Главная Публикации Совещание «Современные тенденции развития коммутационного оборудования распределительных сетей». Решения совещания.

Совещание «Современные тенденции развития коммутационного оборудования распределительных сетей». Решения совещания.

Добавлено: 01.03.12 | Просмотров: 5147

Совещание «Современные тенденции развития коммутационного оборудования распределительных сетей»

Тенденции в распределительных электрических сетях и основные мероприятия и перспективы, которые из них вытекают.

Для обеспечения лицензионной деятельности по передаче электроэнергии энергоснабжающими компаниями НАК "Энергетическая компания Украины" состоянием на 01.01.2010 г. осуществляется эксплуатация свыше 450 тыс. км линий электропередачи классом напряжения 0,4-150 кВ и 299764 единиц трансформаторных подстанций напряжением 6-150 кВ общей мощностью 70 860 МВА.

Объем электрических сетей в условных единицах составляет свыше 2,0 млн условных единиц, который обслуживается промышленно-производственным персоналом в количестве свыше 59 тыс. человек.
Строительство основного количества электрических сетей в середине 50-70-х годов минувшего столетия, полная остановка, начиная с 1991 года бюджетного финансирования, развития электрических сетей и серьезные неплатежи за отпущенную товарную продукцию в конце 90-х и в начале 2000 годов привели к ускоренному старению этих сетей.

Так, свыше 214 тыс. км ВЛ 0,4-150 кВ, или 53% общего их количества подлежит ремонту, реконструкции или замене. Кроме того, свыше 68 тыс. км ВЛ 0,4-150 кВ или 18% построены на деревянных опорах в 70-80-х годы минувшего столетия, которые характерны тем, что по причине продолжительного срока службы и некачественной пропитки деталей опор могут в одно время повредиться и оставить значительную территорию Украины без электроэнергии, восстановление снабжения которой может затянуться на года. Примером этому является ликвидация аварийной ситуации в Одесской области, что произошла в 2000 году.

Более 16 тыс. км КЛ 0,4-35 кВ или 41% общей их протяжности также требуют ремонта, реконструкции или замены.

Свыше 2890 единиц силовых трансформаторов общей мощностью 27043 МВА или 63,3% работают более 25 лет. Из-за несоответствия технических параметров немедленной замене подлежит 277 трансформаторов напряжением 35-150 кВ.

Количество силовых трансформаторов напряжением 6-10 кВ, установленных на подстанциях 6-150 кВ, составляет более 109 тыс. единиц общей мощностью 25232 МВА, свыше 60% из которых также работают более 25 лет.

Изношенность объектов электрических сетей энергоснабжающих компаний на сегодня составляет 63%. За 6 последних лет темпы роста этого уровня несколько замедлились, но как показывает практика - за счет вынужденной переоценки стоимости основных фондов отдельными энергоснабжающими компаниями.

Основная причина такого критического состояния изношенности объектов электрических сетей - крайне недостаточное финансирование работ по капитальному ремонту, строительству, реконструкции и техническому переоснащению (модернизации) этих сетей.

При достигнутых объемах работ по улучшению электрических сетей и ежегодному увеличению срока их эксплуатации без реконструкции и технического переоборудования (модернизации) подавляющее большинство электрических сетей через 15-20 лет будут полностью изношены и, как следствие, вопрос обеспечения надежного и качественного электроснабжения потребителей будет стоять крайне остро не только в отдельных регионах, а и в целом по стране.

Сегодняшнее техническое состояние электрических сетей существенно влияет на уровень технологических нарушений в этих сетях и характеризуется следующим образом. Так, в последние годы удельная величина аварийных отключений на 100 км ВЛ 35-150 кВ составляет 3,95. Аналогичный показатель ВЛ 6-10 кВ составляет 12,9 , что превышает удельные отключения ВЛ 35-150 кВ в 3,3 раза.

Что касается электрооборудования подстанций напряжением 6-150 кВ, то динамика его повреждений и отказов в работе на единицу оборудования свидетельствует об обратном. Надежность работы электрооборудования напряжением 6-10 кВ в 2,3 раза выше, чем напряжением 35-150 кВ. Это объясняется продолжительной эксплуатацией морально и физически устаревшего электрооборудования 35-150 кВ и его высокой стоимостью, которая не дает возможности осуществлять своевременную замену этого оборудования на современное более экономичное и надежное.

Анализ состояния аварийности в электрических сетях за последние годы указывает на наличие стабильных причин технологических нарушений, которые существенно влияют на аварийные обесточивания в электрических сетях во всех без исключения энергоснабжающих компаниях.

Так, сложные погодные условия и стихийные явления приводят в среднем к 35% всех аварийных отключений в электрических сетях напряжением 6-150 кВ.

Вследствие продолжительного срока эксплуатации объектов электрических сетей происходит до 30% отключений, особенно в кабельных линиях 6-10 кВ, где по этой причине произошло свыше 65% технологических нарушений.

По вине персонала происходит до 10% технологических нарушений, что указывает на низкий уровень квалификационной подготовки и неудовлетворительную организацию обучений ремонтного и оперативного персонала.

В 8% случаев нарушений причиной стали действия посторонних лиц.

Остается высоким процент невыясненных причин, что составляет около 12% общего количества технологических нарушений.

В целях оценки качества и надежности поставок потребителям электрической энергии, энергоснабжающие компании по разработанной НКРЭ методике с 2007 года ведут мониторинг показателей качества обслуживания потребителей в определении индексов надежности электрических сетей - SAIDI (продолжительность отключений одного потребителя) и SAIFI (количество отключений одного потребителя).

За 2009 год в энергоснабжающих компаниях средний показатель продолжительности отключений одного потребителя (SAIDI) составил 952,9 мин. При этом, этот показатель в развитых странах составляет: Южная Корея - 18,6 мин; Франция - 57 мин; Великобритания - 68,3 мин; США, Италия, Испания - на уровне 140 мин. Иными словами, продолжительность отключений одного потребителя за год в Украине от 52 до 7 раз больше в зависимости от показателя приведенной страны.

Относительно показателя среднего количества отключений одного потребителя (SAIFI), то он в Украине составляет 5,4, а в: Южной Корее - 0,45; Великобритании, Австрии - 0,75; США и Франции - 1,3; Испании, Италии - 2,7. По этому показателю Украина отстает от 12 до 2 раз.

Низкий уровень качества обслуживания потребителей энергоснабжающими компаниями по сравнению с развитыми странами мира в основном вызвано невозможностью резервирования при выполнении плановых ремонтных работ на объектах электрических сетей. Уровень плановых отключений превышает в 1,4 раза показатели аварийных.

Следует отметить, что наиболее низкие показатели SAIDI и SAIFI в Южной Корее среди передовых стран мира достигнуты за счет широкомасштабного внедрения автоматизированных систем управления распределительными электрическими сетями на базе вакуумных реклоузеров.

В целях обеспечения надлежащего уровня технического состояния электрических сетей и технологических нарушений в них энергоснабжающими компаниями с 2004 года по 2010 год привлечено свыше 2 млрд грн, что позволило отремонтировать за этот период 205 тыс. км воздушных линий электропередачи напряжением 0,4-150 кВ и 89 тыс. единиц трансформаторных подстанций напряжением 6-10 кВ, а также почти в полном объеме основное электрооборудование подстанций напряжением 35-150 кВ, которое подлежало капремонту соответственно нормативным документам.

При этом объемы финансирования капремонтов этих сетей из года в год увеличиваются и в текущем году их величина превышает почти в 4 раза уровень 2004 года.

В то же время, следует обратить внимание на следующее. В 2004 году на капремонт электросетей энергоснабжающие компании использовали свыше 152 млн грн, а отремонтировали около 30 тыс. км ВЛ 0,4-150 кВ и 14 тыс. единиц ТП 6-10 кВ. В 2009 году было привлечено на ремонтные работы свыше 560 млн грн, а объемы ремонта остались на уровне 2004 года. Иными словами, себестоимость работ по капитальному ремонту электросетей выросла за указанный период в 3 раза, в то время как инфляционные процессы увеличили себестоимость этих работ ориентировочно только в 1,5 раза. Исходя из этого, вторая часть величины увеличения себестоимости работ по капремонту приходится на неоправданно завышенные цены на материалы и услуги, где эти работы выполняются подрядным способом, который подтверждается фактическими ежегодными индексами цен производителей промышленной продукции.

На сегодня объемы финансирования в основном обеспечивают нормативную периодичность выполнения капремонта каждого объекта электрических сетей или его отдельного оборудования. Тем не менее, следует признать, что номенклатура видов работ, которые должны выполняться на конкретном объекте электрических сетей, и наполнение их количественными показателями материальных ресурсов соответственно нормативным документам, осуществляется почти при всех ремонтах не в полных объемах. Это существенно влияет на экономическую эффективность ремонта, качественную оценку технического состояния и надежность работы отремонтированного объекта электрических сетей в целом.

По оценочным расчетам для обеспечения периодичности выполнения ремонтных работ на объектах электрических сетей и наполнение их материальными ресурсами соответственно нормативным документам ежегодно необходимо привлекать свыше 800 млн грн.

В целях эффективного использования средств при капитальных ремонтах и уменьшения их себестоимости необходимо обеспечивать комплексный метод ремонта электрических сетей напряжением 6-150 кВ, а на линиях электропередачи напряжением 0,4 кВ осуществлять ликвидацию аварийных очагов и плановое устранение выявленных дефектов, о чем нужно внести соответствующие изменения в отраслевые нормативные документы.

За последние шесть лет непосредственно в электрические сети за счет тарифа на передачу электроэнергии энергоснабжающими компаниями инвестировано 3,8 млрд грн или 86 % от запланированных задач этого периода. При этом средний уровень инвестирования за два последних года превысил в 3,3 раза уровень этого показателя 2004 года.

За указанный период введено в эксплуатацию свыше 11 тыс. км линий электропередачи напряжением 0,4-150 кВ и 2 тыс. единиц трансформаторных подстанций 6-150 кВ.

Кроме того, проведена работа относительно внедрения 189 элегазовых выключателей напряжением 35-150 кВ и 3536 вакуумных выключателей напряжением 6-10 кВ и свыше 3 тыс. км ВЛ-0,4 кВ с самонесущими изолированными проводами, а также значительного количества устройств релейной защиты и автоматики на микропроцессорных схемах.

Следует отметить, что с ежегодным увеличением финансирования объемов капитального строительства объектов электрических сетей увеличивались и объемы их введения в эксплуатацию, за исключением минувшего года, когда средства были направлены преимущественно на более капиталоемкие объекты электрических сетей 35-110 кВ.

Тем не менее, инвестиционная составляющая тарифа на передачу электроэнергии, несмотря на ее ежегодное возрастание, не удовлетворяет полной потребности в объемах по новому строительству, реконструкции и техническому переоборудованию (модернизации) электрических сетей, которая диктуется имеющимся их техническим состоянием и современными требованиями к надежности и качеству электроснабжения потребителей, а также экономичности работы этих сетей.

Простой пример недостаточности уровня финансирования переоборудования электрических сетей показывает, что для замены только 68 тыс. км воздушных линий электропередачи, которые построены на деревянных опорах в 70-80-х годах минувшего столетия, необходимо свыше 10 млрд грн. Иными словами, при сегодняшнем уровне ежегодного финансирования объемов переоборудования электрических сетей возможна замена только этих линий на протяжении 10-15 лет, а имеют ли они такой запас прочности - большой вопрос.

С другой стороны, процесс проведения работ по строительству электрических сетей нуждается в урегулировании проблемы ценовой политики как на материальные ресурсы, так и на предоставление услуг по проектированию, строительству и реконструкции этих сетей.

Так, анализ обобщенных показателей стоимости отдельных видов материальных ресурсов и видов работ, которые покупались или выполнялись в 2009 году в разных энергоснабжающих компаниях, показывает, что они отличаются в среднем до двух раз за единицу.

Что касается увеличенной стоимости услуг по строительству и реконструкции электрических сетей, то она вызвана разными факторами, в том числе и некачественным проектированием и формированием смет, в которых не обрабатываются техникоэкономические обоснования того или другого варианта строительства или реконструкции, и закладываются объемы вспомогательных работ, устройств и механизмов, которые в реальности не выполняются и не используются имеющейся технологией производства. Энергоснабжающие компании почти самоустранились от соответствующих экспертиз проектносметной документации, в том числе по причине отсутствия, у большинства из них, таких специалистов, как «сметчиков-технологов».

Кроме того, в тендерных процедурах принимают участие малоизвестные субъекты предпринимательской деятельности, у которых проектно-исследовательская деятельность не является основным видом деятельности. Основной причиной этого являются выгодные ценовые предложения за счет низкого качества проектно-исследовательских работ из-за не выполнения отдельных видов специализированных работ на стадии пред-проектных работ (геология, исследовательско-поисковые работы и т.п.).

Вместе с тем проектные работы дробятся на малозатратные в целях соблюдения требований положений о тендерных процедурах в части отсутствия необходимости проведения тендеров.

В то же время, такие известные специализированные и профильные государственные предприятия с многолетним опытом выполнения проектно-исследовательских работ, а именно, институты «Укрсiльенергопроект», «Укренергомережпроект», «Енергоперспектива» и их филиалы остаются без заказов, особенно вызывает удивление, когда это касается выполнения работ по проектированию электрических сетей напряжением 35-150 кВ.

Аналогичная ситуация и в части выполнения подрядных работ. Специализированные механизированные колоны, которые были созданы в каждой области Украины непосредственно для строительства и реконструкции объектов электрических сетей и имеют квалифицированные кадры, и владеют специализированной техникой, на сегодняшний день не загружены и их персонал находится в вынужденных отпусках. В то же время, разнообразные частные предприятия, общества с ограниченной ответственностью без опыта работы на объектах электрических сетей работают на строительстве и реконструкции этих объектов.

Учитывая профессионализм персонала и высокое качество услуг указанных выше специализированных предприятий, а также учитывая необходимость поддержки их дееспособности, в целях обеспечения тесного сотрудничества в дальнейшему, в том числе в случаях ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций в электрических сетях и необходимости освоения значительных объемов восстановления этих сетей в ближайшей перспективе, энергоснабжающим компаниям в обязательном порядке необходимо обеспечивать формирование в тендерной документации более жестких технологических требований к исполнителям услуг и работ.

Одновременно необходимо отыскивать механизмы снижения стоимости материальных ресурсов, услуг и работ, одним из которых может быть заключение коротко — и долгосрочных соглашений на взаимовыгодное сотрудничество с производителями продукции и исполнителям услуг и работ: одна сторона - обеспечение объемов работ, услуг (продукции); другая - приемлемое (оптовое) ценовое предложение.

В 2007 году была начата руководством Минтопэнерго Украины дельная инициатива относительно перспективы развития электрических сетей, которая реализовывалась распоряжением Кабинета Министров Украины от 11.09.2007 № 727-р, относительно одобрения Программы развития электрических сетей напряжением 35-110(150) кВ и определения объемов реконструкции сетей напряжением 0,4-10 кВ на 2007-2011 годы, за счет которой предполагалось освоить 11,3 млрд грн.

На протяжении 2007-2009 годов финансирование мероприятий указанной Программы составляло в объеме 2,5 млрд грн или 50% от запланированных задач этого периода.

Основной причиной такого состояния является то, что на реализацию Программы был привлечен лишь один источник финансирования - тариф на передачу электроэнергии.

До завершения срока действия Программы, необходимо начать кропотливую работу по формированию нового проекта Программы реновации распределительных электрических сетей. Она должна предусматривать одну единственную цель - завершение реконструкции и технического переоборудования (модернизации) изношенных объемов электросетей с применением новейшего электрооборудования и перспективных технологий до 2030 года.

Кроме того, для гарантированной реализации этого проекта необходимо обработать и утвердить на законодательном уровне дополнительные источники финансирования, которыми могут быть:

  • средства, полученные механизмом утверждения на уровне Кабинета Министров Украины Правил присоединения к электрическим сетям электроустановок потребителей. Аналогичные Правила успешно действуют во многих странах СНГ и Европы;
  • чистая прибыль энергоснабжающих компаний, которая должна аккумулироваться на отдельном счете предприятия и 90% которой должно использоваться на восстановление объектов электрических сетей;
  • средства, полученные механизмом привлечения удешевленных внешних кредитных ресурсов от мировых и европейских финансовых организаций под государственные гарантии их возвращения;
  • средства инвестиционных обязательств покупателей стратегических энергоснабжающих компаний, которые должны предполагаться договором купли-продажи пакетов акций этих компаний.

Для реконструкции и технического переоборудования (модернизации) существующих (изношенных) электрических сетей до 2030 года оценочно необходимо порядка 110 млрд грн или 5,5 млрд грн в год.

Учитывая оценочную необходимость в объемах финансирования реконструкции и технического переоборудования (модерни-зации) существующих объектов электрических сетей, а также сегодняшние возможности инвестиционных программ на указанные цели, нас ждет более ста лет процесса восстановления этих сетей.

Для справки: Открытое акционерное общество "Холдинг межрегиональных распределительных сетевых компаний" России до 2020 года предусматривает проектом Программы реновации распределительного сетевого комплекса выделить на эти цели 2,85 трлн руб или свыше 700 млрд грн (70 млрд грн в год). При этом намечается снижение изношенности распределительных электросетей с 69% до 48%, технологических потерь электроэнергии с 8,7% до 6,1% и аварийности на 77%.

Следует обратить внимание на то, что не менее важной проблемой при проведении масштабной реновации распределительных сетей станет обеспечение необходимого производственного потенциала организаций строительной индустрии, строительных механизированных колонн и проектных учреждений, которые на сегодня, как уже отмечалось выше, находятся на несоответствующем уровне.

Опыт развитых стран удостоверяет о существенной государственной поддержке относительно обеспечения надежности и экономической работы электрических сетей.

Так, в Германии с 1990 по 2000 год энергетическими компаниями, в том числе и за счет государственной поддержки ежегодно вкладывалось в техническое переоснащение электрических сетей от 2,5 млрд до 4 млрд евро. Иными словами, с учетом сегодняшнего курсового различия "евро-гривна" за 10 лет в электросети было вложено свыше 294 млрд грн.
В результате чего обеспечено надежное электроснабжение потребителей путем модернизации электрических сетей, особенно на территории восточной Германии, и экономичность их работы за счет существенного уменьшения в них технологических затрат электроэнергии до 4,3%. Кстати, в 1990 году технологические затраты электроэнергии в зоне западной Германии составляли 4,7%, а в зоне восточной Германии - 8,2%.

Технологические затраты электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающих компаний за 2009 год составили 9,4 млрд кВт·ч или 11,7% от ее отпуска в электрическую сеть.

Следует отметить, что в 2004 году технологические затраты электроэнергии составляли 14,6 млрд кВт·ч или 16,1%.

Для справки. Относительно технологических затрат электроэнергии в странах ближнего и дальнего зарубежья, то они составляют на уровне: США - 6,5%; Англия - 8,6%; Франция, Южная Корея - 4,5%; Россия - 8,7%. Тем не менее, давать отрицательную оценку достигнутому уровню технологических затрат электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающих компаний Украины опираясь на их уровень и уровень развитых стран не совсем корректно, поскольку для расчетов величин этих затрат электроэнергии страны используют разные методические подходы. Например, Южная Корея не учитывает технологические затраты электроэнергии в электросетях напряжением 0,4 кВ, в которых наблюдается наиболее высокий уровень затрат электроэнергии по сравнению с другими классами напряжения, так как государственный концерн "КЕРСО" почти не эксплуатирует указанные электросети.

Уменьшение общей величины технологических затрат электроэнергии достигнуто в основном за счет нетехнических (сверхнормативных) затрат электроэнергии, уровень снижения которых за этот период составил 5,1% и достиг у большинства компаний нулевого значения. Исходя из этого можно сказать, что намеченные мероприятия по снижению нетехнических (сверхнормативных) потерь электроэнергии выбраны верно и требуют в дальнейшем активного применения.

Основными такими мероприятиями являются: замена средств учета электроэнергии, усиление борьбы с несанкционированным потреблением электроэнергии, в том числе и на законодательном уровне, внедрение биллинговых и автоматизированных систем учета электроэнергии, внедрение партнерских взаимоотношений в работе с потребителями, и т.п.
Что касается нормативной составляющей технологических затрат электроэнергии, то она в последние годы почти неизменна и установилась в пределах 9,7-10,0 млрд кВт·ч или 11,5-12,1%.

Что касается нормативной составляющей технологических затрат электроэнергии, то она в последние годы почти неизменна и установилась в пределах 9,7-10,0 млрд кВт·ч или 11,5-12,1%.

Это свидетельствует о том, что объемы организационно-технических мероприятий по снижению нормативной (технической) величины технологических затрат электроэнергии, которые на сегодня реализовываются энергоснабжающими компаниями, не могут обеспечить постоянное снижение уровня этих затрат к экономически оправданной ее нормативной величине для электрических сетей.

Наиболее действенными мероприятиями, которые существенно влияют на снижение нормативных (технических) затрат электроэнергии, являются: строительство, реконструкция и техническое переоснащение (модернизация) объектов электрических сетей, или их отдельных узлов; обеспечение оптимальных режимов работы объектов электрических сетей с применением автоматизированных систем диспетчерского управления.

Только создание и реализация указанного выше проекта Программы реновации распределительных электрических сетей предоставит возможность достичь в 2030 году нормативной (технической) составляющей технологических затрат электроэнергии на уровне 6-7%, что будет составлять около 25 млрд кВт·ч в год исходя из прогнозируемой средней величины отпуска электроэнергии в электрические сети 2030 года на уровне 380 млрд кВт·ч. При достигнутом в 2009 году уровне нормативной (технической) составляющей технологических затрат электроэнергии указанная величина затрат электроэнергии в 2030 году составляла бы около 50 млрд кВт·ч.

Следует обратить внимание на то, что сдерживающим фактором развития электрических сетей является отсутствие мощного отраслевого научно-проектного комплекса, который должен осуществлять важнейшие направления исследований и разработок:

  • систем управления надежностью, в том числе оперативный выпуск директивных противоаварийных и эксплуатационных циркуляров срочного выполнения, подготовку и системный выпуск аналитических материалов в области надежности и эффективности;
  • типового проектирования с использованием наиновейших технологий, минимизация, модульные поставки и унификация совместно с производителями типового ряда электрооборудования и проектов на его основе;
  • интеллектуальных электрических сетей и гибких активноадаптированных систем передачи переменного тока, создание и развитие высокотемпературного сверхпроводящего оборудования и эффективных распределительных сетей на его основе.

Масштабность обеспечения функционирования двух важнейших составляющих эффективности работы объектов электрических сетей (надежность и экономичность) указывает на то, что внедрение Программы реновации распределительных сетей Украины должно стать общегосударственным проектом.

Современные тенденции развития коммутационного оборудования распределительных сетей.

По материалам совещания 6-9 октября 2010 г. предприятие «Таврида Электрик Украина», г. Севастополь

Рис. 1. С приветственным словом к участникам обращается первый заместитель министра топлива и энергетики С.М. ЧехЕжегодные совещания, проводимые предприятием «Таврида Электрик Украина» в конце осени, стали традиционными знаковыми событиями, на которых ведущие специалисты отрасли имеют возможность не только обменяться мнениями по вопросам эксплуатации оборудования распределительных сетей, но и высказать пожелания разработчикам и производителям оборудования, ознакомиться с процессом разработки и испытаний. Совещание в 2010 году не явилось исключением. Компания «Таврида Электрик» уверенно лидирует в серийном производстве вакуумного коммутационного оборудования для распределительных сетей. Вакуумные выключатели BB\TEL-10, ограничители перенапряжений серий ОПН-КР и ОПН-РТ, коммутационные модули для модернизации КРУ и КСО прежних лет выпуска прочно занимают ведущее место в номенклатуре продукции серийно выпускаемой предприятием. Успешный 20-летний опыт эксплуатации изделий серии TEL подтверждает правильность принятых технических решений. В свое время вакуумный выключатель BB\TEL-10, являясь инновационным продуктом для электротехнического рынка, позволил придать распределительным сетям возможности, которые ранее считались экзотическими и недостижимыми. Достаточно упомянуть такие, как способность реализации быстрых АПВ, питание оперативным напряжением по цепям телемеханики, малое энергопотребление, высокий механический и коммутационный ресурс, низкие эксплуатационные затраты, способность функционирования в условиях низких температур без применения специальных мер, возможность визуального контроля целостности и функционирования. Все эти преимущества направлены на реализацию основного параметра функционирования распределительной сети - надежности. Наряду с общемировыми тенденциями в развитии коммутационного оборудования и благодаря указанным выше преимуществам распределительная сеть получает все предпосылки для преобразования в распределенную, получившую за рубежом термин “smart”.

Рис. 2. Главный энергетик предприятия «Нико-Тьюб» Н.И. Белый. В 1991 году впервые применил выключатель ВВ\TEL-10

В работе семинара приняли участие представители Министра топлива и энергетики Украины, Национальной акционерной компании «Энергетическая компания Украины», главные инженеры и технические директора энергоснабжающих и генерирующих компаний, руководители проектных институтов и организаций отрасли.

С приветственным словом к участникам совещания обратились Первый заместитель Министра топлива и энергетики Украины С.М. Чех и заместитель начальника Департамента дистрибьюции НАК «Энергетическая компания Украины» Г.Н. Катренко.

В обращении был приведен обзор технического состояния подстанционного оборудования и распределительных сетей и изложены основные планы по его модернизации и реконструкции. Особое внимание было уделено вакуумному коммутационному оборудованию как основному классу аппаратов для сетей напряжением 6-35 кВ.

С информационным сообщением о номенклатуре серийно выпускаемой продукции и новых разработках 2011-2012 выступил заместитель директора предприятия «Таврида Электрик Украина» П.В. Петров. Участникам совещания был представлен проект программы поставок комплектных РУ 6-10 кВ, наиболее полно отвечающих современным требованиям, и декларирована программа комплексного подхода к проектированию и серийному выпуску изделий с максимальным током до 4 кА в течение ближайших 5 лет. Также участники были проинформированы о ходе и результатах выполнения рекомендаций и устранения замечаний межведомственной комиссии по приемке в серийное производство КРУ «Вертикаль».

Рис. 3. Авторы КРУ «Вертикаль» Л.И. Мельников и О.И. Червинский

Несмотря на то, что КРУ «Вертикаль» была представлена электроэнергетической общественности сравнительно недавно, предпринятое разработчиками техническое решение уже приобрело своих преданных сторонников. По мнению авторов разработки О.И. Червинского и Л.Н. Мельникова, основная применимость изделия видится в программе так называемого «подстанционного ретрофиттинга», когда замене подлежит ЗРУ ТП 6-10 кВ, и появляется физическая возможность модернизации ТП в РП с одновременным расширением функциональных и схемотехнических возможностей распределительной сети. Предлагаемое техническое решение заслуживает пристального внимания при модернизации кабельных линий городских электрических сетей и кабельных сетей промышленных предприятий. Наиболее показателен тот факт, что при этом количество отходящих линий такого РП может быть практически удвоено при тех же габаритных размерах ЗРУ. Перекрестный ввод, предусмотренный в КРУ «Вертикаль», позволяет не только унифицировать применяемое коммутационное оборудование, но и существенно повышает схемотехническую надежность такой распределенной сети. Обоснование такого заключения было представлено П.А. Байздренко.

Рис. 4. Л.И. Мельников о новой разработке

Предприятием «Таврида Электрик Украина» на протяжении последних лет активно ведется разработка комплектных распределительных устройств с кассетным выдвижным элементом. Идеологически данное изделие может быть классифицировано как КРУ со средним расположением отсека выключателя и предназначено для применения в составе систем электроснабжения среднего класса напряжения промышленных предприятий. Первоначально разработанное для применения в Китае, изделие было адаптировано и испытано на соответствие отечественным стандартам. Сегодня КРУ серии «Канон-Mile» освоено в серийном производстве на предприятии «Таврида Электрик Экспорт» в Таллинне, а в настоящее время предприятием «Донпромэнерго» (г. Донецк) рассматривается целесообразность постановки на серийное производство в Украине. Именно КРУ «Канон-Mile» по мнению разработчиков может быть модернизирована в части повышения номинального тока и номинального тока отключения применением соответствующего аппарата 40 кА\3150 А и 40 кА\4000 А. В докладе С.Н. Парфененко и Г.А. Антоненко также были проанализированы преимущества и недостатки данного КРУ и рассмотрена топология схем главных цепей ЗРУ.

Рис. 5. В кулуарах совещания. Л.И. Мельников и технический директор ОАО «Кировоградоблэнерго» Н.П. Янишевский

Сегодня коммутационный модуль с вакуумным выключателем ВВ\ТЕL-10 поставляется в адрес 24 отечественных предприятий в качестве базовой комплектующей единицы для применения в составе новых КРУ и КСО. В качестве основного и наиболее массового примера применения участникам семинара была представлена камера стационарная одностороннего обслуживания серии КСО-203П производства предприятия «Донецкий завод высоковольтного оборудования». Доклад Г.А. Антоненко продемонстрировал основные типоисполнения изделия, применяемую комплектацию, средства релейной защиты и коммерческого учета, а также схемы главных цепей.

Проработке возможности применения малогабаритных комплектных РУ для создания ЗРУ одно- и двутрансформаторных КТП в унифицированной бетонной оболочке был посвящен доклад К.И. Комарова, А.С. Чеха. Рассмотрены компоновки применяемого оборудования, конструкции кабельных вводов, организация релейной защиты. Особое внимание уделено целесообразности применения выключателей нагрузки в городских кабельных сетях. Представлены габаритные размеры применяемых бетонных оболочек.

Рис. 6. Демонстрация доступа к кабельному отсеку КРУ «Вертикаль» Рис. 7. Главный конструктор предприятия П.А. Байздренко

Последний день совещания был посвящен новым разработкам и проектам предприятия. Участники были ознакомлены с проектом модернизации КРУ серии К- XXVII с применением вакуумных выключателей на номинальные токи 2500 А и 3150 А и новой серией ограничителей перенапряжений ОПН-КР\TEL-0,27(0,4) кВ для низковольтных сетей открытой и внутренней установки. В целях повышения безопасности при эксплуатации модернизированных шкафов и ячеек прежних лет выпуска, предприятием предложено дистанционное устройство управления аппаратом ВВ\TEL, серийный выпуск которого планируется освоить в 2011 году. Изделие позволяет минимизировать риск поражения эксплуатационного персонала при коммутациях подстанционного оборудования с истекшим сроком эксплуатации, а также оборудования, не отвечающего современным требованиям по локализационной стойкости при воздействии дуговых коротких замыканий.
В сообщении А.Н. Пасько приведены результаты 12-летней эксплуатации малогабаритных комплектных распределительных устройств в твердой изоляции серии КРУ\TEL-10. В эксплуатации установлено более 900 фидеров в 8 странах мира. Изделие подтвердило высокий уровень надежности в условиях полного отсутствия технического обслуживания и регламентных работ. Декларирован уровень отказов и замечаний на уровне 1,9%, 0,4% из которых отнесены к производственным дефектам.
В рамках экскурсионной программы совещания участники посетили ЗРУ 6-10 кВ ТРП-59 «Маяк» и ТП-2020 «Музейный комплекс 35-я Береговая батарея», выполненные с применением КРУ\TEL-10.

Рис. 8. Фото участников совещания «Современные тенденции развития коммутационного оборудования распределительных сетей», 6–9 октября 2010 г., предприятие «Таврида Электрик Украина», г. Севастополь

Решения совещания «Современные тенденции коммутационного оборудования распределительных сетей», состоявшегося 6-9 октября 2010г.

Совещание решило:

  1. Признать высокую конкурентоспособность продукции предприятия «Таврида Электрик Украина» благодаря применению перспективных и гибких схемных решений и новейших технологий, а также учтение экономических и экологических аспектов в конструктивных решениях этой продукции.
  2. Предложить предприятию «Таврида Электрик Украина»:
    • обеспечить внутреннее освещение комплектного распределительного устройства серии «Вертикаль»;
    • предоставить энергоснабжающим компаниям более детальную конструкторскую и технологическую документацию КРУ серии "Канон-Mile 10-35 кВ" для более глубокого изучения этого изделия и предоставления соответствующих предложений и замечаний, направленных на усовершенствование данного устройства и утверждение межведомственной комиссией документации относительно постановки его на производство в 2011 году;
    • для более эффективного использования земель под объекты электроэнергетики ускорить утверждение типового решения строительной части распределительного пункта напряжением 10 кВ для КРУ серии «Вертикаль», а также выбор и внедрение типового решения РУ-10 кВ и ТП 6-10/0,4 кВ из унифицированного сборного железобетона для этих устройств;
    • в связи с высокой технологичностью продукции, предложенной к применению в распределительных электрических сетях Украины, рекомендовать предприятию «Таврида Электрик Украина» организовать на базе своего предприятия постоянные теоретическо-практическое обучение персонала энергоснабжающих компаний и других заказчиков этой продукции;
    • ускорить доработки конструкторской документации и испытаний вакуумного выключателя на напряжение 35 кВ в целях проведения межведомственной комиссии относительно его постановки на производство в 1 полугодии 2011 года;
    • обработать схемные решения автоматизации распределительных электрических сетей 6-10 кВ и программное обеспечение реализации этих решений, которые питаются от двух и больше источников питания напряжением 35-150/6-10 кВ, на базе реклоузеров РВА/ТЕL и резервных перемычек;
    • предоставлять заказчикам КРУ серии КРУ/ТЕL типовые решения строительной части РУ 6-10 кВ для этих устройств.
  3. Рекомендовать энергоснабжающим компаниям:
    • широко использовать передовой опыт внедрения вакуумных выключателей в электрических сетях ОАО «Днепрооблэнерго», ОАО «Полтаваоблэнерго», ОАО «Кировоградоблэнерго» и ОАО «Черниговоблэнерго»;
    • в целях повышения качества предоставления услуг по обеспечению электроэнергией потребителей, снижения вероятности применения санкций за некачественное их электроснабжение, повышение надежности работы электрических сетей 6-10 кВ, приобретение опыта внедрения и эксплуатации первых «ростков» интеллектуальных распределительных сетей ежегодно нарабатывать и реализовывать пилотные проекты комплексной автоматизации управления аварийными режимами, технологическими затратами электроэнергии и ее учета на новопостроенных, реконструированных и технически переоснащенных воздушных линиях электропередачи 6-10 кВ на базе вакуумных реклоузеров РВА/ТЕL, пунктов коммерческого учета и новых SCADA-систем;
    • для обеспечения безопасных условий работы оперативно-ремонтного персонала применять устройства дистанционного управления вакуумными выключателями серии ВВ/ТЕL-10;
    • проводить активную работу относительно внедрения КРУ серии КРУ/ТЕL совместно с типовым решением строительной части РУ 6-10 кВ для этих устройств, в особенности в местах уплотненной застройки и высокой платы за землю.
  4. Просить Министерство топлива и энергетики Украины осуществить организацию разработки и утверждения Государственного стандарта Украины на ограничители перенапряжений (ОПН).

Г.Н. Катренко, заместителя директора департамента дистрибьюции НАК «Энергетическая компания Украины». Опубликовано: «Электрические сети и системы» № 1, 2011 г.