Одним из наиболее серьезных вызовов, возникающих перед российскими энергоснабжающими организациями, является неудовлетворительное техническое состояние сетей 6–10 кВ.
Главная проблема заключается в том, что данные сети уже практически исчерпали свои возможности по пропускной способности. Сети «промежуточного» напряжения — самое слабое звено, которое находится между электростанцией и потребителем.
Естественно, что устаревшие сети представляют реальную опасность для населения из-за износа несущих конструкций. Также высокие потери электроэнергии и несоответствие нагрузкам сечений проводов вынуждают энергетиков искать варианты решения этой проблемы. Иначе нас ждет череда блэкаутов, ведь законы физики не обмануть.
Как формируются потери электроэнергии в распределительных электросетях?
Понятно, что экономическая эффективность распределительных сетей не должна опускаться ниже определенных значений. На сегодня от решения данного вопроса часто зависит и сам факт существования энергоснабжающей организации. Поэтому, прежде чем принимать решение о постройке или реконструкции сетей, их владельцы должны рассмотреть вопросы снижения потерь электроэнергии.
Как же можно снизить потери? Для начала разберем структуру технологических потерь в электрических сетях (см. рис. 1).
«Эффективные менеджеры» в электроснабжающих организациях уже перепробовали многие способы снижения потерь. Например, отключение одного трансформатора на двухтрансформаторных подстанциях 35/10 кВ с целью снижения потерь холостого хода. Вместе с существующей проблемой неукомплектованности подстанций оперативным персоналом такое решение привело к перебоям в энергоснабжении.
Другое направление борьбы с потерями — усовершенствование систем учета электроэнергии. Отчасти данное направление связано с требованиями Федерального закона от 27.12.2018 № 522-ФЗ. Согласно этому закону, ответственность за ком-мерческий учет электроэнергии с 01.07.2020 г. ложится на плечи электросетевых организаций и гарантирующих поставщиков электроэнергии.
Также, начиная с 01.01.2022 г., закон предусматривает обязательный ввод в эксплуатацию интеллектуальных систем, производящих учет электроэнергии или мощности. При этом обновление всех приборов учета должно быть завершено к 2035 году. Предполагается, что такие меры позволят снизить потери электроэнергии до уровня технических потерь. Говоря понятным языком, эти изменения должны помочь в борьбе с хищением электроэнергии.
Как уменьшить технические потери?
Предположим, что мы решили проблемы потерь, связанные с системами учета. Как быть с техническими потерями в электросетях? Для радикального решения этой проблемы нужен совершенно другой подход. Согласно физическим законам, для уменьшения потерь при передаче электроэнергии следует увеличивать напряжение либо увеличивать сечение токопроводящей жилы. Если вспомнить закон Джоуля-Ленца, то при увеличении напряжения в два раза потери уменьшаются в четыре раза, и наоборот.
Повышение напряжения в электрических сетях является наиболее выгодным решением с экономической точки зрения. В начале ХХ века для большинства развитых стран наивысшее напряжение составляло 30–35 кВ. Постепенно этот показатель увеличивался и вскоре достиг предела. Так, в 1985 году была введена в работу первая и единственная в мире воздушная линия электропередачи «Экибастуз — Кокчетав» с максимальным рабочим напряжением 1150 кВ.
В распределительных сетях в ХХ веке также наблюдалась общемировая тенденция к увеличению напряжения. Конечно, здесь этот рост выглядит намного скромнее, чем в сетях более высокого напряжения. Например, если в начале ХХ века в распределительных сетях применялось напряжение от 2 до 4 кВ, то в 50-х годах ХХ века этот показатель вырос до 6–10 кВ, а в некоторых случаях до 20 кВ.
Нужно отметить, что некоторыми специалистами также рассматривался и вопрос перехода на сети 35/0,4 кВ. Согласитесь, ведь в таком случае можно получить еще меньшие потери электроэнергии, а сами сети будут более протяженными.
Однако в данном случае экономическая целесообразность такого перехода будет крайне низкой. Такой вариант не будет предусматривать сохранение уже имеющихся элементов сетей, например, находящихся в исправном состоянии фундаментов комплектных трансформаторных подстанций, опор воздушных линий электропередачи.
Наоборот, для постройки сетей напряжением 35 кВ потребуется полная замена всех элементов. Дополнительные затраты при эксплуатации таких сетей будут связаны с необходимостью поддержания просек вдоль трасс.
Преимущества сетей 20 кВ
К преимуществам сетей 20 кВ можно отнести такие факторы:
- Затраты на постройку воздушных линий (ВЛ) 20 кВ сопоставимы по затратам на постройку ВЛ 6 кВ.
- Переход на сеть напряжением 20 кВ дает возможность увеличить в два раза радиус обслуживания подстанций.
- Увеличение радиуса обслуживания позволит уменьшить число трансформаторных подстанций. Это дополнительно увеличит эффективность, ведь каждая ступень трансформации напряжения не-избежно «съедает» 5–7% мощности.
- В сетях 20 кВ электроэнергия передается с меньшими потерями, этот показатель примерно в 1,5 раза меньше по сравнению с сетями 6 кВ.
- Затраты на техническое обслуживание линий 20 кВ не превышают аналогичный показатель для сетей 6–10 кВ.
- Дополнительно снизить затраты можно, применив стыковые трансформаторы 20/6 (10) кВ, что позволит сохранить часть существующих сетей 6 (10) кВ.
Особенности режима низкоомного резистивного заземления нейтрали
В Российской Федерации большая часть, при-мерно 80% сетей, напряжением 6–35 кВ работают в режиме изолированной нейтрали и только 20% работают в режиме заземления через дугогасящий реактор.
Разработка отечественной нормативной документации, связанной с сетями 20 кВ, началась не так давно. Данная ситуация обусловлена тем, что в ПУЭ и ПТЭЭСиС для сетей такого напряжения предусмотрен режим работы либо с изолированной нейтралью, либо режим работы нейтрали, заземленной посредством дугогасящего реактора. Такие режимы работы обладают существенными недостатками:
- При повреждении изоляции может возникнуть однофазное замыкание на землю (ОЗЗ), которое будет сопровождаться существенным увеличением напряжения на неповрежденных фазах.
- Так как поиск места замыкания требует некоторого времени, есть риск перехода ОЗЗ в более серьезные повреждения.
- Надо отметить, что сеть 20 кВ работает в режиме низкоомного резистивного заземления нейтрали. Это позволяет повысить надежность работы, безопасность людей и оборудования, снизить аварийность при однофазном замыкании на землю (ОЗЗ).
- В таких сетях при ОЗЗ, кроме емкостного тока, будет протекать активный ток. Такое решение позволяет снизить уровень коммутационных, дуговых и феррорезонансных перенапряжений. Так-же обеспечивается более простая схема релейной защиты.
Однако при разработке проектов энергоснабжения следует принимать во внимание местные условия и зарубежный опыт. Рассмотрим схему электросетей 20 кВ Парижа.
На центрах питания (ЦП) в нейтраль силового трансформатора 225/20 кВ установлен резистор, имеющий сопротивление 12 Ом.
Силу тока, протекающего при ОЗЗ, можно рассчитать по формуле:
Ip = Uном/(√3 Rр),
где Uнас — номинальное напряжение сети, кВ;
Rр — сопротивление резистора, Ом.
Подставив значения в формулу, получаем:
Ip = (20/(1,73*12) = 0,96 кА.
При разработке структуры отечественной сети 20 кВ следует учитывать, что на протяжении уже десятков лет при электроснабжении городов используются двухзвенные схемы.
Однолинейная схема отечественной сети 20 кВ
Первым звеном здесь выступают кабельные линии (КЛ), питающие РП. Соответственно, роль второго звена отводится кабельным линиям от РП до трансформаторных подстанций 20/0,4 кВ.
Если сравнить данную схему с парижской, то можно увидеть различия — там применяются не РП, а СП (соединительные пункты), где вместо выключателей установлены выключатели нагрузки. При появлении на линии короткого замыкания будет отключен выключатель, который находится на ЦП.
В российских сетях такая схема не получила развития, а вместо нее применяется структура, которая требует трех ступеней селективности устройств релейной защиты (РЗА). При этом должна быть как минимум обеспечена селективность РЗА на отходящих выключателях КЛ в ЦП, на вводных и секционном выключателе КЛ в РП, а также на отходящих КЛ к трансформаторным подстанциям.
Другими словами, выдержка времени t на отходящих выключателях КЛ в ЦП должна быть не меньше 1 секунды. Напротив, для таких схем, как схема электроснабжения Парижа, достаточна выдержка t=0,3–0,4 секунды. Такое обстоятельство усложняет расчет при выборе проводников, коммутационных аппаратов и заземляющих устройств.
О последнем факторе нужно поговорить более подробно. Ведь, кроме увеличения выдержки времени, в двухзвенных схемах существует и другая, серьезная проблема. Для ее понимания рассчитаем допустимое сопротивление заземления при значениях Ip = 0,96 кА ≈ 1 кА.
Из Таблицы 1 следует, что при такой схеме сети с выдержкой времени, равной 0,75 секунды, требуется обеспечить сопротивление заземляющего устройства немногим больше, чем 0,1 Ом. Данные параметры в условиях городской застройки являются трудновыполнимыми и требуют применения дорогостоящих заземляющих устройств.
Также следует отметить, что в нашей стране нормативные требования для заземляющих устройств сетей 20 кВ отсутствуют. Если же принять в качестве нормы требования ПУЭ (п. 1.7.90) для электроустановок с эффективно-заземленной нейтралью, то мы все равно получим 0,5 Ом, что меньше расчетных значений.
Выходом из сложившейся ситуации с учетом всего вышеописанного для отечественных сетей 20 кВ будет схема, являющаяся сочетанием РП и СП. То есть выключатели следует применять только на вводах. На отходящих линиях и секционной перемычке следует установить выключатели нагрузки.
Такая схема даст возможность снизить общее количество ступеней селективности на две ступени. Это позволит снизить выдержку время отключения от ОЗЗ, что в конце концов позволит снизить до приемлемых значений сопротивление заземляющего устройства.
Опыт применения сетей напряжением 20 кВ в России
Постоянно растущее население городов, а так-же возросшее количество различных механизмов и приборов, работающих на электрической энергии, приводит к необходимости увеличения пропускной способности сетей. В настоящее время многие страны Западной Европы используют сети 20 кВ. Например, в Германии и Франции применяются сети напряжением 20 кВ, а в Чехии, Болгарии и Словакии применяются сети 22 кВ.
В отличие от стран Европы, в нашей стране сети напряжением 20 кВ только начали развиваться. Однако стоит отметить, что промышленная эксплуатация таких сетей велась еще в Советском Союзе. Например, в начале 30-х годов ХХ века развитые сети данного напряжения уже имелись в Латвии, еще до вхождения республики в состав Советского Союза.
Подобная ситуация до сих пор сохранилась и в Калининграде. До сих пор там эксплуатируются сети напряжением 15 кВ, хотя сейчас они не развиваются, а постепенно замещаются сетями 10 кВ.
29 января 2004 года впервые в России благодаря сетям 20 кВ был реализован проект организации электроснабжения «Ходынского поля» в Москве, где имеется плотная высотная застройка. Затем полученный опыт был применен для электроснабжения «Москва-Сити». Данные решения были обусловлены высокой плотностью электрических нагрузок.
Особенностью данной схемы электроснабжения является применение кабельных сетей и замена распределительных пунктов (РП), характерных для схем электроснабжения 6–10 кВ, на соединительные пункты (СП), с установленными на них выключателями нагрузки.
Также сети 20 кВ были применены для электроснабжения Ханты-Мансийского автономного округа. Однако здесь ситуация была принципиально другой — невысокая плотность электрической нагрузки при большой удаленности потребителей от центров питания.
При рассмотрении вариантов выяснилось, что воздушные линии 10 кВ будут нерентабельны, так как необходимо устанавливать повышающие трансформаторы через каждые 10–15 км. Воздушные линии 35 кВ также оказались экономически невыгодным решением, так как мощность для населенных пунктов будет невысока, а затраты на постройку и эксплуатацию очень большими.
Оказалось, что «истина где-то посередине» — напряжение 20 кВ является оптимальным со всех сторон, учитывая и физические законы, и экономическую целесообразность, и перспективы на будущее.
Воздушные линии 20 кВ выполняют проводом СИП с трехслойной изоляцией из сшитого полиэтилена. Данное решение позволило снизить вероятность аварийных отключений из-за замыканий, воздействия сезонных порывов ветра и образования изморози.
Учитывая обстоятельство, что длина линий 20 кВ составляет примерно 40 км и они проходят по труднодоступной местности, данное решение позволило сократить время, требующееся для отыскания и ликвидации технологических нарушений.
Заключение
Переход на сети 20 кВ должен быть экономически оправдан. Расчеты доказывают, что при невысокой плотности нагрузки в сельской местности выгодно использовать распредсети напряжением 10 кВ. В городских сетях, особенно для электрификации строящихся районов, наоборот, использование сетей 20 кВ будет более целесообразным.
Повсеместный перевод уже существующих сетей на напряжение 20 кВ также не даст желаемого экономического эффекта. Реконструкцию целесообразно проводить только при значительном износе распределительных сетей, когда они не могут обеспечить растущие нагрузки.
В последнем случае пропускная способность может быть повышена в 2,5 раза. Данное решение вместе с применением современных технологий позволит уменьшить количество трансформаторных подстанций и повысить надежность электроснабжения.
