудования со сверхнормативным сроком службы: 63 % для ПС
(более 25 лет) и 51 % для ЛЭП (более 35 лет), при этом доля оборудования,
218
находящегося в эксплуатации более 50 лет, для ПС составляет 3 %, для
ЛЭП – 5 %.
По состоянию на 01.01.2016 г. доля основного оборудования ПС, находящегося в эксплуатации более 25 лет, в разрезе классов напряжения составила: оборудование 220 кВ и выше – 34 %; 110 кВ – 75 %; 35 кВ – 81 %;
6–20 кВ – 62 %.
По данным эксплуатации известно, что наибольший процент технологических нарушений трансформаторного оборудования приходится на период его эксплуатации от 20 до 30 лет. Своевременное проведение капитальных ремонтов продлевают срок службы трансформатора. Большая
часть технологических нарушений связана с повреждениями маслонаполненных вводов, обмоток и устройств регулирования напряжения.
Силовые трансформаторы принадлежат к основному оборудованию систем электроснабжения промышленных предприятий и городов, повреждение которого реально влияет на затраты, безопасность и надёжность
электроснабжения. Поэтому понятно то особое внимание, которое уделяется контролю состояния трансформаторов, определению и поддержанию
их работоспособности. Эффективный контроль состояния трансформаторов позволяет своевременно принять меры, чтобы дефект не развился в повреждение и не вызвал аварию [2].
Современные силовые трансформаторы представляют собой сложную
систему, состоящую из большого числа деталей и узлов. В качестве основных составляющих частей трансформатора выделяют (рис. 10.1):
– магнитопровод;
– обмотки (высокого, низкого, среднего напряжения);
– изоляцию (твёрдая и жидкая);
– вводы (твёрдые, маслонаполненные);
– системы РПН и ПБВ;
– системы охлаждения и циркуляции;
– расширительные баки.
Основными дефектами и причинами повреждения силовых трансформаторов систем электроснабжения при эксплуатации более 20 лет по данным [1] являются:
1. Выгорание витковой изоляции и витков обмотки из-за длительного
неотключения сквозного тока короткого замыкания на стороне низшего
напряжения трансформатора.
2. Деформации обмоток из-за недостаточной динамической стойкости
обмоток к токам короткого замыкания.
3. Перегрев магнитопровода из-за появления вихревых магнитных потоков, обусловленных высшими гармониками при несинусоидальных процессах в примыкающей электрической сети.
219
Рис. 10.1. Устройство силового трансформатора: 1 – бак; 2 – вентиль;
3 – болт заземления; 4 – термосифонный фильтр; 5 – радиатор; 6 – переключатель; 7 – расширитель; 8 – маслоуказатель; 9 – воздухоосушитель;
10 – выхлопная труба; 11 – газовое реле; 12 – ввод ВН; 13 – привод переключающего устройства; 14 – ввод НН; 15 – подъёмный рым; 16 – отвод
НН; 17 – магнитопровод; 18 – отвод ВН; 19 – ярмовая балка (верхняя и
нижняя); 20 – регулировочное ответвление ВН; 21 – обмотка ВН;
22 – каток тележки
220
4. Нарушения в системе охлаждения силового трансформатора из-за
повреждения маслонасосов.
5. Нарушение контактов в РПН; механическая неисправность РПН;
нарушение герметичности устройства РПН из-за дефектов изготовления и
искрения, перегрева, оплавления и выгорания основных и вспомогательных контактов.
6. Отложение осадка (продуктов окисления масла или вымывания из
конструктивных материалов) на внутренней поверхности фарфора и на поверхности внутренней изоляции высоковольтных вводов силовых трансформаторов из-за повышенного загрязнения окружающей среды.
В РАО «ЕЭС России» за период с января 1997 г. по ноябрь 2000 г. было
проанализировано 712 отказов и технических нарушений силовых трансформаторов напряжением 35–500 кВ (табл. 10.1) [7].
Таблица 10.1
Распределение повреждений силовых трансформаторов
по узлам и классам напряжений
Класс напряжения, кВ
Узел
35
110
220
330
500
Всего
Число % Число % Число % Число % Число % Число %
Обмотки
61 30 43 13 10
7
1
8
0
0 115 16
Магнитопровод
0
0
0
0
2
1,5
1
8
0
0
3
0,5
Система
7
3
16
5
8
6
2
15
3
14 36
5
охлаждения
РПН
4
2
61 18 26 19
1
8
5
24 97 13,5
Вводы
27 13 77 23 44 32
3
23
7
34 158 22
Течь масла
15
7
35 10 21 15
3
23
4
19 78 11
Упуск масла
59 30 75 22 24 18,5 2
15
2
9 162 23
Вандализм
31 15 31
9
1
1
0
0
0
0
63
9
Итого
204 100 338 100 136 100 13 100 21 100 712 100
Из анализа табл. 10.1 видно, что распределение повреждений силовых
трансформаторов и классам напряжений составило: 29 % для 35 кВ; 47 % –
для 110 кВ; 19 % – для 220 кВ; 2 % – для 330 кВ; 3 % – для 500 кВ.
Наибольшую повреждаемость по узлам имеют: высоковольтные вводы –
22 %, обмотки – 16 %, устройства РПН – 13,5 %. Значительная доля отказов приходится на течи (11 %) и упуск трансформаторного масла (23 %).
В табл. 10.2 приведено распределение повреждений силовых трансформаторов по узлам с учётом продолжительности их эксплуатации [7].
Как видно из таблицы, повреждения обмоток имеют место у трансформаторов с любыми сроками эксплуатации, для РПН наибольшее число по-
221
вреждений у трансформаторов со сроками эксплуатации 10–30 лет, для
высоковольтных вводов – после 10 лет эксплуатации.
Таблица 10.2
Распределение повреждений силовых трансформаторов
по узлам с указанием продолжительности их эксплуатации
Число повреждений
по продолжительности эксплуатации
Узел
Всего
более
10 лет 10–20 лет 20–30 лет 30–40 лет
40 лет
Обмотки
23
25
23
28
12
111
Магнитопровод
6
0
1
0
0
1
Система охлаждения
2
14
13
1
0
30
РПН
12
28
21
10
0
71
Вводы
15
37
38
31
9
130
Течь масла
12
16
19
11
3
61
Упуск масла
12
22
22
14
5
75
Вандализм
3
6
10
1
1
21
Итого 79
148
147
96
30
500
Основные повреждения трансформаторов с указанием причин их возникновения, характером и последствиями их развития приведены в табл.
10.3.
Анализ повреждений трансформаторов с внутренними короткими замыканиями по периодам (первый – в течение первых 12 лет эксплуатации
до первого капитального ремонта, второй – за полный нормированный
срок службы не менее 25 лет, третий – за срок службы более 25 дет),
представлен далее.
1. За период эксплуатации до 12 лет имели место следующие виды
повреждений:
– внутренние повреждения трансформаторов из-за длительного неотключения при сквозных КЗ на стороне 10 кВ;
– повреждения обмоток высшего напряжения из-за возникновения виткового замыкания;
– повреждения негерметичных вводов, длительно хранившихся на
складе до установки в трансформатор;
– перекрытия масляного канала герметичных вводов по внутренней поверхности нижней фарфоровой покрышки;
– нарушения целостности контактной системы и токоограничивающих
сопротивлений контактора РПН, приведшие к образованию электрической
дуги и выбросу масла.
222
Таблица 10.3
Характерные повреждения элементов трансформатора
Узел
Причина возникновения повреждения
Длительное неотВыгорание
ключение сквозного
витковой изотока КЗ на стороне
ляции и витков
низшего напряжения
обмотки
трансформатора
Повреждение
Деформация
обмотки
Обмотка
Увлажнение и
загрязнение
изоляции обмоток
Износ изоляции обмоток
Магнитопровод
Система
охлаждения и радиаторы
Перегрев
магнитопровода
Нарушение
охлаждения
трансформатора
Деформация
радиатора
Характер и последствия
развития повреждения
Выгорание витковой изоляции и витков, разложение
масла, расплавление и разбрызгивание меди и разрушение изоляции
Повреждение изоляции
Недостаточная
вследствие деформации обмоэлектрическая
ток с возможным повреждестойкость обмоток
нием трансформатора
Снижение электрической
прочности маслобарьерной
изоляции и пробой первого
масляного канала, что может
вызвать:
– развитие «ползущего
Нарушение
разряда»;
герметичности
– ионизационный пробой
трансформатора
витковой изоляции за счёт
вытеснения масла водяным
паром из капилляров изоляции;
– повреждение трансформатора
Разрушение изоляции обмоСнижение
ток с последующим возникмеханической
новением виткового замыкастойкости изоляции
ния или замыкания на другую
обмоток
обмотку
Образование корот- Оплавление стали магнитокозамкнутого конту- провода, пожар в железе,
ра в магнитопроводе разложение масла
Нарушение охлаждения
Повреждение
трансформатора и загрязнение
маслонасосов
механическими примесями
Засорение труб
Перегрев трансформатора
охладителя
Изменение давления
в баке, механические Утечки масла, перегрев
повреждения при
трансформатора
транспортировке
223
Окончание табл. 10.3
Причина возникнове- Характер и последствия
ния повреждения
развития повреждения
Атмосферные
Трещины, сколы перенапряжения,
изоляторов
загрязнения,
попадание животных Межфазное КЗ на вводах,
замыкания на корпус
Течь масла
трансформатора, пожары
между фланцем
Срыв резьбы при
ввода с резинонакручивании гайки
вой прокладкой и
крышкой
Отложение
Высокопродуктов
вольтные окисления масла
Осадок адсорбирует Приводит к возникновению
вводы
на внутренней
влагу и загрязнения, проводящих дорожек, разповерхности
в том числе металло- витию разрядов и пробою
фарфора и на
содержащие
масляного канала ввода
поверхности
внутренней
изоляции
Вызывается потерей
Повышение
герметичности силь- Снижение электрической
давления
фонов и появлением прочности внутренней
во вводах
источника интенсив- изоляции ввода
ного газообразования
Искрение, перегрев,
оплавление и выгоНарушение
рание контактов.
Неработоспособность РПН
контактов РПН
Подгар токоограничивающих сопротивлений
Нарушение переПереклю- городки, изолиЗагрязнение масла трансчение от- рующей бак пеДефект изготовления форматора, снижение его
ветвлений реключателя от
диэлектрической прочности
бака трансформаРПН
тора
Механическая
Износ элементов ки- Обгорание контактов перенеисправность
нематической схемы ключателей
Внутреннее дуговое КЗ по
Нарушение гер- Увлажнение бакелиувлажнённым расслоениям
метичности бака тового цилиндра конбакелитовой изоляции бака
контакторов
тактора
РПН
Узел
Повреждение
224
2. За период 12–25 лет эксплуатации имели место следующие повреждения:
– повреждения обмоток низшего напряжения при резко переменных
нагрузках дуговых электрических печей завода;
– повреждения из-за увлажнения и загрязнения изоляции обмоток;
– увлажнения бакелитовой изоляции контактора РПН;
– повреждения негерметичных вводов из-за увлажнения и загрязнения
внутренней изоляции;
– перекрытие масляного канала герметичных вводов по внутренней поверхности нижней фарфоровой покрышки.
3. За период после 25 лет эксплуатации имели место повреждения:
– внутренние повреждения трансформаторов из-за длительного их
неотключения при сквозных КЗ на стороне 10 кВ;
– повреждения РПН и обмоток трансформаторов при переключениях
РПН;
– повреждения трансформаторов из-за нарушения контактов отвода
обмотки, обрыва части проводников гибкой связи от вводного изолятора к
обмотке, отгорания отвода обмотки в баке трансформатора с замыканием
на ярмовую балку;
– повреждения негерметичных вводов из-за увлажнения и загрязнения
внутренней изоляции;
– износ изоляции обмоток.
Из зафиксированных случаев повреждений трансформаторов с внутренними короткими замыканиями 15 % сопровождались взрывами и пожарами. Эти повреждения в основном были вызваны повреждениями РПН,
обмоток и высоковольтных вводов. Необходимо отметить, что большая
часть указанных дефектов могла бы быть своевременно выявлена применением существующих методов и средств технического диагностирования.
Распределение повреждений по причине их возникновения приведено в
табл. 10.4 [4], которые систематизированы следующим образом.
1. Повреждения изоляции – наиболее частая причина аварии. Сюда относятся все повреждения, за исключением произошедших по причине
внешних воздействий: сетевых перенапряжений и молний. В большинстве
случаев ухудшение параметров изоляции связаны с пиролизом (разложение изоляции при нагревании), окислением, воздействием кислоты, увлажнением.
2. Повреждения изоляции по причине увлажнения рассматриваются
ниже отдельным пунктом. Средний возраст повреждённых по причине
плохой изоляции трансформаторов составил 18 лет.
225
Таблица 10.4
Распределение экономических потерь и повреждений
по причине их возникновения
Экономический
Причина возникновения повреждения
Количество
ущерб,
доллары США
Повреждения изоляции
24
149 967 277
Проектирование, материал, установка
22
64 696 051
Неизвестно
15
29 776 245
Загрязнение масла
4
11 836 367
Перезагрузка
5
8 568 768
Возгорание / взрыв
3
8 045 771
Сетевые перенапряжения
4
4 959 691
Ошибки при обслуживании
5
3 518 783
Заливание водой
2
2 240 198
Плохие контакты
6
2 186 725
Удар молнии
3
657 935
Увлажнение изоляции
1
175 000
Итого
94
286 628 811
3. Ошибки проектирования, плохой материал, неправильная установка
трансформатора, повреждения, связанные с отсутствием блокировок, плохой пайкой, плохим контактом, недостаточной изоляцией стержней, низкой динамической стойкостью к токам короткого замыкания, посторонними предметами внутри бака.
4. Загрязнение масла — повреждения по причинам, связанным с маслом. Характерным признаком таких повреждений являются шламообразование и углеродные следы.
5. Перегрузка – повреждения, причиной возникновения которых послужила перегрузка трансформатора. В этом случае рассматривались только те трансформаторы, по которым были представлены данные по номинальной мощности.
6. Возгорания / взрывы – повреждения по причинам возгорания и взрывов вне трансформатора, при которых пострадал сам трансформатор. Здесь
не учитывались возгорания и взрывы внутри трансформатора, ставшие
следствием какого-либо дефекта.
7. Сетевые перенапряжения – повреждения из-за перенапряжений, вызванных коммутациями, короткими замыканиями, перекрытием изоляции
линий и прочими причинами.
8. Ошибки при обслуживании – повреждения вследствие выведения из
работы или плохой настройки защит, отсутствия охлаждения, плохой
226
очистки масла, коррозии стальных элементов, то есть все повреждения,
связанные с недостатками в обслуживании трансформатора.
9. Заливание водой – повреждения, вызванные попаданием воды в
трансформатор, как по вине персонала, так и вследствие естественных
процессов.
10. Плохие контакты – повреждения по причинам плохого монтажа, некачественного сопряжения разнородных материалов, плохих болтовых соединений и пр.
11. Молния – повреждения из-за молнии.
12. Увлажнения изоляции – повреждения вследствие утечек в насосах,
оболочках, просачивания воды через вводы, уплотнения, наличия влаги в
масле.
10.2. Старение изоляции и элементов силового трансформатора
10.2.1. Факторы, влияющие на старение трансформатора
Силовые трансформаторы – один из видов наиболее ответственного
оборудования систем электроснабжения промышленных предприятий и
городов. При их изготовлении используются дорогостоящие материалы и
комплектующие: электролитическая медь, электротехническая сталь, кабельная бумага и электрокартон, переключающие устройства для регулирования напряжения, высоковольтные вводы и др. Ко всем материалам и
комплектующим предъявляются очень высокие требования по качеству.
Именно это в конечном итоге определяет надёжность всего трансформатора.
В трансформаторе можно выделить два основных вида изоляции:
твёрдую между витками обмоток, между обмотками, между обмотками и
магнитопроводом (это бумага, картон, дерево) и жидкую в виде трансформаторного масла, которое кроме изолирующей функции выполняет
ещё функцию охлаждения активной части трансформатора. Кроме того,
между пластинами магнитопровода имеется межлистовая изоляция в виде
бумаги, лака или других изолирующих покрытий.
Срок службы трансформатора в значительной мере зависит от [21]:
– температуры различных частей трансформатора, определяемой режимами работы трансформатора и, особенно его перегрузками;
– содержания влаги в изоляции и масле;
– содержания кислорода и других газов в твёрдой изоляции и масле;
– количества, размера и вида частиц примесей.
Срок службы трансформатора зависит также от исключительных воздействий, таких как перенапряжения, возникающие как стороны высшего,
так и низшего напряжения, короткие замыкания в питаемой электрической
сети и аварийные перегрузки. Риск повреждения при кратковременном
227
воздействии обычно исчезает при уменьшении уровня нагрузки до номинальной, но для общего уровня надёжности кратковременные воздействия
могут иметь более серьёзные последствия, чем длительные воздействия
[21].
Продолжительное воздействие тепла, влаги, кислорода вызывает старение изоляционных материалов трансформатора, прежде всего тех, основой
которых является целлюлоза (электроизоляционная бумага), а также и тех,
где основой являются волокнистые текстильные материалы, пластмассы,
тканевые материалы. Термические свойства диэлектриков, определяемые
классом нагревостойкости, обусловливают срок службы трансформатора,
который в зависимости от условий в процессе эксплуатации укорачивается
или удлиняется [6].
Старение диэлектрика – постепенное ухудшение или полная потеря
изоляционных свойств – обусловливает изменение исходных электрических, механических и химических свойств материала. Однако степень
снижения электрической прочности, вызванная процессом старения, не велика. В то же время возникающие при этом изменения механических характеристик изоляционных материалов (прочности на разрыв, числа выдерживаемых перегибов) делают трансформатор чувствительным к неизбежно возникающим при коротком замыкании перемещениям проводников, вызываемым динамическими усилиями, пропорциональными квадрату
тока (чем и опасны токи КЗ). Поэтому в трансформаторе с состарившейся
изоляцией легко может возникнуть витковое замыкание.
Чрезмерный нагрев обмотки трансформатора опасен местными перегревами, которые характеризуются повышенными температурами наиболее нагретых точек ТННТ При этом изоляция подвергается ускоренному
старению или даже прожигается. Значение ТННТ вместе с продолжительностью воздействия повышенной температуры является основным критерием
допустимости перегрузки трансформатора, в основном эти две величины и
определяют срок службы изоляции и в большинстве случаев трансформатора в целом [2].
Предполагаемый нормальный срок службы силового трансформатора – это некоторая условная величина, принимаемая для непрерывной постоянной нагрузки при нормальной температуре охлаждающей
среды и номинальных условий эксплуатации.
Изоляция трансформатора работает в диапазоне температур от 80 до
140 °С. Обычно срок службы изоляции трансформатора определяют, ориентируясь на номинальную температуру в его наиболее нагретой точке
ТННТ, принимаемую равной 98 °С. При ТННТ = 98 °С срок службы для бумажно-масляной изоляции при уровне её влажности 0,5 % составляют
25–50 лет. Постоянная работа трансформатора с превышением температуры на 6 °С приводит к сокращению срока службы изоляции примерно
вдвое – при ТННТ = 120 °С срок службы уменьшается до 5 лет, а при
228
ТННТ = 140 °С до 1 года. Расчётное значение для режима с нагревом меньше номинального, например, при ТННТ = 80 °С, соответствуют сроку службы 500 лет [2, 6].
При нормальной нагрузке и максимальной температуре окружающей
среды (среднесуточной температуре воздуха 30 °С) максимально допустимые значения температуры верхних слоёв масла не должны превышать
[37, п. 5.3.12]:
95 °С – в трансформаторах, имеющих естественное масляное М или дутьевое Д охлаждение;
75 °С – в трансформаторах, имеющих охлаждение ДЦ с принудительной циркуляцией масла и воздуха.
Большое значение имеет влажность твёрдой изоляции. Практика показывает, что увеличение влажности вдвое вызывает сокращение срока
службы также в 2 раза. При росте влажности с 0,5 до 1,0 % срок службы
сокращается вдвое, до 2 % – вчетверо [2].
Опасность длительной перегрузки:
1. Ускоренное старение витковой изоляции и снижение её механической прочности. Если это снижение значительно, снижается срок службы
трансформатора, особенно если он подвержен воздействию токов короткого замыкания.
2. Ускоренному старению подвержены и другие части изоляции.
3. Вследствие воздействия высокой температуры и больших токов увеличивается сопротивление контактов переключающих устройств.
4. Старению подвергаются и уплотнения бака, которые становятся более хрупкими.
10.2.2. Старение твёрдой изоляции
Во время работы трансформатора под влиянием тепловых, химических
и других воздействий в твёрдой изоляции идёт процесс её старения, ухудшающий её характеристик. Существенно не влияя на электрические свойства, старение резко проявляется в изменении механических характеристик.
Бумажная изоляция – это натуральный полимер (целлюлоза), молекула
которого образует цепь, состоящую примерно из 1200–1300 колец глюкозы, которая характеризуется показателем степенью полимеризации 1200–
1300 (СП). При старении целлюлозы молекулы распадаются на более мелкие части и степень полимеризации снижается от 1200–1300 приблизительно до 100.
229
Старение целлюлозной изоляции
сопровождается ухудшением её механических характеристик и, в частности, прочности на разрыв. По мере
0,4
старения, происходит расщепление
молекул, и средняя степень полимери0,2
зации молекул уменьшается. Считают,
что к концу срока эксплуатации
400
0
1200 СП
800
трансформатора прочность изоляциРис. 10.2. Снижение механической онной бумаги на разрыв может снипрочности бумаги при
зиться вдвое. При этом степень полиеё старении
меризации уменьшается примерно до
400 (рис. 10.2) и дальнейшее её использование считается нецелесообразным.
На старение твёрдой изоляции оказывает влияние влага, содержащаяся
в этой изоляции. Содержание влаги в бумаге в ходе эксплуатации оценивается в пределах от 0,3 до 7 % (от массы изоляции).
Влагосодержание твёрдой изоляции нового трансформатора при выпуске с завода составляет менее 0,5 %. По истечении нескольких лет эксплуатации трансформатора с силикагелевым осушителем воздуха влагосодержание может увеличиться до 3–5 % в зависимости от режима работы. В таком состоянии трансформатор работает оставшееся время до установленного срока эксплуатации, равного 25 годам. При этом степень полимеризации твёрдой изоляции обычно остаётся в пределах не менее 400–
360.
Влияние влаги на скорость старения подчиняется простому закону,
скорость разложения бумаги приблизительно пропорциональна количеству
содержащейся в ней влаги [21]. Этот закон справедлив при содержании
влаги в бумаге от 0,3 до 7 % и при относительно небольшой степени разрушения бумаги. При более сильном конечном разрушении бумаги влияние влаги становится более заметным. При содержании влаги 2 % старение
бумаги происходит быстрее в 6–16 раз, а при 4% – в 12–45 раз, чем при
0,3%.
Главным источником воды в трансформаторе является атмосферная
влага. Она проникает в трансформатор вместе с воздухом через несовершенные системы защиты от увлажнения. Второй путь, это проникновение
воздуха через уплотнения (в случае их дефекта) под воздействием градиента давления.
Помимо попадания влаги в масло из окружающей атмосферы, в самом
трансформаторе существует источник воды. Эта вода выделяется в твёрдой изоляции и масле в результате процесса их старения. В полностью
нагруженном трансформаторе целлюлозная изоляция состарится в течение
кгс
Р
см2
0,6
230
20–30 лет и выделит за это время около 0,5–0,75 % воды (от массы изоляции).
Трансформаторы, снабжённые защитой от окружающей атмосферы с
помощью эластичной мембраны (плёночная защита), не имеют непосредственного соприкосновения масла в расширителе с окружающей атмосферой. Поэтому влагосодержание и газосодержание изоляции в таких трансформаторах повышается значительно медленнее.
Продукты окисления масла также влияют на старение бумаги; однако
степень их воздействия представляет величину второго порядка по сравнению с прямым воздействием кислорода. Это подтверждается тем, что в открытых сосудах (со свободным доступом воздуха), содержащих масло и
бумагу с влажностью 0,3–5%, старение бумаги протекает примерно в 2,5
раза быстрее, чем в герметично закрытых сосудах в вакууме (или в атмосфере азота).
10.2.3. Старение трансформаторного масла
Силовые трансформаторы содержат значительное количество высокоочищенного трансформаторного масла, которое выполняет две функции:
изолирующую и охлаждающую. Кроме того, масло способствует гашению
электрической дуги. И ещё, масло является важнейшей информационной
средой, в которой сосредоточены сведения о разнообразных процессах,
происходящих в трансформаторе [21].
В процессе эксплуатации трансформаторное масло претерпевает глубокие изменения, которые обычно называют старением. При старении происходят изменения химических и электрофизических показателей, которые
характеризуют работоспособность масла. Ухудшаются его электроизоляционные свойства, происходит накопление осадка на активной части, что
затрудняет отвод тепла. Старение масла ускоряется при повышенной температуре трансформатора, наличии соприкосновения с кислородом воздуха, сильного электрического поля, при наличии различных материалов, из
которых изготовлен трансформатор.
Одним из факторов, определяющих характеристики трансформаторного масла, является содержание в нём воды (влагосодержание). Главным источником воды в трансформаторе без специальной защиты масла является
атмосферная влага в результате его контакта в расширителе. Второй путь,
это проникновение воздуха через уплотнения (в случае их дефекта) под
воздействием градиента давления.
Рассмотрим соотношение влаги, содержащейся в масле и твёрдой изоляции. В работающем трансформаторе при изменении нагрузки и, соответственно, температуры изоляции происходит постоянное перераспределение влагосодержания между твёрдой изоляцией и маслом (рис. 10.3). В
случае повышения температуры твёрдой изоляции парциальное давление
231
водяных паров в ней повышается и под действием градиента парциального
давления влага переходит из твёрдой изоляции в масло. При снижении
температуры идёт обратный процесс [21].
W Б,
%
10,5
7,5
5,0
80 °С
90 °С
2,5
0
100 °С
10
20
30
40
50
60
70
80
90 WМ, г/т
Рис. 10.3. Равновесное распределение влаги в изоляции трансформатора:
WБ – влагосодержание бумаги; WМ – влагосодержание масла;
t – температура изоляции
Как было отмечено выше влагосодержание в твёрдой изоляции в процессе эксплуатации изменяется в пределах 0,3–7 % массы этой изоляции
(нижний предел относится к новым трансформаторам, верхний – к находящимся в эксплуатации), в то время как влагосодержание в масле изменяется в пределах 5–100 г/т. В равновесном состоянии основное количество
воды содержится в твёрдой изоляции (свыше 99 %). Например, в автотрансформаторе мощностью 125 MB·А напряжением 220/110/11 кВ количество масла составляет 47 т, а масса целлюлозной изоляции – 5,9 т. При
температуре 70 °С и влагосодержании в масле 20 г/т, влажность твёрдой
изоляции составляет 2 %, т. е. в масле содержится 0,94 кг, а в твёрдой изоляции 118 кг воды [21].
При резких изменениях условий, например, при сбросе нагрузки и
быстром понижении температуры, масло может оказаться перенасыщенным влагой и произойдёт выделение свободной воды.
Согласно [49] влагосодержание в трансформаторном масле для трансформаторов с азотной или плёночной защитой не должно превышать 10 г/т
(0,001 % массы масла), а для трансформаторов без специальных защит
масла – 25 г/т (0,0025 %). Допустимое значение влагосодержания в твёрдой
изоляции во вновь вводимых трансформаторах и трансформаторах, прошедших капитальный ремонт, должно быть не выше 2 % массы твёрдой
изоляции, а эксплуатируемых – не выше 4 %. В трансформаторах с плё-
232
ночной или азотной защитой масла в расширителе влагосодержание обычно не превышает 1 %.
Старение масла увеличивает вла% WБ
госодержание бумаги примерно на
1 % до его замены. Если за время эксплуатации имела место одна смена
5,0
масла, то общее количество влагосодержания твёрдой изоляции может
2,5
возрасти за счёт старения не более
чем на 2–3 %. При старении целлюСП
лозной изоляции (снижение степени
250
0
750 1000
500
полимеризации СП), когда уменьшается механическая прочность бумаги
Рис. 10.4. Образование воды
на разрыв (например, при термичепри термическом разложении
ском разложении бумаги) увеличивабумаги
ется влагосодержание в твёрдой изоляции (рис. 10.4).
Влагосодержание WМ в чистом трансформаторном масле (с количеством механических примесей 0,5 г/т) мало влияет на его пробивное
напряжение (рис. 10.5) – прочность масла между стандартными электродами, равная 80 кВ, остаётся практически неизменной при росте влагосодержания до 30 г/т. Однако загрязнение масла механическими примесями
(твёрдыми частицами) делает зависимость более резкой. Например, при
содержании примесей 50 г/т и увеличении влагосодержания WМ до 60 г/т
пробивное напряжение масла снижается до 20 кВ.
кВ U
12 мм
2
80
3 мм
60
1
40
20
0
20
40
60
80
100
WМ
г/т
Рис. 10.5. Пробивное напряжение при частоте 50 Гц трансформаторного
масла при температуре 25 оС в зависимости от влагосодержания:
2 – 0,5 г/т твёрдых включений; 1 – 50 г/т твёрдых включений
233
Старение масла определяется окислительными процессами, воздействием электрического поля и присутствием конструкционных материалов
(металлы, лаки, целлюлоза). В результате старения ухудшаются изоляционные характеристики масла и выпадает осадок, который затрудняет теплообмен и ускоряет старение целлюлозной изоляции. Значительную роль в
ускорении старения масла играют повышенная рабочая температура и
наличие кислорода (в негерметизированных конструкциях).
10.3. Жизненные циклы силового трансформатора
Под технической системой (ТС) будем понимать объект или устройство, заданной функцией которого является передача и распределение
электроэнергии. Это может быть силовой трансформатор, коммутационные аппараты, линии электропередачи и прочее.
ТС может находиться в исправном или неисправном состоянии. Второе имеет две разновидности – работоспособное и неработоспособное.
Исправной является ТС, полностью отвечающая всем техническим требованиям. Работоспособное состояние позволяет ТС выполнять заданные
функции, а неработоспособное – нет. При возникновении и развитии дефекта исправный объект становится неисправным, а сам дефект эволюционирует из повреждения в отказ (рис. 10.6).
Исправное
состояние
Отсутствие
дефекта
Работоспособное
состояние
Повреждение
Неработоспособное
состояние
Отказ
Рис. 10.6. Эволюция состояний технической системы
Рассмотрим понятие «дефекта». Под дефектом понимают повреждение, при развитии которого со временем может произойти отказ ТС. Различают дефекты:
– устранимый и неустранимый дефекты; устранение первых технически
возможно и экономически целесообразно, а устранение вторых технически
невозможно или экономически нецелесообразно;
– малозначительный, значительный и критический дефекты; первый
существенно не влияет, второй влияет на использование и долговечность
ТС; в третьем случае использование объекта по назначению практически
невозможно или недопустимо;
– явный и скрытый дефекты.
Предельное состояние – это такое состояние объекта, при котором его
дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна либо восста-
234
новление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.
В оценке состояния ТС ключевую роль играет идентификация дефекта,
которая включает:
– распознавание вида дефекта;
– определение динамики его развития;
– выявление места дефекта;
– выбор средств, направленных на локализацию дефекта и снижение
скорости его развития.
Существует три типа задач определения состояния ТС:
1. К первому типу, самому распространённому, относятся задачи определения состояния, в котором находится объект в настоящий момент времени. Это задачи диагностирования.
2. Задачи второго типа – предсказание состояния, в котором окажется
объект в некоторый будущий момент времени. Это задачи прогнозирования.
3. К третьему типу относятся задачи определения состояния, в котором
находился объект в некоторый момент времени в прошлом. Это задачи генеза – расследование произошедших аварий и поиском их причин.
Понятие «ресурса». «Жизнь» любой ТС характеризуется износом, т. е.
старением. Этому процессу противостоит ресурс ТС, который в течение
«жизни» тратится – уменьшается монотонно или иногда скачками.
Как известно, «жизнь» ТС состоит из различных состояний или режимов. Полный эксплуатационный цикл ТС включает следующие виды подобных состояний:
– пуск;
– холостой ход;
– работа с номинальной нагрузкой;
– работа с перегрузкой;
– сброс нагрузки до некоторого значения;
– аварийная перегрузка (повреждение);
– период бездействия, простой.
В эксплуатационном цикле электрооборудования наиболее ресурсозатратными являются режимы пуска, работы с перегрузкой и особенно аварийные режимы работы. Простойный режим, как правило, является
наименее разрушительным, хотя трата ресурса происходит и в этом случае.
Можно считать, что всем режимам, когда ТС функционирует, противостоит её физический ресурс, по мере траты которого происходит физическое
старение ТС, а полному сроку службы противостоит моральный износ.
Моральное старение совершается вне объекта. Смысл морального старения заключается в том, что развитие техники придаёт новым образцам
конкретной ТС более современные свойства, которые обесценивают прежние модели, даже если в них не происходит никаких физических измене235
ний и ухудшений. Примером такого положения являются силовые трансформаторы выпуска середины прошлого века. Они до сих пор продолжают
функционировать в наших энергосистемах, хотя по отдельным эксплуатационным параметрам, в частности потерям холостого хода, они давно превзошли все сроки морального старения. Запредельные значения потерь холостого хода в этих трансформаторах, как известно, обусловлены использованием горячекатаных электротехнических сталей.
Узлы и детали реальной ТС испытывают разные спектры нагрузок и
разрушающих факторов, при этом одни узлы, подвергающиеся наиболее
интенсивному воздействию, расходуют свой ресурс интенсивнее, чем другие. Следовательно, если говорить о пределе ресурса, то нужно иметь ввиду не всю ТС в целом, а её наиболее нагруженные элементы и детали. В
силовых трансформаторах «слабым звеном» является целлюлозная витковая изоляция, которая в процессе эксплуатации заменяться не может. Поэтому о продлении ресурса трансформатора можно говорить, только попытавшись как-то восстановить свойства изоляции.
По истечении срока службы (выработки ресурса) ТС должно быть принято решение, предусмотренное соответствующей научно-технической документацией – вывод из эксплуатации или установление нового срока
службы. Таким образом, жизнь оборудования не заканчивается с исчерпанием срока службы. Подобный подход в настоящее время широко применяется на практике и в нашей стране, и за рубежом. При исчерпании срока
службы при удовлетворительном состоянии оборудования назначается новый срок службы, который обосновывается опытом эксплуатации и гарантированно не приведёт к аварии до очередных испытаний.
Если по прогнозным оценкам остаточный срок службы до достижения
оборудованием предельного состояния невелик (не более 5 лет), наиболее
предпочтительным вариантом будет эксплуатация этого оборудования в
щадящем режиме и подготовка к его замене. Применение каких-либо затратных технических решений для повышения надёжности нецелесообразно. Если остаточный срок службы превышает 10 лет, но при этом рассматриваемое оборудование морально устарело, наиболее приемлемым решением считается досрочный вывод его из эксплуатации.
За предельный срок эксплуатации электротехнического оборудования
рекомендуется принимать срок в 50 лет [35].
При появлении дефекта сложным является определение продолжительности работоспособности действующего трансформатора. Так, например,
трансформатор с ухудшенными из-за увлажнения характеристиками изоляции является несправным, но может оставаться некоторое время работоспособным. Если за это время неисправность устраняется, например, путём
сушки масла и изоляции с помощью термосифонных фильтров в процессе
работы трансформатора, то он вновь оказывается и исправным, и работоспособным.
236
Вообще большая часть дефектов связана с обратимыми изменениями
состояния изоляционной системы вследствие её увлажнения, загрязнения
примесями, газонасыщения материалов, старения масла, деградации поверхности изоляции вследствие адсорбции агрессивных продуктов старения масла, влаги и отложения примесей. Удаление влаги, дегазация, а также регенерация масла и изоляции с удалением адсорбированных продуктов старения являются наиболее эффективными методами реального продления срока службы изоляционной системы трансформатора, в частности
восстановление исходных запасов электрической прочности. Практически
все эти мероприятия могут быть осуществлены без вывода трансформатора в ремонт.
Анализ видов дефектов силовых трансформаторов показывает, что их
можно разделить на три группы по времени развития:
– медленно развивающиеся дефекты с временем развития более года;
– быстро развивающиеся дефекты с временем развития менее года;
– внезапные отказы с временем развития от долей секунды до нескольких часов.
В количественном отношении доля различных дефектов меняется. Если
для трансформаторов, работающих в рамках нормативного ресурса, доля
быстро развивающихся дефектов и внезапных отказов не превышает 35–
40 %, то для состаренного оборудования доля медленно развивающихся
дефектов снижается до 40 % за счёт увеличения быстро развивающихся
дефектов – 40 % и внезапных отказов – 20 %.
Медленно и быстро развивающиеся дефекты при своевременном их
выявлении обычно удаётся устранить, и при этом физический ресурс
трансформатора не меняется. Внезапные отказы чаще приводят к необратимым изменениям, и даже своевременное выявление и устранение таких
дефектов снижает физический ресурс.
Наибольшее количество отказов происходит в период нормальной эксплуатации, и основное количество трансформаторов не «дотягивает» до
износовых отказов (табл. 10.5)
Таблица 10.5
Аварийность трансформаторов с разным сроком эксплуатации
Срок эксплуатации
% отказов
До 10 лет
15
От 10 до 20 лет
30
От 20 до 30 лет
29
От 30 до 40 лет
18
Свыше 40 лет
8
237
На рис. 10.7 показана гистограмма распределения отказов силовых
трансформаторов типа ТМ-250-10/0,4 кВ.
о. е. f(t)
0,06
0,05
0,04
0,03
0,02
0,01
0
1
5
9
13
17
21
25
29
33
37 лет
Рис. 10.7. Гистограмма распределения отказов
силовых трансформаторов типа ТМ-250-10/0,4
Надёжность работы трансформаторного оборудования непосредственно
связана с его сроком службы. Основная особенность трансформаторов в
том, что срок службы в большой степени определяется состоянием бумажно-масляной изоляции в процессе её естественного старения и под воздействием внешних факторов. Доля оборудования, выработавшего нормативный срок службы, в настоящее время приближается к половине: из 200
тыс. работающих в России трансформаторов и шунтирующих реакторов на
напряжение 110 кВ и выше, мощностью не менее 63 МВ·А, более 40 %
вышло за срок службы 25 лет [2].
До конца ХХ-го века поддержание электрооборудования в рабочем состоянии обеспечивалось с помощью системы текущего обслуживания и
ремонта (ТОиР), которая определяла проведение текущих и капитальных ремонтов электрооборудования с чётко регламентированными периодами времени между ними [45].
Текущий ремонт – это ремонт, выполняемый для обеспечения или
восстановления работоспособности объекта и состоящий в замене и/или
восстановлении отдельных частей.
Капитальный ремонт – это ремонт, выполняемый для восстановления
неисправности и полного или близкого к полному ресурсу объекта или
восстановления любых его частей, включая базовые. Послеремонтный ресурс оборудования должен составлять не менее 80 % ресурса нового оборудования.
238
Периодичность проведения текущих ремонтов составляла один раз в
три-четыре года, капитальных – один раз в двенадцать лет. Текущие ремонты выполняются без разгерметизации активной части, капитальные – с
разгерметизацией.
Ежегодный прирост парка электрооборудования со сверхнормативным
сроком службы значительно превышает прирост вновь вводимого оборудования, ввиду этого использование системы планово-предупредительных
ремонтов для поддержания необходимой эксплуатационной готовности
оборудования становится все более затруднительным. К переходу к ремонту в зависимости от фактического состояния подталкивает бурное развитие
средств и методов технической диагностики.
Экономические реформы энергетики, начатые в 90-х гг. во многих
странах мира, ограничили возможность обновления парка оборудования и
поставили задачу поддержания надёжности работающего оборудования с
большими сроками службы. Возможность продления срока службы подтверждается практикой обследования парка трансформаторов. Так, при
контроле состояния 250 трансформаторов мощностью от 6,3 до
1000 МВ·А, у 75 % которых срок службы превышал 25 лет (данные НПО
«Техносервис-Электро»), установлено:
– 30 % обследованных трансформаторов допускают продолжение работы без принятия каких-либо мер;
– 30 % требуют более частого контроля;
– 23 % требуют улучшения состояния изоляции, 15 % – проведения капитального ремонта и только в 2 % случаев необходима замена трансформатора [2].
Из приведённых данных видно, что 83 % трансформаторов вполне работоспособны. Однако проблемы диагностики становятся для таких
трансформаторов значительно более остро.
Одним из главных средств новых эффективных стратегий обслуживания силовых трансформаторов является непрерывный контроль их состояния. Непрерывный контроль состояния в работе обеспечивает выявление
дефектов оборудования на ранней стадии их развития, до того, как они перейдут в серьёзное повреждение. Современная тенденция перехода от превентивной профилактики, проводящейся при возникновении дефектов, к
профилактике, зависящей от состояния оборудования – к предупреждающей профилактике, требует широкого применения методов непрерывного
контроля состояния трансформаторов. Система обслуживания трансформаторов в зависимости от их состояния направлена на увеличение срока
службы, организацию оптимальной эксплуатации «критического» оборудования.
Задачи технического прогнозирования состояния силовых трансформаторов, несмотря на их значительную сложность, приобретают особую значимость, поскольку при их правильном решении они позволяют достигать
239
значительной экономии ресурсов. При их реализации, например, технические специалисты разрабатывают различные сценарии ТОиР, а менеджеры
корректируют их на основе управления рисками. Одним из результатов
решения подобных задач является положение, когда стратегия планового
ТОиР уступает место ТОиР по техническому состоянию.
10.4. Диагностирование и мониторинг состояния электрооборудования
В положении ПАО «Россети» «О единой технической политике в электросетевом комплексе» [34] и ГОСТ 20911-89 [11] используется следующая терминология, характеризующая процессы, с одной стороны, определения состояния электрооборудования, с другой, поддержания его в работоспособном состоянии:
– техническая диагностика – область знаний, охватывающая теорию,
методы и средства определения технического состояния объектов;
– техническое диагностирование – определение технического состояния объекта;
– контроль – составная часть диагностирования;
– техническое состояние – совокупность подверженных изменению в
процессе производства или эксплуатации свойств объекта, характеризуемая в определённый момент времени признаками, установленными технической документацией на этот объект;
– мониторинг – непрерывный контроль параметров объекта с применением автоматизированных систем, обеспечивающих сбор, хранение и
обработку информации в режиме реального времени;
– автоматизированная система мониторинга и технического диагностирования (АСМД) – система, обеспечивающая сбор, хранение, обработку информации и техническое диагностирование в режиме непрерывного контроля параметров объекта с применением автоматизированных
систем реального времени и участием человека;
– эксплуатация – стадии жизненного цикла объекта электросетевого
хозяйства, на которых реализуется, поддерживается и восстанавливается
его качество. Эксплуатация изделия включает в себя в общем случае
транспортирование, хранение, использование по назначению (оперативнотехнологическое управление), техническое обслуживание (включая диагностирование) и ремонт;
– ремонт – комплекс операций по восстановлению исправности или
работоспособности изделия и восстановлению ресурса изделий или их составных частей;
– ремонт по техническому состоянию – ремонт, при котором объём
и момент начала ремонта определяются техническим состоянием, при
этом, контроль технического состояния выполняется с периодичностью и в
240
объёме установленными документацией производителя оборудования или
требованиями НТД.
В буквальном переводе с греческого «диагностика» – это распознавание, способность распознавать дефекты в объектах технической природы.
Под дефектами следует понимать любое несоответствие свойств объекта
заданным свойствам. Установление каким-либо способом факта несоответствия называют обнаружением дефекта. Процесс диагностирования
происходит в условиях ограниченной информации и, как правило, носит
вероятностный характер. Суть распознавания заключается в выявлении
конкретного состояния ТС.
Собственно, процессом диагностирования является некоторый набор
правил (алгоритм), который может быть реализован в виде программы обнаружения дефекта, уточнения его вида и места. Подобные программы могут быть достаточно сложными.
Диагностика как наука и её практическое приложение находится на
стыке разделов различных наук. Прежде всего, это относится к физике и
химии в части поведения и изменения свойств материалов различного вида
(от газообразных до твёрдых тел) и процессов, протекающих в них под
действием различных факторов.
При диагностировании оборудования знание взаимодействия событий
при образовании дефекта является важнейшим условием определения логической цепи событий при создании моделей технического состояния систем и объекта в целом. Следовательно, построение схем событий является
составной частью методики диагностирования при анализе результатов
измерения параметров контролируемого оборудования.
В электроэнергетике базовым нормативным документом, регламентирующим процесс диагностирования, являются «Правила технической эксплуатации» [37]. В них приводится набор положений, который должен
быть обеспечен в процессе диагностирования конкретного устройства.
Этот набор включает: задачи и условия диагностирования; состав диагностических параметров; методы и средства диагностирования; результаты
диагностирования. Документом, регламентирующим конкретные испытания, является документ «Объём и нормы испытания электрооборудования»
[41].
Задачами диагностирования являются [11]:
1. Определение технического состояния электрооборудования в условиях изменяющихся эксплуатационных воздействий.
2. Выявление вида дефекта, его масштабов, места расположения, причин появления, что служит основой для принятия решения о последующей
эксплуатации оборудовании (выводе в ремонт, дополнительном обследовании, продолжении эксплуатации и т. п.) или о полной замене оборудования.
241
3. Прогнозирование остаточного ресурса работы электрооборудования
или срока службы последующей эксплуатации.
Располагая знанием о причинах возникновения каждого дефекта и факторах, влияющих на его развитие, можно путём влияния на причины и
факторы приостановить или замедлить развитие наиболее критичных дефектов, продлевая таким образом ресурс работоспособности ТС.
Техническое состояние любого объекта устанавливается при разовом и
многократном диагностировании. При разовом диагностировании высоковольтного оборудования, состоящего из множества элементов, вероятность
объективной оценки технического состояния мала. Вероятность надёжной
и объективной оценки технического состояния повышается по мере увеличения числа обследований. Это обстоятельство является основанием для
введения многократного диагностирования с определённой периодичностью. Разовое или многократное диагностирование позволяет выявлять только медленно развивающиеся дефекты.
В настоящее время существует возможность измерять автоматически
основную часть текущих диагностических параметров техническими средствами под рабочим напряжением (т. е. в режиме «on-line»). Диагностирование производится в циклической форме: каждый цикл включает в себя
измерение всего комплекса параметров при обязательной регистрации параметров хотя бы один раз.
Дефекты, развивающиеся с большой скоростью, требуют непрерывного контроля состояния (мониторинга) – обычно интегральных параметров, изменяющихся при разных видах дефектов. Стратегии профилактики трансформаторов с оценкой состояния конкретного трансформатора в работе основаны на выявлении развивающихся дефектов без вывода
его из работы [1].
Контроль состояния трансформаторов во время работы позволяет существенно продлить срок их службы, а также удлинить интервалы между
подобными обследованиями и ремонтами. Расходы на ремонты и ущерб от
перерывов электроснабжения для разных видов основного оборудования
энергосистем снижаются при этом в несколько раз.
Потребность в обеспечении эксплуатационной надёжности высоковольтного электрооборудования настолько очевидна, что применение методов, устанавливающих образование каких-либо неисправностей в этом
оборудовании, считается безусловным. Организация контроля технического состояния электрооборудования и выявление неисправностей с целью
их удаления и обеспечения эксплуатационного ресурса достигаются применением эффективных методов и средств диагностирования оборудования.
Следует отметить, если бы не применялось диагностирование оборудования, то следовало бы ожидать увеличения числа отказов до (10–20) %.
242
Современные методы технического диагностирования позволяют: выявлять возникающие в работе дефекты в высоковольтных силовых трансформаторах, обнаружить их на ранней стадии развития без отключения
трансформатора от сети, а также своевременно, до возникновения аварийной ситуации, принять правильные решения по ликвидации дефектов; сократить или полностью исключить вынужденные простои на ремонт и обслуживание; увеличить межремонтный интервал и качество ремонта; снизить затраты на него, а также продлить срок службы оборудования. В конечном итоге, такой подход обеспечивает переход от плановопредупредительных и послеаварийных ремонтов к обслуживанию объектов энергетики по их фактическому состоянию.
Системы технического диагностирования особенно важны как средства
перехода к профилактике, опирающейся на реальное состояние трансформатора, которая приводит к сокращению расходов на обслуживание и продлевает срок службы работающих трансформаторов. Кроме функций выявления дефектов, системы технического диагностирования за счёт применения средств автоматизации могут решать задачи управления режимом
силового трансформатора, что позволит повысить срок его службы.
Рассмотренные выше определения и положения распространяются на
все виды электрооборудования систем электроснабжения.
10.5. Испытания и обследование состояния силового трансформатора
Силовой трансформатор эксплуатируется до 40–50 лет в самых различных режимах и при разных внешних воздействиях. Это разнообразие не
может быть представлено аналитически. Необходима некоторая система
оценки состояния трансформатора, организованная на предприятии.
Текущее состояние силового трансформатора определяется множеством различных факторов и в его оценке существенную роль играют так
называемые испытания, под которыми понимаются методы экспериментального определения качественных и количественных характеристик объекта [49].
Испытания могут проводиться на различных этапах жизненного цикла
силового трансформатора. Они проводятся на специальных стендах и различаются наборами контролируемых параметров и состояний, которые
трансформатор должен выдержать без изменения своих свойств. Параметры и характеристики, на основе которых делается вывод о состоянии
трансформатора, носят название диагностических параметров.
Изоляцию высоковольтного оборудования испытывают после изготовления и в эксплуатации. Цель испытаний электрооборудования – проверка
соответствия требуемым техническим характеристикам, установление отсутствия дефектов, получение исходных данных для последующих профилактических испытаний, а также изучение работы оборудования. Различа243
ют следующие виды испытаний: типовые, контрольные, приёмосдаточные,
эксплуатационные, специальные.
Типовые испытания нового оборудования (отличающегося от существующего конструкцией, материалами или технологическим процессом,
принятым при его изготовлении) выполняются на заводе-изготовителе с
целью проверки соответствия всем требованиям, предъявляемым к оборудованию данного типа стандартами или техническими условиями.
Контрольным испытаниям подвергается каждое изделие (машина,
аппарат, прибор и т. д.) при выпуске с завода-изготовителя для проверки
соответствия выпускаемого изделия основным техническим требованиям.
Приёмосдаточным испытаниям подвергается по окончании монтажа
всё вновь вводимое в эксплуатацию оборудование для оценки пригодности
его к эксплуатации. Основная задача приёмо-сдаточных испытаний –
определение соответствия изделия требованиям нормативно-технической
документации.
Оборудование, находящееся в эксплуатации, в том числе вышедшее из
ремонта, подвергается эксплуатационным испытаниям, целью которых
является проверка его исправности. Эксплуатационными являются испытания при капитальных и текущих ремонтах и профилактические испытания, не связанные с выводом оборудования в ремонт.
Специальные испытания проводятся для исследовательских и других
целей по специальным программам.
Программы всех видов испытаний установлены соответствующими
ГОСТ, «Правилами устройства электроустановок», «Объёмом и нормами
испытаний электрооборудования (сетевых и потребителей)» и «Правилами
технической эксплуатации электроустановок». В процессе приёмосдаточных и эксплуатационных испытаний необходимо дополнительно учитывать требования заводских и ведомственных инструкций.
Диагностирование электросетевого оборудования может проводиться
под рабочим напряжением без вывода оборудования из работы и со снятием напряжения с обследуемого оборудования. Согласно Положению о
технической политике [34] техническое диагностирование и мониторинг
электросетевого оборудования в современных условиях должны проводиться в основном под рабочим напряжением, при этом должны предусматриваться три уровня диагностического контроля:
Первый диагностический уровень предполагает проведение измерений необходимого количества нормируемых параметров с заданной периодичностью под рабочим напряжением без отключения оборудования,
по результатам которого принимается решение о дальнейшей эксплуатации оборудования или целесообразности проведения внеочередных мероприятий в рамках второго диагностического уровня.
Диагностирование выполняется с использованием автоматизированных
систем непрерывного контроля (мониторинга) и/или средствами периоди244
ческого контроля, включая случаи, когда организация мониторинга невозможна или нецелесообразна.
Второй диагностический уровень предполагает периодический контроль с выводом оборудования из работы, по результатам которого принимается решение о дальнейшей эксплуатации оборудования или проведении внеочередных мероприятий в рамках третьего диагностического уровня.
Диагностирование выполняется средствами периодического контроля с
применением современных высокоэффективных диагностических методов
и оборудования путём измерения нормируемых параметров непосредственно после вывода оборудования из работы с целью выявления степени
и характера развития дефекта, зафиксированного на предыдущих уровнях
диагностического контроля.
Третий диагностический уровень предполагает комплексное диагностическое обследование с выводом оборудования из работы, результатом которого являются рекомендации о дальнейшей эксплуатации обследованного электросетевого оборудования.
Комплексное диагностирование выполняется с привлечением, как нормируемых средств и методов периодического контроля, так и с привлечением дополнительных специальных средств и методов технического диагностирования по предварительно утверждённой программе. При проведении комплексного диагностического обследования максимально возможное число параметров измеряют на работающем оборудовании под рабочим напряжением. Параметры, которые не представляется возможным измерить под рабочим напряжением, измеряют непосредственно после вывода оборудования из работы.
Процесс диагностирования любой ТС по своей сути является итерационным. Продолжительность этого процесса зависит от опыта исполнителей и используемых средств диагностирования. Этот процесс состоит
из последовательности этапов, трудоёмкость которых сначала, как правило, не очень высока, а затем, если удаётся получить достоверный результат, в общем случае нарастает. Первый этап – это выявление дефектов без
вмешательства в режим эксплуатации ТС путём периодических или непрерывных наблюдений и измерений – то, что мы называли первым диагностическим уровнем. В случае выявления на этом этапе каких-либо признаков дефектов, возникает потребность в проведении других методов сначала на работающем оборудовании, а затем на выведенном из работы. Задача
каждого последующего этапа – подтвердить либо опровергнуть предположения, сделанные на предыдущем этапе. Процесс завершается, когда достоверность полученного результата сомнений не вызывает.
Согласно [34] предусматриваются следующие виды обследования оборудования подстанций:
245
1. Техническое диагностирование состояния оборудования возможно
на основании анализа результатов испытаний, анализов и измерений или
данных, получаемых в процессе эксплуатации автоматизированными системами мониторинга и технического диагностирования (первый и второй
диагностический уровень).
2. Непрерывный контроль (мониторинг) проводится в режиме реального времени путём измерения ключевых показателей технического состояния основного электросетевого оборудования. Мониторинг должен своевременно передавать информацию о критических значениях наблюдаемых
параметров. Для различных видов и типов оборудования должен выбираться оптимальный перечень ключевых параметров мониторинга.
3. Автоматизированные системы мониторинга и технического диагностирования (АСМД) должны осуществлять оперативное диагностирование текущего технического состояния оборудования, своевременное
выявление возникающих дефектов и прогнозирование их развития.
На вновь строящихся и реконструируемых ПС должно применяться электрооборудование в конструктивном исполнении, обеспечивающем возможность монтажа и использования АСМД для оценки технического состояния под рабочим напряжением.
Под рабочим напряжением должен быть обеспечен непрерывный контроль состояния силовых трансформаторов с использованием АСМД преимущественно по следующим показателям:
– электрическим параметрам (токи, напряжения, активные, реактивные
мощности, cosφ) сторон ВН, СН, НН;
– влагосодержанию и содержанию растворенных в трансформаторном
масле диагностических газов;
– качеству изоляции (tgδ, ёмкости) вводов ВН, СН;
– уровню частичных разрядов;
– температуре верхних слоёв масла на входе и выходе охладителей;
– температуре наиболее нагретых точек обмоток;
– состоянию технологических защит и сигнализации.
4. Комплексное диагностическое обследование силовых трансформаторов проводится:
– в случае отсутствия динамики изменений диагностируемых параметров в сторону ухудшения после 12 лет с начала эксплуатации силового
оборудования, а в дальнейшем 1 раз в 4–6 лет по решению технического
руководителя на основании результатов периодического контроля второго
диагностического уровня;
– для оборудования со сверхнормативным сроком эксплуатации;
– для оборудования, классифицированного по техническому состоянию
как «ухудшенное» и «предаварийное»;
– при обнаружении динамики изменений диагностируемых параметров
в сторону ухудшения в рамках планового контроля или мониторинга;
246
– при необходимости проведения капитального ремонта.
Целями комплексного диагностического обследования (третий диагностический уровень) силовых трансформаторов являются:
– определение состояния, прогнозирование развития дефектов, оценка
степени их опасности при эксплуатации;
– оценка технического состояния силового оборудования и его элементов на основе диагностической информации (результатов измерений, испытаний, анализов);
– разработка рекомендаций о порядке дальнейшей эксплуатации, возможных ремонтах, сроках (периодичности) контроля узлов и систем обследованного силового оборудования.
В последние годы в нашей стране и за рубежом проводят массовые обследования парка трансформаторов, вызванные быстрым ростом доли
трансформаторов, выработавших свой нормативный ресурс. Эффективность массового обследования показывает следующий пример – выводы в
ремонт трансформаторов по результатам оценки состояния производятся
значительно реже, чем при плановых ремонтах, что позволяет существенно
сократить объёмы капитальных ремонтов.
10.6. Экономическая эффективность диагностирования и мониторинга
Ожидаемый экономический эффект от применения современных методов технического диагностирования состояния высоковольтных силовых
трансформаторов можно рассматривать по нескольким направлениям:
1. Уменьшение числа аварий с силовыми трансформаторами и, как
следствие, уменьшение расходов на ремонт. Мировой опыт показывает,
что экономический ущерб от случайной аварии мощного силового трансформатора связан, с одной стороны, с весьма крупными затратами, необходимыми для восстановления самого трансформатора, с другой стороны,
с остановкой промышленных предприятий из-за отсутствия питающего
напряжения [1, 2].
Силовые трансформаторы хотя и являются в эксплуатации весьма
надёжными аппаратами благодаря отсутствию вращающихся частей, но изза отрицательного влияния различных факторов неисправности и аварии
для них не являются редкостью и оказывают большое влияние на надёжность работы системы электроснабжения.
Расходы на ремонт трансформатора в зависимости от характера его повреждения могут составлять порой от нескольких процентов до 60–80 %
стоимости нового трансформатора. Поэтому при тяжёлых авариях часто
рассматривается ситуация, при которой просчитывается технико-экономическое сопоставление проведения ремонта трансформатора или приобретение нового трансформатора.
247
Применение эффективных систем контроля и диагностирования позволяет, предупреждая аварийный выход из строя крупных трансформаторов,
получить такой значительный экономический эффект, что становится целесообразным использование даже весьма сложных средств измерения,
обработки данных и выдачи результатов контроля. Примерами сложных
устройств, использующих самые последние достижения науки и техники,
являются оптоволоконные измерители температуры обмоток, акустические
и радиочастотные измерительные устройства для индикации частичных
разрядов и дугообразования внутри бака, устройства непрерывного контроля концентрации растворенных в масле газов, автоматизированные системы непрерывного контроля состояния трансформатора и др.
2. Снижение внеплановых отключений электроэнергии (результатом
которых становится массовый брак). Экономические потери у потребителя
при отключении напряжения определяются целым рядом факторов:
– Видом потребителя. Например, удельный ущерб для промышленности строительных материалов может составлять 38,48 руб./кВт, а для химической промышленности – 5032,62 руб./кВт (в ценах 2010 г.) [28].
– Построением системы электроснабжения, от категории её надёжности.
– Длительностью перерыва электроснабжения.
3. Своевременный вывод электрооборудования в ремонт, что снижает
затраты на ремонт и уменьшает время простоя оборудования в ремонте.
Своевременное выявление возникшего дефекта на его ранней стадии развития позволяет отключить трансформатор до развития аварийной ситуации и, следовательно, снижает стоимость ремонта этого трансформатора.
Своевременно проведённое диагностирование позволяет оценить состояние трансформатора и провести плановый ремонт так, чтобы потери от вывода из работы или замены источника энергии были минимальны.
Расчёты, проведённые специалистами Канады и США, показывают, что
раннее обнаружение развития дефектов в трансформаторе снижает расходы на ремонт на 75 %, потери от недоотпуска электроэнергии – на 63 %, а
ежегодная экономия составляет 2 % от стоимости нового трансформатора.
Опыт внедрения установок многопараметрического контроля и диагностирования состояния силовых трансформаторов в США подтверждает, что
энергокомпания экономит в 3–6 раз больше, чем затрачивает на систему
контроля, включая периодические измерения на отключенном трансформаторе.
4. Применение систем диагностирования потребует, с одной стороны,
капитальных затрат на их приобретение, с другой стороны, затрат на проведение диагностирования, которые при определённых условиях могут
превысить стоимость средств диагностирования.
Стоимость и состав технических средств системы мониторинга силового трансформатора определяется в каждом конкретном случае отдельно,
248
исходя из многопараметрического анализа особенностей его конструкции
и эксплуатации.
Экономическую обоснованность платы за систему мониторинга трансформатора лучше определять в процентах от стоимости контролируемого
оборудования в связи с её наглядностью. В литературе существует большой разброс мнений о величине (минимальной, максимальной, оптимальной) относительной цены системы мониторинга: она варьируется от 3 до
30 % от стоимости трансформатора [44]. Очевидно, что при определённых
условиях допустимы оба эти граничных значения, меньшее – приемлемо
для небольших второстепенных трансформаторов, а большее – может быть
использовано при создании систем мониторинга очень ответственных
трансформаторов. По мнению [44] стоимость системы мониторинга в размере 5–7 % от стоимости трансформатора является экономически наиболее
приемлемой. Большинство производителей и эксплуатационников сходятся в мысли, что минимальный трансформатор, на который можно устанавливать систему мониторинга, имеет напряжение обмотки высокого напряжения не менее 110 кВ и мощность от 40 МВ·А (ориентировочная стоимость около 30 млн. руб.). Стоимость отечественных систем мониторинга
для таких трансформаторов начинается от 150 тысяч рублей и
от 500–600 тыс. руб. у зарубежных производителей систем мониторинга.
Затраты на обеспечение силового трансформатора системой расширенного
мониторинга составляют 3–10 % стоимости трансформатора, что является
экономически выгодным и целесообразным [44].
5. Встроенные системы диагностирования (мониторинга) должны проектироваться и создаваться одновременно с самим силовым трансформатором. Тем самым обеспечивается такое свойство, которое называется контролепригодностью, которое определяет уровень эффективности диагностирования состояния трансформатора. Требования обеспечения высокой
контроллепригодности усложняют проектирование трансформатора, дополнительная аппаратура снижает некоторые показатели его надёжности.
Это плата за контролепригодность. Таким образом, ответственность за диагностическое обеспечение первоначально несёт разработчик силовых
трансформаторов. Однако это требование не всегда выполняется, в результате чего объекты оказываются плохо приспособленными к диагностированию, а эксплуатационники зачастую вынуждены заниматься разработкой
малоэффективных средств «приставной диагностики», не всегда обеспечивающей полноту обнаружения дефектов и должную глубину их поиска,
или приспосабливать известные системы диагностирования, уже находящихся в эксплуатации.
249
10.7. Методы определения состояния трансформатора
Стремление выявления возможно большего числа и вида дефектов привело к разработке многих методов контроля состояния, не требующих отключения трансформатора от сети, в том числе:
– контроль внутренних нагревов штатными или специальными датчиками;
– тепловизионный контроль внешних нагревов;
– анализ качества масла, содержания в нём частиц и фуранов;
– определение состава и количества растворённых в масле газов;
– измерение частичных разрядов;
– выявление деформации обмоток из-за усилий при КЗ.
Связь между диагностическими параметрами и выявляемыми с их помощью дефектами приведена в табл. 10.6 [1].
Таблица 10.6
Выявление дефектов системой контроля состояния трансформатора
Диагностические
Вид дефекта
параметры
1
2
3
4
5
6
7
8
Влага в масле
•
•
Газы в масле
•
•
•
•
•
•
•
Частичные разряды
•
•
•
•
•
Температура
•
•
•
Вибрация
•
•
UПР масла
•
•
•
Перегревы
•
•
•
Примечание. 1 – дефект в обмотке; 2 – дефект изоляции; 3 – дефект
сердечника; 4 – горячие точки; 5 – дугообразование; 6 – пузырьки газа;
7 – грязь в масле; 8 – утечки в системе.
Из табл. 10.6 видно, что диагностические параметры могут проявляться
при разных видах дефектов.
10.7.1. Органолептический метод диагностирования
Органолептические методы диагностирования основаны на использовании органов чувств человека (осмотр, ослушивание). Несмотря на большое количество современных методов диагностирования и контроля работы оборудования, органолептические методы, основанные на анализе информации, воспринимаемой органами чувств человека, до сих пор имеют
широкое распространение. Вопреки кажущейся примитивности, они явля-
250
ются достаточно эффективными (даже в сравнении с приборными методами) и не требуют серьёзных вложений средств.
Осмотры – традиционная профилактическая мера поддержания работоспособности оборудования, к проведению которых привлекается специально подготовленный персонал. Осмотры можно рассматривать как специфический вид испытаний. Они проводятся с определённой периодичностью и, в случае необходимости, в зависимости от текущего рабочего состояния трансформатора. При этом специальное оборудование не применяется, а основной акцент делается на использование органов чувств проверяющего, его внимательность и ответственность.
Контроль режимов эксплуатации трансформатора, контроль токов,
напряжений и других технологических параметров. Это позволяет оценивать текущую нагрузку трансформатора, использовать данную первичную
информацию в различных математических моделях анализа подсистем
трансформатора.
Внешние исследования включают в себя: контроль показаний измерительных приборов; проверку уровня, давления, температуры и цвета масла;
взятие проб масла; проверку исправности средств сигнализации, защиты,
автоматики и газового реле; визуальный контроль поверхностей вводов и
изоляторов, ошиновки, кабелей и контактных соединений.
10.7.2. Тепловой контроль
Важным моментом оценки состояния трансформатора является контроль его теплового состояния в работе. Для осуществления такого контроля применяются как косвенные методы, например, измерения температуры верхних слоёв масла ТВСМ датчиками, установленными на верху
охладителя, так и прямые методы измерения температуры наиболее нагретых точек ТННТ внутри трансформатора с использованием распределённых
волоконно-оптических датчиков температуры, вмотанных в обмотку [1].
Косвенные методы определения нагревов в трансформаторе являются
для практики более удобными. Однако температура ТВСМ существенно отличается от температуры ТННТ и только приближённо позволяет оценить
перегруженное состояние трансформаторов. Косвенными методами, в отличие от прямых, нельзя определить истинную температуру наиболее
нагретых точек.
При прямом измерении датчики помещают на любом потенциале обмотки или магнитопровода трансформатора, при этом волоконнооптические датчики не чувствительны к электромагнитным помехам. Системы непрерывного контроля нагрева трансформаторов в работе с измерением температуры ТННТ достаточно дороги и используются для управления работой наиболее ответственных и крупных трансформаторов.
251
Системы на основе датчиков температуры ТННТ обеспечивают сравнительно точный контроль перегрузок, но не позволяют непосредственно
определить тепловой износ изоляции, ибо он зависит не только от температуры, но и от наличия влаги и кислорода в масле и твёрдой изоляции.
Существенно большую достоверность даёт применение математической модели нагрева трансформатора, которая связывает ТВСМ с ТННТ через
значение тока нагрузки. На основе такой модели по ТННТ рассчитывается
старение изоляции по уравнению Монтзингера (удвоение относительного
старения бумажной изоляции на каждые 6 °С прибавления ТННТ) [1].
Обычно на базе этой модели и определяется возможная перегрузка.
Для оценки состояния и старения изоляции трансформатора в работе
особенно эффективны измерения температуры, осуществляемые автоматизированными системами непрерывного контроля. Оптимальная загрузка
трансформаторов при непрерывном контроле позволяет продлить срок
службы трансформатора, уменьшить потери в них, сократить расходы на
его эксплуатацию за счёт снижения вероятности повреждений из-за перегревов. Непрерывный контроль – обязательное условие для перехода от
профилактики по графику к уходу за конкретным оборудованием в зависимости от его состояния в работе.
10.7.3. Тепловизионный контроль
Суть тепловизионного метода диагностирования заключается в дистанционной регистрации температурного поля на поверхности контролируемого оборудования измерительной аппаратурой, построении и анализе
термограмм для обнаружения и классификации дефектов и принятия решения по дальнейшей эксплуатации оборудования. Тепловизионное обследование позволяет обнаруживать дефекты на ранней стадии их развития в процессе эксплуатации электрооборудования без снятия напряжения.
Для проведения тепловизионной съёмки используется тепловизор –
это телекамера, снимающая объекты в инфракрасном излучении. Этот
прибор позволяет в реальном времени получить картину распределения
теплоты на поверхности объекта с точностью до 0,1 °С.
Опыт проведения тепловизионного диагностирования силовых трансформаторов показывает, что оно позволяет обнаружить следующие неисправности:
– локальные нагревы на стенках бака силового трансформатора;
– нарушения работы охлаждающих систем (радиаторов, маслонасосов,
вентиляторов, фильтров и т. п.);
– образование застойных зон масла в баке трансформатора;
– местные перегревы магнитопровода, обмоток;
– повреждения маслонаполненных вводов;
– нарушения в работе устройства РПН;
252
– перегревы контактных соединений и др.
Применение тепловизионного обследования оказалось эффективным не
только для обследования силовых трансформаторов, выключателей, контактных соединений, но и для определения технического состояния измерительных трансформаторов тока и напряжения, ограничителей перенапряжений, вводов напряжением 110 кВ и выше.
Также для бесконтактного измерения температуры используют пирометры, принцип действия которых основан на измерении мощности теплового излучения объекта измерения преимущественно в инфракрасном диапазоне. Пирометры измеряют температуру локального пятна поверхности
оборудования с диаметром 3–5 см. Особенно эффективны пирометры для
обследования оборудования напряжением до 1 кВ – кабелей, электродвигателей, контактных соединений выключателей и рубильников и др.
10.7.4. Химический анализ трансформаторного масла
В процессе эксплуатации силовых трансформаторов трансформаторное
масло выполняет функции диэлектрика и охлаждающей среды. Но у
трансформаторного масла есть ещё одна важная функция – оно является
диагностической средой. Большинство развивающихся дефектов, приводящих в дальнейшем к повреждению оборудования, может быть своевременно выявлено контролем состояния трансформаторного масла. Развитие
таких дефектов, как локальные перегревы токоведущих соединений и элементов конструкции остова, разряды в масле, искрение в контактных соединениях, загрязнение и увлажнение изоляции, попадание воздуха, окисление и старение самого масла и твёрдой изоляции в различной мере сказываются на изменении свойств трансформаторного масла.
Трансформаторное масло представляет собой смесь достаточно сложных органических соединений. В процессе эксплуатации под воздействием
таких факторов, как электрические и магнитные поля, влажность и температура как внутри, так и вне высоковольтного маслонаполненного электрооборудования, происходит разложение исходно содержащихся в трансформаторном масле органических соединений. Помимо того, в масло переходят продукты деструкции твёрдой изоляции и других конструкционных материалов.
Важным является также тот факт, что образующиеся соединения представляют собой все многообразие агрегатных состояний: газообразное,
жидкое и твёрдое. Причём, в зависимости от условий эксплуатации соединения могут находиться в масле в виде раствора (газ в газе, газ в жидкости,
жидкость в жидкости, твёрдое тело в жидкости), суспензии (твёрдое вещество в жидкости) или эмульсии (жидкость в жидкости), а также образовывать различные ассоциаты (соединения на молекулярном уровне). Наличие
продуктов старения бумажной изоляции и разложения самого масла гово253
рит о появлении дефектов различных видов и, что особенно важно – о деградации изоляции.
Следовательно, своевременное обнаружение в трансформаторном масле тех или иных образующихся в процессе эксплуатации компонентов,
несомненно, является важной задачей для надёжной оценки состояния высоковольтного маслонаполненного оборудования.
При определении состояния трансформатора проводятся разнообразные
виды физико-химического анализа качества трансформаторного масла, параметры которого представлены в табл. 10.7.
Таблица 10.7
Параметры, определяемые при полном анализе трансформаторного масла
Параметр
1 Пробивное напряжение
2 Кислотное число и содержание водорастворимых кислот и щелочей
3 Тангенс угла диэлектрических потерь
4 Содержание механических примесей
5 Температура вспышки в закрытом тигле
6 Цвет масла
7 Оптическая плотность
8 Коэффициент поверхностного натяжения
9 Температура застывания
10 Стабильность против окисления
11 Содержание серы
12 Содержание растворимого шлама
13 Концентрации газов (СН4, С2Н2, С2Н4, С2Н6, Н2, СО, СО2)
14 Влагосодержание
15 Общее газосодержание масла (на герметичность)
16 Содержание ионола
17 Содержание фурановых производных
В соответствии с [49] для трансформаторного масла силовых трансформаторов 110 кВ и выше химический анализ проводится через 10 дней,
1 мес. и 3 мес. после ввода в эксплуатацию, а далее – не реже 1 раза в два
года.
10.7.5. Контроль влагосодержания масла
Процесс старения бумажно-масляной изоляции сильно ускоряет наличие в ней влаги, поэтому в последние годы в системах непрерывного контроля находят применение датчики влажности масла, которые оказываются полезными как при постепенном, так и при внезапном попадании влаги
254
в масло. Непосредственное определение количества влаги в твёрдой изоляции работающего трансформатора недоступно, поэтому при непрерывном контроле определяют увлажнённость масла, а о количестве влаги в
твёрдой изоляции судят косвенным способом – по равновесному влагосодержанию в системе «масло – картон».
Влагосодержание однозначно связано с пробивной прочностью масла, с
процессом влагообмена «масло – бумага». При оценке увлажнённости
твёрдой изоляции по влажности масла необходимо учитывать динамику
влагообмена в среде «масло – твёрдая изоляция». На этом принципе основан метод диагностирования состояния твёрдой изоляции – прогрев под
нагрузкой с целью растворить в масле воду, выделяющуюся при этом из
твёрдой изоляции (см. рис. 10.3). Результаты анализов проб масла, взятых
до и после прогрева трансформатора, позволяют судить о наличии влаги в
твёрдой изоляции.
Непрерывное измерение влаги в масле трансформатора осуществляется
во всех автоматизированных системах контроля состояния трансформаторов. Для измерения используется полупроводниковый датчик, который,
так же, как и датчик газа в масле, монтируется на трубопроводе, ведущем
от трансформатора к охладителю. Современные датчики реагируют на абсолютное влагосодержание масла порядка нескольких миллионных долей.
10.7.6. Хроматографический анализ растворённых в масле газов
Хроматографический анализ растворённых в масле газов (ХАРГ) обладает высокой чувствительностью к развивающимся дефектам в трансформаторе, связанных с такими факторами, как электрические разряды в изоляции и локальные перегревы. Применение анализа растворенных в масле
газов основано на том, что при появлении местных нагревов или электрических разрядов масло и соприкасающаяся бумажная изоляция разлагаются, а образующиеся газообразные продукты растворяются в масле. ХАРГ –
это комплексный метод, объединивший стадию разделения сложных смесей на отдельные компоненты и стадию их количественно-качественного
определения [41].
Для диагностирования развивающихся дефектов в силовых трансформаторах используются следующие основные критерии:
1. Критерий граничных концентраций растворённых газов.
2. Критерий соотношения концентраций пар характерных газов.
3. Критерий скорости нарастания концентрации газов.
Обычно анализируются следующие газы, которые появляются при
определённых видах дефектов:
– водород H2 – частичные разряды, искровые и дуговые разряды;
– ацетилен C2H2 – электрическая дуга, искровые разряды;
255
– этилен C2H4 – нагрев масла и бумажно-масляной изоляции выше
600°С;
– метан CH4 – нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне температур (400–600) °С или нагрев масла и бумажно-масляной изоляции, сопровождающийся разрядами;
– этан C2H6 – нагрев масла и бумажно-масляной изоляции в диапазоне
температур (300–400) °С;
– оксид CO и диоксид СO2 углерода – старение и увлажнение масла
и/или твёрдой изоляции;
– диоксид углерода СO2 – нагрев твёрдой изоляции.
В табл. 10.8 приведены граничные концентрации (минимальные) растворенных в масле газов для силовых трансформаторов.
Таблица 10.8
Граничные концентрации растворенных в масле газов, ppm
Оборудование
Н2 СН4 С2Н2 С2Н4 С2Н6 CO СO2
Трансформаторы
напряжением 110–500 кВ
100 100
10
100
50
200 6000
При анализе результатов ХАРГ используется также количественное содержание растворённых в масле газов, значения концентрации которых
(10–6 отн. ед. – миллионная доля массы масла – 1 мг/кг = 1 ppm – читается
«пи-пи-эм») говорят о появлении и развитии дефектов (табл. 10.9).
Таблица 10.9
Концентрация газов в масле, соответствующая
началу развития дефекта и предшествующая отказу
Концентрация газов, 10–6 отн. ед. (ppm)
Параметр
Н2
СН4 С2Н6 С2Н4 С2Н2
СО
Начало развития дефекта
250
120
400
350
170
1700
Предотказное значение
600
400
750
900
350
3000
По соотношению пар характерных газов выявляют следующие дефекты:
РD – частичные разряды – разряды в заполненных газом полостях изза недопропитки, высокой влажности бумаги, перенасыщения масла газами или кавитации;
D1 – разряды низкой энергии – искрение или дуга между плохими соединениями по току; замкнутые контуры тока в сердечнике; разряды между прессующими узлами, вводами и баком, между высоким напряжением и
землёй в обмотках или на бак; проводящие дорожки на деревянных дета-
256
лях, в местах их склейки, на дистанционных прокладках; пробой в масле,
последствия прерывания тока в избирателе РПН;
D2 – разряды высокой энергии – перекрытия, пробои или мощная дуга
с высокой локальной концентрацией энергии; короткие замыкания обмотки НН на корпус, соединения по току, на другие обмотки, вводы и бак,
между медными шинами и баком, обмотками и сердечником, в масляных
промежутках; замкнутые контуры между соседними проводниками с общим магнитным полем, изолированными стяжными болтами сердечника,
металлическими прессующими кольцами;
Т1 – термические дефекты при температуре ниже 300 °С – последствия перегрузок трансформатора в анормальных режимах, закупорка
или сужение на путях потока охлаждающего масла в обмотке, потоки рассеяния в демпфирующих балках ярма;
Т2 – термические дефекты при 300–700 °С – дефекты контактов болтовых соединений по току (часто при алюминиевых шинах), скользящих
контактов, контактов селектора РПН, соединений с кабелем и токоведущим стержнем вводов; циркуляция токов между ярмовыми балками и болтами, крепящими узлами и шихтованным сердечником, заземляющими соединениями, дефектными местами сварки или стяжки магнитных экранов;
стирание изоляции между соседними параллельными проводниками в обмотках;
Т3 – термические дефекты при температуре выше 700 °С – большие
циркулирующие токи в баке и сердечнике, токи в стенках бака при наличии больших некомпенсированных полей рассеяния, замыкания между
пластинами стали в сердечнике.
Характер дефекта определяется по соотношениям газов СН4/Н2,
С2Н4/С2Н6 и С2Н2/С2Н4 (табл. 10.10).
Таблица 10.10
Признаки наличия дефектов в трансформаторе
Значение отношения газов
Виды дефектов
С2Н2/С2Н4
СН4/Н2
С2Н4/С2Н6
РD – частичные разряды
НК
< 0,1
< 0,2
D1 – разряды низкой энергии
>1
0,1–0,5
>1
D2 – разряды высокой энергии
0,6–2,5
0,1–1,0
>2
Т1 – термические дефекты до 300 °С
НК
>1
<1
Т2 – то же, при 300–700 °С
< 0,1
>1
1,0–4,0
Т3 – то же, выше 700 °С
< 0,2
>1
>4
Где: НК – незначительные концентрации газа.
257
Используются и соотношения других пар газов:
– Отношение СО2/СО, превышающее 3, свидетельствует о вовлечении в
дефект бумаги с некоторой степенью обугливания.
– Отношение О2/N2 в работе снижается и становится меньше 0,3, если
окисляется масло или стареет бумага, а О2 не успевает диффундировать в
воздух. При нормальном равновесии с воздухом это отношение равно 0,5.
– Отношение С2Н2/Н2 выше 3 показывает на загрязнение масла в общем
баке продуктами работы РПН.
Для интерпретации результатов ХАРГ часто используют диаграмму
Дюваля (рис. 10.8), на которой показаны зоны выявляемых дефектов, и
каждому дефекту соответствует определённая точка на этой диаграмме –
координаты точки определяются по процентным содержаниям газа в масле. Траектория движения точки на диаграмме Дюваля соответствует процессу развития дефекта – она показывают, с чего началось развитие дефекта, когда были зарегистрированы первые признаки возникшего дефекта и
через какие фазы развития он прошёл.
Т1
Т2
D1
100 %
D2
D+T
Т3
Ацетилен
0%
Рис. 10.8. Диаграмма Дюваля
Критерий скорости нарастания содержания газов в масле определяет степень опасности развивающегося дефекта для работающих трансформаторов. Если относительная скорость нарастания газа/газов превышает 10 % в месяц, то это указывает на наличие быстро развивающегося дефекта в трансформаторе. В этом случае с целью подтверждения наличия
дефекта и определения скорости нарастания газов повторные анализы проводят чаще – отбор проб масла производят 1 раз в 7–10 дней в течение месяца для медленно развивающихся дефектов и через 2–3 дня – для быстро
258
развивающихся дефектов. В нормальных условиях контроль содержания
газов в масле проводят с периодичностью 1 раз в 3–6 месяцев [41].
Все большее распространение получают системы непрерывного контроля содержания газов в масле работающих трансформаторов. В некоторых случаях только при непрерывном контроле и анализе содержания газов в масле можно выявить дефекты изоляции.
10.7.7. Концентрация фурановых соединений
Содержание фурановых производных является показателем, который
косвенно может свидетельствовать о деструкции бумажной изоляции.
Термолиз, окисление и гидролиз изоляции, вызывая частичное разрушение
макромолекул целлюлозы, приводят к образованию компонентов фуранового ряда, которые выделяются в трансформаторное масло.
Оценить степень старения бумажной изоляции в трансформаторе позволяет выявление продуктов старения целлюлозы – фурановые соединения. Концентрация фурановых соединений КФ связана со степенью полимеризации СП твёрдой изоляции (рис. 10.9, а) – разброс характеристик
обусловлен влиянием на концентрацию влагосодержания и температуры
масла.
мг К
Ф
кг
20 15
10
5
1,5
2
1
0,5
0,2
0,1
мг К
Ф
кг
1,2
0,4
СП 170
СП 490
0,6
СП 200
0,8
СП 150
1,0
0,2
450
0,01
0
400
800
t
СП
1200
0
а)
400
800
1200
1600 ч
б)
Рис. 10.9. Зависимость концентрации фурановых соединений
от степени полимеризации (а) и скорость нарастания концентрации
от степени полимеризации СП (б)
Данные исследований показывают (рис. 10.9, а), что малые содержания
фуранов не связаны со сроком службы трансформатора, предел в 1,0 мг/кг
масла уверенно отделяет старые трансформаторы от новых, концентрации
фуранов более 5 мг/кг чётко относятся к трансформаторам с большими
сроками службы, но сами по себе эти случаи весьма редки. Например, в
259
Японии концентрация на уровне 1,5 мг/кг рассматривается как сигнал о
возможной деструкции изоляции до СП = 450, а концентрация 15 мг/кг
считается критической и трансформатор должен быть выведен из работы.
Для взятия пробы масла не требуется вскрытие трансформатора. Концентрация фуранов определяется с помощью жидкостной хроматографии.
Скорость образования фурановых соединений весьма мала на начальных стадиях старения и значительно увеличивается при достижении предельного износа (рис. 10.9, б). В табл. 10.11 представлена оценка старения
полимерной изоляции и рекомендации по её эксплуатации.
Таблица 10.11
Оценка старения твёрдой изоляции по концентрации фуранов
Степень
старения
бумаги
Величина
Средняя
СП,
концентрация
отн. ед. фуранов, мг/кг
Возможность
эксплуатации
Контроль
состояния
Практически
новая
Более 1000
Менее 1,84
Возможна
–
Слегка состарившаяся
999–601
1,84
Возможна
Проба 1 раз
в 2–3 года
Средняя степень старения
600–401
5,52
Пока ещё
возможна
Проба 2–3
раза в год
Сильное
старение
400–251
7,1
При возможности отключить
Отключение с
обследованием
Очень сильное
старение
250–151
Более 7,1
Работа с риском
повреждения
Отключение
Крайняя степень старения
Менее 150
Более 7,1
Начало потери
механической
прочности
Безусловное
отключение
Нормы на допустимое значение концентрации фуранов весьма различны для разных стран – от 0,5 мг/кг (норма СИГРЭ) до 10 мг/кг [49]. Учитывая состояние всего российского парка трансформаторов и следуя мировой практике, надо бы иметь норму около 1 мг/кг концентрации всех фуранов в масле.
10.7.8. Частичные разряды
Частичные разряды (ЧР) – это локализованные электрические разряды
очень маленькой мощности (нанокулон – 10–9 Кл = 10–9 А·с), образующиеся внутри изоляции оборудовании среднего и высокого классов напряжения (силовые кабели, вводы, силовые трансформаторы, выключатели и
260
т. д.). ЧР возникают в пустотах в твёрдой изоляции (бумажной или полиэтиленовой) или на её поверхности, в пузырьках газа (в случае жидкой
изоляции). При этом происходит шунтирование некоторой части изоляции
в электроизоляционной системе.
Появление частичных разрядов – начальная стадия развития большинства дефектов в высоковольтной изоляции, связанных с возникновением в
ней разрастающихся полостей. Возникшие частичные разряды со временем
перерастают в искровые и дуговые разряды. Частичные разряды опасны
тем, что приводят к постепенному разрушению изоляции и возникновению
электрического пробоя. Обычно разрушение изоляции под действием частичных разрядов происходит в течение многих месяцев, и даже лет. Регистрация частичных разрядов, оценка их мощности и повторяемости, а также локализация места их возникновения, позволяет своевременно выявить
развивающиеся повреждения изоляции и принять необходимые меры для
их устранения.
Измерение и анализ характеристик частичных разрядов является эффективным и информативным методом для определения состояния электрооборудования, в том числе и силовых трансформаторов, позволяющим
не только выявить наличие дефекта, но и идентифицировать его тип, степень развития, определить место развития этого дефекта.
Измерения ЧР производят как на работающем оборудовании, так и на
отключённом:
1. В режиме «On-Line» измерительный прибор подключается к объекту,
находящемуся под рабочим напряжением. Метод наиболее прост и экономичен, поскольку не требует использования специального высоковольтного источника и вывода из эксплуатации контролируемого объекта. К недостаткам следует отнести сравнительно невысокую точность измерения,
т. к. наряду с измеряемым сигналом в прибор поступают помехи от различных устройств потребителей (сварочные аппараты, электротранспорт и
т. д.). Следует отметить, что появляются технические решения, позволяющие «отстроиться» от помех, и эффективность этого метода постоянно
растёт.
2. В режиме «Off-Line» объект отключается от сети и подключается к
специальной высоковольтной установке с качественной изоляцией и малым уровнем собственных ЧР. Основным преимуществом данного режима
является повышенная точность измерений благодаря практически полному
отсутствию помех. Однако стоимость таких систем весьма высока.
10.7.9. Вибрационные методы
Вибрация свойственна всем работающим механизмам и является одним
из наиболее информативных и обобщённых параметров, который может
быть применён для «безразборной» оценки текущего технического состоя261
ния оборудования. По мере развития неисправностей происходят изменения динамических процессов и изменяется как сам уровень механических
колебаний, так и их форма.
Вибрация бака трансформатора является параметром, характеризующим техническое состояние всех конструктивных элементов трансформатора. С физической точки зрения вибрация на поверхности бака мощного
трансформатора качественно и количественно хорошо коррелируется с состоянием прессовки обмотки и магнитопровода. Изменение степени прессовки в процессе эксплуатации приводит к изменению общей вибрационной картины, усилению вибрации, изменению её частоты, появлению модулированных колебаний.
Определение качества прессовки обмоток и магнитопровода может
быть выполнено на основании анализа спектрального состава вибрационных сигналов на поверхности бака трансформатора работающего трансформатора [44]. Метод базируется на измерении вибрации в 12 точках на
поверхности бака трансформатора. Измерения вибрации проводятся в двух
режимах – холостого хода и нагрузки. Основной частотой в трансформаторах является 100 Гц – именно на этой частоте, равной удвоенной частоте
питающей сети, действуют силы магнитострикции в сердечнике и электродинамические усилия в обмотках.
Если присутствуют резонансные колебания (шум) на частотах до
100 Гц, значит вибрации вызваны вентиляторами и маслонасосами, однако
возможно и то, что они связаны с электродинамическими процессами
(магнитострикцией в магнитопроводе и электродинамическими процессами в обмотке).
Причинами резонансных колебаний на частотах 300 и 500 Гц могут
быть распрессовка или дефект сборки магнитопровода. Ослабление прессовки обмотки проявляется в виде семейства гармоник в диапазоне 2000–
5000 Гц.
10.8. Заключение
Старение парка трансформаторного оборудования сетевых и энергетических компаний, потребовало продление срока его службы. Надёжная работа трансформатора обеспечивается только при своевременном выявлении возникающих при его работе дефектов. Выявление дефектов на ранней
стадии их развития позволяет перейти к стратегии обслуживания трансформатора в зависимости от его состояния и своевременно выводить его в
ремонт при наличии дефектов, не давая им развиваться в повреждение.
Соответственно снижаются расходы на ремонт и увеличивается срок
службы трансформатора.
В зависимости от скорости развития выявляемых дефектов контроль
ведётся периодически или непрерывно, наиболее полную информацию о
262
состоянии трансформатора можно получить только при его комплексном
диагностическом обследовании, имеющем целью определить работоспособность силового трансформатора.
Большое разнообразие возможных дефектов трансформаторов, развивающихся в работе, требует широкого спектра методов и направленности
контроля, в первую очередь, на выявление наиболее частых и опасных дефектов, что для обеспечения высокой оперативности принятия решения
привело к широкому внедрению автоматизированных систем контроля и
оценки состояния оборудования как зарубежного, так и отечественного
производства.
Существенным для системы профилактики является сравнение результатов измерений в работе и при отключенном трансформаторе с выявленными при разборке дефектами. Таким путём накапливается база данных о
дефектах и эффективности их выявления разными методами. База данных
может быть использована при количественной оценке риска выхода
трансформатора из строя – основе стратегии профилактики оборудования
по обоснованной его надёжности. Для наибольшей достоверности оценки
следует проводить анализ режимов его работы в течение длительного периода времени и предыстории состояния трансформатора – результатов
проведённых ранее профилактических мероприятий и ремонтов.
Эффективным путём совершенствования систем диагностического мониторинга является максимальное использование современных математических моделей подсистем трансформатора, основной особенностью которых является наличие экспертных алгоритмов. Чем более совершенными
являются эти модели и экспертные алгоритмы, тем выше эффективность
работы системы мониторинга. Это наиболее реальный путь снижения стоимости систем мониторинга.
Применяемые в России методы контроля состояния трансформаторов, в
основном, аналогичны методам, используемым за рубежом. За последние
годы в этой области имеет место значительный прогресс, расширяется
применение самых современных методов и средств выявления дефектов
автоматизированных систем контроля состояния трансформаторов.
263
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Алексеев, Б.А. Контроль состояния крупных силовых трансформаторов / Б.А. Алексеев. – М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2002. – 216 с.
2. Алексеев, Б.А. Крупные силовые трансформаторы: контроль состояния в работе и при ревизии / Б.А. Алексеев. – М.: НТФ «Энергопрогресс»,
2010. – 88 с.
3. Абрамович, Б.Н. Внедрение технологий интеллектуальных электрических сетей на нефтедобывающих предприятиях / Б.Н. Абрамович,
Ю.А. Сычев, Д.А. Устинов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело» – 2011. – № 6. – С. 4–11.
4. Бартли, У. Обзор повреждений трансформаторов / У. Бартли // Энергия и менеджмент. – 2011. – № 11. – С. 40–45.
5. Будзко, И.А. Электроснабжение сельского хозяйства / И.А. Будзко,
Т.Б. Лещинская, В.И. Сукманов. – М.: Колос, 2000. – 536 с.
6. Быстрицкий, Г.Ф. Выбор и эксплуатация силовых трансформаторов:
Учеб. пособие для вузов / Г.Ф. Быстрицкий, Б.И. Кудрин. – М.: Издательский центр «Академия», 2003. – 176 с.
7. Ванин, Б.В. О повреждениях силовых трансформаторов напряжением
110–500 кВ в эксплуатации / Б.В. Ванин, Ю.Н. Львов, М.Ю. Львов и др. –
М.: АО ВНИИЭ-МЭИ (ТУ) – РАО «ЕЭС России», 2010. – 10 с.
8. Винославский, В.Н. Проектирование систем электроснабжения / В.Н. Винославский, А.В. Праховник, Ф. Клеппель, У. Бутц. – Киев: Вища школа, 1981. –
360 с.
9. Воротницкий, В. Реклоузер – новый уровень автоматизации и управления
ВЛ-6(10) кВ / В. Воротницкий, С. Бузин // Новости электротехники. – 2005. –
№ 3 (33).
10. Горелик, Т.Г. Автоматизация энергообъекта с использованием технологии «цифровая подстанция» / Т.Г. Горелик, О.В. Кириенко // Энергоэксперт. – 2011. – № 4. – С. 16–18.
11. ГОСТ 20911-89. Техническая диагностика. Термины и определения.
– М.: Стандартинформ, 1989. – 11 с.
12. Гук, Ю.Б. Оценка надёжности электроустановок / Ю.Б. Гук,
Э.А. Лосев, А.В. Мясников. – М.: Энергия, 1974. – 176 с.
13. Дорофеев, В.В. Активно-адаптивная сеть – новое качество ЕЭС России / В.В. Дорофеев, А.А. Макаров // Энергоэксперт. – 2009. – № 4. –
С. 28–34.
14. Ермилов, А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий / А.А. Ермилов. – М.: Энергия, 1983. – 208 с.
15. Ершов, А.М. Надежность систем электроснабжения промышленных
предприятий / А.М. Ершов. – Челябинск: ЧПИ. 1987. – Ч.1. – 48 с.
16. Ершов, А.М. Надежность систем электроснабжения промышленных
предприятий / А.М. Ершов. – Челябинск: ЧПИ, 1988. – Ч.2. – 48 с.
264
17. Ершов, А.М. Релейная защита и автоматика в системах электроснабжения. Часть 1: Токи короткого замыкания: учебное пособие /
А.М. Ершов. – Челябинск: Издательский центр ЮУрГУ, 2011. – 168 с.
18. Ершов, А.М. Релейная защита и автоматика в системах электроснабжения. Часть 3: Защита электрических сетей напряжением 6–10 кВ:
учебное пособие / А.М. Ершов. – Челябинск: Издательский центр ЮУрГУ,
2013. – 161 с.
19. Зорин, В.В. Надёжность систем электроснабжения / В.В. Зорин,
В.В. Тисленко, Ф. Клеппель, Г. Адлер. – Киев: Вища школа, 1984. – 192 с.
20. Красник, В.В. Эксплуатация электрических подстанций и распределительных устройств: производственно-практическое пособие / В.В. Красник. – М.: ЭНАС, 2011. – 320 с.
21. Лизунов, С.Д. Силовые трансформаторы. Справочная книга / Под
ред. С.Д. Лизунова, А.К. Лоханина. – М.: Энергоиздат, 2004. – 616 с.
22. Лоскутов, А.Б. Городские распределительные сети 10–20 кВ с гексагональной конфигурацией / А.Б. Лоскутов, Е.Н. Соснина, А.А. Лоскутов,
Д.В. Зырин // Труды Нижегородского государственного технического университета им. Р.Е. Алексеева «Электротехника и энергетика» – 2013. –
5(102). – С. 309–315.
23. Майер, В.Я. Методические указания к расчёту надёжности систем
внешнего электроснабжения промышленных предприятий / В.Я. Майер,
С.Я. Иваняков. – Куйбышев: КПИ, 1982. – 34 с.
24. Майер, В.Я. Методические указания по расчёту надёжности внутризаводского электроснабжения / В.Я. Майер, В.П. Коротаев, С.Я. Иваняков.
– Куйбышев: КПИ, 1981. – 34 с.
25. Макаров, Е.Ф. Обслуживание и ремонт электрооборудования электростанций и сетей / Е.Ф. Макаров. – М.: ИРПО: Издательский центр
«Академия», 2003. – 448 с.
26. Макаров, Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4–35 кВ и
110–1150 кВ. Т.4 / Е.Ф. Макаров. Под ред. И.Т. Горюнова, А.А. Любимова.
– М.: Папирус Про, 2005. – 640 с.
27. Непомнящий, В.А. Учёт надёжности при проектировании энергосистем / В.А. Непомнящий. – М.: Энергия, 1978. – 200 с.
28. Непомнящий, В.А. Экономические потери от нарушений электроснабжения потребителей / В.А. Непомнящий. – М.: Издательский дом
МЭИ, 2010. – 188 с.
29. НТПС-88. Нормы технологического проектирования электрических сетей
сельскохозяйственного назначения. – М.: Сельэнергопроект, 1988. – 20 с.
30. НТП ЭПП-94. Проектирование электроснабжения промышленных
предприятий. – М.: ОАО Тяжпромэлектропроект. – 1994. – 37 с.
31. Овчаренко, А.С. Технико-экономическая эффективность электроснабжения промышленных предприятий / А.С. Овчаренко, М.Л. Рабинович. – Киев: Техника, 1977. –172 с.
265
32. Основные положения концепции интеллектуальной энергосистемы
с активно-адаптивной сетью. – М.: ОАО «ФСК ЕЭС», 2012. – 51 с.
33. Отчёт о функционировании ЕЭС России в 2016 г. – М.: ОАО
«СО ЕЭС», 2017. – 40 с.
34. Положение ПАО «Россети» «О единой технической политике в
электросетевом комплексе». – М.: ПАО «Россети», 2017. – 195 с.
35. Попов, Г.В. Вопросы диагностики силовых трансформаторов /
Г.В. Попов. – Иваново: ИГЭУ, 2012. – 176 с.
36. Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок.
Утверждены Приказом Минтруда РФ от 24.07.2013 № 328н. – М.: НТЦ ПБ,
2014. – 192 с.
37. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей
Российской Федерации. Утверждено Приказом МЭ РФ от 19.06.2003
№ 229. – М.: СПО ОРГРЭС, 2003. – 320 с.
38. Правила устройства электроустановок. Утв. Приказом Минэнерго
России от 20 июня 2003 г. № 242 / М-во энергетики Российской Федерации. 7-е изд. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003. – 750 c.
39. Распоряжение Правительства РФ от 13.11.2009 № 1715-р «Об энергетической стратегии России на период до 2030 года». – М.: КонсультантПлюс, 2009. – 103 с.
40. РД 34.35.512. Инструкция по эксплуатации оперативных блокировок безопасности в распределительных устройствах высокого напряжения.
– М.: Союзтехэнерго, 1979. – 43 с.
41. РД 153-34.0-46.302-00. Методические указания по диагностике развивающихся дефектов трансформаторного оборудования по результатам
хроматографического анализа газов, растворённых в масле. – М.: РАО
«ЕЭС России», 2001. – 41 с.
42. Реклоузер вакуумный серии РВА/TEL. – М.: РГК «Таврида Электрик», 2015. – 82 с.
43. Розанов, М.Н. Надежность электроэнергетических систем /
М.Н. Розанов. – М.: Энергоатомиздат. – 1984. – 200 с.
44. Русов, В.А. Диагностический мониторинг высоковольтных силовых
трансформаторов / В.А. Русов. – Пермь: DIMRUS, 2012. – 159 с.
45. Салов, В.П. Справочник по ремонту, наладке и техническому обслуживанию электрооборудования / В.П. Салов. – Нижний Новгород: Издво Вега-2, 2007. – 444 с.
46. Сафонов, В.И. Надёжность систем электроснабжения: учебное пособие / В.И. Сафонов, П.В. Лозингер. – Челябинск: Издательский центр
ЮУрГУ, 2014. – 93 с.
47. СО 153-34.20.505-2003. Инструкция по переключениям в электроустановках. – М.: Издательство НЦ «ЭНАС», 2004. – 128 с.
266
48. CO 153-34.20.561-2003. Инструкция по предотвращению и ликвидации аварий в электрической части энергосистем. – М.: Издательство НЦ
«ЭНАС», 2004. – 83 с.
49. СТО 34.01-23.1-001-2017. Объём и нормы испытаний электрооборудования. – М.: ПАО «Россети», 2017. – 262 с.
50. СТО 56947007-29.240.10.248-2017. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35–750 кВ. –
М.: ПАО «ФСК ЕЭС», 2017. – 135 с.
51. СТО 56947007-29.240.30.010-2008. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35–750 кВ. Типовые решения. –
М.: ОАО «ФСК ЕЭС», 2007. – 132 с.
52. Файбисович, Д.Л. Справочник по проектированию электрических сетей /
Под ред. Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2012. – 376 с.
53. Филатов, А.А. Обслуживание электрических подстанций оперативным персоналом / А.А. Филатов. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 304 с.
54. Эдельман, В.И. Управление надёжностью и качеством электроэнергии в энергосистемах / В.И. Эдельман, Л.Н. Ленев. – М.: Информэнерго,
1979. – 72 с.
Учебное издание
Ершов Александр Михайлович
СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Часть 3
СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЕМ 6–220 кВ
Курс лекций
Техн. редактор А.В. Миних
Издательский центр Южно-Уральского государственного университета
Подписано в печать 14.01.2019. Формат 60×84 1/16. Печать цифровая.
Усл. печ. л. 15,58. Тираж 50 экз. Заказ 3/12.
Отпечатано в типографии Издательского центра ЮУрГУ.
454080, г. Челябинск, проспект Ленина, 76.