Проблема обеспечения электробезопасности сетей среднего напряжения в условиях Кольского полуострова

ЭНЕРГЕТИКА

УДК 621.311

ПРОБЛЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТИ СЕТЕЙ СРЕДНЕГО НАПРЯЖЕНИЯ В УСЛОВИЯХ КОЛЬСКОГО ПОЛУОСТРОВА

Ю. М. Невретдинов, Г. П. Фастий

Центр физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН

Аннотация

Даны результаты обследования электробезопасности городской сети 6 и 10 кВ, а также сети 35 кВ Мурманской области. Выявлены факторы, определяющие опасность поражения током при нарушениях на воздушных линиях. Предложены мероприятия по повышению электробезопасности сети 35 кВ и условие совмещения автоматических отключений с режимом изолированной нейтрали. Ключевые слова:

электробезопасность, воздушная линия, изолированная нейтраль, однофазное замыкание, сопротивление растеканию, поражение током.

THE PROBLEM OF PROVIDING ELECTRICAL SAFETY FOR MEDIUM-VOLTAGE SYSTEMS ON THE KOLA PENINSULA

Yu. M. Nevretdinov, G. P. Fastiy

Centre of Physical and Technical Problems of the Northern Energetics of the KSC of the RAS

Abstract

Results of a survey of 6, 10 kV urban electrical network and 35 kV power network in the Murmansk region are presented. The factors that determine the danger of electric shock at disorders on power lines have been revealed. The measures to improve electrical safety of the 35 kV electrical networks and a condition of combining automatic outages with the mode of the insulated neutral have been proposed.

electrical safety, power line, insulated neutral, single phase circuit, the spreading resistance, electric shock.

Сети среднего напряжения 6, 10и35кВс изолированной нейтралью используются в схемах электроснабжения промышленных предприятий, населенных пунктов.

Основной элемент высоковольтной сети, который представляет потенциальную опасность для населения, -линии электропередачи. Это объясняется их доступностью для населения и относительно большим числом нарушений на линиях, связанных с перекрытиями изоляции на опорах или обрывами проводов. Рассмотрим потенциальную опасность сетей 6 и 10 кВ, расположенных в населенных пунктах или в непосредственной близости от них, на примере характерной городской сети г. Апатиты, общая характеристика линий которой приведена в табл. 1.

Число воздушных линий (ВЛ) в сети 6 кВ составляет менее 25 %, а в сети 10 кВ около 10 %. Средняя протяженность ВЛ этих классов напряжений 1.5 км и около 1.1 км соответственно.

Сеть 10 кВ секционирована на 4 участка, поэтому электрические характеристики - емкость и составляющие токов однофазных замыканий на землю (ОЗЗ) - сведены в 4 основные группы: два участка, подключенные к 1 и 2 системам шин (с. ш.) подстанции ПС-360, и два участка, подключенные к системам шин 1 и 2 ПС-24 (табл. 2).

Keywords:

Таблица 1

Общая характеристика линий 6, 10 кВ городской сети г. Апатиты

№ п/п Характеристика линий Всего по линиям электропередачи Воздушные линии Кабельные линии

Линии 6 кВ

1 Количество, шт.

2 Протяженность, км

3 Всего опор, шт. - 380 -

4 Средняя длина, км - 1.54 0.28

Линии 10 кВ

5 Количество, шт.

6 Протяженность, км

7 Всего опор, шт. - 433 -

8 Средняя длина, км - 1.07 0.23

Таблица 2

Характеристика участков городской сети 10 кВ для расчетов защиты при однофазном замыкании на землю

№ п/п Показатель Всего по линиям 10 кВ В том числе

воздушные кабельные

ПС-360

1 Длина линий, км 7.35/13.3 4.94/9.46 2.41/3.84

2 Емкость на фазу, мкФ 1.047/1.447 0.047/0.087 1.0/1.36

3 Ток ОЗЗ и его составляющие, А 5.67/7.93 0.26/0.49 5.41/7.44

ПС-24

4 Длина линий, км 8.877/10.219 5.771/6.761 3.11/3.458

5 Емкость на фазу, мкФ 0.969/1.199 0.054/0.059 0.915/1.14

6 Ток ОЗЗ и его составляющие, А 5.258/6.55 0.291/0.34 4.967/6.21

Из приведенных данных видно, что величина тока ОЗЗ составляет по секционированным участкам от 5.3 до 7.9 А, а вклад ВЛ - всего 0.26-0.49 А, т. е. не превышает 1 А. Такая характеристика свидетельствует о возможности применения селективной релейной защиты с установкой срабатывания до 4 А. Так как на представленных ВЛ 6 и 10 кВ в населенных пунктах используются деревянные опоры и траверсы, вероятность импульсного перекрытия на землю ничтожно мала. Соответственно уменьшается вероятность импульсного перекрытия между фазами. Градиент рабочего напряжения по воздуху составляет 6.2-7.8 кВ/м, поэтому вероятность образования силовой дуги снижается до 0.04-0.065 (оценка по формуле Майкопара [1, 2]).

Таким образом, опасность поражения током вследствие перекрытий изоляции ВЛ 6 и 10 кВ практически отсутствует.

Характеристики участков сети 35 кВ

Сеть 35 кВ ОАО «Колэнерго» сильно разветвлена, включает более 95 подстанций (в т. ч. около 29 ведомственных) и 148 линий электропередачи общей длиной более 906 км. Сеть 35 кВ не имеет кабельных линий электропередачи и включает только ВЛ, что, с одной стороны, способствует существенному уменьшению емкости сети и значений токов однофазных замыканий на землю, а с другой, - увеличивает число атмосферных перенапряжений и перекрытий изоляции.

Обширная территория, на которой расположена сеть 35 кВ, и большое число питающих подстанций позволяют разделить сеть на 48 секционированных участков, питающихся от шин

21-й подстанции и 6 ГЭС, и существенно снизить величину токов ОЗЗ. Поэтому в сети в соответствии с Правилами техники эксплуатации электроустановок [3] не используется компенсация емкостных токов замыкания.

В табл. 3 и 4 приведены данные по участкам сети 35 кВ, характеризующие их структуру, а также расчетные параметры для определения токов ОЗЗ. Данные по участкам сети г. Мурманска выделены в табл. 4.

Таблица 3

Сведения по участкам 35 кВ

№ п/п Участок Число присоединений (линий) Длина линий , км Общая длина линий, км Емкость участка , нФ Ток ОЗЗ, А

1 2 3 4 5 6

1 ПС-36 Т-2 1 (1) 0.35 0.35 3 0.1

2 ПС-1 2 с. ш. 1 (1) 1.7 1.7 12.8 0.2

3 ПС-7 1 (1) 5.9 5.9 44 0.8

4 ПС-57 2 (2) 2.7-3.5 6.2 46 0.9

5 ПС-1 1 с. ш. 1 (1) 6.6 6.6 48.8 0.9

6 ПС-100 2 с. ш. 1 (1) 6.6 6.6 49 0.9

7 ГЭС^ Т-1 1 (1) 6.9 6.9 51 0.97

8 ГЭС^ Т-2 1 (1) 6.9 6.9 51 0.97

9 1 (2) 0.5-9.1 9.6 71 1.3

10 ГЭС-13 1 с. ш. 3 (3) 0.6-6.3 10 74 1.4

11 ПС-89 2 с. ш. 1 (1) 13.0 13 96 1.8

12 ПС-56 1 с. ш. 2 (2) 5.5-8.9 14.3 107 2.0

13 ПС-56 2 с. ш. 2 (2) 5.5-8.9 14.3 107 2.0

14 ПС-99 1 (1) 15.7 15.7 116 2.2

15 ПС-50 2 с. ш. 1 (1) 15.4 15.4 114 2.2

16 ПС-89 1 с. ш. 2 (2) 8.1-8.6 16.7 124 2.4

17 ГЭС-13 2 с. ш. 3 (4) 2.3-6.3 17.1 127 2.4

18 ПС-36 Т-1 1 (1) 17.3 17.3 128 2.4

19 ПС-81 1 с. ш. 2 (2) 5-12.4 17.4 129 2.5

20 ПС-50 1 с. ш. 2 (2) 3.5-15.4 18.9 140 2.7

21 ГЭС^1 Т-1 1 (1) 22.4 22.4 166 3.2

22 ГЭС^1 Т-2 1 (1) 22.4 22.4 165 3.2

23 ПС-29 1 с. ш. 4 (4) 2.97-8.5 27.2 201 3.8

24 ПС-100 1 с. ш. 1 (2) 6.4-23 29.4 217 4.1

25 ПС-3 1 с. ш. 2 (2) 6.4-23.1 29.5 218 4.2

26 ПС-81 2 с. ш. 2 (3) 4.8-13.3 32.0 237 4.5

27 ПС-28 1 с. ш. 3 (3) 4.3-24.4 38 281 5.4

28 ПС-28 2 с. ш. 2 (2) 4.3-24.4 38 281 5.4

29 ПС-3 Т-2 1 (2) 22.1-29.1 51.2 379 7.2

30 ПС-21 2 с. ш. 4 (5) 1.3-27.8 62.8 465 8.9

31 ПС-21 1 с. ш. 4 (5) 1.1-27.8 70.9 525 10

32 ПС-29 2 с. ш. 4 (8) 2.97-15.5 80.4 595 11.3

Минимальная и максимальная длина линий участка.

Расчетная емкость фаза - земля участка с учетом емкости оборудования подстанций.

Таблица 4

Сведения по участкам 35 кВ, г. Мурманск

№ п/п Участок Число присоединений (линий) Длина линий , км Общая длина линий, км Емкость участка , нФ Ток ОЗЗ, А

1 ПС-5 1 с. ш. 2 (2) 2-2.6 4.6 36 0.7

2 ПС-5 2 с. ш. 3 (4) 2.0-3.5 10.8 83 1.6

3 ПС-6 1 с. ш. 3 (4) 2.1-8.2 16.0 122 2.3

4 ПС-6 2 с. ш. 3 (4) 2.1-8.2 16.1 122 2.3

5 ПС-8 1 с. ш. 1 (1) 3.3 3.3 26 0.5

6 ПС-8 2 с. ш. 2 (2) 8.6-12.5 22 171 3.3

7 ПС-53 1 с. ш. 2 (2) 2.65-53.4 56.5 417 7.9

8 ПС-53 2 с. ш. 2 (2) 2.65-53.4 56.6 418 8.0

9 ПС-64 1 с. ш. 1 (1) 4.7 4.7 37 0.7

10 ПС-64 2 с. ш. 1 (1) 4.7 4.7 37 0.7

11 ПС-97 1 с. ш. 1 (1) 7.3 7.3 59 1.1

12 ПС-97 2 с. ш. 1 (1) 7.3 7.3 59 1.1

13 ПС-108 1с. ш. 1 (1) 15.8 15.8 132 2.5

14 ПС-108 2 с.ш. 1 (1) 15.8 15.8 132 2.5

Минимальная и максимальная длина линий участка.

Расчетная емкость фаза - земля участка с учетом емкости оборудования подстанций.

В таблицах указано число присоединений линий к шинам питающей подстанции. Так как на отдельных участках имеются линии, образующие последовательно включенные передачи, в скобках дано полное число линий участка в нормальном режиме работы. Также указан диапазон протяженности линий участка, который дает информацию о расположении линии относительно подключенных подстанций, расположенных вблизи населенных пунктов или других потребителей электроэнергии.

Из табл. 3 и 4 видно, что около 78 % участков имеют простые схемы и включают одну-две линии, в том числе 50 % от общего числа - одну линию. Только 10 участков 35 кВ (менее 22 %) с 3 или 4 линиями электропередачи. Отдельные участки, например, 27, 28, 30-32 (табл. 3) и 7, 8 (табл. 4) включают электропередачи удаленных потребителей, для которых важным фактором является бесперебойность электроснабжения. Отметим, что большое количество линий имеют отпайки к промежуточным подстанциям. В целом по сети 35 кВ питаются более 70 подстанций потребителей.

Для оценки доступности к линиям 35 кВ можно использовать данные о протяженности линий электропередачи, а также участков сети. Показаны распределения относительного числа участков 35 кВ (в %) в зависимости протяженности подключенных линий, а также линий одно- и двухцепных исходя из их длины (рис. 1). В обработке учтены данные по 46 участкам сети 35 кВ, 27 двухцепным линиям и 51-й одноцепной линии.

Линии 35 кВ протяженностью десятки километров большей частью располагаются за пределами населенных пунктов и пригородной зоны. Соответственно доступность к опорам этих линий существенно снижается, тем более, если они расположены в труднодоступной местности. Исключением являются подходы этих линий к питающим подстанциям, расположенным в непосредственной близости от городов и поселков либо на их окраине. По технической документации такое расположение относится к линиям за пределами населенных пунктов. Однако эта зона в последнее время интенсивно осваивается населением для строительства гаражей, дачных участков и огородов.

Линии небольшой длины (до 2 км) и соответственно участки протяженностью до 3 км могут находиться целиком на территории небольших населенных пунктов. Аналогично, линии протяженностью до 4 км, соединяющие подстанции двух населенных пунктов, также целиком могут находиться на их территории.

100

80

60

40

20

0

1 10 100

Рис. 1. Распределение числа участков и линий 35 кВ в зависимости от протяженности: 1 - одноцепные линии; 2 - двухцепные линии; 3 - протяженность линий одного участка

Ширина зоны доступности у населенных пунктов разного типа варьируется в широких пределах. Если принять среднюю зону доступности шириной 2 км, то в нее целиком попадают около 37 % двухцепных ЛЭП, около 20 % одноцепных ЛЭП и 7 % участков сети 35 кВ. Наиболее сложна в этом отношении сеть 35 кВ в г. Мурманске, которая включает 20 ВЛ длиной от 2 до 16 км, за исключением двухцепной линии длиной около 54 км. Для этой сети характерно расположение основной части линий в городской зоне, вблизи жилых зданий и других сооружений, в том числе гаражного кооператива, а также большое число пересечений с дорогами и участков вдоль трассы со свободным доступом для населения.

Для сети 35 кВ с изолированной нейтралью наиболее типичны следующие нарушения, сопровождающиеся возникновением опасных шаговых напряжений и напряжений прикосновения:

1) однофазные замыкания на воздушной линии, как правило, на опоре. Вследствие малой величины тока замыкания нарушение имеет длительный и неустойчивый характер с возможностью самоликвидации. В случае длительного замыкания многократные дуговые перенапряжения вызывают повторное перекрытие изоляции ранее не поврежденной фазы и развитие двухфазного замыкания;

2) обрыв фазного провода линии с падением провода на землю или сооружение, расположенное под ВЛ. Нарушение сопровождается несимметрией фазных напряжений и током замыкания, величина которого определяется сопротивлениями системы (по прямой и нулевой последовательностям) и контактным сопротивлением провода на землю.

Опасность замыканий на линиях в значительной степени зависит от величины тока замыкания и эквивалентного сопротивления заземления в точке замыкания, т. е. опоры линий или группы опор при наличии связи между ними по грозозащитному тросу. Сопротивление заземления опор с тросами составляет от 30 до 800 Ом, что обусловлено специфическими грунтовыми особенностями Кольского п-ова. Эти факторы влияют на изменение характера тока

и условия горения дуги при однофазных замыканиях на землю, длительность которых по нормативам допускается до двух часов [3].

Распределение значений тока однофазных замыканий на землю для участков сети 35 кВ с использованием данных табл. 3 показано на рис. 2.

Рис. 2. Распределение числа участков 35 кВ в зависимости от величины тока однофазных замыканий

Большинство участков 35 кВ (более 67 %) имеют токи ОЗЗ не более 3 А, в том числе более 26 % участков - не превышающие 1 А (рис. 2). В основном эти участки имеют одну (17 участков - 55 %) или две линии (9 участков - 29 %). Малая величина токов ОЗЗ значительной части участков создает условия для самоликвидации случайных однофазных замыканий и повышения бесперебойности электроснабжения.

В качестве факторов снижения опасности электропоражения можно назвать наличие грозозащитных тросов, соединяющих ряд опор между собой, и усиление изоляции линии. Грозозащитные тросы установлены в соответствии с ПУЭ [4] на подходах у подстанций, расположенных на территории населенных пунктов или на ее границе, поэтому в этой зоне при достаточном уровне снижения эквивалентного сопротивления заземления опасность существенно снижается или исключается.

Большинство линий оборудовано грозозащитными тросами на подходах к подстанциям и частично по трассе. Длина подходов с тросом составляет до 1.2 км. Тросы, как правило, не заходят на открытое распределительное устройство, т. е. заземлены через крайние опоры линий и не связаны с контуром подстанции, 22 линии (10 одноцепных и 12 двухцепных) оборудованы тросами по всей длине. На 7 линиях тросы отсутствуют.

В основном изоляция линий 35 кВ выполнена гирляндами из 3 изоляторов, 12 линий имеют усиленную изоляцию (от 4 до 6 изоляторов в гирлянде) по всей длине или частично, 12 одноцепных линий имеют ослабленную изоляцию - из 2 изоляторов в гирлянде.

По результатам анализа надежности сети 35 кВ за период 1980-1998 гг. линии 35 кВ отключались 144 раза, с успешным АПВ - 91 раз, т. е. более 63 % [5]. Анализ работы устройств релейной защиты и автоматики в сети 35 кВ г. Мурманска с 2007 г. по сентябрь 2012 г. показал, что автоматика срабатывала 34 раза, в том числе 14 раз при двух- или трехфазных замыканиях на линиях, которые в значительной степени обусловлены развитием однофазных замыканий. Статистики по однофазным замыканиям нет, так как при этих нарушениях автоматика работает только на сигнализацию, то есть приведенные замыкания сопровождаются протеканием тока через землю и могут представлять опасность для населения.

Таким образом, условия формирования опасности поражения током на линиях и соответственно участках сети существенно различаются. Поэтому оценка опасности той или другой линии должна учитывать не только факторы доступности, но и величину тока замыкания, эквивалентное сопротивление растеканию опор линии, а также конструктивное исполнение линии и ее изоляции, влияющей на вероятности образования перекрытий изоляции и силовой дуги.

Заключение

1. Сеть 35 кВ Мурманской обл. включает большое количество участков, имеющих разнообразные конфигурации, протяженности сети и подключенных ЛЭП и другие характеристики, включая расположение на территории населенных пунктов или близость к ним. Соответственно, участки сети и их элементы характеризуются разными условиями формирования опасности поражения электрическим током для населения. Поэтому первый этап решения задачи обеспечения электробезопасности сети 35 кВ - оценка опасности конкретных линий и их участков для населения и необходимость применения мер снижения опасности.

2. При оценке потенциальной опасности для населения при возникновении нарушений в сети необходимо учитывать не только доступность к опорам ЛЭП, но и факторы, влияющие на вероятность образования опасных напряжений прикосновения и шаговых напряжений. К таким факторам относятся: сопротивления заземлений опор, наличие соединений между опорами через грозозащитные тросы, величина тока замыкания, характеристики изоляции линии на опорах, наличие защитной автоматики линии и ее эффективность.

3. Мероприятиями, снижающими уровень опасности сети 35 кВ для населения, являются:

• усиление защитных заземлений, в том числе при помощи тросов или противовесов на участке, представляющем опасность поражения током;

• применение автоматических отключений при однофазных замыканиях при условии обеспечения селективности защиты, например, реле типа «Zero», в этом случае необходимо принять решение о целесообразности таких отключений;

• изменение режима заземления нейтрали с целью увеличения тока однофазного замыкания до величины, достаточной для обеспечения селективности защиты.

4. При выборе мероприятий, обеспечивающих электробезопасность, эффективно применение таких решений, которые позволяют избирательно применять автоматическое отключение линии при однофазном замыкании на ней с сохранением преимуществ режима изолированной нейтрали участка сети, т. е. на этом же участке часть линий, не представляющих опасности поражения током для населения, может продолжать работу ограниченное время при однофазном замыкании на них.

ЛИТЕРАТУРА

1. Базуткин В. В., Ларионов В. П., Пинталь Ю. С. Техника высоких напряжений. М.: Энергоатомиздат, 1986. 463 с. 2. Техника высоких напряжений / под ред. М. В. Костенко. М.: Высш. шк., 1973. 530 с. 3. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей / Госэнергонадзор Минэнерго России. М.: Энергосервис, 2003. 392 с. 4. Правила устройства электроустановок. СПб.: ДЕАН, 2003. 928 с. 5. Ярошевич В. В., Невретдинов Ю. М. Оценка показателей надежности воздушных линий 35, 110 и 150 кВ в условиях Севера Кольского полуострова // Труды Кольского научного центра РАН. Энергетика. 2013. Вып. 7. С. 90-100.

Сведения об авторах

Невретдинов Юрий Масумович - кандидат технических наук, ведущий научный сотрудник Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН E-mail: ymnevr@mail.ru

Фастий Галина Прохоровна - научный сотрудник Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН E-mail: fastiy@ien.kolasc.net.ru

Author Affiliation

Yuriy M. Nevretdinov - PhD (Eng.), Leading Researcher of the Centre of Physical and Technical Problems of the Northern Energetics of the KSC of the RAS E-mail: ymnevr@mail.ru

Galina P. Fastiy - Researcher of the Centre of Physical and Technical Problems of the Northern Energetics of the KSC of the RAS E-mail: fastiy@ien.kolasc.net.ru

Библиографическое описание статьи

Невретдинов Ю. М. Проблема обеспечения электробезопасности сетей среднего напряжения в условиях Кольского полуострова / Ю. М. Невретдинов, Г. П. Фастий // Вестник Кольского научного центра РАН. - 2016. - № 2 (25). - С. 103-110.

Reference

Nevretdinov Y. M. The Problem of Providing Electrical Safety for Medium-Voltage Systems on the Kola Peninsula / Y. M. Nevretdinov, G. P. Fastiy // Herald of the Kola Science Centre of the RAS. - 2016. - Vol. 2 (25). - P. 103-110.