4.3. Внедрение нового оборудования ПС и элементов ВЛ
 

Для ОАО «Тюмень­энерго» приоритетными направлениями повышения надежности работы оборудования при проведении модернизации, технического перевооружения и реконструкции являются:
 
1. По оборудованию подстанций:
 

  • замена устаревшего парка масляных выключателей на современные элегазовые, вакуумные;
  • замена фарфоровой опорно-стержневой изоляции разъединителей 110 кВ на полимерную и фарфоровую, изготовленную согласно ГОСТ Р-5034-2003;
  • замена маслонаполненных вводов на оборудовании 110 кВ на вводы с твердой изоляцией;
  • замена маслонаполненных измерительных трансформаторов тока на трансформаторы с элегазовой изоляцией;
  • применение ячеек 6–10 кВ с вакуумными выключателями;
  • замена разрядников на ограничители напряжений;
  • замена трансформаторов напряжения 6–35 кВ на антирезонансные типа НАМИ;
  • внедрение современных интеллектуальных устройств релейной защиты и автоматики;
  • реконструкция средств диспетчерско-технологи­ческого управления на основе цифровых технологий.
  • замена индукционных счетчиков учета электро­энергии на электронные в составе автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ).

Замена масляных выключателей на элегазовые и вакуумные является одним из основных направлений применения нового оборудования в ОАО «Тюмень­энерго». Элегазовые и вакуумные выключатели в отличие от находящихся в эксплуатации в настоящее время масляных обладают повышенными показателями надежности, наработки на отказ, долговечности, имеют высокие технические показатели, простые в обслуживании. В ОАО «Тюмень­энерго» запланирована поэтапная замена масляных выключателей на элегазовые и вакуумные с окончанием этих работ к 2030 г. При этом основные объемы замен до 85 % от парка выключателей планируется произвести в ближайшие 12 лет.
 

Количество выключателей 35–110, 220 кВ, находящихся в эксплуатации

Количество
выключателей
35–110, 220 кВ,
находящихся
в эксплуатации

2007 г.

2008 г.

2009 г.

Масляные

2 799

2 786

2 728

Вакуумные

33

43

46

Элегазовые

315

384

515


Объем выключателей 35–220 кВ
Объем выключателей 6–10 кВ

 
2. По линиям электропередачи:
 

  • защита проводов и грозотросов в поддерживающих зажимах и соединителях установкой защитных спиральных протекторов и многочастотных гасителей вибрации;
  • установка сезонно-охлаждающих устройств (СОУ) для остановки процессов пучения;
  • перестановка на новые фундаменты опор ВЛ, фундаменты которых подвержены разрушению, размывам и теряющие несущую способность;
  • применение на ВЛ 0,4–10 кВ самонесущих изолированных проводов;
  • замена деревянных опор ВЛ 0,4–10 кВ на железобетонные.

Одним из ключевых элементов, влияющих на надежность работы ВЛ в тяжелых условиях эксплуатации (сверхнизкие температуры, изморозевые отложения, вибрация, пляска, ветровые нагрузки), является линейная арматура. Для повышения надежности ВЛ 35–110 кВ ОАО «Тюмень­энерго», начиная с 1999 года, выполняет работы по усилению проводов и тросов путем установки на них спиральных протекторов типа ПЗС (производства ЗАО «Электросетьстройпроект»). С момента разработки в 2002 г. ЗАО «Электросетьстройпроект» многочастотных гасителей вибрации типа ГВ, начато опытное применение гасителей вибрации типа ГВ, подтвердившее высокую степень защищенности проводов и грозотросов от вибрации и безотказность в работе самих гасителей вибрации. На основании полученных опытных данных, начиная с 2008 г. на всех объектах ОАО «Тюмень­энерго» полностью запрещено использование двухчастотных гасителей типа ГВН, ГПГ, ГПС в связи с их низкой эффективностью и недостаточной эксплуатационной надежностью.

Распределительные сети напряжением 0,4–10 кВ в ОАО «Тюмень­энерго» имеют протяженность 20 225 км по трассе. Протяженность по трассе ВЛ до 10 кВ, установленных на деревянных опорах, составляет 13 287 км или 65 % от общей. Важным фактором повышения надежности электроснабжения потребителей является применение в распределительных сетях на ВЛ до 10 кВ железобетонных опор. Применение железобетонных опор сокращает затраты на техническое обслуживание ВЛ. При этом увеличивается срок службы ВЛ до 40 лет по сравнению с ВЛ на деревянных опорах, срок службы которых 25 лет.
 

Количество установленных комплектов спиральной арматуры

При реконструкции ВЛ 0,4–10 кВ, а также ремонтах участков ВЛ в объемы работ обязательно включается замена деревянных опор на железобетонные.

При реконструкции и строительстве ВЛ 0,4–10 кВ в жилых и промышленных зонах населенных пунктов успешно применяются самонесущие изолированные провода.

Применение самонесущих изолированных проводов позволяет повысить надежность ВЛ за счет уменьшения количества отключений из-за коротких замыканий. В населенных пунктах снижается опасность поражения населения электрическим током, а также снижаются коммерческие потери за счет исключения несанкционированных подключений к электросети.

Линии электропередачи подвержены воздействию разрядов молний, которые при попадании в ВЛ вызывают перенапряжения как на ВЛ, так и в прилегающей сети. Количество отключений ВЛ 110 кВ по причине грозовых перенапряжений от общего их количества ежегодно составляет 55–60 %. В прошедшем году продолжены работы по повышению грозоупорности ВЛ 110 кВ путем установки ОПН на двух ВЛ 110 кВ.

Кроме того, существуют коммутационные перенапряжения. Коммутационные перенапряжения образуются при резком изменении структуры и параметров сети из-за заряда и перезаряда ее емкостей в процессе перехода системы от одного состояния к другому из-за коммутаций (плановых и аварийных) в сети.

Коммутационные перенапряжения возникают при:

  • плановых включениях и отключениях ненагруженных линий, ненагруженных трансформаторов и автотрансформаторов и компенсирующих реакторов;
  • аварийных разрывах электропередачи в процессе ликвидации короткого замыкания или асинхронного хода;
  • работе автоматики включения резерва (АВР);
  • включении или отключении разъединителями участ­ков холостых шин ОРУ, ЗРУ.

 
Протяженность ВЛ 0,4–10 кВ по материалам опор

Протяженность
ВЛ 0,4–10 кВ
по материалам опор

2007 г.

2008 г.

2009 г.

Всего,
из них:

20 285

20 265

20 225

деревянных

13 556

13 454

13 287

железобетонных

6 765

6 803

6 938


Протяженность ВЛ 0,4–10 кВ

Протяженность
ВЛ 0,4–10 кВ

2007 г.

2008 г.

2009 г.

Всего

20 285

20 265

20 225

С применением
традиционных
проводов

20 015

19 874

19 674

С применением СИП

306

391

551


Динамика изменения протяженности самонесущих изолированных проводов за 2007–2009 гг., км

Внедрение новых технологий и динамика развития Общества

С целью принятия оперативных мер и во исполнения Приказа ОАО РАО «ЕЭС России» от 19.01.2007 г. № 18 по повышению надежности электроснабжения потребителей энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов в 2007 г. силами ОАО «Тюмень­энерго» выполнена установка и ввод в работу комплектов БСК мощностью 2х2,5 МВар и УШР мощностью 25 МВар (батарей статических компенсаторов и управляемых шунтирующих реакторов) на ПП 110 кВ «Таврическая» (Когалымские ЭС), ПС 110 кВ «Вандмтор» (Энергокомплекс), ПС 110 кВ «Новогодняя» (Ноябрьские ЭС).

В 2008 году подобные работы по установке БСК и УШР выполнены на ПС «Бахиловская» (Нижневартовские ЭС). В 2009 году введены в работу устройства компенсации реактивной мощности (БСК и УШР) на ПП 110 кВ «Восточный» (Когалымский энергорайон).

Установка и ввод в работу УШР (1*75 МВар), БСК (1*50 МВар) обеспечивает качественное и надежное электроснабжение потребителей на месторождениях ОАО «РН-Юганскнефтегаз» (м/р Киняминское, Средне-Угутское, Широковское), ОАО «Славнефть» (м/р Ачимовское, Чистинное).

Ввод в работу указанных устройств компенсации реактивной мощности позволил повысить уровни напряжений на 5–7 % в энергорайонах, улучшил управляемость режимом энергосистемы по напряжению, что особенно повышает надежность прохождения периода максимума нагрузки.

В 2009 году были продолжены работы по проекту «Повышение грозоупорности ВЛ с установкой ОПН (линейных разрядников) с искровым промежутком». ОПН с искровым промежутком были установлены на ВЛ 110 кВ «Холмогорская – Пуль-Яха» и ВЛ 110 кВ «Лас-Еганская – Прогресс». Результаты анализа прохождения грозового сезона 2009 г. подтвердили эффективность выполненных мероприятий. На указанных ВЛ удалось практически полностью исключить двухцепные отключения ВЛ при грозовых перенапряжениях, а количество одноцепных отключений снизить в 2–4 раза.

Повышенная вибрация и пляска проводов и грозотросов, характерная для районов Северных ЭС приводит к преждевременному их старению и повреждению. Для усиления проводов и грозотросов с 2002 г. в Северных ЭС применяется защитная спиральная арматура и многочастотные гасители вибра­ции (разработанные ЗАО «Электросетьстройпроект», г. Мос­ква), что значительно снизило количество повреждений и явилось эффективной мерой по борьбе с вибрацией проводов и грозотросов. Этот положительный опыт распространяется и на другие филиалы. За 2009 год в филиалах ОАО «Тюмень­энерго» был установлен 5 841 комплект спиральной арматуры с многочастотными гасителями вибрации. Для определения эффективности и получения опыта по борьбе с пляской проводов и грозотросов в Северных ЭС в 2009 г. на ВЛ 110 кВ ЯГП-6 – ЯГТЭС отпайка на ПС ЯГП-2, начаты работы по оснащению датчиками, фиксирующими начало процесса пляски и снимающими сопутствующую процессу пляски информацию, с последующей передачей ее по каналам GSM на пункт сбора. По результатам прохождения зимнего сезона 2009–2010 гг., с учетом собранной информации, будут сделаны выводы об эффективности гасителей пляски типа ГПС и целесообразности дальнейшего продолжения работ по их применению или совершенствованию.

Опыт эксплуатации реклоузеров в электрических сетях ОАО «Тюмень­энерго» говорит о целесообразности их применения, которое выражается в:

  • повышении надежности электроснабжения потребителей;
  • снижении недоотпуска электроэнергии.

Особенно эффективно применение реклоузеров на ВЛ большой протяженности, имеющих участки, на которых затруднен осмотр и отыскивание мест повреждения. Секционирование ВЛ при этом позволяет существенно снизить затраты и время на отыскивание мест повреждения и сохранить электроснабжение потребителей, питающихся от неповрежденного участка ВЛ. На основании накопленного опыта эксплуатации реклоузеров, имеющего только положительные оценки, в 2009 г. установлено 9 шт. реклоузеров в распределительных сетях 10 кВ ОАО «Тюмень­энерго». Работа по установке реклоузеров будет продолжена и в 2010 г.
 

Выполнение программ повышения надежности работы энергосистемы (электроснабжения потребителей)

В ОАО «Тюмень­энерго» большое внимание уделяется преодолению старения основных фондов элект­рических сетей и электросетевого оборудования за счет увеличения масштабов работ по их реконструкции и техническому перевооружению. Все работы по техническому перевооружению и реконструкции выполняются с применением современного оборудования и новых технологий.

Наиболее значимые работы на объектах ОАО «Тюменьэнерго», выполненные в 2009 г. для обеспечения надежного электроснабжения городов, населенных пунктов и промышленных потребителей 
 

По оборудованию подстанций

По линиям электропередачи

Замена устаревшего парка масляных выключателей
на современные элегазовые, вакуумные

Усиление фундаментов опор крестовыми сваями

Замена фарфоровой опорно-стержневой изоляции
разъединителей 110 кВ на полимерную и фарфоровую

Перестановка опор на поверхностный фундамент

Замена маслонаполненных вводов на оборудовании
110 кВ на вводы с твердой изоляцией

Ремонт поврежденных фундаментов опор

Применение ячеек 6–10 кВ
с вакуумными выключателями

Установка комплектов спиральной арматуры
и многочастотных гасителей вибрации

Кроме того, для устранения «узких» мест по видам оборудования, выполнения целевых программ запланированы следующие работы

Объект

Аварийный очаг, узкое место

Мероприятия по устранению в 2010 г.

Линии электропередачи 35–110 кВ

Разрушение стоек
ж/б опор

Замена дефектных стоек ж/б опор – 11 шт.

Морозное пучение фундаментов опор

Перестановка опор на новый фундамент – 93 шт.
Усиление фундаментов опор – 90 шт.

Износ грозотроса по причине множественных ударов молний, пляски и виброизноса

Замена грозотроса – 51,9 км

Виброизнос провода

Установка спиральной арматуры – 1 188 комплектов

Дефект соединения проводов в шлейфах

Установка спиральной арматуры в шлейфах –
431 комплект

Изменение русла реки, подмывание берега
и фундаментов переходных опор ВЛ

Перестановка переходных опор на новый фундамент –
6 опор