Проектирование и обоснование электрической сети 110(220) кВ: комплексный анализ и выбор оптимальных решений

В современном мире, где экономика и социальная сфера критически зависят от бесперебойного электроснабжения, проектирование высоковольтных электрических сетей напряжением 110(220) кВ приобретает особую актуальность. Эти сети являются основой энергетической инфраструктуры, обеспечивая передачу электроэнергии от генерирующих источников к центрам потребления, а также ее распределение между различными потребителями. От качества, надежности и экономической эффективности проектных решений напрямую зависит стабильность функционирования городов, промышленных предприятий и сельскохозяйственных комплексов. Ошибки или недочеты на этапе проектирования могут привести к серьезным экономическим потерям, авариям и снижению качества жизни населения.

Настоящий аналитический обзор призван стать исчерпывающим руководством для студентов технических вузов, углубляющихся в тонкости электроэнергетики. Он охватывает ключевые аспекты разработки и обоснования проекта электрической сети 110(220) кВ, начиная от выбора оптимальной схемы и заканчивая комплексным технико-экономическим сравнением вариантов. Цель работы — не просто перечислить факты, но и представить их в контексте современных инженерных подходов, нормативных требований и передовых технологий. Мы рассмотрим методологии расчета электрических режимов, принципы подбора оборудования, особенности проектирования релейной защиты и автоматики, а также подходы к регулированию напряжения и компенсации реактивной мощности. Каждый раздел будет детализирован, чтобы читатель мог получить полное представление о предмете и успешно применить полученные знания в своей курсовой работе или инженерно-исследовательском проекте.

Общие принципы и типовые схемы электрических сетей 110(220) кВ

Мир электрических сетей — это сложная, многоуровневая система, где каждый элемент играет свою роль в обеспечении жизненно важного потока энергии. Проектирование сети 110(220) кВ начинается с глубокого понимания ее архитектуры и функционального назначения, где ключевую роль играют подстанции и выбор оптимальной топологии.

Классификация электрических сетей и роль подстанций

В основе любой электроэнергетической системы лежит электрическая сеть — это не просто набор проводов, а целостная совокупность взаимосвязанных подстанций, распределительных устройств и линий электропередачи, созданная для эффективной передачи и распределения электроэнергии. Центральным звеном этой системы являются подстанции, которые выполняют функции преобразования напряжения, распределения мощности и обеспечения надежности электроснабжения.

Суть подстанции как объекта проявляется в ее главной схеме электрических соединений. Эта схема представляет собой нечто большее, чем просто чертеж: это стратегическое расположение основного электрооборудования (такого как генераторы, трансформаторы, линии), сборных шин, а также коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми их соединениями. Именно выбор этой главной схемы является определяющим на самых ранних этапах проектирования электрической части как электростанции, так и подстанции, поскольку он задает полный состав элементов и связей между ними, формируя основу будущей системы, и что особенно важно, влияет на её отказоустойчивость и ремонтопригодность.

Подстанции, в зависимости от их места и роли в общей сети, могут классифицироваться по способу присоединения к сети. Различают:

• Тупиковые подстанции: получают питание по одной линии и не имеют резервного источника питания на данном уровне напряжения. Они просты и экономичны, но обладают низкой надежностью.
• Ответвительные подстанции: подключаются к проходящей линии через ответвление. Их преимущество в возможности размещения подстанции без разрыва основной линии, но они также уязвимы при повреждении линии питания.
• Проходные подстанции: являются частью транзитной линии, позволяя питать потребителей и одновременно передавать электроэнергию дальше. Повышают надежность по сравнению с тупиковыми за счет двустороннего питания.
• Узловые подстанции: соединяют несколько линий электропередачи и несколько источников питания, образуя сложные, многосвязные сети. Обладают максимальной надежностью и гибкостью, но требуют более сложного оборудования и систем управления.

Таким образом, каждая подстанция, вне зависимости от ее типа, является неразрывной частью электрической сети, а ее конструктивные и схемные решения оказывают прямое влияние на общую эффективность и отказоустойчивость всей системы электроснабжения.

Типовые конфигурации сетей 110(220) кВ

Архитектура электрической сети — это всегда компромисс между надежностью, экономичностью и сложностью реализации. Для сетей 110(220) кВ используются различные топологии, каждая из которых имеет свои преимущества в зависимости от характера и требований потребителей.

Традиционные схемы, такие как радиальные и магистральные, являются относительно простыми и экономичными в реализации. Радиальные схемы предполагают одностороннее питание потребителей от центральной подстанции, что делает их уязвимыми при повреждении единственной линии. Магистральные схемы, представляющие собой протяженную линию с ответвлениями к потребителям, также страдают от низкой надежности при обрыве магистрали. Смешанные схемы комбинируют элементы радиальных и магистральных, пытаясь найти баланс.

Однако, когда речь заходит о повышении надежности, на первый план выходят замкнутые и сложнозамкнутые схемы. Эти топологии обеспечивают множественные пути для прохождения электроэнергии, что критически важно в случае повреждения одного из элементов. Главные преимущества замкнутых схем заключаются в:

• Высокой надежности электроснабжения: При повреждении одного участка сети питание потребителей может быть обеспечено по альтернативным путям.
• Снижении потерь напряжения, мощности и энергии: Замкнутая структура позволяет более равномерно распределять нагрузку и снижать токи в отдельных элементах, что приводит к меньшим потерям.

Рассмотрим конкретные применения:

• Одинарные замкнутые сети, опирающиеся на два центра питания (ЦП), широко применяются в распределительных сетях 110 кВ для электроснабжения сельскохозяйственных потребителей и в сетях 220 кВ для максимального охвата территории при наименьших затратах. Эта схема предлагает хороший баланс надежности и экономичности для обширных, но относительно разреженных районов.
• Для электроснабжения промышленных предприятий и отдельных районов крупных городов на напряжении 110 кВ особенно эффективны двойные радиальные (магистральные) сети. Такая схема обеспечивает повышенную надежность за счет дублирования линии: каждый потребитель может быть запитан с любой из двух систем шин центра питания. Это критично для промышленных объектов, где перерыв в электроснабжении может привести к значительным убыткам.
• Простая кольцевая схема, присоединенная к разным системам шин ЦП, предлагает еще более высокий уровень надежности, обеспечивая двустороннее питание каждого потребителя. В случае аварии на одном участке кольца, питание потребителей будет осуществляться с противоположной стороны.
• Кольцевые схемы, опирающиеся на два источника питания, демонстрируют наивысшую надежность среди кольцевых топологий и являются предпочтительным решением для электроснабжения крупных городов. Сложность и высокая стоимость их внедрения, особенно при использовании кабельных линий в застроенных районах, компенсируются критической важностью бесперебойного электроснабжения мегаполисов.
• Двухцепная воздушная линия, опирающаяся на два ЦП, является основным типом конфигурации городской сети 110 кВ, обеспечивая баланс между надежностью и стоимостью.
• Многоконтурные схемы представляют собой дальнейшее развитие кольцевых и сложнозамкнутых структур. Они формируются по мере роста нагрузок и генерирующих мощностей, когда становится нецелесообразным строительство нового центра питания. Такие схемы используются для создания узловых подстанций и значительного повышения надежности электроснабжения, обеспечивая сложную систему резервирования и распределения мощности.

Важно отметить, что распределительные сети строятся по ступенчатому принципу, когда электрические сети более высокой ступени напряжения последовательно накладываются на сети более низкого напряжения. Это позволяет оптимизировать передачу и распределение электроэнергии на разных уровнях, обеспечивая иерархичность и управляемость всей системы.

Схемы распределительных устройств 110-220 кВ

Сердцем подстанции является распределительное устройство (РУ), а его схема электрических соединений напрямую определяет эксплуатационные характеристики всей подстанции. В сетях 110-220 кВ, где длительное отключение присоединений недопустимо, применяются сложные и высоконадежные схемы.

Особое место занимают схемы с двумя системами шин и одним выключателем на присоединение. Согласно ГОСТ Р 59279-2020, эти схемы (обозначаемые как 13, 13Н, 14) используются в распределительных устройствах (РУ) 110-220 кВ. Их ключевое преимущество заключается в обеспечении бесперебойного питания присоединений даже при выводе одной из систем шин в ремонт.

Рассмотрим эти схемы подробнее:

• Схема 13: «Две рабочие системы шин (СШ)». В этой конфигурации каждое присоединение (например, линия или трансформатор) может быть подключено к любой из двух рабочих систем шин. Это позволяет выводить одну СШ в ремонт, не отключая при этом потребителей, переключая их на вторую СШ. При повреждении в зоне одной СШ допускается кратковременное отключение присоединений для оперативного перевода их на неповрежденную СШ.
• Схема 13Н: «Две рабочие и обходная СШ». Эта схема дополняет предыдущую обходной системой шин, которая служит для вывода в ремонт любого выключателя присоединения без отключения самого присоединения. При этом присоединение временно подключается к обходной СШ через обходной выключатель. Это значительно повышает ремонтопригодность и гибкость эксплуатации.
• Схема 14: «Две рабочие секционированные выключателями и обходная СШ с двумя обходными и двумя шиносоединительными выключателями». Это наиболее развитая из представленных схем, обеспечивающая максимальную гибкость и надежность. Секционирование рабочих шин позволяет локализовать повреждения и выводить в ремонт отдельные секции, не затрагивая всю систему шин. Наличие обходной СШ и дополнительных выключателей дает широкие возможности для оперативных переключений и обеспечения бесперебойного электроснабжения.

Мостиковые схемы также находят свое применение в РУ 110 и 220 кВ, как правило, в комбинации с ремонтной перемычкой или, при соответствующем обосновании, без нее. Мостиковые схемы характеризуются тем, что несколько присоединений объединены в «мост» через выключатели, что обеспечивает высокую надежность при относительно небольшом количестве выключателей.

Секционирование сборных шин — это еще один важный принцип проектирования РУ, особенно при большом числе присоединений. Оно выполняется для двух ключевых целей:

1. Ограничение токов короткого замыкания (КЗ): При возникновении КЗ на одной секции, токи КЗ будут ограничены только этой секцией, что снижает термические и электродинамические нагрузки на оборудование и позволяет использовать менее мощные выключатели.
2. Повышение эксплуатационной гибкости и надежности: При выходе из строя или ремонте одной секции шин отключается лишь часть вводов и отходящих линий, а не все присоединения подстанции. Это минимизирует площадь повреждения и позволяет быстро восстановить электроснабжение. При проектировании секций важно стремиться к тому, чтобы каждая секция имела примерно равное число генераторов или трансформаторов и отходящих линий, обеспечивая равномерное распределение нагрузки и резервирования.

Таким образом, выбор и реализация конкретной схемы распределительного устройства в сетях 110-220 кВ — это сложная инженерная задача, требующая учета множества факторов, включая требуемый уровень надежности, стоимость оборудования, условия эксплуатации и возможности оперативного управления.

Требования к надежности электроснабжения и категории электроприемников

Надежность электроснабжения — это не просто желаемое качество, а фундаментальное требование, прописанное в нормативных документах и критически важное для функционирования любого объекта, использующего электроэнергию. В контексте проектирования электрических сетей 110(220) кВ, требования к надежности схем формулируются четко: они должны предотвращать потерю питания исправных присоединений при повреждениях или выводе в ремонт любого элемента, а также обеспечивать возможность быстрого восстановления электроснабжения в случае аварии.

Для систематизации требований к надежности все электроприемники делятся на три категории, исходя из последствий перерыва электроснабжения:

1. Электроприемники III категории: Перерыв электроснабжения может быть допущен на время, необходимое для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, но не более 24 часов. К ним относятся большинство бытовых потребителей, а также некоторые менее критичные промышленные объекты.
2. Электроприемники II категории: Перерыв электроснабжения допускается лишь на время автоматического отключения питания, когда повреждается один из питающих элементов. Это означает, что для таких объектов должно быть предусмотрено питание от двух независимых взаимно резервирующих источников. К ним относятся, например, жилые дома высотой более пяти этажей, больницы (кроме операционных и реанимации), крупные торговые центры.
3. Электроприемники I категории: Это наиболее критичная группа, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой:
   • Опасность для жизни людей.
   • Угрозу для безопасности государства.
   • Значительный материальный ущерб.
   • Расстройство сложного технологического процесса.
   • Нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения.

   Для таких потребителей необходимо бесперебойное питание от двух независимых взаимно резервирующих источников, а также возможность автоматического восстановления питания при отказе одного из них.

Особое внимание уделяется особой группе электроприемников I категории. Для них требования еще жестче: помимо двух независимых источников, предусматривается дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника. Это необходимо для обеспечения бесперебойной работы или, в крайнем случае, для безаварийного останова производства, чтобы предотвратить угрозу жизни людей, взрывы и пожары.

В качестве третьего независимого источника для особой группы электроприемников I категории могут использоваться:

• Местные электростанции: небольшие электростанции, расположенные в непосредственной близости от потребителя.
• Шины генераторного напряжения электростанций энергосистем: прямое подключение к генераторам крупных электростанций.
• Агрегаты бесперебойного питания (ИБП): обеспечивают мгновенное переключение на аккумуляторные батареи при пропадании основного питания.
• Аккумуляторные батареи (АБ): используются для кратковременного питания наиболее чувствительной аппаратуры.
• Дизельные электростанции (ДЭС): автономные источники энергии, способные обеспечить электроснабжение в течение длительного времени при отсутствии основного питания.
• Другие альтернативные источники питания: например, газотурбинные установки или солнечные электростанции с накопителями энергии.

Правильное определение категории электроприемников и соответствующее проектирование схемы электроснабжения с учетом всех требований к надежности — это краеугольный камень безопасной и эффективной работы любой электрической сети.

Методология расчета электрических нагрузок и выбор основного оборудования

Эффективное проектирование электрической сети немыслимо без точного определения будущих электрических нагрузок. Это первый и один из важнейших шагов, который определяет масштаб всей системы, от размеров трансформаторов до сечения проводов.

Методы определения расчетных электрических нагрузок

Расчеты электрических нагрузок являются фундаментом для выбора всех ключевых элементов системы электроснабжения: от мощности и числа трансформаторов подстанций до сечения проводов и жил кабелей электрических сетей, а также коммутационной аппаратуры и сборных шин. Точность этих расчетов напрямую влияет на капитальные затраты, эксплуатационные расходы и надежность всей системы.

Основные методы определения расчетных электрических нагрузок делятся на две большие группы:

1. Детерминированные методы: Эти методы основаны на использовании различных коэффициентов, которые эмпирически или статистически отражают характер потребления электроэнергии. К ним относятся:
   • Метод коэффициента использования (K_и): Предполагает, что расчетная нагрузка определяется как произведение установленной мощности электроприемников на коэффициент использования, который учитывает среднюю загрузку оборудования за определенный период.
   • Метод коэффициента спроса (K_с): Расчетная нагрузка определяется как произведение установленной мощности на коэффициент спроса, который отражает максимальную одновременную нагрузку группы потребителей.
2. Вероятностные методы: Эти методы используют более сложные математические подходы, базирующиеся на закономерностях теории вероятностей и математической статистики. Они позволяют более точно прогнозировать электропотребление и электрические нагрузки, особенно в условиях сложного и разнообразного потребления.
   • Метод коэффициента спроса (K_с) в вероятностной интерпретации: Используется для определения вероятности возникновения определенной нагрузки, учитывая случайный характер одновременной работы электроприемников.
   • Статистический метод: Основан на анализе фактических графиков электрических нагрузок, полученных с помощью систем учета электропотребления. Этот метод позволяет выявить типичные паттерны потребления и использовать их для прогнозирования. Вероятностные методы оперируют математической моделью «случайный процесс», что позволяет учитывать динамику и неопределенность в потреблении электроэнергии.

Ключевым понятием в расчетах является расчетная нагрузка. Это наибольшее из средних значений полной мощности за 30 минут (получасовой максимум), которое может возникнуть в расчетном году с вероятностью не ниже 0,95. Этот показатель является стандартизированным и используется для обеспечения достаточной пропускной способности системы при сохранении некоторого запаса.

Выбор конкретного метода зависит от типа объекта, наличия исходных данных и требуемой точности. Для крупных промышленных предприятий и энергосистем предпочтительны вероятностные методы, обеспечивающие более глубокий анализ и оптимизацию. Для менее крупных объектов или на начальных этапах проектирования могут быть достаточны детерминированные методы.

Практический расчет нагрузок и графики электропотребления

Переходя от теоретических основ к практическому применению, рассмотрим, как определяются электрические нагрузки, используя методы коэффициентов, а также каким образом анализируются графики электропотребления.

Для определения расчетной электрической нагрузки методом коэффициентов использования (K_и) и расчетного коэффициента (K_р) расчет производится для каждого узла, а также по цеху, корпусу и заводу в целом. При этом используются наибольшие значения K_и и tgφ из справочных материалов, и важно не учитывать резервные и редко используемые электроприемники, чтобы избежать завышения расчетной мощности.

• Коэффициент использования (K_и): Характеризует степень загрузки установленной мощности. Он представляет собой отношение средней активной мощности, потребляемой электроприемником (или группой) за достаточно длительный период (например, за смену), к его номинальной активной мощности. Значения K_и обычно берутся из справочников, отраслевых стандартов или статистических данных для аналогичных предприятий.
• Коэффициент спроса (K_с): Является отношением максимальной активной мощности группы электроприемников к их суммарной установленной мощности. Он отражает вероятность одновременной работы нескольких потребителей при их максимальной нагрузке. Подобно K_и, значения K_с также получают из справочной литературы или статистических данных.

При отсутствии надежных статистических данных о нагрузках, часто применяется методика расчета, базирующаяся на использовании коэффициента одновременности (k_о). Этот коэффициент представляет собой отношение совмещенной максимальной нагрузки к сумме максимумов нагрузок отдельных потребителей или их групп. Формулы для расчета активных и реактивных нагрузок на участке линии или шинах трансформаторной подстанции с учетом коэффициента одновременности выглядят следующим образом:

Pр.д = kо Σ Pд.i

Qр.д = kо Σ Qд.i

Где:

• Pр.д, Qр.д — расчетные дневная и вечерняя нагрузки соответственно (в случае, если рассматриваются два пика нагрузки).
• kо — коэффициент одновременности.
• Pд.i, Qд.i — активная и реактивная дневная (или вечерняя) нагрузки i-го потребителя.

Для сетей напряжением 10–110 кВ, особенно в городских условиях, а также для сельскохозяйственного назначения, суммирование нагрузок трансформаторных подстанций (ТП) выполняется ежечасно по типовым суточным графикам активной и реактивной мощностей с учетом сезонности.

• Типовые суточные графики нагрузок показывают изменение активной и реактивной мощности в течение 24 часов. Они являются незаменимым инструментом для анализа работы электроустановок, проектирования систем электроснабжения, прогнозирования электропотребления и планирования эксплуатации и ремонта.
• Для городских электрических сетей характерны летние и зимние суточные графики нагрузок. Как правило, они имеют два ярко выраженных максимума — в утренние и вечерние часы. При этом зимние нагрузки обычно превышают летние из-за увеличения потребления на отопление, освещение и другие нужды.

Для расчета электрических нагрузок в сетях 0,38-110 кВ сельскохозяйственного назначения рекомендуется использовать специализированные «Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38-110 кВ сельскохозяйственного назначения» института «Сельэнергопроект». Эти документы учитывают специфику сельского хозяйства, такую как сезонность работ, наличие животноводческих комплексов, оросительных систем и других специфических потребителей.

Расчетные нагрузки, полученные в результате этих методик, служат не только для выбора сечений токоведущих элементов и электрических аппаратов, но и для определения числа и мощности силовых трансформаторов, преобразовательных и компенсирующих устройств, а также для расчета защиты и определения потерь мощности, энергии и напряжения.

Выбор сечения проводов и жил кабелей 110(220) кВ

Выбор сечения проводников — это критически важный этап проектирования, который напрямую влияет на безопасность, надежность и экономичность работы электрической сети. Этот процесс строго регламентируется Правилами устройства электроустановок (ПУЭ), в частности, Главой 1.3, которая распространяется на выбор сечений электрических проводников по нагреву, экономической плотности тока и по условиям короны.

1. Выбор по нагреву: Проводники должны удовлетворять требованиям в отношении предельно допустимого нагрева. При этом учитываются не только нормальные эксплуатационные режимы, но и послеаварийные режимы, а также режимы ремонта и возможные неравномерности распределения токов. При проверке на нагрев принимается получасовой максимум тока — наибольший из средних получасовых токов данного элемента сети. Допустимые длительные токи для проводов и кабелей с резиновой или пластмассовой изоляцией принимаются для стандартных температур: жил +65°C, окружающего воздуха +25°C и земли +15°C. Эти значения гарантируют, что изоляция проводника не будет повреждена из-за чрезмерного нагрева.

2. Выбор по экономической плотности тока: Этот критерий направлен на минимизацию суммарных затрат на создание и эксплуатацию линии, которые включают капитальные вложения в проводники и потери электроэнергии в них. Экономическая плотность тока — это такая плотность тока, при которой сумма приведенных затрат на проводник минимальна.

3. Выбор по условиям короны: Для высоковольтных линий 110(220) кВ и выше, особенно воздушных, важным становится условие коронирования. Коронный разряд приводит к потерям электроэнергии, радиопомехам и разрушению проводников. Сечение выбирается таким образом, чтобы напряженность электрического поля на поверхности проводника не превышала критического значения, при котором начинается коронный разряд.

4. Приоритет наибольшего сечения: Если сечение проводника, определенное по нагреву, экономической плотности тока и условиям короны, оказывается меньше сечения, требуемого по другим условиям, то всегда принимается наибольшее сечение. Эти другие условия включают:

• Термическая и электродинамическая стойкость при токах короткого замыкания (КЗ): Проводник должен выдерживать кратковременные, но очень большие токи КЗ без разрушения и оплавления.
• Потери и отклонения напряжения: Сечение должно быть достаточным, чтобы потери напряжения в линии не превышали допустимых значений, обеспечивая требуемое качество электроэнергии у потребителей.
• Механическая прочность: Особенно важно для воздушных линий, где проводники должны выдерживать механические нагрузки от ветра, льда и собственного веса.
• Защита от перегрузки: Сечение должно соответствовать уставкам защитных устройств, чтобы обеспечить своевременное отключение при перегрузках.

Особенности выбора материала жил (алюминий vs. медь):

• Алюминиевые жилы: Для стационарных электропроводок преимущественно применяются провода и кабели с алюминиевыми жилами, особенно при расчетном сечении 16 мм² и более, согласно ПУЭ. Это объясняется их более низкой стоимостью и меньшим весом по сравнению с медью, что снижает затраты на материалы и монтаж, особенно для больших сечений. Алюминий также обладает хорошей коррозионной стойкостью благодаря образованию защитной оксидной пленки. Допускается использование алюминиевых жил сечением не менее 2,5 мм² для присоединения отдельных электроприемников инженерного оборудования зданий (насосы, вентиляторы, калориферы, установки кондиционирования воздуха).
  

  Однако алюминиевые жилы имеют недостатки: они менее прочные, менее гибкие и склонны к разрушению при многократных изгибах, что может приводить к ослаблению контактов, увеличению переходного сопротивления и повышению пожароопасности.

• Медные жилы: В жилых зданиях и в таких помещениях, как музеи, картинные галереи, библиотеки и архивы, где требования к пожарной безопасности и надежности особенно высоки, следует применять только медные жилы. Медь обладает значительно лучшей электропроводностью, механической прочностью и гибкостью, что обеспечивает более надежные контакты и устойчивость к внешним воздействиям.

Таким образом, выбор сечения и материала проводников — это многофакторная задача, требующая строгого соблюдения нормативных документов и глубокого инженерного анализа для обеспечения долговечной, безопасной и эффективной работы электрической сети.

Расчет установившихся и послеаварийных режимов работы электрической сети

Успешное функционирование любой электрической сети определяется ее способностью поддерживать стабильные параметры при различных условиях, будь то нормальная эксплуатация или экстремальные послеаварийные ситуации. Именно расчет установившихся и послеаварийных режимов позволяет оценить эту работоспособность.

Сущность и цели расчета установившихся режимов

Понимание поведения электрической сети в различных состояниях является краеугольным камнем ее проектирования и эксплуатации. В этом контексте ключевым понятием выступает установившийся режим электрической сети. Это такое состояние, при котором токи, напряжения и мощности во всех элементах системы принимаются неизменными во времени. Этот режим может быть как нормальным (плановым), так и послеаварийным.

Расчет установившегося режима представляет собой процесс определения этих неизменных параметров — токов, напряжений и мощностей — во всех узлах и ветвях электрической сети. Эти расчеты являются фундаментальными и выполняются для решения широкого спектра инженерных задач:

• Определение загрузки элементов сети: Позволяет оценить, насколько эффективно используются трансформаторы, линии и другое оборудование, а также выявить потенциальные перегрузки.
• Проверка соответствия пропускной способности: Гарантирует, что существующая или проектируемая сеть способна передавать требуемые объемы электроэнергии без превышения допустимых нагрузок.
• Выбор сечений проводов и кабелей, мощностей трансформаторов и автотрансформаторов: На основе расчетных режимов определяются оптимальные параметры оборудования, что напрямую влияет на капитальные затраты и потери энергии.
• Проверка работоспособности сети: Расчеты позволяют оценить, как сеть будет функционировать в различных условиях.

При проектировании развития электрической сети выполняются расчеты для следующих типов установившихся режимов:

• Нормальные эксплуатационные режимы: Включают режимы максимальных и минимальных нагрузок, характерных для различных периодов суток и сезонов. Цель — убедиться, что сеть способна справиться с пиковыми нагрузками и поддерживать стабильное напряжение при минимальном потреблении.
• Ремонтные режимы: Моделируются ситуации, когда один или несколько элементов сети (например, линия, трансформатор) выводятся в плановый ремонт. Расчеты позволяют оценить, как это повлияет на загрузку оставшихся элементов и качество электроэнергии.
• Утяжеленные режимы: Режимы, характеризующиеся экстремальными условиями, например, максимальными нагрузками при одновременном отключении некоторых элементов из-за аварии.
• Послеаварийные режимы: Эти расчеты критически важны для проверки соответствия схемы сети требованиям надежности электроснабжения. Исходными условиями для послеаварийных режимов в основной сети Объединенной энергетической системы (ОЭС) России является совпадение отключения одного наиболее нагруженного элемента (например, энергоблока, автотрансформатора связи шин на электростанции или элемента сети) с плановым ремонтом другого. Для сети региональной энергосистемы или участка сети исходными условиями в послеаварийных режимах является отключение одного наиболее нагруженного элемента в период максимальных нагрузок. Эти требования закреплены в «Методических рекомендациях по проектированию развития энергосистем» (СО 153-34.20.118-2003).

Главные цели расчетов установившихся режимов:

1. Проверка работоспособности сети: Убедиться, что сеть функционирует корректно при всех возможных нормальных и послеаварийных сценариях.
2. Выбор схем и параметров сети: Оптимизация топологии и технических характеристик элементов.
3. Проверка соответствия требованиям надежности: Гарантия бесперебойного электроснабжения потребителей.
4. Выполнение требований к уровням напряжений: Поддержание качества электроэнергии в соответствии с ГОСТами.
5. Разработка мероприятий по снижению потерь мощности и электроэнергии: Оптимизация режимов работы для уменьшения экономических потерь.
6. Повышение пропускной способности: Оценка возможностей сети по передаче возрастающих нагрузок и разработка мер по ее увеличению.

Важно отметить, что сети 35 кВ, имеющие двухстороннее питание от разных подстанций, рекомендуется принимать разомкнутыми, тогда как сети 110 кВ и выше — замкнутыми. Это обусловлено оптимизацией надежности и эксплуатационных соображений. Разомкнутая работа сетей 35 кВ упрощает защиту и локализацию повреждений, в то время как замкнутая работа сетей 110 кВ и выше улучшает распределение мощности и снижает потери, хотя и усложняет эксплуатацию и обеспечение селективности релейной защиты. Точки размыкания сетей 110-220 кВ должны быть тщательно обоснованы в проекте. Расчет режимов электрических сетей ведется в мощностях, а падение напряжения и его составляющие выражаются через потоки мощности в линии.

Методы и программные комплексы для расчета режимов

Эффективный расчет установившихся режимов электрических сетей требует использования специализированных методов и программных комплексов, способных обрабатывать большие объемы данных и сложные математические модели.

В основе всех расчетов лежат два основных класса методов:

1. Методы систематизированного подбора: Эти методы, как правило, применяются для более простых сетей или на начальных этапах проектирования. Они основаны на последовательном уточнении параметров режима путем ручных или полуавтоматических итераций, постепенно приближаясь к сходящемуся решению.
2. Итерационные методы: Являются основой для современных программных комплексов и используются для решения систем нелинейных уравнений, описывающих режимы электрической сети. К наиболее распространенным относятся:
   • Метод Гаусса-Зейделя: Классический итерационный метод решения систем линейных уравнений, который был адаптирован и для нелинейных систем, характерных для электроэнергетики. Его преимущество — простота алгоритма и поузловой подход, хотя сходимость может быть медленной для больших и сложносвязанных сетей. Принцип работы заключается в последовательном уточнении значения напряжения в каждом узле сети, используя уже уточненные значения напряжений в соседних узлах.
   • Метод Ньютона-Рафсона (метод Ньютона): Это мощный итерационный метод для решения систем нелинейных уравнений, характеризующийся быстрой сходимостью и высокой точностью. Он широко применяется в современных программных комплексах благодаря своей эффективности, особенно для больших энергосистем. Метод основан на линеаризации системы нелинейных уравнений в каждой итерации и решении полученной системы линейных уравнений для определения приращений искомых параметров.

Для практического применения этих методов разработаны специализированные программные комплексы, которые значительно упрощают и ускоряют процесс расчета:

• EnergyCS: Это семейство модулей, разработанных для расчета и анализа электрических сетей. Включает в себя:
  • EnergyCS Режим: Основной модуль для расчета установившихся режимов.
  • EnergyCS ТКЗ: Предназначен для расчета токов короткого замыкания.
  • EnergyCS Потери: Используется для расчета потерь мощности и энергии.

  Эти модули позволяют комплексно анализировать работу сети, проводить различные варианты расчетов и оптимизировать параметры.

• RastrWin: Является одним из наиболее распространенных и авторитетных программных комплексов в российской энергетической отрасли. RastrWin используется в качестве базовой программы расчета и анализа установившихся режимов во всех подразделениях Системного Оператора, Федеральной сетевой компании (ФСК) и внедрен более чем в 190 организациях в России и СНГ. Его широкое распространение обусловлено не только высокой точностью расчетов, но и гибкостью: программный комплекс содержит встроенный интерпретатор макроязыка Basic, который позволяет пользователям разрабатывать собственные расчетные процедуры любой сложности, адаптируя программу под специфические задачи.

Использование таких программных комплексов позволяет инженерам и проектировщикам не только автоматизировать рутинные расчеты, но и проводить глубокий анализ различных сценариев работы сети, что критически важно для обеспечения ее надежности, эффективности и устойчивости.

Качество электрической энергии и нормативные требования

В эпоху цифровизации и высокочувствительной электроники, качество электрической энергии (КЭ) становится не менее важным параметром, чем ее наличие. Нормальный режим работы электрической сети определяется не только обеспечением электроснабжения всех потребителей, но и поддержанием качества электрической энергии (в первую очередь, частоты и напряжения) в пределах, установленных соответствующими стандартами.

В Российской Федерации основным документом, регламентирующим показатели качества электрической энергии, является ГОСТ 13109-97 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения». Этот стандарт устанавливает нормативно допустимые и предельно допустимые значения отклонения напряжения, частоты и других показателей.

Особое внимание уделяется установившемуся отклонению напряжения на выводах приемников электрической энергии:

• Нормально допустимые значения: ±5% от номинального напряжения. Это означает, что в большинстве случаев отклонение не должно выходить за эти пределы.
• Предельно допустимые значения: ±10% от номинального напряжения. Кратковременное превышение этих значений допускается только в аварийных или послеаварийных режимах.

При аварийных нарушениях в электрической сети, когда происходит, например, отключение элемента сети, допускается кратковременный выход значений отклонения напряжения за предельно допустимые значения. Однако после устранения аварии или переконфигурации сети, напряжение должно быть восстановлено до значений, установленных для послеаварийного режима, которые, как правило, также ограничиваются определенными допустимыми отклонениями.

Кроме отклонения напряжения, ГОСТ 13109-97 также регламентирует и другие показатели КЭ, такие как:

• Отклонение частоты: Должно находиться в пределах ±0,2 Гц в нормальном режиме и ±0,4 Гц в послеаварийном.
• Коэффициент несинусоидальности напряжения: Отражает наличие высших гармоник, которые могут негативно влиять на работу оборудования.
• Коэффициент несимметрии напряжений по обратной и нулевой последовательности: Характеризует неравномерность напряжений по фазам, что может приводить к перегреву двигателей и другим проблемам.
• Длительность и глубина провалов напряжения: Важны для оценки устойчивости системы к кратковременным нарушениям.
• Перенапряжения: Кратковременные повышения напряжения, которые могут повредить изоляцию оборудования.

Таким образом, расчеты установившихся и послеаварийных режимов должны не только обеспечивать работоспособность сети, но и гарантировать поддержание всех показателей качества электрической энергии в строгом соответствии с действующими нормативными документами, чтобы обеспечить надежное и безопасное электроснабжение потребителей и продлить срок службы оборудования.

Регулирование напряжения и компенсация реактивной мощности в сетях 110(220) кВ

Поддержание стабильного напряжения — один из самых динамичных и сложных аспектов эксплуатации электрических сетей. В высоковольтных системах напряжением 110(220) кВ эта задача приобретает особую важность, поскольку потери напряжения могут быть значительными, а потребители требуют строгого соответствия стандартам качества электроэнергии.

Принципы и задачи регулирования напряжения

Основной целью регулирования напряжения в местных распределительных сетях является поддержание его отклонений в пределах, установленных ГОСТ 13109-97. Это обеспечивает корректную работу электроприемников, продлевает срок их службы и предотвращает аварии. Однако достижение этой цели сопряжено с рядом вызовов, одним из которых являются потери напряжения.

Потери напряжения (ΔU) в линиях электропередачи — это неизбежное явление, которое зависит от множества факторов:

• Протяженность линии: Чем длиннее линия, тем больше ее активное и реактивное сопротивления, и, следовательно, выше потери напряжения.
• Нагрузка линии: С увеличением передаваемой по линии мощности (тока) потери напряжения возрастают.
• Номинальное напряжение: В сетях низкого напряжения относительные потери напряжения выше, чем в сетях высокого напряжения, но даже в сетях 110(220) кВ потери могут достигать значительных величин.

Например, в сети одного напряжения потери могут достигать 10%. Приближенная формула для расчета потерь напряжения в трехфазной линии:

ΔU ≈ (P ⋅ R + Q ⋅ X) / U

Где:

• P и Q — активная и реактивная мощности, передаваемые по линии.
• R и X — активное и индуктивное сопротивления линии соответственно.
• U — номинальное напряжение линии.

Эта формула наглядно демонстрирует, что потери напряжения зависят как от активной, так и от реактивной мощности, а также от сопротивлений линии. Для сетей высокого напряжения (110 кВ) допустимые потери напряжения в нормальном режиме могут составлять до 6% для кабельных линий и до 8% для воздушных линий. В аварийном режиме эти значения могут быть увеличены до 10% и 12% соответственно, но лишь на кратковременный период.

Принципы регулирования напряжения основываются на возможности воздействия на потоки реактивной мощности по элементам электрической сети. Это связано с тем, что при изменении реактивной мощности изменяются потери напряжения в реактивных сопротивлениях линии. Увеличение реактивной мощности в узле, как правило, приводит к повышению напряжения, а ее потребление — к снижению. Таким образом, управление реактивной мощностью становится ключевым инструментом для поддержания требуемых уровней напряжения.

Задача регулирования напряжения состоит в компенсации потерь напряжения в линии и поддержании его уровня в заданных пределах, что достигается за счет использования различных источников реактивной мощности и управляемых устройств.

Источники реактивной мощности и методы ее компенсации

В электрической системе реактивная мощность играет двойную роль: она необходима для создания магнитных полей в индуктивных элементах (двигателях, трансформаторах) и одновременно вызывает дополнительные потери напряжения в сети. Поэтому эффективное управление реактивной мощностью является ключом к поддержанию качества напряжения.

Основными источниками реактивной мощности в электрической системе являются:

• Генераторы электростанций: Синхронные генераторы могут вырабатывать или потреблять реактивную мощность в зависимости от режима возбуждения.
• Линии электропередачи напряжением 110 кВ и выше: Эти линии обладают значительной собственной емкостью, которая генерирует реактивную мощность, особенно при малых нагрузках или холостом ходе.
• Синхронные двигатели (СД) в режиме перевозбуждения: Подобно генераторам, синхронные двигатели могут работать с опережающим коэффициентом мощности, генерируя реактивную мощность.
• Синхронные компенсаторы (СК): Специализированные синхронные машины, работающие без механической нагрузки, предназначенные исключительно для генерации или потребления реактивной мощности.
• Батареи статических конденсаторов (БСК): Один из самых распространенных и экономичных способов компенсации реактивной мощности.
• Управляемые конденсаторно-реакторные устройства (ИРМ): Широкий класс устройств, предназначенных для динамического регулирования реактивной мощности.

Для компенсации реактивной мощности и, как следствие, для регулирования напряжения, используются установки компенсации реактивной мощности (УКРМ). Современные УКРМ способны быстро изменять свои параметры в зависимости от текущего потребления, обеспечивая динамическую поддержку напряжения.

Рассмотрим ключевые типы УКРМ:

• Батареи статических конденсаторов (БСК):
  • Представляют собой группы соединенных конденсаторов, которые генерируют емкостную реактивную мощность.
  • Изготавливаются для компенсации реактивной мощности в сетях 6-220 кВ, в каркасном и шкафном виде, для внутреннего или наружного размещения.
  • Могут быть нерегулируемыми (подключаются постоянно) или с автоматическим регулятором реактивной мощности (ступенчатое регулирование), что позволяет им автоматически подключать/отключать секции конденсаторов в зависимости от нагрузки.
  • Преимущества: простота, относительно низкая стоимость, высокая эффективность. Недостатки: ступенчатое регулирование, невозможность потребления индуктивной реактивной мощности.
• Статический генератор реактивной мощности СТАТКОМ (STATCOM):
  • Относится к классу FACTS-устройств (Flexible AC Transmission Systems).
  • Подавляет высшие гармоники, стабилизирует напряжение и снижает фликер (колебания напряжения), возникающие, например, при работе мощных электродуговых печей.
  • Применяется для компенсации как емкостной, так и индуктивной реактивной мощности, что делает его универсальным решением.
  • Обычно применяется в сетях 35 кВ и выше.
  • Обладает очень быстрым временем отклика (менее одного периода сетевого напряжения, то есть 20 мс) и высокой эффективностью в подавлении высших гармоник и фликера, достигая снижения до 90% и более. Это достигается за счет использования силовых полупроводниковых преобразователей.
• Статические тиристорные компенсаторы (СТК) / SVC (Static Var Compensator):
  • Также относятся к FACTS-устройствам.
  • Улучшают качество электроэнергии в распределительных сетях, обеспечивая устойчивое значение напряжения и снижая число провалов.
  • Применяются в сетях напряжением от 6 кВ до 750 кВ.
  • Обеспечивают компенсацию реактивной мощности с временем реакции в несколько десятков миллисекунд (например, 20-40 мс), что позволяет эффективно поддерживать уровень напряжения при динамических изменениях нагрузки. В основе СТК лежат тиристорные ключи, которые управляют подключением конденсаторных батарей и реакторов.
• Управляемые шунтирующие реакторы (УШР) / FSC (Fixed Series Capacitor), TCR (Thyristor Controlled Reactor):
  • Используются для регулирования напряжения и реактивной мощности, особенно эффективны при необходимости быстрого реагирования на колебания нагрузки и для компенсации емкостной мощности линий при малых нагрузках.
  • Применяются в основном на напряжениях 110 кВ и выше.
  • Обеспечивают плавное или ступенчатое регулирование реактивной мощности с временем реакции порядка десятков миллисекунд, что делает их эффективными для динамического регулирования напряжения при резких изменениях нагрузки или при коммутациях в сети.

Выбор оптимального средства компенсации реактивной мощности зависит от множества факторов, включая требуемую скорость регулирования, диапазон регулирования, наличие гармонических искажений, стоимость и особенности сети.

Оптимизация уровней напряжения

Оптимизация уровней напряжения — это сложная, непрерывная задача, стоящая перед оперативно-диспетчерским управлением (ОДУ) энергосистем. Ее цель — не только обеспечить соответствие качества электроэнергии установленным стандартам, но и повысить общую эффективность работы сети.

Оптимальные уровни напряжения в контрольных пунктах ОДУ определяются ежемесячно на основе глубоких расчетов установившихся режимов и статической устойчивости. Эти расчеты учитывают множество параметров и факторов, таких как текущая нагрузка, конфигурация сети, режимы работы генерирующих источников и устройств компенсации реактивной мощности.

Ключевые аспекты оптимизации уровней напряжения:

1. Обеспечение запаса устойчивости: Оптимальные уровни напряжения должны гарантировать достаточные запасы статической апериодической устойчивости по активной мощности в сечениях и по напряжению в узлах нагрузки. Это предотвращает возникновение лавины напряжения и потерю устойчивости системы при возмущениях. Целевые значения запаса устойчивости устанавливаются нормативными документами, такими как «Методические указания по устойчивости энергосистем», и обычно требуют минимального коэффициента запаса.
2. Минимизация потерь активной мощности: Оптимальные уровни напряжения позволяют минимизировать потери активной мощности в сетях 110-500 кВ. Слишком низкие или слишком высокие уровни напряжения приводят к увеличению токов или перетоков реактивной мощности, что влечет за собой дополнительные потери активной мощности. Расчеты показывают, что существует определенный диапазон напряжений, в котором потери являются минимальными.
3. Соблюдение ограничений по оборудованию: Оптимальные уровни напряжения должны также учитывать ограничения по оборудованию, такие как допустимые рабочие напряжения трансформаторов, коммутационных аппаратов и изоляции линий.

Процесс определения оптимальных уровней напряжения обычно включает:

• Сбор и анализ исходных данных: Актуальные схемы сети, параметры оборудования, графики нагрузок и прогнозы потребления.
• Моделирование различных режимов: Расчет нормальных, ремонтных и послеаварийных режимов.
• Многовариантные расчеты: Проведение расчетов с различными уровнями напряжения в узлах и с различными режимами работы источников реактивной мощности.
• Оценка показателей: Анализ запасов устойчивости, потерь активной мощности и отклонений напряжения.
• Выбор оптимального набора: Выбор таких установок регулирования, которые обеспечивают наилучшие показатели по надежности и экономичности.

Таким образом, оптимизация уровней напряжения — это комплексная задача, требующая постоянного мониторинга, анализа и корректировки, чтобы обеспечить надежное, экономичное и качественное электроснабжение.

Принципы проектирования и выбор устройств релейной защиты и автоматики (РЗА)

Релейная защита и автоматика (РЗА) — это «нервная система» любой электрической сети, обеспечивающая ее безопасность и бесперебойную работу. В высоковольтных сетях 110(220) кВ, где масштабы повреждений могут быть катастрофическими, роль РЗА становится критически важной.

Назначение и принципы релейной защиты

Релейная защита (РЗ) является обязательной и неотъемлемой частью всех электроэнергетических установок, объектов и систем напряжением 1 кВ и выше. Её основное назначение — автоматическое отключение поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической системы. Это позволяет локализовать аварию, предотвратить ее распространение и минимизировать ущерб.

По своей сути, релейная защита — это комплекс автоматических устройств, которые постоянно контролируют параметры электрического режима (токи, напряжения, частоту, фазовые углы) и, при выявлении короткого замыкания или ненормальных режимов работы, воздействуют на механизм отключения выключателя, либо подают сигнал о неисправности.

Принципы действия защит, которыми руководствуются при их проектировании и настройке, являются фундаментальными:

1. Селективность (избирательность): Это способность защиты отключать только поврежденный элемент, оставляя в работе неповрежденные части системы. Например, при коротком замыкании на линии должна отключиться только эта линия, а не вся подстанция. Селективность дост��гается за счет выдержек времени, токовых уставок, принципов действия и различных логических связей.
2. Чувствительность: Способность защиты реагировать на минимальные значения повреждений в пределах защищаемой зоны. Защита должна быть достаточно чувствительной, чтобы обнаруживать даже слабые замыкания, которые могут нести угрозу оборудованию.
3. Быстродействие: Способность защиты как можно быстрее отключать поврежденный элемент. Чем быстрее будет отключена поврежденная часть, тем меньше будет ущерб от аварии, тем стабильнее сохранится работа всей энергосистемы. Для наиболее серьезных повреждений используются защиты с минимальными выдержками времени или без них.
4. Надежность: Способность защиты безотказно срабатывать при возникновении повреждения в защищаемой зоне и не срабатывать ложно при нормальных режимах или повреждениях вне защищаемой зоны. Высокая надежность достигается за счет применения высококачественного оборудования, дублирования защит и правильной настройки.

Таким образом, релейная защита не только предотвращает серьезные аварии, но и обеспечивает стабильность и экономичность работы всей электроэнергетической системы, являясь ключевым элементом ее безопасности.

Особенности проектирования РЗА для сетей 110-220 кВ

Проектирование релейной защиты и автоматики для высоковольтных сетей 110-220 кВ имеет свои специфические особенности, продиктованные как масштабом энергосистемы, так и физическими процессами, происходящими при повреждениях.

Одним из критически важных аспектов является исключение недопустимого режима работы с изолированной нейтралью на выделившиеся шины или участок сети 110-220 кВ с замыканием на землю одной фазы. Для повышающих трансформаторов и трансформаторов с двух- и трехсторонним питанием такой режим категорически недопустим. Это связано с тем, что в сетях с изолированной или резистивно заземленной нейтралью при однофазном замыкании на землю на неповрежденных фазах возникает значительное повышение напряжения (перенапряжение), которое может в несколько раз превышать фазное напряжение. Такое перенапряжение угрожает изоляции оборудования, может вызвать повторные пробои, привести к развитию многофазных коротких замыканий и серьезным повреждениям. В сетях 110-220 кВ для ограничения перенапряжений при однофазных замыканиях на землю применяются эффективно заземленные или резонансно заземленные нейтрали. Релейная защита должна быть спроектирована таким образом, чтобы не допустить возникновения подобного режима.

Требования к трансформаторам тока (ТТ), предназначенным для питания токовых цепей устройств релейной защиты от короткого замыкания (КЗ), также являются весьма строгими. ТТ для РЗА должны:

• Соответствовать определенным классам точности: Например, 5P, 10P, PX. Это обеспечивает высокую достоверность измерений токов короткого замыкания, что критически важно для корректной работы защит.
• Иметь достаточно высокую кратность предельного первичного тока: Это позволяет предотвратить насыщение магнитопровода ТТ при прохождении больших токов КЗ. Насыщение ТТ приводит к искажению вторичного тока, что может вызвать ложные срабатывания или отказы защиты.
• Обеспечивать требуемое вторичное сопротивление нагрузки: Для правильной работы защит сопротивление вторичной цепи ТТ (обмотки защиты, соединительные провода) должно быть в пределах, установленных для данного класса точности.

При проектировании релейной защиты допускается вычисление приближенных значений токов короткого замыкания (КЗ). Это возможно, если расчет выполняется для выбора уставок релейной защиты, а не для проверки термической или электродинамической стойкости оборудования, где требуются более точные значения. Допустимая погрешность таких приближенных расчетов, как правило, должна быть в пределах 10-15%, при условии, что это не влияет на селективность и чувствительность защиты.

Для выбора уставок и проверки чувствительности релейной защиты обычно используется начальное (сверхпереходное) значение тока КЗ. Это связано с тем, что именно этот ток является максимальным в начальный момент короткого замыкания и создает наибольшую нагрузку на оборудование и воздействие на релейную защиту.

При расчете уставок РЗА часто принимаются определенные допущения для упрощения вычислений:

• Схемы отдельных последовательностей (прямой, обратной, нулевой) приводятся к одной ступени напряжения.
• Не учитываются активные сопротивления элементов схем (кроме линий), так как их реактивное сопротивление значительно преобладает при КЗ.
• Не учитываются поперечные емкости линий протяженностью менее 200-250 км напряжением 110-220 кВ, поскольку их влияние на токи КЗ в большинстве случаев незначительно.

Эти особенности и допущения позволяют оптимизировать процесс проектирования РЗА, сохраняя при этом необходимую точность и надежность функционирования системы.

Современные устройства РЗА для трансформаторов и линий 110(220) кВ

С развитием микропроцессорных технологий релейная защита и автоматика претерпели значительные изменения, превратившись из электромеханических и полупроводниковых систем в высокоинтеллектуальные цифровые комплексы. Это обеспечило беспрецедентный уровень функциональности, гибкости и надежности.

Релейная защита трансформаторов 110(220) кВ является комплексной и включает в себя несколько уровней защиты от различных видов повреждений:

• Защита от многофазных замыканий в обмотках, на выводах и сборных шинах: Для этой цели применяются такие функции, как продольная дифференциальная защита трансформатора (ДЗТ), которая сравнивает токи на входах и выходах трансформатора и срабатывает при их рассогласовании, что указывает на внутреннее повреждение. Также используется токовая отсечка без выдержки времени для мгновенного отключения при больших токах КЗ.
• Защита от замыканий на землю обмотки высшего напряжения (ВН): Применяется токовая защита нулевой последовательности, реагирующая на токи, протекающие по нулевой последовательности при однофазных замыканиях на землю.
• Защита от замыканий на землю обмотки низшего напряжения (НН) при заземленной нейтрали: Для этого используется направленная токовая защита нулевой последовательности, которая определяет направление тока нулевой последовательности и срабатывает только при повреждении в защищаемой зоне.
• Газовая защита: Является обязательной для трансформаторов и реагирует на внутренние повреждения с выделением газа.
• Защита от перегрузки: Контролирует ток нагрузки трансформатора и срабатывает при превышении допустимых значений, предотвращая перегрев обмоток.

В современных сетях для защиты трансформаторов и линий 110(220) кВ широко применяются микропроцессорные терминалы РЗА. Эти устройства представляют собой высокоинтегрированные системы, способные выполнять множество функций одновременно. Примером таких устройств являются микропроцессорные терминалы РЗА серии БМРЗ и UNIT-M300.

Функции микропроцессорных терминалов РЗА серии БМРЗ и аналогичных им включают:

• Направленная или ненаправленная максимальная токовая защита (МТЗ): Реагирует на превышение тока, может быть направленной (учитывает направление потока мощности) или ненаправленной.
• Ускорение МТЗ: Позволяет снизить выдержку времени МТЗ при определенных условиях, ускоряя отключение повреждения.
• Трехступенчатая дистанционная защита от междуфазных КЗ: Основная защита линий 110-220 кВ. Измеряет полное сопротивление линии до места повреждения и срабатывает при его снижении. Имеет несколько ступеней с разными уставками и выдержками времени, обеспечивая селективность.
• Защита от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ): Реагирует на появление тока нулевой последовательности.
• Защита от несимметрии и обрыва фазы: Контролирует симметрию токов и напряжений, срабатывает при их нарушении.
• Индивидуальная защита минимального напряжения (МН): Реагирует на снижение напряжения ниже заданного уровня.
• Логическая защита шин (ЛЗШ): Обеспечивает быстрое отключение повреждений на сборных шинах.
• Автоматическое повторное включение (АПВ): После отключения линии или трансформатора при КЗ, АПВ автоматически пытается повторно включить элемент, что часто приводит к успешному восстановлению работы, если повреждение было кратковременным.

Для защиты линий 110-220 кВ, помимо дистанционной защиты, активно используются продольная дифференциальная защита и дифференциально-фазная высокочастотная защита. Эти защиты относятся к защитам с абсолютной селективностью, то есть они срабатывают только при повреждении в строго определенной зоне, без необходимости выдержки времени. Продольная дифференциальная защита сравнивает токи в начале и конце линии, а дифференциально-фазная высокочастотная защита использует высокочастотные каналы связи для обмена информацией о фазах токов.

Внедрение микропроцессорных терминалов РЗА значительно повысило надежность, скорость и функциональность защиты электрических сетей, позволяя реализовывать сложные алгоритмы и интегрировать РЗА в общие системы автоматизации и управления энергосистемой.

Технико-экономическое сравнение вариантов проектирования электрических сетей

Проектирование электрической сети — это не только техническое, но и экономическое искусство. Выбор оптимальной схемы и оборудования всегда предполагает компромисс между технической целесообразностью, надежностью и стоимостью. Именно для этого проводится тщательный технико-экономический анализ.

Критерии и показатели экономической эффективности

Окончательный выбор между конкурирующими вариантами схем электрических сетей и их оборудования производится не только на основе технических преимуществ, но и на основании технико-экономических расчетов, которые учитывают целый спектр показателей, включая надежность. Цель такого анализа — найти решение, которое будет наиболее эффективным с точки зрения затрат на создание и эксплуатацию при соблюдении всех нормативных требований и обеспечении необходимого уровня надежности.

Технико-экономический анализ в энергетике включает в себя всестороннюю оценку эффективности инвестиционных проектов. При сравнении вариантов проектирования учитываются два основных типа затрат:

1. Капитальные вложения (инвестиционные затраты): Это единовременные затраты на создание объекта. К ним относятся расходы на:
   • Проектирование и изыскания.
   • Приобретение основного оборудования (трансформаторов, коммутационных аппаратов, проводов, кабелей, устройств РЗА).
   • Строительно-монтажные работы (возведение подстанций, прокладка линий электропередачи).
   • Пусконаладочные работы.
   • Приобретение земельных участков (при необходимости).

   Чем сложнее и мощнее система, тем выше капитальные вложения.

2. Эксплуатационные расходы (издержки производства): Это ежегодные затраты на поддержание объекта в рабочем состоянии. Они включают:
   • Затраты на техническое обслуживание и ремонт оборудования.
   • Заработная плата обслуживающего персонала.
   • Расходы на материалы и запасные части.
   • Административные и накладные расходы.
   • Потери электроэнергии в элементах сети (которые могут быть очень значительными и являются важнейшей составляющей эксплуатационных расходов).

Критерии для выбора наилучшей схемы могут быть многогранными, но наиболее часто они включают:

• Минимизацию приведенных затрат: Это основной интегральный экономический показатель, который объединяет капитальные вложения и эксплуатационные расходы, приведенные к одному году.
• Обеспечение требуемого уровня надежности: Проектное решение должно соответствовать всем нормативным требованиям по надежности электроснабжения, а для некоторых потребителей — обеспечивать дополнительный запас.
• Учет перспективного развития: Выбранная схема должна иметь потенциал для будущего расширения и модернизации без существенных дополнительных затрат, предвидя рост нагрузок и изменение потребительского спроса.
• Экологические аспекты: Влияние проекта на окружающую среду (например, уровень электромагнитного излучения, земельные отводы, шумовое загрязнение) также может быть важным критерием.

Таким образом, технико-экономическое сравнение вариантов — это комплексный процесс, который позволяет выбрать наиболее сбалансированное решение, обеспечивающее не только техническую работоспособность, но и экономическую целесообразность проекта на протяжении всего его жизненного цикла.

Метод приведенных затрат и оценка надежности

Для объективного сравнения различных вариантов проектирования электрических сетей, которые могут отличаться как капитальными вложениями, так и эксплуатационными расходами, используется интегральный экономический показатель — приведенные затраты. Этот метод позволяет привести разнородные затраты к единой базе и определить наиболее экономически выгодное решение.

Формула приведенных затрат:

З = И + Eн ⋅ К

Где:

• З — Приведенные затраты, руб./год. Этот показатель отражает суммарные ежегодные расходы, включая как текущие издержки, так и амортизационные отчисления от капитальных вложений, дисконтированные по нормативному коэффициенту.
• И — Издержки производства (эксплуатационные расходы), руб./год. Сюда входят затраты на обслуживание, ремонт, оплату труда, потери электроэнергии и прочие ежегодные операционные издержки.
• E_н — Нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений. Этот коэффициент отражает стоимость капитала и альтернативные издержки инвестиций. В энергетике его значение, как правило, устанавливается на уровне 0,10-0,12, то есть 10-12% годовых. Он используется для перевода капитальных вложений в эквивалентные годовые затраты.
• К — Капитальные вложения, руб. Это суммарные инвестиции, необходимые для реализации проекта.

При сравнении вариантов, предпочтение отдается тому, у которого значение приведенных затрат З является минимальным.

Важнейшей составляющей технико-экономических расчетов является оценка надежности электроснабжения. Надежность — это не просто качественная характеристика, она имеет четкое количественное выражение и прямые экономические последствия.

• Количественные показатели надежности: Для оценки надежности используются стандартизированные метрики:
  • SAIDI (System Average Interruption Duration Index): Средняя продолжительность перерыва электроснабжения потребителя. Этот показатель выражает суммарное время отключений, деленное на общее количество обслуживаемых потребителей. Единица измерения — минуты или часы на потребителя в год.
  • SAIFI (System Average Interruption Frequency Index): Средняя частота перерывов электроснабжения потребителя. Этот показатель выражает общее количество отключений, деленное на общее количество обслуживаемых потребителей. Единица измерения — количество перерывов на потребителя в год.
  • Другие показатели, такие как CAIDI (Customer Average Interruption Duration Index) и MAIFI (Momentary Average Interruption Frequency Index), также могут использоваться для более детальной оценки.
• Экономическая оценка надежности электроснабжения: Перерывы в электроснабжении, даже кратковременные, приводят к значительным экономическим потерям, известным как ущерб от недоотпуска электроэнергии. Этот ущерб может быть выражен в денежном эквиваленте и зависит от категории потребителя:
  • Для промышленных предприятий — потери производства, порча сырья, простой оборудования.
  • Для коммерческих объектов — упущенная выгода, потери данных.
  • Для бытовых потребителей — порча продуктов, дискомфорт, риски для здоровья.

  Экономическая оценка надежности позволяет определить оптимальный уровень инвестиций в ее повышение. Чем выше надежность, тем меньше ущерб от недоотпуска, но тем выше капитальные затраты на резервирование и более сложное оборудование. Задача состоит в нахождении баланса, при котором суммарные затраты (приведенные затраты на создание и эксплуатацию плюс экономический ущерб от недоотпуска) будут минимальными.

Включение показателей надежности в технико-экономические расчеты позволяет принимать обоснованные решения, учитывающие не только прямые затраты на строительство и эксплуатацию, но и косвенные потери, связанные с возможными перерывами в электроснабжении. Это обеспечивает комплексный подход к проектированию, направленный на создание не только технически совершенных, но и экономически оптимальных электрических сетей.

Заключение

Проектирование электрической сети напряжением 110(220) кВ представляет собой многогранную и ответственную задачу, требующую глубоких инженерных знаний, строгого соблюдения нормативных требований и умения интегрировать современные технологические решения. В рамках данного анализа мы последовательно рассмотрели все ключевые аспекты этого процесса, начиная от базовых принципов и заканчивая тонкостями технико-экономического обоснования.

Было показано, что выбор оптимальной схемы сети и конфигурации распределительных устройств (например, схем 13, 13Н, 14 по ГОСТ Р 59279-2020) критически важен для обеспечения надежности электроснабжения различных категорий потребителей, особенно для особой группы I категории, требующей тройного резервирования. Методология расчета электрических нагрузок с использованием детерминированных и вероятностных методов, а также анализ типовых суточных графиков, формирует фундамент для выбора мощности оборудования. Особое внимание было уделено деталям выбора сечения проводов и жил кабелей в соответствии с ПУЭ, с учетом нагрева, экономической плотности тока и условий короны, а также специфики применения алюминиевых и медных жил для различных объектов.

Анализ установившихся и послеаварийных режимов, выполняемый с помощью таких программных комплексов, как EnergyCS и RastrWin, является неотъемлемой частью проектирования, обеспечивая проверку работоспособности сети и соответствие качества электроэнергии стандартам ГОСТ 13109-97. Мы также исследовали методы регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности, включая применение современных УКРМ, таких как СТАТКОМ, СТК и УШР, которые играют ключевую роль в поддержании стабильных параметров сети и минимизации потерь.

Раздел, посвященный релейной защите и автоматике, подчеркнул важность принципов селективности, чувствительности, быстродействия и надежности. Были рассмотрены особенности проектирования РЗА для высоковольтных сетей, включая исключение недопустимых режимов и применение современных микропроцессорных терминалов РЗА серии БМРЗ и UNIT-M300 для защиты трансформаторов и линий.

Наконец, технико-экономическое сравнение вариантов проектирования с использованием метода приведенных затрат и количественных показателей надежности (SAIDI, SAIFI) показало, как обеспечить экономическую целесообразность проекта при достижении требуемого уровня надежности.

Таким образом, комплексный подход к проектированию электрической сети 110(220) кВ, интегрирующий глубокий технический анализ, современные нормативные требования, продвинутые расчетные методы и передовое оборудование, является залогом успешной реализации проекта. Представленные материалы обеспечивают студентам технических вузов прочную базу знаний для выполнения курсовых и инженерно-исследовательских работ, позволяя им разрабатывать решения, отвечающие вызовам современного энергетического комплекса.

Список использованной литературы

1. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Раздел 2. Канализация электроэнергии.
2. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Глава 1.3. Выбор проводников по нагреву, экономической плотности тока и по условиям короны (Издание шестое).
3. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Глава 2.1. Электропроводки.
4. ПУЭ. Раздел 3. Глава 3.2. Релейная защита.
5. ПУЭ. Раздел 7. Электрооборудование специальных установок.
6. ГОСТ 13109-97. Качество электрической энергии.
7. ГОСТ 24291-90. Электрическая часть электростанции и электрической сети. Термины и определения.
8. ГОСТ Р 59279-2020. Единая энергетическая система и изолированно работающие электроэнергетические системы. Электрические сети. Требования к эксплуатации.
9. СТО 34.01-21.1-001-2017. Распределительные электрические сети напряжением 0,4-110 кВ. Требования к технологическому проектированию.
10. ОАО «Иркутсккабель». Провода сталеалюминиевые неизолированные для воздушных линий электропередачи. Иркутск, 2013.
11. ОАО «Чирчикский трансформаторный завод». Трансформаторы двухобмоточные с РПН на стороне ВН типа ТМН, ТДН, ТРДН. Ташкент, 2011.
12. Схемы электрических соединений подстанций : учебное пособие. Уральский федеральный университет.
13. Электрическая часть электростанции и электрической сети.
14. EnergyCS — модули для расчета режимов электрических сетей. Академии BIM.
15. EnergyCS 3. СиСофт Девелопмент.
16. Микропроцессорные терминалы РЗА серии БМРЗ.
17. Микропроцессорная релейная защита и автоматика 110-220 кВ.
18. Релейная защита и автоматика: методические указания к курсовому проектированию.
19. Основы релейной защиты и автоматики распределительных сетей.
20. Релейная защита линий 110 (220) кВ и дифференциальная защита трансформаторов.
21. Основные защиты линий 110-220 кВ: рекомендации по выбору параметров срабатывания.
22. Релейная защита линий 110–220 кВ для сохранения устойчивости электростанций. Линии с двухсторонним питанием. Журнал «ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение».
23. Устройства РЗА присоединений 110-220 кВ. Типовые технические требования.
24. Расчет установившихся режимов электрических сетей.
25. Онлайн-расчет и анализ установившихся режимов электрических сетей. Online Electric.
26. Сравнение программно-технических комплексов по расчету и оптимизации режимов работы электрических сетей.
27. Расчет режимов электрических сетей и систем: методические указания к выполнению расчетно. Алматинский Университет Энергетики и Связи.
28. Расчет и регулирование режимов электроэнергетических систем. Казанский государственный энергетический университет.
29. Расчет электрических нагрузок в системах электроснабжения АПК. Кубанский государственный аграрный университет.
30. Расчет электрических нагрузок промышленных предприятий. БНТУ.
31. Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38-110 кВ сельскохозяйственного назначения.
32. Регулирование напряжения изменением реактивной мощности. Матик-электро.
33. Регулирование напряжения в электрических сетях.
34. Регулирование потоков реактивной мощности в линиях электрической сети.
35. Компенсация реактивной мощности. УКРМ. Группа СВЭЛ.
36. Справочник по проектированию электрических сетей.
37. Характерные схемы электроснабжения потребителей электроэнергии.
38. Книги — победители конкурсов НИУ «МЭИ».
39. Публикации кафедры.
40. Учебники, учебные пособия, монографии.