Энергетическое обследование электрических сетей 110 кВ "МРСК Сибири"

«Межрегиональная распределительная сетевая компания Сибири»

В. В. Литвак, профессор, доктор техн. наук, litvak2002@mail.ru

В. С. Боровиков, М. В. Волков, В. А. Иванов, В. А. Мельников, А. В. Погонин, Н. Н. Харлов,

Томский политехнический университет

Межрегиональная распределительная сетевая компания Сибири (МРСК Сибири) осуществляет передачу и распределение электрической энергии по сетям 110–35 кВ на территории республик Алтай, Бурятия, Хакасия, Алтайского, Забайкальского, Красноярского краёв, а также Кемеровской, Омской и Томской областей. Эта территория составляет 4,023 млн. кв. км (около 23 % территории России). Здесь проживает 14,1 млн. человек (9,9 % населения РФ).

В составе МРСК Сибири действует девять территориальных филиалов, где эксплуатируется 764 подстанции с высшим напряжением 110 кВ и 946 линий электропередачи (ЛЭП) 110 кВ суммарной длиной в одноцепном исчислении около 30 тыс. км, значительная часть которых введена в эксплуатацию 40–50 и более лет назад. За эти годы сети 110 кВ существенно изменили своё назначение. Они потеряли системообразующую функцию и осуществляют теперь преимущественно распределение электроэнергии к центрам электрических нагрузок, что отражает углубление техноценологических свойств электропотребления, заключающегося в увеличении разнообразия предназначений ЛЭП и в проявлении тенденции к развитию распределённой генерации и распределённых сетей. Нагрузка сетей 110 кВ таким образом стала определяться нагрузкой потребителей, а не системными перетоками. При этом общее производство и потребление электроэнергии в стране и регионах выросли значительно.

В этих условиях необходим объективный мониторинг (инструментальное энергетическое обследование) сетей для анализа их загрузки и выработки мер повышения эффективности их работы.

Проведение таких исследований в порядке текущей эксплуатации штатными измерительными средствами и силами эксплуатационного персонала невозможно по ряду причин:

•штатные измерительные приборы не обеспечивают необходимую точность и необходимый объём измерений;

•эксплуатационный персонал в большинстве случаев занят другими работами, не обладает необходимой квалификацией для проведения таких работ и требует дополнительного обучения;

•технические средства типа "Нева" и др. ("чёрные ящики") имеют сегодня ограниченное распространение и не обеспечивают полноту информации.

В период с мая по декабрь 2009 г. компанией и университетом проведено инструментальное энергетическое обследование сетей 110 кВ, целью которого был анализ загрузки оборудования для разработки мер повышения эффективности. Количество обследованных объектов (линий и трансформаторов) составило около 10 % от всех работающих, измерения проведены на 60 подстанциях. Это даёт основания считать выборку достоверной и предполагать, что характеристики загрузки остальной сети близки к полученным.

Основным измерительным средством для обследования явился комплект переносных приборов АR-5 (фирмы CIRCUTOR), включённых в госреестр средств измерения Российской Федерации. Измерения проведены силами сотрудников Регионального Центра ресурсосбережения Томского политехнического университета.

Инструментальные обследования проведены в соответствии с ГОСТ Р-53333–2008 "Контроль качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения" и "Методикой комплексного энергетического обследования предприятий электрических сетей", сертифицированной Межрегиональной Ассоциацией "Энергоэффективность и нормирование" (МАЭН) в системе РИЭР (Система добровольной сертификации организаций в области рационального использования и сбережения энергоресурсов).

В ходе обследования получены характеристики напряжения, тока, активной и реактивной мощности, коэффициенты мощности, коэффициенты искажения синусоидальности напряжений и токов, коэффициенты обратной и нулевой последовательности токов.

Примеры суточных регистраций измеряемых и вычисляемых параметров для некоторых ЛЭП приведены на рис. 1, 2. Измерение и фиксация контролируемых параметров режима осуществлялись с периодичностью один раз в три минуты. Это обеспечивает необходимую точность и эффективное использование памяти прибора на суточном интервале измерений.

Рис. 1. Графики суточных изменений действующих фазных напряжений на шинах подстанции "Михайловская" Алтайэнерго (12–13 октября 2009 г.)

Рис. 2. Суточные измененияе фазных токов ВЛ 110 МН-22 (п/ст "Михайловская" – п/ст "Николаевская" Алтайэнерго, 12–13 октября 2009 г.)

Изменения фазных напряжений в течение периода наблюдений (см. рис. 1) находятся в пределах от 64,6 кВ (105,6 % U_ном) до 71,35 кВ (112,2 % U_ном). Размах суточных изменений напряжения составляет 6,75 кВ (10,6 % U_ном). Напряжение существенно повышено в ночное время в период минимума нагрузки и понижается днём.

Изменение фазных токов (см. рис. 2) имеет отчётливую суточную повторяемость в пределах от 13 до 95 А. Наибольшая разность модулей токов не превышает 8 А. Рассмотренная линия обладает значительным резервом по допустимому току (АС-150, 450 А), что характерно для большинства линий электропередачи. Наибольший ток ежемесячных контрольных замеров, осуществляемых в компании в соответствии с регламентом, редко достигает половины допустимого тока. Таким образом, пропускная способность сети не ограничивает присоединение к ней новых потребителей и увеличение мощности действующих.

Суммарная активная мощность линии изменяется с характерным суточным циклом в пределах от 6,6 до 16 МВт. Максимум имеет место в 19.00 местного времени, а суточный перепад достигает 9,4 МВт (59 %). Реактивная мощность по ВЛ 110 С-28 (п/ст "Саргатская" – п/ст "Западная" Омскэнерго, 10–11 августа 2009 г.) имела емкостнóй характер вследствие стекания зарядной мощности линии к подстанции "Саргатская". Наблюдаемый максимум реактивной мощности составил 10 Мвар в 05.00 местного времени в период наименьшей активной нагрузки линии.

Коэффициент мощности по ВЛ 110 СЛ-191 (п/ст "Смоленская" – п/ст "Линевская" Алтайэнерго, 14–15 октября 2009 г.) имел опережающий характер и изменялся в пределах от –0,68 до –0,96. Обращает на себя внимание существенное различие коэффициентов мощности разных фаз в ночное время. Это можно объяснить несимметрией зарядных токов линии при сравнительно малой активной нагрузке.

Всего по "МРСК Сибири" проведены измерения по 219 линиям электропередачи 110 кВ. Они показали большое разнообразие величин токов и коэффициентов загрузки (рис. 3). Только 3,6 % линий имеют максимальную нагрузку более 70 % от допустимой, а почти 24 % – нагрузку менее 10 %, что говорит о слабой загрузке линий электропередачи 110 кВ "МРСК Сибири". Более 55 % линий работают с нагрузкой менее 20 % от допустимой, а 77 % линий – с нагрузкой менее 30 %. Средний коэффициент загрузки линий по филиалам "МРСК Сибири" составляет:

Омскэнерго 0,18

Читаэнерго 0,31

Хакасэнерго 0,17

Алтайэнерго 0,18

Кузбассэнерго 0,32

Красноярскэнерго 0,16

Бурятэнерго 0,13.

Рис. 3. Распределение (в %) линий электропередачи 110 кВ "МРСК Сибири" по величине коэффициента загрузки.

Сопоставление фактических (измеренных) токов линий с экономическими токами, вычисленными по экономической плотности тока, приведено на рис. 4. Измерения показали, что около 80 % линий электропередачи имеют максимальные токи менее 70 % от экономических, а более 50 % линий – до половины экономических.

Рис. 4. Структура загрузки линий 110 кВ по отношению к экономическим токам.

Это позволяет считать, что сети 110 кВ, потеряв своё системообразующее значение, ещё долгое время смогут работать как распределительные. Такую нагрузку сети можно рассматривать как недоиспользование производственных мощностей сегодня и возможный резерв на будущее, так как большинство линий электропередачи 110 кВ работает со значительным запасом по допустимым и экономическим токам. Слабая загрузка электрических сетей 110 кВ определяет значительные резервы по реактивной мощности и её сток к источнику питания.

Необходимо проводить периодические обследования сети средствами внешнего, независимого и объективного контроля, что позволит выявить резервы пропускной способности. Такому обследованию необходимо подвергать не менее 10–20 % оборудования ежегодно.

Наряду с сетями 110 кВ были обследованы силовые трансформаторы. Из эксплуатируемых 764 подстанций компании инструментальные обследования проведены на 60 подстанциях и 78 трансформаторах 110 кВ. Распределение обследованных трансформаторов по мощности следующее: 6,3 МВА – 7 шт.; 10 МВА – 11; 16 МВА – 10; 25 (32) МВА – 24; 40 МВА – 20; 80 МВА – 6 шт. Некоторые подстанции "МРСК Сибири" в соответствии с проектными решениями не имеют измерительных трансформаторов напряжения 110 кВ. Поэтому измерения проводились на стороне среднего и низкого напряжений, а загрузка определялась балансным методом.

Средняя загрузка обследованных трансформаторов составила 45 % по отношению к номинальным мощностям трансформаторов. Такой средний уровень загрузки сохраняется по всем группам трансформаторов: 80 МВА – 55 %; 40 МВА – 43; 25 МВА – 43; 16 МВА – 36; 10 МВА – 49; 6,3 МВА – 42 %; по филиалам: Омскэнерго – 41 %; Читаэнерго – 44; Хакасэнерго – 43; Алтайэнерго – 37; Кузбассэнерго – 56; Красноярскэнерго – 46; Бурятэнерго – 46 %. Загрузку отдельных трансформаторов иллюстрирует рис. 5.

Рис. 5. Распределение (в %) трансформаторов по коэффициенту загрузки.

Таким образом, загрузка трансформаторов в среднем находится на приемлемом для нормальной эксплуатации уровне и имеет заметный резерв для увеличения нагрузок. Вместе с тем 14 % трансформаторов имеют нагрузку менее 20 % от номинальной мощности и 11,3 % – более 80 % от номинала. Определённый резерв нагрузки трансформаторов имеет место ещё и за счёт кратковременности суточного максимума; среднесуточная нагрузка значительно меньше максимальной (рис. 6). Максимальная активная мощность в данном случае составила 15 МВт, минимальная – 7 МВт, средняя за сутки – 11,4 МВт; максимальная реактивная мощность равна 6,9 Мвар, минимальная – 3,2 Мвар, время наступления максимума по активной и реактивной мощности совпадает. Таким образом, наибольшая полная мощность трансформатора равна 16,5 МВА, а средняя – только 12,0 МВА (76 %).

(а) (б)

Рис. 6. Суточные графики изменения активной (а) и реактивной (б) мощности трансформатора 1Т, 40 МВА, 110/35/6 кВ (подстанция "Подгорная"Алтайэнерго, 23–24 сентября 2009 г.).

В отдельных случаях при слабой активной нагрузке трансформаторов и протяжённой сети 35–10 кВ возможны разнонаправленные потоки активной и реактивной мощности с выдачей реактивной мощности в сеть 110 кВ, тогда реактивная мощность носит емкостной характер.

Средняя загрузка трансформаторов 110 кВ подстанций "МРСК Сибири" находится в пределах 0,4–0,6, что говорит о наличии значительных резервов на большинстве подстанций компании. Реактивные же нагрузки трансформаторных подстанций могут быть как индуктивного, так и емкостного характера.

В ходе инструментальных обследований объектов "МРСК Сибири" были обнаружены существенные искажения синусоидальности токов и напряжений. Показано заметное "отравление" режимов сетей 110 кВ несинусоидальными токами. Термин "отравление" в данном случае применяется условно – в том смысле, что подобно яду в живом организме, вызывающему нарушения его функционирования, в электрической системе наличие несинусоидальных токов и напряжений приводит к нарушению работы.

На рис. 7 приведены результаты измерений в течение суток коэффициентов искажения токов и напряжений ВЛ 110 кВ. Они измеряются индивидуально по каждой фазе, имеют резкопеременный характер. Искажения по напряжению лежат в пределах от 1,5 до 3,5 %, по току – от 10 до 30 %.

	(а)
	(б)

Рис. 7. Изменения коэффициентов искажения синусоидальности фазных напряжений (а) и токов (б) на линии КЗ-194 Алтайэнерго (23–24 ноября 2009 г.)

Сравним результаты измерений коэффициентов искажения трансформатора. По трансформатору 1Т подстанции "Октябрьская" Омскэнерго со стороны 110 кВ (22–23 июля 2009 г.) коэффициенты искажения синусоидальности по напряжению за период наблюдения находились в пределах 1,0–2,0 %; коэффициенты искажения по току весьма существенны – от 4,0 до 21 %.

Возрастание коэффициента искажений по току происходит ночью, в период ночного провала нагрузки, максимальное его значение наблюдается в 4.00 местного времени. Это даёт основания предполагать наличие небольшого по величине, но постоянно действующего источника искажения синусоидальности, подключённого к шинам 10 кВ подстанции.

Анализ уровней несинусоидальности токов обследованных ЛЭП показал, что определённый уровень несинусоидальности имеет место во всех линиях (рис. 8, а). Половина линий характеризуется уровнем коэффициента искажения синусоидальности токов менее 10 %, ещё четверть линий – 10–20 %, небольшое число линий – более 60 %. Коэффициент искажения синусоидальности тока различается по фазам и практически не связан с характеристиками суточного графика нагрузок. Спектральное разложение кривой позволяет выявить номера и величины коэффициентов действующих гармоник.

(а) (б)

Рис. 8. Распределения линий (а) и трансформаторов (б) по уровню коэффициента искажения синусоидальности тока.

Загрузку трансформаторов несинусоидальными токами может характеризовать распределение, приведённое на рис. 8, б, которое показывает, что более половины трансформаторов имеют коэффициенты искажений менее 7 %, а три четверти – менее 10 %. В трансформаторах не выявлены режимы, близкие к резонансным. В частности, в гармоническом разложении кривой напряжения трансформатора подстанции "Беловская" Кузбассэнерго-РЭС (11 ноября 2009 г., 18.00) присутствовали гармоники 3, 5, 7, 11, 13, 23, 35 и 46, в кривой тока – гармоники 5, 7, 11, 13 сравнительно невысокого уровня; такой спектр характерен для большинства трансформаторов.

Таким образом, вся сеть 110 кВ "МРСК Сибири" имеет отчётливые следы "отравления" высшими гармониками. Искажения синусоидальности токов отдельных линий и трансформаторов 110 кВ сетей имеют устойчивый характер и достигают величин, значительно превышающих допустимый по ГОСТ 13109–97 значения. Основная же масса линий и трансформаторов загружена несинусоидальными токами незначительно, что, тем не менее, приводит к определённому увеличению потерь мощности и электроэнергии в них.

Потоки реактивной мощности в распределительных сетях в значительной мере определяют нагрузочные потери электроэнергии и токовую загрузку оборудования. Они складываются из реактивных нагрузок присоединённых подстанций и зарядных мощностей линий. Наилучшим режимом считают такой, при котором нагрузка и зарядные мощности взаимно компенсируются на шинах высшего напряжения подстанций, а сквозных потоков реактивной мощности не возникает. Тогда нагрузочные потери мощности (при тех же активных нагрузках) и загрузка сети станут наименьшими. При инструментальных энергетических обследованиях сетей 110 кВ ОАО "МРСК Сибири" осуществлена регистрация изменения коэффициента мощности линий и трансформаторов. Распределение значений коэффициента мощности по линиям представлено на рис. 9, а.

(а) (б)

Рис. 9. Распределения коэффициента мощности линий (а) и трансформаторов (б)

Распределение интервалов изменения коэффициентов мощности за период наблюдений показывает, что в 56,3 % случаев коэффициент мощности находится в диапазоне от –0,9 до 0,9 (диапазон, соответствующий приказу Минтопэнерго РФ от 22.02.07 г. № 49). Что касается остальных случаев, то для них характерен хотя бы кратковременный выход за пределы, а в отдельных случаях – весьма значительный по величине или продолжительности.

Загрузка трансформаторов 110 кВ реактивными токами отличается от загрузки линий электропередачи. Реализация серии измерений коэффициента мощности на трансформаторах показана на рис. 9, б. Результаты измерений загрузки сетей 110 кВ показывают, что значительная часть оборудования (более половины) загружена реактивными токами в пределах установленных нормативов. До тех пор, пока загрузка сети активными токами невысока, изменения реактивных токов заметно влияют только на величину годовых потерь электроэнергии.

Искажения симметрии токов могут вносить заметные поправки в величины допустимых токов и ограничивать возможность присоединения новых потребителей. Измерения в сетях 110 кВ проведены в мае–декабре 2009 г., примеры приведены на рис. 10. Амплитуда фазного напряжения прямой последовательности (рис. 10, а) за период наблюдений изменялась от 90,2 до 94,3 кВ. Изменения во времени характеризуются отчётливым суточным циклом – в ночное время напряжение повышается.

На рис. 10, б представлены амплитуды напряжения нулевой и обратной последовательности. Обращают на себя внимание следующие особенности:

•отсутствие связи с суточным циклом, явно выраженным для напряжения прямой последовательности;

•переменный, пульсирующий характер изменения во времени;

•диапазон изменения амплитуды напряжения обратной последовательности составляет 0–400 В (0–0,43% от амплитуды напряжения прямой последовательности);

•изменения амплитуды напряжения нулевой последовательности находились в пределах 700–1000 В (0,74–1,06% от амплитуды напряжения прямой последовательности).

Рис. 10. Изменения амплитуды напряжения прямой (а), обратной и нулевой последовательностей (б)

на шинах 110 кВ подстанции "Топчихинская" Алтайэнерго (1–2 октября 2009 г.)

Искажения симметрии в токах выражены в большей степени, чем в напряжениях. Для токов линии 110 кВ ВТ-111 "Власиха–Топчихинская" Алтайэнерго (1–2 октября 2009 г.) максимальное измеренное значение тока прямой последовательности составило 132 А. Суточный цикл в изменениях токов нулевой и обратной последовательности (как и в случае с напряжением) не прослеживается.

Величина тока обратной последовательности в период максимума тока прямой последовательности составила 1,2 А (0,9 % от амплитуды тока прямой последовательности), тока нулевой последовательности – 1 А (0,7 %). Подобная картина наблюдается и на других обследованных линиях 110 кВ "МРСК Сибири". Это означает, что искажения симметрии токов существенного вклада в загрузку оборудования не вносят. Изменения напряжения обратной последовательности находятся в пределах (0–0,5) %, нулевой – (0,8–1,2) %. Коэффициенты искажений симметрии тока не превышают 0,9 % по нулевой последовательности и 2,3 % – по обратной.

Выводы

Анализ результатов проведённых измерений при энергетическом обследовании объектов 110 кВ "МРСК Сибири" показал:

· более 55 % линий работают с нагрузкой менее 20 % от допустимой, а 77 % линий – с нагрузкой менее 30 %; только единичные линии имеют загрузку более 70 % от номинальной;

· средняя загрузка силовых трансформаторов – 45 % от номинальной мощности; 14 % – менее 20 % от номинала; 11,3 % – более 80 % от номинала;

· на линиях 110 кВ обнаружены существенные искажения синусоидальности: по напряжению – от 1,5 до 3,5 %, по току – от 10 до 30 %; по трансформаторам искажения синусоидальности напряжений находились в пределах 1,0–2,0 %, по току –4,0–21 %; основная масса ЛЭП и трансформаторов загружена несинусоидальными токами незначительна;

· коэффициент мощности в 56,3 % случаев находится в интервале от – 0,9 до 0,9, что соответствует рекомендуемому интервалу, но для части сетей характерен значительный выход за пределы по величине и продолжительности;

· амплитуда фазного напряжения прямой последовательности изменялась в пределах от 90,2 до 94,3 кВ; напряжение обратной последовательности составляет 0,9 % от амплитуды прямой последовательности, нулевой – до 1,06 %, т. е. зарегистрированные значения искажений синусоидальности существенного влияния на загрузку силового оборудования не оказывают.

Список литературы

1. Андриевский В. Н., Голованов А. Т., Зеличенко А. С. Эксплуатация воздушных линий электропередачи. Изд. 3-е, перераб. и доп. М.: Энергия, 1976. 616 с. с ил.

2. Аррилага Дж., Брэдли Д., Боджер Д. Гармоники в электрических системах: Пер. с англ. / М.: Энергоатомиздат, 1990. 320 с.

3. Жежеленко И. В. Высшие гармоники в системах электроснабжения промпредпрятий. М.: Энергия, 1974. 184 с.

4. Железко Ю. С. Компенсация реактивной мощности и повышение качества электроэнергии. М.: Энергоатомиздат, 1985. 224 с.

5. Литвак В. В., Маркман Г. З., Харлов Н. Н. Электроэнергия: экономия, качество. Томск: STT, 2001. 196 с.

6. ГОСТ 13109–97. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. М.: Изд-во стандартов, 1998. 31 с.

7. ГОСТ 14209–97 (МЭК 354–91). Межгосударственный стандарт. Руководство по нагрузке силовых трансформаторов, 1998.

8. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей, рег. № 4799, от 20.06.2009 г.