О надежности КРУЭ - Опыт эксплуатации, выводы

Дополнительные доводы в пользу более широкого с позиций надежности использования КРУЭ рассмотрим на примере опыта эксплуатации крупнейших подстанций 330 - 500 кВ центрально-европейской части. Они являются важнейшими коммутационными узлами Российской Федерации и от них во многом зависит надежность функционирования Единой энергосистемы страны.
На указанных подстанциях установлены, как правило, воздушные выключатели, которые были сняты с производства около 20 лет назад. Для обеспечения надежности функционирования основной электрической сети выделяются значительные ресурсы на техническое обслуживание и ремонт указанных коммутационных аппаратов. При планировании технического перевооружения электроустановок принципиально важен выбор оборудования, обеспечивающего высокую надежность, экономичность и качество поставляемой потребителям электроэнергии.
На подстанциях МЭС Центра эксплуатируются 179 групп воздушных выключателей 330 - 500 кВ следующих типов: ВВ, ВВН, ВВБ, ВВБК, ВНВ. Каждый из них имеет ряд существенных недостатков:
ВВ и ВВН (63% общего числа) - наиболее устаревший тип с воздухонаполненными отделителями. Их отличает многоэлементность и, как следствие этого, низкая надежность. Конструкция взрывоопасна, так как изоляция (фарфор) отделителей в отключенном положении находится под давлением 2 МПа. Также требуется непрерывная вентиляция внутренних полостей выключателя, что создает дополнительную нагрузку на компрессоры и повышенный расход воздуха;
ВВБК (16%) - ненадежная работа узла защелки в приводе, что неоднократно приводило к неполномодульным отключениям, сопровождающимся перекрытием половины полюса восстанавливающимся напряжением и последующим разрушением выключателя;
ВВБ (13%) - устаревшая конструкция, обладающая громоздкостью и требующая заметных эксплуатационных затрат;
ВНВ (8%) - значительные утечки сжатого воздуха; слабая продольная изоляция (дугогасительная камера) вынуждает дополнительно обрабатывать сжатый воздух блоками очистки воздуха. Наиболее слабый узел - устройства концевых сопл, в которых нередко разрушаются пружины, приводя к полному сбросу сжатого воздуха и неуправляемости выключателя.
Примеры типичных отказов воздушных выключателей 330 - 500 кВ за 1995 - 2001 гг. даны в табл. 8. Там же представлены фактические затраты на их аварийно-восстановительные ремонты. В целом параметр потока отказов воздушных выключателей на рассматриваемых подстанциях за указанный период составил 0,04 1/год, что в 2,9 - 7,4 раза выше аналогичных показателей выключателей КРУЭ 330 - 500 кВ (табл. 6).
На первый взгляд, значение ω = 0,04 1/год для выключателей, находящихся в эксплуатации 25 - 40 лет и более (их свыше 90%), относительно благоприятное. Однако последнее достигнуто непрерывной, громоздкой, неоправданно затратной системой ремонтно-эксплуатационного обслуживания.
Для воздушных выключателей необходимы следующие виды технического обслуживания. Один раз в год проводится текущий ремонт продолжительностью до 7 дней и 1 раз в 8 лет - средний ремонт длительностью до 40 дней. Плановые ремонты требуют больших материальных затрат, резко возрастающих с увеличением сроков службы выключателя. Так, при первом среднем ремонте выключателей типа ВВН-330 и ВВ-330 - 500 меняются все резинотехнические изделия и ряд элементов привода и клапанной системы.

Таблица 8
Характерные отказы воздушных выключателей

При втором ремонте к объему первого ремонта добавляется полная замена клапанной системы и частичная - контактной системы дугогасительных камер и отделителей. При третьем ремонте осуществляется замена всей опорной изоляции и контактных систем элементов дугогасительных камер и отделителей, не охваченных предыдущими ремонтами. К четвертому ремонту из-за коррозии заменяются баки выключателя. Таким образом, к этому времени имеем полную замену всех элементов выключателя.
При сроке эксплуатации выключателя 25 лет и более резко увеличивается частота отказов выключателя, требующая внеочередных, как правило, дорогостоящих ремонтов. Для минимизации отказов межремонтный период снижается до 2 - 3 лет (т.е. в 3 - 4 раза по сравнению с нормативом 8 лет). С учетом изложенного среднегодовой простой воздушного выключателя достигает 400 ч, что в 10-15 раз больше аналогичного показателя для всей ячейки КРУЭ с выключателем (табл. 7).
Следует добавить, что воздушные выключатели сняты с серийного производства и запасные части к ним или не выпускаются (ВВН), либо производятся под заказ, что существенно увеличивает их стоимость. К примеру, стоимость набора запасных частей для среднего ремонта выключателя ВВ-500 - 1,2 млн. руб. Начиная с четвертого среднего ремонта, стоимость запасных частей составляет половину стоимости нового выключателя. Также необходимо учитывать значительные затраты на поддержание в работоспособном состоянии воздушного хозяйства подстанций (компрессоры и их здания, воздухосборники, воздушные магистрали, вентиляционные системы и др.).
Наконец, в заключение представляется полезным кратко затронуть технико-экономические аспекты оценки эффективности использования КРУЭ, поскольку до сих пор бытует мнение о чрезмерно высокой стоимости данного оборудования. Методическая база таких оценок за рубежом однотипная - расчет показателя LCC (life cycle cost). Это хорошо известные приведенные затраты за расчетный срок службы электроустановки, но без учета нормативного коэффициента эффективности капитальных вложений.
Сравнение затрат на КРУЭ и на традиционные РУ за расчетный срок службы дает преимущества первым. В табл. 9 приведено соответствующее сопоставление по данным ASEA Brown Bovery без учета стоимости земли и надежности. Как видно из данных табл. 9, затраты на элегазовое оборудование в 1,3 - 1,8 раза выше, чем на традиционное. Однако учет других влияющих факторов (монтаж, транспорт и др.) приводит к предпочтительности КРУЭ во всем диапазоне повышенных напряжений. По мере роста номинального напряжения сети соотношение стоимостей традиционного и рассматриваемого элегазового оборудования быстро сближается. Применительно к отечественным условиям, конечно, необходимо принимать во внимание более низкие отчисления на заработную плату персонала в структуре производственных издержек.

Таблица 9 Структура затрат на РУ

Выводы

1. В настоящее время в электроэнергетике России сложилась ситуация, когда для обеспечения надежности функционирования основной электрической сети ресурсы, направляемые на техническое обслуживание и поддержание работоспособности изношенных коммутационных аппаратов, оказываются сопоставимыми с затратами на новое, более надежное и экономичное оборудование. Данное положение нельзя признать рациональным.
2. Последующее развитие отечественной электроэнергетики объективно приведет к масштабной замене коммутационного оборудования, так как 80 - 90% его выработало своИ ресурс и морально устарело. В процессе технического перевооружения будущее видится за оборудованием, обеспечивающим высокую надежность, экономичность и качество поставляемой потребителям электроэнергии, так как развитие конкурентных отношении заставит уделить пристальное внимание аспектам надежности систем генерации и транспорта электроэнергии.
3. Сравнительный анализ КРУЭ и РУ с традиционной изоляцией свидетельствует о заметном превосходстве с позиции надежности первых из них. По ряду показателей, таких как параметр потока отказов, периодичность капитальных ремонтов, среднегодовая продолжительность нахождения оборудования в аварийно-восстановительных и плановых ремонтах, КРУЭ обеспечивают более благоприятные (различающиеся до 10 раз и даже более) характеристики.
4. Основная причина отказов КРУЭ происходит по вине их производителей. Чистота сборки данного вида оборудования - важнейший фактор его последующей надежной эксплуатации, обеспечиваемый только в заводских условиях. Следовательно, отечественным производителям необходимо уделить пристальное внимание технологии производства ячеек высокой заводской готовности, позволяющей свести к минимуму объемы сборочных работ на площадке сооружения электроустановки, а также сокращению их габаритов, особенно для объектов основной электрической сети.

Список литературы

1. Review of adequacy standards for generation and transmission planing / O’Riordan C., Eunson E., Stam E., Takahashi K. - Electra, 1993, № 150.
2. Балаков Ю. H., Неклепаев Б. H., Шунтов А. В. О достигнутых параметрах выключателей. - Электрические станции, 1996, № l0.
3. Life cycle management of circuit-breakers by applications of reliability centered maintenance / Orlowska N., Balzer G., Halfmann M. etc. CIGRE, 2000, Pap. 13-03.
4. GIS in service - experience and recomendations / Jones C. J., KopejtkovaD., Kobayashi S. etc. CIGRE, 1994, Pap. 23-104.
5. Report on the second international survey on high voltage gas insulated substations (GIS) service experience / Cyan T. M., Heil F., Kopejtkova D. etc. CIGRE, 2000, Pap. 23 - 102.
6. Зотов С. H., Неклепаев Б. H., Шунтов А. В. О частоте использования типовых схем распределительных устройств повышенных напряжений подстанций. - Электрические станции, 1994, № 8.
7. Надежность систем энергетики и их оборудования. Справочник / Под общ. ред. Руценко Ю. Η. М.: Энергоатомиздат, 2000, т. 2.
8. Коммутационные узлы энергосистем / Под ред. Шунтова А. В. М.: Энергоатомиздат, 1997.
9. Балаков Ю. Н., Мисриханов М. Ш., Шунтов А. В. Схемы выдачи мощности электростанций: Методологические аспекты формирования. М.: Энергоатомиздат, 2002.
10. Evaluation of total cycle cost of GIS substation and development of portable diagnosis devise / Shimato T., Yonezava H., Nakajima T. etc. CIGRE, 2000, Pap. 23 - 107.