Надежность электроснабжения

Эффективность эксплуатации распределительных сетей 10(6)/0,4 кВ зависит от степени достижения оптимального уровня их экономичности, надежности и безопасности при минимизированных затратах на выполнение соответствующих мероприятий. Особенно важно при этом выполнение двух условий: на зажимах потребителей должно поддерживаться нормативное значение напряжения, а технологические потери в процессе передачи электроэнергии этим потребителям должны быть минимальными и экономически обоснованными.
Владимир Васильевич Назаров в своем материале рассматривает несколько вариантов решения таких задач.

Владимир Назаров, д.т.н., профессор, ПАО «Хмельницкоблэнерго», Украина

РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СЕТИ 10(6)/0,4 кВ
Вопросы реконструкции

Лучший результат для повышения эффективности работы сетей 10(6)/0,4 кВ дает синхронное решение двух задач – обеспечение отклонения напряжения у потребителя в допустимых пределах и снижение потерь энергии в сети. Однако в некоторых ситуациях, когда предпочтение отдают ограничению нижнего предела отклонения напряжения, например с помощью продольных вольтодобавочных трансформаторов (бустеров или ВДТ) на линиях 0,4 кВ, а на увеличение технологических потерь энергии не обращают внимания, итог получается отрицательным.

Для анализа технико-экономической эффективности применения ВДТ в сетях 0,4 кВ мы приняли упрощенную, но соответствующую условиям эксплуатации схему ВЛ, питающую сельскохозяйственных потребителей (рис. 1). Нагрузки, указанные на схеме для номинального напряжения 380/220 В и cosφ = 0,95, в ходе расчета были заданы эквивалентными сопротивлениями. Потери электроэнергии определялись для времени потерь 1500 часов. Расчет проводился по параметрам фазных токов и напряжений.

Рис. 1. Упрощенная схема ВЛ, питающей сельскохозяйственных потребителей

Кроме необходимости обеспечить допустимые значения отклонений напряжения (–10/+5%) в точках 3 и 4, учитывалось влияние ВДТ при разных коэффициентах его трансформации на напряжение в точках до места установки бустера, для данной линии – в точке 2. Относительно удовлетворительный результат представлен второй строкой табл. 1. Напряжение в точках 2 и 4 оказалось порядка 198 В, т. е. равным минимально допустимому, а потери мощности и энергии (табл. 2 – в сумме трех фаз) возросли. Индексы в таблицах при напряжении обозначают номер пункта на схеме: U_о – на шинах пункта питания, U₁ – в точке 1 и т.д.; при токе и мощности – участки линии между соответственными точками.

Таблица 1. Фазные напряжения и токи

Таблица 2. Потери мощности и энергии

Расчет выполнен кафедрой электрических систем Винницкого технического университета.

ЗАМЕНА ПРОВОДА

Был рассмотрен альтернативный бустеру вариант замены провода на провод большего сечения: А-35 на А-50, А-70 или А-95 (применение провода марки АС практически не изменяет результаты расчета). Приемлемым для замены, с учетом технологии и стоимости выполнения работ, оказался провод А-70.

В экономической плоскости способ обеспечения желательных уровней напряжения на зажимах потребителей электроэнергии посредством замены проводов также обладает преимуществом. Рыночная цена бустеров мощностью, соответствующей рассматриваемому примеру, согласно имеющимся у нас данным, составляет порядка $14 000, что в 2 раза превышает стоимость нового провода и работ по реконструкции данной линии. Добавим существенное снижение потерь энергии. Получим однозначный вывод: единственная ситуация для применения бустеров – чрезвычайные обстоятельства при невозможности быстрейшего выполнения реконструкции линии.

ТРАНСФОРМАТОРЫ С ПБВ

Технико-экономическая эффективность эксплуатации силовых трансформаторов определяется не только их конструктивными параметрами, но и тем, как соблюдаются уровни напряжения во взаимосвязанных элементах цепи «внешний источник относительно сети 10(6) кВ – линии 10(6) кВ – трансформаторы 10(6)/0,4 кВ – линии 0,4 кВ – потребитель».

В качестве отступления, но вполне уместного, нельзя не упомянуть проблему влияния ВЛ 330–750 кВ на уровни напряжения практически во всей объединенной системе, включая и сети 0,4 кВ.

Трансформаторы 10(6)/0,4 кВ оснащаются устройствами ПБВ – переключения ответвлений обмоток высшего напряжения без возбуждения. Такие устройства предназначены для выполнения функций поддержания нормированных уровней напряжения в случаях установки трансформаторов в местах сети с постоянным или возникающим из-за сезонных изменений мощности нагрузки отклонением напряжения.

Однако, во-первых, по достоверным сведениям, приводом ПБВ многих трансформаторов 10(6)/0,4 кВ за все время эксплуатации мало кто пользовался. Во-вторых, для современных распределительных сетей с их общеизвестными, заложенными уже на стадии проектирования недостатками далеко не всегда установка ПБВ-трансформатора на ответвление его первичной обмотки, удовлетворяющее предпочтительному уровню напряжения, положительно сказывается на экономических показателях эксплуатации сети.

При относительно больших отклонениях напряжения в сети 0,4 кВ, вызванных суточными колебаниями нагрузки, и неизменном коэффициенте трансформации питающего трансформатора появляется ряд отрицательных моментов. Как правило, с целью поддержания необходимого напряжения у потребителей протяженных линий 0,4 кВ, ПБВ конкретного трансформатора 10(6)/0,4 кВ устанавливается в положение, отвечающее меньшему коэффициенту трансформации. После спада дневного и особенно вечернего максимума даже с учетом регулирующего эффекта питающей подстанции, где имеется такая возможность, напряжение на рассматриваемом трансформаторе повышается минимум на 5% относительно номинального для данного ответвления первичной обмотки. А часто оно бывает и выше с известными последствиями увеличения потерь холостого хода, особенно в условиях питания сети 10(6) кВ от подстанции с трансформаторами 35/10(6) кВ, оснащенными ПБВ.

Соответствующее этому режиму сети напряжение питания оставшихся включенными отдельных потребителей (двигатели, освещение, технологические установки и др.) приводит к ускорению их износа и неоправданному перерасходу электроэнергии.

Обратим внимание на свойство самоорганизации распределительных сетей. В сети 6–35 кВ она заключается в том, что сеть как бы самоиспытывается перенапряжениями при дуговых однофазных замыканиях. А в сети 0,4 кВ «самоспасение» обеспечивается снижением напряжения из-за потерь в линии питания и уменьшением силы тока ряда потребителей, что по обратной связи приводит к некоторому ограничению величины потерь напряжения и мощности во всех последовательно соединенных элементах сети.

Кроме ущерба от потерь и превышения потребления энергии, существенен урон и от пониженной надежности трансформаторов с ПБВ. Опыт эксплуатации силовых трансформаторов напряжением 10(6)/0,4 кВ свидетельствует о том, что до 50% их повреждений напрямую или косвенно связаны с наличием ответвлений высоковольтной (первичной) обмотки. К таким повреждениям относятся: дефекты контактных соединений переключателя и нарушение их термической стойкости; снижение электрической прочности изоляции в местах вывода из обмотки проводов ответвлений; недостаточная динамическая прочность обмоток высокого напряжения (особенно изготовленных с применением круглого алюминиевого провода). Отметим, что лучшими технико-экономическими показателями, по комплексной оценке, обладают трансформаторы данного класса с обмотками низкого напряжения из алюминиевой фольги, а высокого – из медного провода прямоугольного сечения.

В целом применение трансформаторов, оснащенных ПБВ, в сетях 10(6)/0,4 кВ является убыточным и для изготовителей трансформаторов, и для организаций, эксплуатирующих сеть, и для потребителей электроэнергии.

Взамен ПБВ распределительного трансформатора, по моему мнению, следовало бы применять с известной выгодой (уменьшение потерь энергии в трансформаторе и линии электропередачи 10(6) кВ; возможность частичного регулирования напряжения в сети 0,4 кВ) автоматически регулируемые установки компенсации реактивной мощности на шинах 0,4 кВ подстанций 10(6)/0,4 кВ. Подчеркну: именно на шинах 0,4 кВ, а не на высшем напряжении 10(6) кВ.

Приведу четыре причины такого довода. Во-первых, цена конденсаторов 10(6) и 0,4 кВ составляет ориентировочно 10:1. Во-вторых, их повреждаемость в эксплуатации определяется тем же соотношением и в основном не столько из-за недостаточного уровня длительной и кратковременной электрической прочности внутренней изоляции конденсаторов, сколько из-за непредсказуемости воздействия грозовых, коммутационных и дуговых перенапряжений. В-третьих, отсутствует возможность регулирования компенсации. В-четвертых, не устраняется нагрузка трансформатора по реактивной мощности.

ТРАНСФОРМАТОРЫ С РПН

Дополнительно к изложенному рассмотрим в общих чертах идеализированный случай применения трансформатора 10(6)/0,4 кВ с устройством глубокого (до 15%) автоматического регулирования под нагрузкой (РПН), реагирующим на величину напряжения в питаемой сети 0,4 кВ. По мере увеличения потребляемой мощности автоматика РПН будет поддерживать напряжение на уровне требуемых значений. И, возможно, в контролируемых удаленных точках сети напряжение достигнет заданной величины.

Однако вполне вероятно, что напряжение на зажимах, расположенных вблизи подстанции потребителей, в режиме максимальных нагрузок превысит границу 1,05 U_Н, увеличивая количество бесполезно затраченной энергии. Также возрастут потери мощности в линиях сети 0,4 кВ, а в силовых трансформаторах – не только в стали, но и нагрузочные.

Целесообразно предусмотреть соответствующими директивами, государственными стандартами варианты построения распределительной сети последней ступени трансформации напряжения, когда в режимах максимальных и минимальных мощностей нагрузок отклонение напряжения на зажимах токоприемников оставалось бы в пределах –5/+2,5% U_Н. В таких сетях указанные пределы отклонений обеспечиваются РПН предпоследней ступени трансформации подстанций 110(35)/10(6) кВ в функции источников питания сетей 10(6) кВ.

Что касается трансформаторов 35/10(6) кВ с РПН, то с учетом перспективы (сейчас большинство трансформаторов этого класса напряжения оснащены ПБВ) широкого использования в сетях, где отклонения напряжения должны быть минимальными, необходимо иметь ввиду следующее. Как правило, РПН имеет 9 положений +/–2,5%·4 с пятым средним положением 35 кВ, позволяющих получить на выходе 10,5(6,3) кВ при напряжениях входа 31,5–38,5 кВ. Но в эксплуатации 4 положения 31,5–34,125 кВ практически не используются. Более того, в положении 31,5 кВ в режиме передачи затребованной потребителем мощности (а РПН для этого и предназначено), при поддержании неизменным напряжения на шинах 10(6) кВ, существенно увеличиваются потери энергии в питающей линии 35 кВ по сравнению с режимом, когда эта мощность передавалась бы на напряжении 38,5 кВ.

Потери в первичной обмотке трансформатора при переходе от 31,5 до 38,5 кВ снижаются ориентировочно в 1,2 раза, в линии 35 кВ – почти в 1,5 раза. Оппоненты могут указать на то, что необходимость установления РПН на меньшие коэффициенты трансформации возникает в основном в послеаварийных режимах сети. Но такая ситуация, требующая перевода РПН на напряжение входа ниже номинального, крайне редка. А сам перевод противоречит второму эффекту самоорганизации электрической сети, усложняя послеаварийное состояние системы.

Поэтому, уменьшив число положений РПН до семи и размер одного ответвления до 1,5% начиная от нижнего, равного номинальному напряжению в пределах 35–38,15 кВ, достигается повышение надежности функционирования самого РПН за счет некоторого упрощения конструкции и снижения величины коммутируемого переключателем тока. Также обеспечиваются желаемые пределы отклонения напряжения у потребителя в сети 0,4 кВ, минуя процедуру регулирования напряжения в сети 10(6) кВ.

УМНЫЕ СЕТИ

Фундаментальная проблема обеспечения высокой энергоэффективности потребует, казалось бы, невероятного сейчас, следуя законам диалектики, возврата от большой энергетики к децентрализованному энергоснабжению на уровне уже освоенных и перспективных технологий [1].

Значимость распределительных кабельных сетей, которые становятся практически единственным звеном передачи электрической энергии (ВЛ не отвечают в полной мере требованиям надежности, экономичности, экологической приемлемости), неизмеримо возрастает. Постепенно такие сети преобразуются в малые активно-адаптивные энергетические системы, обладающие собственным полноценным источником электрической и тепловой (полезно используемой) мощности.

Строительство этих систем, которые предлагается назвать Mid-Small Grid (M-S Grid), рассматривается в виде переходного периода к наиболее эффективным системам высшего уровня, именуемым сейчас Microgrid, где в перспективе источник и потребитель энергии будут представлять собой единое целое. Особо значимы M-S Grid для развития энергетики РФ, где до двух третей территории не охвачены централизованным энергоснабжением.

В ходе реконструкции и сооружения новых распределительных сетей с целью комплексного решения перечисленных задач необходимо в первую очередь определить приемлемое сочетание номинальных напряжений этих сетей с учетом напряжения питающей (внешней) сети, не упуская из виду концепцию Smart Grid и ее ответвлений в виде Mid-Small Grid на пути к Microgrid.

В истоках M-S Grid – разработка идеи адресного снабжения (АС) электроэнергией. Рассматривались возможные сочетания напряжений: 3; 5; 6; 10; 15; 20; 27,5; 35 кВ. С учетом адаптации к современным условиям предпочтительными признаны подстанции глубокого ввода напряжением 35/6,3 кВ и кабельные сети 6/0,4 кВ.

В системе АС сеть 6 кВ внедряется для радикального уменьшения протяженности линий 0,4 кВ. Последняя ступень трансформации максимально приближается к потребителю. Прокладка кабелей и проводов 6 и 0,4 кВ в земле осуществляется в отдельных диэлектрических трубах.

Такие системы применимы в схемах снабжения потребителей сельской местности, городов с малой и средней численностью населения. В больших городах необходимы пункты питания напряжением 110 кВ. В крупном жилищном строительстве: ввод 35 кВ и подъездные или междуэтажные подстанции 6/0,4 кВ. Подобным образом решается задача энергообеспечения жилых микрорайонов городов. Системы M-S Grid безальтернативны для поселений XXI века – экотехнополисов и экоагрополисов.

Высшее напряжение сети АС 6 кВ было выбрано также исходя из целесообразности применения в адресных комплектных подстанциях (КТП АС) сухих силовых трехфазных и однофазных (фактически двухфазных) энергоэкономичных трансформаторов, достаточно надежных и относительно недорогих при таком напряжении первичной обмотки.

ТРАНСФОРМАТОРЫ ДЛЯ АДРЕСНОЙ СЕТИ

Мощность трансформаторов для системы АС ограничивается величиной 100 кВА. Естественно, не исключается применение и более мощных трансформаторов. В трехфазном исполнении (группа из трех однофазных трансформаторов с соединением обмоток: «треугольник/звезда с нулем» или «звезда/симметрирующий треугольник/звезда с нулем») [2] предпочтителен ряд 40, 63, 100 кВА. В однофазном варианте – один из трех трансформаторов, взятый от трехфазного исполнения с соединением обмоток «треугольник/звезда с нулем».

Магнитопровод такого трансформатора из электротехнической стали 3408 (3409) витой неразрезной отожженный, в поперечном сечении прямоугольный, в продольном овальный. Овал со сторонами – разрезанный по большей оси эллипс, две половины которого соединены прямыми линиями. Таким образом достигнуты весьма удовлетворительные значения основных параметров трансформатора. В табл. 3 приведены данные испытаний изготовленного нами первого промышленного образца трансформатора TSG-40/6. С учетом полученных результатов выполнен расчет трансформаторов TSG-63/6 и TSG-100/6 для сравнения с некоторыми аналогами выпускаемой в настоящее время трансформаторной продукции.

Талица 3. Сравнительные данные трансформаторов разных производителей для адресной сети

Данные Минского ЭТЗ и «ЭлЭнергоМаша» взяты в интернет-каталоге производителей.

ВМЕСТО ЗАКЛЮЧЕНИЯ

На выбор комбинации напряжений распределительной сети повлияла и неоднозначность ответа на всё еще дискуссионный вопрос об эффективности внедрения напряжения 20 кВ [3]. В дополнение следовало бы учесть возможное повышение единичной мощности силовых трансформаторов 20/0,4 кВ. Заметим, также с ПБВ. Отсюда возможно увеличение количества питаемых от них потребителей, суммарной протяженности и нагрузки линий 0,4 кВ, потери в которых составляют значительную долю общих потерь в электрических сетях последней ступени трансформации [4]. Повысив напряжение до 20 кВ, уменьшаем потери в сети первичного напряжения, но увеличиваем в сети вторичной – 0,4 кВ.

В целом сети адресного снабжения (M-S Grid) обеспечивают автоматическое, посредством РПН трансформаторов 35/6,3 кВ, поддержание напряжения 0,4 кВ у потребителей в пределах отклонения –5/+2,5% от номинального значения и ограничение потерь энергии до величины не более 5%.

ЛИТЕРАТУРА

1. www.econaturologia.com.ua
2. Назаров В.В. Распределительные трансформаторы 10(6)/0,4 кВ // Новости ЭлектроТехники. 2013. № 6(84).
3. Файбисович Д.Л. Каким быть номинальному напряжению в распределительных сетях? // Новости ЭлектроТехники. 2003. № 4(22).
4. Могиленко А.В. Нормативы технологических потерь в сетях 0,4–220 кВ // Новости ЭлектроТехники. 2009. № 3(57).