С 2002 года в журнале «Новости ЭлектроТехники» неоднократно поднималась тема надежности городских распределительных сетей. Авторами рассматривались недостатки нынешних схем построения сетей, предлагались новые схемные решения построения трансформаторных подстанций (ТП). (Все материалы – на сайте www.news.elteh.ru)

АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ РЕЗЕРВА
ПОДХОДЫ К РЕАЛИЗАЦИИ В ГОРОДСКИХ ТП

Два месяца тому назад редакция ознакомилась с докладом государственного инспектора «Петербурггосэнергонадзора» (ныне – ФГУ «Государственный энергетический надзор по Балтийскому региону “Балтгосэнергонадзор”» – Ред.) В.В. Свирина «Ошибки при проектировании трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ, вызванные применением ПУЭ 6-го и 7-го изданий». В нем одной из наиболее характерных ошибок в петербургских типовых проектах ТП названа «применяемая для обеспечения первой и второй категорий надежности электроснабжения потребителей схема автоматического ввода резерва (АВР) с выключателями нагрузки на вводах питающих линий и секционным разъединителем».
По мнению «Петербурггосэнергонадзора», такая схема «противоречит требованиям ПУЭ 6-го и 7-го изд. (пп. 1.2.10 и 1.2.19), так как в этом случае при включении подстанции в схему электрической сети секции шин 6–10 кВ ТП оказываются связанными между собой секционным разъединителем, который не имеет возможности автоматического отключения при нарушении нормальной работы одной из секций шин». Однако с таким мнением бывшего «Петербурггосэнергонадзора» не согласны в «Ленэнерго» и продолжают использовать схемы АВР с выключателями нагрузки.
В то же время в Москве существует принципиально другой подход – там применяют АВР на стороне низкого напряжения. Такая ситуация сложилась еще в прошлом веке, и до сих пор нареканий к москвичам со стороны энергонадзора не было.
Редакция решила выяснить обоснованность претензий «Петербурггосэнергонадзора» к схемам АВР на стороне высокого напряжения и сравнить два разных подхода к реализации АВР. Поэтому мы обратились к ведущим специалистам кабельных сетей Москвы и Санкт-Петербурга – Льву Федоровичу Плетневу и Владимиру Алексеевичу Козлову, стоявшим у истоков выбора применяемых ныне схем, с просьбой рассказать о главных принципах построения городских распределительных сетей, связанных с автоматизацией ТП.

Лев Плетнев,
главный специалист по электрооборудованию
Московской кабельной сети ОАО «Мосэнерго»

Московская схема АВР полностью обеспечивает надежность электроснабжения

– Лев Федорович, когда впервые встал вопрос о необходимости автоматизации трансформаторных подстанций?
– Необходимость проведения реконструкции электросети Москвы и Московской области остро проявилась в первые послевоенные годы. Зимой 1945 г. около 2000 трансформаторов (25% от общего количества) работали с перегрузкой в нормальном режиме до 130% их номинальной мощности. С перегрузкой также работала значительная часть питающих линий 6–10 кВ и низковольтной сети. Соответственно, намного увеличилось количество повреждений в сети, приводящих к обесточиванию потребителей.
Требовалось найти новые технические решения по реконструкции сети, позволяющие увеличить ее пропускную способность и одновременно повысить надежность работы.
В 1949–1951 гг. была автоматизирована существующая питающая сеть путем установки в распределительных пунктах (РП) устройств автоматического включения резерва (АВР) или включения питающих линий на параллельную работу с направленными защитами.
С 1950 г. начался перевод низковольтной сети со 127 на 220 В путем установки нейтраллеров на домовых вводах без замены трансформаторов на трансформаторных подстанциях (ТП) и токоприемников у потребителей. Таким образом, в 1,73 раза была увеличена пропускная способность существующих низковольтных кабельных линий. Все новые сети включались уже на напряжение 380/220 В.
В 1951 г. вышло Постановление Совета Министров СССР N 1588 «О мерах по развитию Московской кабельной сети Мосэнерго», положившее начало коренной реконструкции сети, одним из важнейших направлений которой стала автоматизация ТП распределительной сети 6–10 кВ.
Существующая в то время распределительная сеть МКС была выполнена по петлевой (однолучевой) схеме, но, как правило, с двухтрансформаторными ТП.
Распределительные устройства (РУ) 6–10 кВ в ТП были выполнены на сборках высокого напряжения с вертикальным расположением однополюсных разъединителей одного присо-единения, а РУ 0,4 кВ – на сборках низкого напряжения с вертикальным расположением предохранителей одного присоединения.
Исходя из такого конструктивного выполнения существующей сети, было принято решение проводить автоматизацию ТП путем построения сети по двухлучевой схеме с устройствами АВР на низком напряжении в каждой ТП.

– Почему в Москве было отдано предпочтение АВР на стороне низкого напряжения?
– Сравнивая устройства АВР на стороне низкого напряжения и на стороне высокого напряжения для ТП распределительной сети, можно отметить следующие преимущества использования первых:

• в зону резервирования, помимо линий высокого напряжения, входит и силовой трансформатор;
• имеется возможность автоматизации ТП с двумя трансформаторами, подключенными на разные напряжения (6 и 10 кВ), что часто бывает в процессе перевода сети с 6 на 10 кВ;
• обеспечивается самовосстановление схемы питания ТП наиболее простым и надежным способом по сравнению со схемами самовосстановления на аппаратах высокого напряжения в схемах АВР на стороне высокого напряжения;
• быстрота действия (0,2 с) устройств АВР на стороне низкого напряжения с учетом высокой надежности работы схемы при самовосстановлении;
• большая надежность и простота эксплуатации вследствие отсутствия коммутационной аппаратуры на стороне высокого напряжения, работающей в цикле АВР;
• схема построена на аппаратуре, серийно и комплектно выпускаемой многими заводами, что обеспечивает минимум затрат на устройство АВР.

– Какое оборудование применяется для устройства АВР?
– В 50-е годы в качестве аппаратов для устройства АВР были выбраны контакторы переменного тока Харьковского электромеханического завода, или сокращенно ХЭМЗ, типа КТ-35 с номинальным током 600 А. Устройство АВР, состоящее из двух контакторов (основного и резервного питания), получило в МКС название контакторной станции (КС). В каждом двухтрансформаторном ТП устанавливались две КС.
Первоначально ХЭМЗ выпускал такие устройства АВР под названием «СУ 1950» (станции управления) самого простого конструктивного выполнения с контакторами основного питания без защелки. В дальнейшем появились контакторные станции с электромеханической защелкой на контакторе основного питания типа ПЭХ 8701 (ХЭМЗ) и типа ПЭЛ 8701 завода «Электросила», а на «СУ 1950» в процессе эксплуатации устанавливались механические защелки, изготовленные в мастерских Московской кабельной сети.
Устройства АВР на контакторах с номинальным током 600 А можно было устанавливать в ТП с трансформаторами до 400 кВА с учетом их нагрузки в нормальном режиме до 75%. При установке в ТП трансформаторов мощностью 630 кВА потребовались контакторы с номинальным током 1000 А, и такие контакторные станции стал выпускать Чебоксарский электроаппаратный завод под названием ПДУ.
За период с 1952 по 1965 г. 4000 действующих ТП были переведены на двухлучевую схему с устройствами АВР на стороне низкого напряжения. В дальнейшем все новые ТП включались только по такой схеме.
В настоящее время 10500 ТП в МКС имеют устройства АВР на стороне низкого напряжения, выполненные на контакторных станциях.

Владимир Козлов,
главный специалист Кабельной сети ОАО «Ленэнерго»

Время показало жизнеспособность схемы АВР, принятой в Петербурге

– Владимир Алексеевич, почему в Ленинграде в свое время была принята иная схема реализации АВР, нежели в Москве?
– Так же, как в Москве и других крупных городах СССР, в конце 40-х – начале 50-х годов в Ленинграде требовалось восстанавливать разрушенные электрические сети и строить новые объекты.
В те годы шла довольно жесткая дискуссия между ленинградской и московской кабельными сетями по способу применения автоматического ввода резерва в трансформаторных подстанциях. К одной схеме по многим причинам прийти не удалось. В результате в Москве начали ставить АВР на стороне 0,4 кВ, а ленинградцы решили пойти по пути автоматизации ТП на стороне 6 кВ.
Мы уже тогда понимали, что схема с выключателями нагрузки на высокой стороне ТП по определению менее надежна, чем с АВР на стороне низкого напряжения. Но сознательно пошли на такой шаг. Даже в те годы столице выделялись намного более солидные финансовые средства, чем остальным регионам. Схемы же с АВР на 0,4 кВ заметно дороже. К тому же в отличие от Москвы практика формирования городской сети Ленинграда базировалась на ТП с одним трансформатором и развитой сетью 0,4 кВ. Автоматизация даже только сетей 10 кВ позволила сократить основную часть недоотпуска электроэнергии потребителям.
По экономическим соображениям для устройства АВР 10 кВ было принято решение использовать не силовые выключатели, а выключатели нагрузки (ВН). За счет координации выдержки времени устройство АВР на высокой стороне срабатывает только после отключения от защиты повредившейся линии 10 кВ, что означает использование ВН в режиме отключения полностью обесточенной линии, т.е. линии, не находящейся под напряжением. Возникавшие опасения о возможности использования ВН в режиме включения мощности короткого замыкания были проверены на испытательном стенде и опытами в действующей сети. Они не подтвердились, и наша схема была утверждена техническим управлением бывшего Минэнерго СССР почти 50 лет назад.
Все электроприемники с точки зрения требований к надежности их электроснабжения делятся на три категории. Причем для второй и третьей категории, а это основная масса электроприемников городских потребителей, ликвидация внезапных перерывов в электроснабжении допускается за счет использования так называемого ручного ввода резервных элементов, т.е. путем действия дежурного персонала сетей, который на месте разбирается с причинами случившейся аварии и одновременно включает резервное питание.
В свое время в ленинградской сети стали использоваться ТП с установкой двух трансформаторов. Это в сочетании с АВР 10 кВ нашло закрепление в конструктивном выполнении типовой ТП. Подчеркну, что указанные ТП применяются только для основной массы городских потребителей, т.е. потребителей с электроприемниками второй и третьей категории надежности.
Согласен, что двухлучевая сеть 10 кВ с устройствами АВР в ТП на стороне 0,4 кВ является полностью обеспечивает надежность электроснабжения приемников первой категории. Повышенная стоимость сетей с АВР 0,4 кВ связана с необходимостью использования в схеме электроснабжения приемников двух самостоятельных систем электроснабжения – основного и резервного питания, которые постоянно находятся под напряжением.
В Петербурге электроснабжение приемников первой категории решается применительно к каждому конкретному узлу сетей. При ограниченной мощности приемников, а это подавляющее число случаев, их электроснабжение осуществляется по линиям 0,4 кВ от двух соседних ТП, питание которых по сети 10 кВ производится от разных независимых источников. Электроснабжение приемников первой категории большой мощности осуществляется по московскому варианту с использованием ТП специальной конструкции. В первом случае устройство АВР 0,4 кВ размещается на вводе приемника, во втором случае в ТП или на вводе приемников.

– Но ведь в вопросах электроснабжения на первом плане должны быть не финансовые вопросы, а надежность.
– За те полвека, когда в Ленинграде действовало решение об использовании такой схемы, мы не только вводили в строй новые ТП, но и реконструировали старые. Сейчас почти восемь тысяч ТП работают с АВР по стороне высокого напряжения. И какие заметные аварии случились за 50 лет? Никаких!
С точки зрения надежности электроснабжения и функционирования сети в северной столице все благополучно. Не было ни одного случая, чтобы устройству АВР пришлось работать в том режиме, для которого ВН не предназначен. Конечно, у нас, как и в других городах, случаются отключения домов и предприятий, но к рассматриваемому вопросу они отношения не имеют.
В свое время «ОРГРЭС» собирал статистику аварийности по всем сетям страны и издавал сборники с анализом ситуации. Ленинградская кабельная сеть всегда служила положительным примером для энергоснабжающих организаций страны.

– В нашем журнале уже обсуждалось предложение об использовании силовых выключателей взамен выключателей нагрузки, что может значительно повысить надежность электроснабжения потребителей. Что вы об этом думаете?
– Мы сейчас применяем выключатели нагрузки – по сути, усложненные разъединители. Нам предлагают: поставьте силовые выключатели. То есть минимум 16 тысяч выключателей 6-10 кВ в ТП необходимо сначала заменить, а затем их обслуживать. Во сколько это обойдется?
Да, если бы были аварии, оценен ущерб, тогда можно было бы просчитать, что выгоднее: оставлять выключатели нагрузки или заменять их на силовые. Но аварий-то не было! К чему тогда усложнять и в разы удорожать распредсети?
Кроме того, с точки зрения эксплуатации выключатель нагрузки практически не требует обслуживания. Этим может заниматься электромонтер второго разряда, в то время как к силовому выключателю можно допускать человека с разрядом не ниже пятого, что опять же удорожает эксплуатацию.

– В чем тогда заключаются, по вашему мнению, претензии представителей энергонадзора?
– За прошедшие годы мы построили около 5 тысяч ТП. Каждая из них проходила приемочную комиссию, в состав которой обязательно входит представитель энергонадзора. И его подпись всегда присутствовала. Что произошло два года назад, когда энергонадзор вдруг изменил свою позицию, не знаю.
Многочисленные заключения «Балтгосэнергонадзора» по проектам позволяют мне сделать вывод о недостаточном знакомстве специалистов этой организации с существующей нормативной документацией. Они ссылаются только на ПУЭ, которые содержат всего лишь основные требования к надежности электроснабжения: допустимые перерывы в электроснабжении и использование источников питания в зависимости от категории электроприемников. В ПУЭ отсутствуют какие-либо рекомендации по практической реализации этих требований, учитывая многообразные возможные способы построения систем электроснабжения.
Необходимые рекомендации содержатся в подзаконной документации, в частности, в РД 34.20.185-94 «Инструкция по проектированию городских электрических сетей», утвержденной в 1994 году, уточненной в 1999 году и действующей до сих пор. О ней представители энергонадзора почему-то не вспоминают.

Редакция обратилась в отдел надзора и контроля за безопасной эксплуатацией энергоустановок и энергоснабжением потребителей Госэнергонадзора России с вопросом:
– Обоснован ли запрет на использование схемы АВР с выключателями нагрузки в линии и применение выключателя нагрузки в качестве секционирующего аппарата?

Приводим ответ Виктора Шатрова, сотрудника Госэнергонадзора:

– Запрета на использование выключателей нагрузки в схемах автоматического включения резерва (АВР) в нормативных документах нет. Однако при использовании ВН следует учитывать, что выключатели нагрузки не предназначены для отключения токов короткого замыкания (и даже токов перегрузки). При повреждении на одной из секций или при отказе в отключении линейного выключателя поврежденного присоединения этой секции, включившийся секционный выключатель нагрузки не сможет локализовать место повреждения. Сработает резервная защита и вместо сохранения в работе двух секций, на что и рассчитано применение устройства АВР, будет потеряно электроснабжение обеих секций распределительного устройства. С точки зрения Госэнергонадзора, применение АВР с выключателями нагрузки не оправдано для потребителей с электроприемниками I категории надежности электроснабжения.

В следующих номерах журнала мы планируем продолжить разговор о схемах автоматического включения резерва в ТП, которые применяются в городах России.