"Новости Электротехники"Построение распределительных сетей 6(10) кВ. факторы обеспечения надежности

< Предыдущая ] [ Следующая >

Журнал №2(14) 2002

Построение распределительных сетей 6(10) кВ. факторы обеспечения надежности

Эдуард Палей,главный специалист ОАО «ПО Элтехника», Санкт-Петербург

Важнейшей задачей электроэнергетики является надежность электроснабжения потребителя и качество электроэнергии. Надежность электроснабжения обеспечивается следующими факторами:

надежностью оборудования центров питания (ЦП);

схемой построения распределительных и трансформаторных подстанций (РП и ТП);

схемой построения распределительной сети;

конструкцией ячеек, которая гарантировала бы безопасное обслуживание и минимальные

эксплуатационные затраты;

техническими характеристиками коммутационных аппаратов и устройств релейной защиты.

При комплектовании РП или ТП необходимо отдавать отчет в том, что подстанция, которая строится сегодня, должна прослужить не менее 40 лет и применение в ней оборудования, разработанного почти 50 лет назад (хотя и более дешевого), вряд ли экономически обосновано. Проблемы старых схемных решений построения сетей

Одним из серьезных факторов обеспечения надежности электроснабжения является схема построения сетей среднего напряжения, как городских, так и сельских. К настоящему времени созданы типовые проекты схем энергоснабжения как кабельных, так и воздушных линий. Эту сетку схем многие годы составляли и расширяли ведущие проектные институты. Иногда попытки экономии шли в ущерб требованиям надежности. Ярким примером тому были упрощенные трансформаторные подстанции с отделителями и короткозамыкателями на стороне 35-220 кВ, с защитой на реле прямого действия, выполнение кабельных связей (в том числе и токовых цепей) алюминиевыми кабелями и ряд других способов экономии. В дальнейшем статистика повреждений на подстанциях заставила выпустить ряд противоаварийных и эксплуатационных циркуляров, устраняющих ранее внесенные недостатки. Часть из них уже вошла в ПУЭ, ПТЭ, СНиП и др. документы. Многие причины, повлиявшие в свое время на создание ныне существующих схем построения сетей, или уже устранены, или должны устраняться в процессе реконструкции и эксплуатации. Однако ранее принятые схемные решения до сих пор остались неизменными и по-прежнему в распредсетях используются морально устаревшие конструкции и аппараты.
Рассмотрим ситуацию на примере схемы построения городских распределительных сетей, а конкретней - схему городской закрытой трансформаторной подстанции (ЗТП) 10/0,4 кВ. Как правило, такая подстанция имеет следующую схему (рис. 1).

Рис. 1.
Схема городской закрытой
трансформаторной подстанции
(ЗТП) 10/0,4 кВ

Питание ЗТП1 – ЗТПN осуществляется по фидерам Ф1 и Ф2, которые подключены либо к разным секциям понизительной подстанции (ЦП) или распределительного пункта (РП), либо к разным подстанциям. Один из фидеров является рабочим - например, Ф1, второй - резервным (Ф2). В качестве коммутационных аппаратов используются выключатели нагрузки, а на трансформаторах - выключатели нагрузки с предохранителями.
На каждой подстанции имеется АВР по минимальному напряжению. Пусковые органы АВР находятся на стороне 0,4 кВ силовых трансформаторов. При коротком замыкании (КЗ) в точке К1 (или в любой другой точке Ф1) срабатывает защита на центре питания и отключает рабочий ввод. Действием АВР отключается выключатель нагрузки ВН1 и при наличии напряжения на сборке резервного питания (контролируется ТНом), включается ВН2. Аналогично работает АВР и на других подстанциях. В результате оперативному персоналу требуется после осмотра восстанавливать нормальную схему питания. При этом вырабатывается и без того малый механический ресурс выключателей нагрузки.
Недостатком такого построения является отключение головного выключателя при повреждении даже на последнем участке тупиковой сети. Следует заметить, что согласно требованиям ПУЭ:

электроустановки должны быть оборудованы устройствами релейной защиты, предназначенными для автоматического отключения поврежденного элемента от остальной неповрежденной части электроустановки с помощью выключателя (п. 3.2.2а);
должен отключаться только поврежденный элемент (п. 3.2.5).

Рассмотрим возможное повреждение на шинах трансформаторной сборки в точке К2. Действием АВР будет отключен ВН1 и включен ВН2. При этом из-за отсутствия защит на ВН1 и ВН2 это включение произойдет на неустранившееся повреждение К2 и будет отключен резервный фидер Ф2 на ЦП.
Таким образом, участок сети и потребители будут отключены. В условиях города – это значительные жилые массивы, социальные объекты и промпредприятия, и ущерб будет весьма значительным. Такое построение подстанций, не гарантирующее надежное электроснабжение, объясняется использованием на ТП выключателей нагрузки по всей длине транзитного кабеля рабочего и резервного фидеров, не позволяющих отключить повреждение ближайшим к месту повреждения коммутационым аппаратом. При этом не выполняются вышеуказанные пункты ПУЭ.
Наличие защит на ВН1 и ВН2 обеспечило бы блокировку АВР и селективное отключение трансформаторной сборки. Транзит при этом сохранился бы.

РЕШЕНИЕ ПРОБЛЕМЫ

Замена на подстанции части выключателей нагрузки на вакууумные выключатели

Рассмотренное выше построение ТП можно объяснить еще и тем, что решения по типовой схеме ТП принимались, когда в качестве коммутационного аппарата, отключающего ток повреждения, был лишь масляный выключатель. Габариты и стоимость масляного выключателя на момент создания типовых проектов в 60-70 гг. были значительно большими, чем у выключателя нагрузки (на тот момент это соотношение было 7:1). Появление на трансформаторных подстанциях масляных выключателей повысило пожароопасность распредустройства, а также потребовало огромных затрат на содержание маслохозяйства. Кроме того, следует отметить, что после трех-пяти отключений масляный выключатель, кроме замены масла, требует переборки контактной группы.
Эти вопросы снимаются при замене выключателей нагрузки современными малогабаритными вакуумными выключателями, а не привычными масляными, так как вакуумные выключатели имеют следующие характеристики:

механический ресурс и ресурс по коммутационной стойкости современных выключателей - 50000 циклов «ВО» при номинальном токе и 100 циклов «ВО» при токах короткого замыкания до 20 кА;
низкие трудозатраты на эксплуатационное обслуживание и ненадобность замены изнашивающихся деталей контактной системы.

Это позволяет рассматривать замену части выключателей нагрузки на подстанции на вакуумные выключатели.
По мнению некоторых специалистов, увеличение в сети количества выключателей приводит к значительному повышению времени действия защит на питающих центрах, а увеличивать его более 1,5 сек недопустимо по термической стойкости кабелей. Заметим, что и по термической стойкости токам КЗ ячейки КРУ на ЦП не допускают превышение времени более 1 сек.

Использование цифровых релейных защит

В то же время авторы подобных высказываний допускают возможность при реконструкции сети оставить без технического перевооружения существующие центры питания. Они не учитывают, что при реконструкции электромеханические защиты рекомендуется заменять цифровыми, а все ячейки КРУ должны быть оборудованы дуговой защитой. Современные оптоволоконные дуговые защиты позволяют ликвидировать дуговое замыкание в ячейке центра питания за 50-60 мсек (это время срабатывания дуговой защиты и время отключения вакуумного выключателя). Чувствительность такой защиты 160 А, т.е. при возникновении дуги даже с большим переходным сопротивлением защита надежно срабатывает, а повреждения минимальны.
Замена морально устаревших защит с реле прямого действия (РТВ) или электромеханических реле (РТ-40, РТ-80) на цифровые защиты обеспечивает снижение ступени селективности.
Для защиты тупиковых кабельных линий бесфидерной сети достаточно иметь токовую отсечку, максимальную токовую защиту с зависимой и независимой (по выбору) времятоковой характеристикой. Этим требованиям отвечают самые простые (и недорогие) цифровые токовые реле большинства фирм-производителей цифровых защит.
Применение цифровых защит обеспечивает достижение ступени селективности 0,2 сек. вместо 0,5-0,7 сек. (РТ-40, РТ-80). Это позволяет строить сеть с несколькими выключателями, обеспечивая таким образом на ЦП уставки МТЗ 1-1,2 сек. Применение зависимых характеристик МТЗ различной степени крутизны может позволить , сохранив селективность цепочки из нескольких защит, иметь выдержку времени, близкую к выдержкам времени на участках сети.
Для более сложной схемы сети, когда питание РП осуществляется по параллельным кабелям, необходимо использовать более сложные (соответственно более дорогие) устройства защиты - многофункциональные терминалы. Такие защиты имеют функцию направленной защиты от междуфазных замыканий на землю, логическую защиту (логическую селективность), УРОВ, АПВ ( от 2-кратного до 5-кратного), функцию осциллографирования и ряд других.

Новый подход к схеме типовой подстанции
Таким образом, кажется вполне логичным решение о пересмотре схемы типовой подстанции 10/0,4 кВ с заменой части выключателей нагрузки на вакуумные выключатели. Аргументами в пользу такого предложения являются:
1. следующие преимущества вакуумных выключателей:

весогабаритные показатели;
коммутационные способности;
ценовые показатели (наблюдается тенденция снижения стоимости выключателя относительно стоимости выключателя нагрузки на те же номинальные токи, и на сегодняшний день это соотношение 2 :1);
эксплуатационные расходы – меньшие, чем для вы-ключателя нагрузки.

2. технические возможности современной цифровой релейной защиты. Схема подстанции приобретает следующий вид (рис. 2). Надежность электроснабжения при таком построении подстанции значительно повышается.

Рис. 2.
Предлагаемый вариант
схемы городской закрытой
трансформаторной подстанции
(ЗТП) 10/0,4 кВ

Требования к оборудованию

Для обеспечения надежности электроснабжения потребителя немаловажную роль играет коммутационная аппаратура, применяемая в ячейках распред-устройств, конструкция самих ячеек, необходимость выполнения и объем профилактических, текущих и других видов эксплуатационных работ, безопасность.

БЕЗОПАСНОСТЬ

Блокировки
При конструировании ячейки распредустройства должны быть учтены все требования нормативно-технической документации (РД, ГОСТов и др.). Так, согласно требованию ГОСТ 12.2.007.4-75, камеры КСО должны в части блокировок отвечать всем требованиям, предъявляемым к ячейкам КРУ. Причиной такого ужесточения является тот факт, что по своей конструкции камера КСО приближается к конструкции КРУ.
В камере КСО должны быть выполнены следующие блокировки, предотвращающие неправильные действия персонала и связанные с этим возможные повреждения ячейки, поражение персонала продуктами горения дуги, нарушение электроснабжения:

блокировка включения или отключения разъединителя при включенном выключателе первичной цепи;
блокировка включения и отключения разъединителем тока нагрузки;
блокировка, не допускающая включения ВН и разъединителя при включенных ножах заземления;
блокировка, не допускающая включения заземляющего устройства при включенном выключателе нагрузки (разъединителе);
блокировка, не допускающая открывания дверей высоковольтного отсека при включенных выключателях нагрузки (разъединителях);
блокировка, не допускающая включения заземляющего разъединителя при условии, что в других ячейках, от которых возможна подача напряжения на участок главной цепи ячейки, где размещен заземляющий разъединитель, коммутационные аппараты находятся во включенном состоянии;
блокировка, не допускающая при включенном положении заземляющего разъединителя включения любых коммутационных аппаратов в других ячейках, от которых возможна подача напряжения на сборные шины;
в ячейках с заземляющими разъединителями предусмотрена возможность запирания привода заземляющего разъединителя при включенных ножах при помощи замка;
блокировка несанкционированного оперирования выключателем, разъединителем и заземляющим разъединителем.

Коммутационные аппараты
Часть выдвинутых автором требований к оборудованию решается выбором конструкции коммутационного аппарата. Например, применение трехпозиционных разъединителей и выключателей нагрузки физически исключает подачу напряжения на включенное заземление, так как силовые контакты трехпозиционного разъединителя не могут одновременно находиться в любых двух положениях.
Так, применение современных выключателей нагрузки, имеющих тяги на отключение при перегорании предохранителя, позволяет отключить все три фазы при перегорании хотя бы одного. Это предот-вращает поражение персонала напряжением той фазы, где предохранитель не сгорел (из-за разбросов времени плавления и горения однотипных вставок возможно сохранение одной вставки как при двухфазном, так и при трехфазном КЗ).
Кроме механических блокировок, препятствующих отключению или включению разъединителей при включенном выключателе, каждый привод разъединителей должен иметь индивидуальный встроенный замок. Он закрывает шторкой гнездо для рычага ручного отключения или заземления разъединителя. При этом штатным ключом эти шторки не открыть при включенном выключателе.
Применение емкостных делителей на отходящих фидерах и сборных шинах, выведенных на измерительные гнезда, позволяет выполнять фазировку на низком (60 В) напряжении, а при вставленном в гнезде блоке индикации обеспечивает постоянный контроль наличия напряжения. К сожалению, многие отечественные производители ячеек КСО не используют в своих разработках возможности современных аппаратов.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ

Для определения реальных токов короткого замыкания и выбора коммутационных аппаратов были выполнены расчеты токов трехфазного короткого замыкания в максимальном режиме (при расчете использовались значения сопротивления трансформатора с учетом РПН, т.е. минимальное сопротивление). Расчеты проводились:

для всего ряда номинальных мощностей трансформаторов 110/10 кА (2,5; 6,3; 10; 16; 25; 40; 63; 80 МВа);
для двухобмоточных трансформаторов (2,5-16 МВа) и для расщепленных и трехобмоточных (25-80 МВа) с различными реактансами системы 0.2, 6, 10, 25 Ом.

Рассчитывались токи:

как на шинах 10 кВ понизительной подстанции 110/10 кВ, так и при удалении места короткого замыкания по кабелю сечением 240 мм² на расстояние 100 м, 500 м,
км, 2 км, 5 км;
на стороне 10 кВ и на стороне 0,4 кВ при коротком замыкании за трансформаторами 10/0,4 кВ мощностью 400, 630,1000 кВА для всех трансформаторов номинального ряда мощностей при всех принятых реактансах системы, во всех точках по длине кабеля.

Результаты расчетов приведены на рис. 3, где представлены токи для трансформаторов 63, 80 МВа. Результаты расчетов для трансформаторов меньшей мощности не приводятся в данной статье, т.к. токи значительно меньше номинальных токов отключения вакуумных выключателей (12,5 и 20 кА). Из графиков спада токов видно, что ток короткого замыкания превышает номинальные токи отключения вакуумных выключателей (20 кА) лишь на шинах 10 кВ трансформаторов 80 МВа при значениях Хс = 0-3 Ом и для трансформаторов 63 МВа при значении Хс = 0-2 Ом. Величина токов КЗ для трансформаторов меньшей мощности значительно меньше предельно отключаемых токов. например, Iкз трансформатора 40 МВА составляет не более 12 кА.
Следует заметить, что номинальные токи трансформаторов мощностью 63 и 80 МВа составляют соответственно 3,47 и 4,4 кА для трехобмоточных и 1,73 и 2,2 кА для расщепленных. Практически, как правило, ввод на таких трансформаторах расщепляют еще сдвоенными реакторами, что позволяет снизить номинальные токи в два раза и увеличить количество секций на центре питания, тем самым обеспечивая количество независимых источников питания.
Наличие на понизительных подстанциях реакторов значительно снижает токи короткого замыкания на шинах распредустройств. Величина максимальных токов КЗ для трансформаторов мощностью 63 и 80 МВа на шинах распредустройств составляет 12 и 14 кА соответственно. Таким образом, для понизительных подстанций с трансформаторами любой мощности пригодны наиболее массовые вакуумные выключатели с Iном КЗ = 20 кА, а уровень тока при испытании на локализационную способность и динамическую стойкость ячейки может составлять на основании реально существующих токов 16 кА. Именно исходя из этого, базовым вариантом вакуумного выключателя, разъединителя и выключателя нагрузки в ячейках КСО можно принять аппараты с номинальными токами короткого замыкания 20 кА. Для электростанций и понизительных подстанций с мощной двигательной нагрузкой эта величина может достигать 31,5 кА и более.

Рис. 3.
Расчеты токов трехфазного
короткого замыкания в
максимальном режиме.