Новости Электротехники 3(123) 2020





<  Предыдущая  ]  [  Следующая  >
Журнал №1 (61) 2010 год     

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРОДОВ. ПРОБЛЕМЫ ОБСУЖДАЛИ В ПЕТЕРБУРГЕ

Подготовил Валерий Журавлев, «Новости ЭлектроТехники»

Принципы построения, развития и эксплуатации городских распределительных сетей среднего класса напряжения – вопросы, обсуждаемые на протяжении многих лет. Ассоциация электроснабжения городов «Прогрессэлектро», объединяющая директоров и главных инженеров энергетических предприятий России, уже 17 лет ежегодно собирает специалистов для обсуждения жизненно важных проблем.
«Наши заседания проходят в форме технического совета, на котором обсуждаются научные изыскания, основанные на опыте работы электросетевых компаний. Важная задача – это обмен опытом и определение эффективной технической политики для всех городов России», – отметил Александр Маслов, президент «Прогрессэлектро».
Новая встреча членов Ассоциации состоялась в марте 2010 года в городе на Неве. «Санкт-Петербургские электрические сети» при поддержке «Прогрессэлектро» пригласили коллег для обмена опытом в решении многочисленных вопросов.
В мероприятии приняли участие около 150 представителей электросетевых компаний, а также научных и исследовательских учреждений из России и стран ближнего зарубежья.
Санкт-Петербург в последние три года явился одним из тех мегаполисов, которые испытали большой дефицит электрической энергии. Было предпринято множество усилий для того, чтобы наладить системную работу по ликвидации этого дефицита мощности в распределительных сетях. Проделанная работа дала определенный опыт и возможность поделиться им на заседании Ассоциации.

День первый. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ

Открыл заседание Ассоциации Олег Тришкин, председатель Комитета по энергетике Правительства Санкт-Петербурга:
– После распаковки АО-Энерго проблемы кабельных сетей, электроснабжения городов были отодвинуты на второе место. Все усилия государства были брошены на инвестиции в генерирущие мощности. В последние десять лет про городские распределительные сети, про наших потребителей никто толком и не вспоминал.
И очень приятно, что в эти сложные годы Ассоциация, в состав которой входят настоящие профессионалы, знающие специфику распределительных сетей, вела работу по внедрению в электроэнергетику современных технологий, оборудования и материалов. Именно благодаря ее усилиям в распредсетях начали применяться кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена, вакуумные и элегазовые выключатели в ячейках среднего напряжения, сухие трансформаторы.
Все мы в курсе причин энергоаварий в Москве, в Петербурге, в Сочи и других крупных городах, которые явились следствием безалаберного отношения властей к электроэнергетике. Может быть, эти случаи послужили причиной того, что власти повернулись лицом к электроэнергетике.
Говоря об этом, я имею в виду в первую очередь Санкт- Петербург. Сегодня выделяются огромные денежные средства из бюджета города, у нас подписаны соглашения со всеми федеральными структурами по модернизации как электросетевого комплекса, так и генерирующих мощностей Федеральной сетевой компании. На днях было заключено очередное пятилетнее соглашение с ФСК о реконструкции и новом строительстве подстанций 220 и 330 кВ.
Кроме этого, порадовала позиция ФСК, которая готова решать проблемы распределительных сетей среднего напряжения.
При всех отмеченных плюсах скажу, что сегодня отсутствует идеология построения распределительных электрических сетей.
Причем это касается как крупных мегаполисов, так и небольших городов и районных центров. Думаю, что за отведенные три дня для заседаний мы сможем найти ответы на многие вопросы, касающиеся дальнейших путей развития электросетей.

Максим Воронков, генеральный директор СПбЭС, отметил, что соглашение между администрацией Санкт-Петербурга и РАО «ЕЭС России» (так называемый проект «Чубайс- Матвиенко») впервые за много лет обозначило перспективы развития всего комплекса электроэнергетики в мегаполисе: и генерации, и высоковольтных сетей, и распределительных.
– Безусловно, это было продиктовано необходимостью, острейшим дефицитом как самой мощности, так и сетей, которые передавали бы эту мощность. И это соглашение показало свою высокую эффективность. За последние пять лет проделана огромная работа, которая позволила существенно повысить надежность электроснабжения потребителей Петербурга.
Сейчас, в связи со спадом экономики, объем энергопотребления снизился. Есть небольшая передышка, во время которой можно обсудить сделанное, подвести итоги и разработать новую концепцию построения распределительных сетей наметить основные векторы развития.

КАБЕЛИ СО СПЭ-ИЗОЛЯЦИЕЙ

Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена в городских кабельных сетях активно начали применяться на рубеже ХХ–ХХI веков. Первопроходцем их использования в России стала Москва, поэтому право вести заседание было предоставлено Степану Тодирке, главному инженеру Московских кабельных сетей (МКС) – филиала ОАО «Московская объединенная электросетевая компания».
– Сейчас во многих городах в технической политике сетевых компаний прописано обязательное использование кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена, – отметил председательствующий. – Мы эксплуатируем такие кабели больше 10 лет и уже накопили некий опыт их использования. Скажу откровенно, этот опыт как позитивный, так и негативный, потому что в процессе эксплуатации выявились множественные нюансы, которых мы не ожидали поначалу. Это касается и прокладки кабельных линий, и способов монтажа, и использования необходимой арматуры, и методов диагностики. Более того, даже встал вопрос о пересмотре применяемого режима заземления нейтрали.

Степан Тодирка подробно остановился на опыте, который МКС получила за годы эксплуатации кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена.
Он отметил, что в настоящее время в МКС применяются кабели с изоляцией из СПЭ на напряжения от 0,4 до 35 кВ. Их протяженность составляет: КЛ 0,4 кВ – 2295 км, КЛ 6–10 кВ – 4800 км, КЛ 20 кВ – 89 км. – Когда впервые мы начали использовать кабели со СПЭ- изоляцией, а опытная линия была запущена в эксплуатацию в начале 90-х годов прошлого века, мы даже не задумывались о том, какая технология сшивки использована в применяемых кабелях – силанольная или пероксидная. Для нас важным было само понятие «современные решения». Уже потом мы осознали, что силанольную сшивку применять нельзя из-за малого срока службы таких кабелей, составляющего максимум 10 лет.
Далее выступающий рассказал о том, какие требования предъявляются к способам прокладки кабелей в траншеях, какую арматуру предпочитает применять МКС, как кабели защищаются от механических повреждений в земле и так далее.
Отметил Степан Тодирка и тот факт, что если повреждаемость кабельных линий (со всеми типами изоляции) в целом по Москве составляет 10,8 на 100 километров, то для линий с кабелем с изоляцией из СПЭ этот показатель гораздо ниже – около 1,5 на те же 100 километров.
Затем он раскрыл способы снижения повреждаемости кабельных линий.
– Первый способ – применение термоусаживаемых муфт при монтаже кабельных линий. Второй – отказ от высокотемпературных технологий при ремонте линий, когда при пайке жил в одном кабеле мы повреждали соседние кабели, но узнавали об этом только спустя какое-то время. Перешли от способа пайки к использованию соединительных муфт со срывными головками – проблема исчезла.

С докладом «Режимы работы кабельных линий, заземление экранов однофазных линий, способы прокладки» выступил Михаил Дмитриев, доцент Санкт-Петербургского государственного политехнического университета.
Выступавший подробно остановился на вопросах выбора сечений жилы и экрана однофазных силовых кабелей 6–500 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена, расстояния между соседними однофазными кабелями, способа заземления экранов, обосновал преимущества прокладки однофазных кабелей «треугольником».
Докладчик пояснил связь между сечением экрана кабеля и способом заземления нейтрали сети и отметил необходимость перевода городских кабельных сетей среднего напряжения на работу с низкоомным заземлением нейтрали. Также выступавший дал разъяснения о зависимости сечения жилы от способа заземления экранов кабелей.
В расчетных примерах Михаил Дмитриев продемонстрировал экономическую целесообразность борьбы с потерями мощности в экранах многих кабельных линий, выполненных однофазными кабелями, привел оценки безопасности работы на отключенной цепи многоцепных кабельных линий.

ОБСУЖДЕНИЕ

Высказывание докладчика о необходимости прокладки кабелей «треугольником» прокомментировал Степан Тодирка: – Мы именно так и делали изначально. Но не для того, чтобы решить проблему токов в экранах. О ней раньше и не задумывались. МКС такой мерой решала вопросы размещения кабельных линий, поскольку три кабеля в ряд занимают в траншее гораздо больше места, чем те же три, но проложенные треугольником. Только затем, когда действительно встала проблема больших токов в экранах, мы поняли, что наш способ решения одной задачи позволил решить и другую, не менее важную.
Вопрос (Валерий Демченко, генеральный директор НПК «Электрокомплекс», г. Краснодар):
– Если, по Вашему мнению, сечение экрана кабеля является настолько важным параметром, почему ведущие производители кабельной продукции, к примеру, Nexans, его не указывают?
Ответ (Михаил Дмитриев):
– На данный момент этого не требуют российские нормативные документы. Но сейчас такой стандарт разработан и находится на утверждении в Федеральной сетевой компании. Он называется «Заземление экранов однофазных силовых кабелей». И когда его примут, производитель, желающий работать на российском рынке, будет обязан указывать сечение экрана кабеля.

Тему режимов заземления нейтрали в сетях 6–35 кВ и организации релейной защиты от однофазных замыканий на землю в своем выступлении осветил Сергей Титенков, генеральный директор ООО «Энерган», г. Санкт- Петербург.

Докладчик рассмотрел существующие режимы заземления нейтрали, их связь с возникновением аварий при однофазных замыканиях на землю. Автор доклада подробно остановился на режиме изолированной нейтрали, режиме заземления нейтрали через дугогасящий реактор с шунтирующим низковольтным резистором, режиме заземления нейтрали через резистор. Каждый режим нейтрали сети 6–35 кВ рассматривался с позиций влияния на перенапряжения при однофазных замыканиях на землю, выбора оборудования для заземления нейтрали и особенностей организации релейной защиты от замыканий на землю.
Участникам конференции были продемонстрированы современные технические решения по заземлению нейтрали в сетях 6–35 кВ через дугогасящий реактор с шунтирующим низковольтным резистором, через высокоомные и низкоомные резисторы и с использованием комплектных шкафов заземления нейтрали.
В отношении каждого рекомендуемого режима заземления нейтрали Сергеем Титенковым были даны рекомендации по выбору уставок защит от замыканий на землю.
Вывод из выступления был следующим:
– Выбор режима заземления нейтрали в сетях 6–35 кВ является исключительно важным вопросом при эксплуатации и проектировании сети.
От этого выбора зависят уровень аварийности в сети, правильная работа защит от замыканий на землю, автоматизация поиска поврежденного фидера и последствия от возникновения однофазных замыканий на землю.
Применение в сетях 6–35 кВ современного оборудования заземления нейтрали (дугогасящих реакторов с шунтирующими низковольтными резисторами и высоковольтных резисторов заземления нейтрали) позволяет существенно повысить надежность работы сетей и снизить аварийность при однофазных замыканиях на землю.

Обсуждение

Вопрос (из зала):
– Конечно, при новом строительстве можно использовать Ваши предложения и использовать режимы резистивного заземления нейтрали. Но как затем согласовывать работу сетей с различными режимами заземления нейтрали? Какие подводные камни могут быть?

Ответ (Сергей Титенков):
– К сожалению, в старых сетях реализовать резистивное заземление нейтрали не получится, потому что это сразу потребует реконструкции защит на всех РП, очень затратной.
Поэтому остановимся на согласовании разных режимов заземления нейтрали. Скажем, имеются две подстанции: одна с режимом резистивного заземления (назовем ее первой), другая заземлена через дугогасящий реактор (назовем ее второй), и стыкуются они через РП.
Если соединять подстанции по схеме «1–2», то ничего негативного не будет, поскольку защиты сделаны на отключение большого тока. Такую схему можно предусматривать.
Проблемы могут возникнуть при схеме «2–1». Защиты не будут работать селективно при однофазном замыкании на землю, то есть имеется вариант, когда отключится выключатель на центре питания. Не очень хорошо, конечно, но плюсы использования таких видов заземления очевидны.

Вопрос (из зала):
– Как Вы оцениваете способ глухозаземленной нейтрали?
Ответ (Сергей Титенков):
– Если говорить о сетях среднего напряжения, то крайне отрицательно. Слишком большие токи КЗ. Однофазное КЗ в сетях с глухозаземленной нейтралью по своим последствиям будет сравнимо с трехфазным при других способах заземления нейтрали.
Да, в некоторых странах используют глухое заземление нейтрали, но не в распределительных городских сетях и не в сетях промышленных предприятий, а только в четырехпроводных (три фазы и ноль) воздушных сетях для электроснабжения потребителей отдельных коттеджей, когда от линии напряжением от 4 до 25 киловольт через однофазный трансформатор напряжения питается потребитель с бытовой нагрузкой, у которого нет вращающихся машин, электродвигателей и пр.

На вопросах диагностики кабельных линий с изоляцией из сшитого полиэтилена остановился Александр Лубков, ОАО «НИИПТ», г. Санкт-Петербург.
В первую очередь он описал преимущества кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена перед кабелями с бумажной изоляцией:
– большая пропускная способность за счет увеличения длительно допустимой температуры нагрева до 90°C вместо 65–80°C для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией (соответственно допустимые токи нагрузки на 15–30% выше, чем у кабелей с бумажной изоляцией);
– высокий ток термической устойчивости при коротком замыкании (предельно допустимая температура при токе КЗ составляет 250°C вместо 130–200°C для кабелей с бумажной изоляцией);
– низкий вес, меньший диаметр и допустимый радиус изгиба, что значительно облегчает прокладку, особенно на сложных трассах;
– возможность прокладки кабеля при очень низких температурах (до –20°C) без предварительного подогрева;
– отсутствие ограничения по разнице уровней на трассе прокладки;
– меньшие потери в изоляции (tgδ составляет 0,1% вместо 0,8% у кабелей с бумажной изоляцией);
– экологическая безопасность ввиду отсутствия жидких компонентов;
– более низкая удельная повреждаемость.
Далее докладчик подробно рассказал о существующих методах диагностики и определения состояния кабельных линий с изоляцией из СПЭ. К таковым относятся как неразрушающая диагностика (методы измерения и локализации частичных разрядов; измерения и анализа возвратного напряжения; рефлексометрии), так и испытания кабельных линий повышенным напряжением (постоянным или напряжением сверхнизкой частоты 0,1 Гц).

Обсуждение
Вопрос (Валерий Демченко):
– За рубежом проведены обширные исследования, доказывающие, что испытания повышенным напряжением не только не позволяют сделать адекватное заключение о состоянии кабеля, но и значительно ослабляют изоляцию. Кроме того, такие испытания уменьшают срок эксплуатации кабеля и увеличивают возможность развития аварийных ситуаций. За рубежом приняты суточные испытания кабеля под рабочим напряжением и не более того. Вы предлагаете более жесткие испытания. На чем они основаны?
Ответ (Александр Лубков):
– Постановкой линии под номинальное напряжение на 24 часа без нагрузки проверяется только качество самих кабелей либо серьезные огрехи монтажа. Но при монтаже возможны и какие-то небольшие недостатки, которые не дадут о себе знать в течение тех суток, что линия стоит под фазным напряжением. Если дать на линию нагрузку, то кабель разогреется до рабочей температуры и, возможно, через какое-то время произойдет пробой. Поэтому наше мнение таково: кабельные линии нужно испытывать повышенным напряжением ритмической частоты, которое позволит выявить все погрешности как монтажа, так и самого кабеля.

ПРОБЛЕМЫ ПОДСТАНЦИОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Особенности применения в распределительных сетях вакуумных выключателей среднего напряжения в своем докладе рассмотрел Андрей Ширковец, ООО «ПНП Болид», г. Новосибирск.

Выступавший указал на необходимость определения фактических значений ряда ненормируемых в настоящее время параметров данных коммутационных аппаратов (например, неодновременности замыкания и дребезга контактов, скорости подвижных контактов в вакуумной дугогасительной камере (ВДК) и т.д.).
Результаты экспериментальных исследований коммутаци
онных перенапряжений в действующих сетях, приведенные в докладе, свидетельствуют о том, что в ряде случаев ОПН, установленные для защиты оборудования при коммутациях, не срабатывают вследствие своей инерционности.
В заключении выступления было отмечено, что повсеместное внедрение вакуумных выключателей требует разработки технических требований и нормирования характеристик, связанных с работой привода аппарата и ВДК, а также определения возможности применения таких выключателей для конкретных электросетевых объектов и промышленных предприятий.

Обсуждение
Вопрос (Александр Маслов):
– Тема, поднятая в докладе, – архисерьезная для эксплуатирующих организаций. Ответьте конкретно: вакуумные выключатели в распредсетях – добро или зло? Особенно если учесть, что в наших городских сетях вперемешку проложены и кабели с бумажной изоляцией, изношенные до максимума, и кабели с изоляцией из СПЭ.
Ответ (Андрей Ширковец):
– Согласно итогам проведенных нами исследований, вывод однозначен: там, где имеются кабельные линии с изоляцией из СПЭ, вакуумные выключатели лучше не применять. Перенапряжения, создаваемые такими аппаратами, отрицательно влияют на кабели.
Предвосхищу Ваш следующий вопрос: а что использовать?
И на него отвечу. Либо элегазовые выключатели, либо, как ни странно это прозвучит, маломасляные коммутационные аппараты. Такие выключатели не вызывают высокочастотных коммутационных перенапряжений.
К сожалению, маломаслянники считаются вчерашним днем, а элегазовые выключатели существенно дороже вакуумных. Выбор – за вами, эксплуатационниками.
Дискуссия после этого ответа продолжилась довольно активно. Одни выступающие приводили аргументы, что нигде, кроме России, вакуумники в распредсетях среднего напряжения не применяют (только на электростанциях и промышленных предприятиях). Другие ссылались на США и Японию, в городских сетях которых вакуумные выключатели составляют около 80% всего аппаратного парка.
К единому мнению присутствовавшим в зале прийти так и не удалось. Рассмотрение этого вопроса решили перенести на следующее заседание.

Вопросы компенсации реактивной мощности в распределительной сети затронул в своем докладе Николай Емельянов (ПНП «Болид», г. Новосибирск).
Докладчик констатировал, что в нынешних экономических условиях задача компенсации реактивной мощности перестала быть однокритериальной.
Сейчас решение этой проблемы определяется отношениями между собственниками, границами раздела, узлами установки учета. Для городских электрических сетей потери реактивной мощности в таких элементах, как кабели, трансформаторы 10(6)/0,4 кВ, не представляют существенного значения. По мнению автора доклада, основная доля потерь реактивной мощности происходит в трансформаторах 110/10(6) кВ.

Современные методы осциллографирования переходных процессов – важное мероприятие для повышения эффективности работы систем электроснабжения рассмотрел Леонид Кучумов, профессор Санкт-Петербургского государственного технического университета.
Выступавший отметил, что в настоящее время на подстанциях 35 кВ и выше начинается повсеместная установка стационарных цифровых регистраторов аварийных процессов, запускающихся по фактам возникновения каких-либо нарушений. В дополнение к ним в эксплуатирующих организациях скоро должны появиться переносные цифровые осциллографы.
– Настало время, когда все процессы коммутации и включения нового (отремонтированного) электрооборудования не должны происходить без осциллографирования токов и напряжений, а в ряде случаев и расчета по ним мощностей и показателей качества электроэнергии.
Анализ информации о мгновенных значениях переменных будет способствовать повышению квалификации персонала, развитию физического мышления, позволит избежать аварийных ситуаций.

Об использовании модульных мобильных подстанций в городских сетях рассказала Виктория Борисенкова, технический директор направления «Высоковольтное оборудование» компании «АДД», г. Санкт-Петербург.
Выступавшая отметила, что мобильные подстанции 110 кВ могут использоваться в самых различных ситуациях. Например, при ремонте и реконструкции действующей подстанции; для разгрузки сетей в период пиковых нагрузок; при необходимости оперативного обеспечения электроэнергией новых объектов; для потребителей электроэнергии, расположенных в местах, где строительство стационарных ПС нерентабельно.
Мобильные подстанции могут оперативно, за 1-2 рабочие смены, подключаться как к кабельным, так и к воздушным линиям электропередачи, имеют по сравнению со стационарной ПС довольно низкую стоимость и не требуют значительных эксплуатационных затрат.

День второй.
ОСОБЕННОСТИ ПОСТРОЕНИЯ СХЕМ ГОРОДСКИХ СЕТЕЙ

Основные положения построения схем питающих и распределительных сетей 6–10–20 кВ в районах нового строительства рассмотрел в своем докладе Сергей Миловидов, главный инженер ГП «Сибгипрокоммунэнерго», г. Новосибирск.

Расчетные электрические нагрузки элементов городской электрической сети определяются на основании удельных нормативов, приведенных в Инструкции по проектированию городских электрических сетей РД 34.20.185-94 (СО 153.34.20.185-94) Следует отметить, что действующие удельные нормативы существенно устарели и требуют корректировки.
Что касается выбора схем построения сети, то он определяется необходимостью обеспечения той или иной степени надежности электроснабжения потребителей.
Основными схемами построения городской распределительной сети, в принципе, могут быть петлевая и двух (много) лучевая. При этом схемы могут строиться как однозвеньевыми (без применения РП), так и двухзвеньевыми (питание распределительной сети 6-10 кВ через шины РП).
В целях уменьшения сечений кабелей и сокращения потерь электроэнергии в районах новой высокоплотной застройки (при плотностях нагрузки, значительно превышающих 8 МВт/ км2) целесообразно применение в питающих и распределительных сетях напряжения 20 кВ.
Единичная мощность трансформаторов на новых ПС 110 кВ в крупных городах, в соответствии с РД 34.20.185-94, рекомендуется: при питании ПС по воздущным ЛЭП – не менее 25 МВА (не менее 40 МВА на 220 кВ); при питании по кабельным линиям – не менее 40 МВА. При реконструкции, в соответствии с Положением ОАО «ФСК» о технической политике в распределительном комплексе, рекомендуется применять на ПС 110 кВ силовые трансформаторы единичной мощностью не более 63 МВА.
Уровни токов КЗ на шинах 6–10–20 кВ ПС, к которым подключаются кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена, должны быть, как правило, не выше 12 кА, что позволит применять кабели с сечением экрана не более 70 мм2. Для этого необходимо выполнять реактирование на трансформаторных вводах (шины 6–10–20 кВ) при мощностях трансформаторов (с расщеплёнными обмотками) 40 МВА и более на напряжении 6 кВ, 63 МВА и более на напряжении 10 кВ.
Основное направление развития сетей среднего напряжения – применение напряжения 10 и 20 кВ. Напряжение 20 кВ целесообразно применять при возможности обеспечения питания от двух ЦП с напряжением 20 кВ.
В зоне действия новой ПС, где не предполагается в ближайшей перспективе сооружение второго ЦП с напряжением 20 кВ, сторона НН выполняется на 10 кВ.
Построение схем питающих сетей 10 кВ предлагается выполнять на базе двухсекционных РП с АВР на секционном выключателе 10 кВ и питанием РП, как правило, от двух независимых территориально разнесенных ЦП по двум независимым (взаиморезервируемым) кабельным либо кабельно-воздушным линиям (с применением СИП 6–10–20 кВ). При этом ограниченное взаиморезервирование соседних ЦП должно осуществляться по распределительной сети.
Расчётное сечение питающих линий (двух – по одной на секцию) к РП-10 кВ, исходя из максимальной нагрузки РП 12 МВт, составляет 3х1х630 мм2. При меньших расчетных нагрузках сечение жил кабелей питающих линий 10 кВ может составлять от 240 до 500 мм2.
Построение схем питающих сетей 20 кВ предлагается выполнять как по варианту, аналогичному схеме 10 кВ, так и по варианту с применением вместо РП соединительных пунктов – по принципу магистрали с отбором мощности через соединительные пункты.
В районах новой жилой и общественно-деловой застройки, где будут присутствовать потребители электроэнергии только 2-й и 1-й категорий по надежности электроснабжения, целесообразно применение, как правило, неавтоматизированных (без АВР на высокой и низкой сторонах ТП) разветвленных многолучевых схем на базе двухтрансформаторных секционированных ТП. Причем построение распределительной многолучевой сети необходимо выполнять по встречной схеме, то есть питать разные секции одной ТП от разных (независимых) взаиморезервируемых секций одного или двух РП (либо ЦП) по разным трассам.
Применение АВР возможно в отдельных обоснованных случаях с обязательной телемеханизацией.
В целях значительного сокращения финансовых затрат, сроков строительства и оформления разрешительной документации, трансформаторные подстанции целесообразно повсеместно выполнять малогабаритными блочными комплектными, высокой заводской готовности, типа БКТП с элегазовыми комплектными распределительными устройствами (либо малогабаритными ячейками с элегазовыми или вакуумными силовыми выключателями).

ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ


Вопросы потерь при передаче электрической энергии и необходимости повсеместного внедрения АИИС КУЭ затронул в своем выступлении Валерий Демченко.

Потери электрической энергии – один из важнейших экономических показателей работы электросетевого предприятия. Их величина отражает техническое состояние и уровень эксплуатации всех элементов распределительной сети, состояние систем учета и метрологического обеспечения парка измерительных приборов, эффективность энергосбытовой деятельности.
Уровень потерь напрямую влияет на -величину формируемого тарифа. Если проанализировать, к примеру, основные показатели ОАО «Холдинг МРСК» по объектам отпуска и потерям электроэнергии за 2008 год (данных за 2009 год, к сожалению, у нас пока не имеется), общие потери составили от 39,51% в «Нурэнерго» до 2,64% в «Тюменьэнерго». В такой ситуации следовало бы у первых произвести доскональный энергоаудит, а вторых представить к Государственной премии.
Для сравнения: фактические потери электроэнергии в магистральных и распределительных сетях Германии составляют 5%, в Италии – 6,4%, во Франции – 7,4%, в Великобритании – 8,8%,в Канаде – 8,4%, в США – 5,4%, в Японии – 5,5%. В среднем по России фактические потери в 2008 году (с учетом неоплаты населением) составили 18,3%.
Ясно одно: вопрос потерь необходимо рассмотреть более пристально и подробно. Остановлюсь на некоторых основных аспектах.
В настоящее время официальная статистическая система отчетности не обеспечивает ясного представления о структуре потерь электрической энергии. В формах 46ЭС № 6ТП (КЭС) Госкомстата РФ в строке 6 «Технологический расход электроэнергии на транспорт по электрическим сетям» потери определяются балансовым методом, т.е. как разность между поступлением электроэнергии в сеть и ее полезным отпуском потребителям. Все потери – и технические, и коммерческие – в этих формах объединены и названы «технологическими».
Посмотрим некоторые официальные данные ОАО «Холдинг МРСК» по потерям электрической энергии за 2008 год. Наибольшие потери, кроме уже упомянутого «Нурэнерго», наблюдаются в:
– «Тываэнерго» – 37,83% (при том что в целом в МРСК Сибири, в которую входит эта энергокомпания, потери составляют только 7,31%);
– «Ингушэнергосеть» – 35,57%.
Наименьшие потери, кроме «Тюменьэнерго»:
– в МРСК Северо-Запада – 6,73%;
– в МРСК Волги – 6,88%;
В целом по Холдингу МРСК видно, что отпуск в сеть за 2008 год составил 695 007 519 000 кВт.час, полезный отпуск из сети за этот же период 637 290 884 000 кВт.час. Фактические потери (технологический расход согласно форме 46ЭС Госкомстата РФ) составили 57 716 635 000 кВт/час или 8,3%.
На VIII Всероссийском семинаре-совещании «Предварительные итоги тарифного регулирования в 2009 году и задачи органов государственного регулирования на 2010–2011 годы» заместитель председателя Правления некоммерческого партнерства «Совет рынка» Сергей Поповский сообщил, что на 1 января 2009 года задолженность потребителей за отпущенную электроэнергию составляла 17,3 млрд руб., или 5,5% всего полезного отпуска электроэнергии (эта величина приведена без учета задолженности населения).
При этом в структуре потребления электроэнергии население занимает 15% (промышленность – 36%, ТЭК – 18%).
По регионам структура резко отличается: от высокой доли ТЭК в Западной Сибири и энергоёмкой промышленности во всей Сибирской системе – до высокой доли жилого сектора в густонаселённых регионах европейской части. По сложившейся традиции, задолженность абонентов быта не учитывается отдельно, а входит в величину пресловутого «технологического расхода электроэнергии на транспорт по электрическим сетям». Положение, когда задолженность спрятана в потери, выгодно энергосбытовым организациям, т.к. провоцирует их на бездействие в вопросе сокращения этих потерь.
Принимая во внимание, что задолженность населения составляет около 10%, или 69,5 млрд кВт.ч, при среднем тарифе 1,5 руб., общая задолженность в 2008 году составила 104,3 млрд руб., а убытки от задолженности населения, в связи с их уплатой на оптовом рынке электроэнергии и уплатой налога от упущенной прибыли, оцениваются в 5–7% от необходимой валовой прибыли, что в еще большей степени увеличивает фактические убытки энергосистемы.
Методику расчета потерь с учетом объективных факторов, в том числе и задолженности населения, опубликованную в журнале «Новости ЭлектроТехники» в № 6(18) за 2002 год (!), предложил заместитель главного инженера «Роскоммунэнерго» Анатолий Овчинников, но она, по непонятным причинам, не нашла откликов, как и многие другие статьи по данной тематике. Считаю, что если эти вопросы не решаются годами, то Ассоциация должна подключиться к их решению.
Для комплексного решения задач по сокращению коммерческих потерь назрела острая необходимость создания и внедрения автоматизированных систем учета. При этом для новых объектов строительства требование по их внедрению должно стать обязательным еще на этапе выдачи технических условий и проектирования.
Внедрение автоматизированных систем учета позволит
Электроснабжающей организации:
1. Сократить потери электроэнергии за счет повышения платежной дисциплины и, как следствие, снижения дебиторской задолженности потребителей.
2. Снизить коммерческую составляющую потерь, вызванных многочисленными хищениями электрической энергии, за счет существенного повышения устойчивости системы учета к подобного рода воздействиям.
3. Исключить из системы учета «человеческий фактор» и случаи коррумпированных связей персонала энергосбытовых организаций и потребителей.
4. Высвободить персонал для решения других задач либо сократить численность персонала, привлекаемого для фиксации показаний приборов учета.
5. Видеть потребление электрической энергии в режиме реального времени и сводить баланс поставленной и потребленной электроэнергии для выявления потребителей с наибольшими потерями.
6. Перейти в расчетах за потребленную электроэнергию от уведомительного принципа со стороны потребителей к процедуре выписки счетов на оплату и, опять же как следствие, повышению платежной дисциплины.
7. Сократить время на отключение (включение) потребителей, а также иметь возможность выполнять ограничение потребителей по потребляемой мощности.
Потребителям:
1. Принимать решение о переходе на многотарифный учет и соответственно сокращать расходы на оплату потребленных энергоресурсов.
2. Получать точную информацию по количеству и качеству потребленных энергоресурсов.
3. Сократить время на включение (отключение).
4. Избавиться от посещения персоналом энергосбытовой компании.

Если принять за норму технические потери в размере 8–9%, то оставшиеся 10% потерь, связанных с неоплатой и хищениями, имеют ориентировочную стоимость более 100 млрд руб. в год. Стоимость внедрения АИИС КУЭ бытовых потребителей в расчете на одну точку учета составляет 6000 руб.
Таким образом, оснащение всех бытовых потребителей России автоматизированными системами учета будет стоить: 140 000 000 (население страны) / 3 (количество людей в среднестатистической семье) х 6000 руб. = 280 млрд руб., или 68,3 млрд евро.
За счет стоимости неоплат и хищений в течение 2,5 лет можно создать единую систему учета бытовых потребителей, резко снизить коммерческие потери и остановить рост тарифов.
С целью унификации создаваемых систем предлагаю рассмотреть и утвердить проект единых технических требований к АИИС КУЭ бытовых потребителей. Для внедрения этих систем и обеспечения финансирования необходимо коренным образом изменить подходы к учетной политике в масштабе государства:
– счетчики не должны продаваться в магазинах, они должны устанавливаться потребителю бесплатно и находиться на балансе энергокомпании, т.е. являться собственностью энергоснабжающей организации;
– счетчики должны изготавливаться по заказу и согласно техническим требованиям энергокомпаний (при этом они должны быть внесены в Госреестр средств измерений);
– счетчики должны иметь унифицированную конструкцию;
– счетчики должны планомерно включаться в единую систему АИИС КУЭ энергокомпании.

День третий. НОРМАТИВНАЯ БАЗА

О последних поправках в Федеральный закон «О техническом регулировании» рассказал Виктор Иванович Энговатов, председатель правления региональной общественной организации «Товарищество электротехников», г. Москва.

30 декабря 2009 г. была принята седьмая с момента утверждения ФЗ «О техническом регулировании» редакция закона.
В 2002 г. первый вариант закона за две недели прошел все этапы согласования: принят Госдумой, одобрен Советом Федерации, подписан Президентом РФ. Такая срочность была вызвана тем, что страна стремилась как можно быстрее вступить во Всемирную торговую организацию, для чего необходимо было провести гармонизацию нормативной документации. Но быстро – не значит хорошо, поэтому сегодня, из-за различных изменений и дополнений, от первоначального ФЗ осталось, в принципе, только название.
Согласно этому закону, к любой продукции или связанными с ней прцессами должны быть предъявлены требования, относящиеся ко всем процессам, начиная от изыскания и проектирования и заканчивая утилизацией. При этом требования разделялись на обязательные, регулируемые государством, и добровольные, принимаемые производителем.
Предусматривалось, что к 1 июля 2010 г. будут приняты ТР по всем видам продукции – несколько сотен, причем, если по какому-то направлению не будут разработаны ТР, то и действующие в этот момент нормативно-правовые документы прекращают свое действие, ибо в них нет необходимости.
Что мы видим сейчас? На февраль 2010 г. принято чуть более десятка ТР. При этом из 18 ТР, так или иначе касающихся электроэнергетики, принято только четыре. Исходя из этого, в изменениях ФЗ, утвержденных в декабре 2009 г., сказано, что можно работать по старым ГОСТ, СНиП и пр., пока не будет принят ТР и убран перечень ТР, которые должны были быть приняты до 1 января 2010 г.
Упрощена также процедура принятия ТР. Теперь ТР может быть принят федеральным органом исполнительной власти, занимающимся вопросами техрегулирования. То есть сегодня глава Минпромторга имеет право своим приказом ввести ТР. Таким образом, ввести ТР можно как ФЗ, как постановление правительства или как приказ федерального органа исполнительной власти. В самом законе теперь также записано, что срочно принять ТР может президент своим указом.

В первой редакциие закона было написано, что требования по безопасности, которые формулируются в ТР, должны быть исчерпывающими. Жизнь показала, что это невозможно, и слово «исчерпывающие» исчезло. Теперь решили, что в ТР должны быть сформулированы общие требования, а после принятия любого ТР готовятся два документа. Первый документ – это перечень стандартов и/или сводов правил (СП), добровольное выполнение которых позволяет сказать, что выполняются требования данного ТР. Второй документ – это перечень документов по стандартизации, в которых описаны правила и методы исследований и испытаний.
Новая редакция Закона устанавливает возможность до вступления в силу ТР вводить требования, содержащиеся в ТР государств – участников Таможенного союза или в документах Евросоюза. ТР стран, входящих с 1 января 2010 г. в Таможенный союз, должны соответствовать друг другу, а в Казахстане и Беларуси ТР принято значительно больше, чем в РФ.
В перечень документов в области стандартизации, используемых на территории РФ, включены международные, иностранные и региональные документы, зарегистрированные в Федеральном информационном фонде технических регламентов и стандартов, а также заверенные переводы на русский язык международных, иностранных и региональных документов, принятые на учет Ростехрегулированием.
Обращаю ваше внимание на упоминаемое в законе понятие «свод правил» (СП), которое означает документ, в котором содержатся технические правила или описания процессов, включая проектирование, производство, строительство, монтаж, наладку, эксплуатацию, хранение и утилизацию, которые применяются добровольно в целях соблюдения требований ТР. Значит, с принятием ТР все документы по вопросам проектирования и эксплуатации должны называться СП или они не будут действовать даже на добровольной основе. Порядок разработки и утверждения СП определн правительством РФ в ноябре 2008 г. Так как это документ добровольный, то регистрация в Минюсте РФ не нужна, зато нужна регистрация в Ростехрегулировании. При этом требования, записанные в национальных стандартах, не могут повторяться в СП. Так как ПУЭ сегодня примерно на 70% повторяет стандарты и на 30% им противоречит, просто назвать этот документ СП, видимо, не получится.
Оценка соответствия, как в законе записано, проводится в формах государственного контроля и надзора, аккредитации, испытания, регистрации, подтверждения соответствия, приема и ввода в эксплуатацию объектов и в иной форме. Этот перечень не закрыт, и законодатель имеет право его расширить. Надо сказать, что во многих случаях путают понятия: оценка соответствия и подтверждение соответствия. Подтверждение соответствия – это одна из форм оценки соответствия. Оно проводится в обязательной либо в добровольной форме.
Добровольное подтверждение соответствия проводится в форме добровольной сертификации, а вот обязательное проводится в виде декларирования или в форме обязательной сертификации. В свою очередь декларирование проводится на основе собственных доказательств и на основе доказательств аккредитованной испытательной лаборатории (третьей стороны). В случае обязательной сертификации заявитель обращается в орган сертификации, который заключает договор опять же с аккредитованной испытательной лабораторией, и т.д. В законе подчеркнуто, что до принятия любого ТР обязательная сертификация или декларирование проводятся в порядке, установленном правительством РФ. Правительство ежегодно уточняет перечень продукции, подлежащей обязательной сертификации или декларированию.
Теперь рассмотрим проекты новых ТР по энергетике.
В декабре 2008 г. депутаты из Комитета по энергетике Госдумы внесли законопроекты трех ТР по энергетике: о безопасности электроустановок, о безопасности электрических станций и сетей, о безопасности высоковольтного оборудования. (ТР по безопасности низковольтного оборудования я не упоминаю, т.к. он содержит требования к установкам до 1 кВ, т. е. в основном к электробытовым приемникам).
ТР прошли обсуждение, были приняты как проект, и началась процедура, которая для любого ТР состоит в следующем: из Думы он поступает в Правительство, которое должно сформировать для его рассмотрения экспертную комиссию.
При положительных результатах готовится заключение, по результатам которого правительство дает положительный отзыв, и начинается подготовка ко второму чтению. Этим занимается федеральный орган, которому поручено техрегулирование – сегодня это Минпромторг РФ.
Я был выбран председателем экспертной комиссии по ТР о безопасности электрических станций и сетей. В работе над другими ТР я участвовал как член экспертной комиссии.
Замечаний у нас много, но экспертная комиссия – это общественная организация, Дума вправе их рассматривать или не рассматривать, принимать или не принимать. Сегодня идет подготовка ко второму чтению.
Я считаю, что ТР о безопасности электроустановок и ТР о безопасности электрических станций и сетей надо принимать пакетом. В ТР о безопасности электроустановок в общем виде сформулированы требования по всем показателям электробезопасности. Предполагается, что, кроме перечня стандартов и/или СП для добровольного выполнения, ТР будет содержать несколько приложений, в частности, по предельно допустимым значениям напряжения прикосновений токов, протекающих через тело человека, по минимально допустимым расстояниям от проводов ВЛ напряжением до 1 кВ и выше 1 кВ, по защитному заземлению и занулению. Обратите внимание: в ФЗ о техрегулировании написано, что международные стандарты должны быть использованы как основа для разработки ТР, а национальные стандарты могут быть использованы. Так вот, само действие – заземление нулевой точки – никуда не делось, но термина «зануление» в стандартах МЭК давно нет, а у нас и в ПУЭ его снова включили, и в ТР пытаемся записать.
Что касается оценки соответствия, то при проектировании и строительстве полностью руководствуемся Градостроительным кодексом. Значит, документация по капитальному строительству практически вся подлежит госэкспертизе. Далее, во время строительства осуществляется государственный строительный надзор, а затем нужно получить допуск в эксплуатацию. Причем, если мощность установки выше100 кВт, допуск на эксплуатацию выдает федеральный орган по надзору в энергетике, а до 100 кВт – соответствующая сетевая организация. Думаю, что это нужно обсуждать на экспертной комиссии.
Затем в ТР говорится, что во время эксплуатации электроустановки осуществляется государственный контроль и надзор. Я думаю, что общей фразы здесь недостаточно. Нужно говорить как минимум о декларировании. То есть организация, которая эксплуатирует какое-то оборудование, должна выполнить объем каких-то работ, задекларировать их. Как во всем мире делается: хозяин решил, выполнил и отвечает за всё. В ТР о безопасности электростанций и сетей определены объекты техрегулирования и по каждому виду даны определения, расписано, что это такое. Обратите внимание, в текст документа включены энергопринимающие устройства особой группы, как они названы в Гражданском кодексе. Надежность устройства (как в ПУЭ – принадлежность к категории надежности) определяется правительством РФ.
Список объектов, нарушение электроснабжения которых угрожает жизни или здоровью людей, имуществу физических и юридических лиц, безопасности государства и/или угрожает негативным воздействием на окружающую среду, не закрыт, и еще есть время его скорректировать. В Минпромторге есть департамент техрегулирования, куда можно обращаться и высказывать свое мнение.
Общие требования по безопасности к энергообъектам построены в соответствии со всеми стадиями его жизненного цикла. Здесь указано, что электрооборудование и электроустановки станций и сетей должны отвечать требованиям ТР о безопасности высоковольтного и низковольтного оборудования, а также ТР о безопасности электроустановок. Здания и сооружения станций и сетей должны отвечать требованиям ТР о безопасности зданий и сооружений на всех стадиях жизненного цикла. И в целом необходимо выполнять ТР по пожарной безопасности.
Оценка соответствия проектной документации: если она подлежит госэкспертизе, то проводится госэкспертиза, затем идет государственный строительный надзор, ввод в эксплуатацию соответствующим органом, а в эксплуатации – государственный контроль и надзор. Если документация не подлежит госэкспертизе, то она подлежит согласованию в органах госнадзора и контроля в электроэнергетике.

Принятие этого ТР задерживается в первую очередь из-за аварии на Саяно-Шушенской ГЭС. После нее практически на каждой странице появились дополнения, а то и целые страницы новых требований. Появились и шпильки, и гайки, которым, конечно, не место в ТР. К сожалению, сейчас получается уже не ТР, а инструкция по эксплуатации. Регламент все-таки должен содержать требования, а не методы их исполнения, хотя методы всегда описать легче, чем сформулировать общие требования.
ТР о безопасности высоковольтного оборудования (напряжением выше 1 кВ переменного и 1,5 кВ постоянного тока) построен аналогично, по всем стадиям жизненного цикла – от проектирования до утилизации.
С оценкой соответствия решается всё просто. Всё высоковольтное оборудование подлежит обязательной сертификации. Я, правда, считаю, что можно было бы на некоторое оборудование декларацию оформлять, учитывая, что оборудование эксплуатируется подготовленным персоналом. Ну, посчитали, что хуже от обязательной сертификации не будет, хотя такая процедура, видимо, дороже.
Хочу обратить ваше внимание на ТР о безопасности зданий и сооружений (ФЗ № 384 от 30.12.09). ТР создает важный прецедент. О чем речь идет? В целях настоящего ФЗ строительные нормы и правила, утвержденные до дня вступления в силу этого закона, признаются СП. А дальше федеральному органу предписано в течение двух лет провести актуализацию СНИПов, признанных СП.
Я думаю, что можно воспользоваться этим прецедентом и поступить аналогично: документы, которые должны стать приложением к ТР, определить как СП со дня вступления в силу регламента, а Минэнерго обязать в два или три года их актуализировать. С документацией сегодня у нас ситуация сложная, и такое решение помогло бы из нее выйти.

Подвести итоги петербургского заседания мы попросили Александра Маслова, президента Ассоциации «Прогрессэлектро».

– Перед организаторами мероприятия стояли две задачи.
Первая – объединение руководителей городских распределительных сетей, ведь за последние годы произошло многое: разделение АО-Энерго, переход компаний из государственной собственности в частную, финансовый кризис в конце концов. За последние 5 лет во многих сетевых организациях поменялись руководители, да и не по одному разу. Многие директора электросетевых компаний даже в лицо друг друга не знают.
Но при всем этом проблемы городских электрических сетей во многом схожи, и решать их нужно сообща. Поэтому я и сказал об объединительном характере заседания Ассоциации. Вторая задача заседания заключалась в следующем. Сейчас начинает спадать эйфория от «применения нового оборудования». Несколько прошедших лет высветили массу проблем, связанных с использованием современной техники. Это и отсутствие нормативной базы, как и технической политики в области электроэнергетики, и неспособность проектных организаций применять новые решения, и собственно неадаптированность многих западных продуктов к российским условиям.
Возьмем «модный» вакуумный выключатель. Западные идеологи его внедрения в российские сети расписали его преимущества, но нигде не упомянули недостатки, с которыми сейчас столкнулась эксплуатация. То же самое можно сказать о кабеле со СПЭ-изоляцией, который в общем-то оказался не совсем приемлемым для российской системы заземления нейтрали.
Поэтому на заседании мы решили в первую очередь заслушать выступления ученых, которые могли бы поделиться данными своих исследований, опытов, дать какие-то рекомендации по применению того или иного электрооборудования, полезные для эксплуатации.

Считаю, что мы, организаторы, все свои задачи выполнили, и присутствующие на заседании Ассоциации получили для себя тот объем необходимой информации, который уже сейчас можно использовать в своей работе.





Очередной номер | Архив | Вопрос-Ответ | Гостевая книга
Подписка | О журнале | Нормы. Стандарты | Проекты. Методики | Форум | Выставки
Тендеры | Книги, CD, сайты | Исследования рынка | Приложение Вопрос-Ответ | Карта сайта




Rambler's Top100 Rambler's Top100

© ЗАО "Новости Электротехники"
Использование материалов сайта возможно только с письменного разрешения редакции
При цитировании материалов гиперссылка на сайт с указанием автора обязательна

Segmenta Media создание и поддержка сайта 2001-2020