Техническое состояние основного оборудования подстанций и ВЛ и мероприятия по повышению надежности

Тяжелые повреждения без учета повреждаемости вводов, изготовленных до 1970 г., составляют 1%, для трансформаторов более позднего изготовления – около 0,2%. Анализ за последние 5 лет показал, что удельная повреждаемость трансформаторов составляет 0,45% в год.

Около 33% отказов трансформаторов приходится на вводы, причем основную долю составляют очень тяжелые повреждения со взрывом ввода

èобычно с пожаром, из-за перекрытия по желтому налету на внутренней поверхности нижней покрышки ввода.

Около 23,5% отказов приходится на РПН (устройство регулирования под нагрузкой).

Âмировой практике также велика доля повреждений АТ из-за вводов и устройств РПН.

На повреждения из-за недостаточной стойкости обмоток при КЗ приходится 5,36% отказов, причем этот дефект конструкции наиболее часто проявляется в АТ 330 и 500 кВ.

Ежегодно одно-два (4%) повреждения происходили из-за дефектов главной изоляции (в том числе из-за заусенцев на проводе обмотки) и др.

Современные АТ имеют КПД выше 99,5% (в АТ 500 и 750 кВ КПД выше 99,7%) и малую повреждаемость.

Для повышения надежности работы и техниче- ского уровня эксплуатации трансформаторного оборудования целесообразно:

переходить на наиболее надежные вводы, а именно, вводы с твердой изоляцией производства Хотьковского завода совместно с фирмой АВВ, завода “Изолятор” и фирмы “Микафил”, импорт которых сейчас мал из-за большой цены;

применять более надежное устройство РПН. Традиционным и наиболее известным в мире изготовителем устройств РПН является фирма “Машиненфабрик Рейнхаузен” (Германия). Менее надежные, но более дешевые устройства РПН изготавливаются на Запорожском трансформаторном заводе;

применять приборы для измерения температуры масла, по которым определяют тепловую загрузку АТ, с автоматическим управлением устройствами охлаждения вместо используемых в настоящий момент термосигнализаторов (манометриче- ские термометры), которые дают погрешность 10°

èболее;

использовать зарубежную практику применения устройства для измерения температуры обмоток. Это позволяет в необходимых случаях вести контроль за перегрузками, а также косвенно следить за тепловым износом изоляции (ЗТЗ и МЭЗ давно ставят эти приборы на автотрансформаторы и трансформаторы экспортного изготовления).

Высоковольтные выключатели 110 – 750 кВ. В единой национальной (общероссийской) электрической сети эксплуатируется около 30 000 выключателей классов напряжения от 110 до 750 кВ.

Распределение по классам напряжения: 110 кВ – 80,5%; 220 кВ – 15,2%; 330 кВ – 1,2%; 500 кВ – 3%; 750 кВ – 0,1%.

Больше 50% установленных выключателей приходится на масляные баковые выключатели с номинальным напряжением 110 и 220 кВ (110 кВ – 58%, 220 кВ – 45%). С 30-х до 80-х годов ХХ века масляные баковые выключатели серий МКП и У поставлялись заводом Уралэлектроаппарат, позже ПО Уралэлектротяжмаш.

Маломасляные выключатели 110 и 220 кВ составляют 24,3% общего числа установленных выключателей (110 кВ – 27%, 220 кВ – 17%). Это выключатели типов ВМТ-110 и ВМТ-220 производства Уралэлектротяжмаш (УЭТМ), выключатели ММО-110 болгарского производства, небольшое число выключателей фирмы ASEA и других зарубежных фирм. Выпуск и поставка выключателей типов ВМТ-110 и ВМТ-220 продолжается. Поставка их в энергосистемы составляет: ВМТ-110 – 285 шт. в 2000 г. и 320 шт. в 2001 г., а ВМТ-220 – 15 и 30 шт. соответственно.

Число воздушных выключателей составляет 18,6% общего числа установленных выключателей (110 кВ – 12%, 220 кВ – 35%, 330 и 500 кВ – 97%).

Воздушные выключатели серий ВВН, ВВ, ВВБ, ВВД, ВНВ и других выпускались предприятиями Электроаппарат и Уралэлектротяжмаш.

До 1996 г. в энергосистемах имелись единич- ные образцы элегазовых выключателей, которые можно было рассматривать как находящиеся в опытной эксплуатации. В 1997 г. было выпущено Решение ¹ Э-1/97 Департамента электрических сетей “О преимущественном применении элегазовых выключателей при строительстве, реконструкции, техническом перевооружении и замене оборудования подстанций 330 – 750 кВ РАО “ЕЭС России”. За последние годы число элегазовых выключателей в распределительных устройствах всех классов напряжений постоянно увеличивалось и в настоящее время составляет около 4%.

Элегазовые колонковые и баковые выключатели поставляются УЭТМ (преимущественно 110 кВ с токами отключения до 40 кА), небольшое число баковых выключателей 110 и 220 кВ – ОАО “Энергомеханический завод”, а также ведущими зарубежными фирмами АВВ, Альстом, Сименс.

Значительная часть масляных и воздушных выключателей, эксплуатируемых в единой национальной (общероссийской) электрической сети, прежде всего напряжением 110 и 220 кВ, отработала установленный нормативными документами срок службы, что составляет около 35% общего числа выключателей, находящихся в эксплуатации. Отработали свой нормативный ресурс 90% выключателей МКП-110 и ВВН-110, 40% выклю- чателей У-110, 50% выключателей ВВН-220.

Основным показателем повреждаемости выключателей является параметр потока отказов, рассчитываемый как отношение общего числа всех видов отказов за период работы к суммарной длительности эксплуатации выключателей, определяемой числом выключателей-лет. В отечественных высоковольтных выключателях серии ВВ на напряжение 110 – 220 кВ параметр потока отказов равен 0,07 – 0,08 1/год, у выключателей на напряжение 500 – 750 кВ – 0,13 – 0,15 1/год. По данным СИГРЭ, средний поток отказа для выключа- телей 110 кВ и выше составляет 0,01 1/год.

Наихудшие показатели надежности в своих классах напряжения имеют выключатели следующих типов: ММО-110 (болгарского производства) – поток отказов 0,100 1/год; ВВБ-110 – 0,111 1/год; ВВН-220 – 0,134 1/год; ВВН-330 – 0,129 1/год; ВВБК-500 – 0,242 1/год; ВВ(М)-500 – 0,065 1/год. Эти выключатели не отвечают современным требованиям, в том числе по надежности, по коммутационному и механическому ресурсам, по объемам необходимых ремонтных работ, массам и габаритам.

Общеизвестны причины повреждаемости оте- чественных выключателей:

недостатки конструкции; дефекты, обусловленные низким качеством ма-

териалов; дефекты изготовления;

нарушения нормативных и директивных документов по ремонту и эксплуатации;

установка в цепях шунтирующих реакторов и конденсаторных батарей, для коммутации которых выключатели не предназначены;

установка в цепях, где токи КЗ и восстанавливающиеся напряжения превышают нормированные параметры выключателя.

Особо надо отметить проблемы при коммутации реакторных присоединений. Реакторы по условию эксплуатации могут коммутироваться несколько раз в сутки, поэтому механическая стойкость выключателя должна быть высокой. При отключении выключателя на его контактах образуются перенапряжения (ПВН), максимум которых составляет 500 – 600 мкс. В соответствии с ГОСТ 687–78 в этой области значение ПВН для выклю- чателя не нормируется, т.е., строго говоря, воздушные выключатели не предназначены для коммутации реакторных присоединений.

В отечественной практике выпуск как масляных, так и воздушных выключателей еще продолжается, но тенденция их постепенного вытеснения элегазовыми выключателями, несомненно, имеет место, хотя ведущие зарубежные фирмы-изготови- тели давно уже сняли с производства масляные и воздушные выключатели и перешли на производство элегазовых выключателей.

По данным СИГРЭ в зарубежных сетях парк элегазовых выключателей составляет в различных

классах напряжения:110 кВ – 52%, 220 кВ – 55%, 330 кВ – 69%, 500 кВ – 66%, 750 кВ – 8%; при этом среди выключателей, установленных за последние 10 лет, доля элегазовых выключателей составляет 93%.

При техническом перевооружении электриче- ских сетей основным направлением для повышения надежности является замена устаревших масляных и воздушных выключателей 110 – 750 кВ на колонковые элегазовые выключатели; баковых масляных выключателей – на баковые элегазовые выключатели, имеющие встроенные трансформаторы тока; воздушных выключателей 500 кВ на реакторных присоединениях – на элегазовые выключатели, имеющие небольшие токи среза и более высокий механический ресурс.

Следует использовать:

новые разработки колонковых и баковых выключателей Уралэлектротяжмаш (выключатели типов ВГТ-110, ВГК-220, ВГБ-110);

выключатели ведущих зарубежных фирм АББ, Сименс, Альстом;

устройства синхронизации, например Switchsync F-236, на напряжение 500 кВ фирмы АББ, которые синхронизируют момент размыкания и замыкания контактов выключателя относительно фазы напряжения и тока реактора, позволяют исключить повторные пробои межконтактного промежутка и снизить перенапряжения, а при замыкании контактов исключить броски тока;

полимерные изоляторы для колонковых и баковых выключателей, что позволит улучшить характеристики выключателей, снизить массу, обеспе- чить устойчивость к загрязнению и актам вандализма.

При внедрении элегазового оборудования для повышения качества и культуры эксплуатации, обеспечения безопасности и современных экологических требований необходимо оснащение энергосистем современным газотехнологическим оборудованием.

Разъединители 110 – 750 кВ. В единой национальной (общероссийской) электрической сети эксплуатируется около 120 000 разъединителей классов напряжения от 110 до 750 кВ. Распределение по классам напряжения: 110 кВ – 84,5%, 220 кВ – 15,2%, 330 –750 ê – 0,3%.

Надежность работы разъединителей невысока. Основными причинами отказов разъединителей являются:

низкое качество фарфоровых опорных изоляторов;

недостаточная надежность контактов; несовершенная конструкция и низкое качество

изготовления деталей и узлов кинематической передачи;

несовершенная конструкция и низкое качество переключающих устройств электромагнитных блокировок;

отсутствие постоянного подогрева шкафов управления и, как следствие, конденсация в них влаги;

несовершенная конструкция и низкое качество переключающих устройств КСА;

недостатки монтажа, эксплуатации и ремонтов. Все типы отечественных разъединителей комплектуются опорными фарфоровыми изоляторами

низкого качества.

В настоящее время остро стоит вопрос о неисправностях и повреждениях электромагнитных блокировок на подстанциях 110 – 500 кВ, в особенности в разъединителях, имеющих ручной привод.

Несколько лучше работают электромагнитные блокировки на разъединителях 220, 330 и 500 кВ с двигательными приводами, но и они часто выходят из строя вследствие несовершенства переклю- чающих устройств КСА, работающих в электрошкафах без подогрева и с поврежденными уплотнениями, а также вследствие дефектов прокладки кабелей в открытом грунте. Отказы электромагнитных блокировок особенно проявляются в зимних условиях в северных районах России.

Электрические шкафы разъединителей зарубежных производителей имеют систему подогрева для исключения конденсации влаги на деталях элементов электрического шкафа, а для районов с низкими температурами в шкафах монтируется вторая дополнительная система подогрева для работы в зимних условиях.

Это особенно важно в связи с тем, что отказы электромагнитных блокировок приводят к ошибочным действиям персонала подстанций и к травмированию людей со смертельным исходом.

До 25% отказов разъединителей связано с ошибочными действиями оперативного и ремонтного персонала.

При техническом перевооружении следует производить замену:

разъединителей 110 – 220 кВ на более совершенные, имеющие двигательные приводы главных и заземляющих ножей, в частности, на разъединители серии РГ (РГН) производства ЗАО ЗЭТО и разъединители типа SGF, выпускаемые предприятием АББ УЭТМ;

разъединителей 330 – 750 кВ на разъединители полупантографного типа серии РПГ, а также на разъединители серии РГ горизонтально-поворот- ного типа производства ЗАО ЗЭТО;

на разъединители зарубежных фирм, в частности, фирм “НАРАМ” (Голландия) и Альстом.

В новых конструкциях разъединителей фирмы ЗАО ЗЭТО применены двигательные приводы, полностью переработана конструкция электрошкафов: введены элементы подогрева, заменены переключающие устройства КСА на новые, обеспечена надежная герметизация.

Измерительные трансформаторы тока и напряжения. Число измерительных трансформаторов 110 – 750 кВ, установленных в энергосистемах, примерно на порядок превосходит число крупных силовых трансформаторов.

Ориентировочно число измерительных трансформаторов тока, установленных на подстанциях России, составляет около 110 тыс. шт. (110, 150 кВ – 82 030; 220 кВ – 18 150; 330 кВ – 2830; 400, 500, 750 кВ – 6700); число трансформаторов напряжения – около 90 тыс. шт. (110, 150 кВ – 69 050; 220 кВ – 15 000; 330 кВ – 1600; 500 кВ – 4000; 750 кВ – 200).

Срок службы измерительных трансформаторов, установленных на подстанциях России, примерно соответствует срокам службы силового оборудования. Для примера, на подстанциях межсистемных электрических сетей Центра и Волги сроки службы более половины измерительных трансформаторов превосходят 20 лет. В некоторых энергосистемах, например, в Челябэнерго более 85% измерительных трансформаторов имеют срок службы 30 лет и более.

Созданные в конце 80-х годов измерительные трансформаторы тока типа ТФНКД и ТФРМ с изоляцией конденсаторного типа оказались одними из самых ненадежных электрических аппаратов и использование их на особо ответственных объектах нежелательно.

Трансформаторы тока типа ТФЗМ 110 – 500 кВ и трансформаторы напряжения типа НКФ 110 – 500 кВ имеют существенный изъян – недостаточную защиту от атмосферной влаги. Это приводит к тому, что через 10 – 15 лет у трансформаторов напряжения и через 20 – 25 лет у трансформаторов тока влажность твердой изоляции достигает опасных значений (4 – 6%).

У трансформаторов напряжения, в отличие от трансформаторов тока, частичные периодически повторяющиеся микроразряды при увлажнении возникают во всем объеме изоляции. Это приводит к замыканию части витков обмотки высокого напряжения и повышению напряжения на вторич- ной стороне. Трансформаторы напряжения, забракованные по показателям увлажнения изоляции или повышения напряжения на вторичной стороне, подлежат замене, их восстановление невозможно.

При техническом перевооружении рекомендуется:

провести модернизацию защиты от увлажнения изоляции трансформаторов тока ТФЗМ 110 – 500 кВ и трансформаторов напряжения НКФ 110 – 500 кВ путем введения масляного затвора. При этом ресурс твердой изоляции трансформаторов тока ТФЗМ 110 – 500 кВ даже после работы его в течение 25 – 30 лет остается достаточно большим.

внедрить антирезонансные трансформаторы напряжения серии НАМИ 110, 220, 330 и 500 кВ. В настоящее время Раменский электротехниче- ский завод выпускает антирезонансные индуктивные трансформаторы напряжения, имеющие по сравнению с емкостными трансформаторами напряжения лучшую стабильность, меньшие погрешности в переходных процессах, большую нагрузочную способность и более выгодное соотношение стоимость/качество.

Комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией. Герметизированное элегазовое комплектное распределительное устройство (КРУЭ) представляет комплект коммутационных, измерительных и других аппаратов и устройств, заключенных в металлические корпуса, заполненные элегазом под давлением. В последние годы в мировой и отечественной практике достаточно четко определились основные области применения КРУЭ: крупные города с большой плотностью застройки, труднодоступные районы, районы с сильно загрязненной атмосферой, районы с повышенной сейсмичностью.

В единой национальной (общероссийской) электрической сети КРУЭ эксплуатируются с 1979 г., когда в Мосэнерго были введены две подстанции 220/110 кВ: Елоховская (с КРУЭ отечественного производства) и Свиблово (с импортным оборудованием фирмы АББ).

С тех пор в эксплуатацию введено более 266 ячеек КРУЭ 110 и 220 кВ, в том числе 110 кВ – 228 шт., 220 кВ – 38 шт. Большая часть из них (около 60%) выпущена ПО “Электроаппарат” и выделившимся из этого объединения ОАО “Энергомеханический завод”. Около 40% ячеек поставлено предприятиями компаний АББ, Альстом и Сименс.

Около 80% ячеек эксплуатируется в Мосэнерго, остальные – в Ленэнерго, Тюменьэнерго, Свердловэнерго, Комиэнерго.

Надежность отечественных КРУЭ остается недостаточной. По данным Мосэнерго наибольшее число отказов имеет место в отсеках выключателей и трансформатора напряжения. В отсеках трансформатора напряжения происходили повреждения предохранительной мембраны и внутренние КЗ трансформаторов. В выключателях наиболее слабыми местами являются клапаны отклю- чения и включения пневматической системы управления и отключающая защелка. В результате некачественного изготовления в эксплуатации наблюдаются повышенные утечки элегаза.

При техническом перевооружении рекомендуется:

расширение районов применения КРУЭ, в первую очередь, применение КРУЭ в районах с суровыми климатическими условиями и высокой сейсмичностью;

внедрение современного газотехнологического и испытательного оборудования;

внедрение ряда современных автоматизированных систем диагностики и управления для повышения уровня эксплуатации КРУЭ.

Нелинейные ограничители перенапряжений. Существенную роль в продлении срока службы электрооборудования, в первую очередь, трансформаторов и реакторов, играет снижение грозовых и коммутационных перенапряжений. Это может быть достигнуто применением современных средств защиты – нелинейных ограничителей перенапряжений (ОПН), которые более технологич- ны в производстве и имеют лучшие защитные характеристики, чем вентильные разрядники.

В настоящее время на энергетическом рынке России имеется большой выбор ограничителей перенапряжений как отечественного, так и зарубежного производства.

При техническом перевооружении целесообразно применять:

одноколонковые ограничители с повышенной пропускной способностью и энергоемкостью;

ограничители с использованием, так называемых, нестарящихся варисторов, которые позволят исключить эксплуатационный контроль за параметрами ограничителя;

ограничители перенапряжений с пропускной способностью, достаточной для обеспечения их надежной работы в нормальных и аварийных режимах сети.

Для обеспечения надежности, бесперебойности, эффективности и устойчивости функционирования единой национальной (общероссийской) электрической сети необходимы реконструкция и техническое перевооружение электрических сетей.

Техническое перевооружение позволит сократить объем и стоимость ремонтных работ, повысить управляемость электрических сетей, обеспе- чить необходимый контроль и учет передаваемой по сетям электроэнергии.

Техническое перевооружение должно базироваться на применении современного оборудования и технологий.

При техническом перевооружении на основе изучения механизмов старения оборудования и прогнозирования ожидаемых потоков отказов и срока жизни оборудования должны быть решены следующие задачи:

замена морально и физически устаревшего оборудования новым, более совершенным на основе анализа причин отказов и повреждаемости, данных о техническом состоянии, данных о ресурсе до полного физического износа;

продление ресурса оборудования с учетом экономической целесообразности;

внедрение автоматизированных систем управления и контроля состояния;

улучшение охраны окружающей среды;

гармонизация и нормализация уровней напряжения;

обеспечение надлежащего качества электроэнергии с учетом характера ее потребителей;

применение полностью автоматизированных подстанций с дистанционным управлением основными коммутационными аппаратами, что позволит осуществлять автоматизированный сбор и обработку информации об оборудовании и даст зна- чительную экономию в площади подстанции.

Линии электропередачи. Значительное число ВЛ РФ напряжением 110 – 500 кВ построено 40 – 50 лет назад и для них характерна проблема недостаточной проектной надежности.

При проектировании климатические нагрузки определялись исходя из повторяемости климати- ческих условий 1 раз в 10 лет для ВЛ до 330 кВ включительно и 1 раз в 15 лет для ВЛ 500 кВ (вероятность непревышения принятых значений климатических условий соответственно 0,9 и 0,933).

Эксплуатируемые в настоящее время ВЛ достигли определенной степени коррозионного износа (по стали, железобетону). Обследования показали, что отдельные элементы ВЛ имеют разные темпы коррозионного износа. Наибольшему коррозионному и механическому износу подверглись грозозащитные тросы ВЛ. На эти процессы наложились локальные повреждения проволок наружных повивов тросов, вызванные разрядами молнии с достаточно большими токами, что накопительно приводит к необходимости плановой их замены при эксплуатации.

Анализ результатов обследований показал, что для ВЛ, эксплуатируемых 35 лет и более, повышение интенсивности отказов по отдельным компонентам опор ВЛ (тросостойки, тросовые оттяжки

èдр.) следует ожидать через 5 – 15 лет.

Âсоответствии со СНиП 2.01.07-85 гололедноветровые нагрузки на тросы на 15 – 30% больше, чем на провода, за счет большей высоты подвеса троса по отношению к проводам.

При проектировании ВЛ в соответствии с ПУЭ-6 гололедно-ветровые нагрузки на провода и тросы принимаются одинаковыми.

Âрезультате при воздействии гололедно-вет- ровых нагрузок трос провисает больше, чем провода, что нередко приводит к уменьшению расстояния трос – провод до критического значения и к схлестыванию троса с проводом, вызывая короткие замыкания на ВЛ в большинстве случаев с неуспешным АПВ, пережоги тросов и проводов.

Âкачестве грозозащитного троса чаще всего используются стальные канаты С50 и С70, изготовленные по ГОСТ 3063. Такие канаты имеют недостаточную антикоррозийную защиту и срок их службы на ВЛ обычно составляет 20 – 25 лет. Выход из строя стальных канатов ускоряется также в связи с тем, что при поражении молнией возможны повреждения и даже пережоги одной или двух

проволок наружного повива троса. С накоплением такого рода повреждений снижается общая проч- ность троса, проволоки могут частично раскручи- ваться, приближаться к фазным проводам, что приводит к перекрытиям с провода на грозозащитный трос.

Из-за большого электрического сопротивления стальных канатов С50, С70 затруднена плавка гололеда, чаще всего невозможно проплавить гололед по всей длине троса.

На ВЛ, проходящих в районах с загрязненной атмосферой, где трос быстро коррозирует, и в IV и выше районах по гололеду и ветру, наличие троса часто понижает надежность ВЛ, так как увеличи- вает нагрузки на опоры, способствуя их повреждению. Тросы обрываются, вызывая короткие замыкания на ВЛ в большинстве случаев с неуспешным АПВ, что приводит к тяжелым аварийным последствиям. При этом восстановление тросов требует продолжительных аварийно-восстановительных работ, часто в труднодоступных местах.

Из-за старения и коррозии тросов, находящихся в эксплуатации более 20 лет, повреждаемость тросов по сравнению с первоначальным периодом эксплуатации увеличивается на порядок. Число устойчивых отключений на ВЛ при грозе и при повреждениях тросов (исключая грозовые) в ряде энергосистем оказалось близким друг к другу.

В ряде случаев принимались решения о демонтаже грозозащитных тросов С50, С70 с ВЛ, что приводило к снижению грозоупорности этих линий и, как следствие, к увеличению числа грозовых отключений ВЛ и повреждению проводов.

Для повышения надежности воздушных линий электропередачи целесообразно:

определять климатические нагрузки на ВЛ с повторяемостью климатических условий 1 раз в 25 лет в соответствии с ПУЭ-7;

определять климатические нагрузки на ВЛ с вероятностью непревышения климатических условий 0,96; 0,98; 0,9933 и 0,998 в зависимости от требуемого уровня ответственности и надежности ВЛ;

применять новую технологию подвески проводов ВЛ на промежуточных опорах больших переходов (использовать устройство, разработанное ВНИИЭ, для подвески проводов, позволяющее исключить износ фазных сталеалюминиевых проводов);

применять для ограничения колебания проводов: внутрифазные распорки-демпферы; междуфазные изолирующие распорки; расстраивающие маятники для ограничения пляски проводов ВЛ; многорезонансные гасители вибрации;

применять изоляторы со сниженным уровнем радиопомех и электрических потерь и полимерные изоляторы нового поколения;