ТЕХНИКА ПЕРЕДАЧИ И РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

5.3.1. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

Хронология развития линий электропередачи (ЛЭП) трехфазного переменного тока в Европе и США хорошо известна. На рис. 5.7 видно, как быстро был преодолен стартовый 10–15‑ки‑ловольтный рубеж: в 1898–1902 гг. были освоены ЛЭП 35–40 кВ, в 1903–1910 гг. – 50–70 кВ, в 1907–1921 гг. – 90–100 кВ, в 1912–1923 гг. – 150 кВ, в 1918–1927 гг. – 225 кВ, в 1934 г. – 287 кВ (США) и в 1954 г. – 345 кВ (США). Быстрому росту напряжения воздушных линий способствовал прогресс в разрешении проблем высоковольтной изоляции, в частности изобретение тарельчатых изоляторов (США, 1906 г.), заменивших штыревые.

В дореволюционной России было построено всего около 200 км ЛЭП 10, 35 и 70 кВ. Первая ЛЭП 110 кВ (Кашира – Москва) длиной 120 км была построена уже после Октябрьской революции по плану ГОЭЛРО в 1922 г., в 1932 г. была введена в работу ЛЭП 150 кВ от ГЭС на Днепре, с 1933 г. начала строиться ЛЭП 220 кВ (от Свир‑ской ГЭС до Ленинграда и др.).

^{Рис. 5.7. Рост номинального напряжения (его максимального значения) воздушных линий электропередачи в США, Канаде и в европейских странах}

^{1 – Франция; 2 – Швеция; 3 – США; 4 – Канада}

Выполнение плана ГОЭЛРО привело к модернизации многих заводов отечественной электротехнической промышленности: МЭЗ, «Электросила», «Электроаппарат», «Пролетарий», «Изолятор» и др., без развития которых этот план не мог быть осуществлен.

Еще до второй мировой войны в специальном бюро при Политехническом институте в Ленинграде под руководством проф. А.А. Горева были начаты исследования по ЛЭП 400–500 кВ длиной порядка 1000 км, которые предполагалось использовать для передачи электрической энергии от крупных ГЭС, планируемых на Волге, к району Москвы. После войны эти исследования были продолжены во многих институтах страны (ВЭИ, ЛПИ, НИИПТ и др.). Одновременно в институте «Теплоэлектропроект» были развернуты проектные работы по ЛЭП 400 кВ. В научно‑исследовательских институтах и на предприятиях электротехнической промышленности разрабатывались силовые трансформаторы, шунтирующие реакторы, выключатели и другое оборудование напряжением 400 кВ. Усилия ученых, проектировщиков, строителей, монтажников и конструкторов оборудования завершились вводом в эксплуатацию в мае 1956 г. цепи ЛЭП 400 кВ протяженностью 815 км. В конце 50‑х годов на этой же построенной цепи и на всех последующих ЛЭП аналогичной длины и пропускной способности после усовершенствования оборудования и средств для эффективного ограничения перенапряжений было решено впервые использовать напряжение 500 кВ. Первая такая линия от Волжских ГЭС к Москве начала эксплуатироваться в 1961 г. В тот же период в СССР были освоены ЛЭП 330 кВ [5.11].

Разработка ЛЭП 750 кВ в СССР была вызвана сооружением крупных тепловых станций и АЭС мощностью 2,4–4 ГВт в европейской части страны. Они были и остаются главными системообразующими связями в европейской части ЕЭС России и стран СНГ. Все без исключения оборудование для подстанций и распределительных устройств 750 кВ, как и для сетей 500 кВ, было разработано и изготовлено отечественной электропромышленностью. Важнейшими при создании и освоении ЛЭП 750 кВ были, во‑первых, проблема глубокого ограничения перенапряжений (Ю.И. Лысков, С.С. Шур, С.В. Коваленко и др.) и, во‑вторых, проблема надежной работы внутренней изоляции оборудования всех видов, в особенности трансформаторов и шунтирующих реакторов (А.К. Лоханин, С.Д. Лизунов, Г.С. Кучинский и др.). Оптимизация проектных решений по воздушным линиям (К.П. Крюков, А.И. Курносов, Б.И. Смирнов, И.А. Шляпин, Л.С. Перельман, Н.Н. Тиходеев и др.) способствовала расширению области эффективного применения этих ЛЭП [5.12; 5.13].

Первая ЛЭП 750 кВ под Москвой длиной около 100 км была введена в работу в ноябре 1967 г.

21 страна в Европе вслед за Швецией построила электрические сети 380–440 кВ. Не менее широкое применение в неевропейских странах получили сети 500–550 кВ; вслед за СССР, где была в 1961 г. введена в работу первая в мире линия 500 кВ, их строили и строят в США, Канаде, Японии, Бразилии, Австралии, Новой Зеландии, АРЕ, КНР и ряде других стран.

В шести странах: Канаде (с 1966 г.), СССР (с 1967 г.), США, Бразилии, Венесуэле и ЮАР были построены ЛЭП переменного тока 735–800 кВ. С помощью СССР эти линии были построены в Венгрии, Польше, Болгарии и Румынии. Общая протяженность таких линий превысила 16 тыс. км. В конце 90‑х годов ЛЭП 800 кВ начали строить в Южной Корее.

В период энергетического кризиса 70‑х годов предполагалось, что для транспортирования электроэнергии на дальние расстояния от ТЭС на угле и ГЭС уже в текущем столетии потребуются ЛЭП ультравысокого напряжения (УВН). В этом направлении наиболее интенсивно работали четыре страны: СССР, США, Италия и Япония. Последовавшее затем резкое падение цен на нефть и газ (значительно более дешевая, чем передача электроэнергии по ЛЭП УВН, транспортировке нефти и газа по трубам и танкерами) обусловило снижение экономического интереса к ЛЭП УВН за рубежом. Только Япония спроектировала и построила двухцепную ЛЭП 1100 кВ длиной 250 км с двухцепными опорами башенного типа высотой 106–120 м для передачи электроэнергии от крупной АЭС в район Токио. Основные цели этого проекта: использование для ВЛ предельно узкого коридора и отработка элегазового оборудования УВН. ЛЭП будет работать на пониженном напряжении (550 кВ) вплоть до 2000 г.

В СССР научно‑исследовательские работы по ЛЭП 1150 кВ были начаты в 70‑х годах. Тогда же начались проектирование и сооружение опытно‑промышленной ЛЭП 1150 кВ Экибастуз – Кокчетав длиной около 500 км и первых очередей подстанций «Экибастузская» и «Кокчетавская» (теперь Казахстан). Их строительство было завершено в июне 1985 г. На этой линии были проведены испытания и исследования (В.В. Ильиничнин, Н.Н. Беляков, А.С. Сохранский и др.), накапливался опыт эксплуатации ВЛ (В.В. Бургсдорф, А.Н. Новикова и др.) и оборудования 1150 кВ. В 1988 г. завершены строительство и монтаж подстанции 1150 кВ в Кустанае, после чего вошла в строй и ЛЭП Кокчетав – Кустанай длиной 390 км (теперь Казахстан). Построены также линии Кустанай – Челябинск и Экибастуз – Барнаул, которые пока работают на напряжении 500 кВ. Ведется сооружение линии Барнаул – Итат.

На рис. 5.8 отмечены этапы освоения ЛЭП все более высокого напряжения в СССР и США (с учетом линий, соединяющих США с Канадой).

^{Рис. 5.8. Рост номинального напряжения воздушных линий электропередачи 110–1150 кВ в СССР (1) и в США совместно с Канадой (2) до 1990 г.}

На конец 1990 г. в СССР находились в эксплуатации примерно 431 тыс. км ЛЭП 110 кВ, 12,6 тыс. км – 150 кВ, 136,52 тыс. км – 220 кВ, 31,93 тыс. км – 330 кВ, 43,93 тыс. км – 500 кВ, 7,1 тыс. км – 750 кВ и 1,91 тыс. км – 1150 кВ. После распада СССР на территории России осталось свыше 440 тыс. км электрических сетей 110–1150 кВ, в том числе: ВЛ 110 кВ – 279 тыс. км, ВЛ 150 кВ – 2,6 тыс. км, ВЛ 220 кВ – 100 тыс. км, ВЛ 330 кВ – 9,4 тыс. км, ВЛ 500 кВ – 36,2 тыс. км, ВЛ 750 кВ – 2,7 тыс. км, ВЛ 1150 кВ – 0,5 тыс. км.

К 1990 г. СССР имел высокий международный рейтинг в области ЛЭП сверхвысокого (СВН) и ультравысокого (УВН) напряжения переменного тока.

В результате освоения в СССР ЛЭП 500 и 750 кВ в ОЭС сложились две шкалы номинальных напряжений электрических сетей: ПО – 150–330–750 кВ и 110–220–500–1150 кВ. Каждая последующая ступень в этих шкалах превышает предыдущую примерно в два раза, что позволяет повысить пропускную способность линий в два‑четыре раза. Первая шкала напряжений получила распространение в северо‑западных областях России, на Украине и на Северном Кавказе, вторая – в центральных областях и на всей территории России к востоку от Москвы. В настоящее время линии 110, 150 и 220 кВ используются главным образом в районных распределительных сетях для передачи электроэнергии к крупным узлам нагрузки. Электропередачи 330, 500, 750 и 1150 кВ, по которым может быть передана мощность от 350 до 4000–4500 МВт, решают задачи системного характера. Они используются для создания мощных межсистемных и внутрисистемных связей в ОЭС, передачи электроэнергии от удаленных электростанций, например атомных или ГЭС, в приемные системы.

В соответствии с установившейся терминологией Международной конференции по большим электрическим системам высокого напряжения (СИГРЭ) к линиям высокого напряжения относятся линии с наибольшим номинальным напряжением ниже 400 кВ, к линиям СВН – линии с наибольшим номинальным напряжением (линейным для линий переменного и межполюсным для линий постоянного тока) от 400 до 800–900 кВ, т.е. ниже 1000 кВ (400–550, 735–800 кВ переменного тока, 400–900 кВ постоянного тока), а к линиям УВН – линии с наибольшим номинальным напряжением 1000 кВ и выше.

В мировой практике в настоящее время значительное внимание уделяется электропередачам постоянного тока, где отсутствуют волновые процессы в линии, благодаря чему эти электропередачи приобретают новые свойства. В них снимается проблема устойчивости совместной работы связываемых систем, с их помощью можно соединять несинхронно работающие системы или системы с различной номинальной частотой и т.д.

Для передачи энергии на большие расстояния, как уже отмечалось, необходимо повышение напряжения линии. Поскольку постоянный ток не трансформируется, то повысить напряжение можно путем последовательного соединения нескольких источников. Такую схему предложил Рэне Тюри (Швейцария). По его схеме было сооружено около 15 электропередач. Главная из них – электропередача Мутье – Лион (Франция). Эта электропередача была введена в работу в 1906 г. и имела длину 180 км при напряжении 57 кВ, передаваемая мощность на первом этапе составляла 4,6 МВт.

На ГЭС Мутье несколько генераторов постоянного тока были включены последовательно, причем каждый из них был изолирован от земли, а с валом турбины они соединялись через изолирующие прокладки. На приемном конце, в Лионе, последовательно соединялись двигатели постоянного тока, которые вращали трехфазные генераторы переменного тока, включенные в сеть города.

Впоследствии мощность этой передачи была доведена до 20 МВт, а напряжение до 115 кВ. Только в 1937 г. эта электропередача была заменена трехфазной линией переменного тока.

В 30‑х годах были созданы ртутные выпрямители, позволившие создать достаточно мощные преобразовательные подстанции, предназначенные для электрификации транспорта и технологических процессов в промышленности. Тогда же в США была построена первая электропередача постоянного тока на ртутных вентилях (15 кВ), предназначенная для связи энергосистем с разной частотой.

У нас в стране первая опытно‑промышленная кабельная электропередача Кашира – Москва была пущена в 1950 г. Для ее создания были использованы ртутные вентили с током 50 А и напряжением 120 кВ. Длина этой электропередачи 120 км, напряжение ±100 кВ, передаваемая мощность 30 МВт. В 1954 г. была построена электропередача постоянного тока Швеция – о. Готланд (длина 100 км, мощность 20 МВт, напряжение 100 кВ).

Ртутными преобразователями в 50–60‑х годах было оснащено несколько электропередач (Англия – Франция, Швеция – Дания, Тихоокеанская передача в США и др.).

Одной из важнейших проблем того периода было создание мощного высоковольтного ртутного вентиля, который мог быть использован для дальних мощных электропередач постоянного тока. Разработка такого вентиля велась во многих странах. В нашей стране в ВЭИ был создан вентиль типа ВР‑9 (напряжение 130 кВ, ток 300 А). На этих вентилях в 1962–1965 гг. была сооружена электропередача Волгоградская ГЭС – Донбасс (400 км, 720 МВт, ±400 кВ), которая в течение ряда лет была крупнейшей в мире.

Опыт эксплуатации ртутных вентилей в различных странах выявил их недостаточную надежность в работе.

Положение изменилось в конце 60‑х годов, когда были разработаны мощные полупроводниковые вентили – тиристоры.

Первые тиристоры имели напряжения 1–1,5 кВ и ток несколько сот ампер, что при разработке высоковольтных вентилей требовало их последовательно‑параллельного соединения. В последующем успехи полупроводниковой техники привели к созданию тиристоров с током 2–3 кА и напряжением до 4 кВ. Это позволило отказаться от параллельного соединения тиристоров и уменьшило их число в последовательной цепочке.

В настоящее время сооружен ряд электропередач постоянного тока с использованием тиристорных вентилей. Крупнейшей является электропередача ГЭС Итайпу – Сан Пауло (Бразилия) (±600 кВ; 6300 МВт; 900 км), которая введена в работу в 1988 г.

В нашей стране разработано и испытано оборудование для электропередачи Экибастуз – Центр (2400 км; ±750 кВ; 6300 МВт).

В разработке проблем электропередач постоянного тока в нашей стране ведущая роль принадлежит коллективам Научно‑исследовательского института постоянного тока (А.В. Поссе, В.И. Емельянов, Л.Р. Нейман) и ВЭИ (В.П. Фотин, А.В. Стукачев, И.П. Таратута). В решении этой задачи также принимали участие коллективы многих промышленных предприятий.

Помимо электропередач постоянного тока получили распространение так называемые вставки постоянного тока, где выпрямитель и инвертор расположены на одной подстанции, а линия отсутствует. Такие вставки служат для связи примыкающих друг к другу систем переменного тока, как межгосударственные связи.

Вставки постоянного тока сооружены в Канаде, Японии, США, Австрии. В России вставка введена в работу в 1981 г. и служит для связи энергосистем России и Финляндии.

5.3.2. СОЗДАНИЕ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ СВН И УВН – ВЫДАЮЩЕЕСЯ ДОСТИЖЕНИЕ РОССИЙСКИХ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКОВ

В 30‑е годы сложились две крупные научные электротехнические школы: ленинградская и московская.

В Ленинграде в ЛПИ под руководством чл.‑корр. АН СССР М.А. Шателена над проблемами дальних электропередач работали крупные ученые – профессора А. А. Горев, Н.П. Виноградов, A.M. Залесский, Н.Н. Щедрин. Большой вклад в развитие техники передачи электрической энергии внесли работавшие в ЛЭТИ под руководством проф. А.А. Смурова профессора Г.Т. Третьяк, Л.Е. Машкиллейсон и др. Фундаментальные исследования, в том числе по электрической изоляции, проводились в Электрофизическом институте (выделившемся из Физико‑технического института) выдающимися учеными А.П. Александровым, Н.Н. Семеновым, А.Ф. Вальтером, Б.М. Гохбергом и др.

В Москве исследования и разработки по широкому кругу вопросов, связанных с проблемами передачи электроэнергии, проводились в 30‑е годы в основном в ВЭИ, МЭИ, «Мосэнерго». В центре этих проблем находился профессор‑энциклопедист Л.И. Сиротинский, занимавший в то время посты начальника отдела высоких напряжений ВЭИ и одновременно заведующего кафедрой техники высоких напряжений МЭИ. Работы по электрическим сетям, включая вопросы их строительства, вели А.А. Глазунов, Н.И. Сушкин, А.Я. Рябков и др. Значительным вкладом в решение проблем устойчивости параллельной работы электростанций явились результаты исследований П.С. Жданова и С.А. Лебедева, затем Г.Р. Герценберга. Над вопросами электрической изоляции сетей и электрооборудования работали А.В. Александров, А.В. Ефимов, В.К. Кожухов, П.А. Флоренский и др. Коммутационную аппаратуру разрабатывали А.Я. Буйлов, Г.В. Буткевич, Е.М. Цейров, A.M. Бронштейн, М.А. Бабиков и др. Вопросами защиты от перенапряжений и разработкой защитной аппаратуры занимались А.А. Акопян, Л.И. Иванов, В.И. Пружинина, В.А. Карасев и др.

Все работы велись в тесном контакте с электротехническими заводами «Электроаппарат», «Пролетарий» (Ленинград), МЭЗ и «Изолятор» (Москва), «Уралэлектроап парат» – (Свердловск).

В Ленинграде как основном электротехническом центре в 30‑е годы при ЛПИ под руководством А.А. Горева создается «Бюро куйбышевских работ» (БКР), где были начаты конкретные исследования и предпроектные проработки по ЛЭП 400–500 кВ. Быстро был построен высоковольтный корпус, в котором была создана, в частности, крупная электродинамическая модель для воспроизведения переходных процессов в ЛЭП и примыкающих энергосистемах (Л.Е. Машкиллейсон, Н.Н. Миролюбов). По проекту Н.П. Виноградова и его ученика К.П. Крюкова сооружается однопролетная опытная линия напряжением 500 кВ, на которой изучались механика опор и проводов, нагрев током проводов, проводились первые измерения потерь на корону. Исследование фарфоровых изоляторов и их характеристик вел К.С. Архангельский, внутренней изоляции – А.С. Зингерман.

Одной из серьезных задач, которая была успешно решена, явилась проблема устойчивости параллельной работы электростанций и ОЭС. Опираясь на основополагающие работы по анализу статической и динамической устойчивости А.А. Горева, П.С. Жданова, С.А. Лебедева и др., удалось найти ряд методов повышения устойчивости: регулирование турбин и возбуждения генераторов, быстродействие защит и выключателей, компенсация параметров линий и др. (В.А. Веников, М.П. Костенко, И.А. Глебов, И.А. Груздев, М.Л. Левинштейн, О.В. Щербачев, Д.И. Азарьев, С.А. Совалов, Л.А. Жуков и др.).

В результате исследований и разработок ВЭИ (Г.Р. Герценберг) было установлено, что перевод генераторов в зону «искусственной устойчивости» позволяет существенно повысить предел статической устойчивости. Для этого необходимо иметь электронные регуляторы возбуждения без зоны нечувствительности. Они были созданы в 1939 г. В послевоенные годы эти регуляторы были усовершенствованы за счет введения в закон регулирования производных от параметров режима, что позволило еще выше поднять предел статической устойчивости.

После Великой Отечественной войны исследования по ЛЭП СВН были развернуты под руководством института «Теплоэлектропроект» (и в выделившемся затем из него институте «Энергосетьпроект») во многих институтах страны (МЭИ, НИИПТ, ВЭИ, ВНИИЭ, ЭНИН, ЛПИ и др.). Наиболее ответственные технические решения принимались большой группой ученых и инженеров, среди которых были С.С. Рокотян (главный инженер института «Энергосетьпроект»), А.И. Колпакова, A.M. Федосеев, Н.Н. Соколов, Д.И. Азарьев, Г.А. Славин и др. Одновременно под руководством ВЭИ (Л.И. Сиротинский, Г.В. Буткевич, Е.М. Цейров и др.) в НИИ, КБ и на заводах электротехнической промышленности (ВЭИ, ВИТ, ЗТЗ, МЭЗ, «Электроаппарат», «Пролетарий», «Уралэлектроаппарат» и многих других) велись разработки силовых трансформаторов, шунтирующих реакторов, выключателей и другого оборудования на напряжение 400 кВ.

Помимо методов аналитического исследования большую роль сыграли методы физического моделирования [5.14]. В начале 50‑х годов в МЭИ (В.А. Веников, Т.Л. Золотарев) была создана физическая модель электропередачи Волжская ГЭС – Москва, на которой отрабатывались методики расчета переходных процессов и натурные образцы регуляторов и релейной защиты. В последующие годы физические модели были созданы в ряде исследовательских центров в нашей стране и за рубежом.

В ЛПИ на кафедрах ТВН и электрических систем и сетей под руководством А.А. Горева и в теснейшем контакте со специалистами «Теплоэлектропроекта» проводили исследования режимов дальних ЛЭП О.В. Щербачев, И.А. Груздев, М.Л. Левинштейн, К.П. Кадомская и др.

Усилия ученых, проектировщиков, конструкторов оборудования и монтажников завершились вводом в эксплуатацию в мае 1956 г. первой цепи ЛЭП 400 кВ от Куйбышева к Москве протяженностью 815 км. На этой ЛЭП был проведен большой комплекс пусконаладочных работ и исследований. Их результаты и накопленный за два первых года опыт эксплуатации ЛЭП, быстрое развитие экономики и электроэнергетики страны поставили в повестку дня повышение пропускной способности ЛЭП 400 кВ. Первым смелым экспериментом в этом направлении был перевод кольцевой линии 400 кВ (длиной 78 км) на рабочее напряжение 500 кВ за счет переключения трансформаторной группы по схеме 500/115/11 кВ. Целеустремленная работа ученых, эксплуатационников (В.А. Вершков) и проектировщиков, поддержанная руководством Министерства электростанций и Госплана СССР, позволила сделать заключение о том, что при сравнительно небольшом усовершенствовании основного высоковольтного оборудования на 400 кВ построенная и строящиеся ВЛ смогут работать при напряжении 500 кВ. Такое решение в 1957 г. было актуально для нашей страны с ее

огромной территорией и перспективой быстрого объединения динамично развивающихся энергосистем в Единую электроэнергетическую систему. Одна цепь ЛЭП от Волгограда до Москвы была перепроектирована на 500 кВ без замены проводов, линейной изоляции, опор и без увеличения габаритов подстанций 400 кВ. Она была введена в эксплуатацию 27 декабря 1959 г., а в сентябре 1961 г. вошла в строй действующих и вторая цепь 500 кВ той же передачи. Эти две ЛЭП 500 кВ стали первыми в мире передачами нового класса номинального напряжения.

Два технических обстоятельства способствовали успеху всего проекта. Это, во‑первых, правильный выбор расщепленных проводов (ЗхАС‑480/59,7) на двух первых двухцепных ВЛ от Волги до Москвы, что позволило сохранить ранее выбранные расщепленные провода на перепроектированных ВЛ 500 кВ при умеренном росте потерь на корону (В.И. Попков, Л.В. Егорова, Н.Н. Тиходеев, Н.П. Емельянов), во‑вторых, в 50‑е годы считалось, что линейная, внутренняя и внешняя изоляция трансформаторов и аппаратов определяется прежде всего внутренними перенапряжениями. Эта предпосылка привела к созданию новой системы защитных аппаратов для более глубокого, чем на ЛЭП 400 кВ, ограничения этих перенапряжений в сетях 500 кВ до уровня 2,5 наибольшего фазного напряжения с тем, чтобы абсолютные значения перенапряжений в сетях 400 и 500 кВ оказались практически одинаковыми (Ю.И. Лысков, Н.И. Соколов, В.П. Фотин, А.А. Акопян, В.П. Савельев, С.С. Шур и др.). Выбранная система защиты от внутренних перенапряжений включала в себя комбинированные разрядники РВМК‑500, шунтирующие реакторы и другое оборудование.

Кроме первых ЛЭП 500 кВ следующими электропередачами этого номинального напряжения стали: Бугульма – Златоуст, Златоуст – Челябинск, Куйбышев – Урал, Челябинск – Свердловск, Братск – Иркутск, Воткинск – Свердловск, Назарове – Абакан, Назарове – Анжерка, Троицкая ГРЭС – Челябинск, Заинская ГРЭС – Бугульма и др. К концу 1965 г. общая протяженность ЛЭП 500 кВ достигла 8,3 тыс. км, что позволило создать «костяк» ЕЭС. Это был огромный технический прогресс в отечественной и мировой технике передачи электрической энергии. В сентябре 1967 г. было образовано Центральное диспетчерское управление (ЦДУ) ЕЭС СССР. К 1991 г. протяженность ЛЭП 500 кВ увеличилась до 45 тыс. км, по этим линиям распределялось до 40% всей электрической энергии в ЕЭС. Над созданием ЛЭП 500 кВ по единому плану работали десятки проектных, научно‑исследовательских институтов, заводов, тысячи людей. Многие из них навсегда вошли в историю отечественной электроэнергетики и электротехники. За создание ЛЭП 500 кВ и комплекса электротехнического оборудования к ним две группы специалистов были удостоены Ленинских премий за 1962 г. в области науки и техники. В список лауреатов премии за создание ВЛ 500 кВ вошли (по алфавиту): Д.И. Азарьев, В.В. Бургсдорф, В.А. Вершков, Д.И. Очкасов, С.С. Рокотян, Л.И. Сиротинский, И.И. Филимончук и др. Много сделали для освоения ЛЭП 500 кВ: A.M. Некрасов, И.А. Сыромятников, А.И. Колпакова, К.П. Крюков, А.И. Курносов, С.А. Совалов и многие другие. За создание комплекса оборудования 500 кВ лауреатами Ленинской премии стали: А.А. Акопян, В.В. Афанасьев, И.Д. Воеводин, И.С. Калиниченко, С.И. Рабинович, В.Ю. Френкель, Б.В. Белков, Е.М. Цейров, В.Г. Бирюков, Г.В. Буткевич, А.В. Панов, А.В. Сапожников и Л.И. Федоров. Важно отметить, что весь комплекс уникального оборудования на напряжение 500 кВ был разработан и изготовлен отечественными НИИ, конструкторскими бюро и заводами.

В 1967 г. в нашей стране была введена в работу первая линия 750 кВ Конаковская ГРЭС – Москва. В 70‑х годах началось сооружение ряда электропередач этого класса напряжения. В том числе мощных магистральных связей, таких как Конаково – Ленинград, Донбасс – Винница – Альбертирша (Венгрия). На них также использовалось только отечественное оборудование.

В 1980 г. Государственная премия СССР за создание и внедрение электропередач СВН 750 кВ была присуждена группе специалистов, в том числе Н.Н. Тиходееву, В.П. Фотину, С.Д. Лизунову, В.К. Тарасову, Н.М. Чернышеву и др.

Практически одновременно линии этого класса напряжения (765 кВ) появились в США и Канаде.

В 70‑х годах в ряде стран развернулись работы по созданию оборудования для линий класса напряжения 1000 кВ. В середине 80‑х годов в нашей стране была введена первая и пока единственная в мире линия 1150 кВ Экибастуз – Челябинск.

Принципиальные достижения, обеспечившие создание ЛЭП СВН и УВН переменного тока следующие. Это, во‑первых, применение на ЛЭП устройств, компенсирующих зарядную мощность линии. Степень компенсации заряд‑

ной мощности растет с ростом номинального напряжения и находится обычно в диапазоне от 15 (у ЛЭП 380–550 кВ) до 100% (на ЛЭП 1150 кВ). Во‑вторых, применение шунтирующих реакторов, без которых не удалось бы создать экономичные ЛЭП 380–550 кВ и большего напряжения при длине линии 350–500 км, уменьшить сток зарядной мощности от линии в примыкающие энергосистемы. Применение шунтирующих реакторов существенно облегчило разрешение ключевой проблемы для ЛЭП СВН и УВН – глубокого ограничения коммутационных и резонансных перенапряжений. При соответствующем размещении групп реакторов по концам линии передачи и рациональном значении компенсации зарядной мощности удается снизить вынужденную составляющую перенапряжений (т.е. установившееся после затухания переходного процесса напряжение 50 Гц на конце односторонне питаемой линии) в плановых и после‑аварийных коммутациях до значений, мало отличающихся, от единицы (в передачах 1150 кВ до 1,1–1,2).

Как свидетельствует отечественный, канадский и американский опыт эксплуатации электрических сетей 750 кВ, доля однофазных коротких замыканий (КЗ) в общем их числе составляет не менее 99%. В таких условиях целесообразно применять в качестве главного противоаварийного устройства однофазное АПВ, переход к которому является радикальной мерой сохранения динамической устойчивости примыкающих к передачам 750 и 1150 кВ энергосистем. Главная трудность, стоящая на пути широкого применения однофазного АПВ в сетях 750 и 1150 кВ – обеспечение условий для самопогасания дуги подпитки, возникающей на поврежденной фазе линии после ее отключения с двух сторон. Проведенные в СССР (Б.Т. Шперлинг, Н.Н. Беляков, ГА. Славин и др.), а также в Швеции и США, исследования привели к важному практическому выводу: использование на хорошо транспонированной линии специально подобранных по параметрам и спроектированных компенсирующих реакторов, включенных между нейтралью каждой группы шунтирующих реакторов и землей, на порядок снижает ток подпитки дуги в точке КЗ. Заземление нейтрали через компенсирующий реактор со специально подобранным сопротивлением расстраивает резонанс на частоте 50 Гц, что снижает кратность коммутационных перенапряжений и резко уменьшает восстанавливающееся напряжение на поврежденной фазе, при этом сам переходный процесс теряет характер биений.

Комплекс современных мер, обеспечивающих глубокое снижение коммутационных перенапряжений в ЛЭП 1150 кВ, включает в себя: шунтирующие реакторы, обеспечивающие компенсацию зарядной мощности линии; компенсирующие реакторы, включенные между нейтралью каждой группы основных реакторов и землей и облегчающие самопогасание тока подпитки КЗ емкостными токами от неповрежденных фаз; оснащение выключателей предвключаемыми шунтирующими резисторами, вводимыми в цикле включения (Ю.И. Лысков, С.С. Шур, В.П. Фотин, М.Л. Левинштейн, К.П. Кадомская и др.).

При переходе к ЛЭП СВН и УВН на первый план выдвинулись многие проблемы, связанные с изоляцией воздушных линий, подстанций и оборудования. Прогресс в понимании переходных процессов, возможностей вмешательства в них с целью подавления наиболее опасных и, наконец, создание ограничителей перенапряжений с резисторами на базе оксида цинка обеспечили в настоящее время столь существенное ограничение перенапряжений в сетях СВН и УВН, что внешняя и особенно внутренняя изоляция оборудования, подстанций и линий выбирается не по перенапряжениям, а по рабочему напряжению (Н.Н. Тиходеев).

В третьих, существенное ограничение перенапряжений с ростом номинального напряжения в диапазоне 750–1150 кВ позволило обеспечить приблизительную пропорциональность между расчетной кратностью коммутационных перенапряжений (Ю.И. Лысков, Г.Н. Александров, В.Л. Иванов, А.А. Филиппов, Ю.М. Гутман и др.) и размерами основных воздушных промежутков на линии и подстанции, а также внешней изоляцией оборудования, несмотря на сильное снижение удельных разрядных напряжений для очень длинных воздушных промежутков при коммутационных перенапряжениях с фронтом 2 мс.

В четвертых, принципиально новые перспективы появились для создания современного оборудования ВН, СВН и УВН для комплектных и гибридных подстанций в связи с широким использованием в 60‑х годах элегаза в качестве изолирующей среды, хотя высокая электрическая прочность и другие отличительные свойства, а также технология его промышленного получения были изучены еще накануне второй мировой войны и сразу после нее (Б.М. Гохберг). Применение элегаза позволило в несколько раз уменьшить размеры подстанций, вытеснить горючие жидкие диэлектрики во многих аппаратах, радикально уменьшить их основные габариты и использовать элегаз в качестве отличной дугогасящей среды.

В пятых, принципиально важным техническим решением для усовершенствования воздушных линий электропередачи СВН и УВН стала идея расщепления проводов. Классические эксперименты Ф. Пика с короной на проводах, выполненные еще в начале века в США, показали, что на ЛЭП с напряжением вплоть до 300 кВ могут использоваться одиночные провода, но для создания воздушных линий 500 кВ требуется провод диаметром 6–7 см, 750 кВ – 10–12 см. Такой рост диаметра обусловливает трудно разрешимое противоречие, связанное с поперечным сечением провода, выбранного по короне и оптимальной плотности тока в нем. Кроме того, из‑за большого погонного индуктивного сопротивления линии с такими проводами трудно обеспечить высокую пропускную способность передачи электроэнергии на дальние расстояния. Поэтому при создании ЛЭП СВН и УВН широко использовались расщепленные провода, идея применения которых была выдвинута В.Ф. Миткевичем в 1910 г. в России и Ван‑Антверпеном в США. На линиях 380–420 кВ появились провода с двумя, тремя и четырьмя составляющими, на линиях 500–550 кВ – с тремя и четырьмя, на линиях 735–800 кВ – с четырьмя и пятью, на линиях УВН – с восемью составляющими. Расщепление провода позволило легко сбалансировать требования к нему, диктуемые оптимальной плотностью тока и короной на проводах (радио‑ и акустическими помехами, потерями на корону). Это обеспечило также значительное улучшение электрических параметров воздушной линии.

5.3.3. ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ПОСТОЯННОГО ТОКА

Электропередачи и вставки постоянного тока обладают рядом экономически выгодных преимуществ по сравнению с передачами переменного тока. Так как на нормальный режим работы линии постоянного тока не оказывают влияния ее реактивные параметры, то при реальных соотношениях между активными и реактивными сопротивлениями линии электропередачи падение напряжения на ней во много раз меньше, чем на линии переменного тока. А это, в свою очередь, создает предпосылки для радикального увеличения радиуса действия линий постоянного тока по сравнению с линиями электропередачи переменного тока; при этом при любой длине не возникает ограничений передаваемой мощности по условиям устойчивости параллельной работы. Воздушные линии постоянного тока, как правило, существенно дешевле линий переменного тока. Существенны выгоды постоянного тока для кабельных линий, поскольку условия работы изоляции кабелей при постоянном напряжении несравненно легче, чем при переменном. Благодаря этому при одной и той же толщине изоляции пропускная способность кабеля, работающего при постоянном напряжении, в 2–4 раза выше чем у того же кабеля, но работающего при переменном напряжении, за счет более высокого номинального напряжения. При сооружении линии электропередачи постоянного тока между двумя несвязанными энергосистемами последние могут работать несинхронно как с разными частотами (50 и 60 Гц), так и с одинаковой частотой, но с различными требованиями к точности ее поддержания. Целый ряд преимуществ может быть получен за счет способности вентильных преобразователей выполнять функции быстродействующего выключателя и очень совершенного регулятора передаваемой мощности. Здесь следует отметить, что при связи двух энергосистем на постоянном токе аварийные режимы в одной из энергосистем не отражаются на работе другой энергосистемы столь непосредственно, как это происходит при связи на переменном токе; кроме того, исключается подпитка места КЗ в одной энергосистеме со стороны другой. Поэтому объединение энергосистем или ввод дополнительной мощности в энергосистему через электропередачу постоянного тока не приводит к увеличению токов КЗ и не требует соответствующей замены всего оборудования и, прежде всего, выключателей. Благодаря практически безынерционному регулированию преобразователей межсистемная связь по линиям электропередачи постоянного тока может осуществляться по строго заданной программе, например с целью поддержания частоты, баланса активной мощности, демпфирования низкочастотных колебаний и т.д.

Исследования преобразователей для электропередач постоянного тока начались в нашей стране в 1947 г. в организованной тогда в ЭНИН лаборатории передач постоянного тока, возглавлявшейся проф. К.А. Кругом, и в образованном в том же году НИИ постоянного тока (НИИПТ). Одновременно аналогичные работы начали проводиться в ВЭИ. В дальнейшем к работам по постоянному току подключился «Энергосетьпроект».

Большая работа по изучению режимов работы и проектированию первых передач постоянного тока проведена в НИИПТ его сотрудниками: А.В. Поссе, В.И. Емельяновым, М.Г. Шехтманом, А.В. Пинцовым, К.А. Герциком, Л.Л. Балыбердиным, Ю.С. Крайчиком и др. В НИИПТ также проведена разработка алгоритмов систем управления передачами постоянного тока, исследованы перенапряжения в передачах постоянного тока, выполнено физическое моделирование передач постоянного тока.

Усилиями сотрудников НИИПТ, Московского отделения НИИПТ и ВЭИ была введена в эксплуатацию в 1950 г. первая в мире кабельная электропередача постоянного тока напряжением 200 кВ и мощностью 30 МВт Кашира – Москва длиной 120 км, которая явилась школой для разработки других электропередач постоянного тока.

ВЭИ являлся разработчиком всего высоковольтного преобразовательного оборудования для передачи постоянного тока Волгоград – Донбасс. Большая работа была проведена сотрудниками ВЭИ по разработке, серийному изготовлению, испытаниям и эксплуатации главного аппарата этой электропередачи – откачного экситрона – высоковольтного ртутного вентиля типа ВР‑9. Его разработке предшествовали обширные исследования физических процессов газового разряда при низком давлении, проводившиеся под руководством Б.Н. Клярфельда, В.Л. Грановского, И.Н. Кесаева и др. Разработкой вентиля ВР‑9 руководил главный конструктор Ф.И. Бутаев, разработку испытательных установок осуществлял Н.С. Климов, разработку технологии производства и кондиционирования вентилей проводили А.А. Перцев, Н.П. Степанов, А.Е. Шварц и др.

Коллективом отдела автоматического регулирования ВЭИ (Е.К. Булахов, В.Д. Ковалев, А.К. Мазуренко, М.В. Ольшванг, А.И. Ступель, Г.М. Цфасман и др.) были разработаны системы автоматического регулирования и защиты электропередач и вставки постоянного тока, а также статических компенсаторов.

Большая роль в проектировании передач постоянного тока Волгоград – Донбасс и Экибастуз – Центр, вставки постоянного тока СССР – Финляндия в Выборге принадлежит институту «Энергосетьпроект» и его главному инженеру С.С. Рокотяну. Институт «Энергосетьпроект» выступал как головной институт по проектированию электропередач постоянного тока и объединял усилия остальных организаций.

Сотрудники ВЭИ участвовали в испытаниях оборудования как на заводах‑изготовителях, так и на мощном испытательном стенде в г. Тольятти, спроектированном и сооруженном коллективом ВЭИ. Большую роль в этой работе играли сотрудники ВЭИ А.Г. Викулин, В.П. Кулаков. Кроме того, сотрудники ВЭИ участвовали в шеф‑монтаже, наладке и опытной эксплуатации оборудования на электропередачах и вставке постоянного тока.

Приведем основные параметры электропередач постоянного тока и вставки, спроектированных и построенных российскими специалистами.

Электропередача постоянного тока Волгоград – Донбасс была введена в эксплуатацию в 1962 г. и в течение ряда лет была крупнейшей передачей постоянного тока в мире.

Передача выполнена по схеме два полюса – земля и связывает шины 220 кВ энергосистем «Волгоградэнерго» (Волжская подстанция) и «Донбассэнерго» (Михайловская подстанция) через двухполюсную воздушную линию передачи постоянного тока с проводами 2хАСО‑600 в полюсе. Параметры передачи: напряжение ± 400 кВ, мощность 720 МВт, выпрямленный ток 900 А, длина линии 473 км.

На каждой преобразовательной подстанции включены последовательно восемь шестифазных преобразовательных мостов, каждый из которых состоит из 14 высоковольтных ртутных вентилей типа ВР‑9. Вентили включены последовательно по два в каждое плечо моста. Кроме того, имеются два шунтирующих вентиля.

Для получения 12‑фазного режима преобразования каждые два моста питаются от группы из трех однофазных трансформаторов мощностью 3x90 MB∙А, имеющих каждый шесть обмоток: две сетевые (220 кВ), две третичные (13,8 кВ) и две вентильные (89 кВ)[5]. Сетевые и третичные обмотки включены параллельно, вентильные включены: одна в треугольник, другая в звезду и работают каждая на свой мост. В нейтраль сетевой обмотки трансформатора включен регулировочный трансформатор, позволяющий изменять коэффициент трансформации в пределах 15%. Волжская преобразовательная подстанция совмещена с Волжской ГЭС, и зал вентилей находится в теле плотины ГЭС, рядом с машинным залом. Преобразовательный блок Волжской подстанции состоит из двух генераторов, группы однофазных трансформаторов и двух шестифазных вентильных мостов. Фильтры высших гармоник на подстанции не предусмотрены.

На Михайловской подстанции вентили размещены в вентильном зале. Компенсация реактивной мощности и высших гармоник осуществляется фильтрами (5, 7, 11‑й гармоник), включенными на шины 220 кВ. Передача работает в реверсивном режиме и обеспечивает обмен мощностью между двумя самобалансирующимися энергосистемами Средней Волги и Юга. Возможна работа одной полуцепью с возвратом тока через землю.

Электропередача постоянного тока Экибастуз – Центр. Предполагалось, что крупнейшая в мире электропередача мощностью 6000 МВт, напряжением ± 750 кВ по схеме два полюса – земля и протяженностью более 2400 км свяжет восточные районы страны с европейской частью России. Ввод в эксплуатацию ее планировалось осуществить в 1992–1995 гг.

В состав электропередачи Экибастуз – Центр входили биполярная воздушная линия с проводами 5хАСО‑1200 в полюсе и две концевые преобразовательные подстанции: одна в районе Экибастузских ГРЭС, другая в узле нагрузок Объединенной энергосистемы Центра в районе г. Тамбова.

Главное назначение электропередачи – транспорт энергии Экибастузских ГРЭС в энергосистему Центра. Предусмотрен реверс потока мощности. На зажимах отправной подстанции в Экибастузе в полюсе ВЛ обеспечивался рабочий ток 4000 А и напряжение 750 кВ по отношению к земле. Средняя точка преобразователей обеих подстанций глухо заземлялась на выносное рабочее заземление.

Важнейшая особенность главной схемы электропередачи – параллельное соединение ветвей преобразователей: каждая ветвь, состоящая из двух каскадно включенных шестифазных мостов (по 750 МВт, 375 кВ и 2000 А), соединенных каждый со своим трансформатором, представляет собой единичный агрегат, все оборудование которого включается или отключается одновременно.

Основной агрегат подстанции – двухмостовой преобразователь, оснащенный высоковольтными тиристорными вентилями (ВТВ) (Р.А. Лытаев и др., ВЭИ), устройствами демпфирования, высокочастотными реакторами, разрядниками. Вентиль ВТВ имеет модульную конструкцию, световую систему управления, водяное охлаждение. Он содержит 128 модулей, в каждом модуле включено последовательно четыре тиристора таблеточного типа, имеющих двустороннее охлаждение деионизованной водой. Световые импульсы управления поступают к тиристорам по световодам.

После распада Советского Союза сооружение электропередачи Экибастуз – Центр было прекращено.

Вставка постоянного тока Россия – Финляндия в г. Выборге введена в эксплуатацию в 1981 г. Через эту вставку из России в Финляндию передается энергия 4 ТВТ∙ч в год, что составляет 10% от выработки электроэнергии в Финляндии. Вставка представляет собой преобразовательную подстанцию в г. Выборге, которая присоединена с нашей стороны через двухцепную линию переменного тока 330 кВ к системе Ленэнерго (подстанция Восточная) и с финской стороны через двухцепную линию переменного тока 400 кВ к системе Иматран Войма (подстанция Юлликкяля), которая входит в энергообъединение скандинавских стран Nordel. С сооружением вставки постоянного тока Россия – Финляндия ЕЭС России оказалась соединенной с энергосистемами стран Западной Европы.

Главная схема Выборгской преобразовательной подстанции состоит из трех одинаковых 12‑фазных комплектных высоковольтных преобразовательных устройств, каждое из которых состоит из четырех мостов на 2100 А, 170 кВ, 355 МВт. В преобразовательных мостах в настоящее время используются тиристоры типа Т173–125 с диаметром шайбы 80 мм. В плече вентиля ВТВ включены 64 тиристора последовательно. В одном модуле четыре тиристора. Мощность одного тиристора 470 кВт.

Преобразовательные мосты питаются от однофазных четырехобмоточных трансформаторов, вентильные обмотки которых соединены в звезду и треугольник, а обмотка НН 35 кВ служит для подсоединения фильтров высших гармоник.

Гибкие электропередачи переменного тока. Гибкими называют электропередачи, содержащие управляемые устройства силовой электроники. В энергосистемах уже давно применяются электронные устройства автоматического управления, защиты и противоаварийной автоматики энергосистем. Однако современные электронные устройства управления энергосистемой вступают в противоречие с механическими и инерционными объектами управления. Поэтому давно родилась мысль ввести силовые электронные устройства в энергосистему. В этом случае электронные устройства будут управлять быстродействующими электронными силовыми объектами, и противоречие, упомянутое выше, исчезнет.

Идея использования преобразовательной техники для регулирования реактивной мощности принадлежит проф. МЭИ В.А. Веникову, который высказал ее 40 лет назад. В результате развития этой идеи были разработаны схемы статических компенсаторов прямой и косвенной компенсации (СТК), в которых реактивная мощность изменялась за счет изменения тока, проходящего через реактивный элемент, регулируемый с помощью тиристоров.

К первому поколению гибких электропередач можно отнести электропередачи и вставки постоянного тока, которые являются регулируемыми элементами энергосистемы, позволяют демпфировать качания мощности и повышают устойчивость параллельных электропередач переменного тока.

В 1984 г. вице‑президент американского НИИэлектроэнергетики (ЭПРИ) г‑н Хингорани высказал мысль, являющуюся развитием предложения проф. В.А. Веникова: использовать современную высоковольтную преобразовательную технику для электропередач переменного тока с целью коренного улучшения их характеристик так, чтобы вместо воздействия на электромеханические процессы в синхронных машинах воздействовать на электронные устройства, включенные непосредственно в линию передачи. Это предложение послужило основой развития техники гибких электропередач.

Исследования показали, что с помощью электронных устройств гибких электропередач можно решить следующие задачи:

1) увеличить пропускную способность линий;

2) обеспечить принудительное распределение мощности по замкнутой сети в соответствии с требованиями диспетчера;

3) повысить устойчивость электропередач за счет плавного продольного и поперечного регулирования реактивной мощности и реактивного сопротивления линии.

Проф. О.А. Маевским (1978 г.) показано, что, используя запираемые тиристоры вместо СТК, можно получить новое качество преобразовательных схем: способность не только потреблять, но и выдавать реактивную мощность в сеть.

5.3.4. РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ

Назначение этих сетей – распределение электрической энергии, получаемой от источников питания (электрических станций и понижающих напряжение подстанций), по территории электроснабжаемого района и непосредственная ее подача к приемникам и потребителям. В современной электроэнергетике такую роль выполняют разветвленные электрические сети большого диапазона номинальных напряжений: сети до 1000 В – в пределах кварталов городов или некрупных поселков, цехов промышленных предприятий, производственных объектов сельского хозяйства, жилых и общественных зданий и т.п.; сети 6 и 10 кВ – в пределах микрорайонов городов, крупных поселков, промышленных предприятий, сельскохозяйственных районов, узлов железнодорожного транспорта; сети 35 и 110 кВ – на расстояния от единиц до нескольких десятков километров.

Характерными качествами распределительных электрических сетей (РЭС) является их массовость (в СССР – более 4 млн. км). На РЭС расходуется более 50% проводниковых материалов, используемых для передачи и распределения электроэнергии в энергосистемах; в них происходит более 50% суммарных потерь электроэнергии.

Развитие РЭС характеризуется ускоряющимся повышением их количественных показателей: протяженностью линий, численностью подстанций, схемными и структурными решениями, ростом требований к надежности электроснабжения и качеству электроэнергии у ее потребителей. Динамика характеристик РЭС определяется быстрым ростом численности городского населения, количества городов, поселков, промышленных предприятий, электрификацией транспорта и сельскохозяйственного производства – в конечном счете ростом электрических нагрузок всех элементов электросетей и потребления электроэнергии. Яркой иллюстрацией является развитие РЭС Москвы, где их протяженность в конце XIX в. была около 60 км, в 1913 г. – 1400, в 70‑х годах – более 20 тыс. и в настоящее время – более 42 тыс. км; в этой сети в 90‑х годах работает более 12 тыс. двухтрансформаторных подстанций напряжением 6 и 10 кВ (ТП) и 2 тыс. распределительных пунктов этих же напряжений.

Протяженность единичных линий на начальной стадии образования РЭС городов (сети постоянного тока 110 – 127 В) составляла десятки и сотни метров. Линии 6 кВ в начале XX в. и до 20‑х годов имели длину по 3–4 км, но в последующий период удлинились в городах до 6–8, а в сельских местностях до 10–20 км. С развитием электрических нагрузок прослеживается тенденция снижения протяженности единичных линий 380 В до 100–200 м в крупных городах и на промышленных предприятиях, линий 6 и 10 кВ до 1,5–3 км.

До 30‑х годов РЭС низшего напряжения выполнялись при номинальных напряжениях 127 и 220/127 В. Следующей ступенью стало напряжение 6 кВ, при котором хорошие экономические показатели реализовались для электростанций мощностью до 50 МВт, при электроснабжении промышленности с наиболее крупными двигателями мощностью до 1 МВт, а также при передаче и распределении электроэнергии в городах и сельских районах. Последующее углубление электрификации промышленности, коммунально‑бытового и сельского хозяйства обусловило необходимость замены напряжений 220/127 В на 380/220 В, напряжения 6 кВ на 10 кВ, а также применения в некоторых отраслях промышленности (при двигателях 150–800 кВт) напряжений 660/380 Вив отдельных случаях – 1150/660 В. В ряде РЭС (в первую очередь, городских и промышленных) пришлось осуществить перевод действующих электросетей напряжением 220/127 В на работу при напряжении 380/220 В и 6 кВ на работу при 10 кВ (В.А. Козлов, В.Д. Лордкипанидзе и др.) без замены основной части кабельных и воздушных линий при минимальной реконструкции распределительных устройств, но с соответствующей заменой трансформаторов.

Развитие РЭС связано с выполнением сетей по различным схемным принципам. Здесь различается применение трех основных типов схем:

1. Разомкнутые разветвленные сети без взаимного резервирования линий и подстанций. Такие схемы пригодны для электроснабжения потребителей, допускающих аварийные перерывы питания длительностью до 1 сут. Данный тип схем был характерен для начальных стадий развития РЭС, но применяется и в настоящее время для питания некрупных помещений и хозяйств в сельской местности и при малоэтажной застройке периферийных районов малых городов, допускающих указанные перерывы электроснабжения (И.А. Будзко, М.С. Левин, В.А. Козлов, В.В. Зорин и др.).

2. Петлевые (или кольцевые) сети с взаимным резервированием линий при однотрансформаторных подстанциях (6)10/0,38 кВ. Резервирование линий делает возможным сократить аварийные перерывы электроснабжения до 1–3 ч; при аварийных повреждениях трансформаторов (это наиболее редкие аварии в РЭС) электроснабжение части потребителей восстанавливается по резервирующим линиям низшего напряжения, а замена поврежденного трансформатора в большинстве случаев может быть осуществлена в течение одной рабочей смены. Этот тип схемы применяется достаточно давно и является наиболее распространенным в электроснабжении жилых районов городов России и ряда европейских стран, сельскохозяйственных производств и крупных населенных пунктов, а также на промышленных предприятиях, если технологические процессы цехов допускают кратковременные перерывы питания (И.С. Бессмертный, В.А. Козлов, Ю.Л. Мукосеев, В.Д. Лордкипанидзе и др.).

3. Разветвленные радиально‑магистральные электросети с взаимным автоматизированным резервированием линий и трансформаторов подстанций. При этом типе схем применяются, как правило, кабельные двухцепные линии и двухтрансформаторные понижающие подстанции; при повреждении любого элемента сети напряжением 6–10 кВ потребители испытывают перерывы подачи напряжения только на время отключения повреждения и включения резервного электрооборудования (0,1–2 с); такие сети пригодны для питания наиболее ответственных потребителей (по условиям надежности электроснабжения). Их применение получило распространение в современных условиях при появлении значительной группы промышленных потребителей, многоэтажных жилых и общественных зданий в городах, а также сельскохозяйственных производств, не допускающих перерывов электроснабжения (Ю.Л. Мукосеев, Г.В. Сербиновский, Г.С. Короткое и др.).

С 1940–1950 гг. в системах электроснабжения крупных городов и промышленных предприятий применяются глубокие вводы высокого напряжения – питающие ЛЭП и подстанции напряжением 110 и 220 кВ, подающие мощность до 150 МВт непосредственно в центры зоны крупных нагрузок; аналогичное техническое решение при напряжениях 35 и 110 кВ применяется в сельскохозяйственных районах (Г.В. Сербиновский, В.А. Козлов, А.А. Глазунов, Ю.Л. Мукосеев, И.А. Будзко и др.).

По техническому назначению в структурах схем РЭС следует указать на два основных типа решения задачи передачи и распределения электроэнергии:

1. От источников питания (электростанция, понижающие подстанции 110 и 220 кВ) непосредственно отходят линии распределительных сетей, к которым присоединены потребители электроэнергии. При этом требуется достаточно большое количество присоединений распределительных линий на источниках питания, что увеличивает соответствующие распределительные устройства питающих узлов и обусловливает большую протяженность распределительных линий.

2. К источникам питания присоединяется ограниченное число крупных (по сечениям проводов и кабелей) питающих линий, которые

оканчиваются в распределительных пунктах напряжением 6 и 10 кВ или на распределительных щитах напряжением до 1000 В, к которым присоединяется необходимое количество распределительных линий. В распределительных пунктах и на щитах такого же назначения отсутствует трансформация напряжения и осуществляется только разделение потоков электроэнергии. Экономический смысл такого двухзвенного построения РЭС заключается в снижении количества коммутационного электрооборудования в распределительных устройствах источников питания, а также в уменьшении протяженности линий на участках между источником питания и районом концентрированного расположения потребителей. В РЭС напряжением 6 и 10 кВ длины питающих линий могут составлять 2–5 км, в электросетях напряжением 380/220 В – десятки метров.

В РЭС применяются как воздушные, так и кабельные линии. С начального периода развития РЭС и до настоящего времени в сельской местности применяются воздушные линии, что определяется их значительно меньшей стоимостью по сравнению с кабельными и прохождением трасс по малонаселенной местности. В современных условиях все шире в РЭС 380 В и 10 кВ, в том числе и в районах городов используются изолированные провода, получившие за рубежом массовое применение.

В городах и в промышленности РЭС выполняются кабелями, прокладываемыми в грунте или в специальных каналах, блоках и туннелях. В последнее десятилетие за рубежом прокладываются только относительно дешевые кабели с синтетической изоляцией, что повышает надежность электроснабжения. Такие кабели находят применение и в сельской местности. Здесь широко используется открытая установка трансформаторов (на повышенных фундаментах) и электрооборудования 6 (10) кВ в сочетании с закрытым шкафом распределительного щита 380/220 В. Для создания необходимой безопасности ТП окружается металлическим сетчатым ограждением.

На территориях городов большинства стран первоначальным типом ТП РЭС были отдельно‑стоящие строения, внутри которых размещалось электрооборудование, включая трансформаторы. С архитектурно‑градостроительных позиций в настоящее время такие решения подвергаются критической переоценке. Им на смену пришли малогабаритные ТП, изготовляемые с применением современной синтетической и элегазовой изоляции, что в 2–3 раза снижает габариты подстанций, а также ТП, встроенных в подземные или первые этажи жилых и общественных зданий. При этом применяются специальные конструктивные решения, обеспечивающие пожаробезопасность и поглощение шумов (Л.Ф. Плетнев, В.А. Козлов, В.Д. Лордкипанидзе и др.). В США и других развитых странах при электроснабжении центров крупных городов применяются погруженные в грунт герметические конструкции ТП с некрупными трансформаторами (25–50 кВ∙А); распределительный щит 380/220 В в таких случаях выносится в ближайшее здание. В промышленном электроснабжении ТП в виде отдельных зданий заменяются индустриально изготавливаемыми комплектными ТП, устанавливаемыми непосредственно в цехах предприятий (КТП) (Ю.Л. Мукосеев, А.А. Федоров и др.).

Отметим основные направления и создателей научно‑методических основ прогрессивного развития РЭС в СССР и России. К ним, в первую очередь, относится создание методик расчетов РЭС на основе технических ограничений и требований, обеспечивающих надежное питание потребителей электроэнергии (А.А. Глазунов – 1925–1940 гг., В.Г. Холмский – 1940–1960 гг., Н.А. Мельников, Л.А. Жуков – 1950–1970 гг. и др.). С 30‑х годов начинают развиваться методики оптимизации структур, схем, параметров линий и подстанций и режимов РЭС на основе усложняющихся технико‑экономических критериев и с применением методов математической оптимизации. Здесь последовательно должны быть отмечены работы по общей теории формирования РЭС: В.М. Хрущева (Харьков), А.А. Глазунова (1935–1960 гг., Москва), В.Г. Холмского (1940–1960 гг., Киев) и др.; по промышленным РЭС: Г.М. Каялова (Новочеркасск), С.Д. Волобринского (Ленинград), А.А. Федорова (Москва), Л.М. Зельцбурга и Г.Я. Вагина (Горький) и др.; по городским РЭС: В.А. Козлова (Ленинград), В.В. Зорина (Киев), В.Д. Лордкипанидзе и А.А. Глазунова (Москва) и др.; по РЭС сельскохозяйственного назначения: И.А. Будзко, Л.М. Левина, Т.Б. Лещинской (Москва) и др.; по вопросам надежности электрических сетей: Ю.Б. Гука (Ленинград), Ю.А. Фокина (Москва) и др.; по оптимизации режимов и качеству напряжения: Л.А. Солдаткиной, Ю.С. Железко (Москва), И.В. Жежеленко (Мариуполь) и др.

5.3.5. ПОТЕРИ И КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Один из важных показателей, характеризующих экономичность передачи электроэнергии по электросетям, – уровень потерь электроэнергии.

В период 1970–1990 гг. уровень потерь в сетях Минэнерго СССР составлял 9,0–9,4% от отпуска электроэнергии в сети. В 1990 г. это соответствовало потерям энергии в абсолютных единицах более 150 млрд. кВт∙ч. Для сравнения можно привести объем полезного потребления энергии наиболее энергоемкой отраслью – черной металлургией, который в том же периоде составлял 147 млрд. кВт∙ч.

Из общих потерь электроэнергии 80–85% приходится на сети напряжением 220, 110, 35 и 6 – 10 кВ.

Мероприятия по снижению потерь включают экономические расчеты режимов сетей всех классов напряжения, определение структуры потерь, выявление причин и конкретных точек, где потери особенно велики, и выбор наиболее эффективных решений. Слабая методическая проработка этих вопросов и невысокий уровень вычислительной техники начала 70‑х годов ограничивали возможности детального анализа потерь, особенно в сетях низших классов напряжения. В середине 70‑х годов исследования уже привели к выводу о том, что для отечественных условий наиболее эффективны компенсирующие устройства в сетях потребителей электроэнергии, разгружающие сети всех классов напряжения от излишних потоков реактивной мощности (Ю.С. Железко, Ф.Ф. Карпов, А.А. Тайц).

Однако оснащенность отечественных сетей средствами компенсации реактивной мощности составляла менее 0,25 квар на 1 кВт максимальной нагрузки, в то время как для зарубежных энергосистем этот показатель составлял 0,6–0,8 квар/кВт.

В 1975 г. были введены нормативные документы, предусматривавшие в договорах на пользование электроэнергией индивидуальные требования по компенсации реактивной мощности (КРМ) каждому потребителю и скидки (надбавки) к тарифам на электроэнергию, стимулирующие выполнение этих требований. Требования по КРМ рассчитывались по специальной методике, учитывающей потери электроэнергии, обусловленные передачей реактивной мощности конкретному потребителю, и затраты на КУ, снижающие ее потоки по сетям (Ю.С. Железко).

Методическое и программное обеспечение таких расчетов постоянно совершенствовалось, и к 1992 г. уже 30 энергосистем перешли с более простого нормативного метода расчета на оптимизационный, предусматривающий выполнение расчета одновременно для всех потребителей, присоединенных к общей сети, с учетом взаимного влияния их реактивных нагрузок на уровень потерь. Подход к решению этих вопросов остается таким же и в настоящее время, хотя методики и программное обеспечение совершенствуются.

К середине 80‑х годов к допросам расчета и анализа потерь стали подходить более тщательно. Возникла необходимость в систематизации разработанных программных средств, а также в унификации перечня возможных мероприятий по снижению потерь. Были введены новые нормативные документы, устанавливающие методы расчета и анализа потерь, типовой перечень мероприятий и методы их выбора. Современные программные средства позволяют выполнять подробный анализ потерь в сетях всех напряжений с разделением их на структурные составляющие (технические и коммерческие потери, нагрузочные, холостого хода, в различных группах элементов, с разделением по выделенным регионам и т.п.) с одновременным выявлением «очагов» потерь и выбором мероприятий по их снижению.

В последние 10–15 лет в связи с широким распространением электронной техники, чувствительной к помехам в сети питания, с одной стороны, и развитием и ростом мощностей технологического оборудования, вносящего помехи в сеть, в связи с реализуемыми электротехнологическими процессами (дуговые сталеплавильные печи, преобразовательные устройства, мощные сварочные аппараты и т.п.), с другой стороны, возросло внимание к проблеме качества электрической энергии (Л.А. Солдаткина, Н.А. Мельников, Ю.С. Железко, И.В. Жежеленко, Г.Я. Вагин и др.).

Стандарт, устанавливающий перечень показателей качества и нормы, впервые был введен в нашей стране в 1967 г. (ГОСТ 13109–67). В первые годы он использовался в основном проектными организациями. В 1984 г. были введены тарифные санкции за нарушение норм стандарта (скидки и надбавки к тарифам за качество электроэнергии), которые предъявляются к потребителям, вносящим искажения в сеть (надбавки к тарифам) и при расчетах с потребителями, вынужденными потреблять некачественную электроэнергию (скидки с тарифа). В то же время житомирским заводом «Электроизмеритель» были выпущены первые в стране приборы контроля качества электроэнергии, прошедшие аттестацию и включенные в государственный реестр.

В дальнейшем стандарт был модифицирован и в значительной степени приведен в соответствие с международными требованиями. В 1987 г. была введена в действие следующая его редакция (ГОСТ 13109–87), а в 1991 г. – действующая в настоящее время (Ю.С. Железко, И.В. Жежеленко).

В начале 90‑х годов разработаны дополнительные документы, определяющие правила присоединения потребителя к сети по условиям влияния на качество электроэнергии, и новая редакция тарифных санкций.