CC BY
9
DOI 10.37614/2307-5252.2020.7.19.001 УДК 621.311
Г. П. Фастий, В. В. Ярошевич
АНАЛИЗ АВАРИЙНОСТИ В СЕТИ 35 кВ СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ КОЛЬСКОГО ПОЛУОСТРОВА
Аннотация
Проанализированы данные по технологическим нарушениям в сети 35 кВ одного из подразделений «Колэнерго» филиала ПАО «МРСК Северо-Запада», а именно Северных электрических сетей. Проведена систематизация нарушений. Из анализа сделан вывод о том, что наибольшее число нарушений происходит на воздушных линиях электропередачи. Ключевые слова:
воздушная линия электропередачи, технологические нарушения.
Galina P. Fastiy, Vera V. Yaroshevich
EMERGENCY ANALYSIS IN THE 35 kV NETWORK OF THE NORTHERN PART OF THE KOLA PENINSULA
Abstract
The analysis of technological violations in the 35 kV network in one of the Kolenergo subdivisions of Public joint-stock company "IDGC of the North-West", namely the Northern Electric Networks, was performed. The violations were systematized. The analysis concluded that the greatest number of violations occurs on overhead power lines. Keywords:
overhead power line, technological violations.
Мурманская обл. является промышленным регионом и играет важную роль в экономике не только Кольского п-ова, но и России в целом. Особенностью региона является аномально низкая проводимость грунта. Трассы воздушных линий (ВЛ) электропередачи проходят по территории, обладающей рядом неблагоприятных природно-климатических условий с точки зрения надежности электроснабжения и сохранения технических характеристик конструктивных элементов ВЛ (опор, проводов, тросов и гирлянд изоляторов), а именно: большое количество дней с сильными и штормовыми ветрами, туманами и снегопадами, гололедообразование в различных формах [1].
Объектом исследования являются воздушные линии электропередачи класса напряжения 35 кВ, которые обслуживает одно из предприятий «Колэнерго» Северные электрические сети (СЭС). Линии электропередачи имеют одно- и двухцепное исполнение. На подходах к подстанциям и частично по трассе линии защищены грозозащитными тросами. В основном тросы не заходят на открытое распределительное устройство, то есть заземлены через крайние опоры линий и не связаны с контуром подстанции. Сопротивление заземления опор с тросами составляет от 30 до 800 Ом, что обусловлено специфическими особенностями Кольского п-ова. Данные о величине сопротивлений получены при выполнении работ для СЭС. Сеть не имеет кабельных линий электропередачи и включает только ВЛ, что, с одной стороны, способствует существенному уменьшению емкости сети и значений токов однофазных замыканий на землю, с другой — увеличивает вероятность возникновения атмосферных перенапряжений и перекрытий изоляции. Из подробного анализа технических данных ВЛ 35 кВ
было установлено, что практически все линии проходят полностью или частично по территории населенных пунктов и в пригородной зоне. Минимальная длина линии составляет 0,35 км, наибольшая длина — 53,44 км. Минимальная длина отпаечных линий — 0,02 км. Основная масса воздушных линий была построена в 60-70 годы прошлого столетия. Срок службы исследуемых воздушных линий электропередачи примерно составляет 13-73 года. Согласно стандарту организации [2], нормативный срок эксплуатации опор: деревянных — 30 лет, железобетонных — 35 лет, металлических — 50 лет.
На рис. 1 представлена диаграмма распределения количества ВЛ в зависимости от наибольшего количества промежуточных опор. Из нее видно, что срок эксплуатации у 43 % ВЛ превышает нормативный. Приведенные данные указывают на масштабное старение ВЛ, что ведет их к недопустимому износу. Значительное число отказов ВЛ является следствием повреждения проводов, изоляторов, арматуры и отключения от грозовых перенапряжений.
Рис. 1. Диаграмма распределения ВЛ 35 кВ: 1 — с наибольшим количеством деревянных опор (срок службы 50-60 лет); 2 — с наибольшим количеством металлических опор (52-73 года); 3 — на металлических и железобетонных опорах (34-62 года); 4 — на металлических, железобетонных и деревянных опорах (13-33 года)
Fig. 1. 35 kV overhead power line distribution diagram: 1 — overhead power lines with the most wooden poles (service life of 50-60 years); 2 — overhead power lines with the most metal poles (service life of 52-73 years); 3 — overhead power lines on metal and reinforced concrete poles (service life of 34-62 years); 4 — overhead power lines on metal, reinforced concrete, and wooden poles (service life of 13-33 years)
На основе анализа данных по технологическим нарушениям (ТН) в электросети 35 кВ, которые были предоставлены СЭС «Колэнерго», построена диаграмма распределения причин ТН (рис. 2). Продолжительность наблюдений, использованных в анализе, составляет 13 лет (с 2005 по 2017 гг.). За указанный период по имеющимся данным зарегистрировано 239 нарушений (с учетом повторяемости отключений).
Из диаграммы видно, что наибольшее число (71 %) технологических нарушений происходит на ВЛ. Обрыв провода или грозотроса, наброс в большинстве случаев сопровождается замыканием на опору или на землю. Согласно правилам [4], в сетях с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостных токов допускается работа воздушных и кабельных линий электропередачи с замыканием на землю до устранения повреждения. Однако при замыканиях на территории населенных пунктов повышается опасность для жизни человека и животных вследствие образования длительных шаговых напряжений и напряжений прикосновения [5, 6]. Природные явления (34 %) могут сопровождаться перекрытием изоляции линии, набросами и обрывами проводов. Невыявленные нарушения (23 %), как правило, относятся к указанным выше причинам, поэтому также представляют опасность для населения.
Обрыв провода Наброспровода
■ Природные явления ■ Нарушения на подстанции
■ Невыявленные
Рис. 2. Диаграмма распределения технологических нарушений в электросети 35 кВ Fig. 2. Distribution diagram of technological violations in the 35 kV power supply network
Распределение технологических нарушений в течение 13 лет представлено на рис. 3, из которого видно, что наибольшее число нарушений в сети 35 кВ произошло в 2010 и 2016 гг. (41 и 34 соответственно), из них невыявленных: в 2010 г. — 11, в 2016 г. — 14, по причине природных явлений — 14 и 13 соответственно, в 2014 г. — 16. Из графиков видно, что в 2015 г. количество нарушений снизилось, однако в 2016 г. число ТН резко возросло, что в большинстве случаев связано с природными явлениями.
Количество карушеннй
2005 20» 2007 2003 20Э9 2010 ¡dl 2012 2013 2014 2015 2016 2017
-Обры& Наброс
— Природные явления —- Невыявленные
ношения на подстанции Вмга ---Линейная (кего)
Рис. 3. Распределение нарушений с 2005 по 2017 гг. Fig. 3. Distribution of violations from 2005 to 2017
К категории природных явлений относятся штормовой ветер, метель, повышенное гололедообразование, сброс гололеда, налипание мокрого снега и прямое попадание молний в элементы ВЛ.
Погодовые графики распределения ТН по причине природных явлений представлены на рис. 4.
Количество нарушений
оообйоооооОо -- Гроза -Природные явления
Рис. 4. Зависимость технологических нарушений на ВЛ 35 кВ от природных явлений
Fig. 4. Dependence of technological violations on the 35 kV overhead power lines on natural phenomena
Из графиков видно, что большая доля нарушений на ВЛ происходила из-за воздействия грозовых явлений — примерно 49 %.
На рис. 5 показано распределение ТН по причине природных явлений и не установленных по месяцам.
Рис. 5. Распределение количества нарушений на линиях по причине природных явлений и не выявленных по месяцам
Fig. 5. Distribution of violations on the overhead lines due to natural phenomena and not detected by months
Значительная часть природных явлений, как свидетельствует рис. 5, соответствует длительности грозового сезона. Кроме того, видно, что в ноябре, декабре и январе увеличивается количество нарушений. Это можно объяснить повышенным гололедообразованием и ветровой нагрузкой в данный период года. При анализе невыявленных причин обнаружено, что интенсивность этих нарушений увеличивается в декабре, январе и июне, это может быть связано с климатическими условиями северной части Кольского п-ова.
На рис. 6-7 приведены карты-схемы прохождения ВЛ 35 кВ по ветровым и гололедным районам северной части Кольского п-ова, которые были предоставлены «Колэнерго».
Рис. 6. Карта-схема прохождения ВЛ 35 кВ по ветровым районам северной части Кольского п-ова
Fig. 6. Schematic map of the 35 kV overhead power line passage through the wind regions of the northern part of the Kola Peninsula
Рис. 7. Карта-схема прохождения ВЛ 35 кВ по гололедным районам северной части Кольского п-ова
Fig. 7. Schematic map of the 35 kV overhead power line passage through the ice-coated regions of the northern part of the Kola Peninsula
На карте-схеме (рис. 6) видно, что значение уровня по давлению ветра: максимальное — VII, минимальное — IV, однако по картам районирования [7] давление ветра на Кольском п-ове в среднем оценивается по уровням VI—II.
Из следующей карты-схемы (рис. 7) видно, что значение уровня по толщине стенки гололеда: максимальное — VII, минимальное — IV. По картам районирования [7] толщина стенки гололеда на Кольском п-ове оценивается в среднем по уровню III. Температура воздуха — +26...-40 °С.
Заключение
1. Наиболее аварийными элементами электрических сетей 35 кВ являются воздушные линии электропередачи (71 % от общего числа ТН и 48 % от числа ТН с известными причинами).
2. Срок службы исследуемых воздушных линий электропередачи 35 кВ составляет 13-73 года.
3. Основной причиной повреждаемости ВЛ является износ оборудования и климатические воздействия.
4. На представленных в работе картах-схемах указаны подробные данные по уровням давления ветра и толщине стенки гололеда, которые подтверждают сложность климатических условий на Кольском п-ове.
Литература
1. Ярошевич В. В., Невретдинов Ю. М. Оценка показателей надежности воздушных линий 35, 110 и 150 кВ в условиях севера Кольского полуострова // Труды КНЦ РАН. Энергетика. 2013. Вып. 7 (17). С. 90-100.
2. Методические указания по проведению периодического технического освидетельствования воздушных линий электропередачи ЕНЭС / ОАО «ФСК ЕЭС». 2010. С. 51.
3. СТО 56947007-29.240.01.053-2010. Методические указания по проведению периодического технического освидетельствования воздушных линий электропередачи ЕНЭС. Дата введения 2010-08-24.
4. Об утверждении Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей: приказ Минэнерго РФ от 13 января 2003 г. М., 2003. 162 с.
5. Исследования опасности однофазных замыканий в сети 35 кВ Мурманского региона / Ю. М. Невретдинов [и др.] // Труды Кольского научного центра РАН. Энергетика. 2016. Вып. 12. С. 7-15.
6. Невретдинов Ю. М., Фастий Г. П. Проблема обеспечения электробезопасности сетей среднего напряжения в условиях Кольского полуострова // Вестник Кольского научного центра РАН. 2016. № 2 (25). С. 103-110.
7. СП 20.13330.2016 Нагрузки и воздействия. Актуализированная редакция СНиП 2.01.07-85* (с изм. № 1, 2). Дата введения 2017-06-04. URL: http://docs.cntd.ru/document/456044318 (дата обращения: 12.07.2020).
Сведения об авторах Фастий Галина Прохоровна
научный сотрудник лаборатории электроэнергетики и электротехнологии
Центра физико-технических проблем энергетики Севера — филиала ФГБУН ФИЦ КНЦ РАН
E-mail: g.fastiy@ksc.ru
Ярошевич Вера Васильевна
научный сотрудник лаборатории электроэнергетики и электротехнологии
Центра физико-технических проблем энергетики Севера — филиала ФГБУН ФИЦ КНЦ РАН
E-mail: yaroshevich_vera@mail.ru
DOI 10.37614/2307-5252.2020.7.19.002 УДК 621.311
Т. В. Аксенович
ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ МУРМАНСКОЙ ОБЛАСТИ
И МЕТОДОВ ИХ ЗАЩИТЫ ОТ ВЛИЯНИЯ ГЕОИНДУКТИРОВАННЫХ ТОКОВ
Аннотация
Территориальные особенности расположения электроэнергетической системы Мурманской обл. обусловливают ее подверженность геоиндуктированным токам, протекающим по глухозаземленным нейтралям трансформаторов (автотрансформаторов) во время геомагнитных бурь. Значения токов порой могут достигать десятков ампер и приводить к полупериодному насыщению стали сердечника и, как следствие, к потерям реактивной мощности, появлению высших гармоник, вибрациям и перегреву обмоток. Все это может стать причиной аварийного отключения линий или выхода из строя самого оборудования. В статье дан анализ технического состояния трансформаторов и автотрансформаторов подстанций классов напряжения 110-330 кВ на Кольском п-ове. Приводится статистика по типам сердечников устройств. Обсуждаются существующие методы снижения воздействия геоиндуктированных токов на трансформаторы, а также их сильные и слабые стороны.
Ключевые слова:
геоиндуктированные токи, силовой трансформатор, резистивное заземление нейтрали, емкостное заземление нейтрали, устройство продольной компенсации.
Tatiana V. Aksenovich
INVESTIGATION OF POWER TRANSFORMERS TECHNICAL CONDITION IN THE MURMANSK REGION AND METHODS FOR THEIR PROTECTION FROM THE INFLUENCE OF GEOMAGNETICALLY INDUCED CURRENTS
Abstract
The location territorial features of the Murmansk region electric power system determine its susceptibility to geomagnetically induced currents flowing through the dead-grounded neutrals of the transformers (autotransformers) during geomagnetic storms. The current values can sometimes reach tens of amperes and lead to half-period saturation of the steel core, and as a result to loss of reactive power, the appearance of harmonics, vibrations and windings overheating. All this can cause an emergency shutdown of lines or failure of the equipment itself. The article considers the analysis of the transformers and autotransformers technical condition of substations of voltage classes 110-330 kV on the Kola Peninsula. Statistics on the core types of the devices are provided. Existing methods to reduce the effect of geomagnetically induced currents on transformers, as well as their advantages and disadvantages, are discussed.
Keywords:
geomagnetically induced currents, power transformer, resistor at neutral, capacitor at neutral, longitudinal compensation device.
