Стартовая >> Архив >> О стабилизации уровней токов короткого замыкания в сетях 110 кВ и выше

О стабилизации уровней токов короткого замыкания в сетях 110 кВ и выше

Мозгалев К. В., инж., Неклепаев Б. Н., доктор техн. наук, Шунтов А. В., канд. техн. наук

Проблема токов КЗ в энергосистемах была и остается актуальной. Токи существенно возросли, что вынуждает менять установленное электрооборудование или принимать срочные меры по их ограничению. Наибольшие достигнутые значения токов КЗ в энергосистемах России и стран СНГ

По материалам Международной электротехнической комиссии в зарубежных энергосистемах ожидаются токи трехфазного КЗ порядка 25 - 80 кА в сетях 123 - 170 кВ, 30 - 70 кА в сетях 245 - 300 кВ и 25 - 100 кА в сетях 362 - 525 кВ.
Динамика изменения наибольших токов КЗ в сетях одной из энергосистем приведена далее. На протяжении долгих лет их стабилизация на уровне 30 - 40 кА достигнута преимущественно делением сети (стадия эксплуатации) и схемными решениями (проектирование).
Делением сети в данной энергосистеме охвачено около 20% коммутационных узлов (табл. 1). Причем, стационарное деление ограничило токи трехфазных КЗ в 1,3 - 2,8 раза, а однофазных - в 1,4 - 2,6 раза. Автоматическое деление сети использовано реже. Оно не уменьшает электродинамических воздействий на электрооборудование линейных присоединений (выключатели, разъединители, трансформаторы тока, высокочастотные заградители) и требует более высоких соотношений предельных сквозных токов выключателей и их токов отключения. В противном случае необходимо считаться с возможным риском при работе электрооборудования в зоне ненормированных параметров.
Заметное распространение получили и схемные решения, например, схемы блочные, ответвлений от проходящих линий, заход-выход и др. Эффективность ограничения токов КЗ указанным способом сопоставима с таковой при стационарном делении сети. В качестве иллюстрации далее приведены основные характеристики сетей исследуемой системы в части подстанционных узлов, где Ппс и пуз - число подстанций и узлов, которыми отражаются подстанции в расчетной схеме; пст и псх - число точек стационарного и схемного деления сети; Кд = пуз/ппс - коэффициент деления сети,
пуз ппс пст + псх-

 

 

Наибольший /кз, кА

 

110 кВ

220 кВ

500 кВ

1978

39,0

29,0

20,0

1983

45,6

34,6

26,7

1998

37,5

35,3

32,5

2000

37,6

35,2

32,7

 

110 кВ

220 кВ

 

ппс

464

60

 

пуз

689

88

 

пст

86

12

 

псх

139

16

 

Кд

1,49

1,47

 

Таблица 1


Деление
сети

Год

Число точек деления в сетях напряжением, кВ

110

220

500

итого

Стацио
нарное

1978

45

11

-

56

1983

68

11

-

79

1993

88

17

-

105

2000

94

18

-

112

Автома
тическое

1978

7

2

-

9

1983

21

3

-

24

1993

20

3

-

23

2000

22

4

-

26

Несмотря на относительно высокие значения коэффициента деления сетей, как правило, номинальные токи отключения /откл.ном ряда установленных выключателей оказываются ниже наибольших расчетных токов КЗ - это выключатели с недостаточной отключающей способностью, указанные в табл. 2. Такое положение характерно не только для данной, но и для других энергосистем страны*, что связано с высокими материальными и финансовыми затратами на модернизацию или замену коммутационного оборудования. Тем не менее, данные табл. 2 наглядно демонстрируют активную работу в энергосистеме по координации уровней токов КЗ.

*Неклепаев Б. Н., Ушакова А. Д., Смольянинова Л. Н. Обзор по координации токов короткого замыкания в электрических сетях энергосистем. М.: ОРГРЭС, 1993.

Деление сети и схемные решения, обеспечивающие деление коммутационных узлов на непосредственно электрически не связанные части, позволяют сохранить в работе значительное число установленных выключателей. В табл. 3 и 4 оценены их требуемые объемы модернизации или замены в сетях 110 - 220 кВ рассматриваемой энергосистемы при ликвидации лишь точек стационарного деления сети, т.е. включения нормально отключенных шиносоединительных или секционных выключателей. В этом случае потребовалась бы замена 391 выключателя 110 кВ и 196 - 220 кВ, причем 72 выключателя потребовались бы с отключающей способностью 80 - 100 кА.
Таблица 3

Структура выключателей, которые подлежали бы замене (табл. 3 и 4), представлена далее (в процентах). Отметим, что подавляющая часть типов выключателей (МКП, У, ВВН и др.) снята с производства около 20 лет назад и выработала расчетный срок службы (25 лет). Более того, их значительная часть была уже ранее подвергнута модернизации для увеличения тока отключения.

 

110 кВ

220 кВ

МКП

33,7

5,3

У

4,7

31,8

ММО

6,1

-

ВМТ

4,4

0,6

ВВБ

0,8

15,3

ВВБМ

1,9

-

ВВД

-

19,9

ВВН

35,4

17,7

ВВШ

7,2

-

Ячейки КРУ

 

 

с элегазовой

5,2

9,4

изоляцией

 

 

BТВ

0,3

-

РМ

0,3

-

Таблица 2


Номинальное напряжение сети, кВ

Число выключателей с недостаточной отключающей способностью по годам

1978

1983

2000

110

113(7,3)

140(8,9)

26(1,0)

220

34(8,2)

90(21,1)

18(3,1)

500

0

13(28,3)

13(20,6)

Итого

147

243

57

Примечание. В скобках приведен процент общего числа выключателей, установленных в энергосистеме.
Далее приведены примерные заводские стоимости современных элегазовых колонковых выключателей, устанавливаемых в энергосистеме последние 3 - 5 лет.
Стоимость выключателя, тыс. дол.


I кА
-Iоткл.ном? г'-г*

110 кВ

220 кВ

40

30

70

63

55

110

80

100*

200

100

135*

275*

* Экспертная оценка.
Выключатели с /откл.ном = 80 кА - изделия штучного изготовления, а 100 кА мировой практикой использованы лишь дважды на подстанциях 500 кВ (одна в Канаде, вторая в Таиланде) и до сих пор не освоены отечественным электроаппаратостроением для номинальных напряжений сети 110 кВ и выше, поэтому можно говорить лишь об осторожных оценках стоимости выключателей с Iоткл.ном = 80 ^ 100 кА. В первом приближении она оказывается пропорциональной (/откл.ном)2. При этом стоимость выключателя 110 - 220 кВ на 100 кА может достигнуть 135 - 275 тыс. дол. Дополнительные затраты на проектные, строительно-монтажные и пусконаладочные работы увеличат последнюю не менее чем на 30%.
Таблица 4


Лошл.ном
выключателей с недостаточной отключающей способностью, кА

Число выключателей 220 кВ

требующих замены, шт.

требующих замены на выключатели с 1о1кл.ном, кА

31,5

40

50

63

80

25

10

10

-

-

-

-

26,3

15

-

8

-

7

-

30

3

-

-

3

-

-

31,5

59

-

19

22

2

16

35,5

29

-

2

20

7

-

40

80

-

-

20

49

11

Итого

196

10

29

65

65

27

Для сравнения заводская цена турбогенератора 100 МВт без вспомогательных систем около 1 млн. дол.
По данным табл. 3, 4 и стоимости выключателей можно оценить, что за счет стационарного деления сети только в одной конкретной энергосистеме сэкономлены финансовые средства в десятки миллионов долларов за счет сохранения в работе и использования более дешевых установленных выключателей с номинальным током отключения не 63 - 100, а до 40 кА.
Отрицательное влияние стационарного деления сети и схемных решений - нарушение естественного потокораспределения активной мощности, что сопряжено с ростом потерь мощности и электроэнергии в сетях. С этим необходимо считаться при анализе эффективности токоограничивающих мероприятий. О степени влияния данного фактора можно косвенно судить по сопоставлению значений арифметической суммы Х1к(3) токов трехфазных КЗ на разделенных шинах или секциях распредустройства электростанции или подстанции с возможным максимальным током КЗ Iк^ах в случае их принудительного объединения. Практически оказывается, что XI к3) = (0,85 ^ 0,95)х XI к max. При этом потери активной мощности во всей расчетной схеме сети 110 кВ и выше на максимум нагрузки возросли на 0,04% (отнесено к мощности нагрузки систем), или в 1,02 раза с учетом сетей смежных энергосистем. Напрашивается вывод, что при незначительных межузловых расстояниях такая относительно невысокая степень отклонения от естественного потокораспределения заметно ослабляет отрицательное влияние фактора потерь мощности и энергии при стационарном делении сети или использовании схемных решений. Однако данный вопрос требует дополнительного более тщательного изучения.

Выводы

  1. Условия работы электрооборудования вынуждают энергосистемы применять меры по стабилизации уровней токов КЗ в сетях повышенных напряжений.
  2. Стационарное деление сети и схемные решения - эффективные средства стабилизации уровней токов КЗ в сетях 110 кВ и выше, позволяющие удерживать токи преимущественно на уровне 30 - 40 кА за весь срок службы электроустановок.
  3. Без использования стационарного деления сети и схемных решений токи КЗ в сетях 110 - 220 кВ могли бы превысить 40 кА и достичь 80 - 100 кА, что потребовало бы замены значительного числа выключателей и соответственно больших финансовых вложений, многократно превышающих, к примеру, ежегодную чистую прибыль, получаемую в настоящее время крупнейшими региональными энергосистемами страны.
  4. Общая технико-экономическая эффективность стационарного деления сети и схемных решений для стабилизации уровней токов КЗ может снижаться за счет некоторого роста потерь мощности и энергии в электрических сетях. Следует также учитывать изменение показателей надежности работы узлов энергосистем.
 
« О принципах образования дохода предприятий электрических сетей   Об определяющей роли электроэнергетики в перестройке народного хозяйства страны »
электрические сети