АНАЛИЗ МЕТОДОВ И СРЕДСТВ ОБЕСПЕЧЕНИЯ
I.ВВЕДЕНИЕ
Развитие энергосистем города Москвы и Московской области (МЭ) сопровождается увеличением суммарной установленной мощности электрических станций, вводом дополнительных шунтирующих связей для повышения пропускной способности сети, а также переводом воздуш- ных участков линий электропередач (ЛЭП) в кабельное исполнение. Это является причиной непрекращающегося увеличения уровней токов короткого замыкания (КЗ) в ава- рийных режимах до значений, превышающих отключаю- щую способность (ОС) коммутационного оборудования.
Последнее обстоятельство вынуждает последовательно принимать меры по обеспечению соответствия ОС уста- новленного коммутационного оборудования уровням токов КЗ. Несоблюдение данного требования может стать причиной повреждения оборудования, возникновения возгорания в электроустановках и спровоцировать систем- ную аварию.
II.КЛЮЧЕВЫЕ ОСОБЕННОСТИ МОСКОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ТОКИ КЗ
К особенностям МЭ, оказывающим влияние на уро- вень токов КЗ, можно отнести:
большую сосредоточенность генерирующих мощ- ностей на сравнительно небольшой территории;
наличие значительного количества шунтирующих связей 110, 220 и 500 кВ;
перевод воздушных участков ЛЭП в кабельное исполнение.
Наличие большого количества шунтирующих связей 110, 220 и 500 кВ в МЭ обусловлено историческими осо- бенностями, постоянным увеличением энергопотребления в данном регионе, связанном с развитием производств и ростом бытового сектора, и, как следствие, строительство значительного количества ЛЭП, подстанций и станций, обеспечивающих надежное энергоснабжение потребите- лей.
Рост числа переводов воздушных участков ЛЭП в кабель- ное исполнение связан с особенностями плотной застройки и высокой стоимостью земельных участков, выводимых при такой реконструкции из охранной зоны ЛЭП. Кроме того, кабельная ЛЭП (КЛ) не подвержена атмосферным воздействиям, имеет меньшую повреждаемость, характе- ризуется компактностью и недоступностью для посторонних лиц. Но увеличение количества КЛ ведет также и к росту уровней токов КЗ. Поскольку расстояние между фазными проводниками у КЛ значительно меньше, чем у воздуш- ных ЛЭП (ВЛ), удельное индуктивное сопротивление этих линий ниже, а следовательно, ниже и полное сопротивление.
В МЭ в настоящий момент уровень токов однофазного и трехфазного КЗ достиг значений соответственно для сети 110 кВ 43,6 и 41,8 кА, в сети 220 кВ 61,3 и 57,1 кА, а к 2022 г. вырастет соответственно в сети 110 кВ до 47,6 и 45,6 кА, в сети 220 кВ до 62,4 и 57,9 кА [1], [2].
В случае превышения тока однофазного КЗ значений 30÷35 кА и 35÷40 кА соответственно для электрической сети 110 кВ и 220 кВ необходима реализация мероприя- тий, направленных на их ограничение [3].
III.ПРИМЕНЯЕМЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ДЛЯ ИСКЛЮЧЕНИЯ НЕСООТВЕТСТВИЯ ОС ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
УРОВНЯМ ТОКОВ КЗ В МЭ A. Перечень мероприятий
В настоящий момент в операционной зоне (ОЗ) Фили- ала АО «СО ЕЭС» Московское РДУ (Московское РДУ) в качестве мероприятий, направленных на приведение в соответствие ОС выключателей уровням токов КЗ, применяются:
модернизация выключателей;
выполнение секционирования, деления (ДС) или иного изменения топологии сети в нормальной и/или ремонтной схеме;
замена выключателей на выключатели с большей ОС;
установка токоограничивающих реакторов (ТОР).
B. Модернизация выключателей
Модернизация осуществляется только на масляных и воздушных выключателях 110-500 кВ определенного типа и осуществляется за счет замены дугогасительной камеры или установки шунтирующих резисторов. Так, установка шунтирующих резисторов из токопроводящего бетона позволяет повысить ОС выключателей типа ВВН-110-6 до 31,5 кА [4]. Проблема применения данного мероприятия в МЭ заключается в том, что основной объем модерниза- ции выключателей был произведен в эпоху СССР.
C. Секционирование, деление сети
Секционирование сети осуществляется за счет отклю- чения секционных, шиносоединительных выключателей или путем одностороннего отключения ЛЭП и является наименее затратным мероприятием среди всех перечис- ленных. Однако использование данного мероприятия для обеспечения соответствия ОС установленных выключателей уровням токов КЗ имеет существенные недостатки. Среди них следует отметить снижение параметров, предъявляе- мых к режимам работы электрической сети с точки зрения устойчивости, а также снижение надежности электроснаб- жения потребителей.
Последнее обстоятельство стало причиной системной аварии в МЭ 25 августа 2017 г., при которой в результате действия технологических защит произошло отключение АТ-1 и АТ-2 на ПС 220 кВ Пресня. Это, в свою очередь, привело к выделению района, включающего ПС 220 кВ Пресня, I и II СШ 110 кВ ПС 110 кВ Ткацкая, I СШ 110 кВ Фили, II СШ 110 кВ ПС 110 кВ Мазилово, на питание от ПГУ-2 ТЭС Международной с дефицитом мощности и снижением частоты. В электрической сети указанного района, в целях снижения уровня токов КЗ, было осуществ- лено ДС путем отключения ШСМВ 110 кВ ПС 110 кВ Фили, ШСЭВ 110 кВ ПС 110 кВ Мазилово, ЭВ КЛ 110 кВ Мазилово – Крылатская № 2 на ПС 110 кВ Мазилово, ЭВ-103 КЛ 110 кВ «Перемычка ТЭС»-1, ЭВ-104 КЛ 110 кВ
«Перемычка ТЭС»-2 на ТЭС Международная. Выделения района на изолированную работу могло не произойти при включенном состоянии хотя бы одного из перечисленных выключателей.
На сегодня в качестве мероприятия по ограничению токов КЗ в МЭ имеется 131 точка ДС. С учетом опыта рассмотренной аварии, вопрос об изменении мероприятий по ограничению токов КЗ в МЭ стоит достаточно остро.
Предполагается, что ДС носит временный характер. Ми- нимизация точек ДС является приоритетной задачей при разработке схем и программ перспективного развития.
D. Замена выключателей
Замена выключателей на выключатели с большей ОС является одним из самых затратных из вышеописанных мероприятий, но при этом одним из самых эффективных и решающим сразу проблему замены физически и морально устаревших выключателей. Проблема в реализации данного мероприятия заключается в том, что на сегодня объекты энергетики принадлежат разным эксплуатирующим орга- низациям, в разной степени заинтересованных в проведе- нии реконструкции [5].
Срок службы выключателей до списания должен составлять не менее 30 лет [6], после чего необходимо произвести замену данного оборудования на соответству- ющее существующим требованиям, предъявляемым к его параметрам. В связи с этим, все выключатели, ОС кото- рых ниже уровней токов КЗ или соответствует только при реализации мероприятий по ДС, можно разделить на две большие группы: отработавшие и не отработавшие нормативный срок службы. Подробная возрастная струк- тура выключателей 110 и 220 кВ в процентном отношении по состоянию на 1 января 2018 г. представлена на рис. 1.
Рис. 1. Возрастная структура выключателей 110-220 кВ (а), 110 кВ (б) и 220 кВ (в) отключающая способность которых ниже уровня тока КЗ
Из рис. 1 видно, что 71 % выключателей 110–220 кВ, ОС которых ниже уровней тока КЗ или соответствует только при реализации мероприятий по ДС, не выработали срок службы, при этом 41 % введен в эксплуатацию менее 10 лет назад. Поэтому субъекты энергетики не заинтере- сованы в преждевременной замене выключателей.
E. Применение токоограничивающих реакторов
ТОР предназначен для ограничения токов КЗ в элек- трических сетях и представляет собой постоянно вклю- ченное последовательно с выключателем индуктивное сопротивление. В таблице приведена информация по уста- новленным в МЭ ТОР.
ТОР В ОЗМОСКОВСКОГО РДУ Тип ТОР Место установки
(присоединение ЛЭП, АТ, Т) Кол-во, шт.
РТСТГ-220-2000
ЛЭП 2
РТСТГ-110-2000
РТОС-110-1000 3
Из таблицы видно, что применение ТОР в МЭ носит ограниченный характер. Основным недостатком приме- нения данного мероприятия является увеличение полного продольного сопротивления сетевых элементов, что при- водит к росту потерь при протекании рабочего тока и изменению потокораспределения в прилегающей сети.
Но данный факт можно использовать в случае необходи- мости снижения загрузки ЛЭП в случае недостаточной пропускной способности.
Среди основных достоинств применения ТОР по срав- нению с мероприятием по замене выключателей необхо- димо выделить значительно более низкие капиталовло- жения. Так, стоимость ТОР типа ТОРМТ на номинальное напряжение 110 кВ при наружной установке составляет 750 тыс. руб., а стоимость ячейки одного комплекта элега- зового выключателя ОРУ 110 кВ 7000 тыс. руб., из кото- рых 60% (4200 тыс. руб.) стоимость оборудовании, а для самого дешевого варианта (масляный выключатель) затраты составят соответственно 3450 и 2070 тыс. руб. [7].
Дополнительным преимуществом установки ТОР явля- ется снижение глубины просадки напряжения при КЗ.
IV.АНАЛИЗ ПОТЕНЦИАЛЬНО ВОЗМОЖНЫХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ОГРАНИЧЕНИЮ ТОКОВ КЗ В МЭ
A. Потенциальные мероприятия
Дополнительно к указанным выше мероприятиям в ОЗ Московского РДУ может быть реализовано также:
ОДС – опережающее деление сети в режиме корот- кого замыкания [4]–5];
разземление нейтралей части силовых трансформа- торов [4];
включение в нейтраль трансформатора резистора или реактора [4][3];
установка АТОУ – адаптивных токоограничивающих устройств.
B. Опережающее деление сети
ОДС реализуется за счет реализации в период между возникновением и отключением КЗ управляющего воз- действия на отключение одного или нескольких заранее
а
б
в
выбранных выключателей с последующим автоматиче- ским включением после отключения поврежденного при- соединения. Ограниченная возможность использования связана с необходимостью [4]:
выбора в распределительном устройстве (РУ) одного- двух выключателей, опережающее отключение кото- рых приведет к снижению уровней токов КЗ ниже ОС выключателей;
применения дополнительной автоматики, что ведет к увеличению количества случаев работы выклю- чателя.
В случае установки автоматики ОДС она должна бази- роваться на выполненных в настоящий момент точках деления сети, поэтому реализация данного мероприятия в ОЗ Московского РДУ не получила своего распростране- ния по следующим причинам:
влияние коммутационного положения выключателя на одном объекте на уровень токов КЗ на смежных объектах, в том числе и не связанных с ним;
значительное количество проводимых реконструкций и, как следствие, потеря актуальности реализуемых управляющих воздействий (УВ) автоматики ОДС;
необходимость ретрансляции УВ автоматики ОДС на другие объекты и сложность построения логики ее работы;
постоянно изменяющаяся топология сети в связи с вводами новых объектов;
наличие значительного количества субъектов энерге- тики, на объектах которых необходима реализация УВ автоматики ОДС.
C. Изменение схем заземления силовых трансформаторов Мероприятия по частичному разземлению нейтралей трансформаторов или включения сопротивления (актив- ного или индуктивного) в нейтраль трансформатора при- меняется в случае превышения тока однофазного КЗ над отключающей способностью выключателя [4]. В связи с тем, что уровни токов трехфазного и однофазного КЗ МЭ различаются незначительно, данное мероприятие не является приоритетным для реализации в ОЗ Москов- ского РДУ.
D. Применение адаптивных токоограничивающих устройств
АТОУ предназначено для ограничения токов КЗ и пред- ставляет собой включенное последовательно с выключа- телем устройство, которое вводит в электрическую сеть на время КЗ достаточное для ограничения токов КЗ сопро- тивление. На данный момент, АТОУ широкого распростра- нения не получили, но стоит отметить, что по техническому заданию ПАО «ФСК ЕЭС» в 2008-2009 годах создан опытно- промышленный образец АТОУ 220 кВ [8]. Основным преимуществом основанном на принципе работы АТОУ перед ТОР является отсутствие отрицательного влияния на функционирование электрической сети в нормальных режимах.
V.ВЫВОДЫ
Проведен анализ методов и средств обеспечения соот- ветствия ОС выключателей уровням токов КЗ в МЭ с уче- том ее особенностей. Проведенный анализ может быть использован в качестве аналитического обзора для иссле- дований по рассматриваемой проблеме.
Список литературы
[1] Схема и программа перспективного развития электроэнергетики города Москвы на период 2017–2022 гг.: утв. распоряжением мэра Москвы от 05.04.2017 г. № 224-РМ.
[2] Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Московской области на период 2018–2022 гг.: утв. постановлением Губернатора Московской области от 27.04.2017 г. № 203-ПГ.
[3] РД 34.20.176. Руководящие указания по ограничению токов однофазных коротких замыканий в электрических сетях 110-220 кВ энрегосистем: утв. Министерством Энергетики и Электрификации СССР. М., 1971. 20 с.
[4] РД 34.20.175. Указания по ограничению токов короткого замы- кания в сетях напряжением 110 кВ и выше: утв. Министерством Энергетики и Электрификации СССР. М., 1975. 21 с.
[5] Глухов Д.А. Совершенствование сетевой автоматики с целью снижения токов короткого замыкания в операционной зоне Удмуртского РДУ // Электроэнергетика глазами молодежи: науч.
тр. V науч.-техн. конф. Томск, 2014. Т. 1. С. 459–462.
[6] ГОСТ Р 52565-2006. Выключатели переменного тока на напряжение от 3 до 750 кВ. Общие технические условия. М.: Стандартинформ, 2007.
[7] Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред.
Д.Л. Файбисовича. 4-е изд., перераб. и доп. М.: ЭНАС, 2012. 376 с.
[8] ФСК разработает новое управляемое токоограничивающее устройство 220 кВ // Официальный сайт Энергоньюс. Новости энергетики. URL: http://energo-news.ru/archives/9206 (дата обраще- ния 21.04.2010).
© IX Международная научно-техническая конференция «Электроэнергетика глазами молодежи – 2018»