"Новости Электротехники": "Энергетика и Электротехника

	< Предыдущая ] [ Следующая >	Журнал №6(18) 2002 - 1(19) 2003


	Применение несовершенных ТП — путь к повышению тарифов В прошлом номере журнала (№5 (17) 2002 г.) мы начали разговор о проблемах, существующих в последней ступени всей системы выработки, передачи и распределения электроэнергии — распределительных сетях 6(10) кВ. Материал главного инженера ЗАО «Краснодарэлектро» Валерия Демченко, в котором рассматривались воздушные и кабельные сети 6(10) кВ и распределительные пункты среднего напряжения, получил большое количество откликов читателей. Практически все они сводились к тому, что необходима выработка единой технической политики в сетях среднего напряжения. Требуется рассмотреть схемы построения сетей, технические решения РП и ТП, принять наиболее целесообразные схемы их компоновки, определиться с применяемыми коммутационными аппаратами, трансформаторами, кабелями и проводами и пр. Сегодня мы публикуем мнение Валерия Демченко о трансформаторных пунктах 6(10)/0,4 кВ. Трансформаторные пункты 6—10/0,4 кВ Безусловно, конструкция трансформаторных пунктов (ТП) должна соответствовать принятой в конкретном районе схеме электрической сети — радиальной, лучевой или многолучевой, выбираемой исходя из категории надежности электроснабжения потребителей. Но в разделах 1.2.17—1.2.20 «Правил устройства электроустановок» четко определены только I и III категории надежности. Определение II категории вызывает разночтения, и трудно однозначно сказать, чем отличаются требования для II и III категорий. Допустим, в ПУЭ сказано, что предельный период перерыва в электроснабжении для этих категорий не должен превышать 1 сутки. В чем же тогда разница между ними? Считаю, что кто-либо из руководящих лиц должен взять на себя ответственность и пояснить трактовку разделов ПУЭ. Многие специалисты изъявляют желание принять участие в дискуссии по вышеуказанным вопросам. Редакция готова взяться за организацию такого «круглого стола». Ждем предложений по телефону в Петербурге (812) 325-17-11. В России встречаются схемы ТП самой различной конструкции. Это связано с применением оборудования разного типа, с разнообразными требованиями обеспечения надежности. Иногда основанием для выбора ТП является только распоряжение руководителя сетевого предприятия, принимающего решения по не совсем понятным причинам. Множество несовершенных конструкций ТП, занимающих большие площади и использующих устаревшее оборудование, приносят энергоснабжающим организациям большие эксплуатационные затраты, не позволяют безопасно и надежно эксплуатировать ТП. Казалось бы, при работе типовых ТП должны отслеживаться причины аварий, чтобы в дальнейшем не допускать их в процессе эксплуатации. Однако никто подобной работой не занимается. И вторично необходимо отметить, что организации, координирующей эти процессы, в РФ нет, а существующие НИИ по различным причинам далеки от действующих реалий, да и не желают бесплатно заниматься разработкой современных технических решений. Где ставить АВР? В Санкт-Петербурге все ТП имеют устройства автоматического ввода резерва (АВР) на среднем напряжении. Из этого следует, что наиболее ненадежными руководители энергетических предприятий этого города считают сети 6(10) кВ. В Москве же сплошь и рядом ТП с АВР на низкой стороне. Там посчитали, что с кабельными линиями 6(10) кВ и трансформаторами проблем мало, а вот КЛ-0,4 кВ работают с невысокой степенью надежности. Вместе с тем главный инженер «Московской кабельной сети» С.Н. Тодирка отмечает, что «...количество ТП с АВР на низкой стороне в Москве в последнее время уменьшилось. Такая схема применяется только для очень ответственных потребителей. Мы склонны к тому, что АВР должен быть установлен непосредственно у потребителя I категории». Иначе думает главный инженер «Ленинградской кабельной сети» А.М. Федоров: «Мы убеждены в правильности решения, что АВР в каждом ТП должен быть установлен на стороне 6(10) кВ». Я считаю совершенно верными требования Инструкции по проектированию городских электросетей (РД—34.20.185—94), в которой сказано, что АВР должен устанавливаться непосредственно у потребителя 0,4 кВ. Зачем применять дорогую, сложную и требующую больших эксплуатационных затрат конструкцию ТП, как это делается в Петербурге? К вопросу о корпусах Если ТП располагаются в основном в кирпичных или панельных помещениях, снимающих многие вопросы эксплуатации, то необходимо на КТП (комплектные трансформаторные подстанции) обратить особое внимание. В стране производится большое количество видов КТП, смонтированных в металлическом корпусе. Эти КТП имеют все необходимые согласования и даже сертификаты соответствия. Но энергетики не всегда имеют понятие о коррозионной стойкости материалов, об этом больше информированы металлурги. Применять же, что делают многие наши производители, для конструкции корпуса дешевый холоднокатанный металл, который будет уничтожен коррозией в течение 5—7 лет, преступно. Практически никто не подумал о применении горячекатанного металла, который более успешно противостоит коррозии. Нельзя не сказать и о защитном покрытии. Некачественная покраска, что встречается постоянно, превращает корпуса в «ржавые короба» уже через несколько месяцев. Требуется зачистка и покраска, что серьезно увеличивает эксплуатационные затраты. С завистью смотришь на КТП производства Англии, которые проработали уже более 50 лет и не вызывали вопросов по эксплуатации корпусов. Обидно и противно за бездействие «специалистов», которые принимают решения, не имея необходимых знаний. Необходимо определиться с материалом для корпуса. Может, выполнять его из другого металла, более устойчивого к коррозии или пенобетона. Существуют и другие проблемы с корпусами. Так, покров крыш постоянно деформируется и повреждается предметами, выброшенными из близлежащих домов, что ускоряет процесс коррозии. Необходимо техническое решение по применению новых покровных материалов. Двери с наружными навесными петлями при морозной погоде открыть просто невозможно. Особенно сложно это сделать в ночное время. Отсюда вывод — дверные петли на всех внешних дверях и воротах должны быть внутренними. Основные недостатки ТП Отмечу, что у большинства ТП и КТП имеются существенные недостатки, на которые необходимо обратить особое внимание и принять решения по их устранению. Так: — конструкция ТП10/0,4 кВ должна быть максимально безопасной. Для этого, помимо прочего, необходима замена разъединителей на выключатели нагрузки. Выключатели нагрузки должны быть предусмотрены и на транзитных линиях, и на силовом трансформаторе, т.к. при вводе в эксплуатацию даже трансформатора 630 кВА с разъединителями уже появляются проблемы; — в связи с требованием Инструкции по проектированию городских электрических сетей (РД—34.20.195—94) об установке АВР непосредственно у потребителя I категории, следует запретить установку мощных «диких» и не всегда надежных и подконтрольных систем АВР в ТП. Необходимо иметь в виду, что выполнение сети непосредственно до потребителя I категории по ряду причин тоже не всегда надежно; — на силовых трансформаторах мощностью 160 кВА и выше, на стороне 0,4 кВ должны устанавливаться только аппаратные зажимы. Никакой резьбы на шпильках выводов не должно быть. Конструкция подключения шин на шпильки трансформаторов не выдерживает никакой критики. По этой причине в эксплуатирующих организациях РФ постоянно выходят из строя силовые трансформаторы. В зарубежных странах, где подобная конструкция запрещена, таких проблем не возникает; — требование установки термометров для контроля температуры в силовых трансформаторах следует отнести к давно прошедшим временам. Кто и когда смотрит на этот термометр? Вопрос, на который сейчас вряд ли можно ответить. А если учесть «комедии» со специальными зеркальцами, то становится смешно: в это зеркальце без подзорной трубы с порога трансформаторной кабины никто, никогда и ничего не увидит. А контроль нужен. Для этого на корпусе трансформатора должен быть закреплен (без контакта с маслом) температурный датчик, который будет по системе АСКУЭ передавать информацию в оперативно-диспетчерскую службу. Этим же каналом должно контролироваться состояние дверей (открыто, закрыто) трансформаторного пункта; — все ТП должны быть оборудованы системой безопасной замены силовых трансформаторов. Замена трансформаторов должна происходить с предварительной выкаткой на специальное переносное приспособление. При отсутствии последнего постоянно нарушаются Правила ТБ; — должна быть только гибкая связь шин и аппаратных контактов силовых трансформаторов, иначе при замене трансформаторов разных габаритов возможно повреждение шин; — все маслопропитанные кабельные связи между РУ-10 кВ и силовыми трансформаторами необходимо в плановом порядке заменить на кабели с пластмассовой изоляцией; — конструкция щита низкого напряжения подлежит детальному анализу. Комбинация «рубильник—предохранитель» крайне ненадежна и опасна. Применение же различных автоматов сокращает межремонтный период, а значит, увеличивает экс-плуатационные затраты. Необходимо выработать принципиально новое решение. В различных организациях уже имеются решения по ряду указанных проблем. Однако отсутствие определенных типовых решений, исследований и разработок, а самое главное — отсутствие компетентной организации, курирующей и направляющей технологический процесс в этой отрасли, не позволяет достигнуть желаемого прогресса. А продолжающийся ввод в эксплуатацию несовершенных ТП и КТП, требующих больших эксплуатационных затрат, означает дальнейшее повышение тарифов на электроэнергию, увеличение затрат энергоснабжающих организаций, связанных не только с недоотпуском электроэнергии своим потребителям, но и с ответственностью по новым законам за отключения без предупреждения потребителей.

Применение несовершенных ТП — путь к повышению тарифов