CC BY
289
УДК 621.31
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПЕРЕВОДА С НАПРЯЖЕНИЯ 6 КВ НА НАПРЯЖЕНИЕ 10 КВ УЧАСТКА ГОМЕЛЬСКОЙ ГОРОДСКОЙ КАБЕЛЬНОЙ СЕТИ С РП-12 С УЧЕТОМ ИЗМЕНЕНИЯ РЕЖИМОВ ЕЕ НЕЙТРАЛИ
Г. И. СЕЛИВЕРСТОВ, Д. О. МАРЦЕЛЕВ
Учреждение образования «Гомельский государственный технический университет имени П. О. Сухого», Республика Беларусь
В. С. САВИЦКИЙ
Филиал РУП «Гомельэнерго» Гомельские электрические сети, Республика Беларусь
Введение
Основной задачей эксплуатации электрических сетей является передача электроэнергии потребителям надлежащего качества и в требуемом количестве при наименьших затратах. Одним из наиболее действенных способов уменьшения затрат на передачу электроэнергии является повышение номинального напряжения сети, приводящее к снижению потерь электроэнергии пропорционально квадрату напряжения. В связи с этим перевод городских электрических сетей номинальным напряжение 6 кВ на напряжение 10 кВ является сейчас актуальной проблемой. При этом уменьшения затрат на перевод с одного номинального напряжение на другое, более высокое, можно достичь одновременно изменяя режим нейтрали сети, что улучшит качество передаваемой электроэнергии и увеличит надежность существующих электрических сетей [1].
Вопросам исследования режимов работы нейтрали сложных городских кабельных электрических сетей посвящен целый ряд публикаций зарубежных и отечественных ученых.
В промышленных развитых странах Европы продолжается процесс постепенного перевода существующих сложных городских кабельных сетей с изолированной, компенсированной или заземленной через высокоомное токоограничивающее сопротивление нейтралью в режим работы с нейтралью, заземленной через малое активное или активно-индуктивное сопротивление, что признано прогрессивным решением [2].
В Республике Беларусь группой ученых во главе с профессором В. К. Плюгаче-вым в 60-х гг. было предложено рассредоточенное заземление нейтрали (РЗН), сущность которого заключается в заземлении только части потребительских трансформаторов путем непосредственного присоединения их нейтралей к контурам заземления [3]-[6].
В исследованиях [1], выполненных под руководством профессора М. А. Корот-кевича, предложен комбинированный способ заземления нейтрали, при котором в центре питания наглухо или через малое сопротивление заземляется искусственная нейтральная точка или силовой трансформатор небольшой мощности, а на части распределительных линий заземляется один или несколько потребительских транс-
форматоров при полной изоляции от земли нейтралей всех потребительских трансформаторов на остальных распределительных линиях.
Актуальность данных исследований обусловлена необходимостью повышения эффективности использования энергоресурсов и их экономии.
Целью работы является оценка эффективности перевода с напряжения 6 кВ на напряжение 10 кВ конкретного участка гомельской городской кабельной сети с учетом комбинированного способа заземления ее нейтрали.
Результаты исследований
Для проведения исследований был рассмотрен участок гомельской городской кабельной сети с РП-12 номинальным напряжением 6 кВ, питающийся от секций шин 6 кВ подстанции «Западная». Этот участок включает в себя 19 трансформаторных подстанций (ТП), на которых установлен 31 трансформатор мощностью от 100 до 695 кВ • А и 26,7 км кабельных линий сечением от 95 до 240 мм2. Схема данного участка сети представлена на рис. 1.
Анализируя полученные данные о вводе в эксплуатацию силовых кабелей, информация о которых представлена в табл. 1, установлено, что срок службы кабельных линий уже завершился или подходит к концу.
Учитывая специфику городских электрических сетей г. Гомеля, следует отметить, что подавляющее большинство аварийных отключений в сетях 6-10 кВ - это отключения кабельных линий (КЛ) электропередач, которые составляют 90 % от протяженности всех линий электропередач электрических сетей.
Анализ повреждаемости кабельных линий показывает, что повреждения кабелей из-за электропробоя изоляции в ранее не повреждаемом месте происходит примерно в 52 % случаев. Около 30 % повреждений - это электропробой на соединительных муфтах, 16 % - электропробой кабельных заделок в ТП. Примерно 1% всех аварийных отключений, связанных с повреждением КЛ, происходит из-за порывов кабелей сторонними организациями и частными лицами, что свидетельствует о недостаточной разъяснительной и профилактической работе с организациями и населением, а также о неточности съемок кабельных трасс и об отсутствии в районе электрических сетей (РЭС) специальных приборов для уточнения трасс кабелей без их отключения.
Следует также отметить большое количество повреждений КЛ на муфтах. Это объясняется различными причинами, в том числе плохим качеством ремонтного материала. Кроме того, соединительные муфты частично повреждаются при поисках уже имеющегося повреждения, а также при испытаниях кабеля после его ремонта, в результате чего муфта, хотя и не выходит из строя, но надежность ее и дальнейший срок службы значительно снижается.
Большую повреждаемость кабелей на муфтах можно частично объяснить большим их количеством в сетях (удельное их количество, примерно 6 муфт на 1 км). На отдельных участках их число доходит до 12 и более на 1 км. Отсюда следует вывод, что вместо установки очередных муфт на отдельных участках необходимо менять кабель на новый, а это, конечно же, требует вложения значительных средств.
Большое количество повреждений КЛ на кабельных заделках происходит из-за плохого качества применяемых материалов, а также от попадания влаги в ТП во время дождя из-за течи в закрытых трансформаторных подстанциях. В РЭС в настоящее время проводятся работы по замене сухих и эпоксидных кабельных заделок на термоусаживаемые.
Кроме того, анализируя повреждаемость кабелей, изготовленных на номинальное напряжение 6 кВ, но работающих в сети номинальным напряжением 10 кВ (сети, переведенные с напряжения 6 на 10 кВ), следует отметить, что удельная повреждаемость таких кабелей значительно выше.
ш VI и ап-110
ГСм I СМ
эп. I ю
ьн пси
I
.1 г
----
■ . !
1-1
I
А.
П" "ЗчПНЬНН!-."
3
«ой 14 кЭ
! I
! ч
I ■
Ч V Ч
Я 9
§
ие ш
С
19
И
-п
I '■ ^ и '
ИИ
"г;
ИГ
I дддд:
Чь
3 Ш
1
И п
Ч-"'"
1 /" Ш .тШ
I I,— я гт т 1
.; ,1 - 1 ¿=
Г
7 г
Ь
гт4
ТГ 1Я
щ
■и*
г-;
73* гт
¡3
а г
Ь
, ;1 |'| 1 м
п
_____г £
5ггд : J 1
У I—--1 :
■ ■" 1 »-,'__|
.■ л! . V. и
11гЧ1
____-I П 3
"Н
Ш ' !
Г
«Аг'и Г "
3
73С;
8
.Тс*|Т11
О 17 Г 0 <■:;■
¿Л Ш - -'■" 4Л
- %
лг.'иг_
¡О
и;,
—г1—
1
¿ =
ЙГ
0
£¡5__--¿1
X
Я
8
■ |
я
Рис. 1. Схема участка гомельской городской кабельной электрической сети с РП-12 до реконструкции
Таблица 1
Сроки амортизации и эксплуатации кабелей напряжением 6-10 кВ
Название КЛ Марка кабеля Год прокладки КЛ Номинальное напряжение, кВ Срок амортизации, лет Срок эксплуатации, лет
1491 АСБ 1978 10 43,5 36
1492 АСБ 1978 10 43,5 36
1502 АСБ 1978 10 43,5 36
5951 ААБ 1978 10 23,25 36
5952 ААБ 1978 10 23,25 36
5953 АСБ 1978 10 43,5 36
5954 ААБ 1978 10 23,25 36
5955 ААШв 1984 10 23,25 30
5956 ААШв 1978 10 23,25 36
5957 АСБ 1978 10 43,5 36
5958 АСБ 1978 10 43,5 36
от ТП 228 к ТП 664 ААШв 2000 10 23,5 14
от ТП 228 к ТП 52 АСБ 1975 10 43,5 39
от ТП 228 к ТП 640 ААШв 1975 10 23,25 39
АСБ 1975 10 43,5 39
от ТП 664 с 1 к ТП 620 с1 ААБ 1981 10 23,25 33
от ТП 664 с2 к ТП 620 с2 ААБ 1981 10 23,25 33
от ТП 620 к ТП 619 ААБ 1978 10 23,25 36
от ТП 620 к ТП 619 ААБ 1978 10 23,25 36
от ТП 619 к ТП 618 АСБ 1978 10 43,5 36
АСБ 1978 10 43,5 29
от ТП 619 к ТП 52 ААШв 1985 10 23,25 38
от ТП 640 к ТП 730 АСБ 1976 10 43,5 35
от ТП 640 к ТП 641 с2 АСБ 1979 10 43,5 11
от ТП 641 с2 к ТП 719 с1 ААШвУ 2003 10 23,25 39
от ТП 641 с 1 к ТП 191 АСБ 1975 10 43,5 39
ААШв 1975 10 23,25 39
АСБ 1975 10 43,5 30
от 191 к ТП 719 с1 ААБ 1984 10 23,25 30
от 719 с2 к ТП 17г ААШв 1984 10 23,25 30
от ТП 730 к ТП 17г ААШв 1984 6 23,25 11
от ТП 730 к ТП 901 ААШв 2003 6 23,25 36
от ТП 87 к ТП 901 ААБ 1978 6 23,25 39
от ТП 901 к ТП 676 с2 ААШв 1975 10 23,25 36
от ТП 87 к ТП 730 АСБ 1978 6 43,5 39
от ТП 191 к ТП 546 с1 ААБ 1975 10 23,25 36
от ТП 620 к ТП 619 ААБ 1978 10 23,25 36
от ТП 619 к ТП 618 АСБ 1978 10 43,5 36
При анализе количества отключений по месяцам и по кварталам можно сделать вывод, что во втором и третьем квартале происходит примерно на 30 % больше аварийных отключений, чем в первом и четвертом квартале. Это можно объяснить различными причинами, в том числе и подвижками грунта, активизацией грунтовых вод, а также большим числом порывов кабелей, так как в это время года больше производится земляных работ.
Данные аварийных отключений за период с 2001 по 2013 г. в гомельском городском РЭС свидетельствуют о том, что количество отключений возросло в 1,32 раз, сумма времени, когда оборудование находилось в отключенном положении, также возросла в 1,25 раза.
Также мы видим, что при увеличении общей протяженности линий электропередач в 1,53 раза и количества отключений, недоотпуск электроэнергии потребителям увеличился в 1,18 раза. Это свидетельствует о том, что скорость ликвидации аварий, а также профессионализм оперативных работников значительно выросли. Данные по аварийным отключениям представлены в табл. 2.
Таблица 2
Информация по аварийным отключениям
Показатель Годы
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Всего отключений 155 134 166 163 183 217 219 205 238 260 245 218 206
Сумма времени, час 245,5 277,9 274,3 279,1 298,9 298 290,3 253,9 359,1 339,5 393,1 276,4 307,6
Среднее время, час 1,58 2,07 1,65 2,04 1,63 1,37 1,3 1,27 1,4 1,47 1,58 1,43 1,49
Удельное отключение 24,41 21,1 26,14 25,67 27,85 29,17 28,02 27,52 29,53 31,18 25,63 22,8 31,22
Недоотпуск, МВт ■ ч 20,13 21,1 24,35 24,6 25,34 24,88 25,2 24,45 32,47 29,9 25,2 24,4 23,95
Протяженность ЛЭП, тыс. км 6,35 6,35 6,35 6,35 6,57 6,72 7,06 7,45 8,06 8,34 9,56 9,65 9,72
Отключение кабельных линий электропередач зачастую происходит вследствие перерастания однофазного замыкания на землю в более сложные виды повреждений на сухих и эпоксидных муфтах (а такие повреждения, как было изложено выше, составляют 46 %), так как их конструкция и ненадежность сопутствуют этим процессам. Отключение кабельных линий, как правило, происходит не в трансформаторных пунктах, а на подстанции, так как коммутационные аппараты в ТП не оснащены релейной защитой. Также токи однофазного замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью не достаточны для выявления поврежденного участка, их величина обусловлена только емкостью кабельной сети. Все это приводит к обесточению нескольких или даже десятков ТП и, следовательно, большому недоотпуску электроэнергии и останову производств.
Для того чтобы повысить токи однофазного замыкания на землю данного участка сети, нами была предложена система комбинированного заземления нейтрали, при которой заземлению подлежат нейтрали обмоток высокого напряжения части трансформаторов в трансформаторных подстанциях 6/0,4 кВ. Данный тип заземления был выбран по следующим причинам:
1) необходимо увеличить уровни токов замыкания на землю и обеспечить селективность работы релейной защиты;
2) исключить возможность возникновения перемежающейся дуги вследствие отключения линии;
3) обеспечить безопасность в отношении поражения электрическим током людей и животных при обрыве проводов и др.
Для того чтобы изменить режим нейтрали, было предложено и рассчитано место установки трансформаторов и их мощность, исходя из величины токов однофазных замыканий на землю в сети, и значение сопротивления заземляющего устройства Rз = 1,9 Ом [7], исходя из напряжения прикосновения, которое не должно превышать 100 В [8], [9]. В ходе расчетов принято решение установить на 1 и 2 секции шин 10 кВ ПС «Западная» дополнительные трансформаторы мощностью 400 кВ • А. Заземлению подлежат обмотки высокого напряжения этих трансформаторов, а также трансформаторов в ТП-546, ТП-676, ТП-664.
После изменения режима нейтрали и перевода на более высокое напряжение токи короткого замыкания увеличились с 7,1 до 9,9 кА на шинах РП-12. Наименьший ток однофазного замыкания на землю оказался равен 865 А, что достаточно для селективной работы защит линий и отключения поврежденного участка.
При переводе участка сети на напряжение 10 кВ необходимо заменить силовое оборудование, рассчитанное на номинальное напряжение 6 кВ. Было принято решение об установке новых ячеек КРУ СЭЩ-59-10-20/630 У3 и камер КСО 298 М-1ВВ-600-10 У3, которые оснащаются вакуумными выключателями ВВЛЕЬ, на входящих в данный участок трансформаторных подстанциях, а также о замене некоторых кабельных линий, срок эксплуатации которых уже истек. Информация о кабелях, которые подлежали замене, представлена в табл. 3. Замена трансформаторов 6/0,4 кВ на новые 10/0,4 кВ также значительно увеличила бы затраты на реконструкцию. Исходя из этого, предложено (там, где это возможно, учитывая конструкцию трансформаторов и схему соединения обмоток высокого напряжения) переключить обмотки с «треугольника» на «звезду», что уже проводилось в гомельских электрических сетях и требует меньших капитальных вложений, чем установка новых. Недостатком данного решения является ликвидация устройств ПБВ, которые можно компенсировать путем регулирования напряжения трансформаторами, установленными на питающей подстанции «Западная», удаленность которых от потребителей не превышает 3 км.
Таблица 3
Информация о замененных кабельных линиях
Участок Марка кабеля и сечение Длина участка, км
ТП-87 - ТП-730 АПвП-10 (3 х 95) 0,45
ТП-87 - ТП-901 АПвП-10 (3 х 120) 0,34
ТП-730- ТП-901 АПвП-10 (3 х 95) 0,3
ТП-17Г - ПС «Западная» АПвП-6 (3 х 95) 3,2
В результате расчета режимов участка кабельной электрической сети установлено следующее.
При изменении номинального напряжения участка кабельной сети с 6 на 10 кВ потери активной мощности в нормальном режиме при 60%-й загрузке трансформаторов снижаются с 505,3 до 200 кВт, т. е. в 2,53 раза.
Расчет послеаварийного режима работы участка электрической сети показывает, что при его переводе на 10 кВ происходит уменьшение потерь активной мощности в 2,77 раза, с 709,8 до 255,8 кВт, при обрыве линии № 5956, и в 2,75 раза, с 604,1 до 219,6 кВт, при обрыве линии № 5954. Результаты расчета потерь мощности в сети в нормальном режиме при напряжении 6 и 10 кВ представлены в табл. 4.
Схема рассматриваемой сети после проведения его реконструкции и изменения режима нейтрали представлена на рис. 2.
Затраты на реконструкцию данного участка сети составили 9014 млн бел. р., в том числе стоимость устанавливаемого оборудования составила 7772 млн бел. р. Установлено, что затраты на перевод сети на более высокое напряжение окупаются прежде всего за счет снижения потерь электроэнергии, которое составило 882100 кВт • ч/год или 108,49 т у. т./год. Срок окупаемости мероприятий по замене кабельных линий электропередач составил 2,5 лет при стоимости замены 2349 млн бел. р., что свидетельствует о его экономической эффективности и целесообразности.
Таблица 4
Потери мощности в сети
Загруженность трансформаторов, % Элементы электрической сети Напряжение электрической сети, кВ
6 10
Нормальный режим
Источник питания 1с ПС «Западная»
20 Кабельные линии 41,62 6,97
Силовые трансформаторы 4,87 1,93
Суммарные потери 46,49 8,9
40 Кабельные линии 90,71 27,88
Силовые трансформаторы 19,49 7,74
Суммарные потери 110,2 35,62
60 Кабельные линии 139,86 62,74
Силовые трансформаторы 43,87 17,43
Суммарные потери 183,73 80,17
Продолжение табл. 4
Загруженность трансформаторов, % Элементы электрической сети Напряжение электрической сети, кВ
6 10
Нормальный режим
Источник питания 2с ПС «Западная»
20 Кабельные линии 47,54 9,5
Силовые трансформаторы 10,1 3,82
Суммарные потери 57,64 13,32
40 Кабельные линии 122,18 37,86
Силовые трансформаторы 40,33 15,28
Суммарные потери 162,51 53,14
60 Кабельные линии 232,46 85,09
Силовые трансформаторы 89,04 34,38
Суммарные потери 321,5 119,47
ЯП-ПС Ш1Н10
№1 ген исгем
3 ■1.
6,1-114 «»¿ГПИ
Тд 5 .-11.1 1п.
О : 1
тз V т I" т пт£ *
«
Цг
з- ; 1ЧМ"1
--8 -'-08--
Рис. 2. Схема участка гомельской городской кабельной электрической сети с РП-12 после реконструкции
Заключение
Из результатов исследований следует, что имеются все предпосылки для постепенного перевода городских кабельных сетей номинальным напряжением 6 кВ на более высокое номинальное напряжение. Это значительно сократит потери мощности при передаче, увеличит пропускную способность существующих сетей, а также увеличит качество и надежность электроснабжения потребителей. Одновременно изменяя режим нейтрали электрической сети, достигается возможность отключения поврежденного участка релейной защитой, поврежденный участок локализируется, не приводя к длительным отключениям и значительным недоотпускам электроэнергии. Также изменение режима нейтрали позволит использовать имеющийся запас по уровню фазной изоляции кабельных линий и обеспечит повышение их срока службы или позволит увеличить номинальное напряжение сетей, как было предложено выше для конкретного участка кабельной электрической сети.
Литература
1. Короткевич, М. А. Режимы нейтрали городской электрической сети / М. А. Ко-роткевич, Д. Л. Жив. - Минск : БелНИИагроэнерго, 1997. - С. 68.
2. Заземление нейтрали в сетях напряжением до 110 кВ / под ред. Л. М. Фингера. -М. : ОРГРЭС, 1964 - С. 88.
3. Рассредоточенное заземление нейтрали в электрических сетях. - Препринт / ЦНИИМЭСх, 1972 - С. 99.
4. Плюгачев, В. К. О режиме нейтрали в электрических распределительных сетях // Электричество. - 1963. - № 2. - С. 62-65.
5. Гневко, Д. Г. Перевод сети 10 кВ на повышенное напряжение при рассредоточенном заземлении нейтрали / Вопросы электрификации сельского хозяйства. -Минск : Полымя, 1965. - С. 44-51.
6. Гневко, Д. Г. О работе электросети в режиме РЗН / Механизация и электрификация сельского хозяйства. - Минск : Ураджай, 1970. - С. 25-33.
7. Карякин, Р. Н. Заземляющие устройства электроустановок : справочник / 2-е изд. -М. : Энергосервис, 2006. - 520 с.
8. Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Предельно допустимые уровни напряжения прикосновения и токов. Технические условия : ГОСТ 12.1.038-82. - Введ. 30.07.82. Срок действия неограничен. - М. : Из-во стандартов, 1982. - 5 с.
9. Правила устройства электроустановок. - Минск : ДИЭКОС, 2003 - С. 632.
Получено 28.05.2014 г.
