Противоречия в энергетике

Каждому из нас не раз приходилось сталкиваться с противоречиями, как в обычной жизни, так и в профессиональной деятельности. Иногда они нас напрямую не касаются, и мы стараемся не замечать их, но иногда на кону стоит правильность принятия решений или даже жизнь, и мы не можем обойти их стороной.

В энергетике, как и в любой сфере нашей жизни, есть много нелогичных вещей, безобидных противоречий и даже опасных для жизни правил, от которых давно пора избавиться, но этого, увы, не происходит. В этой статье постараемся осветить некоторые проблемы, с чем приходится сталкиваться по роду своей деятельности. Расположим их по порядку, от наиболее актуальной — к наименее важной (по нашему мнению), и дадим им краткие пояснения.

ВОТ НАШ РЕЙТИНГ ПРОТИВОРЕЧИЙ:

1. Применение кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена в сетях среднего напряжения с изолированной нейтралью.

Под цифрами 3, 4, 5, 9, 11 на рисунке значится материал полиэтилен. Сами по себе, кабели из этого материала не представляют никакой угрозы и применяются повсеместно во многих странах мира, но только режим работы сети за рубежом иной. Оптимальным режимом работы данного типа кабеля (в сетях 6-35 кВ) может быть режим заземления сети через резистор, где предполагается отключение однофазных замыканий на землю, но никак не режим длительной работы оборудования при замыкании. Изоляция кабеля не способна к самовосстановлению, в отличие от бумажно-масляной, отсюда и противоречие.

Может быть, пора перенять зарубежный опыт?

2. Испытания силовых трансформаторов.

Согласно документу [1] есть несколько способов определения стойкости трансформаторов к ударным токам КЗ при производстве. В частности, все трансформаторы мощностью до 40 МВА должны проходить испытания или сравниваться с прошедшим испытание прототипом. Но производители не следуют этим правилам, так как для этого не созданы соответствующие условия в стране.

В России, как известно, правила создаются, чтобы их нарушать.

3. Расчёт молниезащиты подстанции (ПС).

В настоящий момент для расчёта молниезащиты объектов энергетики используется как минимум два документа, имеющих равный статус: [2] и [3]. Методики — разные, уровень защиты объектов принимается разный и итоговые значения, соответственно, получаются тоже разными.

Вывод один: мы ещё не научились предугадывать поведение молнии!

4. Выбор ограничителей перенапряжений.

Есть несколько хороших документов (например, [4], [5], [6], [7]), разобравшись в которых, можно правильно подобрать ОПН. Основная проблема этих документов в том, что применить их на практике достаточно непросто, так как написаны они сложным языком и имеют ошибки в расчётах.

Часто в работе приходится отказываться от некоторых излишних понятий (например, «номинальное напряжение ОПН», которое не имеет ничего общего с номинальным напряжением сети), пользоваться директивными письмами (о необходимости завышения наибольшего длительно допустимого напряжения ОПН для исключения ложных срабатываний) и обходить стороной такие расчёты, как «определение защитного уровня ОПН при коммутационных перенапряжениях».

5. Отнесение ПС к опасным производственным объектам.

Федеральный закон [8] говорит, что объекты электросетевого хозяйства к опасным производственным объектам не относятся, а Градостроительный кодекс [9] гласит, что линии электропередачи и иные объекты электросетевого хозяйства напряжением 330 киловольт и более — особо опасны. От этого, казалось бы, небольшого противоречия зависит необходимость проведения экспертизы промышленной безопасности, государственной или негосударственной экспертизы проекта.

В данном вопросе статус документа не играет решающей роли, и приходится руководствоваться — вторым.

6. Выбор оборудования и ошиновки в цепи трансформатора.

То, что выбирать оборудование на ПС необходимо, отталкиваясь от мощности трансформаторов и пропускной способности присоединённой линии (п.125 [10]), вопросов не вызывает. Возникает вопрос: нужен ли запас? Нормы Россетей [11] требует выбирать оборудование и ошиновку в цепи, а также фундамент трансформатора с расчётом на перспективу, для следующего по шкале мощности. Большинство же других документов по данной тематике об этом умалчивают.

На наш взгляд, этот вопрос крайне важен и требует серьёзной дискуссии. Так запас фундамента может значительно сэкономить время на реконструкцию ПС в дальнейшем, при резком увеличении нагрузки сети. А ошиновка и выключатель в цепи легко меняются при замене самого трансформатора, запас же, наоборот, может оказаться серьёзной головной болью. Попробуйте, например, выбрать на перспективу ошиновку и оборудование в цепи НН автотрансформатора мощностью 125 МВА. И про реакторы не забудьте!

7. Расчёт объёма маслосборника.

Маслосборник на ПС устанавливается для приёма масла, вытекающего из маслонаполненного оборудования, чаще всего трансформаторов, в случае возникновения аварии. Их установка позволяет избежать катастрофичных последствий на ПС.

Противоречие же в следующем. При замене (установке) трансформаторов большой мощности возникает необходимость расчёта ёмкости маслосборника. ПУЭ [12] требует, помимо объёма масла, учитывать 80%-й расход воды на пожаротушение, а в СТО [11] это значение гораздо меньше и составляет всего 20%.

Ввиду того, что объём стекающей воды может в разы превышать объём масла трансформатора, эти две цифры очень сильно влияют на принимаемые технические решения при проектировании. Предлагаем не следовать требованиям первого документа, как архаичного: итог, полученный по нему, предполагает сбор воды, а не масла.

8. Длина пути утечки изоляции.

Длина пути утечки — это самый главный показатель изоляторов. Это показатель фактического расстояния по поверхности детали между металлическими частями разного потенциала. Его можно определить с помощью нескольких документов (ПУЭ [12], [13], [14], [15], [16]). Удельные значения (см/кВ), обозначенные в этих документах, разнятся, а величина напряжения, используемая при расчётах, может быть как номинальной, так и наибольшей рабочей. По итогу — получаем различные значения.

Стандарты Россетей выглядят предпочтительнее и в данном случае.

9. Массовое производство и эксплуатация трансформаторов СН со схемой соединения Y/Yн-0.

Многие документы не рекомендуют применение таких трансформаторов (в частности, Техполитика Россетей [17]), а расчёты показывают⎘ слабую чувствительность защиты при однофазных замыканиях за ними. Но они продолжают выпускаться и внедряться в отечественную энергетику.

Обоснованием применения этих трансформаторов может служить лишь простота их изготовления и относительно низкая стоимость. На другой чаше весов — надёжность сети и безопасность персонала.

10. Внедрение современной системы TN-S (TN-C-S) в низковольтной сети, но отсутствие обязательных требований к организации сопутствующих мероприятий.

В частности, такими мероприятиями, в том числе на ПС, должны быть:

• повсеместная установка УЗО, за исключением мест, где их срабатывание может привести к опасным ситуациям;
• обязательный разрыв рабочего ноля в коммутационных аппаратах (с установкой двух- и четырёхполюсных автоматов);
• изменение методик расчёта токов КЗ в такой сети (например, актуализация ГОСТ [18]).

Первое и второе мероприятие имеют обширную практику за рубежом и позволяют сделать электрическую сеть более безопасной. Третий вопрос поднимался⎘ известными учёными давно, но не решён и по сей день.

11. Чувствительность аппаратов защиты в низковольтной сети.

Про неоднозначность позиции НТД к значению чувствительности защит мы упоминали в одной из предыдущих статей⎘. Если кратко, то ПТЭЭП [19] считают достаточным значение 1,1, ГОСТ [20] — 1,2.

Мы рекомендуем ориентироваться на 1,25-1,4, в зависимости от номинала аппарата защиты.

12. Присоединение внешней ограды ПС к общему контуру заземления.

Глава 1.7 ПУЭ [12] не рекомендует присоединять внешнюю ограду электроустановок к заземляющему устройству ПС, а регламентирует монтаж отдельного контура. Нормы Россетей (например, [21]), наоборот, считают предпочтительным присоединение ограды к контуру заземления ПС, и допускают не объединять контуры, если на ограде нет электроприёмников.

Последнее в современных условиях оказывается маловероятным, так как на ограждении могут присутствовать и электромагнитные замки, и осветительные приборы, и система видеонаблюдения. А разделение контуров может привести к опасному выносу потенциалов.

13. Допустимая степень расстройки компенсации ёмкостного тока в сети СН.

Действующие Правила [22] и РД [23] допускают расстройку ДГР до 5%, а нормы Россетей (в том числе [24]) ужесточают эти требования до 1%.

Приходится сопоставлять объекты как относящиеся или не относящиеся к Россетям.

14. Допустимый уровень падения (потери) напряжения.

Согласно недействующему уже ГОСТ [25] нормально допустимые и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения на выводах приёмников электрической энергии равны соответственно +/-5 и +/-10% от номинального напряжения электрической сети. Согласно относительно новому ГОСТ [26] положительные и отрицательные отклонения напряжения в точке передачи электрической энергии не должны превышать 10% номинального или согласованного значения напряжения в течение 100% времени интервала в одну неделю. Противоречия могло бы и не быть, если в других действующих нормативах, таких как [27] и [28], не остались старые формулировки, а в [10] не появилось что-то среднее: «напряжение в точке технологического присоединения к электрической сети электроустановок потребителя электрической энергии может длительно изменяться в диапазоне нормально допустимых (±5 процентов) и предельно допустимых значений (±10 процентов) от номинального фазного напряжения».

Большинство продолжает считать по старинке.

15. Ограничение применения ДГР комбинированного исполнения.

ДГР комбинированного исполнения — это реактор с фильтром нулевой последовательности в едином корпусе. Их ограничение напрямую не прописано отечественными стандартами, но косвенно его можно найти в РД [23]. Там говорится о порядке вывода в ремонт оборудования, который невозможно соблюсти в данном исполнении оборудования.

Проблема сейчас не настолько и актуальна, потому что отечественные производители такое оборудование не производят.

16. Контур заземления ПС необходимо выполнять из чёрного или оцинкованного металла?

Если руководствоваться ПУЭ [12] и Циркуляром [29], то проложенные в земле заземляющие электроды могут быть выполнены из чёрной стали, оцинкованной стали и меди. В ГОСТ [30] из перечня допустимых чёрная сталь исключена.

Значит ли это, что использование неоцинкованной стали сейчас запрещено? Однозначно — нет! Но можно предположить, что идёт тенденция отказа от прокладки чёрного металла в земле, в угоду более долговечным материалам.

17. Прокладка кабелей по территории ПС.

СТО [11] говорит о том, что кабели могут быть проложены в земле (траншее), в кабельных сооружениях (туннелях, галереях, эстакадах) и трубных переходах. А Техполитика Россетей [17] запрещает прокладку КЛ в траншее по территории ПС 35 кВ и выше. Внутренние стандарты одной организации противоречат друг другу!

Приходится применять индивидуальный подход.

18. Допустимые расстояния между контрольными и силовыми кабелями.

В соответствии с табл. 2.3.1 ПУЭ [12] расстояние между этими кабелями должно быть не менее 100 мм, но п.2.3.120 также допускает прокладывать их рядом друг с другом. Документы Россетей [11] и [31] рекомендуют увеличивать эти расстояния до 0,25-0,6 м, в зависимости от вероятного тока КЗ в них.

И в данном случае игнорируем требования ПУЭ [12].

19. Цвет окраски заземляющих проводников.

Действующие ПТЭЭП [19] гласят, что открыто проложенные заземляющие проводники должны быть окрашены в чёрный цвет. А ПУЭ [12] и современные ГОСТы твердят о чередующихся продольных или поперечных полосах жёлтого и зелёного цветов.

Признаем, что чёрный цвет окраски в современных нормах — это уже атавизм, который достался нам в наследство. А жёлто-зелёный окрас — это правило, которому нужно следовать в современных реалиях.

20. Понятия «среднее напряжение» и «высокое напряжение».

Понятие среднего напряжения (СН), находящее своё отражение в большом объёме зарубежной и отечественной литературы, нашло своё определение только в 2013 году, в ГОСТ [26]. Там оно обозначено как «напряжение, номинальное среднеквадратическое значение которого превышает 1 кВ, но не превышает 35 кВ». Там же дано определение высокому напряжению (ВН), как «напряжение, номинальное среднеквадратическое значение которого превышает 35 кВ, но не превышает 220 кВ». Последнее несомненно вызывает вопросы, так как раньше высоким напряжением считалось напряжение выше 1000 В, а среднего — вообще не существовало.

В терминологии МЭК тоже не существует чёткой границы СН и ВН: она лежит в диапазоне от 30 до 100 кВ. Однако, в МЭК термин среднего напряжения обычно используется для распределительных сетей от 1 кВ до 52 кВ. Как трактовать напряжение 330 кВ и выше, догадайтесь сами!

21. Как правильно обозначать: 220/380 В или 230/400 В?

По сохранившейся традиции и в соответствии с ГОСТ [26] в электрических сетях низкого напряжения стандартное номинальное напряжение электропитания равно 220 В (между фазным и нейтральным проводниками для однофазных и четырёхпроводных трёхфазных систем) и 380 В (между фазными проводниками для трёх‑ и четырёхпроводных трёхфазных систем). Но другой переведённый отечественный стандарт, ГОСТ [32], трактует по-иному и даже даёт пояснения, что значение 230/400 В является результатом эволюции систем 220/380 В и 240/415 В, которые завершили использование в Европе и во многих других странах мира.

Остаётся верить последнему.

22. В заключение затронем ещё несколько противоречий, которые имеют место быть, но не оказывают значительного влияния на технические решения, принимаемые в проекте.

К ним можно отнести:

• Формулировки «падение» или «потери» напряжения. В ГОСТ [26] и ГОСТ [33] используется формулировка «падение напряжения», в большинстве других стандартов и методиках звучит «потери», но подразумевают они одно и то же.
• Изображение выкатных выключателей на электрической схеме. Большинство документов изображают стрелки в одну сторону, а ГОСТ [34] рисует — в другую.
• Изображение ТТ на схемах. Постаревший ГОСТ [35] чётко разделяет изображения на схемах (катушек индуктивности, дросселей, трансформаторов и пр.) по форме I и форме II, предполагая, что можно использовать либо одну, либо другую формы, но большинство документов и исполнителей умудряются совмещать их на одном чертеже, изображая силовой трансформатор в первом виде, а измерительный — во втором.
  

  

  
• Вентильные разрядники. Их установка на ПС давно запрещена, а в ПУЭ [12] целая глава о них, и при определении допустимых расстояний до сих пор приходится пользоваться ей.
• Заполнение маслоприёмника щебнем. ПУЭ [12] требует размер щебня от 30 до 70 мм, а ГОСТ [36] классифицирует щебень по фракциям 20-40 и 40-80 мм.
• Проверка кабелей на невозгорание. Документ [37] с методикой расчёта есть, обоснование его внедрения есть, но однозначных требований к его исполнению до сих пор нет.

СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ. В проекте выполнен расчёт объёма маслосборника в полном соответствии с методиками Россетей [11] и [38]. Значение интенсивности подачи воды принято 0,2 л/с‧м². На основе этого значения рассчитано суммарное количество воды, вылитое на трансформатор при тушении, что, в сумме с его собственным количеством масла, дало необходимый объём ёмкости.

Эксперт государственной экспертизы дал замечание к расчёту. За исходные данные к расчёту указал принять пять пожарных стволов, направленных на разные стороны бака. Зная максимальную интенсивность брандспойтов, определяем суммарное количество вылитой воды. На вопрос почему именно пять? получили ответ я так решил.

Как итог: вместо того, чтобы в качестве исходных данных взять цифру, закреплённую нормативным документом [38], пришлось брать значение, взятое из головы эксперта.

Присоединяйтесь, чтобы не пропустить самое важное

В телеграм