Итоги и задачи внедрения новых технологий. Анализ работы проблемного оборудования на ПС 220-1150 кВ в условиях ОЗП 2008/

1. Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы Итоги и задачи внедрения новых технологий. Анализ работы проблемного оборудования на ПС 220-1150 кВ в условиях ОЗП 2008/2009 годов Начальник Департамента систем передачи и преобразования электроэнергии Ю.А. Дементьев

2. Цели внедрения новых технологий в ЕНЭС • Повышение надежности функционирования ЕНЭС; • Обеспечение технологической управляемости, повышение автоматизации и наблюдаемости ЕНЭС; • Обеспечение энергоэффективности функционирования электрических сетей; • Снижение затрат и сроков на строительство новых объектов, реконструкцию и техперевооружение; • Повышение эффективности функционирования за счет снижения издержек, удельных расходов по эксплуатации; • Сокращение антропогенного влияния на экологию.

3. Задачи внедрения новых технологий в ЕНЭС 3

4. Базовые программы, обобщающие использование инновационных технологий.Первичное оборудование. Базовые программы: 4

5. МЕГАПОЛИС Проблемы: Реконструкция и новое строительство ПС в условиях высокой плотности городской застройки; Трудности с отводом земли для сооружения электросетевых объектов на территории города; Высокая взрыво и пожароопасность силового оборудования; Высокий уровень токов короткого замыкания; Большие габариты оборудования. Задачи: Эффективное использование площадей; Создание пожаро и взрывобезопасного оборудования; Создание технологических систем для управления перегрузочной способности сети; Компактизация оборудования Факторы: Высокие требования по надежности электроснабжения Применение дорогостоящих решений по компактизации; Отчуждение больших земельных площадей территории города. Решение: Проект «Мегаполис» 5

6. АКТИВНО-АДАПТИВНАЯ СЕТЬ Проблемы: Наличие слабых связей между ОЭС; Неоптимальное распределение потоков мощности в сетях разных классов напряжения; Задачи: Повышение эффективности использование межсистемных связей; Возможность регулирования потоков мощности и управления параметрами сети в переходных процессах; Использование энергетических ресурсов избыточных регионов страны; Повышение качества регулирования напряжения; Снижение потерь на корону и от перетоков реактивной мощности; Снижение потерь электроэнергии за счет оптимизации перетоков. Факторы: Низкая плотность нагрузок и наличие удаленных электростанций большой установленной мощности в Российской Федерации; Необходимость повышения эффективности использования генерирующих мощностей с различными видами энергетических ресурсов, распределенных по территории страны№ Большая протяженность и высокая стоимость строительства дополнительных ВЛ для усиления связи. Низкая эффективность. Решение: Проект «Активно-адаптивная сеть». 6

7. МОЛНИЕЗАЩИТА Проблемы: Отключение ВЛ от грозы (16-20% с неуспешным АПВ) в ослабленной ремонтной сети; Электромагнитные воздействия на вторичное оборудование ПС. Задача: Повышение грозоупорности действующих ВЛ и ПС; Снижение отключений с неуспешным АПВ на новых ВЛ; Обеспечение ЭМС. Факторы: Повреждения грозотроса молниевыми разрядами; Отсутствие грозотроса в районах с гололедной активности; Высокое удельное сопротивление грунтов; Устаревшая методика проектирования молниезащиты ВЛ и ПС; Решение: Проект Молниезащита 7

8. ГОЛОЛЕДНО-ВЕТРОВЫЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ВЛ Проблемы: Обрыв проводов и грозотросов, падение опор: - образование гололеда на проводах и грозотросах; - пляска проводов. Отключения ВЛ при ветровых отклонениях шлейфов. Задачи: Своевременное обнаружение гололёдообразования; Эффективная плавка гололёда; Повышение стойкости ВЛ к ветровым и гололёдным воздействиям; Снижение числа отключений ВЛ по причине обрыва грозотросов и шлейфов. Факторы: Прохождение ВЛ по районам с тяжёлыми климатическими условиями МЭС Юга, Волги, Центра, Урала Нерасчётные климатические воздействия - изменения климата (требуется пересмотр карт районирования) Применение в качестве грозотроса стальных канатов Решение:Проект гололедно-ветровые воздействия 8

9. Итоги и задачи внедрения новых технологий на объектах ЕНЭС 2008 год 9

10. Итоги и задачи внедрения новых технологий на объекта ЕНЭС 2009 год 10

11. Итоги и задачи внедрения новых технологий на объекта ЕНЭС Задачи 2010 года 11

12. Сверхпроводимость. Приоритеты. Эффективность Приоритетным направлением в области создания ВТСП оборудования в соответствии с Приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 01.06.2009 №204 является создание ВТСП силового кабеля на напряжение 20 кВ, ток 2 кА, длиной 200 метров и внедрение на ПС 110 кВ«Динамо» Эффективность: Основные преимущества ВТСП силовых кабелей заключаются в увеличении пропускной способности в мегаполисах, малых потерях в сверхпроводнике, сохранении нормальной экологической обстановки (из-за отсутствия технических масел, минимального электромагнитного и теплового воздействия на окружающую среду), практической пожаробезопасности и уменьшении площадей отчуждения городской территории. Результаты 2008-09 гг. : 1. Разработан, изготовлен и испытан 3-х фазный ВТСП кабель длиной 30м; разработаны технические требования к ВТСП токоограничителю напряжением до 20 кВ и предложения по его созданию; 2. Изготовлены и установлены на стенде в ОАО «НТЦ Электроэнергетики» 3- и фазы ВТСП КЛ длиной 200 м в комплекте с усовершенствованными вводами, с теплопритоком, уменьшенным в 3 раза по сравнению первыми образцами 3. Спроектирована, изготовлена и испытана на стенде МАИ криогенная система мощностью по холоду 8 кВт, обеспечивающая возможность создания ВТСП КЛ длиной до 5 км.

13. О работе проблемного оборудования на электросетевых объектах в 2009 году

14. Силовые автотрансформаторы 1. МЭС Юга ПС-330 кВ автотрансформатор типа АТДЦТН-200000/330/110У1, год выпуска 2005, введен в работу в октябре 2007г. Причина отключения: произошло автоматическое отключение автотрансформатора АТ-1 действием дифференциальной и газовой защит. Причиной технологического нарушения явилось межвитковое замыкание в катушках входной зоны в районе линейного выхода 330 кВ последовательной обмотки вследствие локального увлажнения твёрдой изоляции этой обмотки из-за попадания влаги (атмосферных осадков) в бак АТ через нарушенное уплотнение верхней части ввода 330 кВ.

15. Силовые трансформаторы 2. МЭС Центра ПС 500 кВ автотрансформатор типа АТДЦТН-500000/500/220У3 Причина отключения: 17.08.2009. Капельная течь масла в коробке выводов встроенных трансформаторов тока со стороны активной части; 21.08.2009. Устранена путем протяжки стяжных шпилек клеммой коробки трансформаторов тока по всему периметру. 3. МЭС Центра ПС 500 кВ автотрансформатор типа АТДЦТН-200000/220/110У1, 2001 года выпуска Причина отключения: 03.11.2009г по результатам обследования выполненного ОАО «Элекросетьсервис ЕНЭС» АТ выведен из работы. При внутреннем осмотре с применением электронно-оптического эндоскопа обнаружено повреждение одной из параллельной ветвей общей обмотки (ОО). Трансформатор нуждается в замене обмотки.

16. Силовые автотрансформаторы Предложения по решению проблем Внести изменение в конструкцию вводов 330 кВ для исключения увлажнения твёрдой изоляции этой обмотки из-за попадания влаги (атмосферных осадков) в бак АТ через уплотнение верхней части ввода 330 кВ. Внедрить изменение в конструкциях изолирующих крышек встроенных трансформаторов тока для исключения проворота стяжных шпилек и обеспечение их герметичности на протяжение всего срока службы АТ.

17. Трансформаторы тока 1. МЭС Северо-Запада ПС 220 трансформаторы тока Причина отключения: 04.02.2009 наблюдается постоянная утечка элегаза, вследствие чего, давление элегаза регулярно снижается до критического. Проведён ремонт. 2. МЭС Юга ПС 220 трансформатор тока Причина отключения: 16.06.2009 при осмотре было обнаружено снижение давления элегаза. 23.07.2009 произведена замена блока выводов вторичной обмотки и замена элегаза.

18. Трансформаторы напряжения 1. МЭС Волги ПС 500 кВ Обстоятельства: Апрель 2009. Снижение напряжения на вторичных обмотках ниже допустимого уровня в ф.В. Заменена в октябре 2009 ф.В по гарантии заводом-изготовителем. 2. МЭС Центра ПС 500 кВ трансформатор напряжения 500 кВ. Обстоятельства: 22.02.2009 капельная течь масла из клемных коробок ТН; заменены прокладки.

19. Конденсаторы 1. МЭС Волги ПС 500 кВ конденсатор связи типа СМА (В)-166/√3-18УХЛ1. Причина отключения: 20.07.2009 разрушение 3-х элементов КС ВЛ 500 кВ. 21-28.07.2009 по результатам внеочередных испытаний забракованы КС на двух ВЛ 500 кВ (отклонение ёмкости и тангенса выше допустимых норм). Причина повреждения: Заводской брак – некачественный гетинакс КС типа СМА (В)-166/√3-18УХЛ1 и типа СМА (В)-166/√3-14УХЛ1 поставки 2007 г. Проводится полная замена 108 шт. КС на ПС ОАО «ФСК ЕЭС». 2. МЭС Урала ПС 220 кВ 03.11.2009 произошло разрушение КС типа СМА (В)-110/√3-6,4УХЛ1 изготовленных в 2007 году этого же завода-изготовителя на ВЛ 220 кВ. Вывод: причина повреждения в МЭС Волги и Урала - некачественный гетинакс КС поставки 2007 г.

20. Коммутационное оборудование 1. КРУЭН МЭС Центра ПС 330 кВ. Причина отключений: 28.04.2009 повторяющаяся дефекты (были устранены в 2008) - попадание влаги в корпус приводного электродвигателя разъединителей). Электродвигатели замены. В 2009 году в ОАО «ФСК ЕЭС» была проведена переаттестация данного оборудования с акцентированным вниманием на степень защищённости. Изготовитель провел дополнительные работы по улучшению качества.

21. Коммутационное оборудование 2. КРУЭ на напряжение 500кВ МЭС Центра ПС 500 кВ. В 2009 году произошло 2 случая короткого замыкания внутри объема разъединителя КРУЭ. Так же произошли 2 пробоя изолирующих тяг разъединителей при испытаниях. Причина повреждения: Неоднородность материала изоляционных тяг (пробой изоляционной тяги разъединителя). Дефекты устранены. Заводом-изготовителем выявлена определённая партия изолирующих тяг одного из поставщиков с недостаточными изолирующими свойствами тяг.

22. Коммутационное оборудование 3. Выключатель 220 кВ 2007 года выпуска. МЭС Юга ПС 500 кВ. 24.10.2009 снижение давление элегаза (снизилось с 6,8 до 4,5 кг/см2). Причина отключений: Снижение давления. Дефект гидропривода

23. Коммутационное оборудование Предложения по решению проблем Привода серии КРУЭН на напряжение 110, 220 кВ должны соответствовать степенью защищённости не менее IP54. Ужесточить контроль по устранению дефектов на элегазовом оборудовании заводом-изготовителем выявленные в эксплуатации оборудования находящихся на гарантии. При этом при закупках необходимо строго оговаривать сроки их устранения.

24. Общая характеристика аварийности оборудования ПС Распределение технологических нарушений на оборудовании ПС по видам оборудования: 24

25. 40% всех отказов приходится на отказы коммутационной аппаратуры (выключатели, разъединители). Сохраняется большая доля аварийности опорно-стержневой изоляции (разъединителей). Основными причинами отказов первичного оборудования являются отказы по причине старения оборудования. Аварийность новой элегазовой коммутационной аппаратуры на значительно ниже аварийности воздушных и масляных выключателей различных классов напряжения. В среднем аварийность воздушных и масляных выключателей в первом квартале 2009 года составляет 0,033 1/год. Для элегазовых выключателей данный параметр составляет 0,008 1/год. Необходимо отметить значительное снижение плановых и аварийных ремонтных работ на элегазовых выключателях. Общая характеристика аварийности оборудования ПС 25

26. Аварийность выключателей по данным 1 кв 2009 года 26

27. Ремонты в ячейках элегазовых выключателей 1 6 2 5 3 1 6 4 2 5 3 4 6 27

28. Проблемы при транспортировании ж/д транспортом трансформаторного оборудования Повреждения трансформаторного оборудования после железнодорожной транспортировки: Повреждение деталей крепления активной части. Разрушение изоляции. Повреждение адаптеров высоковольтных вводов.

29. Спасибо за внимание! Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы